Tecnología e innovación en el sector petrolero: ¿Cómo vamos?

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Gráfica N°1  Fuente: World Intellectual Property Organization (WIPO)

Gráfica N°1
Fuente: World Intellectual Property Organization (WIPO)

 

Históricamente, el sector hidrocarburos se ha destacado por su nivel de desarrollo de tecnologías e innovación en los procesos en el marco mundial, ubicándose en el puesto 21 de 40 sectores económicos segmentados por la Organización Mundial de la Propiedad Intelectual (WIPO, por sus siglas en inglés).

Tanto las empresas operadoras como las compañías de bienes y servicios, han procurado mantener un alto grado de eficiencia y competitividad por medio de estos avances.

Sin embargo, como se ve en las estadísticas de la WIPO, las empresas de bienes y servicios de este sector, no sólo encabezan este esfuerzo investigativo, sino que aventajan a las operadoras.

El gráfico N° 1 muestra el detalle de este desarrollo de tecnologías por medio de las solicitudes de patentes de algunas empresas con sede en Colombia, al Tratado de Cooperación en Patentes (PCT por sus siglas en inglés), este último siendo el estándar internacional de los procedimientos.

Como se observa, de las más de 2000 empresas que anualmente aplican para más de diez patentes, las de bienes y servicios como Halliburton, Schlumberger y Baker Hughes realizan muchas más solicitudes que las operadoras como Shell, Statoil, Chevron, ExxonMobil, y Total.

En particular, las empresas de bienes y servicios de alcance internacional se ubican entre las primeras 100 con mayor número de solicitudes, mientras que en promedio, las operadoras se ubican en el puesto 284.

Cabe señalar que las empresas operadoras tienen una capacidad financiera para esta inversión muy superior a la que anualmente manejan las empresas de BB&SS petroleros, quienes no solo manejan menores ingresos, sino que además dedican un porcentaje superior a la investigación y desarrollo (en promedio, 2,3% y 1,5% de los ingresos operacionales, respectivamente).

En el caso de Latinoamérica, el panorama de innovación es más modesto en el tema de publicación de patentes (uno de los pasos posteriores a la solicitud) en sector hidrocarburos, como se puede ver en el gráfico 2.

Gráfica N° 2 Fuente: World Intellectual Property Organization (WIPO)

Gráfica N° 2
Fuente: World Intellectual Property Organization (WIPO)

 

Para los principales seis (6) países productores de petróleo de la región, este indicador posiciona a Brasil en primer lugar, seguido de México y Colombia con una brecha notable entre el primero y los otros dos países.

Aunque Brasil es el creador del mayor número de patentes en este sector, cabe resaltar que en los últimos15 años ha publicado tan solo 191, superando a las 81 de México y las 46 de Colombia. Comparando esto con el caso internacional, una empresa de bienes y servicios de la talla de Schlumberger superó en un año la suma de 15 años de patentes publicadas de estos tres países.

En el caso colombiano, resalta Ecopetrol, la operadora nacional más grande del sector hidrocarburos, que logró solo una publicación de patente en 2013, con un total de ese año de tres (3) publicaciones del sector y 2.163 solicitudes del total de la economía.

Lo anterior resulta perjudicial no solo para la empresa, sino para la industria en general, ya que el país pierde competitividad en el tiempo y termina adoptando un funcionamiento adaptativo respecto a otros países, lo que supone costos en tiempo y recursos cada vez que debe implementar nuevas tecnologías, en vez de liderar el cambio y aprovechar la eficiencia adquirida.

En virtud de esto, el sector nacional de hidrocarburos aún tiene un largo camino por recorrer para competir no solo como productor sino como creador. Las ventajas de una mayor innovación en el país bajo el PCT se encuentran en un mayor nivel de difusión de las tecnologías nacionales a nivel mundial, un aumento notable en la visibilidad de éstas ante inversionistas internacionales y una reducción en los costos y tiempo de los trámites de patentes que se tendrían por otro medio. No obstante, la industria aún necesita aprovechar más estas herramientas.

Ya que las empresas de bienes y servicios petroleros son las que mayor potencial de innovación tienen en este mercado, la inversión pública y privada en estas empresas, el acompañamiento y asesoría que las compañías internacionales como Halliburton, Schlumberger y Baker Hughes puedan brindar en este aspecto son clave para el crecimiento de la industria hidrocarburífera nacional.

Gráfico de la Semana elaborado por: José Luis Langer – Analista Sectorial – Campetrol (analistasectorial@campetrol.org)
30/06/2015

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Crudos pesados: el reto para Colombia

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Crudos pesados: el reto para Colombia

Gráfica N°1
Fuente: U.S. Geological Survey, U.S. Energy Information Administration, Schlumberger, Information Handling Services, proyecciones realizadas con datos de 2012 y 2013.

El petróleo a nivel mundial cuenta con dos variedades, los convencionales (crudos dulces o ligeros), que son de fácil extracción y refinación, y los no convencionales, cuya composición química requiere métodos más costosos y difíciles para los anteriores procesos.

Del total de las reservas mundiales, el 30% de estas corresponde a crudo convencional y el 70% a no convencional, de este último el 25% son crudos pesados y 45% crudos extra-pesados y bitumen.

La explotación convencional siempre ha sido el enfoque del sector, sin embargo, el estado de las reservas de muchos países, como Colombia, hace que los crudos pesados hayan sido la realidad de la explotación por muchos años y que se establezcan como el futuro de la industria.

En este sentido, América Latina encabeza el ranking con las mayores reservas de crudos pesados del mundo, representando el 48% de ellas (2 billones de barriles equivalentes de petróleo o BEP). En segundo lugar se encuentra Norteamérica con el 28% (1,2 billones de BEP) como se observa en la gráfica 1.

En Latinoamérica las mayores reservas de este crudo las tiene Venezuela, con el 87% (1,7 billones de BEP), mientras que Colombia tiene la quinta mayor reserva de este crudo en la región, representando el 0,6% (0,012 billones de BEP).

Sin embargo, el potencial de explotación de estos recursos trae unos desafíos considerables en infraestructura, tecnología, talento humano e insumos. La alta viscosidad y densidad de este crudo requiere tratamientos térmicos y químicos adicionales para su efectiva extracción que, a pesar de los avances tecnológicos, deja aún un factor de recobro (cantidad recuperable de la confirmada) en promedio mundial de alrededor del 20%, cuando en pozos convencionales es del 35%.

Además de la extracción, existen importantes retos en los temas de transporte y refinación de estos crudos, ya que, dada la viscosidad que los caracteriza, la movilización vía oleoducto es compleja, siendo necesario calentar el fluido o diluirlo con aceites más livianos o naftas, lo que supone costos adicionales en el proceso.

Para Colombia estos desafíos son importantes, dado el papel histórico creciente que ha jugado el crudo pesado en la producción nacional (de gravedad API menor a 20 grados) como se observa en la gráfica 2, y también el que jugará en el futuro, como se indica en la gráfica 3.

Porcentaje de crudos cesados en la producción

Gráfica N° 2
Fuente: Ecopetrol, Unidad de Planeación Minero Energética (UPME).




Evolución proyectada de producción por °API

Gráfica N° 3
Fuente: Ecopetrol, Proyecto Polar

Los crudos pesados siempre han sido parte de la producción anual de petróleo del país, pero fue hasta después de la creación de la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) en el 2003, -permitiendo la reestructuración contractual del sector y la entrada fuerte de empresas internacionales- que se dio un crecimiento de la participación de este tipo de hidrocarburos en la industria.

En la actualidad los crudos pesados representan más de la mitad de la producción de petróleo del país. Como se observa en la gráfica 3, los datos de Ecopetrol muestran que la proporción de crudos convencionales disminuirá en los próximos 10 años de 15% a 10% (>30 °API) y de 32% a 21% (30-20 °API), mientras que el total de no convencionales (< 20 °API) aumentará del 52% al 69% del total de la producción.

Esto supone que los crudos pesados son un recurso cada vez más importante para el desarrollo del sector en Colombia, pues contribuirán a mantener y aumentar los niveles de producción e incorporación de reservas; adicionalmente traerán un impacto positivo a la industria, los demás sectores y a la economía nacional.

Por ejemplo, aunque en el pasado el uso de naftas consiguió que Ecopetrol mejorara la producción de crudos pesados como el Castilla Blend de 40.000 a 75.000 barriles diarios para el oleoducto Apiay-Porvenir, esta estrategia sigue resultando poco eficiente frente al potencial de explotación no convencional del país.

Por otro lado, aunque muchas de las empresas de bienes y servicios nacionales tienen un conocimiento y experiencia notable en la explotación de crudos pesados, todavía requieren de mayor especialización para mantener la competitividad que internacionalmente los ha caracterizado.

Colombia aún cuenta con un gran potencial en la explotación de estos recursos, tanto por las reservas concentradas en la cuenca de los Llanos, el Magdalena medio y Putumayo (en los campos de Rubiales, Apiay, Ombú, Castilla, San Fernando, Teca, Nare y Jazmín), como por contar con la experiencia e innovación de casos exitosos de empresas extranjeras dentro y fuera del país.

Dentro de estos avances se encuentra el caso venezolano, el cual, en virtud de sus reservas, realiza un tratamiento especializado de crudos, oleoductos para altas densidades y una adaptación de la configuración de pozos THAI/CAPRI (tratamiento térmico in situ) para el aumento en factor de recobro. En el caso de otros países y empresas, se tienen estudios de tecnologías híbridas en el transporte por oleoductos, flujo lubricado y emulsiones.

A la luz de estos retos, el congreso Crudos Pesados en Latinoamérica: Conferencia y Exhibición – La era de los crudos pesados recorre Latinoamérica que tendrá lugar en el Hotel Sheraton de la ciudad de Bogotá del 23 al 25 de septiembre de este año, será el escenario perfecto para conocer de primera mano los casos de éxito de las empresas operadoras presentes en Latinoamérica con amplia experiencia en la explotación, transporte y refinación de los crudos pesados.

De la misma manera, será un espacio ideal para el fortalecimiento de las relaciones comerciales entre empresas operadoras, así como de bienes y servicios petroleros, las cuales presentarán los últimos avances tecnológicos de la industria.

Para conocer más acerca de Crudos Pesados en Latinoamérica: Conferencia y Exhibición, visite el sitio web www. heavyoillatinamerica.com

Gráfico de la Semana elaborado por: José Luis Langer – Analista Sectorial – Campetrol (analistasectorial@campetrol.org)
18/06/2015

Offshore vs. onshore: ¿cuál es el reto?

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Pozos offshore vs onshore

Fuente: American Petroleum Institute, Schlumberger, Environmental Law Alliance Wordlwide, Rigzone, Information Handling Services, Oil and Gas Investments.

En los últimos 15 años, el horizonte de reservas se ha mantenido en promedio en 7,5 años, por tal motivo, los grandes actores del sector han optado por retomar el esfuerzo exploratorio offshore dejado atrás en 2006.

En este sentido, el gasto mundial en perforación offshore ha ido aumentando progresivamente, pasando de US$20.000 millones en el año 2000 a US$85.000 millones en 2015, lo cual refleja un aumento del 325% en 15 años.

Este interés en las reservas offshore se debe a que los proyectos desarrollados en este sentido (en particular aquellos de aguas profundas) tienen un potencial alto de recompensas extractivas, así como de márgenes de ganancia para las empresas de bienes y servicios petroleros involucradas.

Los recursos para lograr esto, no obstante, son considerables. En promedio la inversión asociada al tipo offshore de explotación supera en 110% al onshore.

Por su parte, una de las partes del proceso en la que resulta evidente esta brecha de costos entre onshore y offshore es la perforación como se observa en la gráfica número 1.

En promedio , se tiene que el tiempo que tarda la perforación de un pozo de desarrollo (incluyendo la operación y los trámites legales y documentales), es tres veces mayor para los pozos offshore que para los onshore, tardando 10 y 2,5 años respectivamente.

Así mismo, la inversión aproximada para perforar cada uno de estos pozos es un 54% mayor para los offshore con relación a los onshore, el primero de ellos requiere US$17 millones y el segundo US$11 millones, en promedio.

Además para el day-rate de cada uno, es decir, el costo diario en el proceso de perforación, se tiene que para el pozo offshore es en promedio de US$205.700 , un 28% más que para el onshore.

La diferencia no solo se aprecia en el contexto productivo, también hay una brecha notable en la exploración marítima y en la fase de transporte para refinamiento y distribución.

Exploración y transporte Offshore vs. Onshore

Fuente: American Petroleum Institute, Schlumberger, Environmental Law Alliance Wordlwide, Rigzone, Information Handling Services, Oil and Gas Investments.

Así pues, como lo indica la gráfica N°2, en la exploración, el enfoque offshore es 120% más costoso que el onshore (44 millones de dólares para el primero y 20 millones el segundo), cabe señalar que esta es una de las etapas iniciales del proceso extractivo y el grado de incertidumbre frente al éxito exploratorio es alto.

Por otro lado, después de extraídos los recursos en plataformas marítimas, estos se deben transportar, en este sentido el costo de movilización continental por barril offshore es de US$27,09, un 91% más caro que el onshore.

En los últimos años la explotación petrolera offshore se ha contemplado como nueva frontera del sector energético. A nivel mundial, varias empresas se han beneficiado de los recursos obtenidos en esta estrategia como las de Brasil, Noruega, México y Estados Unidos.

Dada la actual situación del sector y el grado de participación de Colombia en el mercado mundial de producción del crudo (que alcanza solo el 1,3%), tener este tipo de alternativas de exploración y explotación (offshore) demandan un gran esfuerzo regulatorio, tributario, legal y político, con el objetivo de potencializar las altas inversiones que estos proyectos demandan.

Colombia debe desarrollar infraestructura física (vías primarias, puentes, puertos, bodegas, entre otros), tecnología, y condiciones favorables para asegurar una mejor operación de este tipo de proyectos, que al igual que el Recobro Mejorado y Yacimientos No Convencionales, le permitirán al país aumentar su frontera de reservas.

Gráfico de la Semana elaborado por: José Luis Langer – Analista Sectorial – Campetrol (analistasectorial@campetrol.org)
10/06/2015

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Estado de la exploración sísmica en Colombia

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Fuente: Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH).

En el ámbito de la exploración y explotación (upstream) en el sector de hidrocarburos, la exploración sísmica es la más importante y frecuente de las técnicas utilizadas dentro de los esfuerzos de la industria por hallar yacimientos valiosos del recurso, tanto en tierra (onshore) como en el mar (offshore).

Esta exploración permite determinar la composición y estructura de las capas de la tierra de un espacio en particular, mediante la generación y detección de ondas acústicas artificiales que rebotan de distintos modos según las características del terreno, esto ayuda a identificarlas rocas porosas que almacenan hidrocarburos.

En Colombia la evolución de la sísmica ha sido notable en los últimos diez años, pues previo a la creación de la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) en 2003, la sísmica era relativamente baja, debido a que los grandes yacimientos del recurso se habían encontrado décadas atrás, (Cupiagua y Cusiana), lo que desincentivó la exploración a favor de la alta explotación de estos campos.

Sin embargo, con la reestructuración del sector hidrocarburos y un renovado interés por parte de inversionistas extranjeros, se dio una nueva fuerza a esta modalidad, aunque inicialmente gran parte de esta se dedicó a encontrar hidrocarburos en zonas offshore, la falta de éxito en esta búsqueda redirigió parte de los esfuerzos al plano onshore.

Al llegar la crisis de precios de 2009, se intensificó aún más el esfuerzo exploratorio para recuperar lo perdido en ventas de barriles, teniendo una cifra de sísmica tan alta como en 2006, (cabe aclarar que entre 1989 y 2005 se habían explorado menos de 11.000 kilómetros).

En 2010, cuando el sector de hidrocarburos contaba con precios internacionales revitalizados y crecientes, Colombia volvió a desincentivar la exploración para dar paso a grandes volúmenes de barriles producidos para el consumo interno y externo, como se observa en la primera gráfica.

No obstante, el nuevo ritmo productivo recordó a los actores del sector la situación preocupante de reservas con las que contaba el país, por lo que en 2013 se retomó la exploración sísmica de nuevo enfocada en el offshore, lo cual generó que en 2014 se alcanzara un total de 40.060 km explorados, de los cuales el 80% se dedicaron a costa afuera.

Tras esta acción de la industria, se descubrieron tres (3) yacimientos offshore, por lo que la exploración marítima constituye para 2015 una prioridad para el sector, sin embargo, esto presenta un desafío considerable para las empresas de adquisición sísmica del país.

Para 2015, la meta programada, como indica la gráfica, es de 38.000 km, de los cuales 5.800 son onshore (15%), sin embargo, durante el primer trimestre del año, solo se han ejecutado 277 km de exploración offshore y cero (0) onshore (0.8% y 0% respectivamente).

Si bien el año 2015 tiene una meta mucho mayor en sísmica que la de 2014 (38.000 km y 25.750 km, respectivamente), cabe indicar que la sísmica total del primer trimestre de 2015 es significativamente menor a la de 2014 (277 km y 7100 km respectivamente), lo anterior deja serias inquietudes sobre la capacidad de cumplimiento de las metas.

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Fuente: Superintendencia de Sociedades

Como indica la segunda gráfica, el promedio empresarial dedicado a la exploración sísmica se ha visto fuertemente afectado por la disminución de esta actividad. A pesar que 2013 fue un año con un volumen exploratorio considerable, gran parte de este fue offshore, enfoque en el cual la industria colombiana no es competitiva frente a empresas internacionales con varios años de experiencia y con mejor tecnología.

Por lo anterior, en 2013 la rentabilidad de los activos llegó a pérdidas de alrededor de 4.27%, con un margen de utilidad menor al 2% y un nivel de endeudamiento empresarial del 75%.

La desaceleración en la sísmica expuesta anteriormente, ha tenido como consecuencia la salida de varias empresas del mercado (habían 15 en 2011, 7 en 2013 y 5 en 2014), la disminución en la contratación de personal también se vio afectada (había 10 brigadas en 2011, 7 en 2012, 4 en 2013 y 3 en 2014). Además, las metas individuales por onshore y offshore no se han alcanzado en los últimos dos años y, con una reducción del 50% de la inversión en exploración para 2015, el panorama es preocupante.

No solo se presenta el conflicto de la falta de competitividad de las empresas de adquisición sísmica del país, sino que además la exploración offshore requiere una inversión mucho mayor a la onshore, con menores probabilidades de éxito y más territorio que cubrir.

En esta carrera por reabastecer a la economía nacional, el país está en desventaja, porque el grado de inversión de capital y tiempo son grandes y arriesgados dada la situación actual por la que atraviesa el sector, (en promedio un proyecto offshore satisfactorio toma diez (10) años en desarrollarse, tres más que lo que dispone el país para agotar sus reservas probadas).

Por lo anterior, es necesario reevaluar la estrategia de recuperación del sector, diversificando el riesgo de las inversiones en proyectos varios con una mayor probabilidad de éxito (el gran triunfo offshore del año pasado se logró con un 37,5% de éxito, notablemente más bajo que el de las reservas probables).

Gráfico de la Semana elaborado por: José Luis Langer – Analista Sectorial – CAMPETROL (analistasectorial@campetrol.org)
03/06/2015