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27/11/2013 | Análisis: Las nuevas estructuras del negocio del Shale

De Nuestra Redacción

La rapidez con que la revolución shale se extiende desde América del Norte hacia el resto del mundo es unos de los factores más importantes que afecta a la perspectiva del mercado de petróleo y gas en los próximos dos decenios. Para los pesimistas, las condiciones que hicieron posible la revolución shale en Estados Unidos serán difíciles de replicar, disminuyendo el spread de producción de petróleo y gas shale.

 

En su 2013 World Energy Outlook, el International Energy Agency proyectó que la producción de petróleo shale llegará a casi 6 millones de barriles por día (bdp) para 2030, cerca del 6% del suministro global. Sin embargo, tres cuartas partes del total (4,3 millones de barriles diarios) todavía provienen de Estados Unidos. A pesar de los grandes recursos identificados en otras partes, las proyecciones de la agencia son que sólo habrá una menor producción de shale en Rusia (450.0

La precaución de la agencia se hizo eco por el equipo de petróleo y gas de Bernstein Research, que advierten que las diferencias sobre la tierra y debajo de la tierra pueden frenar la propagación de la producción shale en el resto del mundo.00 bpd), Argentina (200.000 bpd) y China (210.000 bpd) y poco en otros lugares.

Segú Bernstein, ningún otro país tiene la misma alineación favorable de derechos mineros con propiedad de la tierra; una industria de exploración y producción vibrante en conexión con profundos mercados financieros; y una amplia red de tuberías de gathering y transmisión. Bajo la tierra, Bernstein apunta  marcadas diferencias en la calidad de los recursos shale. Cada formación, o play, es diferente. Los países con un gran volumen de recursos de petróleo y gas shale no necesariamente tienen shales de alta calidad que pueden ser fácilmente desarrollados.

Las condiciones geológicas en algunas de las mayores formaciones de China, Australia, Rusia y Polonia son menos favorables que en Bakken y Eagle Ford en América del Norte ("The Great Divergence: North America, Europe, China and the Making of the Modern Gas World," Bernstein Research, Nov. 15). Como resultado, Bernstein tiene una visión conservadora sobre la rapidez con que la revolución del shale se extenderá por todo el mundo.

Para los optimistas, las diferencias sobre el suelo y debajo de la tierra presentan un desafío, pero no son insuperables. Entre los más optimistas está las empresas de servicios petroleros Schlumberger. Pero incluso Schlumberger cree que será necesario un nuevo modelo para el desarrollo de nuevos yacimientos de shale en América del Norte y en el resto del mundo: el Shale 2.0.

Si la primera revolución, Shale 1.0, se centró en una mayor eficiencia operativa en el bombeo de perforación y la presión para reducir los costos, Shale 2.0 tendrá que centrarse en una mejor comprensión de la geología para identificar las mejores partes para producir en el play y adaptar el enfoque en las diferentes condiciones subterráneas. "Simplemente exportando el modelo de Shale 1.0 no será eficaz", dijo Jeff Meisenhelder, vicepresidente de recursos no convencionales de Schlumberger, escribió en una editorial de julio pasado en el Journal of Petroleum Technology.

"Cada shale es fundamentalmente diferente", explicó Meisenhelder. "Desde el punto de vista técnico, lo que funciona en un lugar puede no funcionar en otro lugar, incluso en el mismo lugar, y mucho menos en el mundo".

"Para que el desarrollo de los recursos no convencionales alcance a todo el mundo... hay que pasar de la obsesión por la eficiencia del pozo-céntrico a una tendencia en la eficacia reservorio-céntrico". "Para desbloquear yacimientos shale en todo el mundo, tenemos que cambiar el juego en sí", concluyó.

Schlumberger señala que la primera fase de la revolución shale tomó casi 20 años en alcanzar la madurez. George Mitchell, el pionero del shale, comenzó a experimentar en el Barnett shale de Texas, ya en 1986. Pero cientos de pozos tuvieron que ser perforados antes de que se perfeccionara la técnica. Incluso ahora, hasta el 30% de todas las etapas de la fractura hidráulica en los pozos de Barnett contribuyen en nada a la producción, por lo que la técnica todavía se puede hacer mucho más eficiente.

"Las estrategias de desarrollo pioneras aquí en América del Norte, a menudo con un gran costo, pueden no traducirse bien en el extranjero", reconoce Schlumberger. Otros países pueden no tener el apoyo político, recursos de perforación y de capital para perforar cientos de pozos antes que lleguen a la fórmula correcta para las condiciones locales.

"Pocos operadores nacionales o internacionales están dispuestos a perforar cientos de experimentos costosos antes de que finalmente llegan a la producción económica", afirmó Meisenhelder. Como era de esperar para una empresa con una gran división de depósitos-caracterización, aboga Schlumberger por un enfoque más científico y menos estadística para el desarrollo de nuevos plays de shale. En lugar de perforar muchos agujeros y depender del ensayo y error para averiguar lo que funciona, Schlumberger sostiene un enfoque más impulsado geológicamente lo que permitirá a los operadores encontrar la fórmula correcta más rápido.

"El objetivo último del shale 2.0 es desbloquear la roca lo más rápido posible, y luego no olvidar todo lo que hemos aprendido acerca de la eficiencia operativa para reducir los costos y acelerar la producción", argumentó Meisenhelder.

La mejor y más rápida integración de todos los datos de la encuesta y de la perforación obtenidos a partir de un depósito debe permitir sweet spots a ser identificados más rápidos, y reducir el número de etapas improductivas de la fractura hidráulica. Schlumberger cita las mejores prácticas de Eagle Ford. Originalmente, las etapas de la fractura hidráulica estaban espaciados de manera uniforme a lo largo de la longitud de la sección horizontal del pozo, algo que la industria llama separación geométrica. Al hacer el mismo número de fracks, pero el espaciamiento de ellos sobre la base de la geología en lugar de manera uniforme, el mismo número de etapas produce 50% más de producción.

Los grandes shales de midcontinent en Estados Unidos están bajo relativamente poco stress, en marcado contraste con muchas cuencas del shale en China. Los shale de Norteamérica fueron depositados en el final de los mares antiguos y son muy frágiles, lo que es ideal para el fracking. Algunos de China, fueron establecidos en la base de los ríos y los lagos antiguos, y son mucho más arcillosos, lo que los hace más difíciles de fracturar. "Cada play de shale, de hecho, cada reservorio, es único en su estructura, composición y geomecánica", escribió Meisenhelder. "Desde una perspectiva centrada en el depósito, cada uno shale requiere de su propia estrategia de desarrollo".

Según Schlumberger, "entender la roca es la primera y más importante clave para el desarrollo del shale efectivo en todo el mundo". Por supuesto, no es un elemento de interés propio en esto. Pero Schlumberger tiene razón: en lugar de ver la naturaleza diversa de los shales como problema, las empresas de exploración y producción y los países receptores deben verlo como un reto.

Tomará tiempo y mucho dinero. Bernstein es justo en subrayar que el progreso puede ser más lento de lo que los más entusiastas del shale afirman. Pero los incentivos son enormes. Con los precios del petróleo fuera de América del Norte negociándose persistentemente por encima de los 100 dólares por barril, y los precios del gas en muchos países mucho más altos que en Estados Unidos, los operadores y las empresas de servicios tienen todas las razones para centrarse en la búsqueda de soluciones de ingeniería.

Hoy, se ha introducido un nuevo término en el vernáculo del petróleo y gas -Managed Shale.  La gestión del shale es la noción de dónde las empresas de servicios petroleros (OFS) asumen el riesgo del project managment y el reservorio adicional con el fin de impulsar los resultados. Con la proliferación de la revolución shale la mayor parte del riesgo en parte de la exploración y producción (E&P) de la empresa se ha desvanecido, y la responsabilidad para ofrecer mejor pozos y reducir el tiempo no productivo ha pasado rápidamente a las empresas OFS.

Esto ha transformado el rol de las E&P de los risk-taker (tomadores de riesgos) a los managers de activos, un papel que las empresas OFS son las más adecuadas para cubrir debido a su tecnología superior y el acceso de los datos. Por tanto, creemos que las empresas OFS van a emprender un riesgo adicional a final de impulsar los resultados finales de sus organizaciones individuales. Bajo un escenario de contrato basado en el riesgo integrado, en el que las empresas OFS gestionan todos los aspectos del desarrollo y son pagados a través de acuerdos de reparto de producción, las empresas OFS pueden crear efectivamente eficiencias mientras mantienen los niveles de producción.

Con cerca de 100 billones de dólares en gastos totales de servicios de campos petroleros en los no convencionales estadounidense, si Halliburton gana 14% de participación de mercado (esa es la estimación del Credit Suisse para esta participación) y genera 30% de los márgenes, ganancias antes de intereses, impuestos, depreciación y amortización (EBITDA) podría aumentar 840 millones de dólares, o hasta alrededor de 12 dólares por participación.

Dentro de la cobertura del Credit Suisse, Baker Hughes (BHI), Halliburton and Schlumberger (SLB) todos ofrecen soluciones de integrated project management (IPM) para las compañías de la industria de petróleo y gas. SLB ha sido el más vocal acerca de su ofrecimiento de IPM, con las operaciones en curso en Estados Unidos con Forest Oil (FST), en México, y en Ecuador en el proyecto Shushufindi. Halliburton está hablando de triplicar sus ingresos de "campos maduros" en los próximos tres años, y parte de eso es proporcionando a los clientes soluciones de proyectos basados en incentivos. La oportunidad del Managed Shale podría tener un impacto significativamente positivo en los stocks de las OFS. Baker Hughes, Halliburton y Schlumberger son las mejores posicionadas para ganar.

Impulso al shale fuera de Estados Unidos

El fracking de shale en busca de petróleo y gas apenas ha comenzado fuera de Estados Unidos, pero eso está cambiando. Un récords de 400 pozo de shale se pueden perforar más allá de las fronteras de Estados Unidos en 2014, con la mayoría en China y Rusia, según la consultora de energía Wood Mackenzie. Si bien eso es una fracción de los miles de pozos de shale perforados en Estados Unidos, el número de equipos de perforación utilizado onshore en Europa y en la región Asia-Pacífico se ha incrementado un 10% durante el año pasado, según los datos compilados por la empresa de servicios petroleros Baker Hughes. La mayoría de esos equipos son para shale, reportó Bloomberg Businessweek a mediados de noviembre.

"Es probable que haya una revolución", dijo Maria van der Hoeven, director ejecutivo de la International Energy Agency, basada en Paris, dijo en una entrevista en Londres. "Pero no en todas partes al mismo tiempo. Y usted no puede copiar la experiencia de Estados Unidos". El fracking en el Reino Unido se iniciará el próximo año, después que el gobierno levantó la moratoria de 18 meses impuesta cuando una empresa de perforación encontró que había causado accidentalmente terremotos.

Dos utilities -la británica Centrica y la francesa GDF Suez- han comprado participaciones en las licencias de perforación en el país para ayudar a financiar a los perforadores y ganar un recorte de los beneficios. "La historia se repite, sí, pero nada es lo mismo", dijo Christof Ruehl, economista en jefe de BP en Londres. "No va a haber  desarrollos fuera de Estados Unidos y América del Norte que será grande e importante, sin duda. Pero tomará algún tiempo”.

Arabia Saudita pierde espacio en los derivados

Los precios del gas licuado de petróleo de Arabia Saudita se dirigen hacia el peor año desde la crisis financiera global con el récord de las exportaciones en Estados Unidos suavizan la espera de Medio Oriente en el mercado asiático. El precio de los contratos mensuales de Arabia Saudita, el punto de referencia para las ventas en Asia, cayó un 9% este año en un promedio de 832 dólares la tonelada, según los datos compilados por Bloomberg. Esa sería la mayor pérdida desde 2009, cuando los precios cayeron un 35%. El costos de combustible, que se utiliza sobre todo para calentar y hacer petroquímicos, se deslizó 4,9% en Mont Belvieu, Texas, el centro de exportación de Estados Unidos.

La caída de los precios de Medio Oriente subraya cómo el boom del gas shale en América del Norte está enturbiando los mercados energéticos de todo el mundo, ayudando a los cortes de los costos de combustibles para los compradores incluidos las japonesas Iwatani Corp y ENEOS Globe Corp., mientras amenazas los ingresos de los productores como Saudi Arabian Oil Co. Japón, el mayor importador, puede obtener el 20% de sus compras de Estados Unidos para 2018, desde el 3,5% el año pasado, según el Japan LP Gas Association, un grupo de la industria.

"El inflow de LPG estadounidense en Asia está fijando un nuevo rumbo en el mercado", dijo Osamu Fujisawa, economista independiente de petróleo en Tokio, quien previamente trabajó durante 17 años para la compañía estatal de petróleo saudí conocida como Aramco. "El suministro desde Estados Unidos ya ha estado pesando sobre los precios de contratos de Arabia Saudita y la tendencia a la baja probablemente fortalecerán el próximo año ya que las importaciones a gran escala de Estados Unidos los patearán".

El contrato, conocido como CP, se fijó en 820 dólares en octubre, 20% menos que hace un año. Los precios promedio aproximadamente en 915 dólares en 2012 y 743 en los pasados cinco años. El propano de Mont Belvieu costó 1.14 dólares por galón (cerca de 592 por tonelada) en octubre, un 18% más que un año antes, según los datos de Liquidity Partners Commodities Research. Los precios en los primeros 10 meses en promedio 96 centavos por galón, en comparación con los cerca de 1 dólares en 2012. Es un promedio de 1,08 dólares por galón, o 561 la tonelada, en los últimos cinco años.

Offnews.info (Argentina)

 


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