Argentina

La alemana Wintershall invertirá U$S 3.000 millones en el yacimiento Vaca Muerta

24 Sep , 2013
Leandro Renou  

La llegada de capitales foráneos a Vaca Muerta, yacimiento clave para revertir el déficit energético nacional, empezó a generarse más rápido de lo esperado por los propios expertos.

En línea con el acuerdo que YPF rubricó con la estadounidense Chevron, el gobierno de Neuquén firmó un millonario ingreso de capitales alemanes de la empresa Wintershall en un área de hidrocarburos no convencionales que es propiedad de la estatal Gas y Petróleo del Neuquén (GyP).

En Kassel, Alemania, el gobernador Jorge Sapag y el secretario de Energía, Guillermo Cocco, cerraron con los popes de la compañía teutona un plan para explorar un área de 97 kilómetros cuadrados en Aguada Federal, una partición del campo petrolero Aguada del Chañar, gestionado por GyP.

Fuentes cercanas al gobernador Sapag explicaron ayer a Tiempo Argentino que el acuerdo supone en su primera fase una inversión de U$S 150 millones de la empresa privada, U$S 30 millones de los cuales serán para GyP y el resto se volcará al trabajo en los primeros seis pozos.

Esta primera etapa durará alrededor de cinco años, pero el acuerdo es más extenso: en la segunda fase, la UTE conformada por Wintershall y GyP invertirá U$S 3335 millones en 18 años para completar la perforación horizontal de otros 120 pozos.

“El Estado va a tener un 50% de participación en este yacimiento”, detalló Cocco en declaraciones a la prensa y aseguró que detrás del acuerdo YPF-Chevron, de U$S 1240 millones, el convenio con Wintershall “es el proyecto más importante sobre Vaca Muerta que hay hasta la fecha”. Los trabajos en el área se iniciarán antes de fin de año, según confiaron fuentes oficiales.

Sapag y Coco arribaron a Alemania junto con el gerente de Gas y Petróleo y miembro del directorio de YPF y director de Exploración de Gas y Petróleo Gustavo Nagel. Y por la empresa alemana firmaron el acuerdo Martín Bachmann, presidente de Wintershall Energía.

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Argentina

YPF firma acuerdo clave con Dow para explotar gas no convencional en Neuquén

23 Sep , 2013
Leandro Renou  

Esta semana YPF formalizará el primer acuerdo asociativo para explotar gas no convencional en el área de Vaca Muerta. La firma que conduce Miguel Galuccio rubricará con la multinacional petroquímica Dow Chemical un convenio para buscar shale gas en el área El Orejano, dentro de la formación del yacimiento neuquino que es clave para que el país recupere el autoabastecimiento energético.

El monto del acuerdo –que se comunicaría mañana y se firmará en las próximas horas– es de más de U$S100 millones y contempla un esquema de joint venture, donde ambas firmas tendrán una participación del 50% sobre un área de una extensión total de 41 km².

Políticamente, el acuerdo supone para la compañía el primer convenio con una empresa no-productora de energía, ya que Dow se dedica a la fabricación de insumos químicos y derivados para 18 sectores industriales. Y es además el primer testeo real de la potencialidad del gas a altas profundidades, ya que existen en carpeta otros convenios en gas pero en su variante convencional, como el que se prepara con Pampa Energía y que data del año 2010, cuando YPF estaba aún en manos de Repsol y los Eskenazi.
El acuerdo llega luego del cierre de la alternativa de inversión con Chevron para buscar crudo no convencional en Vaca Muerta, y de suma importancia para ambos socios. Para Galuccio, el no convencional es el eje de su gestión, y en gas hay un déficit sólo recuperable con ese método; mientras que Dow ostenta serios problemas de abastecimiento de energía para apalancar su producción de químicos para proveer a sectores de la industria que, aunque a ritmo más moderado, siguen demandando, como es el caso de Alimentación, Automotriz y Siderurgia.
“El acuerdo con Dow siempre fue prioridad, incluso en boca de Galuccio“, confió a Tiempo Argentino una alta fuente oficial, y agregó que “el acuerdo con Pampa está en carpeta, pero comparativamente es inferior porque se trata de gas convencional”. El acuerdo con Dow tuvo su primer capítulo en marzo de este año, cuando Galuccio y su par de la química para la región, Jorge La Roza, le pusieron la rúbrica a un Memorando de Entendimiento (MOU), para desarrollar un proyecto piloto en El Orejano.
El mismo mes en que se alcanzó el MOU, YPF puso en desarrollo por su propia cuenta el primer pozo de gas no convencional en Vaca Muerta, en el área El Orejano X-2, mientras se realizaba la conexión con el Gasoducto del Pacífico.
Actualmente, la producción de ese pozo ya está inyectada al sistema interconectado. Y la expectativa es que el acuerdo de Dow aporte nuevo gas y que apalanque la recuperación de reservas gasíferas.
El shale, tanto en crudo como en gas, fueron la punta de lanza que permitieron, a países como Estados Unidos, salir del déficit energético de la década del ’80, debido principalmente a declinación de producción de yacimientos maduros.En la compañía creen que el acuerdo con Dow será otra puerta al ingreso de nuevos socios privados –extranjeros y nacionales– en YPF, y no descartan que puedan reflotarse algunos MOU que caducaron, como el firmado en 2012 con Corporación América y con Bridas.

Argentina

La provincia de Río Negro creará un área de control ambiental para petroleras

23 Sep , 2013  

El gobierno de Río Negro creará un área de control ambiental que tendrá el objetivo específico de inspeccionar el trabajo de las empresas hidrocarburíferas que operan en los yacimientos provinciales. “Vamos a buscar a los más capacitados para conformar esta área, señaló el gobernador, Alberto Weretilneck.

En los próximos días el Ejecutivo provincial enviará un proyecto de ley a la Legislatura para impulsar la conformación de un equipo de técnicos y profesionales que sean capaces de evaluar las tareas que desarrollan las empresas petroleras que tienen la concesión de las áreas hidrocarburíferas rionegrinas.

El anuncio de la creación del área de control fue realizado por el gobernador, Alberto Weretilneck, quien el viernes y en su visita a Allen se refirió a esa iniciativa y a las inspecciones que actualmente está llevando adelante el Gobierno provincial como parte del proceso de renegociación de los contratos petroleros.

“Dentro de lo que es la renegociación hay un tema que es puntal y que tiene que ver con la verificación que debemos hacer desde las secretarías de Hidrocarburos y Medio Ambiente sobre el estado de los yacimientos, el mantenimiento y las deudas ambientales que las empresas pudieran tener. Cuando se lleven los contratos a la Legislatura y se firmen van a tener que estar establecidos los impactos ambientales, si los hubiera, en cada uno de los yacimientos”, dijo Weretilneck.

El gobernador agregó que “de todos modos nosotros vamos a anunciar en el transcurso de las próximas semanas la creación de un área especifica dentro del Estado provincial, relacionada a la protección y el cuidado del medio ambiente en la industria del petróleo y el gas. Hoy la Secretaría de Medio Ambiente absorbe desde los bosques nativos hasta aspectos que tienen que ver con la minería, el agua y los proyectos turísticos. Nosotros queremos que el área que tenga que ver con el control medioambiental de la actividad del petróleo y el gas sea específica, con personal que vamos a salir a buscar en la región, a los más capacitados y preparados para que nos ayuden a controlar los impactos ambientales sobre todo con temas nuevos como puede ser la fractura hidráulica y otros tipos de debates que se dan hoy en Río Negro.

Por último y con respecto al tema, Weretilneck manifestó que “pensamos que con la irrupción de nuevas tecnologías, nuevas formas de extracción y el impacto que va a tener el petróleo y el gas en la Argentina durante las próximas décadas, el Estado también debe jerarquizar los controles. No es porque la Secretaría de Medio Ambiente no esté preparada pero queremos controles más específicos”.

Cabe destacar que a partir de esta semana se abre un período de 45 días y dentro de ese plazo se definirá el resultado de la renegociación de los primeros cuatro contratos petroleros. Por el canon que deben pagar las doce empresas interesadas en continuar operando las áreas hidrocarburíferas, el gobierno provincial pretende recaudar 200 millones de dólares.

Argentina

Pan American Energy invertirá u$s 150 millones para explorar no convencionales en Neuquén

23 Sep , 2013  

Pan American Energy

En un contexto en el que la declinación en los niveles de producción en la provincia es una constante, la petrolera Pan American Energy (PAE) decidió incrementar su apuesta para desarrollar recursos hidrocarburíferos no convencionales en la cuenca neuquina.

Fuentes extraoficiales confirmaron a La Mañana de Neuquén que están invirtiendo unos 98 millones de dólares en el área Lindero Atravesado, a la vez que otros 56 millones de dólares serán volcados como aporte por sus participaciones en los yacimientos Aguada Pichana y Aguada San Roque.

En el área Lindero Atravesado tiene previsto perforar cinco pozos orientados a tight gas o gas de arenas compactas alojadas en la Formación Grupo Cuyo, uno de los varios grupos de formaciones existentes y más profundo de Vaca Muerta. Es decir que irán por debajo de los 3 mil metros de profundidad.

En su plan de desarrollo se intervendrán 3 pozos existentes para aumentar su productividad en formaciones convencionales.

PAE ya perforó el pozo denominado PAE.Nq.LA-134. En  2012, la empresa había perforado el pozo PAE.Nq.LA.e-135, también dirigido a la formación Grupo Cuyo, y comprobó gas en una parte de la estructura. “Los resultados que se logren de la terminación del pozo PAE.Nq.LA.e-134 van a permitir completar esa tarea”, señaló la fuente.

Indicó, además, que los restantes pozos de desarrollo (destinados a evaluar la productividad del reservorio) también estarán dirigidos al Grupo Cuyo.

En este sentido, se indicó que se perforará el pozo exploratorio PAE.Nq.LA.xp-160 en el flanco occidental del yacimiento con el fin de ampliar el horizonte de desarrollo del área. Entre los trabajos a realizar, se contempla también la construcción de instalaciones e infraestructura para la puesta en producción de esos pozos, los cuales aportaría cada uno una producción inicial de gas natural de 150.000 a 180.000 m3/día.

La petrolera, en su plan de inversiones, tiene previsto destinar otros 56 millones de dólares por su participación en proyectos dentro de Aguada Pichana y San Roque, operadas por Total (YPF y Wintershall completan el consorcio).

Los yacimientos Aguada Pichana y San Roque incrementarán su actividad en la formación Vaca Muerta, con objetivo de shale gas y en zonas de tight gas sand.

El esquema de trabajo contempla perforar cuatro pozos exploratorios orientados a la búsqueda de reservorios no convencionales, junto con el inicio de un piloto de producción en Vaca Muerta.
Además, se perforarán siete pozos productores de tight gas en Aguada Pichana.

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Argentina, Expertos

‘Fracking’: La discusión debe contemplar las mejoras tecnológicas certificadas

23 Sep , 2013
Federico Bernal (Director del CLICET)  

El eje del debate científico se centra en comprobar si el metano liberado durante el proceso de perforación, terminación y producción de pozos de shale gas es mayor, menor o igual al liberado durante la extracción de gas de yacimientos convencionales, y si los volúmenes de gas liberados a la atmósfera son superiores a los liberados por la combustión del carbón en la generación de energía eléctrica.

Grupos ecologistas estadounidenses contrarios a la explotación de hidrocarburos no convencionales afirman que la extracción de gas natural entrampado en formaciones de esquisto (shale gas) libera gas metano de forma descontrolada y con consecuencias catastróficas para el medioambiente. La imputación, reforzada por un estudio científico publicado en 2011 por la Universidad de Cornell –sumado a otros dos de la Administración Nacional Oceánica y Atmosférica (EE UU) y de la Universidad de Colorado– se propagó por el mundo como verdad irrefutable. Ciudadanía, periodistas y políticos en general compraron la imputación en todas partes y sin el menor resquicio de dudas o sospechas, con el agravante de ignorar hasta las mismas incógnitas y limitaciones comunicadas por los autores de los trabajos aludidos.

En la Argentina –entre las primeras naciones del planeta con mayor potencial en hidrocarburos provenientes de formaciones geológicas no convencionales–, la pobrísima argumentación esgrimida por supuestos ecologistas (y supuestos políticos proecologistas) contrarios a la técnica de la fracturación hidráulica está generando mucho daño a la sociedad.

Poco o nada les preocupa respaldarse en trabajos científicos ya publicados, y mucho menos promover nuevos en función de las particularidades ambientales y geológicas propias del país. La discusión en torno al metano y su vinculación con la extracción de gas natural está muy lejos de concluida. Con la intención de contribuir a un debate que esté a la altura del desafío, la potencialidad de nuestros recursos shale y la YPF renacionalizada, vaya el siguiente aporte.

Gas natural, metano y efecto invernadero
El gas metano es el componente principal del gas natural. Existen muchas fuentes de emisión de metano, algunas naturales y otras inducidas por el hombre. La extracción de hidrocarburos de formaciones geológicas convencionales y no convencionales libera metano a la atmósfera, además de dióxido de carbono (sobre todo, producto de la combustión de maquinaria y equipos). Ambos gases, especialmente el primero, son poderosos agentes de efecto invernadero. Durante la fracturación hidráulica, materiales como agua, arena y aditivos son inyectados a grandes presiones en formaciones de baja permeabilidad en pozos verticales y horizontales previamente perforados.

La inyección del fluido genera canales en la roca que desentrampan el gas y petróleo de esas formaciones (shale, granito, tight, etc.), permitiendo que el líquido, el metano y otros gases allí alojados retornen hacia la superficie a través del pozo, una vez iniciadas las fases de flowback (limpieza del líquido y la arena inyectada), seguidas de la de producción (extracción propiamente dicha).

Ejes del debate científico
EE UU está a la vanguardia de la producción gasífera mundial proveniente de formaciones shale, con un 40% de participación sobre el total nacional, porcentaje que la EIA estima, crecerá a más del 50% para 2040 (Annual Energy Outlook, 1/13/13).

En este país, el eje del debate científico se centra actualmente en comprobar, por un lado, si el metano liberado durante el proceso de perforación, terminación y producción de pozos de shale gas es mayor, menor o igual al liberado durante la extracción de gas de yacimientos convencionales y, por el otro, si los volúmenes de gas liberados a la atmósfera son superiores a los liberados por la combustión del carbón (en la generación de energía eléctrica).

Las diferentes visiones en pugna coinciden en señalar que una pérdida superior al 2% de gas natural sobre el total producido (liberado directamente a la atmósfera a lo largo de toda la cadena gasífera) convierte al gas natural en un combustible más contaminante que el carbón mineral, el fuel oil, gasoil, etcétera. Repasemos los enfoques: 1) la Agencia de Protección Ambiental de EE UU (EPA) determinó en un 1,6% la pérdida de gas ligada a la producción gasífera total en aquel país (aclarando la propia limitación de basarse en datos de comienzos de los noventa); 2) los activistas “antifracking” y su estudio de la Universidad de Cornell (Robert Howarth, 2011) calcularon las emisiones fugitivas totales de gas entre el 3,6 y el 7,9% durante la vida de un pozo promedio; 3) la industria petrolera, que reconoce un nivel de pérdida máximo de 1,6 por ciento; y 4) la célebre organización ecologista estadounidense Fundación para la Defensa Medioambiental (más de 700.000 miembros) y su más reciente y revelador hallazgo, hallazgo que ahora pasamos a describir.

Ecología “profracking”
Ante la disparidad de resultados, la Fundación para la Defensa Medioambiental (EDF, en inglés) se propuso en 2012 comenzar una serie de 16 estudios científicos –coordinadamente con 90 universidades y con la participación de la industria– para precisar el porcentaje de liberación de metano a lo largo de toda la cadena gasífera (desde el pozo hasta las plantas de distribución y hogares). Pues bien, el pasado 16 de septiembre se conoció el primer resultado. La investigación (Allen y colaboradores) fue publicada por la prestigiosa revista científica Proceedings of the National Academy of Sciences (EE UU). En este caso, participó junto con la EDF la Escuela de Ingeniería de la Universidad de Texas (UT). Primer elemento clave: se analizaron exclusivamente pozos gasíferos aplicados a formaciones no convencionales de tipo esquisto (shale). Se cubrieron 190 yacimientos a lo largo y ancho de EE UU, de los cuales 150 eran productivos, con un total de 489 pozos, todos con fractura hidráulica. Segundo elemento clave: la EDF recopiló las mediciones in situ, es decir, pudo recopilar datos reales del campo y no desde modelos matemáticos o proyecciones abstractas (principal crítica al estudio de Cornell, EPA de 2011 ídem).

Hallazgos y conclusiones
Principal hallazgo del EDF: la mayoría de las operaciones de perforación/fracturación contaban con equipamiento que permitió reducir la liberación de metano en un 99 por ciento. Como consecuencia de esta tecnología, las emisiones de metano de pozos productivos desde el inicio de la perforación hasta la terminación (incluyendo, obviamente, la fracturación) fueron un 97% menores que las encontradas en 2011, según publicó EPA en abril de 2013.

En otras palabras, si la liberación de gas no deseada se redujo en un 99%, significa que las últimas estimaciones de la EPA de 1,6% podrían reducirse a menos del 1%, convirtiendo de esta suerte al gas proveniente de formaciones shale en una actividad extractiva de baja contaminación. Asimismo, estos resultados, en línea con las reducciones que la EPA atribuyó a las pérdidas de gas (2,4 a 1,6% entre 2010 y 2011), demuestran el impacto altamente significativo de las mejoras tecnológicas aplicadas por parte de ciertas compañías a la captura y/o control de pérdidas de metano. Esto a su vez conducirá a optimizar los marcos regulatorios por parte de las autoridades estaduales y federales competentes, advertidas ahora que una reducción drástica de la contaminación por emisión de gases de efecto invernadero es absolutamente posible de lograr. En fin, y extrapolado a la Argentina, importantísimos hallazgos para Vaca Muerta e YPF. Importantísimos también para pensar a nuestro shale gas como el más veloz y eficaz sustituto de combustibles más contaminantes. Y flor de lección para los supuestos ecologistas argentinos contrarios al “fracking”, sobre todo después de que el autor del trabajo “antifracking” por excelencia (Robert Howarth de la Cornell) dijera a la Associated Press que el trabajo de la EDF son “buenas noticias” (AP, 16/9/13).

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Argentina

Wintershall firmará con Gas y Petróleo de Neuquén para explotar Vaca Muerta

20 Sep , 2013  

El gobierno neuquino, a través de la empresa Gas y Petróleo de Neuquén, firmará hoy en Kassel, ciudad del centro de Alemania, un millonario acuerdo comercial con la empresa Wintershall para el desarrollo de un área de shale oil sobre la formación Vaca Muerta. El convenio es para exploración y explotación, en diferentes etapas, con un inicio antes de fin año.

Wintershall es parte de un peso pesado, nada menos que del grupo económico Basf. En Argentina, la compañía quiere desde hace tiempo fortalecerse en Vaca Muerta pues hasta ahora tenía porcentajes menores en desarrollos de gas en Aguada Pichana y San Roque en asociación con la francesa Total Austral. En el acuerdo con la empresa provincial neuquina, Wintershall ve una posibilidad inmejorable.

Con Wintershall está todo cerrado con los directorios de ambas compañías. Falta el aval del directorio de Basf que, aseguran, estará cerrado en menos de 40 días.

“Es el acuerdo más importante que haya firmado jamás una empresa provincial”, afirmó ayer una alta fuente del gobierno neuquino que se mantuvo hermética a la hora de dar números sobre la inversión que hará la empresa teutona.

Sapag y el ministro de Energía Guillermo Coco llegaron ayer a Kassel junto al gerente de Gas y Petróleo y miembro del directorio de YPF y director de Exploración de Gas y Petróleo Gustavo Nagel para participar de la firma del convenio que se realizará a las 13 hora argentina, a las 18 de Alemania. Por la empresa teutona firmara Martín Bachmann presidente de Wintershall Energía.

Para Neuquén, graficó una fuente de la cartera energética, es “un día histórico” y para Wintershall significa nada más y nada menos que el desembarco en Vaca Muerta y la posibilidad de desarrollar recursos no convencionales, un tema de intenso debate en Alemania que está definiendo en qué lugares realizará este tipo de operaciones.

Ya está definida una etapa de exploración inmediata en un área que en realidad Gas y Petróleo de Neuquén dividió en tres partes: una es Aguada del Chañar (donde es socia con Enarsa por recursos convencionales), otra que se denomina Cánepa –en honor al geólogo que motorizó la perforación que permitió el descubrimiento del petróleo en Plaza Huincul– y la tercera que es Aguada Federal donde la provincia tiene un pozo no convencional y espera a fin de este mes realizar la fractura hidráulica.

El tema de la subdivisión no es menor pues ya es parte de una mecánica de acción que contempla la provincia y que espera pueda ser ratificada en la ley que prevé enviar a la Legislatura en los próximos días. Ya no habrá enormes campos concesionados sino áreas de menor superficie para desarrollos intensivos y de inversión segura.

Así las cosas, en apenas 97 kilómetros cuadrados, la empresa provincial y la alemana planean un plan intensivo en busca de shale oil con pasos similares a los que hace más de un mes definieron Chevron e YPF. Este acuerdo, se indicó, comenzó a germinar hace unos seis meses y ya fue aprobado por el directorio de Wintershall que ahora espera que haga lo propio el grupo Basf, una cuestión que para la provincia ya está prácticamente cerrada.

Wintershall que tiene su sede central en Kassel, una ciudad de 200.000 habitantes.

Argentina

De Mendiguren resaltó que explotar Vaca Muerta reduciría el déficit energético

18 Sep , 2013
Shale Seguro  

El extitular de la UIA y candidato por el Frente Renovador, José Ignacio de Mendiguren señaló en su perfil de Twitter que el costo para desarrollar el yacimiento “es barato” si se logra eliminar la dependencia del combustible extranjero.

De Mendiguren

El empresario estimó que para explotar el yacimiento no convencional se necesitan US$ 40.000 millones. Al respecto, sugirió que el costo de capital en el mundo es barato si lo pensamos financiando el yacimiento de Vaca Muerta, que terminaría con el déficit energético“. 

José Ignacio de Mendiguren expresó su opinión a través de la red social en el marco de una serie de comentarios realizados respecto a la necesidad de invertir en infraestructura.

En sintonía, desde otros frentes políticos también coincidieron en señalar el potencial productivo del yacimiento neuquino. Por ejemplo, el dirigente del PRO y Jefe de Gobierno porteño, Mauricio Macri, también enfatizó que Vaca Muerta tiene la capacidad de multiplicar siete veces el PBI de la Argentina.

Al respecto, al presentarse como candidato presidencial para el 2015, apuntó a la necesidad de “conquistar el autoabastecimiento energético” e instó a “volver a producir energía en el país”.

Por su parte, el candidato a diputado por la Ciudad de Buenos Aires Federico Sturzenegger también se expresó, días atrás, a favor de los recursos “no convencionales” y aseguró que el shale “beneficiará al medio ambiente.

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Argentina

Neuquén habilitó plan de desarrollo de yacimiento de shale gas El Orejano

18 Sep , 2013  

El gobierno neuquino habilitó el plan de desarrollo del yacimiento gasífero El Orejano –ubicado en el noroeste del departamento de Añelo– y puso en tiempo de descuento la firma del acuerdo entre YPF y la gigante petroquímica Dow Chemical con la que tiene firmado un memorando de entendimiento (MOU, por sus siglas en inglés) que se traduciría en una inversión por alrededor de 600 millones de dólares. Se trata del primer plan de desarrollo intensivo de shale gas de YPF, que –desde un pozo exploratorio en este yacimiento– ya en febrero comenzó a aportar gas al debilitado sistema energético argentino.

El volumen de gas que aporta El Orejano es bajo: entre 250.000 y 300.000 metros cúbicos diarios pero, destacan los especialistas, “está saliendo de un pozo exploratorio”. Esperan que una vez en marcha el yacimiento aporte dos millones de metros cúbicos de gas seco.

La inyección comenzó en febrero y a finales de marzo se firmó el MOU entre el CEO de YPF Galuccio y el representante de Dow para la Región Sur de Latinoamérica, Jorge La Roza. Desde entonces, ambas empresas afinan los detalles para acordar los términos y condiciones del joint venture donde YPF cederá el 50 por ciento de su participación para el desarrollo del yacimiento.

Fuentes consultadas por el diario local Río Negro dijeron que es muy posible que la firma se concrete antes de fin de mes y de hecho hace un par de semanas el propio Galuccio admitió que este proyecto es “el próximo” a concretar.

Se trata de una extensión chica respecto al común de los bloques de petróleo y gas: 44,9 kilómetros cuadrados sobre los cuales hay una notable expectativa.

“Por su ubicación geográfica, la porción de la formación Vaca Muerta que se encuentra en este bloque se corresponde con la ventana de gas seco, es decir, que en esta área la producción de hidrocarburos se orientará hacia la extracción de gas natural”, explicó una fuente de la subsecretaría de Hidrocarburos de la provincia.

En misión exploratoria, YPF descubrió hidrocarburos en la formación Vaca Muerta durante el año 2012. Posteriormente, y como resultado de los diversos estudios y análisis, la empresa solicitó la concesión de explotación para este bloque, por 25 años. Este pedido –indicaron fuentes de la cartera energética– se encuentra acompañado por una propuesta para ejecutar un plan de desarrollo compuesto por tres fases, donde la primera está cumplida con los trabajos realizados a la fecha y su puesta en producción.

La segunda etapa, de dos años de duración, comprende la realización de un piloto de producción de shale gas, que implica la perforación de 16 pozos, de los cuales una decena son verticales y seis horizontales. Además, indicaron fuentes de la provincia, se llevarán a cabo estudios de microsísmica con el objetivo de determinar el arreglo óptimo para las fracturas hidráulicas.

Con los resultados que se obtengan en esta etapa se podrá definir el esquema de desarrollo óptimo desde el punto de vista de la producción, costos y recuperación final, para la próxima fase. En la tercera etapa, que se extiende hasta el fin de la concesión, se procederá con el desarrollo masivo del bloque, donde se estima la perforación de 42 pozos horizontales. A estas inversiones se le deben adicionar las correspondientes a las instalaciones de superficie, como plantas de tratamiento y compresión, necesarias para su producción.

En términos económicos, las inversiones que generará el proyecto superan los 600 millones de dólares, donde las correspondientes a la fase del piloto ascienden a 160 millones de dólares, mientras que en la etapa de desarrollo masivo totalizarán 450 millones de dólares.

Por otra parte, se indicó, este desarrollo generará en su pico, dos millones de metros cúbicos de gas por día, lo que representa el 4% de la producción actual de la provincia. En cuanto a los ingresos provinciales, generará un total de 322 millones de dólares, a través de regalías, canon de explotación e ingresos brutos.

Argentina

Macri destacó la oportunidad económica que representa explotar Vaca Muerta

17 Sep , 2013
Shale Seguro  

El Jefe de Gobierno Porteño, Mauricio Macri, reconoció la oportunidad que representa Vaca Muerta para “conquistar el autoabastecimiento energético” e instó a “volver a producir energía” en el país.

 

En una entrevista brindada a Radio 10, al presentarse como candidato presidencial 2015, el referente del PRO Mauricio Macri resaltó que el potencial productivo del yacimiento no convencional representa siete veces el PBI de la Argentina e hizo hincapié en la necesidad de explotarlo para el desarrollo nacional.

 

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Asimismo, señaló que para explotar Vaca Muerta se necesita 35.000 millones de dólares de inversión. Al respecto, consideró que la gestión nacional debe “elegir bien sus socios, negociar y controlar como corresponde”.

 

“El común no percibe la gravedad de lo que es no tener energía suficiente, pero es gravísimo porque te genera una dependencia, tenés que poner dólares para comprar energía y genera una limitación para crecer”, señaló.

 

 

Días atrás, el candidato a diputado por la Ciudad de Buenos Aires Federico Sturzenegger también se expresó a favor de los recursos “no convencionales” y aseguró que el shale “beneficiará al medio ambiente.

 

“Está clarísimo que el gas es uno de los combustibles menos contaminantes”, dijo en una entrevista a MDZ Radio el actuál presidente del Banco Ciudad quien también se desempeñó en su carrera profesional como Economista Jefe de YPF.

Argentina, Mundo

Consultora IHS señaló el potencial de las reservas de shale de Argentina

17 Sep , 2013
Ed Crooks  

Los yacimientos de shale de países como Argentina, Rusia y Argelia cuentan con reservas más grandes que las regiones centrales del auge del sector energético de Estados Unidos y pueden contribuir en forma significativa al abastecimiento mundial de crudo en la próxima década, según nuevas investigaciones.

El estudio de HIS sugiere que yacimientos como Vaca Muerta de Argentina, la formación Bazhenov de Siberia y Silúrica del norte de África podrían producir más que la formación Bakken de Dakota del Norte e Eagle Ford de Texas.

Sin embargo, las conclusiones de la investigación también muestran que los costos de extracción de reservas de “petróleo no convencional”, presente en esquistos y otras formaciones rocosas, son significativamente mayores en otros países que en América del Norte, lo que sugiere que requerirán un precio del petróleo más alto para ser comercialmente viables.

Los 23 yacimientos de petróleo no convencional más prometedores fuera de EE.UU. y Canadá podrían producir 175.000 millones de barriles de petróleo extraíble, según las estimaciones de IHS, frente a casi 40.000 millones de barriles en yacimientos similares de América del Norte. El estudio sugiere que dichas reservas podrían llegar a producir 5 millones de barriles por día en 2020, más que Canadá o Irak en la actualidad.

Los datos geológicos fuera de América del Norte son generalmente mucho menos completos, por lo que cualquier estimación se vuelve “altamente especulativa”, declaró IHS.

Otros estudios, incluyendo estimaciones de la Administración de Información de Energía de Estados Unidos, también sugieren que hay gran cantidad de recursos de shale fuera de Norteamérica.

Los ejecutivos del petróleo a menudo expresaron con cautela sobre la velocidad a la que estos recursos se pueden desarrollar, debido a problemas como la incertidumbre sobre los derechos de propiedad, la oposición del medio ambiente, la escasez de agua, la necesidad de fracturamiento hidráulico y, sobre todo, la falta de personal capacitado y equipos necesarios en la industria de servicios petroleros.

Peter Voser, director ejecutivo de Royal Dutch Shell, dijo el mes pasado que la idea sobre una revolución global de shale estaba “un poco sobredimensionada”. Sin embargo, IHS cree que países como Rusia, Argelia y Argentina, que tienen una vasta trayectoria en producción de combustibles fósiles, lograrán el apoyo político para la producción de shale.

Un problema para muchos países de todo el mundo será el costo de producción mayor que en EE.UU. IHS afirma que un pozo de petróleo no convencional promedio costará alrededor de u$s 5,6 millones en América del Norte, frente a un promedio de u$s 8 millones en otros países, desde u$s 6,5 millones en Australia hasta más de u$s 13 millones en regiones de la península arábiga.

La explotación de shale puede requerir grandes inversiones. YPF, la petrolera estatal argentina, sugirió que una parte relativamente pequeña de la formación Vaca Muerta necesitará 1.500 pozos, lo cual equivale a un costo total de alrededor de u$s 15.000 millones para alcanzar objetivos de producción equivalentes a alrededor de 75.000 barriles por día.

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