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blog El pico del petróleo y sus consecuencias

Un gráfico vale más que mil palabras. El final del fracking

Todavía nos siguen vendiendo que el fracking ha cambiado el control del petróleo y que la OPEP tiene un enemigo de su tamaño. De paso, nos asaltan de vez en cuando con gráficas como esta.
 


Y la propia AIE en 2018 en el famoso WEO, dijo que el fracking resolvería todos los problemas de producción hasta 2025 y más allá.

Este es un análisis alternativo que se fija en los datos conocidos y no da por hecho previsiones para tranquilizar a la opinión pública.




Antes de explicar la gráfica (del titular) hay que comentar la evolución del fracking.

La extracción de shale oil moderna comienza en 2008 (aunque ya llevaba varios años en pozos aislados en Bakken, sobre todo).

En los primeros años, la tecnología no estaba depurada y la geología de la zona no se conocía con precisión. Los primeros pozos tardaban casi dos meses en terminarse. Más o menos , perforaban entre 1.000 y 3.000 metros de pozo vertical y luego giraban para hacer un recorrido horizontal de 1.000 metros.

En este caso, la mejora de la eficiencia fue durante bastante tiempo, encontrar la forma de economizar tiempo y realizar el pozo en el menor tiempo posible. En aquella época era usual ver en las presentaciones corporativas , gráficas con la reducción de tiempo en la terminación del pozo. El coste de alquilar un rig (plataforma) era caro y si reducían el tiempo, podían hacer más pozos pagando el mismo alquiler.

A medida que la geología iba siendo conocida, la perforación de los pozos se redujo hasta solo quince días. La productividad del pozo todavía era baja (estaba en torno a los 250 barriles/dia de media para todo USA, en el primer mes de producción que es el más alto).

Se comenzó a utilizar más apuntalante, arena y más puntos de fracking al extender la longitud del lateral. Durante algunos años, sobre todo al caer los precios del petróleo en 2014, se redujo el número de plataformas, mientras se hacían más etapas de fracking. La productividad fue aumentando, al principio despacio y luego a mediados de 2016, empezaron a utilizar grandes cantidades de arena y apuntalante, extendiendo los laterales hasta 3.000 metros.

La producción ha seguido aumentando hasta alcanzar casi los 700 b/d de promedio (siempre referido al primer mes). Pero en los últimos meses, la productividad por pozo ha crecido mucho más despacio.

Pruebas con laterales bastante más largos, no han funcionado, por lo que es posible que estemos viendo un límite en la longitud de los laterales.

Por otro lado, todas las zonas no son iguales. hay unas mejores que otras (mayor grosor de la capa de shale oil) y se conocen con el nombre de puntos dulces. A medida que se iban agotando estas zonas, los frackers comenzaron a calibrar cual sería la distancia ideal para maximizar la producción. Si los pozos estaban demasiado distanciados, se perdía terreno para perforar más y si estaban demasiado cerca, aparecía el problema de los pozos padre-hijo, donde la producción de un segundo pozo (hijo), interfería la producción del primer pozo (padre) y la producción total de los dos, era bastante más baja que si hubieran estado por separado.

Como consecuencia de la extensión de los laterales y un uso abundante de los apuntalantes y la arena, la producción de shale oil ha protagonizado una subida espectacular. Pasar de pozos de 250 barriles a 700 b/d, realizando casi los mismo pozos que en 2014, ha permitido un aumento extraordinario de la producción. El problema viene cuando el decline de los pozos también ha crecido notablemente.

Es la Reina Roja, como en Alicia en el Pais de las Maravillas. Se perfora sin parar , pero el decline es tan grande que no se puede parar de perforar, porque si no, la producción cae en picado.

Con el tiempo, hemos oído hablar que la producción se ha vuelto más gaseosa. Es decir, los pozos producen más gas y menos petróleo en proporción.

En este informe de Srsrocco, vemos como la velocidad de decline ha aumentado, aunque no explica por qué.

https://srsroccoreport.com/the-u-s-shale-industry-hit-a-brick-wall-in-2019/

Por ejemplo, se puede ver como la velocidad de caída va aumentando.

 



Un tweet del propio autor de SRSrocco, nos avisa que la caída en los pozos de EOG Resources (probablemente el mejor operador de fracking de los EE.UU. ) en 2018, alcanza un 82%. Cifra que por si sola, debería ser una señal importante, sobre la caída en la producción de fracking.


 





Aquí llegamos al grafico, que es como una sentencia de muerte para el fracking y donde explico por qué la velocidad de decline compuesta, está aumentando.


                                          EL  GRÁFICO.





El gráfico al que se refiere el título es este. Pertenece a la serie de gráficos que Enno Peters publica en su página shaleprofile.

https://shaleprofile.com/

Es el ratio gas/oil obtenido de los pozos de fracking americanos.

En el eje de la Y esta la relación Gas/oil en Mcf/bbl que oscila entre 1 y 6.

En el eje de la X está la duración temporal de la extracción de petróleo en meses. Oscila entre cero y 120 meses.

Cada curva de un color distinto representa un año.  Van desde el año 2009 al 2019, aunque este último apenas se ve.





 

 





Y ahora, ¿qué quiere decir?.


En los primeros años, la presión de los pozos era bastante uniforme durante muchos meses (por ejemplo 2009).

A medida que pasaba el tiempo y se hacían más y más pozos, la presión de las zonas iba disminuyendo.

La base de la extracción de petróleo y gas está en la diferencia de presión entre el interior del pozo y la superficie. A mayor presión, más petróleo sale. Cuando baja la presión, el petróleo sale con menos fuerza y el gas, que es más volátil, empieza a aumentar la proporción.

Viendo la grafica, vemos que al principio, la relación gas/petróleo está en torno a 2, aumentando muy rápidamente en los primeros meses. Es por ello, que la caída en la producción de petróleo es fulminante en el primer año.

En 2010-2014, después de un rápido aumento, el ratio se estabilizaba y la producción tenía un descenso menos abrupto durante años. En 2015, se empezó a incrementar la relación y a partir de 2016, con el incremento de la longitud de los laterales, el crecimiento es vertiginoso desde los 30 meses. En 2017, el crecimiento se vuelve más rápido antes y no tenemos muchos datos de 2018 y 2019, pero parece que según los datos trimestrales, el proceso sigue su curso.


Lo que ha ocurrido es que la presión de las zonas de perforación ha ido disminuyendo con el número de pozos perforados y al tener menos presión, vemos que el ratio gas/oil, ha ido aumentando progresivamente, lo que quiere decir que sale más gas y menos petróleo (no es que los pozos sean peores y contengan menos petróleo , sino que la presión ha descendido). Triplicar la longitud de los laterales ha funcionado para aumentar la productividad del pozo, pero al mismo tiempo, la velocidad de extracción ha contribuido al descenso rápido de la presión en toda la zona. Perforar más pozos no servirá mas que para acelerar la caída de la presión, acortando la vida de los pozos y por lo tanto la propia cantidad final de petróleo recuperado. El aumento de la proporción de gas con el tiempo, explica por qué la cantidad de petróleo extraída, declina cada vez más rápido. Cuanto más gas sale, más disminuye la presión y menos petróleo se extrae, al ser más pesado que el gas.

Como se puede entender, la razón es geológica y no tiene solución. Cuantos más pozos perforen, más gas y menos petróleo se obtendrá. Observar que todavía se puede disimular, porque la presión del primer año, mantiene las cifras de la producción de petróleo, pero estos pozos están diseñados para funcionar 30 años y la cantidad total recuperada que estiman los productores, va a ser muchísimo menor por esta desviación.

Precisamente, el Wall Street Journal ha hecho dos artículos con un año de diferencia, advirtiendo que la cantidad recuperada según las empresas productoras, estaba sobrevalorada entre un 15 y un 20% sobre sus estimaciones. Cantidad que viendo la progresión de los gráficos, va a ir en aumento.

https://www.wsj.com/articles/banks-get-tough-on-shale-loans-as-fracking-forecasts-founder-11577010600

(WSJ, detrás de un muro de pago).

https://oilprice.com/Energy/Energy-General/Is-The-Shale-Boom-Running-On-Fumes.HTML

Del interior del texto de Oilprice.
 

La perforación de esquisto bituminoso no produce tanto petróleo y gas como prometió la industria, lo que plantea dudas sobre la productividad, la rentabilidad y, en última instancia, la longevidad del auge del fracking.
 
 
 
 
El Wall Street Journal publicó una investigación condenatoria sobre la productividad de miles de pozos de esquisto, y descubrió que a medida que pasó el tiempo, la producción de petróleo y gas de los pozos de esquisto resultó ser más decepcionante de lo que se pensaba. El informe agrega más evidencia a la conclusión de que el WSJ llegó hace casi un año , lo que planteó serias dudas sobre los problemas endémicos de la perforación de esquisto bituminoso.
Después de un estallido inicial de producción, los pozos de esquisto decaen rápidamente, un hecho ampliamente conocido desde que comenzó el auge del fracking hace más de una década. Sin embargo, las compañías prometieron que estos pozos permanecerían en línea durante años, tal vez incluso décadas, a pesar de que producirían en una pequeña fracción de su pico inicial.
 
Pero a medida que pasó el tiempo, los pozos perforados hace años están produciendo mucho menos de lo que se pensaba. El WSJ recolectó datos sobre los 29 productores de esquisto más grandes. Hace un año, el WSJ descubrió que los pozos producidos por esas compañías estaban en camino de extraer un 10 por ciento menos de petróleo y gas durante su vida útil de lo que prometieron las compañías. Ahora, con nuevos datos, el WSJ encuentra que esos pozos podrían producir un 15 por ciento menos de lo anunciado inicialmente.
Eso suma una brecha de alrededor de 1.4 mil millones de barriles de petróleo y gas en 30 años, dice el WSJ, o alrededor de $ 60 mil millones a precios actuales. Dicho de otra manera, las 29 compañías de esquisto más grandes están listas para producir un valor de $ 60 mil millones menos de lo que inicialmente les dijeron a los inversores.
El WSJ señaló el ejemplo de Whiting Petroleum, que les dijo a los inversores que cada uno de sus pozos perforados en Dakota del Norte en 2015 produciría 700,000 barriles acumulados de petróleo y gas durante toda su vida útil. A principios de 2019, utilizando datos de Rystad, el WSJ descubrió que la cifra real podría ser más de 590,000 barriles. A medida que 2019 llega a su fin, el WSJ descubrió que los datos más actualizados ahora vinculan las estimaciones de 540,000 barriles. En otras palabras, los pozos de Whiting están en camino de producir casi una cuarta parte menos de lo que se pensaba.
Hay algunas implicaciones serias de esta revelación. Las compañías de esquisto pueden no ser tan valiosas como pensaban los inversores anteriormente. La perforación de lutitas en general puede ser menos rentable de lo que se pensaba anteriormente, y ha sido perseguida por un modelo de negocio cuestionable. Además, para evitar que la producción caiga, las empresas tendrán que gastar más y perforar a un ritmo más rápido. Al final, Estados Unidos puede no producir tanto petróleo y gas como se esperaba.
Los críticos de la industria del esquisto han planteado preocupaciones similares en el pasado. Por ejemplo, el Post Carbon Institute ha publicado repetidamente informes cuestionando la longevidad del auge del esquisto bituminoso. El último análisis se realizó en noviembre, en el cual el autor J. David Hughes dijo que el caso de referencia de la EIA para la producción de petróleo y gas de EE. UU. Desde cada cuenca de esquisto hasta 2050 es "extremadamente optimista en su mayor parte y, por lo tanto, es muy poco probable que se realice".
Como señala Hughes, la tendencia de la industria a "calificar" sus activos, o centrarse en su mejor superficie, permite una extracción más rápida, pero finalmente produce más petróleo y gas. Además, los puntos clave se perforan y las E&P cambian a una superficie de menor calidad, lo que ya está sucediendo. Mientras tanto, los pozos infantiles producen mucho menos que los pozos padres, y como se espera que la mayoría de los pozos nuevos sean pozos infantiles , la producción por pozo podría disminuir.
A lo largo de los años, los ejecutivos petroleros han señalado repetidamente varias innovaciones que allanarán el camino hacia mejores rendimientos y ganancias jugosas: re-fracking, super laterales, desarrollo de cubos, supercomputadoras, etc. También hubo un conjunto correspondiente de "innovaciones" financieras. A medida que la industria encontró formas creativas para convencer a los inversores de que desembolsen más capital. 
Al final, el problema general es que la perforación de esquisto bituminoso está plagada de altas tasas de disminución y la incapacidad de generar un flujo de caja positivo, al menos en su tamaño actual. El último informe de WSJ encuentra que la tasa de disminución puede ser más pronunciada de lo que se pensaba anteriormente.
El resultado es que el auge del esquisto podría estar en tiempo prestado. Como Hughes escribió en su informe de noviembre para el Post Carbon Institute, mientras que "la" revolución del esquisto "ha proporcionado un respiro de lo que hace 15 años se pensaba que era una disminución terminal en la producción de petróleo y gas en los Estados Unidos, este aplazamiento es temporal , y a los Estados Unidos se les recomendaría planificar una producción de gas y petróleo de esquisto muy reducida a largo plazo ".
Por Nick Cunningham de Oilichelin


Como el gas no vale prácticamente nada comparado con el petróleo, se puede aventurar el final del fracking en poco tiempo. Y no por la falta de inversión, sino por la falta de rentabilidad energética (al menos en la cantidad de petróleo extraido).

En resumen, cuando los primeros pioneros empezaron a perforar pozos de fracking, estoy seguro que no mentían en sus estimaciones sobre la producción de un pozo en los próximos 30 años. Lo que no calcularon es que cientos de miles de pozos serían perforados en las mismas zonas y la propia presión de la zona, acabaría cayendo hasta afectar a la producción futura de sus primeros pozos.

Igualmente, en las faraónicas presentaciones de la producción de shale oil, hay que empezar a pensar como afectará la producción de tantos miles de pozos en la presión conjunta del campo. Los pozos de fracking no son como los convencionales, a los que puedes inyectar agua o gas, para mantener la presión del campo, mientras extraes la mayor cantidad posible de petróleo. En el caso del shale oil, solo alrededor del 5% del crudo en el subsuelo es recuperado, precisamente por la rápida caída de la presión.

Saludos.

PD. Evidentemente no digo que el final del fracking sea mañana, pero se aprecia claramente cual es su talón de Aquiles, incluso si no entramos en los aspectos económicos de su negativa rentabilidad (al menos a los actuales precios del oil) .

También tengo curiosidad por ver como Exxon y Chevron, los gigantes americanos, son capaces de rentabilizar sus extraordinarias inversiones en un ambiente que combina, baja demanda de petróleo, mala producción por exceso de gas, precios relativamente baratos para los productores y un sector de refino deprimente por la competencia china (y la baja demanda de petróleo añadida).

 

Recordar que no deja de ser una hipótesis, pues no tengo datos geológicos de presión, ni su comparativa con los primeros pozos, para evaluar la caída de la presión. Por lo tanto deberá ser verificada por los datos que obtengamos en el futuro. 

 

PD2. Por último un curioso enlace de Bloomberg, donde en una imagen animada nos ofrecen una muestra de lo que sucede tras el fracking en un pozo, con imágenes obtenidas por Deep Imaging, donde se puede ver que la realidad es bastante distinta de lo que pensaban los "expertos". Todavía se desconocen muchas cosas sobre como funciona el fracking.

 https://www.bloomberg.com/graphics/2019-how-fracking-works/

 

 

 

 

 

También puedes leerme en multiplicarunainversionpor10.blogspot.com

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  1. #1

    Manolo058

    Muchas gracias por el post Antonio.
    Dispones de algún estudio con proyecciones de existencias y consumos del petroleo y a que ritmo deberían evolucionar energías alternativas para contrarestar la caída de la oferta y el escenario inflaccionario que esto podría suponer?.
    Saludos

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  2. #2

    steelman1234

    en respuesta a Manolo058
    Ver mensaje de Manolo058

    Hola Manolo058.

    Vuelvo a andar mal de tiempo y no puedo responder todo lo que quisiera.

    Como veo que te interesa el tema, te propongo que leas una serie de post que se publicaron en el blog de Antonio Turiel hace unos años.

    Antonio Garcia Olivares, junto con otros científicos, realizó un trabajo magnífico, donde intentaba proponer una transición energética total a renovables para 2050, estudiando a fondo todo tipo de problemas, incluidos intermitencias, potencial de las renovables, limites de ciertos elementos, etc.

    También contiene las réplicas de Carlos Castro y Pedro Prieto, incluso un post del propio Antonio Turiel.

    Verás la complejidad del tema y la casi certeza de la necesidad de decrecer para hacer viable la transición.

    Es largo, son varios post, pero da una idea de la complejidad y dificultad (incluso sobre el papel) de realizar una transición completa a renovables.

    http://www.sirenovablesnuclearno.org/renovables/renovablesdebate.html

    Empieza por, primera aportación de Antonio Garcia-Olivares. y luego sigues con los post que continúan.

    Saludos.

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  3. #3

    Francisco Llinares

    en respuesta a Manolo058
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    Aunque parece contraintuitivo, no está nada claro que se produzca inflación.

    Aquí hay una previsión de precios a la baja.

    https://ourfiniteworld.com/2020/01/08/expect-low-oil-prices-in-2020-tendency-toward-recession/

    El problema de fondo es que la capacidad de compra de la gente está cayendo en picado.

    Durante la burbuja se aumentó la capacidad de compra de manera artificial, aumentando la capacidad de endeudamiento a límites absurdos. La explosión de la burbuja ha destruido el ahorro real, hundiendo gravemente la capacidad real de compra de la gente. Es un tema complejo de explicar y de comprender.

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  4. #4

    unopoleco

    Muchas gracias. Demoledor.

    Un factor de recuperación del 5% es muy bajo en comparación con el convencional. ¿Sabes si hay en el horizonte prevista alguna mejora? Lo digo porque por pequeña que sea, pongamos que hasta el 7.5%, supondría un 50% más de petróleo a recuperar.

    Saludos.

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  5. #5

    steelman1234

    en respuesta a unopoleco
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    Desde mi conocimiento actual, no.

    He leído durante mucho tiempo, presentaciones donde pretendían mejorar la recuperación de los pozos, incluso refrakeando, pero no funciona . La presión del pozo es el rey. En los yacimientos convencionales, merece la pena económicamente, mantener la presión con inyección de agua y gas, para alargar la vida del pozo y mejorar la recuperación. En el caso de los pozos de fracking, tendrían que perforar un pozo inyector para recuperar pequeñas cantidades de petróleo adicionales. Económicamente no es viable hasta que nacionalicen los pozos y utilicen el dólar gratis para extraer una miseria de petróleo.

    Otros sistemas como los pozos en estrella, las almohadillas, los laterales más largos, hacen perder presión al campo y es pan para hoy hambre para mañana.

    Los polímeros se utilizan para mejorar la movilidad en rocas porosas. No es el caso del shale oil, que es bastante ligero y móvil.

    Y si para compensar la rápida caída de la producción de petróleo, eligen la opción de aumentar el número de pozos, la recuperación de petróleo puede bajar del 5% al caer la presión todavía más rápido.

    Cada cuenca tiene su ratio. la mejor es Bakken que está en torno a 2-3, luego el Pérmico, al ser explotada más tarde está en torno a 5, pero creciendo rápidamente. Luego Eagle Ford en torno a 6 y por último Colorado entre 6 y 10.

    El gráfico asusta porque se puede ver la rápida progresión en elevarse el ratio gas/oil a raíz de alargar los laterales. Y no le veo solución.

    Pero todavía pueden sobrevivir un par de años a costa de cargarse el campo. Para mi, una de las peores gestiones de la historia en cuanto a los recursos.

    Saludos.

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  6. #6

    unopoleco

    en respuesta a steelman1234
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    Gracias por la respuesta.

    Te preguntaba porque leí hace ya 1 o 2 años una noticia que hablaba de recuperaciones de hasta el 14-16%. No recuerdo la compañía. No supe más y, con la perspectiva que da el tiempo, todo apunta a que era humo autopromocional para entusiasmar a nuevos inversores incautos.

    Saludos.

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  7. #7

    Manolo058

    en respuesta a Francisco Llinares
    Ver mensaje de Francisco Llinares

    Gracias Francisco. Creo que desde el punto de vista de la demanda, como apuntas en el comentario, está muy bien fundamentado, lo que no lo tengo tan claro, (por falta de datos) es por el lado de la oferta en el caso de que los argumentos apuntados por Steelman se cumplan, ni como todas estas variables afectaran a la evolución del precio.
    Saludos

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  8. #8

    Manolo058

    en respuesta a steelman1234
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    Gracias Antonio, un debate de mucho nivel con argumentos contrapuestos que dan que pensar y en definitiva, te dan la razón, que no es tan fácil.
    Un saludo.

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  9. #9

    steelman1234

    en respuesta a Francisco Llinares
    Ver mensaje de Francisco Llinares

    Hola Francisco.

    Gail lleva diciendo varios años que la demanda de petróleo es débil porque los salarios no suben lo suficiente.

    Para mi, esto es solo ver una parte de la ecuación. En general los precios bajan si la demanda es más floja que la oferta, permanecen estables si oferta y demanda son ajustadas y suben si la oferta es menor que la demanda (lo que puede ocurrir incluso con una demanda a la baja, si la oferta cae todavía más rápido).

    La demanda de petróleo hace años que pasó a estar dirigida por Asia. Nos centramos mucho en pensar en el consumo occidental, cuando desde 2008, este tiende a la baja en Europa, Japón e incluso está estable en USA.

    Hoy, la demanda es débil porque China y la India están pasando por malos momentos. Y la oferta está a punto de empezar a caer (peak oil). Si como pienso el fracking ha llegado al pico, la oferta-demanda puede igualarse en 2020 y hacia finales, incluso la oferta puede caer con rapidez.

    Desde luego, si una grave crisis estalla en 2020, los precios irán a la baja acompañando al descenso rápido en el consumo, pero espero una última medida desesperada de los BC, para evitar la recesión-depresión, antes de tirar la toalla.

    Saludos.

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  10. #10

    steelman1234

    en respuesta a Manolo058
    Ver mensaje de Manolo058

    Hola Manolo058.

    Si has leído todos los post (un buen rato lleva), entenderás por que soy escéptico con una transición completa.

    El trabajo de AG-O, si es un verdadero trabajo científico, completo y detallado. Aun asi, se puede ver que existen limites infranqueables por los recursos y ya hemos superado de largo, la cantidad de energía que pensaba no se debía superar.

    Pensar que la eficiencia nos puede llevar a reducir el consumo, mientras seguimos creciendo es imposible y además, necesitamos incrementar el consumo de petróleo para realizar la transición (las infraestructuras y la extracción de materiales, consumen petróleo), justo cuando está a punto de escasear.

    En fin, lo importante es tener la mayor cantidad de información para tener una opinión basada en los datos reales y no pensar en extrapolar las cifras actuales al 100%, pensando que no existe ningún límite.

    El trabajo de AGO es de 2015, y como habrás visto en las réplicas, una cosa es planificar un proyecto y otra cosa es llevarlo a cabo, donde los innumerables problemas que surgen en cada fase del proyecto, hacen que sobre el papel, sea un desarrollo de máximos, lo cual todavía limita más el porcentaje de transición energética real que podemos llevar a cabo.

    Saludos.

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  11. #11

    Fernandojcg

    en respuesta a Francisco Llinares
    Ver mensaje de Francisco Llinares

    Hola, Francisco: NO, no es tan difícil de explicar y de comprender... Si se tiene contacto habitual con gente de todas las capas sociales lo que indicas sale a relucir con una GRAN CLARIDAD. Y eso te lo dice alguien cuyo trabajo le permite esa digamos "accesibilidad"...

    Existe una FUERTE INFLACIÓN en el bolsillo de la clase media para abajo. Y tiene una explicación EVIDENTE: con la Crisis sobrevino una caída en los ingresos medios en el área productiva, mientras que la Electricidad, Gas, Combustible, Agua, Alimentos, Impuestos, etc. NO han parado de subir y muy por encima de la Inflación "oficial"... Añade a esto el FUERTE ENDEUDAMIENTO asumido por buena parte de la población y que ha aumentado realmente porque los ingresos NO han podido compensar la "desproporción" que se generó a raíz de la Crisis.

    En fin, Francisco, el tema daría para un post bastante más amplio, pero creo que se me entiende perfectamente en lo que estoy denunciando y es tan simple como comprobar cuál es nuestro poder adquisitivo, NO estrictamente desde el 2008, sino de año a año desde entonces...

    Saludos.

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  12. #12

    steelman1234

    en respuesta a Fernandojcg
    Ver mensaje de Fernandojcg

    Totalmente de acuerdo, Fernando.

    Los índices oficiales de inflación no reflejan el aumento real del coste de la vida, pero se utilizan como referencia para los incrementos salariales.

    Entre salarios relativamente bajos y deudas excesivas, el consumo es difícil que aumente.

    Saludos.

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  13. #13

    Roadtofreedom

    en respuesta a steelman1234
    Ver mensaje de steelman1234

    Steelman, el principal riesgo es que los pueden seguir explotando en un entorno de rentabilidades económicas decrecientes a lo largo del tiempo.

    Temo que el único límite que tiene el fracking es el geológico.

    Del económico ya se encargan los mafiosos amos de los greenbacks.

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  14. #14

    steelman1234

    en respuesta a Roadtofreedom
    Ver mensaje de Roadtofreedom

    Ya estamos en el límite geológico.

    No lo digo yo, al final del tercer trimestre varios CEO´s dijeron que los pozos dulces se han agotado rápidamente. Que habian pasado a perforar Tier 2 con malos resultados y esperaban subidas de los precios del petróleo como consecuencia de la limitación en la producción.

    En estos enlaces se pueden ver las declaraciones de los CEO, que no dejan lugar a duda.

    https://multiplicarunainversionpor10.blogspot.com/2019/10/otro-analisis-que-advierte-del-pico-del.html

    https://multiplicarunainversionpor10.blogspot.com/2019/11/los-dias-de-crecimiento-del-fracking.html

    En 2020, el fracking va a producir menos, pero la llegada de nueva producción de Noruega, Brasil y Guyana, mantendrá el nivel de producción y la demanda débil de petróleo , hará que los precios del petróleo se mantengan en la primera parte del año 2020.

    La constatación de la caída de producción (frente a las previsiones de crecimiento) sorprenderá al mercado que todavía tiene que valorar este trascendental cambio.

    Lo que me parece asombroso es que los equipos de frac (los que terminan todos los pozos de fracking tanto los DUC´s como los normales), hayan caído de 480 a 275 en la última semana y todavía pensemos que se puede aumentar la producción. El retraso en la terminación de un pozo y también el retraso en conocer la producción real, nos lleva a conocer los datos reales, que atribuyen la producción al número real de equipos de frac, con seis meses de retraso. Los datos de producción que nos dan a conocer en Diciembre-2019 corresponden a los datos de Julio-2019 de equipos de frac (eran 420-440), cuando la cifra de equipos es ahora mismo de solo 275. La reducción es espectacular y los datos de producción real, los veremos en Junio-Julio de 2020.

    Saludos.

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  15. #15

    Bgaal

    en respuesta a steelman1234
    Ver mensaje de steelman1234

    Hola Steelman,

    De que fuente sacas el numero de equipos de fracking en activo?

    Gracias!

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  16. #16

    steelman1234

    en respuesta a Bgaal
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    Hola Bgaal.

    De Primary Visión.

    https://twitter.com/primaryvision?lang=es

    Saludos.

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  17. #17

    Bacalo

    en respuesta a Fernandojcg
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    en mi experiencia,el problema no creo que sea la inflación, si no la devaluación de los salarios. Trabajo en el campo tecnológico y una persona que empieza ahora gana lo mismo que yo (en términos absolutos) cuando empecé hace más de 20 años, con lo cual el poder adquisitivo ha bajado. Y esto ha pasado en muchísimas profesiones.
    En la parte de la inflación, Internet ha llevado a coste ridículo o 0 muchos servicios (por ejemplo,hace años trabajé en la liberalización de los servicios de Información telefónica, que manejaban millones de llamadas, hoy son prácticamente nada,la gente busca en Internet la información). Los productos que se importan de Oriente también han provocado deflación. Y sobre los servicios de gas,agua, o electricidad, efectivamente ha subido el coste unitario, pero yo por ejemplo, llevo controlado el gasto y pago igual o menos que hace 10 años: he tenido que cambiar por el camino la caldera o el frigorífico, por ejemplo, más todas las bombillas, más uso de las aguas "grises", y vaya si se nota en la cantidad de Kw o litros de agua consumidos.

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  18. #18

    Bacalo

    en respuesta a steelman1234
    Ver mensaje de steelman1234

    ¿te refieres a la inyección de CO2? he leído los artículos del WSJ a que te refieres, y recuerdo alguno también de inyección de CO2, que lo proponía alguna empresa como un método de aumentar notablemente la recuperación de petróleo, pero decía que las petroleras eran renuentes porque no se conocía muy bien el comportamiento geológico del método y preferían seguir abriendo pozos nuevos,que tenían más controlada la productividad. ¿es cierto?

    Gracias por los artículos, son bestiales.

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  19. #19

    steelman1234

    en respuesta a Bacalo
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    Hola Bacalo.

    La inyección de gas en pozos convencionales suele proceder de yacimientos de gas relacionados con los hidrocarburos. Se utiliza como método de recuperación secundario, con el objetivo de mejorar la presión del yacimiento. Para inyectar CO2, primero deberían capturarlo y luego trasladarlo, lo cual es más caro.

    El nitrógeno también se ha usado pero es peor que el gas de hidrocarburos.

    En el shale oil, no se utiliza porque inyectar costaría más que el propio petróleo extraído como consecuencia del aumento de presión del pozo.

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  20. #20

    Fernandojcg

    en respuesta a Bacalo
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    Hola, Bacalo: Una cosa lleva a la otra... Cuando se crea un desequilibrio entre los ingresos que percibías y lo que podías adquirir con los mismos, estamos hablando de que se ha creado Inflación en el bolsillo del ciudadano.

    Ahora NO dispongo de datos actualizados, pero tengo los que publicó el Instituto Nacional de Estadística en Marzo del pasado año y que nos pueden dar una buena "foto" de lo que está aconteciendo.

    Un trabajador en España acabó el 2018 cobrando un sueldo medio bruto de 2.039 Euros mensuales. Bien, en la última década la pérdida del poder adquisitivo acumulado fue del 7,1%. Esto se traduce en que un español medio ha perdido en la última década una media de 146 Euros al mes, comparando los datos de cierre del 2008 con los del 2018 y cruzándolos con la Inflación registrada. Teniendo en cuenta que el IPC acumulado entre ambos períodos fue del 12,6%, el salario medio debiera haber sido al final del ejercicio del 2018 de 2.185 Euros brutos mensuales.

    SÍ que es cierto que el "crecimiento" de los últimos años se ha sustentado en una presión a la baja de los salarios de los trabajadores que ingresaban nuevos o se REINCORPORABAN tras el estallido de la Crisis...

    Y bacalo los gastos en Energía, Agua, Combustibles, Alimentos, Impuestos (¿hablamos del IBI?), etc. NO han parado de subir y eso se traduce -me reitero en ello- en Inflación en el bolsillo del ciudadano normal y corriente.

    Vd. se ha podido permitir ciertas adaptaciones en su hogar y que le han permitido reducir las oportunas facturas, pero eso NO es lo común en la mayor parte de la gente que tiene salarios muy justos y con la pesada losa que supone la Deuda asumida.

    En el fondo, bacalo, creo que estamos hablando de lo mismo, pero usando distintas argumentaciones.

    Saludos.

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Autor del blog
  • steelman1234

    Me llamo Antonio, soy licenciado en ciencias físicas y "experto" en el mundo del petróleo. Inversor en bolsa desde hace treinta años, actualmente escéptico en todo. Entre mi hermano Miguel y yo, mantenemos el blog.

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