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10/07/2014 | Análisis: Los cambios de tendencias cada vez más comunes en la industria petrolera estadounidense

De Nuestra Redacción

En la charla acerca de las fases del ciclo de petróleo, un patrón que ha surgido en los últimos años es la aparición de las "mini-tendencias" dentro de la industria que están a menudo en desacuerdo con lo que está sucediendo en el mercado más grande. Como resultado, los datos está creciendo cada vez más complejo, y los conjuntos de datos, incluso individuales contienen una "historia detrás de la historia", que a menudo hace que las interpretaciones más completas necesarias y mantiene a los periodistas e investigadores ocupados "Deciphering It All" (descifrando todo).

 

Case in point -uno de los muchos- es la industria offshore que está pasando una mala raca en las tasas diarias, sobre todo para las aguas profundas y ultra profundas, mientras que el sector onshore -que por lo menos en Estados Unidos, y cada vez más en el extranjero ahora consiste en la perforación no convencional - produce en serie cada vez mayor en medio de un boom sin precedentes.

Estas pequeñas contra-tendencias han producido durante varios años y aparecen en relación con la revolución no convencional de petróleo y gas de América del Norte. Por ejemplo, lo que solía ser cuando usted podría mirar el conteo semanal de plataformas y predicciones de Baker Hughes, que era una evidencia de lo que estaba pasando en las subidas y caídas de los números de la industria. Pero con la eficiencia de los equipos de perforación, esto ha sido así por un tiempo. Las plataformas ahora pueden "hacer más con menos", por lo que las áreas donde incluso el número de equipos han caído están mostrando cada vez mayor producción. North Dakota is a good example.

En la cuenca Williston que abarca el gigante Bakken Shale (que también se extiende por el noreste de Montana), el número de equipos fue de 179 en el primer trimestre; esa cifra se ha reducido desde un máximo de 206 equipo en junio de 2012. Pero durante el mismo periodo, la cuenta de pozo se elevó a 707 en el primer trimestre de 2014, frente a 507 del primer trimestre de 2012. Y los 707 pozos se redujeron desde 737 pozos perforados en el cuatro trimestre de 2013 debido a un invierno particularmente brutal de este año en Dakota del Norte. Entonces, eso es 200 pozos más en un período en que se utilizaron 27 plataformas menos.

Además dentro de la industria del upstream, hay otras bifurcaciones de mercado: las nuevas plataformas comandando las primas a tasas diarias, mientras que los viejos standbys construidos hace 30 años, que eran lo suficientemente buenos para perforar la mayoría de los pozos antes de la revolución no convencional, son ahora alhelíes virtuales de la industria que pueden tener un precio bajo para los pozos convencionales.

Muchos de estos equipos son demasiado viejos para mantenerse al día con los requisitos actuales y están siendo retirados. Y en algunos lugares como el shale Bakken de Dakota del Norte, el West Texas’ Permian Basin y en otros lugares, ya que no son unos grandes "play" pero "bancos" de los plays -sustratos distintos con características geológicas únicas separadas que ofrecen diferentes posibilidades de producción. Por ejemplo, una pequeña empresa, Petrohawk Energy descubrió el Eagle Ford Shale en 2008. No mucho tiempo después, se descubrió que el play podría contener al menos tres "ventanas" separadas de petróleo, gas seco y líquidos de gas/condensados.

Ahora, los operadores en el campo del Sur de Texas no sólo están peinando los intervalos superiores e inferiores de Eagle Ford separados por su potencial, pero Halco Resources (cuyo CEO Floyd Wilson encabezó Petrohawk pero lo vendió en 2011 por 12 billones de dólares) tiene una gran operación en un campo que se llama "El Halcón" en el Este de Texas, cerca de Houston, que también dobla "Eagles Ford East". Wilson también ve similitudes en estos dos campos, junto con la emergente Tuscaloosa Marine Shale en Luisiana y Southwest Mississippi.

Al mismo tiempo, la necesidad de comprender la imagen más grande, total, de los convencionalesa través de la cadena de valor se ha convertido en algo fundamental, incluyendo los sectores de midstream y refinación, rápidamente cambiantes. Las conferencias de la industria también están proliferando a medida que aumenta la demanda de información sobre cómo todas estas piezas encajan.

Hace un puñado de años, el midstream era rentable pero virtualmente un sector ignorado que no recibió mucha prensa, excepto durante los huracanes, accidentes o interrupciones. Ahora, el midstream se ha convertido en uno de los platos más atractivos alrededor con nuevas oportunidades para hacer dinero han surgido en el movimiento de crido de una zona de Estados Unidos a otra a través, no sólo de tuberías, sino de ferrocarril, barcazas y camiones para tomar ventaja de los precios del petróleo a nivel regional.

Más nuevo, más rápido, mejor siempre ha distinguido a los operadores en el sector de upstream y canalizado a los ganadores. Hace apenas unos años, lo que los acorraló fue el sweet spots del petróleo primero, consiguiendo goodies de alta calidad en el terreno y convirtiéndose en autoridades en su rincón geológico. Eso aun están ocurriendo, pero en un nivel mucho más multiplicado. Los eventos, los plays y movimientos se están dividiendo y subdividiendo a un ritmo vertiginoso.

Esa disipación rápida se convirtió en una de las más nuevas y mejores, pero también más contundentes de la industria. El poeta W.B Yeats, en su célebre poema "The Second Coming", dijo: "Things fall apart, the centre cannot hold" (Las cosas se desmoronan, el centro no puede sostener). Con respecto a las tendencias actuales de la industria, el centro no puede sostenerse, pero la subdivisión sin duda, ha logrado un montón de oportunidades, riqueza y análisis.

El fracking en Dakota del Norte: detrás de las explosiones del tren que llevaba petróleo

Cuando las empresas de energía comenzaron la extracción de petróleo de las formaciones shale en el sur del Texas hace unos años, invirtieron cientos de millones de dólares para el crudo volátil más seguro de manejar. En el campo de petróleo Bakken Shale en Dakota del Norte, nadie ha instalado el equipo necesario. El resultado es que la segunda más rápida fuente de crecimiento de crudo en Estados Unidos está produciendo petróleo que las tuberías a menudo rechazarían como demasiado peligrosa para el transporte.

Ahora, la decisión de no construir el equipo vuelve a rodear a la industria petrolera ya que el gobierno federal busca prevenir accidente de fuego en los trenes cargados de petróleo de Dakota del Norte. Los investigadores probaron que los accidentes de crude-by-rail, incluyendo uno hace un año en el que murieron 47 personas en Quebec, están tratando de determinar por qué el petróleo shale ha resultado tan combustible, una cuestión que ha adquirido cada vez mayor urgencia que los envíos por ferrocarril crecen. Sólo un estabilizador, que puede eliminar los gases más volátiles antes del transporte, se ha construido en Dakota del Norte y no ha comenzado la operación, de acuerdo con una revisión realizada por el diario The Wall Street Journal.

Los estabilizadores utilizan el calor y la presión para obligar a las moléculas de hidrocarburos ligeros -incluyendo etano, butano y propano para formar en vapor y hervir de crudo líquido. La operación puede reducir la presión de vapor de petróleo crudo, por lo que es menos volátil y por lo tanto seguro para el transporte por oleoducto o vagón cisterna.

Así como el Jornal informó previamente, el petróleo del shale es generalmente más volátil y más similar al jet fuel que al petróleo crudo tradicional, que rara vez se ha relacionado con los accidentes por explosión. La producción de este petróleo volátil a través de la fracturación hidráulica se ha disparado, lo que representa la mayor parte de los otros 3 millones de barriles diario de petróleo que Estados Unidos produce hoy en comparación con 2009.

El gobierno federal está pensando en la posibilidad de exigir la estabilización, celebrando reuniones de alto nivel con ejecutivos petroleros. "Estamos abiertos a todas las recomendaciones con una capacidad demostrada para mejorar la seguridad, incluyendo la estabilización o el procesamiento del crudo de Bakken", dijo Sarah Feinberg, jefe del staff del Secretario de Transporte, Anthony Foxx. Si el gobierno exige el uso de los estabilizadores, las empresas tendrían que hacer grandes inversiones en equipos y podrían tener que frenar el desarrollo del yacimiento de petróleo Bakken.

Los ejecutivos de energía señalan que ni las regulaciones federales o estatales exigen que el crudo se estabilice antes de su transporte. Algunos dicen que la estabilización es necesaria, teniendo en cuenta que en el sur de Texas se produce petróleo muy volátil conocido como condensado. "No hay nada malo con el petróleo crudo" en Bakken, dijo Jeff Hume, vice-presidente de Continental Resources Inc., una de las grandes productoras de crudo en North Dakota. "No es necesaria la estabilización".


Robert Hall, director del National Transportation Safety Board, dijo que la decisión sobre si se debe estabilizar obedece a consideraciones comerciales. "Las regulaciones están en silencio", dijo. Cerca de un millón de barriles por día se bombean desde Bakken, un yacimiento de petróleo que ha crecido tan rápido que existen pocas tuberías para transportar el crudo. En cambio, cerca de 630.000 barriles por día de viaje en tres a las refinerías del este, oeste y la costa del Golfo, unas tendencias que va en aumento debido a que la industria de la energía ha encontrado los envíos por ferrocarril para ser más flexibles que las tuberías.


Las autoridades federales han expresado su preocupación de que el petróleo Bakken no estabilizados se ha cargado en los trenes sin etiquetado o manejo adecuado. Los funcionarios de seguridad locales han advertido de que sus comunidades no están preparadas para manejar un descarrilamiento.


El American Petroleum Institute, un grupo de lobby con sede en Washington para la industria petróleo, no ofrece standards para el modo en que el crudo debe ser tratado antes de ser enviados. "No hemos visto ninguna información que sugiera que el crudo procesado en el campo reduzca el riesgo", dijo un portavoz. El North Dakota Petroleum Council expresó una opinión similar. Pero las tuberías que transportan la mayor parte del crudo se movían en Estados Unidos, a veces requieren estabilizar el petróleo para fines de seguridad, según un portavoz de Enbridge Inc., una de las mayores compañías de ductos en América del Norte.

Muchos expertos de la industria y ejecutivos de energía dicen en privado que el uso de unidades de estabilización mejoraría la seguridad, pero son reacios a hacer ese punto público por temor a enemistarse con las compañías que hacen negocios en Dakota del Norte. Una excepción es una empresa que ha construido el primer estabilizador allí, el cual está programado para empezar en las próximas semanas.

"Es más seguro para estabilizar ese producto antes de entrar en los vagones", dijo David Scobel, director de operaciones de Caliber Midstream Partners LP de Denver. "Si estabilizamos el crudo, esa es la solución mágica de modo que no habrá más incendios. Pero es más estable".

A partir de 2008, las compañías de energía que habían estado utilizando nuevas técnicas para aprovechar el shale del gas natural comenzaron a convertir estos métodos, incluyendo la fractura hidráulica y la perforación horizontal, en formaciones ricas en petróleo. Si bien gran parte de esta actividad se llevó a cabo en Texas, que tiene una industria petrolera centenaria, uno de los descubrimientos más prometedores fue en el shale bajo las llanuras de North Dakota, más conocida por la producción de trigo y canola.

En los últimos seis años, la industria ha perforado 7.000 pozo en Dakota del Norte, casi todos ellos repartidos en alrededor de 15.000 kilómetros cuadrado de Bakken. En lugar de instalar tuberías para recoger el petróleo de esos lugares lejanos, las empresas utilizan camiones para recoger el petróleo y comenzaron la construcción de terminales ferroviarias para enviarlo en tren. Los envíos de crude-by-rail desde North Dakota se han cuadruplicado desde 2012.

Los componentes más inflamables del petróleo de Bakken -conocido como light ends- constituye entre el 2% y el 11,9% de su volumen, según análisis realizados por el American Fuel & Petrochemical Manufacturers, un trade group de la industria. Otras fuentes tiene una cifra menos para los light ends de Bakken. Estos líquidos vaporosos pueden ser valiosos, pero sólo si las tuberías o vagones especiales están disponibles para transportarlos.

A la falta de infraestructura, excluyendo los líquidos volátiles podrían afectar las ganancias mediante la reducción del volumen de crudo para la venta. La estabilización del crudo podría reducir los ingresos potenciales por tal vez un 2%, una estimación de los ejecutivos de la industria. Hess Corp, un gran productor de crudo de Bakken, consideró la construcción de un estabilizador en el año 2011 para el petróleo de Dakota del Norte. En lugar de ello, la empresa optó por un proceso menos costoso, más rudimentaria que se calienta el petróleo entre 80 y 120 grados Fahrenheit en los llamados tratadores del calentador que se debe eliminar extremos ligeros. Un estabilizador no era necesario, dijo el vicepresidente de Hess, Gerbert Schoonman. Pero lo tratadores de calor no son tan precisos como los estabilizadores y no puede eliminar la mayor cantidad de materia volátil, según un ejecutivo de una empresa que produce ambos tipos de equipos.

La situación en Bakken contrasta con Eagle Ford Shale en el sur de Texas. En 2012, no había básicamente equipo para estabilizar el crudo. Pero las empresas han gastado cientos de millones de dólares para construir instalaciones centralizadas y tuberías para mover el propano y butano resultante a un complejo petroquímico de la Costa del Golfo. El crudo se estabilizó lo suficiente para ser enviado sin incidentes a través de tuberías, camiones y vagones cisterna, dijo Rusty Braziel, un consultor de la industria. "Durante un periodo de dos años de tiempo, la gran mayoría del problema se fue".

Los cambios en los flujos de petróleo


Por más de 30 años, Louisiana Offshore Oil Port LLC ha sido un símbolo de la dependencia de Estados Unidos del petróleo extranjero, el bombeo de crudo de Nigeria y Arabia Saudita desde los grandes petroleros del mundo a las cavernas de almacenamiento subterráneo debajo de los pantanos del sur de Louisiana. Ahora, con la producción estadounidense en su máximo en 28 años, los directivos de LOOP están ahora pensando lo impensable: quieren revertir los flujos y enviar petróleo de América del Norte.

Para ser un hub de salida, el puerto necesita compromisos financieros de los transportistas para construir la infraestructura necesaria, e incluso en el escenario más optimista, que será un año antes de que se cargue el primer buque tanque, dijo Barb Hestermann, manager de desarrollo de negocios de LOOP. Aún así, el hecho de que LOOP está considerando el proyecto pone de relieve cómo la perforación shale y la minería de las oil-sands ha alterado los flujos de energía en América del Norte.

"Esto es lo que la independencia del petróleo tiene que ver", dijo Carl Larry, presidente de Oil Outlooks & Opinions LLC en Houston. "Vamos a llegar al punto en el que se llega a la capacidad máxima de almacenamiento de petróleo en la costa del Golfo y que vamos a tener que mover ese crudo de un lugar a otro". La terminal fue concebido en 1972, un año antes de que el embargo petrolero árabe, e inaugurado en 1981. Es propiedad por unidades de Marathon Petroleum Corp., Valero Energy Corp. y Royal Dutch Shell Plc. Sigue siendo el único puerto en Estados Unidos que se pueden descargar Ultra Large Crude Carriers y Very Large Crude Carriers, los dos más grandes clasificados petroleros.

Los barcos descargan en boyas cerca de 32 kilómetros al sur de la costa de Luisiana. Una tubería de 48 pulgadas de diámetro transporta petróleo de los tanques de almacenamiento y las cavernas subterráneas excavadas mediante la inyección de agua dulce en formaciones salinas naturales. Las cavernas se sientan en un tercio de una milla bajo tierra, oculto bajo pantanos salobres en Clovelly, Lousiana. Las cavernas dan a LOOP unos 69 millones de barriles de almacenamiento, por lo que es la mayor terminal privada de Estados Unidos.

Los envíos en el puerto alcanzaron su máximo en 2005, a 1.18 millones de barriles por día, según los registros del estado de Luisiana, el 12% de las importaciones totales de Estados Unidos. Las entregas cayeron por debajo de 1 millón de barriles por día en 2009 y el año pasado se redujo a 658.000, la cifra más baja desde 1985.

Offnews.info (Argentina)

 



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