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27/07/2013 | Perspectivas de las empresas de servicios petroleros en el fracking

De Nuestra Redacción

Si usted ha mirado los últimos resultados de Baker Hughes, puede estar convencido de que la compañía está luchando un poco. Sin embargo, aunque sus resultados trimestrales fueron de las pocas cosas que contar, lo mejor ocurrirá en el segundo semestre de 2013.

 

Es cierto, los números Baker no estuvieron cerca de ser tan sólo como el publicado por Schlumberger. Tampoco coinciden con Halliburton, que siguió superando también el consenso, aunque sea por algunos centavos. Las tres empresas, junto con Weartherford, por lo general se agrupan en el cuarteto de los grandes proveedores diversificados de productos y servicios petroleros.

Para el trimestre, los ingresos netos de Baker Hughes fueron de 240 millones de dólares, o 0.54 centavos de dólar por acción, frente a los 260 millones, o 0,60 por acción, en el segundo trimestre de 2012. América del Norte y del Sur fueron claves en la disminución de la compañía. En Norteamérica se vio afectada por, entre otras cosas, la inusualmente fuerte debilidad estacional en Canadá, lo que llevó a una caída del 70% en el número de los equipos. Si bien los márgenes pre-tax cayeron de 13% a 9% un año atrás, el margen atribuible a Norteamérica fue del 8%, en comparación con el 14% del año a año. Vale la pena señalar, sin embargo, que, en el Golfo de México, la mayor cantidad de actividad ayudó a impulsar a la empresa a fuertes alzas consecutivas en los ingresos y beneficios.

El número de plataformas que operan onshore en Estados Unidos cayó 11% a un promedio de 1.686 en el segundo trimestre en comparación con las 1.902 plataformas del año anterior, según el data show de Baker Hughes. Los precios cobrados para los servicios de fracking estadounidenses cayeron 14% en 2012 y se esperan que caigan otro 6% este año, según PacWest Consulting Partners, un asesor de la industria con sede en Houston.

 

 

 

 

A nivel internacional, los ingresos de 2.5 billones de dólares fueron 7% más que el segundo trimestre del año pasado. El delta habría sido mayor, pero para los menores ingresos en Brasil, donde la compañía está ahora trabajando bajo nuevos contratos de perforación a precios más bajos. En México, la debilidad del interés en el bidding de la superficie en la cuenca de Chicontepec, en el norte del país ha dado lugar a un cierre virtual en el play, un evento que afectó negativamente a Baker Hughes.

Sin embargo, no todo estaba perdido en América Latina. Baker Hughes ha recibido un importante contrato de prestación de servicios para el desarrollo no convencional en Argentina, que se ha convertido en activo, en gran parte en el shale de Vaca Muerta. Chevron, por ejemplo, se ha comprometido a gastar 1.24 billones de dólares en el play hasta el final de 2014 en un programa piloto de desarrollo.

Y hay otros puntos brillantes en la empresa. El CEO Martin Craighead señaló que Baker Hughes continúa desarrollando nuevas tecnologías de producción. La atención se ha centrado en tres áreas: aumento de la complejidad, mejora de la eficiencia de perforación y mejorar de la recuperación final. En la tercera área, con el fin de hacer frente a las tasas de declive sostenido que son la norma para los pozos shale no convencionales, la empresa ha probado con éxito una serie de bombas Formation Lithology eXplorer (FleX). La bomba eléctrica sumergible puede funcionar a velocidades de flujo bajas, hasta 50 barriles por día. La bomba ha sido probada en Eagle Ford, Bakken y en la cuentas Permian y Central.

En estos plays claves de Estados Unidos, se ha demostrado el aumento de la producción de hasta un 35%. Sobre esas bases, parece probable que se amplíe el mercado de bombas eléctricas sumergibles de Baker Hughes en más de 1 billón de dólares. Pero eso no es todo. Baker se convirtió, el año pasado, en la primera compañía en introducir bombas de fracturamiento hidráulico capaces de funcionar con diesel y gas natural.

El aumento en la eficiencia de perforación también es una de las prácticas que otra empresa, Halliburton, está mejorando. El multiwell pad de perforación emplea ahora la mitad de los pozos clave en actividad de las cuencas estadounidenses, y esa proporción deberá ser más alta en los próximos trimestres a medida que más operadores se desplazan a ese tipo de práctica. La razón: una mayor eficiencia por pozo finalmente reducirá gradualmente el número de equipos que un operador necesita para hacer el trabajo.

 

 

Uno de los ejemplos notables de la eficiencia en perforación está en una de las premiere cuencas estadounidenses, el Eagle Ford del sur de Texas, que un gran operador ha llamado "800-pound gorilla" entre los campos no convencionales. "Hemos visto el Eagle Ford crecer de menos del 40% de la actividad el año pasado a 60% hoy", dijo Dave Lesar, CEO de Halliburton. "Creemos que estas mejoras de eficiencia adicionales proporcionarán una mayor intensidad de servicio", o más productos y servicios utilizados por pozo.

El pad de perforación permite que múltiples pozos sean perforados a partir de un único sitio en lugar de tener que cerrar operaciones y mover las plataformas de sitio en sitio. La práctica ha existido desde hace varios años, aunque cada vez más operadores han migrado hacia ella, especialmente en el último año. "La eficiencia de perforación es una tendencia que va hacia multiwell pads impulsando pozos más robustos", dijo Jeff Miller, jefe de operaciones de Halliburton. "Además, en algunos casos, los operadores está aumentando el número de etapas en pozos horizontales -hasta 40 etapas por lateral en algunos casos en el Marcellus shale", dijo Miller.

A juzgar por las ganancias de los stocks del año pasado, Halliburton, los inversores están convencidos de que la compañía ha recuperado totalmente de la tragedia del derrame de petróleo del Golfo de hace tres años. Sin embargo, la pregunta sigue siendo si el informe de ganancias de Halliburton mostrará el crecimiento que los inversores necesitan ver para justificar su optimismo.

Halliburton es un gran player en la industria de servicios petroleros en Estados Unidos, con una presencia importante tanto en la perforación submarina como onshore. Eso dejó a la compañía expuesta a la desaceleración de la producción cuando la exploración de tierra y las empresas de producción estaban sufriendo por los bajos precios del gas natural, pero ahora los precios han comenzado a subir, una mayor actividad podría aumentar los ingresos de la empresas de servicios en el futuro.

Las oportunidades internacionales representan una gran parte del crecimiento futuro de Halliburton. En China,  Halliburton y Schlumberger han ganado dos puntos de apoyo en la industria naciente del gas shale allí, extendiendo su experiencia para tratar de atraer a los jugadores locales en el sector energético chino. Un movimiento en la eficiencia inteligente del propio Halliburton hizo recientemente con su acuerdo con Nuverra Environmental Services para proporcionar servicios de reciclaje de agua para sus prácticas de fracking. Mediante la reutilización de agua en las zonas áridas, como el play shale Bakken, Halliburton debe conseguir ahorro de costos y apaciguar a los críticos.

La infraestructura en el negocio del shale estadounidense

Vemos un poco los stocks midstream de mejor performance. La propia industria está en llamas, por lo que no es de extrañar que los mejores top performers hoy estén aplastando el mercado. El S&P está cerca del 13% anual hasta la fecha, pero incluso el décimo mejor stock de midstream está retornando a más del doble de eso

Company Name

% Change

Summit Midstream Partners (NYSE: SMLP )

72.21

EQT Midstream Partners

56.82

Buckeye Partners (NYSE: BPL)

54.50

Spectra Energy Partners

47.29

Genesis Energy Partners (NYSE: GEL )

45.10

Martin Midstream Partners (NASDAQ: MMLP )

41.95

Tesoro Logistics

38.04

SemGroup

37.82

Western Gas Equity Partners (NYSE: WGP )

37.46

Western Gas Partners

36.24

En la parte superior de la fila tenemos a Summit Midstream Partners. Sólo salió a la bolsa en el cuarto trimestre de 2012, pero ya ha tenido un crecimiento múltiple de valor en ese corto lapso. En general, las cosas están progresando bien para Summit. Esta es una empresa que posee y opera los activos de infraestructura que están estratégicamente localizados en el núcleo de las zonas productoras de las cuencas de recursos no convencionales, principalmente en las formaciones shale, en Norteamérica.

Anunció en junio que compraría los sistemas de recolección de gas natural en los plays de Bakken y Marcellus shale por una suma combinada de 460 millones de dólares. Al tiempo que obtuvo el rango de ganancias pronosticados de 25 millones de dólares. Ahora, echemos un vistazo a lo que está impulsando el crecimiento del resto de las empresas de la lista.

La explicación más simple para el funcionamiento excepcional de este sector es que la producción de petróleo y gas se ha disparado más alto de lo que ha ocurrido en más de dos décadas. Gran parte de ese crecimiento proviene de los plays de shale americanos, como Bakken, Marcellus y Eagle Ford, y la lista lo refleja. Por ejemplo, el único lugar que EQT Midstram tiene activos pasa a ser la cuenca de los Apalaches, casa del Marcellus Shale. Tesoro Logistic tiene productos derivados de petróleo en tuberías para transportar materiales refinados para la empresa matriz Tesoro, pero también tiene un sistema de recolección de crudo en el shale de Bakken, que es la única fuente de suministro para la refinería de Tesoro allí. Tesoro planea construir un complejo en Washington para descargar crudo de los trenes y ponerlo en barcos, el último movimiento para obtener el petróleo desde el centro de Estados Unidos a los centros de refinación de la costa oeste. Tesoro y Savage están formando un joint venture en el Puerto de Vancouver que sería capaz de mover 120 mil barriles de petróleo al día y que podría estar en línea en 2014, dijeron las empresas en un comunicado. Se necesita aún la aprobación de los comisionados del puerto y los reguladores. "Esto ilustra la dinámica cambiante", dijo David Hackett, president de la consultora de petróleo Stillwater Associates. "El mercado sigue funcionando en los cuellos de botella y evitar tener que resolver los problemas de logística y encontrar la manera de conseguir capacidad adicional".

Western Gas Partners tiene una relación similar con Anadarko Petroleum, recientemente se unieron con Enterprise Products Partners para procesar líquidos de gas natural de Anadarko en el hub Mont Belvieu. Con la producción creciendo en estos hot plays, las empresas midstream con infraestructura en la región se han beneficiado enormemente.

Además de eso, muchos productores y consumidores de petróleo dependen de plano sobre estas empresas para construir infraestructura que conecte la oferta con la demanda en mercados clave. Por ejemplo, Buckeye Partners proporciona combustible para aviones a tres aeropuertos que sirven a la ciudad de New York. Spectra Energy Partners es dueño de la mitad de la mayor tubería de gas natural que sirve a Florida, el segundo mercado de electricidad generada con gas natural del país.

Como el transporte de energía se ha expandido para incluir el énfasis en el transporte por ferrocarril y marítimo, las empresas han respondido. Martin Midstream firmó dos grandes acuerdos para expandir su flora marina a principios de este año. Mientras tanto, Genesis Energy ha anunciado un nuevo proyecto de terminal ferroviaria y en el play de shale Niobrara, así como la ampliación de una instalación ferroviaria existente en la costa del Golfo.  Obviamente, los proyectos exitosos en una industria fuerte generan mayores ingresos y permiten a estas empresas recompensar a sus accionistas. SemGroup planea aumentar sus dividendos en un 10% este año. No está solo en su búsqueda para hacer subir los payouts, que es una de las razones por las que los inversores se sienten atraídos por este espacio.

Para el sector de midstream, no hay más que sólo estar en el negocio correcto en este renacimiento de la energía estadounidense. El periodo prolongado de bajas tasas de interés ha coincidido perfectamente con la necesidad de construir infraestructura. Las empresas de midstream han sido capaces de pedir prestado dinero para hacer adquisiciones o proyectos de crecimiento orgánico apoyados en contratos basados en fee. El income confiable de estos contratos se traduce directamente en la distribución fiable de los participes y, como se puede ver en el gráfico anterior los inversores se han dado cuenta.

 

La producción de petróleo shale en Estados Unidos y Canadá agregó un millón de barriles a la producción doméstica en el último año. La actividad actual puede traer suministro de petróleo shale americano desde 3.5 millones a 8 millones de barriles por día antes de 2020. Este rápido crecimiento de nuevos pozos de petróleo no se había visto desde que Arabia Saudita aumentó su capacidad de producción de petróleo en la década de 1970.

El momento para la economía mundial es el ideal: el equilibrio entre la oferta mundial del petróleo se extendía hasta sus límites en 2007-08; la expansión saudí desde entonces ha sido ha intentado balancear el declive desde el norte de Ghawar y la demanda del BRIC y el suministro de Irak aparece ahora cada vez más frágil.  Creemos que el mundo se dirige hacia una recesión impulsada por el petróleo sin la revolución del petróleo shale en Norteamérica.

Para hacer un pronóstico preciso para la producción de petróleo shale, tenemos que evaluar la rentabilidad de cada lugar existente y las locaciones futuras, y hacer forecast de la capacidad industrial para perforar y completar los nuevos pozos en las aéreas prospectivas. Se necesitan tres tipos diferentes de información: la geología detallada de las formaciones; los datos de empíricos del nivel de pozos; y los presupuestos de las empresas para gastar.

Los parámetros de subsuelo clave porque determinan la rentabilidad de los plays de petróleo shale son: el contenido de los hidrocarburos (contenido orgánico total, madurez térmica, saturación del agua, petróleo/gas), estructura de la formación (fracturas naturales, pliegues, fallas), "frackability" (sílice/calcita, mínimum stress planes), la presión de la formación (profundidad expulsión de gas, gradiente de presión) y perforabilidad (dureza/ integridad/ presión del objetivo de formación y los packs de menor profundidad). Algunos parámetros tienen gran variabilidad en el área de superficie (espesor, profundidad, madurez térmica, estructuras), otros parámetros varían más verticalmente (TOC, sílice/calcita) y algunos parámetros son más formaciones específicas con menos variaciones locales (tipo de querógeno, disposición medioambiental).

 

 

La figura 1 muestra la distribución horizontal de dos parámetros clave para el Bakken: espesor y la profundidad del Middle Bakken. El espesor combinado de Bakken/Three Forks es también el factor clave. Los sweet spots en la parte norte y este del play (Mountrail County) son impulsados principalmente por el grosor, mientras que la profundidad y la presión (alta madurez térmica, la expulsión de gases) contribuyen en mayor medida a las altas tasas de producción observadas en la parte occidental del play.

Los pozos de petróleo shale normalmente descienden de 10 a un 15% más rápido que los pozos de gas shale en el primer año (ver Figura 2). En la zona de alta presión del Bakken, las tasas de disminución de más del 90% en el primer año de producción son comunes. Pero dado que el descenso también es muy hiperbólico, las últimas reservas puede todavía corresponder a más de 500 días de la tasa de producción inicial. El levantamiento artificial mediante el uso de pump-jacks también contribuye a los tails largos y planes como la caída de la presión del fondo del pozo.

 

 

Atlas Resource Partners es un partnership de E&P activo en la producción de petróleo y gas en Barnett Shale en Texas, en la cuenca de los Apalaches y en Mississippi Lime en Oklahoma. Atlas posee 10.200 pozos produciendo petróleo y gas, lo que representa 911 Bcfe de reservas netas probadas.

Del 17 de mayo al 16 de junio, el ritmo de la actividad de negocios en el petróleo y gas estadounidense se redujo a sólo 27 acuerdos por 2.5 billones de dólares (versus 45 acuerdos por 2.1 billones del mes anterior). En la mayor parte de los acuerdos de energía, Atlas Resource Partners obtuvo 119 MMcfpd de producción de coalbed methane y 466 Bcf de reservas por 733 millones de dólares.

Atlas Energy Resources, LLC
Westpointe Corporate Center One
1550 Coraopolis Heights Rd, Ste 300
Moon Township, Pa 15108
Phone: 1-800-251-0171

Cabot Oil & Gas Corporation es una empresa independiente de petróleo y gas dedicada al desarrollo, la explotación y exploración de petróleo exclusivamente en el territorio continental de Estados Unidos. Al 31 de diciembre de 2012, la empresa tenía aproximadamente 3.842 Bcfe de reservas probadas totales. Cabot continua refinando su enfoque operativo, acortando su esfuerzo al Marcellus shale y en el noreste de Pensilvania y su esfuerzo de desarrollo de petróleo en el shale Eagle Ford , en el sur de Texas y el play de petróleo Marmaton en las cazuelas de Texas y Oklahoma. Aproximadamente el 96% de las reservas de Cabot y el 95% de la producción de Cabot es el gas natural. Cabot, una independiente de tamaño medio, cotiza en el New York Stock Exchange bajo el ticker "COG" y es miembro del índice S&P 500.

Cabot entró en el play Marmaton en las cazuelas de Oklahoma y Texas en 2011 y desde entonces ha crecido su posición a más de 70.000 acres netos. La empresa aumentó su actividad en este play de petróleo de cuatro pozos perforados en 2011 a cerca de 18 pozos en 2012. A medida que Cabot promueve su esfuerzo técnico para entender mejor la naturaleza de fracturación del play, el resultado de los pozos continúa mejorando. Cabot perforó cuatro pozos laterales durante 2012 a un longitud lateral media de casi 9.500 por pozo.

 

A mediados de mayo, Cabot anunció el uso en la fractura de los pozos de gas natural del Marcellus Shale con una innovadora tecnología de combustible dual. Esta es la primera vez que un "campo" se ha utilizado en el noreste de Pennsylvania para este propósito. El proceso de uso de gas natural puede desplazar hasta 70% del combustible diesel tradicionalmente utilizado para operar equipos de fracturamiento. Este esfuerzo exitoso fue en colaboración con FTS International u Caterpillar Global Petroleum.

El uso de la tecnología de combustible dual, donde los motores funcionan n una mezcla de gas natural y una pequeña porción de diesel, ofrece varias ventajas:

Reducción de las emisiones de aire para un ambiente más limpio, debido a una reducción en el uso del diesel;

Reducción en el tráfico de camiones cuando el gas del campo o cerca del sitio del pozo se utiliza debido a una reducción en el transporte de combustible diesel al sitio;

Reducción de costos, con el gas natural puede ser una opción de combustible más económico que el diesel, proporcionando un ahorro potencial de costos para las industrias y para los consumidores de energía.

Para operar usando gas natural FTS tiene una unidad de bombeo a presión móvil en el lugar que fue reforzado por el kit Dynamic Gas Blending (DGB) de Caterpillar. El sistema permite la sustitución de combustible diesel con gas natural durante las operaciones de bombeo de alta presión y es compatible con el campo de gas, gas natural comprimido (GNC) y gas natural licuado (GNL).

Cabot Oil & Gas Inc.
Penn Center West, Ste 401
Pittsburgh, PA  15276
412-219-3850
Regional Office:
8279 S R 29
Montrose, PA  18801
570-278-3518
www.cabotog.com/

EQT Corp. es uno de los jugadores más importante en la cuenca de los Apalaches durante más de 120 años. Posee aproximadamente 3,5 millones de acres brutos, incluyendo aproximadamente 540.000 acres en el play Marcellus, más de 14.000 pozos productivos y 6 trillones de pies cúbicos de reservas probadas. EQT aplica las últimas tecnologías de perforación más eficientes para responder con eficacia y económicamente para el nuevo suministro de energía estadounidense. La perforación de EQT es de un desarrollo de bajo riesgo de pozos que son conocidos por su productividad.

EQT realiza la fracturación hidráulica de acuerdo con las regulaciones estatales que utilizan agua reciclada de los pozos fracturados previamente y obtiene a partir de fuentes de agua dulce. Esta agua se mezcla con arena y un pequeño porcentaje de productos químicos (menos del 0.3%). A continuación se inyecta el fluido de fracturación a alta presión controlada en los pozos triplemente entubados diseñados para asegurar que no habrá ningún impacto para el agua potable. La presión rompe la apertura y se expande en la formación rocosa y la arena hace fracturas abriendo para que el gas natural fluya a la cabeza del pozo. Las formaciones que están fracturadas hidráulicamente son en un promedio de más de 6.000 metros por debajo de cualquier zona de agua dulce.

A finales de mayo, EQT Co lanzó nuevas proyecciones para sus operaciones de perforación de Marcellus shale en Pensilvania y West Virginia. La empresa de energía de Pittsburgh dijo en una presentación a los inversores que los pozos en el suroeste de Pensilvania y West Virginia se espera que produzcan el equivalente a casi 10 billones de pies cúbicos de gas durante su vida. Los pozos de Pensilvania central se esperan que produzcan cerca de 6,6 billones de pies cúbicos. Un billón de pies cúbicos equivale a cerca de 180.000 barriles de petróleo. EQT dijo, también, que en última instancia anticipará la perforación de 1.080 pozos en los 95.000 acres que posee en el suroeste de Pensilvania.

 

 

Chesapeake Energy Corporation es el segundo mayor productor de gas natural, el 11 mayor productor de gas natural y petróleo y el más activo perforador de nuevos pozos en Estados Unidos. Hoy, Chesapeake se centra en el equilibrio de su producción mediante el aumento de la cantidad de petróleo no convencional que produce.  Este enfoque llevó a 22% de aumento año a año en la producción de petróleo de la compañía, ya que ha desarrollado su superficie en Eagle Ford, Granite Wash, y Mississippi Lime. Chesapeake tiene un enorme inventario para los futuros pozos, que debe mantenerlo muy ocupado durante la próxima década.

Con sede en Oklahoma City, las operaciones de la empresa se enfocan en el descubrimiento y desarrollo de pozos de petróleo y gas natural no convencional onshore en Estados Unidos. Chesapeake posee posiciones en los plays de líquidos no convencionales  Eagle Ford, Utica, Granite Wash, Cleveland, Tonkawa, Mississippi Lime and Niobrara y en los plays shale de gas natural de Marcellus, Haynesville/Bossier y Barnett. 

Chesapeake anunció a principios de julio que venderá una parte de sus holdings de petróleo y gas en el sur de Texas y en el norte de Louisiana a Exco Resources por 1 billón de dólares, una medida que debería permitir al gigante del gas natural pagar por sus operaciones sin tener en cuenta más deuda.

Con la venta, Chesapeake obtiene 3,6 billones de dólares en la descarga de activos en este año. Eso cubre el gap de 3.5 billones de dólares en la compañía entre el gasto previsto y el cash flow en 2013, pero tendrá que vender más activos antes que pueda recortar la deuda. "Las ventas de activos adicionales previstas para finales de este año podrían reducir la deuda a largo plazo y mejorar aún más nuestra liquidez financiera", dijo Doug Lawler, director ejecutivo de Chesapeake. Este grupo ayudó a desarrollar el boom de energía estadounidense, pero los bajos precios del gas han dejado su balance por los suelos. La compañía ha estado vendido bienes para recaudar dinero, ya que se está centrando en la producción de petróleo más rentable y para pagar las deudas.

Tim Rezvan, analista de Sterne Agee, dijo que la venta de Chesapeake fue decepcionante, pero positiva, de manera estratégica. "La lección de esta noticia es que la empresa está ejecutando hasta su objetivo de venta para 2013 de activos con una mínima canibalización de su flujo de producción", dijo en una nota de investigación, observando que la empresa estaba vendiendo relativamente poca producción existente lo que erosionaría su cash flow.

Exco, con sede en Dallas, que como Chesapeake se ha recuperado de los bajos precios del gas natural, amplía su posición en los campos de shale Haynesville en Luisiana y adquiere un punto de apoyo en Texas en el Eagle Ford. Exco dijo que usaría su crédito existente para comprar las propiedades de Haynesville, pero está obligado a ofrecer hasta un 50% de ellos a una filial de BG Group.

Para los activos de Eagle Ford, Exco dijo que consiguió un nuevo financiamiento de JP Morgan de 1.6 billones de dólares y se asociará con la firma de capital privado Kravis Roberts & Co. para perforar. "Estas adquisiciones son consistentes con nuestra estrategia de focalización de oportunidades en ambas áreas centrales existentes y los nuevos plays", dijo el director ejecutivo de Exco, Douglas Miller.

Los 55.000 acres que Chesapeake está vendiendo en Eagle Ford representan una pequeña parte de lo que la compañía ha dicho que vendería. Chesapeake posee los derechos de perforación de aproximadamente 485.000 acres y los ejecutivos dijeron en mayo que iban probablemente a retener cerca de 250.000 acres.

El precio obtenido por Chesapeake por su superficie en Haynesville golpeó a algunos analistas por los bajo. Exco dijo que pagaría 320 millones de dólares por 9.600 acres que cubren propiedades con pozos de producción de 114 millones de pies cúbicos por día. La transacción incluye los intereses de Chesapeake en los pozos que son operados por Exco, y otros que son operadores por Chesapeake. Tudor Pickering Holt & Co. dijo en una nota de investigación que el precio del acuerdo es "low watermark" para el valor de la producción de Haynesville. Exco está pagando 680 millones de dólares por los properties de Eagle Ford, que incluyen pozos de producción de cerca de 6.100 barriles de petróleo y su equivalente en gas natural por día.

Chesapeake Appalachia, LLC
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Summit Midstream Partners ofrece servicios de gathering y compresión de gas natural en cuatro cuencas de recursos no convencionales: (I) la Cuenca Piceance, que incluye la formación Mesaverde así como las formaciones shale de Mancos y Nionbrara en el oeste de Colorado; (II) en la Cuenca Fort Worth, que incluye la formación shale Barnett en el norte-centro de Texas, (III) en la Cuenca Williston, que incluye la formación  Bakken y Three Forks en el noroeste de Dakota del Norte y (IV) en la Cuenca de los Apalaches, que incluye Marcellus en el norte de Virginia Occidental. SMPL es propietaria y opera tuberías por 747 millas y  compresores de 180.610 caballos de fuerza. SMPL tiene su sede en Dallas, pero también oficinas en Houston, Denver, Atlanta, etc.

Dallas Office

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Directorio de las empresas americanas

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570-323-4157
Fax:  570-320-2891
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Fax:  (724) 834-2966
www.anteroresources.com

Ardent Resources Inc.
Brookside Office Park Two
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Pittsburgh, PA 15241
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Atlas Energy Resources, LLC
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Cabot Oil & Gas Inc.
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Pittsburgh, PA  15276
412-219-3850
Regional Office:
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Montrose, PA  18801
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Carrizo Oil & Gas Inc.
1000 Louisiana, Ste 1500
Houston TX  77002
Phone: 713-328-1000
Web: http://www.carrizo.cc/

Chesapeake Appalachia, LLC
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 or
171 Hillpointe Dr., Ste 303
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724-873-5059

Chief Oil & Gas
Appalachian Regional Office
6051 Wallace Rd., Ste 210
Wexford, PA  15090
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http://www.chiefog.com/
Leasing Contact:  Walt Nixon
Phone:  1-866-770-5827 or 724-933-5511
e-mail: 
wnixon@chiefog.com

Citrus Energy Corporation
36 Hazelton St.
Ashley PA  18706
Phone:  570-704-0276
E-mail:
info@citrusenergy.com
Web: 
www.citrusenergy.com

CNX Gas Corporation LLC
CNX Center
1000 CONSOL Energy Drive
Canonsburg, PA 15317-6506
Phone: 724-485-4000

Dale Property Services Penn, LLC
DPS Penn. Corporate Office
4 Grandview Circle, Suite 201
Canonsburg, PA 15317
724-705-0444
Web: http://www.dpspenn.com/contact.php

Dominion Exploration & Production Inc.
280 Indian Springs Rd.
Indiana, PA  15801
724-349-4450

East Resources Inc.
Dirk Anderson
Phone: 724-772-8621
Phillips Production Inc.
East Resources, Inc.
301 Brush Creek Rd.
Warrendale, Pa
Phone: 724-772-8600
http://www.eastresourcesinc.com/

Eastern American Energy Corp
Eastern Operations
501 56th Street South East
Charleston, West Virginia 25304
Phone: 304-925-6100

Encana Oil & Gas (USA) Inc.
Republic Plaza
370 17th Street
Suite 1700
Denver, CO 80202
Telephone: 303-623-2300
Fax: 303-623-2400

EOG Resources
Southpointe Plaza I
400 Southpointe Boulevard
Suite 300
Canonsburg, PA 15317
Ph. (724) 745-1102
Fax (724) 745-0956
Web;  www.eogresources.com

Epsilon Energy USA Inc.
3766 U.S. 31 South
Traverse City, Michigan 49684
Phone: 866-384-8778
E-mail: information@epsilonenergyltd.com

Equitable Production, LLC
225 North Shore Drive
Pittsburgh, Pa. 15212
Phone: 412-395-3207
Web: http://www.eqt.com/

EXCO Resources Inc.
12377 Merritt Dr. Suite 1700
Dallas, TX 75251
Phone: 214-368-2084
Web: http://www.excoresources.com/
or
3000 Ericsson Dr. Ste 200
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724-720-2500
Fax:  724-720-2505

Flatirons Resources LLC &
Flatirons Development LLC
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Denver, Colorado 80203
Phone: 303-292-3902
Fax: 303-292-2579

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620, 510 5 Street SW
Calgary, AB, T2P 3S2
Phone (403) 269-5870
Fax (403) 269-6085
email info@guardianex.com

GFI Oil and Gas, Inc.
Northeast Regional Office
999 North Loyalsock Avenue
Montoursville, PA 17754
Phone: 570-567-7218
Web: http://www.gfiog.com/

Hess Corporation
One Allan Center
500 Dallas St.
Houston, TX  77002
Phone:  713-609-5000
Bradd Watts, Land agent for Marcellus
bwatts@hess.com

J-W Operating Company
125 Technology Dr., Ste. 106
Canonsburg, PA 15317
Phone:  724-743-5845
Web: 
www.jwoperating.com

Landfocus Oil and Gas Training, LLC
Marsha Breazeale, CDOA, CPLTA
P.O. Box 520
Magnolia, TX 77353
Phone:  281-252-9996
Fax: 281-259-8006
Web:
http://www.landfocustraining.com/

Longfellow Energy, LP
4801 Gaillardia Parkway, Suite 225
Oklahoma City, OK 73142
405.286.6324
405.286.6399 Fax
http://www.longfellowenergy.com/

MDS Energy, Ltd.
409 Butler Road, Suite A
Kittanning, Pennsylvania 16201
(724) 548-2501
Fax: (724) 548-2330

Marathon Oil Corporation 
5555 San Felipe Road
Houston, TX 77056-2723
713-629-6600
Customer Service: 866-462-7284
www.marathon.com

Mid American Natural Resources, LLC
Brian J. Hickey
Manager, Natural Gas & Electric Marketing
2501 Palermo Drive
Erie, PA 16506
Office: 814.455.2761  ext 229
Cell: 814.4404737
Fax: 814.455.3153
www.manrenergy.com
www.facebook.com/MANRENERGY
www.twitter.com/ERIE_NATGAS

Mountain V Oil & Gas Inc
P.O Box 470
Bridgeport, WV  26330
304-842-6320
http://mountainvoilandgas.com/
smshaver@earthlink.net

Novus Exploration, LLC
2963 Ruger Drive
Royse City, Texas 75189
Jamey Lucas, Land Manager
JLucas@novusexp.com
432.694.6280

Penn Virginia Oil & Gas Corp.
1000 Town Center Way, Suite 210
Canonsburg, PA 15317
Ph: (724) 743-6640
Fax: (724) 743-1101
Web:  www.pennvirginia.com

PENNECO Oil and Gas Co.

6608 Route 22

Delmont, PA 15626-2408

Phone: (724) 468-8232

Fax: (724) 468-8230

http://www.penneco.com 

Pennsylvania General Energy Company, LLC
120 Market St.
Warren, PA  16365
Phone:  814-723-3230
Web: 
www.pageneralenergy.com

Phillips Production Company
502 Keystone Dr.
Warrendale, PA  16060 
Phone:  724-772-3500

Range Resources Appalachia LLC
380 Southpointe Blvd., Suite 300
Canonsburg, PA 15317
724-743-6700
724-743-6790 (fax)
Web: http://www.rangeresources.com/

Rex Energy Corporation
476 Rolling Ridge Dr, Suite 300
State College, PA 16801
Phone:  814-278-7257
Fax. 814-278-7286
Theresa Corle
tcorle@rexenergycorp.com
 
Rice Energy, LLC
171 Hillpointe Dr., Ste 301
Canonsburg, PA  15317
724-746-6720
http://www.riceenergyllc.com/
 
Samson Resources Company
Samson Plaza
Two West Second Street
Tulsa, OK U.S.A. 74103-3103
918-591-1791
FAX: 918-591-1796
www.samson.com
 
Seneca Resources Corp.
60 Earhart Dr. Suite 1
Williamsville, NY 14221
716-650-7500
http://www.natfuel.com/seneca/

Snyder Brothers Inc.
PO Box 1022
Kittanning, PA  16201
Phone:  724-548-8101
Fax:  724-543-8013
Web:  www.snyderbrothersinc.com/

SM Energy (formerly St. Mary Land & Exploration Co.)
1775 Sherman Street
Suite 1200
Denver, CO 80203
(303) 861-8140
www.sm-energy.com

Southwestern Energy Production Company
2350 North Sam Houston Pkwy E
Ste 125
Houston, TX 77032
281-618-4700
Fax:  281-618-4818
www.swn.com

Stone Energy Corporation
625 East Kaliste Saloom Rd.
Lafayette, LA 70508
Phone: (337) 237-0410
Fax: (337) 237-0426
www.stoneenergy.com

Talisman Energy USA Inc.
337 Daniel Zenker Drive
Horseheads, NY 14845
Phone: (607) 562-4000
Fax: (607) 562-4001
infous@talismanusa.com
www.talismanusa.com

Tanglewood Exploration, LLC
600 Texas Street, Suite 101
Fort Worth, Texas 76102
Phone: 724-745-6462
Fax: 724-745-980
E-mail: jrscott@tanglewoodexp.com
Web: http://www.tanglewoodexp.com/

Turm Oil, Inc
111 Dodds Rd.
Butler PA  16002
724-586-5106

Typhoon Energy, LLC
Marcellus Shale Area
222 Chestnut St.
St. Mary's, Pa. 15857
Phone: 814-834-1573
www.typhoon-energy.com

Ultra Petroleum Corp.
304 Inverness Way South, Suite 295
Englewood, CO  80112
Web: http://www.ultrapetroleum.com/
Land Administrator: Nicki Smaldone

U S Energy Exploration Co
Water St
Rural Valley, Pennsylvania 16249
724-783-7624

Victory Energy Corporation
220 Airport Road
Indiana, PA 15701
Phone: 724-349-6366
Fax: 724-349-6649
E-mail: victory@victoryenergycorp.com

Western Land Services Inc.
375 Southpointe BLVD Suite 430
Canonsburg, PA 15317
Toll Free: (877) 775-2972
Local: (724) 743-2972
Fax: (877) 322-3183
www.westernls.com

Williams Production Appalachia LLC
(a division of Williams)
One Williams Center
Tulsa, OK 74172
Phone: 800-945-5426
http://www.williams.com/

XTO Energy Inc.
810 Houston St.
Fort Worth, TX 76102-6298
Phone: 817-870-2800

Offnews.info (Argentina)

 


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