Para saber cuando puede declinar la producción en el país con mayores reservas del mundo es preciso realizar algunas estimaciones.
El seguimiento del análisis es un poco pestoso , si no se conoce la nomenclatura básica. Paciencia.
En primer lugar se evalúa la cantidad de petróleo descubierta, sumando todos los hallazgos conocidos, contando todo el petróleo encontrado en cada yacimiento.
El total del petróleo descubierto (campos en rojo y verde) oscila entre 600.000 y 700.000 millones de barriles (según Saudí Aramco), si sumamos el total de los campos que figuran en el gráfico (ojo Ghawar rompe el gráfico por arriba hasta los 200.000 millones de barriles).
Los factores de recuperación varían según cada campo y cada parte de un campo. El factor de recuperación se define como el petróleo recuperable final dividido por el petróleo inicialmente en el lugar. Esta presentación de ASPO de 2004 afirmó que "el factor de recuperación global promedio es de aproximadamente 30-35%". Esto se basa en datos de la base de datos de IHS Energy sobre 9000 campos en todo el mundo que contienen reservas de 1400 Gb. Las bandas del factor de recuperación se muestran en la siguiente figura.
Saudí Aramco nos presentó sus datos en 2004.
Vamos a explicar este gráfico.
La línea negra superior es el OIIP (petróleo total descubierto).
La línea roja es el factor de recuperación (tanto por ciento que se recupera sobre el total del petróleo descubierto OIIP).
La línea verde son las reservas totales recuperables URR. Se calculan aplicando el RF (factor de recuperación sobre el OIIP).
La línea rosa es el petróleo extraído.
La línea gris son las reservas que quedan después de descontar el petróleo extraído. Es decir la línea verde menos la línea rosa.
Ahora podemos analizar curiosidades.
1º). El petróleo total descubierto (en la contabilidad de Aramco) se incrementa constantemente una cantidad fija cada año.
2º). Las reservas permanecen casi constantes a pesar de la producción anual y la falta de nuevos yacimientos descubiertos.
3º). La cantidad de las reservas recuperables totales URR crece exactamente lo mismo que la producción anual de petróleo. Es prácticamente imposible que eso ocurra en la realidad.
4º). Una explicación más lógica sugiere que los saudíes utilizan un método para mantener estables las reservas pendientes. Elevan la cantidad de OIIP cada año, justo en la proporción de petróleo producido, manteniendo constante el factor de recuperación. De esta forma, las reservas totales pendientes se mantienen constantes a pesar de la producción anual.
5º). La exploración masiva de cada centímetro de Arabia desde hace años, sugiere que el petróleo descubierto realmente es la cifra inicial, 588.000 millones de barriles, con pequeñas modificaciones posteriores.
6º). La tecnología saudí es excepcional, probablemente la mejor del mundo. El factor de recuperación promedio del 52% es una barbaridad, pero analizando las cifras de producción es probable que sea bastante correcto.
7º). Si calculamos las reservas recuperables en función de esa cifra y su RF, las reservas totales recuperables serían 588.000 x 52% = 306.000 millones de barriles.
8º). La producción acumulada hasta 2023, son 99.000 millones producidos hasta 2004 más 73.000 millones de barriles acumulados desde 2004 hasta finales de 2023, lo que nos da un total de 172.000 millones de barriles producidos.
9º). El histórico de plataformas de perforación en Arabia es un indicativo de cuando comenzaron los problemas.
En 2005, Arabia empezó a utilizar muchas más plataformas para intentar mantener la producción estable. Esto supuso el fin del petróleo barato.
Hasta 2015 realiza un esfuerzo máximo. La caída de los precios del petróleo consecuencia del incremento del shale oil, reduce notablemente el esfuerzo saudí, hasta finales de 2021.
Los nuevos desarrollos de Manifa, Shaybah y Khurais, reducen la necesidad de nuevas plataformas, mientras la producción se mantiene estable.
Precios petróleo. En 2005 rompe máximos anteriores.
En el informe de theoildrum, con los cálculos de una URR entre 185.000 millones y 210.000 millones de barriles, se obtiene esta gráfica.
Figura 2.
En 2009 fecha del informe, se pensaba en una recuperación total de 185.000 millones de barriles, extensible a 210.000 millones con los desarrollos remanentes, que explica el informe. Con estas reservas se forma el gráfico y la producción futura en dos curvas. En azul si la URR son 185.000 millones y en azul discontinuo si la URR son 210.000 millones.
Han pasado 14 años del informe y aunque no sabemos la recuperación final, si sabemos la producción en estos años y por lo tanto el petróleo consumido de las reservas.
Desde el pico de 2005 hasta 2023, se ha producido una media de 10 millones de b/d, aproximadamente.
El excelente comportamiento observado de los yacimientos saudíes habla muy bien del trabajo y comprensión de los ingenieros, aplicando las últimas técnicas de recuperación. Han conseguido mejorar la recuperación a la altura de los mejores rendimientos del mundo.
Las reservas declaradas por Arabia son.
Desde su revisión a mediados de los años 80, las reservas declaradas de Arabia Saudí han permanecido inmutables en torno a los 266.000 millones de b/d, sin modificar ningún año a pesar de la producción. No ha habido grandes descubrimientos declarados por lo que las reservas teóricamente no han variado y debemos descontar lo producido de las reservas totales.
Límite de la capacidad de producción de petróleo en Arabia, se ha alcanzado.
Las declaraciones de MBS respecto al incremento de la capacidad de producción de Arabia para 2027, reconociendo que después no hay más, puede hacernos pensar que Arabia Saudí comenzará el decline entre 2027 y 2032, siguiendo una curva muy parecida a la figura 2.
" La reducción de la quema directa de petróleo y líquidos de petróleo para la generación de energía impulsaría la capacidad de exportación de crudo de Arabia Saudí, que ya ha dicho que su límite de capacidad de producción será de 13 millones de bpd cuando se alcance en 2027.
Arabia Saudí no tendrá capacidad adicional para aumentar la producción por encima de los 13 millones de bpd que se ha comprometido a tener en 2027, así lo ratificó la el príncipe heredero saudí Mohammed bin Salman en la cumbre de lideres árabes realizada la semana pasada con la participación del presidente norteamericano Joe Biden.
Refiriéndose al suministro de petróleo a los mercados globales, el príncipe heredero dijo que "el Reino hará su parte en este sentido, ya que anunció un aumento de su capacidad de producción hasta 13 millones de barriles por día, después de lo cual el Reino no tendrá ninguna capacidad adicional para aumentar la producción." "
Recordar que la capacidad máxima de 13 millones de b/d no se puede alcanzar en forma de producción máxima continua (un año entero), porque los campos necesitan paradas de mantenimiento.
Variabilidad de la fecha de inicio de descenso, en función de URR.
La cifra promedio del total URR son 306.000 millones de barriles.
Si el decline comienza en 2027, la URR (reservas totales recuperables) se quedaría en 290.000 millones y si empieza el decline en 2032, llegaría hasta los casi 310.000 millones de barriles, alcanzando el límite superior del 52% de recuperación promedio de todos sus campos.
Declive de Ghawar finalmente reconocido.
En 2019, Saudí Aramco presentó un informe donde reconocía que Ghawar tenía una capacidad máxima de 3,8 millones de b/d. Por lo tanto el decline sobre su producción máxima de 5,5 millones de b/d estaba muy avanzado.
El otro elemento que creó al menos algunos titulares fue la tabla en la página 88 que se refería a la capacidad de producción por campo, mostrando que el campo supergigante Ghawar tiene una capacidad de "solo" 3,8 millones de barriles por día, por debajo de la sabiduría convencional de 5 mb/d. La mayoría consideró esto una sorpresa; un bloguero dijo que la noticia "sorprendió a los analistas" y un analista afirmó que "la cifra de capacidad de producción sorprendentemente baja de Ghawar es lo más destacado del informe".
Dentro de todas las predicciones de producción futura de Ghawar, la que mejor ha encajado es este escenario de Euan Mearns.
Últimos datos de producción y agotamiento por campos.
GlobalData presenta informes sobre el petróleo con muro de pago, pero ofreció gratis esta información de los mayores campos del mundo, con su producción en 2022.
Aquí podemos ver como Ghawar produjo 3,04 millones de b/d en 2022, continuando con un agresivo descenso en la producción. Este dato coincide con el gráfico de Mearns.
Por su importancia (no solo para Ghawar) copio el resumen completo.
1. GhawarGhawar se encuentra en Provincia Oriental, Arabia Saudita. Este campo de petróleo crudo es propiedad de Saudi Arabian Oil Co y es operado por Saudi Arabian Oil Co. El campo produjo 3,04 mmbpd en 2022 y recuperó el 66,59 % de sus reservas totales recuperables de petróleo crudo y condensado, con una producción máxima en 1980. Basado en estimaciones de GlobalData , la producción continuará hasta que el campo alcance su límite económico en 2081. Compre el perfil aquí .
2. Gran BurgánGran Burgan se encuentra en Al Ahmadi, Kuwait. Este campo de petróleo crudo es propiedad de Kuwait Petroleum y es operado por Kuwait Oil Co. El campo produjo 1,51 mmbpd en 2022 y recuperó el 79,02 % de sus reservas totales recuperables de petróleo crudo y condensado, con una producción máxima en 1972. Según las estimaciones de GlobalData, la producción continuar hasta que el campo alcance su límite económico en 2041. Compre el perfil aquí .
3. RumailaRumaila se encuentra en Basora, Irak. Este campo de petróleo crudo es propiedad de BP , China National Petroleum , Ministerio de Petróleo, Irak y es operado por Rumaila Field Operating Organisation (ROO). El campo produjo 1,42 mmbpd en 2022 y recuperó el 68,64 % de sus reservas totales recuperables de petróleo crudo y condensado, con una producción máxima en 1979. Según estimaciones de GlobalData, la producción continuará hasta que el campo alcance su límite económico en 2049. Compre el perfil aquí .
4. Complejo KhuraisEl Complejo Khurais está ubicado en la Provincia Oriental, Arabia Saudita. Este campo de petróleo crudo es propiedad de Saudi Arabian Oil Co y es operado por Saudi Arabian Oil Co. El campo produjo 1,25 mmbpd en 2022 y recuperó el 24,96 % de sus reservas totales recuperables de petróleo crudo y condensado, con una producción máxima en 2025. Basado en estimaciones de GlobalData , la producción continuará hasta que el campo alcance su límite económico en 2077. Compre el perfil aquí .
5. ShaybahShaybah se encuentra en Provincia Oriental, Arabia Saudita. Este campo de petróleo crudo es propiedad de Saudi Arabian Oil Co y es operado por Saudi Arabian Oil Co. El campo produjo 0,93 mmbpd en 2022 y recuperó el 31,58 % de sus reservas totales recuperables de petróleo crudo y condensado, con una producción máxima en 2043. Basado en estimaciones de GlobalData , la producción continuará hasta que el campo alcance su límite económico en 2093. Compre el perfil aquí .
6. SafaniyahSafaniyah se encuentra en el Golfo Arábigo, Arabia Saudita. Este campo de petróleo crudo es propiedad de Saudi Arabian Oil Co y es operado por Saudi Arabian Oil Co. El campo produjo 0,85 mmbpd en 2022 y recuperó el 58,59 % de sus reservas totales recuperables de petróleo crudo y condensado, con una producción máxima en 1981. Basado en estimaciones de GlobalData , la producción continuará hasta que el campo alcance su límite económico en 2052. Compre el perfil aquí .
7. Alto ZakumUpper Zakum se encuentra en Abu Dhabi, Emiratos Árabes Unidos. Este campo de petróleo crudo es propiedad de Abu Dhabi National Oil Co, Exxon Mobil , Inpex y es operado por ADNOC Offshore. El campo produjo 0,82 mmbpd en 2022 y recuperó el 47,13 % de sus reservas totales recuperables de petróleo crudo y condensado, con una producción máxima en 2024. Según estimaciones de GlobalData, la producción continuará hasta que el campo alcance su límite económico en 2075. Compre el perfil aquí .
8. ManifaManifa se encuentra en el Golfo Arábigo, Arabia Saudita. Este campo de petróleo crudo es propiedad de Saudi Arabian Oil Co y es operado por Saudi Arabian Oil Co. El campo produjo 0,78 mmbpd en 2022 y recuperó el 33,18 % de sus reservas totales recuperables de petróleo crudo y condensado, con una producción máxima en 2015. Basado en estimaciones de GlobalData , la producción continuará hasta que el campo alcance su límite económico en 2061. Compre el perfil aquí .
9. zulúfZuluf se encuentra en el Golfo Arábigo, Arabia Saudita. Este campo de petróleo crudo es propiedad de Saudi Arabian Oil Co y es operado por Saudi Arabian Oil Co. El campo produjo 0,76 mmbpd en 2022 y recuperó el 26,71 % de sus reservas totales recuperables de petróleo crudo y condensado, con una producción máxima en 2028. Basado en estimaciones de GlobalData , la producción continuará hasta que el campo alcance su límite económico en 2068. Compre el perfil aquí.
10. Bloque 6El bloque 6 se encuentra en Dhofar, Omán. Este campo de petróleo crudo es propiedad del Gobierno de Omán, PTT Public Co, Shell , TotalEnergies y es operado por Petroleum Development Oman . El campo produjo 0,76 mmbpd en 2022 y recuperó el 73,78 % de sus reservas totales recuperables de petróleo crudo y condensado, con una producción máxima en 2001. Según estimaciones de GlobalData, la producción continuará hasta que el campo alcance su límite económico en 2055. Compre el perfil aquí .
El principal programa de capital de Aramco comenzó en 2007 y se completó en 2010, con la puesta en marcha del campo gigante Khurais (1,2 mmbbl/d), Khursaniyah (500 mbbl/d), la expansión de Shaybah (250 mbbl/d) y Nuayyim (100 mmbbl/d). d). Esto permitió a Arabia Saudita alcanzar su objetivo de 12,5 mmbbl/d a fines de 2009, de acuerdo con el plan.
Esta ola de inversión fue seguida por el proyecto de petróleo pesado Manifa de 900 mbbl/d, cuya puesta en marcha tuvo lugar en abril de 2013.Desde la finalización de Manifa, el ritmo de inversión en la expansión de la capacidad petrolera parece haberse ralentizado notablemente.
Actualmente, Saudi Aramco está planificando solo dos proyectos petroleros: una expansión de 300 mbbl/d en Khurais (a 1,5 mmbbl/d) para 2017 y una expansión de 250 mbbl/d en Shaybah a 1 mmbbl/d para fines de 2015. La capacidad adicional de estos proyectos de 550 mbbl/d representa menos de una quinta parte de la nueva capacidad de la ola anterior de proyectos.
Lo que nos quiere decir todo este análisis es que Arabia ha puesto todos los desarrollos que podía avanzar y no tiene forma de incrementar la producción de petróleo con nuevos campos. El decline avanzado de Ghawar y otros viejos campos supergigantes y la falta de nueva producción, señalan que a partir de 2027 (quizás unos años más tarde, si se retrasa un poco el plan de desarrollo) comienza un declive en la producción saudí. Los viejos campos siguen declinando y esta vez no es posible sustituir el petróleo que declina por nueva producción.
Volviendo a la figura 2, ahora es posible explicar el desarrollo futuro de la producción de petróleo en Arabia atendiendo a las estimaciones del análisis.
Para calcular este tipo de curvas se utiliza el URR (total reservas recuperables). La línea azul marca la producción de petróleo, que en el pasado (hasta 2023) es conocida.El área formada por la curva y el eje de las X (tiempo en forma de año), corresponde a las reservas totales URR.
La forma de caída de la curva es también conocida por la experiencia y tiene forma exponencial. Por lo tanto, con los datos conocidos de producción, la forma de caída y las reservas totales estimadas URR, es posible dibujar esa línea que nos define el declive esperado.
En el caso de Arabia, estamos en 2023 y en el gráfico se ha formado entre 2005 y 2023 una meseta ondulante de producción en torno a 10 millones de b/d. El área bajo esa curva de producción conocida desde 1940, alcanza los 170.000 millones de barriles. Si aceptamos un URR de 306.000 millones, y la forma de caída de la línea discontinua azul, es posible estimar el momento en que comienza la caída.
La meseta de 10 millones de b/d consume 3.650 millones de barriles al año. Por lo tanto es posible evaluar el periodo de tiempo donde los saudíes pueden mantener esta producción.
En cifras. URR total 306.000 millones. - 210.000 millones del gráfico = 96.000 millones de meseta.
El número de años de meseta será esos 96.000 millones dividido por los 3.650 millones de barriles de producción anual a 10 millones de barriles.96.000 millones / 3.650 millones = 26 años.
Por lo tanto, la fecha de inicio de declive terminal será 2005 + 26 = 2031.
En función de la mayor o menor producción anual ( y de las estimaciones totales de URR), es posible variar esta fecha. Viendo el declive acelerado de Ghawar, quedan pocas dudas sobre la posibilidad cierta de la caída esperada. Observar que en 10-15 años, la producción pasa de 10 millones de b/d a solo 5 millones de b/d.
Gracias a GlobalData (imagino que los datos los ha conseguido con información cercana a Saudí Aramco) podemos ver como ha evolucionado el agotamiento entre 2004 y 2022.
Ghawar pasa de un 48% a un 66,59%.Safaniya pasa de un 26% a un 58,59%.Zuluf pasa de un 16% a un 26,71%.Shaybah pasa de un 5% a un 31,58%.Khurais alcanza el 24,96%.Manifa alcanza el 33,18%.
El hundimiento de Ghawar ha obligado a desarrollar con fuerza, los campos menos desarrollados. Pero viendo el rápido agotamiento de estos campos (ver el salto de Shaybah), es evidente que no se puede sustituir tan fácilmente Ghawar.
Otra referencia importante es como se distribuye en zonas Ghawar.
Las mejores zonas por grosor, porosidad, permeabilidad eran Ain Dar, Shedgum y Uthmaniyah, ahora completamente agotadas. La recuperación de los peores reservorios es muy probable que no alcance las grandes tasas de las anteriores, por lo que el declive de Hawiyah y Haradh será más rápido y probablemente, el factor de recuperación empeora para estas zonas.
