PDVSA. Informe Investigacion AN Corrupcion. Expediente 1648

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Fondo de Jubilación de PDVSA y sus filiales. Una esperanza incierta como PDVSA

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Recorte produccion OPEP 2016, Un saludos a la bandera!

Evaluacion Economica Perforacion - Rehabilitacion Pozos de Petroleo (Economic Evaluation Drilling Oil Wells)

Nelson Hernandez

El inicio y la continuidad de la producción de petroleo, tiene su núcleo productivo en la perforación y rehabilitación de los pozos petroleros. A tal efecto, es clave conocer la factibilidad económica de estas actividades, ya que de esto dependerá que exista Industria de los hidrocarburos (petroleo + gas).

La gráfica a continuación muestra las diferentes opciones para generar y mantener el potencial de producción de hidrocarburos.

El mantenimiento y reparación a pozos es uno de los temas más importantes a los que se enfrenta la industria petrolera debido a la diversidad de problemas que  se presentan en los pozos dependiendo de sus características, las propiedades de los fluidos que son producidos y las propiedades de la formación productora. Un mal manejo gerencial de esta problemática, conlleva directamente a una pérdida del potencial de producción, afectando la economía del negocio.

El termino reparación o rehabilitación se refiere a una variedad de operaciones correctivas realizadas en un pozo a fin de mantener, restaurar o mejorar su producción. La reparación de un pozo es un proceso que se lleva a cabo después de la perforación y su  terminación, que en conjunto son las operaciones que tienen como fin comunicar a la formación productora con la superficie teniendo como objetivo optimizar, rehabilitar o mejorar la productividad de un pozo y de esta manera obtener hidrocarburos al menor costo.

Los problemas de productividad que se pueden presentar se clasifican en: imputables al pozo per se; imputables al yacimiento e inherentes a fenómenos fisicoquímicos. Por otra parte, las reparaciones se pueden agrupar en:

Reparaciones menores: Se enfocan en aspectos mecánicos del pozo sin tener una interacción con el yacimiento al realizar la operación. Dentro de estas: cambio de bombas, empacaduras, cabezal, válvulas, tuberías dañadas, motores, balancines, cabillas, etc. Generalmente, el uso de una guaya (wireline) adosada a un motor es suficiente para realizar el trabajo.

Reparaciones mayores: Se realizan en  la vecindad interna del pozo teniendo interacción con el yacimiento. Estas operaciones tienen mayores riesgos por lo que es recomendable analizar de forma correcta el comportamiento de cualquier agente externo que se requiera que interactué con los fluidos del yacimiento. Dentro de estas, se mencionan: Cambio de la tubería de producción, poner a producir una nueva zona del yacimiento, acidificación, fracturamiento, taponamiento  y abandono de una zona productora.

La parte económica de la rehabilitación de pozos, puede ser determinada en el modelo (... que puede bajar a su computadora) que puede acceder en el siguiente link:

LINK 1

Dicho modelo permite que usted pueda crear su escenario de análisis: Si es un pozo de petroleo o gas; si es horizontal o vertical; si produce un volumen determinado; cual regalia o impuestos debe pagar, etc, etc.

Al final el modelo le indica cual debe ser el precio de venta de ese hidrocarburo obtenido del pozo  para tener un TIR del negocio. 

Mas información en: 

LINK 2

¿OPEP: ¿Volvemos a los precios políticos del petroleo?

¿OPEP: ¿Volvemos a los precios políticos del petroleo?

¿Cual sería la prima de riesgo a pagar encima del precio?

Una y otra interrogante frente a la otra, Venezuela ni gana ni pierde, su juego suma cero.

Alexander Guerrero E

En los últimos dias a 164os los precios del petroleo cayeron con Fuerza, para luego alcanzar un punto de equilibrio entre 40 y 50 dólares por barril, el mercado petrolera estaba reaccionando ante un fuerte shock de oferta generado por dos eventos, uno político corriendo con Venezuela con na agenda de “diversificar” sus mercados y un discurso político donde se proponía abandonar el mercado americano por el chino, aunque económicamente no tenía sentido, después de todo el petroleo es un fungible commodities, la seguridad energética no depende tanto de quién provea el petroleo, sino de la seguridad con que el mercado este ofertado y que los precios no sean políticamente manipulados como ocurría con la contracción de los volúmenes de producción de la OPEP, mecanismo político que nunca fue realmente efectivo, excepto en periodos de perturbaciones políticas.

De la venta de CITGO a la corrupción chino-venezolana. Por esa via el gobierno se propuso a vender los activos petroleros en USA y al cabo de pocos años la oferta petrolera venezolana a USA cayo de 1.7 millones b/d a exportaciones entre 350 y 750 mil B/D a la fecha, abriendo un importante espacio para que aparecieran otros proveedores, en este caso, el petroleo de lutitas. La pérdida de mercado americano no fue compensada por demanda china, esta fue realmente una decisión sin contenido económico, pero estimulada por la corrupción que luego aparecería en todos los acuerdos petroleros -y otros- con los chinos, empresas chinas, creando se una mafia binacional petrolera, donde no sabías cual de los dos grupos era más depredador, el chino o el venezolano.  

Este es el segundo factor dado la caída en el costo marginal de producir petróleo de lutitas, fenómeno que produjo un boom en cinco años de 5 millones de BD. La reacción de los grandes productores de petroleo en la OPEP fue hacer lo contrario que hacían siempre, en lugar de reducir la producción la aumentaron con lo cual dejaban al mercado que el precio en caída sacara de producción a los productores del lutitas (fracking). Estos mostraron una flexibilidad en costos dado el modelo de negocio dirigida reducir costos y así ocurrió los precios continuaron cayendo, pero los lutitas continuaron produciendo hasta que el mercado retiro apenas el 10% de la producción -cerca de 600 mil BD- ofertada en los USA.

La estrategia saudita era de doble filo, uno no perder su mercado reduciendo precios y aumentando producción y otra en un cierto equilibrio empujar los lulitas a bajar la producción y eventualmente a cerrar. Sin embargo, esa estrategia si bien mantenía el mercado saudita satisfecho, los precios bajos afectaban sus cuentas fiscales, finalmente dieron muestras de cansancio y volvieron al esquema de recortar producción, lo cual en cualquier caso enfrente los mismos demonios dejados ahora en reverso porque el aumento de los precios podría incrementar los lutitas, y volver la historia aun precio de equilibrio de 45-50 dólares barril, siendo esto no suficiente fiscalmente hablando.

Arabia Saudita, Irán, Irak EAU atrapados en la asimetría que da un país petrolero donde la renta es toda fiscal y una capacidad de producción elevada, lo que al parecer la dirigencia saudita conoce bien, y por ello se ha lanzado en un esquema de apertura de la propiedad de su mayor empresa petrolera para conseguir los fondos en el mercado al mismo tiempo que no tendría que desviar fondos al presupuesto y restarlos de la estrategia de control de mercado que AS ahora buscaría como el mayor proveedor del mundo. Así llega el preacuerdo de mantener la producción de la OPEP en un techo entre 32.5 y 33 millones de barriles diarios, unos 700 mil barriles menos de los que estaría actualmente produciendo el club OPEP. Sin embargo, el mayor recorte se produciría en AS, Irak y EAU. De cualquier manera, el acuerdo nos devuelve a una vieja historia, al viejo modelo de sostener precios políticos ajustando la oferta de petroleo dentro de la OPEP a sus necesidades fiscales, absorbiendo renta petrolera a altos precios, el circulo letal que ha destruido e impedido de progresar a países petroleros, entre ellos Venezuela.

El acuerdo en la OPEP, en teoría, podría llevar el precio de equilibrio al ritmo de dos restricciones básicas. La primera, el precio que se corresponde con el mayor ingreso fiscal, - o que lo levante en alguna manera- bajo el supuesto que este -precio del petroleo por acuerdo establezca un límite la producción y compensa la caída del ingreso petrolero -renta por una menor producción. De esta manera, los grandes productores allí, del Medio Oriente, AS, Irak, EAU, se disponen a “redistribuir” renta petrolera a aquellos países que, por razones propias de sus esquemas de captura de renta y funcionamiento de sus regímenes económicas -de fuerte control de precios y mercados- recuperen algo de ingreso fiscal, y devuelva el liderazgo a AS en caso que las condiciones en el mercado petroleo cambian a favor.

Este es un obvio cambio en la narrativa petrolera de Arabia Saudita, el cual después de todo no tendría que ser contrario, sino complementario en el corto plazo que le permita volver con la tesis de dejar que los mercados decidan sobre precios. El impacto marginal por limites a sus volúmenes de producción, en sus ingresos será mayor que en la caída del ingreso marginal por cada barril de petroleo en los países cuya producción se acerca al límite acordado.

Este es el equilibrio del diablo, porque cada barril de petroleo en exceso en el mercado, que puede ser retirado por la OPEP al mismo tiempo podría ser tomado por países productores no miembros de la OPEP -Rusia por ej.-  empresas y países donde los incentivos para producir los canta el mercado en función del ingreso -no confundir con renta- generado maximizando beneficios.
Debe quedar claro esta relación de beneficio reposa sobre la estructura de propiedad privada y no por el crecimiento de renta petrolera de naturaleza fiscal via precios visto que la propiedad sobre el recurso/commodities no priva sobre sus economías ya que el poder de mercado emerge por via política en manos de Ya organización constituida por sus benefactores fiscales.
Esta asimetría pende del cumplimiento del acuerdo por cada gobierno lo cual es posible desactivando sin romper el acuerdo bajo la conocida "clausula cheating" que está presente de facto bajo las condiciones especiales que brida la propiedad estatal y de un recurso que es maximizado fiscalmente lo cual en el mediano plazo lo pude enviar al mismísimo demonio.

Expresado, en otros términos, las condiciones iniciales estarían dadas, no solo por el cumplimiento dentro de la OPEP, sino que en la contraparte no estatal en el mercado no OPEP no incentive sus economías tomando ventaja del mercado contraído por la manipulación política de los volúmenes de producción, sino reduciendo el costo marginal en cierto punto.
Los atenuantes del acuerdo sin embargo están fuera de la OPEP y se expresan en las dificultades económicas y financieras de las grandes corporaciones petroleras duramente golpeadas por la caída fe los precios. 

El balance sin embargo, es más complejo porque esas grandes empresas no están en el mercado por otros incentivos que maximizar ganancias, por lo que reducir producción, solo sería una alternativa si ese barril no producido implica una relación de pérdidas/ganancias positiva en condiciones de retirar petroleo del mercado y crecer ganancia bajo la misma simetrías de intereses dentro de la OPEP, en este caso bajo el incentivo de la "renta monopólica" o cartelizados en las grandes empresas, fenómeno que funciona sin embargo automáticamente con la contracción de la producción OPEP.  El nivel de oferta de petroleo en el mercado y la cantidad de oferentes, así como la diversidad de costos han flexibilizado aún más la fungibilidad del commodity con lo cual la cartelización es imposible en el mercado mundial dominado por la oferta privada.

El análisis relatado arriba no es nuevo, sin embargo, el mercado petrolero hoy es distinto en su estructura ya que la oferta de petroleo en estructuras de negocios más rentables porque sus costos operativos son estructuralmente menores, marginalmente hablando, sentirán el impacto del incentivo de tomar ganancia por cada barril puesto en un mercado donde los precios más altos llegaron de la mano por contracción de su producción OPEP. Este es el punto de equilibrio, el cual depende asimétricamente de dos incentivos, ingreso fiscal y las economías por maximización de beneficio en un mercado no homogéneo en términos institucionales y políticos. Apostar por una punta u otra no es sencillo, dependerá del ingreso marginal por cada barril adicional llevado al mercado por el nuevo precio inducido por la OPEP, que beneficie a” productores independientes" particularmente el petroleo de fuentes no convencionales, lutitas por ejemplo y otros, quien como en bodega de vino mantienen petroleo a producir con costos menores que el precio que pudiera generarse como noticia en el mercado; es el caso de los sale oís.

La reacción de los lutitas. La empresa petrolera independiente, las que operan en los lulitas, ya se montaron en el tren de la OPEP y se cubren el riesgo de precios bajos con presión al alza, en una apuesta que ya se extiende para todo el año 2017, así lo reportan Morga Stanley, Paribas, a principios de semana. Así el deseo de cubrirse – mirando hacia flujos de caja futuros el futuro en vista a los “nuevos” precios impactara un rápido crecimiento en la producción de petróleo en USA y de esta manera compensaría el nivel de oferta OPEP que se quedara en los pozos cuando se materialice el recorte.

Los petróleos de lutitas, tomaran es nuevos ingresos para financiar nuevos taladros según apunta, Morgan Stanley, el incremento de la producción en el 2017 sería mayor a la observada en los últimos dos años. De hecho, el alza en los futuros la semana pasada en 4 dólares y que al parecer tomo de sorpresa al mercado, monta al acuerdo OPEP sobre algunas dudas, dado que la reacción de los petróleos de lulita en compensar la producción será leída por los consumidores como positivo porque arrastra a un nuevo punto de equilibrio los precios, los cuales no tendrían entonces que ir arriba de 50, una especie de equilibrio el diablo,

Arabia Saudita en autos de estas reacciones de los petroleo de lutitas apunta que el precio de equilibrio crecería hacia 50 dólares, con lo cual se apuesta que el mercado simplemente no podrá detener el crecimiento de la producción americana cuya reacción es inmediata respecto a la de los países de la OPEP que entre la decisión y la realización del recorte se llevaran semanas, y largas discusiones en materia fiscal con las empresas petroleras cuya reacción es más lenta, en una dirección y también en bajada.

Los tiempos cuentan mucho porque en el mediano plazo podría romper el acuerdo OPEP para aprovechar el alza y producir más, lo cual rompería el equilibrio amasado por sauditas y la razón por la cual ahora les llego el tiempo para cambiar de política, según los viejos criterios OPEP. Arabia Saudita y Venezuela en los dos extremos, serían los más perjudicados. Mientras tanto las empresas de los lulitas ya llenaron de demanda por dinero a los mayores bancos que en USA participan de ese negocio. ¡

¡La cobertura de esos riesgos no espera un minuto!  La capacidad y velocidad competitivo de los lutitas es impresionante, el mercado se mueve más lento, lo cual es un componente importante del modelo de negocio de esta producción donde el inversionista invierte para ganar, tomando ventaja sobre lo que ocurre con las empresas petroleras de los países de la OPEP donde la apuesta es fiscal, es la asimetría que siempre hemos acotado y que limita sobremanera la función de reacción de losswing producers de la OPEP.\, el juego perverso entre regalías e impuestos y la corrupción.

Ese juego financiero no lo podrá utilizar Venezuela cuyas restricciones industriales en la industria viene en ambos sentidos, limites para crecer y limites para recortas, pero aun peor porque el trayecto que PDVSA recorre es un horizonte de menor producción. El síndrome Pertamina de nuevo, saco a Indonesia del mercado de exportadores hace unos años.

¿Y Venezuela que tiene que dar o recibir en el acuerdo? Desafortunadamente nada, excepto unos dólares por encima de los actuales precios en un entorno industrial donde la producción cae constantemente. La política petrolera de colocar la industria petrolera venezolana en las condiciones de enclave, como lo diseñaron los ideólogos de la revolución, no permite ganar si el precio sube porque no hay capacidad para expandir la producción, en todo caso la producción seguirá bajando y los costos continuaran subiendo, lo cual seguirá agravando la situación financiera y económica de PDVSA exhibida en la mecánica del canje de bonos, donde sus niveles de iliquidez alcanzan el extremo, en una operación de canje de un activo en operación por una deuda cuyos fondos obtenido entonces, nadie sabe dónde fueron a parar.

El grado de descapitalización de PDVSA no solo abarca la producción de petroleo a su cargo, sino que afectado seriamente las economías de las empresas mixtas y los intereses de sus socios, que producen algo más de 1 millón de barriles por día; además del default sobre empresas de servicio sin las cuales el petroleo no fluye. Venezuela perdió por ello su rol de productor marginal dentro de la OPEP, su producción ha caída en una tercera parte en diez años. 

Economia Rehabilitacion Pozos Petroleros (Economic Rehabilitation Oil Wells)

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Futuro Inmediato de La Industria Petrolera Venezolana

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