Argentina, Expertos

Estimulación Hidráulica: advierten sobre la necesidad de divulgar más información

4 Sep , 2013
Daniel Bonafede - Geólogo  

En diálogo con MDZ Radio, el geólogo Daniel Bonafede explicó los pormenores de la metodología de explotación de reservas no convencionales para clarificar los mitos creados alrededor del tema.

Actualmente, la estimulación hidráulica es la metodología de extracción de petróleo y gas para reservas no convencionales que se aplicará en Argentina, pero que se desarrolla con fuerza, desde 2005, en varios países del mundo. En este contexto se alzan voces a favor y en contra, por lo que se vuelve necesario recurrir a los especialistas para explicar y, así, desmitificar las opiniones en torno al tema.

En comunicación con el programa Te digo lo que pienso, Daniel Bonafede, geólogo y experto en estimulación hidráulica, aseguró que esta metodología “existe desde hace mucho tiempo, sobre todo en la industria petrolera”.

Bonafede consideró que la técnica es necesaria, “porque cuando se accede a la corteza se trata de una roca impregnada por gas o petróleo. Cuando las perforaciones llegan ahí se necesita siempre que la roca que contiene el hidrocarburo sea fracturada y estos se viene haciendo desde que la industria se desarrolla en nuestro país”.

Tras varios años de investigación científica, se desarrollaron nuevas técnicas que sirven para aprovechar al máximo el gas y petróleo extraídos. “Lo novedoso es que se ha desarrollo una técnica de mayor aprovechamiento de los yacimientos que ya existen en esos pozos, la perforación vertical se pueda hacer horizontal. Porque hay que considerar que la extracción total de un hidrocarburo en roca, representa el 30% de lo que realmente tiene la roca”, explicó el especialista.

En relación a los químicos necesarios para la estimulación hidráulica – uno de los puntos más cuestionados – el geólogo indicó: “Hay un listado oficial que realizó el Congreso de Estados Unidos basados en las compañías que realizan esta técnica. Hay desde ácido cítrico a ácido clorhídrico, que son sustancias utilizadas en la industria y en la vida cotidiana de la gente. Esto es para optimizar la fluidez del agua y la arena”.

Consultado sobre la seguridad y el control que ostenta Argentina para desempeñarse en dicha técnica, el experto expresó que “en una escala del 1 al 10 hay un 7 de conocimiento en el tema en la Argentina”. Sin embargo consideró que “se requiere un monitoreo periódico y frecuente y abierto a las intuiciones”.

Por último, Bonafede se refirió al uso del agua, necesaria para la ruptura de la roca madre que contiene los recursos hidrocarburíferos. “El consumo de agua es difícil de cuantificar, depende de la longitud del pozo, pero se habla de una inyección de dos días con una presión controlada para aumentar la permeabilidad de la roca, no para destruir todo adentro. Esto es falso e imposible”, precisó.

Argentina, Expertos

Director del Banco Ciudad aseguró que el shale beneficiará al medio ambiente

3 Sep , 2013
Redacción ShS  

El director del Banco Ciudad, Federico Sturzenegger, se mostró a favor del uso de la técnica del fracking para extraer petróleo y gas porque implica usar menos agua y existe menos riesgo de que contamine alguna capa de la tierra.

El profesional, que fue economista jefe de YPF, basó su postura en que descienda la producción de energía a partir del carbón, que según él es lo más contaminante, y a la vez se logre extraer petróleo y gas con menos agua de la que actualmente emplea la producción secundaria de gas.

Está clarísimo que el gas es uno de los combustibles menos contaminantes”, dijo en una entrevista a MDZ Radio. “Si la producción es contaminante el debate es sobre el uso del agua”.

“Si el mundo logra con esto cambiar la matriz energética y salir del carbón (que es el producto más contaminante), a nivel ambiental y a nivel mundial tendría un efecto como nunca ha tenido. Estamos ante las puertas de un mejoramiento ambiental inédito a nivel mundial”, sostuvo.

Para entender la Estimulación Hidráulica, conocida como fracking, Stenrzenegger explicó que la extracción de petróleo se hace desde la “recuperación secundaria”:

“Cuando producís petróleo hacés un agujero sobre una piedra que está debajo de la tierra, entonces vos pinchás y sale el petróleo. Cuando esa formación pierde energía se pasa a lo que se llama ‘recuperación secundaria’, que es delimitar esa piedra donde está en sus poros el petróleo y se le tira agua de los costados, que va empujando y empieza a salir un montón de agua y petróleo, y en la superficie se separa el agua por un lado y el petróleo por otro. Y esa agua se sigue usando para inyectar y seguir empujando”, describió.

El economista indicó que la recuperación secundaria usa mucha agua. “En cambio el fracking usa menos agua porque solamente la usa en el momento en que partís la roca”.

El procedimiento consiste en la inyección a presión de algún material en el terreno, con el objetivo de ampliar las fracturas existentes en el sustrato rocoso que encierra el gas o el petróleo, y favoreciendo así su salida hacia el exterior. Habitualmente el material inyectado es agua con arena y productos químicos, aunque ocasionalmente se pueden emplear espumas o gases.

Argentina, Expertos

Neuquén tienen la oportunidad de inaugurar una nueva era energética para la Argentina

2 Sep , 2013
Gualter A. Chebli - Ing. en Petróleo  

Hoy, como en otras oportunidades en la más que centenaria industria petrolera argentina, la macroeconomía del país sufre la pesada carga de una significativa importación de energéticos. Sin embargo, y afortunadamente, el país no cuenta solamente con las reservas actuales de petróleo convencional sino que cuenta también con un recurso que nos ubica entre los países con potencial energético más importantes del planeta: en las cuencas argentinas, en opinión de muchísimas voces autorizadas, se encuentran acumulaciones de hidrocarburos no convencionales (tight oil y gas y shale oil y gas) que ubican al país entre los seis principales del mundo. En efecto, un informe de la Agencia de Información de Energía de los Estados Unidos (abril del 2011) estima esos recursos en unos 800 trillones de pies cúbicos de gas y 27.000 millones de barriles de petróleo.

Hablo de recurso y no de reservas, porque para esto último es necesario asegurar que su extracción sea no sólo factible en términos tecnológicos, que lo es, sino que además sea económicamente viable en términos de costos, precios obtenibles en el mercado, regalías e impuestos a pagar y plazos de concesión. Este será, en definitiva, el desafío que deberemos encarar como sociedad, si pretendemos poner en valor los extraordinarios recursos con que nos dotó la naturaleza.

De un rápido análisis de las reservas de petróleo y gas en los últimos años, durante los cuales aumentó sostenidamente el consumo, surge que en 1980 las reservas de petróleo tenían un horizonte de 13 años y las de gas de 43 años. En el 2003, el horizonte había bajado a 8,5 años y a 22 años el de gas. Y en el 2011, estos horizontes eran de 9 y 8 años respectivamente.

¿Qué es el petróleo y el gas no convencional?
Es el petróleo o gas absorbido, gas libre, gas en solución o petróleo relacionados con rocas sedimentarias de tamaño de grano muy fino –rocas shale (de tipo arcilloso)– que, en la mayoría de los casos, corresponden a la roca generadora de una cuenca sedimentaria. Esa roca alojante de hidrocarburos posee un alto contenido de materia orgánica en un adecuado nivel de evolución en su proceso de transformación a hidrocarburos líquidos o gaseosos.

La variedad de rocas tipo shale es muy grande. Por ello, también son muy variables las acumulaciones de no convencionales. Ello obliga a que, en cada caso, se requieran diferentes métodos de perforación, terminación, producción y evaluación de recursos y/o reservas. Las operaciones mencionadas involucran inversiones mucho mayores que las correspondientes a los yacimientos de hidrocarburos convencionales. Por otra parte, el rendimiento (recuperación) de las acumulaciones de no convencionales es, en general, mucho menor (5 a 20 %) que en el caso de los convencionales (entre 50 y 90 %). Obviamente las ecuaciones económicas son totalmente diferentes.

Los costos de perforación también son decididamente mayores para los shale. Ya desde la etapa exploratoria se requieren numerosos estudios petrofísicos y geoquímicos, análisis de testigos de roca, empleo de sísmica en tres dimensiones, exhaustivos análisis de presiones de las perforaciones cercanas, etc. Se necesita un elevado número de pozos realizados desde locaciones amplias (que permitan la ubicación de los equipos de estimulación hidráulica). Los pozos se inician como verticales y de gran diámetro, se continúan como perforaciones multidireccionales, orientadas y hasta horizontales.

¿Es viable su explotación sin contaminar el medioambiente?
La explotación del petróleo y gas de shale requiere, en primer lugar, disponibilidad de agua y la previsión de la disposición final del agua de retorno que, frecuentemente, contiene químicos en diferentes concentraciones utilizados en el proceso de fractura. La industria cuenta hoy con los procesos y tecnologías que permiten asegurar un adecuado uso, reuso y manejo del agua, de modo de evitar la afectación o contaminación del medioambiente.

También es importante el cuidado de los recursos de aguas subterráneas en la comarca, los cuales se encuentran normalmente dentro de los primeros 300 o 400 metros de profundidad. En este sentido, los objetivos de no convencionales en las cuencas argentinas se sitúan más allá de los 2.500/3.000 metros de profundidad, por lo que no existe riesgo de contaminación de los acuíferos superficiales.

En cuanto a la técnica de estimulación hidráulica, la misma ya es empleada por la industria en nuestro país desde hace muchas décadas en las perforaciones convencionales, sin que se hayan producido incidentes. Y en el mundo se han estimulado hidráulicamente más de un millón de pozos petroleros y gasíferos sin consecuencias ambientales.

Finalmente, hay que tener presente que la Provincia del Neuquén cuenta con estrictas normas tanto respecto del uso y disposición del agua como de la protección del medioambiente en general.

¿Dónde se encuentra nuestro país en el tema de shale?
En nuestro país se están dando recién ahora, desde hace algo más de dos años, los primeros pasos en todo lo vinculado con los hidrocarburos no convencionales. Es imprescindible conocer y adaptar a nuestras cuencas las experiencias de las últimas tres décadas en los países de América del Norte.

En las cuencas de shale renombradas de Estados Unidos y Canadá se llevan perforados decenas de miles de pozos. Ello implica que se han recorrido largas curvas de aprendizaje, se han optimizado los diseños de pozos, los costos de perforación y las técnicas de extracción. Se lograron identificar las zonas más productivas de cada cuenca, que no constituyen más de un 15 a un 25 % de la superficie de cada una. Estos desarrollos ocurrieron mayormente en los últimos diez años y han producido una verdadera revolución en la industria, generando miles de calificados puestos de trabajo, aumentando la competitividad de las industrias manufactureras y comenzando a transformar a Estados Unidos de importador a exportador de gas natural.

En el caso de nuestra formación Vaca Muerta, sólo se ha perforado hasta la fecha una centena de pozos. Recién se comienza a trepar la curva de aprendizaje que, por su parte, es particular para cada evento geológico de una cuenca sedimentaria. Se está frente a una significativa promesa, que aún necesita mucha ciencia geológica, tecnología e inversiones para llegar a generar reservas. YPF ha sido, indiscutiblemente, pionera en este esfuerzo: ha perforado más pozos que todo el resto de las compañías petroleras sumadas. Pero la magnitud del desafío es gigantesca. El eventual desarrollo de sólo un 10% de los 30.000 km² de la superficie en la que se desarrolla Vaca Muerta (incluyendo el esfuerzo de identificar dónde yace el pequeño porcentaje comercialmente explotable) implicará inversiones que no son comparables con ninguna de la historia de la industria petrolera en el país.

La asociación YPF-Chevron
En este contexto, creemos que la asociación YPF-Chevron puede verse como una típica relación entre el know what (el conocimiento sobre qué se necesita) aportado por YPF y el know how (conocimiento de cómo lograrlo) de los aspectos vinculados con la enorme inversión y la tecnología que aporta Chevron.

YPF y Chevron están ya en vías de desarrollar el primer “piloto” decididamente no convencional que perforará unos 100 pozos en una pequeña área de 20 km² en la zona de Loma Campana – Loma La Lata Norte. En función de sus resultados se encararía la etapa de desarrollo con unas 1.500 perforaciones en una superficie extendida a los 300 km². Si el proyecto resultase exitoso podría lograrse, en unos cinco años, una producción de alrededor de 12.000 mv/día de petróleo liviano de alta calidad. Este producto actualmente escasea en el sistema refinador nacional. Las destilerías de Buenos Aires y Santa Fe reciben solamente 20.000 mv/día de petróleo neuquino a pesar de que existe una capacidad de transporte un 50% mayor. La inversión prevista para el programa piloto es del orden de 1.500 millones de dólares. La etapa de desarrollo implicaría otros 15.000 millones de dólares adicionales. La operación y el liderazgo está a cargo de YPF. Chevron, además de aportar su parte del capital, proveerá su experiencia y la tecnología que optimizará la operatoria aplicando su experiencia en shale desarrollada en América del Norte, Europa y China.

En resumen, este proyecto es particularmente significativo en varios aspectos: la etapa de aprendizaje se derramará inevitablemente sobre otros actores de la industria que podrán ver reducidas las incertidumbres geológicas y tecnológicas y los acercará a la decisión de inversión en este tipo de proyectos. Y también irá en esa dirección la formación de profesionales calificados y un mayor desarrollo del mercado de servicios. La provincia del Neuquén, las que le sigan y el país en general, tienen la oportunidad de inaugurar una nueva era energética, apuntando a recuperar su autoabastecimiento, vigorizar su economía y crear miles de puestos de trabajo.

(*) Doctor en Ciencias Geológicas e ingeniero en petróleo. Presidente de Phoenix Oil & Gas

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Argentina

Moshiri: “Con Vaca Muerta Argentina podría alcanzar la independencia energética”

28 Ago , 2013
Nicolás Gandini  

Ali Moshiri, presidente de Chevron para América Latina y África fue el orador principal del Congreso Shale Gas Argentina 2013, realizado en Buenos Aires. A continuación, sus principales declaraciones en el congreso:

“La Argentina debe aspirar a la independencia energética. En Neuquén y Chubut hay oportunidades para desarrollar yacimientos no convencionales, en un camino similar al que tomó EE.UU. Argentina puede convertirse en un país exportador de hidrocarburos. Cuenta con recursos por 800 trillones de pies cúbicos (TCF’s) de shale gas. Hasta ahora fueron identificados seis formaciones shale. Vaca Muerta es el más conocido y por sí solo podría ser la llave para que la Argentina alcance la independencia energética, cuenta con 300 TCF’s de shale gas“.

“Hace falta tecnología, organización, capacidad, inversión, paciencia y colaboración. Se debe identificar los sweet spot de los yacimientos no convencionales, a fin de poder explotarlos de manera económicamente sustentable. La asociación entre empresas es la llave para lograr el desarrollo. Por eso, hay que definir que es lo mejor para el país, para el ambiente y para la ciudadanía”.

“La demanda global crecerá un 40% hasta el año 2035. La Argentina deberá prepararse para enfrentar esa situación. El primer paso es que todos estén de acuerdo y apoyen el objetivo. Eso tiene que pasar, todos deben tener en claro qué implica el desarrollo de los no convencionales. Hoy hay mucha información incorrecta sobre la Estimulación Hidráulica. Por eso es necesario informar sobre lo que se ha hecho y entender que el desarrollo no convencional no es a corto plazo”.

“La Argentina no tiene otra opción más que desarrollar Vaca Muerta. La pregunta que deben hacer en el país es: ¿queremos seguir pagando los precios de importación? Es una decisión sencilla. ¿Se quiere gastar dinero para que otro país desarrolle recursos energéticos, cree empleos, impulse la tecnología? ¿O queremos hacerlo en el país? Es difícil hablar sobre horizontes de tiempo. En el 2.000 las petroleras nos lanzamos a construir plantas para exportar LNG a EE.UU. Diez años después, EE.UU. quiere convertirse en un exportador de gas a partir del desarrollo de shale gas. Creo que la Argentina puede convertirse en un exportador de LNG a futuro. Tienen 800 TCF´s de gas no convencional“.

“Hace décadas que estamos en la Argentina, hoy hay oportunidades. El desarrollo de los campos no convencionales es a largo plazo, y se requiere una inversión día a día. Si en algún momento se corta la inversión, la producción cae rápidamente. En el caso de los yacimientos convencionales, si la empresa corta la inversión, en tres años la oferta quizá caiga un 20%. Por el contrario, en el caso de los yacimientos no convencionales, la declinación es inmediata”.

Argentina, Expertos

“Las tecnologías aplicadas para explotar shale ya han sido probadas con éxito”

27 Ago , 2013
Gabriel Stekolschik  

Hace millones de años, el fondo de los océanos, los mares y los grandes lagos recibían los restos diminutos de animales y plantas, que caían lenta e incesantemente. Estos residuos orgánicos se depositaban en grandes cantidades formando capas espesas que se mezclaban con el barro que sedimentaba en las profundidades.

Con el tiempo, en ciertas condiciones de presión y temperatura, la mezcla comenzó a “cocinarse”. Por un lado, aprisionada por ese lodo y privada de oxígeno, la materia orgánica se transformó en hidrocarburos (sustancias formadas exclusivamente por hidrógeno y carbono), como el gas natural y el petróleo. Por otro lado, los compuestos inorgánicos, como la arcilla, se compactaron y cementaron formando rocas sedimentarias de grano muy fino.

Durante este proceso, el petróleo y el gas formados rellenaron los poros de esas rocas y, en conjunto, constituyeron lo que se denomina la roca madre.

A lo largo de estos millones de años, la corteza terrestre sufrió grandes cambios que le produjeron fracturas. A través de ellas, y arrastrados por el agua que circula por los intersticios de la corteza de la Tierra, cierta cantidad de hidrocarburos pudo escapar, poco a poco, de la roca madre y, por ser más livianos que el líquido elemento, ascendieron.

Si en su migración ascendente no encontraron un impedimento, pudieron llegar a la superficie. El gas se escapó a la atmósfera y el petróleo se endureció y se oxidó para dar lugar a asfaltos. Pero si en su ascenso se encontraron con rocas impermeables, los hidrocarburos no pudieron seguir subiendo, se acumularon en una “trampa”, y se formaron los yacimientos. Estos depósitos no son “huecos” que “se van llenando” con el gas y el petróleo que ascienden, sino que están formados por rocas porosas y permeables –principalmente areniscas–, llamadas rocas almacén que, como esponjas, retienen los hidrocarburos.

Todo este proceso nunca se detuvo. Los sedimentos que hoy se depositan en el fondo del mar probablemente generarán algo de petróleo y gas dentro de millones de años.

Exprimir la roca
En 1859, en los Estados Unidos, se perforó el primer pozo petrolero del mundo. Desde entonces, la producción y el consumo de gas y petróleo crecieron exponencialmente.

Se dispuso de petróleo abundante y barato hasta las llamadas “crisis del petróleo” de los años 1973 y 1979, provocadas por cuestiones geopolíticas (no por el agotamiento del hidrocarburo), que elevaron su precio significativamente.

En este nuevo escenario económico, resultó rentable extraer los recursos más caros antes que agotar los más baratos. Así, se desarrollaron métodos para obtener hidrocarburos situados en lugares distintos a la roca almacén. A estos yacimientos que empezaron a explotarse se los denominó no convencionales, porque para extraer de ellos el petróleo y el gas se requerían tecnologías distintas a las consideradas convencionales hasta ese momento.

Hasta entonces, los hidrocarburos se obtenían por simple extracción –con ayuda de bombeo o sin ella– de un reservorio subterráneo en donde se encontraban en estado relativamente puro, con alta concentración y movilidad.

En cambio, las técnicas no convencionales apuntaron a obtener el petróleo y el gas que quedan retenidos en la roca madre.

“La roca madre tiene una granulometría extremadamente fina, y el material muy fino es muy poroso, es decir, tiene mucha capacidad de tener fluidos adentro. Pero también es muy impermeable, o sea, los poros están muy incomunicados. Entonces, cuando uno quiere chupar algo de ahí, no sale nada”, explica el doctor Ernesto Cristallini, investigador del Conicet y director del Laboratorio de Modelado Geológico de la Facultad de Ciencias Exactas y Naturales (Exactas-UBA).

“Es como el mate con yerba fina. Tiene agua, pero si uno chupa no sale, porque al ser finita los poros están incomunicados”, ilustra, y comenta: “Hace 60 años a ningún geólogo se le pasaba por la cabeza extraer hidrocarburos de la roca madre”.

Pero, tras las crisis de la década de los 70, siguió el progresivo agotamiento de los yacimientos convencionales y, con ello, el desarrollo de tecnologías que permiten aumentar la permeabilidad de la roca madre interconectando los poros para que los hidrocarburos puedan fluir.

“Se hace una perforación y se inyectan miles de litros de agua a muy alta presión para romper la roca madre y generar fracturas que comuniquen esos poros. Entonces, se inyecta arena, que se mete en las fracturas para que no se cierren cuando empieces a sacar el agua para extraer el hidrocarburo”, describe Cristallini.

“Es muy importante que la sociedad sepa que estas cosas no son nuevas. Se ha aprendido muchísimo sobre cómo manejar el agua para no contaminar los niveles donde uno tiene el agua para consumo humano”, señala el geólogo Luis Stinco, profesor del Instituto del Gas y del Petróleo de la UBA y consultor de empresas del área. “Además, la legislación argentina establece un sistema de regulación y las empresas lo cumplen, porque si generan un inconveniente ambiental, eso implica un perjuicio económico gigantesco que va a provocar que no puedan seguir trabajando. Lo que es imposible descartar es que pueda haber un accidente, pero se trata de minimizar los riesgos. Estamos hablando de algo en lo cual las tecnologías aplicadas ya han sido probadas con éxito”, añade.

Existen distintos tipos de yacimientos no convencionales: shale, tight, coal bed methane, entre otros. Esa diferenciación no está definida por las propiedades de los hidrocarburos que contienen, sino por el tipo de roca en el que se encuentra almacenado el gas o el petróleo.

Por ejemplo, los yacimientos de shale gas y shale oil son aquellos que contienen a los hidrocarburos entrampados en la arcilla de la roca madre. Por otra parte, los tight son yacimientos en los cuales el petróleo y el gas están almacenados fuera de la roca madre, pero en reservorios de arenas compactas, con muy poca porosidad y muy baja permeabilidad.

Vaca Muerta
La zona de Vaca Muerta tiene características que la convierten, potencialmente, en una fuente cuantiosa de hidrocarburos.

“En los que más experiencia tiene la Argentina es en los tight. En los shale está aprendiendo”, consigna Stinco.

La motivación para ese aprendizaje fue el descubrimiento, en diciembre de 2010, de yacimientos ricos en shale gas y shale oil en Vaca Muerta, la roca madre más importante de la cuenca neuquina, formada hace millones de años cuando la región del Neuquén estaba sumergida en un gran golfo que bordeaba el océano Pacífico.

Según los expertos, este lugar posee ciertas características particulares que, potencialmente, la convierten en una fuente cuantiosa de hidrocarburos. “Por un lado, ocupa un área muy extensa (unos 36.000 km2, más de un tercio de la superficie de Neuquén) y tiene un espesor considerable. Por otro lado, el contenido de materia orgánica y la maduración de la roca es muy bueno y puede contener mucho hidrocarburo. Además, se encuentra a una profundidad interesante”, informa Cristallini y aclara: “Vaca Muerta está entre los dos mil y tres mil metros de profundidad, lo cual no es tanto a la hora de evaluar los costos de explotación, que aumentan a medida que se va más abajo. Por otra parte, el proceso de Estimulación Hidráulica abarca un diámetro de unos 50 metros de roca, con lo cual, a esas profundidades, estás muy por debajo de aquello que podés contaminar”.

Además, “Vaca Muerta está ubicada geográficamente en un área donde a las empresas les resulta fácil el acceso, porque hay rutas, caminos provinciales y municipales”, añade Stinco. “Vaca Muerta está a punto de caramelo”, concluye Cristallini.

Sitios dulces
La exploración y explotación de yacimientos no convencionales puede efectuarse mediante los clásicos pozos verticales y, también, a través de perforaciones horizontales. Estas últimas, una vez alcanzada la roca madre mediante un pozo vertical, consisten en desplazarse adentro de ella abriéndose camino horizontalmente. Obviamente, esta última opción es mucho más cara.

“Hoy en día, por su gran espesor, la exploración de Vaca Muerta la estamos efectuando netamente a través de pozos verticales”, informa el geólogo Iván Lanusse Noguera, jefe del equipo de exploración de petróleo no convencional de la empresa YPF.

Tras explicar que “en el yacimiento de Loma de la Lata hay un piloto en desarrollo y ya hay pozos no convencionales en producción”, Lanusse Noguera aclara que “todavía estamos en la curva de aprendizaje”.

En ese sentido, explica: “El pozo vertical es el que más datos nos brinda en cuanto a los perfiles estratigráficos para poder delinear la exploración, es decir, definir en qué lugares de la cuenca ir poniendo los pozos y determinar la calidad de la roca y el tipo de fluido que se puede recuperar”.

Según el especialista, el objetivo es reducir los tiempos de aprendizaje y descubrir las zonas más productivas (sweet spots o “sitios dulces”) para iniciar la producción a gran escala. “Para ello, estamos perforando cientos y cientos de pozos al año”, revela.

Los expertos aseguran que Vaca Muerta podría asegurar el autoabastecimiento energético de la Argentina en pocos años. Si bien nadie quiere arriesgar pronósticos en cuanto a los plazos que demandará esa meta, todos coinciden en que las perspectivas son alentadoras.

Argentina

Especialistas del Clicet sostienen que por el shale se podría autoabastecer al país

22 Ago , 2013
Federico Bernal y Ricardo De Dicco  

El potencial de recursos técnicamente recuperables en el yacimiento de Vaca Muerta tiene un horizonte de vida de 78 años de petróleo y 174 años de gas, a los niveles actuales de consumo.

El pasado miércoles 24 de julio el Poder Ejecutivo de la provincia de Neuquén, en calidad de autoridad de aplicación, poder concedente y titular del dominio de los hidrocarburos ubicados en su territorio, firmó el acuerdo con YPF para la puesta en valor de una fracción de la formación Vaca Muerta, la cual había sido presentada días atrás ante el Ministerio de Energía y Servicios Públicos neuquino.

El gobernador Jorge Sapag aprobó el acuerdo por decreto, que será remitido a la Legislatura provincial para su tratamiento, esperándose su aprobación en el mes de agosto. Cabe recordar que en 2006 fue sancionada la Ley 26.197 de Federalización de Hidrocarburos (exigida por la Reforma Constitucional de 1994), que en su artículo primero sustituye el art. 1º de la Ley 17.319 de Hidrocarburos, transfiriendo la propiedad de los hidrocarburos de Nación a las provincias, correspondiendo sólo al Estado Nacional los hidrocarburos ubicados en áreas off-shore a partir de las 12 millas marinas. Por consiguiente, es responsabilidad y poder de decisión de las provincias conceder permisos de exploración, concesiones de explotación y prórrogas, así como también fijar tasas de regalías, controlar las inversiones de las empresas y exigir el cumplimiento de todos los artículos de la Ley 17.319 de Hidrocarburos.

PLAN DE DESARROLLO DE YPF EN ÁREA GENERAL MOSCONI
El plan de desarrollo de YPF sobre el área General Mosconi, de 395 km2, ubicado en la formación geológica no convencional de hidrocarburos Vaca Muerta, y que fuera recientemente concesionada por la provincia de Neuquén a YPF, contempla en principio la ejecución de un programa piloto para la exploración y desarrollo de shale gas y shale oil en un área delimitada de 20 km2 (áreas Loma Lata Norte y Loma Campana). Esta primera etapa demandará una inversión de US$ 1.500 millones (US$ 260 millones YPF + US$ 1.240 millones Chevron), de los cuales US$ 1146 millones serán destinados a la perforación de 115 pozos y el resto corresponderá a erogaciones relacionadas, con un plazo máximo de ejecución de 18 meses. Una vez aprobada la concesión a YPF por parte de la Legislatura neuquina, Chevron desembolsará una primera inversión de US$ 300 millones. Durante el primer semestre de 2015 se iniciará una segunda etapa concerniente a la exploración de riesgo, desarrollo y producción que tendrá una duración de cinco años, en la que YPF deberá invertir U$S 9000 millones (a razón de U$S 1800 millones anuales) para la perforación de 900 pozos sobre los 395 km2 del área General Mosconi. Como fuera mencionado en nuestro artículo del 24 de julio (ver “Vaca Viva” y el General Mosconi – Tiempo Argentino), YPF no sólo será el único titular de la concesión de explotación, sino que además tendrá a su cargo la dirección del proyecto, la administración de las inversiones y la futura explotación comercial por un período de 35 años, estimándose una inversión total (compartida con su socio estratégico Chevron) de U$S 26.500 millones, de los cuales aproximadamente U$S 16.500 millones serían destinados a la perforación de 1677 pozos y los U$S 10 mil millones restantes corresponderían a erogaciones relacionadas. Mientras tanto, el objetivo primario de YPF en dicha área será lograr hacia 2017 una producción diaria de petróleo y de gas natural equivalente al 24,6% y al 10,5%, respectivamente, de la extracción actual de la compañía en todo el país. YPF y Chevron podrán beneficiarse del régimen de promoción de inversiones establecido por el Decreto 929/2013 a partir del quinto año de inversiones genuinas, que establece la posibilidad de exportar hasta un 20% de la producción hidrocarburífera y disponer libremente del 100% de las divisas generadas. Asimismo, YPF se verá beneficiada por el Decreto 927/2013 para la importación de tecnologías y equipamientos requeridos en la exploración, desarrollo y producción de esta formación geológica no convencional de hidrocarburos. Por supuesto que la experiencia adquirida por Chevron durante los últimos años será transferida a YPF, convirtiéndose en otro pilar fundamental para transformar a la petrolera estatal argentina en líder regional en no convencionales.

POTENCIAL DE VACA MUERTA
Cabe destacar que de los 30 mil km2 que comprende la formación geológica de hidrocarburos no convencionales Vaca Muerta, YPF posee derechos sobre 12 mil km2. El potencial de recursos shale gas y shale oil técnicamente recuperables en Vaca Muerta, según publicó en un reciente informe la Administración de Información Energética del Departamento de Energía de Estados Unidos, se estima en 2544 millones de metros cúbicos de petróleo (más de seis veces el remanente actual de las reservas comprobadas de crudo de todo el país y un horizonte de vida de más de 78 años al ritmo de consumo actual) y en 8,7 billones de metros cúbicos de gas natural (más de 26 veces el remanente actual de las reservas comprobadas de gas natural de todo el país y un horizonte de vida de más de 174 años al ritmo de consumo actual). Ese mismo estudio sitúa al potencial total de shale gas y de shale oil de Argentina en el segundo y cuarto lugares, respectivamente, a nivel mundial.

INVERSIONES DE LA GESTIÓN PÚBLICA DE YPF
La gestión pública de YPF logró perforar hasta el momento más de 90 pozos en Vaca Muerta obteniendo en la actualidad una producción diaria de petróleo de casi 1600 metros cúbicos (equivale al 5% de la extracción total de YPF en todo el país). Por otra parte, la YPF gestionada por el Estado Nacional logró frenar a fines de 2012 la caída de la producción hidrocarburífera provocada por la pésima gestión de Repsol (en petróleo desde 1999 y en gas desde 2005), mostrando en 2013 signos de recuperación, en base a datos de la Secretaría de Energía de la Nación: la extracción petrolera y gasífera de YPF aumentaron en junio de 2013 un 2,1% y 0,4%, respectivamente, en relación a igual mes del año anterior. Cabe destacar que, en base a los estados contables de YPF, las inversiones se incrementaron 25,6% en 2012 respecto al año anterior, y en el primer trimestre de 2013 aumentaron 100,8% en relación a igual período del año anterior.

APORTES DEL GOBIERNO NACIONAL A LA PROVINCIA DEL NEUQUÉN
El gobierno nacional aportará $ 1000 millones para el financiamiento de 64 obras en las localidades petroleras de la provincia del Neuquén. Las obras públicas corresponden a infraestructura de hospitales, escuelas y viviendas, que beneficiarán a los municipios de Añelo, Rincón de los Sauces, Buta Ranquil, Barrancas; y las comisiones de fomento de Octavio Pico, Aguada San Roque, Los Chihuidos y Sauzal Bonito, todos ellos dentro del radio de influencia del proyecto. Por otra parte, se contempla la construcción y pavimentación de rutas y obras de infraestructura de interconexión que beneficiarán a los municipios de Neuquén, Centenario, Vista Alegre, San Patricio del Chañar y Añelo. En fin, la firma de Neuquén del acuerdo con YPF para la puesta en valor del área General Mosconi contribuirá a fortalecer el autoabastecimiento energético nacional, a la vez que generando en dicha provincia unos 12 mil nuevos puestos de trabajo (1500 directos y 10.500 indirectos).

Argentina

Vaca Muerta: Parque petrolero promete cambiar futuro energético de Argentina

22 Ago , 2013
Shale Seguro  

Vaca Muerta, la gigantesca formación de hidrocarburos no convencionales de Argentina, se ha convertido, en pocos meses, en una especie de “parque jurásico” petrolero que promete cambiar radicalmente el desértico paisaje local y el futuro energético del país.

Vaca Muerta, que en total abarca 30.000 kilómetros cuadrados -casi el tamaño de Bélgica- y se extiende por cuatro provincias argentinas, irrumpió en el escenario internacional en mayo de 2011 cuando YPF, entonces bajo control de la española Repsol, anunció resultados exitosos en la fase de exploración de la formación.

Actualmente, una quincena de petroleras tiene derechos de explotación en esta formación, pero YPF, con concesiones sobre 12.450 kilómetros cuadrados, lleva la delantera en la producción de petróleo de esquistos bituminosos y en las primeras experiencias en marcha para extraer gas no convencional.

Localizada unos 1.100 kilómetros al suroeste de Buenos Aires, en la provincia de Neuquén, los primeros signos de transformación ya comienzan a palparse en el área Loma La Lata Norte-Loma Campana, punta de lanza para el desarrollo del petróleo de esquisto en Vaca Muerta.

Aquí, la petrolera YPF, bajo control del Estado argentino tras la expropiación del 51 por ciento de las acciones a Repsol, explota 90 pozos y espera sumar otros tantos para finales de año.

“Hace un año aquí no había nada”, explica el gerente de Negocios No Convencionales de YPF, Pablo Iuliano, en un vuelo en helicóptero con periodistas sobre el área de 300 kilómetros cuadrados, donde en una década la petrolera planea perforar un total de 2.000 pozos, con una inversión de 15.000 millones de dólares.

Es un proyecto ambicioso al que la mayor productora de hidrocarburos de Argentina espera sumar en breve a la estadounidense Chevron, con una inversión inicial de 1.500 millones de dólares.

Unos 1.300 técnicos y operarios trabajan a diario en este área, para extraer crudo de la roca madre, a unos 3.300 metros de profundidad, donde están los estratos de Vaca Muerta, formados hace 130 millones de años, en el jurásico superior, cuando las aguas del Pacifico dejaron sus sedimentos ricos en materia orgánica.

Aquí ya no reinan los grandes saurios -aunque cada tanto se encuentran restos fósiles- sino los “viejos”, como se llaman amistosamente entre si los propios técnicos petroleros por sus rostros curtidos por el viento y el frío extremo de la zona.

Tanto la capital provincial, Neuquén, a unos 90 kilómetros de los pozos, como el cercano pueblo de Añelo, de unos 6.000 habitantes, viven una explosión comercial y de construcción gracias a la “leche” de esta Vaca Muerta.

Pero esta actividad, que promete incrementarse en los próximos años, no sólo constituye un milagro económico para los locales. Representa, sobre todo, la gran esperanza de Argentina para revertir su déficit energético, por el que este año se verá obligada a importar hidrocarburos por 13.000 millones de dólares.

Según Iuliano, con el desarrollo completo del área Loma La Lata Norte-Loma Campana y de otra similar a ésta Argentina podría lograr el auto-abastecimiento “y tendría incluso un saldo para exportar”.

De acuerdo a informes del Departamento de Energía de Estados Unidos, sólo el potencial de crudo no convencional técnicamente recuperable de Argentina es de 27.000 millones de barriles, lo que le ubicaría como cuarto país en el mundo con más recursos de este tipo.

El potencial de gas no convencional es de 802 trillones de pies cúbicos, lo que posiciona a Argentina segunda en el mapa mundial del gas de esquisto.

Eso multiplica en forma exponencial los recursos del país, una riqueza que para ser desenterrada, según el calculo de los expertos, demandará la friolera de 250.000 millones de dólares en inversiones y varios años de trabajo en este rincón remoto del mundo.

Argentina

Miguel Galuccio pidió “ser serios desde el punto de vista de los comentarios”

22 Ago , 2013
Shale Seguro  

El presidente de YPF consideró “un insulto a la inteligencia de los argentinos, o al menos un insulto a mi inteligencia”, las descalificaciones al acuerdo con la petrolera estadounidense.

En ese sentido, pidió “darle la bienvenida a las compañías que quieren invertir en la Argentina y que están apostando, porque necesitamos mucho más de ellas”.

Galuccio reclamó “ser serios desde el punto de vista de los comentarios, cuando alguien escribe algo en un periódico o en un diario”, al hablar en la reunión del Consejo de las Américas, en la que participan autoridades nacionales y provinciales, además de los principales candidatos de la oposición.

El funcionario manifestó asimismo que el resto de la industria de hidrocarburos “no ha reaccionado” con la velocidad con que lo hizo la compañía estatal, por lo cual la producción del sector “sigue cayendo este año, y no por YPF”.

Argentina

La discusión sobre el método no convencional y los recursos estratégicos

18 Ago , 2013
Raúl Dellatorre - Periodista  

El tratamiento legislativo en Neuquén de una modificación al contrato de concesión a YPF de un área en la formación Vaca Muerta dio lugar a cuestionamientos de ambientalistas y políticos, pero también a explicaciones de especialistas que buscaron echar cierta luz sobre una cuestión habitualmente tratada en las sombras. Las dos preocupaciones centrales son si la extracción del crudo y el gas por estimulación hidráulica podría provocar la contaminación de las napas de agua cercanas al yacimiento, y una alteración del subsuelo por vibración que pudiera derivar en eventos sísmicos.

Las advertencias buscan encender luces de alarma, las explicaciones técnicas intentan serenar los ánimos dando luz verde a los sistemas no convencionales, en los que Argentina se juega buena parte de su futuro energético. Aquí va una aproximación al conflicto y a las distintas posturas.

La reforma al contrato de concesión, que habilitaría a YPF a seguir adelante por otros 35 años con el desarrollo del área General Mosconi, en Vaca Muerta, ya obtuvo voto favorable en la Comisión de Hidrocarburos de la Legislatura neuquina. Pero la semana entrante seguirá con el tratamiento desde la óptica ambiental, para lo cual el gobierno de Jorge Sapag prometió acercar todos los elementos necesarios para su análisis. El propio gobernador manifestó, el último viernes, sentirse “muy tranquilo con el tema ambiental: las tres cuartas partes del expediente que fue a la Legislatura están referidas al tema”. Mencionó “la prohibición de usar el agua del subsuelo para todo tipo de fractura, reutilización del agua de reflujo para ser aplicada otra vez a todo lo que es fractura: tratamiento del agua de reflujo para sacarle las impurezas y, por supuesto, todas las normas exigibles como es una licencia ambiental por pozo”. Además, aseguró que la provincia está incorporando los recursos humanos y materiales necesarios “para ir haciendo los monitoreos”.

La mayor parte de las demandas, si no todas, toman como base los antecedentes de países europeos y de Estados Unidos para sostener la inconveniencia de la Estimulación Hidráulica. Los que defienden su uso en Argentina señalan que las condiciones geofísicas locales son las que determinan la ausencia de riesgo de contaminación de las napas acuíferas en el caso de Vaca Muerta. Pero en Estados Unidos la explotación de hidrocarburos por Estimulación Hidráulica sigue avanzando y está transformando radicalmente el balance petrolero de ese país: lo que antes obtenía en el plano militar conquistando el control de áreas del mundo ricas en hidrocarburos para asegurarse el abastecimiento, ahora lo obtiene de su propio subsuelo.

Pero, además, estudios recientes (Laboratorio Nacional de Tecnología Energética, Departamento de Energía) en el condado de Greene (Pittsburg, West Virginia) estarían señalando la ausencia de riesgos en el comportamiento de los fluidos utilizados en fractura hidráulica con respecto a la afectación de fuentes de agua potable y en relación al comportamiento sísmico.

Argentina enfrentará el desafío de reconstruir su autoabastecimiento energético, que depende en forma crucial de los hidrocarburos. La discusión de la cuestión ambiental requiere de información técnica. El contrato de YPF con Chevron se cuestionó sin considerar las responsabilidades y el control de las operaciones que el acuerdo le concedía a la petrolera nacional por sobre la estadounidense. Ahora, en el tema ambiental, son muy serios los interrogantes pero no siempre hay predisposición a escuchar las respuestas. Mucho de lo que se discutió y discutirá en Neuquén dará una oportunidad de conocer unos y otras.

Argentina

Argentina desplazó a EEUU como segunda reserva mundial de shale gas

12 Jun , 2013
Shale Seguro  

El país desplazó a Estados Unidos del segundo lugar en reservas de shale gas y ya ocupa el cuarto puesto a nivel mundial en reservas de shale oil, según un informe del gobierno de Estados Unidos difundido el lunes.

Las reservas mundiales de shale gas, en tanto, se incrementaron un 10% con respecto a 2011, con una participación del 32% en las reservas totales de gas natural en el mundo, mientras que el shale oil abarca un 10% de los stocks globales, con una estimación de 345.000 millones de barriles.

En tanto, el organismo señaló que, Argentina, las reservas “técnicamente recuperables” mediante la técnica de Estimulación Hidráulica ascienden a 27.000 millones de barriles de petróleo, mientras que las de gas alcanzan los 22.710 billones de metros cúbicos.

Estas cifras posicionan a la Argentina segundo a nivel mundial detrás de China y por delante de Argelia y EEUU, tercera y cuarta, respectivamente.

Con respecto al shale oil, los cinco primeros puestos son ocupados por Rusia, Estados Unidos, China, Argentina y Libia. “Argentina tiene potencial de shale oil y shale gas de clase mundial, posiblemente el de mayor prospectiva por fuera de Norteamérica”, señaló el informe.

Entre las cuencas destacadas, la EIA identifica a la Cuenca Neuquina -sede de los yacimientos de Vaca Muerta y Los Molles- con una producción diaria de entre 180 y 600 barriles y “significativos programas de exploración y una producción comercial en etapa temprana” por parte de compañías como Apache, EOG, ExxonMobil, Total, YPF y otras empresas más pequeñas.

Según el informe, que incluyó a 42 países, 95 cuencas hidrocarburíferas y 137 yacimientos, ya se perforaron 50 pozos en los yacimientos neuquinos con “una mayoría de resultados positivos”.

También, se identifican otras tres cuencas de importancia: Golfo San Jorge (norte de la provincia de Santa Cruz y sur de Chubut); la Austral-Magallánica (Santa Cruz y Tierra del Fuego); y la Cuenca de Paraná, que se extiende desde el sur de Brasil e incluye las provincias de la Mesopotamia hasta Córdoba y Santa Fe.

No obstante, al referirse al mercado energético, el organismo norteamericano aclaró que “es importante distinguir entre recursos técnicamente recuperables” y “recursos económicamente recuperables”.

“Recursos técnicamente recuperables representan volúmenes de petróleo y gas naturales que pueden ser producidos con tecnología actual, más allá de sus precios y costos de producción”, consignó el documento.