Si la parte económica está al borde del colapso, iros preparando para la parte energética.
Si no os interesa el mundo del petróleo os la podéis saltar.
enero 16, 2024
Después de realizar un análisis exhaustivo sobre la producción mundial de petróleo y sus perspectivas, debo concretar en estas conclusiones la deriva del mercado de cara a los próximos años.
Para calcular una previsión sobre la producción mundial de petróleo es vital establecer cual es el total de las reservas recuperables (URR) desde que se descubrió el primer pozo de petróleo hasta hoy. Con ese dato, podemos modelar una especie de curva sobre un gráfico, cuya área entre la curva y el eje de las X, debe ser equivalente al total URR.
Pongamos por caso este modelo.
La curva zaina consideraba una URR de 1,870 billones de barriles de petróleo en el total mencionado antes. La curva roja 1,95 y la curva verde, 2,2.
Para modelar la parte del futuro, se utiliza la diferencia entre el total URR y la parte ya extraída, lo que nos da la diferencia que podemos graficar a lo largo del tiempo, siguiendo el descenso esperado en la producción de petróleo que exhiben los campos que declinan.
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El total más fiable es el de C. Campbell, en torno a 2,2 billones de barriles.
Como la curva corresponde a 2008, a ese total hay que añadirle los nuevos descubrimientos y restarle la producción desde 2008 hasta 2023, para obtener una curva actual.
También hay que añadir la parte de petróleo no convencional del shale oil USA.
Dado que entre esa fecha y hoy día, apenas ha habido descubrimientos (entre 3.000 y 5.000 millones de barriles anuales), el URR final debe estar entre 2,2 y 2,3 billones de barriles. Con un consumo de 80 millones de b/d desde 2008 hasta 2023, le debemos restar 450.000 millones de barriles ya consumidos, con lo que nos quedarían unos 700.000 millones de barriles de reservas. Aproximadamente el 20% de estas reservas, nunca se extraerá (el fondo del barril), por lo que las reservas reales estarán entre 500 y 600.000 millones de barriles, que son las reportadas por Rystad Energy.
En el gráfico anterior se ve una larguísima cola entre 2050 y 2100.
¿Qué es lo que ha ocurrido desde 2008 hasta 2023, para errar tanto el objetivo si las URR restante apenas ha variado.
La respuesta es la perforación horizontal.
Antes de seguir transcribo parte de la entrevista del señor Bakhtiari ante el senado australiano en 2006.
Senador JOYCE- Muchas gracias, Sr. Samsam Bakhtiari. He sido seguidor suyo durante mucho tiempo; he sido uno de sus fans silenciosos. Con respecto al cenit de Hubbert, considerando los yacimientos de Ghawar y Cantarell, ¿puede explicarnos algunos de los indicadores de que estos yacimientos se están agotando? Estoy hablando de inercia del gas o inercia del agua. ¿Cuáles cree usted que son los indicadores clave de que estos yacimientos han pasado el cenit de la producción?
Dr. Samsam Bakhtiari- Los yacimientos supergigantes son todos realmente grandes. Actualmente, el 40 por cien de la producción mundial procede de ellos. Gestionar un supergigante es un procedimiento muy difícil. Cuanto mayor sea, más difícil es gestionarlo. En primer lugar mencionaré el caso de Ghawar. ¿Por qué? Porque es el yacimiento más grande del mundo con diferencia. Al principio, se calculó que en 1952 tenía –cuando empezó a funcionar, hace 54 años- unos 70000 mb de petróleo recuperable. Eso fue hace 54 años. Desde entonces, mucho de ese petróleo ya ha sido recuperado. La situación actual de Ghawar presenta dos grandes problemas. Aún está produciendo, creemos, entre 4 y 4,5 mb/día, pero para producir todo ese petróleo hay que hacer muchas cosas. Veamos dos puntos:
Por una parte, lo que está pasando actualmente es que se está inyectando 8 mb de agua de mar cada día y de ahí se consiguen unos 4,5 mb de petróleo. La cantidad de agua que están inyectando es cada vez mayor. La última información que tengo es que ahora ha aumentado a 9 mb, pero no he tenido tiempo para comprobarlo. Estas cifras son muy aproximadas, porque no sabemos exactamente qué está pasando, pero las cifras son aproximadamente de esta magnitud.
Así que cuando dicen que el crudo de Ghawar es barato, de ninguna manera es barato, porque hay que hacer todo ese enorme tratamiento, con esas tuberías inmensas que proceden del mar y un compresor enorme que reinyecta esa agua bajo la columna de petróleo, y que empuja la columna hacia arriba. Ése es un aspecto. Hay problemas. Si no los hubiera, no sería necesario hacer todo eso.
Pero hay algo más. Normalmente, en todos estos supergigantes se perforan pozos verticales, con los que se extrae el petróleo por la presión del gas o del agua. Así es cómo se hace la mayoría de las veces en los cuatro supergigantes de Irán. Pero en los años 90, hubo una nueva tecnología llamada pozos horizontales. En Ghawar se pensó confiar en este tipo de pozos en vez de hacerlo en los pozos verticales. Los pozos horizontales son al mismo tiempo una bendición y una maldición. ¿Por qué?
Permítanme explicarles de forma aproximada cómo funciona esto. El petróleo se sitúa por debajo de una capa impermeable. Por encima queda el gas y por debajo el agua. Naturalmente, esta es una explicación muy esquemática. El pozo vertical llega al medio de la columna de petróleo y de ahí se obtiene el mismo, bien por la presión del agua que está debajo o bien por la presión del gas, desde arriba, en cuyo caso se dice que un yacimiento está propulsado por gas. La mayoría de los yacimientos iraníes están propulsados por gas. Ghawar está propulsado por agua. Es una cosa o la otra, aunque algunas veces, muy raramente, ambas.
El pozo horizontal es diferente. Éste baja primero y luego sigue de forma horizontal durante unos pocos kilómetros. El pozo horizontal es una bendición porque puedes llegar justo a la mitad de la estructura de petróleo y de este modo extraer el petróleo más fácilmente. Pero hay un peligro muy grande con los pozos horizontales, de los que nos dicen que en Ghawar hay, aproximadamente, 220. El gran peligro del pozo horizontal es que, cuando el agua alcanza el pozo, éste está perecid. Algún día en el futuro en Ghawar, el nivel del agua finalmente alcanzará el pozo horizontal.
Senador JOYCE- Pero ya hay señales de lo que ellos llaman “inercia del gas” e “inercia del agua” en algunos de los pozos, ¿no?
Dr. Samsam Bakhtiari- ¿Perdón?
Senador JOYCE- ¿No hay señales ya de que eso está pasando en algunos de sus emplazamientos?
Dr. Samsam Bakhtiari- Sí, está pasando pero no a gran escala. Cuando eso pase a gran escala, Ghawar colapsará y habrá un precipicio en su producción. Cuando haya un precipicio allí, todo el sistema de producción saudita se vendrá abajo. Si eso pasa, empezaremos a oír alarmas por todos lados, y el precio del petróleo se pondrá por las nubes.
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En un yacimiento de petróleo, el agua más densa se coloca debajo, luego está la capa de petróleo y por encima, la capa de gas.
Cuando se inyecta agua, al ser más densa, se va a la parte de abajo y "empuja" al petróleo hacia arriba. Al cabo de un tiempo, los niveles de agua van ascendiendo y la capa de "solo" petróleo se va haciendo más delgada. Naturalmente en los yacimientos supergigantes, este proceso es muy lento y dura décadas, pero tarde o temprano, el agua sube de nivel.
La perforación horizontal permite acceder a la parte superior de "solo" petróleo (siempre hay cantidades de agua, pero no tanta como en la parte inferior). Con una pequeña inversión, realizamos un pozo horizontal y accedemos a la parte que tiene más petróleo, manteniendo la producción total del yacimiento, a costa de reducir las reservas más rápidamente. Pero esto tiene consecuencias sobre la forma de la curva de producción. En tiempo de Hubbert, no existía la perforación horizontal, con lo que la curva de producción seguía la campana de Gauss. Pero con la perforación horizontal y el acceso a capas más altas de petróleo, la curva pasa a ser algo así.
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La explicación es sencilla. Cuando la perforación horizontal se vuelve masiva, deja muy poco petróleo en la parte superior y cuando el agua llega al límite superior, la producción se vuelve agua y petróleo en lugar se solo petróleo, con lo que de repente, la producción cae en picado, porque de cada 10 barriles que extraemos, 9 pueden ser agua, por ejemplo. Como dice Bakhtiari, cuando el agua va ascendiendo, va matando sucesivamente todos los pozos horizontales y cada vez queda menos espacio para perforar nuevos pozos, con lo que hacia el final, la producción se hunde repentinamente.
En Ghawar, la perforación horizontal empezó en los años 90, pero en 2005, el petróleo convencional alcanzó el cenit y se generalizó el recurso a los pozos horizontales. Este sistema permite con una inversión relativamente pequeña, mantener la producción del yacimiento. Cuando en 2005 se generalizó, todavía quedaban cuarenta años de buenas reservas, por lo que no preocupó el agotamiento de los supergigantes.
Ahora, transcurridos casi 20 años, el agotamiento está muy avanzado.
La llegada del shale oil es lo que ha permitido superar la meseta mantenida con el procedimiento de los pozos horizontales, como muestra este repetido e interesante gráfico.
La línea roja es la producción convencional en una amplia y extendida meseta, que ya ha iniciado el descenso (transición T1 en la terminología Bakhtiari). Luego comienza un decline más rápido T2 (2025-2030) y cuando comienza el T3 (2030) todo se vendrá abajo.
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Si combinamos el primer gráfico (con el pico en 2008 y una rápida caída) con este de 2023, y lo prolongamos al futuro, la curva esperada, para respetar el URR de 2.200 millones de barriles, debe ser algo así.
El pico se alcanza más tarde (2018) gracias al shale oil y la caída (cuando termine la larga meseta entre 2005 y 2025) es mucho más abrupta que en el gráfico inicial.
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El decline del shale oil es mucho más rápido que los pozos convencionales y su declive se unirá al agotamiento masivo de los grandes supergigantes en la década de 2030, causando un desplome absoluto en la producción de petróleo, como se aprecia en el gráfico.
Una de las características que se ven cuando se realiza un análisis global es que todas las reservas conocidas de petróleo están ya desarrolladas. Con la fase final de los descubrimientos del presal brasileño y las aguas ultraprofundas de Guyana, apenas queda ningún gran yacimiento (solo Namibia) por desarrollar. En Oriente Medio, lo que se está haciendo en los proyectos hasta 2027-2028 es ampliar la producción de los grandes campos más jóvenes, hasta el límite máximo, para no estropear los reservorios. En adelante, no queda absolutamente nada por desarrollar, ni ampliar, por lo que el decline habitual no podrá ser compensado por ningún nuevo yacimiento, y por eso, la velocidad de caída, se acelerará con mucha rapidez. Si a eso le sumamos, el pogre agotamiento de los supergigantes (no lo harán todos a la vez por supuesto), tenemos definida una década (2030-2040) de hundimiento de la producción.
Los nuevos campos descubiertos desde los años 80 son más pequeños y declinan con mucha rapidez (no pueden sustituir a los viejos campos supergigantes), como se sabe desde hace tiempo.
Oilfield Decline Rates
- El Informe Mundial del Petróleo de 2008 de la AIE se concentró en definir las tasas de declive futuras. Publicaron una tasa de disminución promedio ponderada por la producción en todo el mundo del 6,7% en 2007 . Se prevé que esta cifra aumentará al 8,6% para 2030 a medida que más y más campos gigantes antiguos superen su meseta y comiencen a declinar, y la larga cola de la producción global se desplace hacia campos petroleros más pequeños y que se agotan rápidamente. A partir del Informe Mundial del Petróleo de 2010 de la AIE (el último disponible gratuitamente), la AIE mantuvo estas predicciones.
Estamos a punto de iniciar una época muy zaina. No se pueden hacer análisis de un futuro sin casi petróleo, manteniendo una óptica de abundancia como en la actualidad. No nos podemos hacer una idea de lo que significa un descenso Séneca, para el mantenimiento del estado del bienestar.
La dependencia del petróleo tantas veces minusvalorada, será evidente entonces y las consecuencias en forma de lucha por los recursos, dan una idea de lo que puede significar para el futuro de la humanidad.
Pronto vamos a comprobar si la transición energética es viable sin el apoyo de los combustibles fósiles. Espero de corazón estar equivocado y que podamos avanzar sin mayores problemas, aunque he de reconocer que no lo veo nada claro.
Por otro lado, si las reservas totales de petróleo son 2,600 billones en lugar de 2,3 billones, solo supone alargar la curva en 10 años , con el consumo actual y no cambia apenas nada, la forma final de los gráficos, aunque nos da algo más de tiempo, para desarrollar la transición. Dependiendo del tiempo que se pueda ganar, llegaremos a una sustitución más o menos alta.
Mis perspectivas son que la transición alcance un 20-30% de los niveles actuales. Ahora es cuando necesitamos toda esa maravilla tecnológica que siempre ha "salvado" a la humanidad.
Veremos.
Solo una opinión.
Saludos.
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