Análisis de las
potencialidades de la expansión shale: equipos de perforación y mano de obra
El éxito de la
revolución shale será lento para replicar fuera de Estados Unidos debido a un
acceso limitado a los equipos de perforación y personal calificado. "La naturaleza de la perforación intensa del
negocio del shale es un factor que hará que la expansión del fenómeno shale en
otras parte del mundo sea improbable- por lo menos en esta década",
según Leonardo Maugeri, ex ejecutivo de la petrolera ENI y ahora emérito del Harvard
University's Belfer Center for Science and International Affairs. "Ningún otro país puede igualar probablemente
ni siquiera una fracción de la perforación y fracking power estadounidense",
explicó Maugeri en un informe. "Ningún
otro país...tiene los equipos especializados, herramientas y capacidades para
llevar a cabo la actividad intensiva del fracking".
Citando a Baker
Hughes, Maugeri señala que más de la mitad de los equipos de perforación del
mundo están siendo empleados en Estados Unidos. El 90% de ellos están equipados
para perforar pozos horizontales, y casi todos los pozos de petróleo y gas en
Estados Unidos están ahora fracturados para estimular la producción. En el
resto del mundo, por el contrario, la fracturación se utiliza en menos de un pozo
en 10. Esto nos lleva a concluir que el shale es probable que siga siendo un
fenómeno exclusivamente estadounidense por un tiempo.
"Los descubrimientos de corto plazo de
recursos shale fuera de Norteamérica probablemente durarán poco, porque el
aumento de la producción acumulada de shale involucra cientos de perforaciones,
incluso miles, de nuevos pozos por año", resaltó Maugeri.
En un horizonte de
cinco a 10 años, la flota de taladros responderá a los cambios en las prácticas
de la industria y los incentivos de precios. En la actualidad, la flota está
configurada con objetivos de acumulaciones de petróleo y gas en los reservorios
convencionales. Está diseñado para perforar un pequeño número de pozos
altamente productivos. El riesgo de fracaso es grande y los costos son altos,
especialmente para los pozos perforados en entornos difíciles en alta mar y
otras, por lo que la industria gasta tanto dinero en sísmica y otras encuestas
de los procesos de perforación.
El shale transforma
el proceso profundamente. En lugar de dirigirse a grupos con objetivos
discretos de petróleo y gas han migrado y acumulado en reservorios, la
perforación horizontal y la fractura hidráulica van directamente a al source rock.
El desarrollo shale
es mucho menos arriesgado e intensivo en capital que los campos convencionales,
pero muchos más pozos deben ser perforados y se necesitan muchos más equipos.
La productividad de los pozos individuales varía enormemente, incluso a través
de distancias muy cortas. Los grandes retornos siguen procediendo de los "sweets spots" más productivos en la
formación.
Conventional is customised. Cada
pozo es diferente y la planificación individual ocurre antes de comenzar a
perforar. En fracking, el objetivo es normalizar tanto como sea posible para
reducir al mínimo el tiempo y el costo implicado en la perforación de cientos o
incluso miles de pozos a través de una formación. Liderando por las firmas de servicios
petroleros y exploración hablan sobre "factory
fracking" como un proceso de línea de montaje. Por lo tanto, si el
shale va a dar cuenta de una gran parte de la producción mundial en las
próximas décadas, la flota de las plataformas a nivel global tendrá que
cambiar. La industria necesitará una flota mucho mayor de equipos más pequeños
y más baratos para perforar en tierra. Las cuestiones fundamentales son cómo
los precios del gas y del petróleo deben alentar la expansión y la rapidez con
que se puede lograr.
Maugeri es correcto
que la flota de taladros no se puede ampliar durante la noche. Sin embargo,
cinco años es mucho tiempo (hace cinco años, el mundo todavía estaba preocupado
por un pico de suministro de gas y petróleo). 10 años es una eternidad. En el
horizonte de 5 a 10 años, la flota de taladros es casi infinitamente flexible.
Las firmas de servicios petroleros pueden tener cuidado con la expansión, dado
el riesgo de un descenso cíclico de los precios del petróleo y de la demanda de
perforación, pero los nuevos competidores procedentes de China y otros países
con importantes recursos de gas shale podrían hacer aumentar la flota
rápidamente.
"China ha mostrado… una increíble capacidad
para desarrollar en pocos años lo que necesita para asegurar el desarrollo de
los sectores estratégicos", admite Maugeri. "Si China realmente descubre grandes formaciones de gas shale en
su territorio, una vez más podría sorprender al mundo a través de la producción
de una flota adecuada de equipos de perforación".
Los depósitos shale
no necesitan estar en China. Como ya sabemos las gigantes compañías de petróleo
y gas chinas se han convertido en los principales inversores y desarrolladores
de recursos en el exterior, y China tiene un sector de servicios petroleros de
su propia ingeniería y de rápido crecimiento. Ya es uno de los mayores
exportadores mundiales de equipos de perforación, equipos de suministro de
campos petroleros y equipos de bombeo a presión.
Las tripulaciones
experimentadas para realizar e interpretar estudios sísmicos, el desarrollo del
plan del campo, y la perforación y fractura de los campos están en una cantidad
inferior que las plataformas. Los profesionales del sector con 15 a 25 años de
experiencia en campo y capaces de dirigir las operaciones, así como los
geólogos e ingenieros de petróleo, han estado particularmente corto de oferta
después de que muchos fueron despedidos durante el largo período de bajos
precios en los años 90.
Pero el boom del
petróleo y del gas ya tiene entre 5 y 10 años, y dentro de otros cinco a diez
años, el cuello de botella de mano de obra se debería facilitar. China está
graduando cientos de miles de ingenieros cada año y debe ser capaz de ampliar
sus esfuerzos de producción sin demasiada dificultad, al menos para las
formaciones shale más simples.
Todo termina
reduciéndose al precio. Hay algo del precio del umbral del petróleo y el gas
que proporcionará tanto el incentivo y el flujo de efectivo para ampliar la
flota de perforación y el volumen total de la perforación y el fracturamiento.
El umbral exacto sigue siendo incierto, pero es probablemente menos de 100 dólares
por barril. A los precios actuales de las compañías de exploración y producción
planean invertir un récord de 678 billones de dólares este año en exploración y
producción.
Maugeri estima que
el breakeven (punto de equilibrio)
para el petróleo shale es de 85 dólares por barril, pero esto no tiene en
cuenta los ingresos a partir del metano asociado y la producción de líquidos de
gas natural, lo que reduce los costos, y que podría ser tan bajo como 40
dólares en sweet spots. La tasa de
rentabilidad minima fuera de Estados Unidos, probablemente sería más alta, pero
caerían en el tiempo con los perforadores y los bombeos a presión ganando
experiencia.
Mientras los
precios del petróleo se mantienen por encima del umbral, la flota de
perforación global y la actividad de perforación crecerán. Existen obstáculos
"above ground" para la
expansión de la producción de shale en el extranjero, incluyendo la propiedad
mineral, los marcos políticos y jurídicos inestables, y las objeciones de los
ambientalistas. El informe de Maugeri sugiere que no se pueden superar. Pero
una vez más, se trata de definir el umbral del precio.
De los equipos de
perforación estadounidense, aproximadamente el 90% estaba equipado para
perforación horizontal, un componente esencial en el desarrollo shale. En 2011,
casi 95% de los pozos estadounidenses horizontales y verticales se fracturaron
en comparación con el 10% fuera de Estados Unidos.
"Mientras la tecnología y el mejor
entendimiento de las formaciones shale no revolucionan aún más el sector shale",
escribe Maugeri, "el aumento global
de la producción de petróleo shale en Estados Unidos dependerá críticamente de
la continuación de la actividad de perforación de alta intensidad y un precio
del petróleo relativamente alto". Maugeri cree que esta intensidad
será "imposible de lograr por otros países". Pero la lección del boom
del shale es que la tecnología no es estática. Es erróneo suponer que la flota
mundial de perforación y las técnicas son fijas. Ambos son casi infinitamente
variables, los precios indicados son suficientemente altos por bastante tiempo.
Si el petróleo se mantiene por encima de los 100 dólares por barril, no hay
duda de que la revolución shale se extienda más allá de las costas
estadounidenses, es sólo una cuestión de tiempo.
En la década
pasada, los analistas han subestimado reiteradamente la capacidad de la
industria petrolera y de gas para la rápida innovación. Sería una lástima
cometer el mismo error otra vez.
Desinversión en
Asia para centrar el negocio en América del Norte
Una vez cautivados
por explotar las riquezas petroleras y gasíferas de Asia, la algunos
productores de energía medianos de Estados Unidos están vendiendo sus activos
asiáticos con la revolución de shale de Norteamérica ofrece buenas perspectivas
más cerca de casa.
Empresas como
Anadarko Petroleum, Hess Corp y Newfield Exploration comenzaron recientemente a
buscar compradores para todas o algunas de sus carteras en Asia, todas costando
millones de dólares. Los activos incluyen la venta de campos de petróleo en la
Bahía de Bohai en China y los hubs de
gas natural en Tailandia.
Retirándose de Asia
puede parecer contra intuitivo. La demanda de energía de China por sí sola
aumentará un 60% entre 2010 y 2035, lo que representa la mayor parte del
crecimiento en el consumo de energía global, según la International Energy
Agency. Pero los productores de petróleo y gas se enfrentan ahora a más
opciones sobre dónde perforar. La nueva tecnología que permite el acceso al
petróleo y gas natural atrapado en las formaciones de roca densa está
transformando los mercados energéticos mundiales.
Con los precios del
petróleo relativamente alto en medio de la disminución de precios de otras
materias primas, la perspectiva de la creciente producción estadounidense está
resultando atractiva para los productores. "Creemos que ahora es el momento adecuado para convertirse en un
operador enfocado en America del Norte”, dijo Newfield a los inversores en
una declaración este año.
Goldman Sachs
aconseja a Newfield sobre la venta de sus activos asiáticos, incluyendo
participaciones en yacimientos de petróleo y gas, tanto productores y
prospectivos offshore en Malasia y China. Los activos asiáticos tuvieron una
ganancia operativa de 657 millones de dólares el año pasado. Newfield, con sede
en Texas, espera recibir ofertas finales en septiembre. Un portavoz de la
empresa confirmó que una venta estaba en marcha, pero no quiso dar más
detalles.
Anadarko ha
contratado a Jefferies para asesorar en la venta de intereses de hasta 40% en
los campos petroleros en aguas poco profundas en la Bahía de Bohai, a unos 80
kilómetros de la costas del noreste de China, según un documento publicado por
The Wall Street Journal. Parte de los activos de Anadarko, que son operados por
la china CNOOC producen alrededor de 9.000 barriles de petróleo al día, e
incluyen varios prospectos que pueden contener más petróleo.
Goldman Sachs
también está ayudando a Hess a vender activos tales como su participación de
75% en el proyecto offshore Ujang Pangkah de Indonesia, que produce gas natural
y condensado, un tipo de crudo ligero. Un portavoz de Hess con sede en New York
confirmó que la empresa está vendiendo todos sus activos en Indonesia y
Tailandia, incluyendo participaciones de más del 35% en los bloques onshore y
offshore.
Las tres empresas
operan grandes yacimientos de petróleo y gas en Estados Unidos y tienen varios
prospectos no desarrollados. Newfield produce alrededor de tres cuartas partes
de su petróleo y gas natural en Estados Unidos, y dijo en un comunicado en
febrero que su producción crecerá un 43% hasta 2015. Algunos ven riesgos en la
estrategia.
Una de ellas es que
el aumento de la producción de petróleo en Estados Unidos podría pesar sobre
los precios, perjudicando la rentabilidad. Las empresas estarán atentas a lo
que siguió al boom del gas shale: fuertes caídas de los precios internos no
ayudaron a muchos productores. Andrew Williams, analista de RBC Capital Markets,
con sede en Melbourne, dijo que la tendencia de las empresas estadounidenses
que venden los activos está indudablemente emergiendo. Pero dijo que otros
factores que la potencialidad del shale oil están jugando un papel.
Anadarko, por
ejemplo, ha tenido tanto éxito en la exploración en otras partes del mundo que
tiene que vender algunos activos complementarios para redirigir el capital a
proyectos más grandes. Mientras tanto, Hess se encuentra bajo presión para
vender los activos después que los inversores, frustrados por una serie de
pozos secos y la mala evolución del share-price
performance, obligaron a la renuncia de su presidente John Hess este año y
pidió un renovado enfoque en Estados Unidos.
Las ganancias
del reciclado de agua en la fractura hidráulica
La industria de
petróleo y gas está descubriendo que menos es más en el esfuerzo por reciclar
el agua utilizada en la fracturación hidráulica. Agua ligeramente sucia, al
parece, hace justamente un trabajo tan bueno como la claramente cristalina
cuando se trata de hacer que el petróleo y el gas funcionen.
Las empresas de exploración
y producción se encuentran bajo presión para reducir la cantidad de agua dulce
utilizada en zonas secas como Texas y reducir los altos costos de transporte de
millones de barriles de agua de los pozos de petróleo y gas y más tardes a los
pozos de eliminación subterránea. Para atacar estos problemas, las empresas de
servicios petroleros como Halliburton, Baker Hughes y FTS International están
haciendo tratamiento del agua de pozos "fracked" sólo lo suficiente para que puedan ser reutilizados.
Pequeñas compañías como Ecosphere Technologies Inc desarrollan métodos
similares. "Es un cambio de
paradigma", dijo el manager de estrategia de negocios en soluciones de
agua de Halliburton, Walter Dale.
Hasta hace poco,
muchas empresas consideraban el reciclaje demasiado caro o preocupados de usar
nada más que freshwater reduciría la
producción del pozo. Pero las empresas de petróleo y gas están cada vez más
reutilizando el agua de los pozos, que a diferencia del agua dulce es muy alta
en sal, con buenos resultados.
Halliburton, Exxon
Mobil y XTO Energy documentaron a principios de este año el uso de servicios de
reciclaje H20Forward en los pozos de XTO Energy en Eddy County, Nuevo México en
un paper de la Society of Petroleum
Engineers conference. El estudio encontró un ahorro entre 70,000 y 100.000
dólares por pozo. Los pozos no han mostrado pérdida de producción, dijo Dale.
El costo promedio
de un pozo varía según la región, pero viene a ser alrededor de 7.5 millones de
dólares en la formación shale Eagle Ford de Texas, según un reporte de
Jefferies en Mayo. FTS International está utilizando hasta 100% de agua
recuperada en algunos lugares en Oklahoma y Texas, con resultados comparables a
la utilización de agua dulce. El mayor confort de la industria con el reciclaje
se presenta con los reguladores que se están moviendo para más reciclado de
agua que se utiliza en el fracking. Railroad Commission of Texas, que regula la
industria de petróleo y gas allí, adoptó nuevas reglas en marzo para fomentar
el reciclaje. Según estas normas, los operadores ya no necesitan un permiso
para reciclar el agua si están en sus propios contratos de arrendamiento de
tierras.
La U.S.
Environmental Protection Agency podría también aplicar las normas relativas al
agua reciclada en el momento de emitir su estudio de la fracturación hidráulica
el próximo año. El transporte es, con mucho, el elemento más costoso de la
gestión del agua para el fracking. Pero la industria tiene un largo camino por
recorrer, dijo Dale de Halliburton, agregó que el reciclaje está todavía en un
período "experimental". El
uso y los recursos de agua son problemas locales, y los enfoques para la
gestión del agua varían según la geografía, dijo XTO en un comunicado, y
agregó: “El reciclaje no es una solución universal".
El despliegue de la
tecnología de reciclaje está en su infancia, pero a punto de levantar la
demanda de todo, desde bombas de agua a las válvulas y las tuberías. Empresas
como Xylem Inc, lo que hace que las pruebas de agua y otros equipos, Ecolab,
propietaria de la empresa de tratamiento de agua Nalco, y Gorman-Rupp Co,
fabricante de bombas, son las empresas que podrían ver un aumento en los
negocios, dijo el gerente de cartera. Los tres actualmente comercian cerca de
sus máximos en 52 semanas.
"El fracking simplemente ha añadido la posibilidad
de que los operadores tradicionales en el mercado crezcan aún más sus ganancias", dijo Simon Gottellier, gerente de cartera que supervisa la
inversión para agua de Impax Asset Management con sede en Londres, que tiene
3.5 billones de dólares bajo gestión. Algunas empresas ya prevén grandes
aumentos de ingresos de fracking.
Layne Christensen
Co, un proveedor de servicios de management de agua, dijo que espera que su
nuevo negocio enfocado en el fracking genere 200 millones de ingresos en 2017,
con "significativa"
generación de ingresos a partir de 2015. Se está completando el desarrollo de
su oferta de reciclaje de agua de este año. Mientras la utility Aqua America Inc
ha dicho que una tubería de agua para suministrar en los sitios de frack en el
shale Marcellus en Pensilvania con el tiempo añadirá 10 centavos de dólar por
acción a sus ganancias anuales.
Para las empresas
de energía, el uso de agua de contra flujo para el fracking elimina la
necesidad de las aguas residuales de los camiones a los pozos de eliminación.
El agua puede ser tratada en el lugar y se reutiliza para el siguiente frack.
Algunos dices que el agua que sale del subsuelo es más adecuada para el
fracking y requiere un tratamiento menos químico, ya que es compatible con la
geología natal del pozo. "Cuando se
utiliza el agua que es nativa de esa formación, el producto químico es o bien
nulo o no es necesario en absoluto", dijo Tom Whalen, vice presidente
del water management para Baker Hughes.
Hoy en día el
reciclaje es sólo frecuente en el Marcellus shale, donde alrededor del 90% del
agua retorna del flujo de pozos se recicla, porque hay pocos pozos de
disposición en la región y el agua para ser desechados deben ser transportados
en camiones a Ohio para ser inyectado bajo tierra.
Los disposal well son tubos en los que se
inyecta agua residual para su almacenamiento permanente. La geología de
Pennsylvania es menos adecuada para los pozos de inyección profunda que en
otras regiones, y los nuevos pozos son al a vez costosos y, a menudo se
enfrentan a la oposición de las comunidades afectadas por la contaminación de
las aguas subterráneas. Además, un estudio encontró que poderosos terremotos a
miles de kilómetros de distancia pueden desencadenar enjambres de sismos
menores cerca de los pozos de inyección.
Baker Hughes debutó
con su oferta de gestión del agua, llamada H2PrO, hace unos 18 meses. En ese
momento, los clientes de la compañía estaban interesados, pero no se
comprometían a usarlo cada día, según Whalen. "En los últimos 12 meses, esto ha cambiado totalmente", dijo.
Baker Hughes tiene ahora cerca de 300 empleados que trabajan en la gestión del
agua en todos los plays shale de
Norteamérica. Sus clientes son el ahorro de 30 a 50% en comparación con el transporte por
carretera del agua utilizada en los pozos subterráneos.
Las condiciones de
sequía en Texas han ayudado a inducir a la industria a reciclar más en todas
las geografías. Aunque el fracking representa menos del 1% del uso total del agua
en el estado, representa más del 50% del uso de agua en ciertos condados, según
un informe de 2011 realizado por la Universidad de Texas.
Los ahorros varían
según la región en función de la disponibilidad de agua y la proximidad y el
número de pozos de eliminación. Un informe reciente de Jefferies estima que las
compañías de petróleo y gas pueden ahorrar 370.000 dólares por pozo en el play Marcellus shale y 70.000 en la
región de Bakken en Dakota del Norte. En
el shale Eagle Ford de Texas, el costo de reciclado sería casi el mismo que el
uso de agua dulce debido a que los pozos de eliminación son abundantes allí.
El autor del
informe de Jefferies, Brad Handler, dijo que Halliburton y Baker Hughes serán
los principales beneficiarios de un aumento en el reciclaje de agua, debido a
su experiencia en la composición química del agua utilizada en el fracking.
"Se necesita la confianza que los
químicos de Halliburton pueden aportar", dijo Handler.
EcoSphere también
ha tenido éxito con su proceso, que se ha utilizado en 750 pozos desde 2008. Ha
trabajado con Newfield Exploration y Southwestern Energy. Pero, al igual que
muchas nuevas startups, ha tenido su
cuota de problemas para irrumpir en la industria de petróleo y gas. EcoSphere
acusó a Halliburton de robar sus secretos comerciales en un caso de arbitraje
en curso, ya a principios de este año la empresa era el titular de una licencia
exclusiva de su tecnología, Hydrozonix, perdió su exclusividad por no pagar por
las unidades de tratamiento de agua.
Las principales
empresas operadoras
Hemos ordenado
estas compañías por barriles de petróleo equivalente, sólo incluimos compañías
con una tasa de crecimiento de 5%. El precio de flujo de caja (P/CF) muestra el
flujo de caja en el espacio de un año sobre la base de los analistas en
comparación con el precio del share actual. El alto ratio indica que el precio
de los stocks es caro en relación con su flujo de dinero.
Pioneer Natural
Resources es una gran compañía en nuestro screen,
tanto en términos de capitalización como en BOE. Magnum Hunter, con sede en
Houston perforó en cinco estados y también en la canadiense Saskatchewan. La
empresa ha crecido en la producción BOE por más de 143% en los últimos 12
meses. La compañía también tiene un buen puntaje que el promedio P/CF.
Northern Oil es un
prolífico perforador en la zona de Bakken de North Dakota y Montana donde
controla 182.000 hectáreas. Su crecimiento alto de BOE y P/CF hace que sea uno
de los destacados en nuestra pantalla.
El pequeño productos Sanchez Energy luce un bajo P/CF y un crecimiento
de la producción del 83% en los pasados 12 meses. Posee una superficie
importante en la play shale de Haynesville en Montana.
Uno de los más
grandes plays de recursos no
convencionales en Estados Unidos es el Eagle Ford Shale en el sur de Texas, y
es ahí donde se encuentra Rosetta Resources. El P/CF de la compañía está bajo
cuatro, con 33% de tasa de crecimiento de BOE. La compañía se separó de Calpine
Group, un importante productor de energía.
Apache Energy, con
sede en Houston, una compañía independiente de petróleo y gas con activos en
Estados Unidos y Canadá, así como Egipto, Australia, Argentina, en la parte del
Reino Unido del Mar del Norte.
Aunque la base de
activos de Apache se distribuye en todo el mundo, la compañía prevé un
crecimiento futuro que viene principalmente de sus plays de petróleo onshore
en Norteamérica. La empresa sostiene que sus bienes "esenciales" de crecimiento están Texas y Oklahoma,
mientras que sus operaciones en el Reino Unido (Mar del Norte) y Egipto son
principalmente para la generación de flujo de caja.
De hecho, de su
presupuesto de capital de 10.5 billones de dólares para el año, alrededor de 4
billones de dólares se destinarán para las operaciones onshore en Estados
Unidos, donde los proyectos de la compañía tienen un crecimiento superior al
20%.Con Apache intentando reducir su deuda, no tiene planes para adquirir
propiedades adicionales en el corto plazo -una cambio de su estrategia anterior
que buscaba el crecimiento mediante la expansión internacional. En su lugar,
tiene previsto continuar su exitosa estrategia de persuasión de más petróleo
fuera de su base de activos existente. Un ejemplo de su destreza en este
sentido es el campo Forties en el Mar del Norte, donde Apache logró aumentar la
producción de 40.000 barriles por día hasta un máximo de 70.000 barriles por
día después de la adquisición del campo de BP en 2003.
Del mismo modo, en
la cuenca Permian del oeste de Texas, donde Apache es actualmente el segundo
mayor productor, ha logrado aumentar considerablemente la recuperación final en
la perforación lateral profunda y el empleo de un mayor número de etapas de
fracturamiento. Otras empresas, como Pioneer Natural Resources y LINN Energy,
han tenido un éxito similar en el Permian, empleando técnicas de recuperación
de petróleo. Por ejemplo, Pioneer usa la tecnología de inyección de agua
aumentando significativamente sus tasas de recuperación en la formación
Spraberry, mientras LINN, que tiende a utilizar métodos de recuperación más
convencionales en en el corazón de su Wolfberry, ha tenido gran éxito mediante
la utilización de inyección de agua en sus operaciones Permian fuera de
Wolfberry.
A pesar del
entusiasmo de Apache sobre los activos onshore de petróleo y gas
estadounidenses, donde espera seguir recortando costos y aumentando la
producción, una exposición sustancial de la empresa en Egipto -donde es el
mayor tenedor de superficie en el desierto occidental del país, controlando
unos 9,7 millones de acres brutos, es un motivo de preocupación. A raíz de la
revolución egipcia de 2011, lo que llevó al derrocamiento del régimen de Hosni
Mubarak, Egipto sigue siendo muy inestable.
El país está
plagado de un gobierno disfuncional, una economía anémica y una sociedad
altamente desigual -factores que aumentan considerablemente el riesgo de
disturbios sociales que podrían poner en peligro las operaciones de Apache.
Mientras Steve
Farris, CEO de Apache ha señalado a Egipto como "un generador de dinero tremendo" para la empresa. Los riesgos de
una presencia continua en el país pueden ser simplemente demasiado grandes para
justificar la presencia de Apache, según la opinión de los analistas.
Veamos un poco
ahora a Magnum Hunter. Los ingresos de Magnum llegaron a 98 millones de
dólares, lo que es un alza del 76% respecto del primer trimestre del año
pasado. Mientras tanto, el EBITDAX ajustado para el trimestre es de hasta 63%
año tras año a un total de 55.4 millones de dólares. Desafortunadamente, la
compañía tuvo una pérdida neta de 0.06 por acción, lo que s un poco peor que el
año pasado (que fue de 0,02). Sin embargo, como se verá, ninguno de estos
números vale la pena estimar.
El gran salto año a
año en los ingresos se debió principalmente a la adquisición de la compañía,
así como su enfoque en la perforación de líquidos ricos. El enfoque de Magnum
Hunter en la perforación en el Bakken, así como en la parte de wet gas en Marcellus ha sido un factor
importante en su capacidad para aumentar los ingresos. Sin embargo, el
crecimiento llegó a un costo mayor. Parte de la razón por la cual la empresa
tuvo problemas con sus auditores
anteriores se debió a sus pocos empleados en el departamento de
contabilidad. La compañía tuvo que añadir un número de personal de contabilidad,
así como servicios de procesión, lo que suma costos y reduce ganancias.
Debido a que Magnum
Hunter es una compañía de exploración en fase inicial, el derecho métrico más
importante ahora es su capacidad para aumentar la producción de petróleo y gas.
En general, la producción subió un 9% año a año a 13,769 barriles de petróleo equivalente por
día. Sin embargo, la empresa perdió 3,120 barriles de la producción de petróleo
equivalente por día en el trimestre debido a los shut-ins de producción.
Magnum Hunter
produjo significativamente más líquidos de gas natural que lo originalmente
previsto y no tenía capacidad de gasoductos para manejar el volumen. Si la
empresa hubiera podido procesar esos volúmenes, su producción del primero
trimestre habría sido por años un 34% más en la relación año a año. Las buenas
noticias es que el problema se resolvió en mayo, cuando la nueva facility de
procesamiento Mobley entró plenamente en línea.
El acceso al complejo Mobley es un importante activo
de infraestructura de Magnum Hunter, ya que proporciona 320 millones de pies
cúbicos equivalentes por día de capacidad de procesamiento, con otros 200
millones de pies cúbicos equivalentes por día de capacidad se espera que entren
en funcionamiento a finales de año. Esa capacidad de procesamiento, como vimos
en el primer trimestre, es realmente crítico para la capacidad de Magnum Hunter
para vender lo que produce. Como se puede ver en el slide de abajo, MarkWest es una infraestructura crítica construida
en la región, que ayudará a prevenir la futuros shut-ins de producción.
Si bien hay mucho
más en esta historia, la conclusión es que los ingresos y la producción de
Magnum Hunter están, a la vez, en aumento.
El predominante hallazgo en el trimestre es que la compañías produjo más
líquidos de gas natural de lo previsto y fue muy obstaculizada por la falta de
capacidad para llevar. Esos es un buen problema para tener, especialmente si se
consideran las cuestiones que preocupan a la empresa ya se han resuelto.
Magnum Hunter sigue
siendo una empresa de exploración muy arriesgada, por lo que los inversores
necesitan tener una alta tolerancia al riesgo, así como una cartera
diversificada.
Por su parte, Rangers
Resources es una de los mejores plays
en gas natural con una capitalización de mercado de más de 12 billones
(millones de millones) de dólares. Si bien hay grandes jugadores allí, que
tienden a ser una mezcla de petróleo y gas -y mientras Rangers Resources tiene
reservas de petróleo de sus 4,8 billones de pies cúbicos al cierra de 2012 es
el mayor impulsor de esta empresa. Así que si usted quiere un play en gas y no energía en términos
generales, RR es uno de los biggies
(uno VIP).
El potencial del
shale en Argentina está atrayendo muchas compañías de exploración y producción
en el país, entre las que se incluye EOG Resources. En la actualidad tiene sólo
una pequeña operación de exploración, lo que muestra que los potencialmente
vastos recursos de ese país podría ser un motor de crecimiento futuro para EOG.
Eso es porque el play de shale oil
del país tiene recursos potenciales que hacen a Eagle Ford parecer un
aguilucho, si puede desarrollarse económicamente. EOG es muy temprano en el
play, lo que hace que sean una de los mejores stocks de petróleo si usted
quiere invertir en un pure upside del
crecimiento de producción de petróleo.
La capitalización
de mercado de EOG Resources es de 38 bullones de dólares. Esta empresa "oily" es el mayordomo, además del
mencionado Eagle Ford, opera en los plays de Bakken y Permian. En el exterior
también está activa en Trinidad y Tobago, el Reino Unido y China. La producción
total de la empresa en 2012 fue de 170.7 MMBoe. Impulsado por un aumento del
39% en el petróleo crudo y condensado, la empresa tuvo un aumento global del
10% en la producción en comparación con 2011. Aproximadamente el 86% de la
producción total en 2012 fue en Estados Unidos y Canadá. Al cierre del
ejercicio 2012, EOG contaba con aproximadamente 2.650 empleados.
Potencialidades
de los campos shale en Canadá
Comparado con su vecino
del sur, Canadá está en las primeras etapas del desarrollo de sus recursos no
convencionales, especialmente el petróleo tight.
Para los productores canadienses, esto significa que una gran parte del
potencial de producción de esa nación todavía tiene que ser desbloqueados. Al
observar el desarrollo de estas nuevas plays shale, en general se reconoce que
es fundamental que se desarrollen sólo los más lucrativos plays ricos en
líquidos.
El petróleo tight
se espera que juegue un rol incremental en el mix total de la producción
canadiense. Entre los plays ricos en líquidos identificados en el Western
Canada Sedimentary Basin se han vuelto cada vez más importante debido a la
nueva perforación horizontal y la fracturación hidráulica y tecnología de
terminación empleadas en el desarrollo de estos plays no convencionales, que
han hecho la producción económica -al menos mientras los precios del petróleo
se mantengan altos.
La formación
Duvernay en Alberta que ha sido comparada con el shale play Eagle Ford en el Sur
de Texas, ha llamado la atención más intensa hasta la fecha. En la evaluación
de los resultados y en Duvernay, los analistas de investigación de Wood
Mackenzie señalaron que el play tiene el potencial para convertirse en uno de
los más atractivos plays de shale, rico en líquidos de Norteamérica. Aun en su
infancia en términos de desarrollo, Duvernay es un gran play que cubre gran
parte del centro-oeste de Alberta.
Debido a su potencial, ha atraído a empresas como Encana, Talisman,
Chevron y ExxonMobil que ya tienen grandes posiciones en superficies.
He aquí una breve
descripción de varias otras plays importantes y emergentes en Canadá y las
últimas noticias de cada uno:
Liard Basin
(British Columbia)- Apache ha llamado a Liard el "mejor y de más alta calidad yacimiento de gas shale de Norteamérica".
Se encuentra en una zona remota y en gran parte inexplorada del noreste de la
Columbia británica. Apache dique que sus pozos en la cuenca Laird son los más
prolíficos del mundo, basado en el volumen de gas de tres pozos que están a
prueba. Basado en la producción de estos pozos, Apache anunció que tiene 48 tcf
de gas comercializable dentro de sus propiedades en la Liard Basin. A modo de comparación, todas las empresas que
operan en la Cuenca del rio Horn, uno de las tres mayores cuencas de gas shale
en la provincia, tienen gas comercial de 78 tcf, dando una sola empresa
encuentra gas natural que es dos tercios del tamaño de Horn Basin entera. Un
pozo sólo produce 21 millones de pies cúbicos de gas por día en un periodo de
prueba de 30 días.
Horn River Basin
(British Columbia) – El gas se produce a partir del shale silícea de la
formación Horn River en el campo Greater Sierra, al norte de Fort Nelson. La
perforación horizontal y las técnicas de fracturamiento se utilizan para
extraer el gas. Los volúmenes originales del gas-in-place se estiman que serán
más de 500 tcf, por lo que es la tercera acumulación más grande de Norteamérica
descubierta antes de 2010. Las empresas que operan la región incluyen Encana,
Apache, EOG, Stone Mountain Resources, ExxonMobil, Quicksilver Resources,
Nexen, y Devon Energy.
Montney (Alberta
and British Columbia) – El gas se produce a partir de la formación Montney en
el Rio Peace en British Columbia y Alberta, y el petróleo es producido de la
formación en el Norte de Alberta. El gas shale se produce en la periferia del
norte y oeste del depósito. El interés inversor en Montney se ha aflojado
debido en parte a una reducción en las tasas de las regalías por el gobierno
provincial de Alberta. Más de 25 empresas de E&P está operando en la zona,
y el fuerte crecimiento del desarrollo en el shale ha recompensado a los
productores líderes como Encana con gas natural de alta calidad. La sudafricana Sasol Ltd es propietaria del
50% en los activos Montney de Talisman Energy en el proyecto Farrell Creek que
Talisman opera. Otros participantes en el play incluyen Royal Dutch Shell y
PetroChina.
Utica (Quebec) –El
shale de Utica es un shale calcáreo negro, de 150 a 700 pies de espesor, desde
3,5% a 5% de carbón orgánico total. El play Utica shale se centra e una zona
del sur de St. Lawrence River entre Montreal y Quebec City. El interés ha
crecido en la región desde que Forest Oil Corp anunció un descubrimiento
significativo ahí después de probar dos pozos verticales. Sin embargo, existe
una oposición significativa a la fractura hidráulica en la provincia, lo que
puede disuadir a los operadores debido a la preocupación por la prohibición al fracking.
Frederick Brook
(New Brunswick) – Un play emergente en la provincia marítima de New Brunswick
en el este de Canadá, el shale Frederick Brook está localizado cerca de Sussex
en la provincia. Apache Canada fue una de las primeras empresas (en 2010) que
inició la perforación de pozos horizontales para explotar el depósito shale
Lower Carboniferous.
Muskwa (British
Columbia) – el shale Devonian Muskwa de la cuenca Horn River Basin tienen como
principales arrendatarios a EOG Resources, Encana, y Apache. El gobierno de
British Columbia ya ha recibido miles de millones de dólares en ingresos
procedentes de las perspectivas del gas shale. El gobierno de Columbia
británica ha concedido créditos de regalías a las empresas de perforación y
desarrollo de infraestructura en la zona.
Apache Energy, con sede en Houston,
una compañía independiente de petróleo y gas con activos en Estados Unidos y
Canadá, así como Egipto, Australia, Argentina, en la parte del Reino Unido del
Mar del Norte.
2000 Post Oak
Boulevard, Suite 100
Houston, Texas 77056-4400
+1 713 296 6000
+1 800 272-2434 Toll Free
http://www.apachecorp.com
Rangers Resources es una empresa
que sigue una estrategia de crecimiento orgánico con descubrimientos de bajo
costos mediante la explotación de un inventario multi-década de oportunidades
de perforación.
http://www.rangeresources.com/
info@rangeresources.com
Corporate Headquarters Southwest
Division
100 Throckmorton Street
Suite 1200
Port Worth, TX 76102
Phone:
817-870-2601
Fax: 817-869-9100
Rosetta Resources es una
compañía de petróleo y gas independiente, con sede en Houston, Texas, dedicada
a la exploración, desarrollo y explotación de los recursos energéticos onshore
en Estados Unidos. Es uno de los líderes productores en Eagle Ford, en el sur
de Texas.
http://www.rosettaresources.com/
info@rosettaresources.com
Houston
Corporate Headquarters
1111 Bagby, Suite 1600
Houston, TX 77002
1-800-526-2112
Phone: 713-335-4000
Fax: 713-335-4197
Basic Energy Services Inc. Con más de 600.000 pozos activos
en su footprint, BES se centra en las
regiones productoras de petróleo y gas más prolíficas en Estados Unidos. Tiene
allí más de 100 puntos de servicios en 13 estados. BES ofrece una amplia gama
de servicios en el sitio del pozo que son fundamentales para establecer y
mantener el flujo de petróleo y las en todo el ciclo de vida de un pozo.
http://www.basicenergyservices.com
Info@basicenergyservices.com
Corporate Office
Basic Energy Services, LP
801 Cherry Street, Suite 2100
Fort Worth, TX 76102
817.334.4100
EOG
Resources es una de las mayores empresas
independientes (no integrada) de petróleo y gas en Estados Unidos. Cotiza en la
Bolsa de Valores de Nueva York (NYSE) y comercia bajo el símbolo EOG.
http://www.eogresources.com/home/index.html
Corporate
Headquarters
Phone: (713) 651-7000
Toll Free: 1 (877) 363-EOGR
Mailing:
EOG Resources, Inc.
P.O. Box 4362
Houston, TX 77210-4362
Forest Oil Corp. Con sede en
Denver, es una compañía independiente de petróleo y gas natural enfocada en la
adquisición, exploración, desarrollo y producción de petróleo, líquidos de gas
natural y gas natural. La empresa fue fundada en el noroeste de Pensilvania en
1916. Hoy opera principalmente en tres regiones centrales ubicadas en el área
de Texas Panhandle, el Eagle Ford Shale en el sur de Texas, y en el área del
Este de Texas y el norte de Louisiana.
Forest Oil está
actualmente vendiendo sus activos de gas y petróleo en Texas. Forest contrató a
J.P. Morgan Securities para ayudar con una posible venta. En enero, la compañía
dijo que iba a vender la mayoría de sus propiedades del sur de Texas y recibir
beneficios después de impuestos de 325 millones de dólares, que utilizará para
pagar deudas.
Forest planea
continuar desarrollando sus properties
de petróleo y líquidos de gas natural en los 111.000 acres netos en East Texas.
Forest también tiene una oportunidad de desarrollo de Eagle Ford -la producción
petrolera allí se espera que se duplique en 2014. A principios de este año,
Forest vendió su propiedad en el sur de Texas, excluyendo Eagle Ford Shale a
Hilcorp Energy por 325 millones de dólares.
www.forestoil.com
Corporate
Headquarters
707 – 17th Street, Suite 3600
Denver, Colorado 80202
303.812.1400
Magnum Hunter Resources. Con
sede en Houston, Texas, es una independiente de exploración y producción
dedicada a la adquisición, desarrollo y producción de petróleo crudo, gas
natural y líquidos de gas natural, principalmente en el oeste de Virginia,
Kentucky, Ohio, Texas, Dakota del Norte y Saskatchewan, Canadá. Está activa en
cinco de los plays más prolíficos de
Norteamérica: Marcellus Shale, Utica Shale, Eagle Ford Shale, Pearsall Shale y
Williston Basin/Bakken Shale.
http://www.magnumhunterresources.com/
Corporate Headquarters
777 Post Oak Blvd., Suite 650
Houston, TX 77056
Telephone: 832-369-6986
Fax: 832-369-6992
Northern Oil es uno de los mayores no
operacionales participantes en el núcle de los play Bakken y Three Forks en el
oeste de North Dakota y este de Montana. La empresa ha participado en más de
1.500 pozos en Three Forks desde 2007 y ahora controla 182.000 acres netos de
minerales.
http://www.northernoil.com
enerhus@northernoil.com
Corporate Headquarters
315 Manitoba Avenue, Suite 200
Wayzata, MN 55391
P: 952-476-9800
F: 952-476-9801
Continental Resources is a Top 10 petroleum liquids producer in the
United States and the largest leaseholder in the nation’s premier oil play, the
Bakken Play of North Dakota and Montana. Based in Oklahoma City, the company
also has a leading presence in the Anadarko Woodford Play of Oklahoma and the
Red River Units Play of North Dakota, South Dakota and Montana. Founded in
1967, Continental’s growth strategy has focused on crude oil since the 1980s.
http://www.contres.com
divord@clr.com
Corporate
Headquarters
20 N. Broadway
Oklahoma
City, Oklahoma 73102
P.O. Box
269000
Oklahoma
City, OK 73126
Telephone 405-234-9000
Evolution Petroleum una empresa petrolera dedicada principalmente
a la adquisición, explotación y desarrollo de propiedades para producción de
petróleo crudo y gas natural onshore en Estados Unidos. Su enfoque estratégico
consiste en el aumento de valor de los activos sobre una base por acción.
http://www.evolutionpetroleum.com
info@evolutionpetroleum.com
Evolution
Petroleum Corporation
2500 CityWest Blvd.
Suite 1300
Houston, Texas 77042
Tel: 713-935-0122
Fax: 713-935-0199
Sanchez Energy es un productor
de alto crecimiento, en búsqueda de oportunidades de perforación de bajo riesgo
en Eagle Ford shale en el sur de Texas. Cuenta con la experiencia y los
conocimientos en la perforación de estas reservas no convencionales mediante la
utilización de la tecnología de ajustes a los objetivos, y el empleo de los profesionales
y técnicos practicados.
http://www.sanchezenergycorp.com/
info@sanchezenergycorp.com
1111 Bagby, Suite
1800
Houston, TX 77002
(713) 783-8000
1920 Sandman
Laredo, TX 78044-2986
(956) 722-8092 |