Argentina, Expertos

Una oportunidad extraordinaria para obtener soberanía energética en Argentina

11 Sep , 2013
Federico Bernal  

Greenpeace y otras organizaciones ecologistas juntaron 25 mil firmas en Córdoba para dar estado parlamentario a un proyecto de ley que prohíbe la actividad nuclear en la provincia. La iniciativa, elaborada por el FAP y la UCR (cuenta ya con el beneplácito del ex Grupo A, ahora rebautizado el “círculo verde”), se propone interrumpir el programa de extensión de la vida útil de la central Embalse y cerrar la empresa estatal Dioxitek SA, crucial en la fabricación de elementos combustibles para Atucha I y la misma Embalse.

En paralelo, el dúo Solanas-Carrió –en colaboración con agrupaciones de izquierda y algunas comunidades mapuche–, ejecutan un frenético y mentiroso embate ambientalista contra la explotación de los hidrocarburos no convencionales por parte de YPF. El menemismo añejo (Macri-Duhalde) y el aggiornado (Massa), más conocido como “círculo rojo”, con su ejército de “especialistas” pagos a cuestas, hacen lo propio contra la estatal petrolera, el acuerdo con Chevron y la inmensa mayoría de las obras y licitaciones energéticas encaradas por el gobierno nacional. Como director de orquesta, el Grupo Clarín. En la sección Política de su portal, coloca un banner que reza así: “Justicia para Ecuador. Enterate antes de que pase en la Argentina: En la lucha contra Chevron, nuestra arma es la verdad”. El Grupo Prisa, como se sabe, es aliado estratégico del Grupo Clarín. Prisa/El País están íntimamente ligados a los accionistas de Repsol a través de Caixabank, BBV y Sacyr. Se explica, pues, que a la corporación dirigida por Magnetto se le ordene no sólo omitir denunciar los miles de millones de dólares en pasivos medioambientales dejados por Repsol sino también y fundamentalmente, poner toda la carne en el asador para boicotear a YPF, esto es, al Estado argentino y su seguridad económica y energética. Pero lo que no se explica de ninguna manera, es el referido accionar de la oposición política, sobre todo en función de su inflexible argumento de “crisis energética”. ¿Qué pretenden, que nos quedemos sin energía nuclear, sin hidrocarburos, sin represas hidroeléctricas? ¿Acaso son accionistas de Repsol, de Prisa o del Grupo Clarín?

La Argentina necesita reponerse de la debacle petrolera y gasífera provocada por la privatización y desnacionalización del sector hidrocarburífero y eléctrico iniciado en 1976, profundizado entre 1989 y 2002, y cuyas nefastas consecuencias –si bien en franca reversión– se extienden al día de hoy. Los ingentes volúmenes de petróleo y gas no convencionales técnicamente recuperables de Vaca Muerta –asegurados para el bienestar social, una economía autosuficiente, moderna y soberana– constituyen una oportunidad extraordinaria para superar la pesada herencia energética neoliberal y, en el mediano plazo, erigirse en un motor fabuloso para la creación masiva de empleo, la industrialización, la competitividad de nuestra producción rural, industrial y sus respectivas exportaciones, la consolidación de YPF y, por qué no, hasta la creación de una petroquímica estatal. A propósito de todo esto, el caso de los no convencionales y su revolucionario impacto en EE UU.

BOOM DE RESERVAS Y PRODUCCIÓN. Según el último informe de la Agencia de Información de la Energía de EE UU (EIA), la nación norteamericana cuenta con las reservas de shale gas técnicamente recuperables más importantes del mundo (seguida de China y la Argentina) y las segundas en shale oil (debajo de Rusia; Argentina en la cuarta posición detrás de China). La producción doméstica de hidrocarburos registra un máximo desde las últimas dos décadas, consecuencia del boom en la fracturación hidráulica y la perforación horizontal iniciada de forma regular y masiva a partir de 2005. En 2011, el sector petrolero estadounidense sumó la mayor incorporación de petróleo y derivados a sus respectivas reservas probadas desde 1977 (3800 millones de barriles; 15% interanual). Por su parte, la producción de gas pasó de 0,3 TCF en 2000 a 1 TCF en 2006, 4,8 en 2010 y 9,6 en 2012 (40% de la producción total nacional de gas natural). EE UU vive hoy, gracias al shale y al menos desde los últimos tres años, una revolución hidrocarburífera sin precedentes en su historia.

SHALE E IMPACTO SOCIOECONÓMICO. El Instituto del Petróleo de EE UU acaba de publicar la tercera y última parte de un informe privado sumamente interesante, informe en el que detalla el impacto económico que la explotación de los no convencionales tiene y tendrá en dicho país. A continuación, un resumen a nivel: 1) PBI; 2) empleo; y 3) ingresos fiscales.
1) En 2012, los no convencionales (segmentos upstream, midstream, downstream y petroquímica) contribuyeron al PBI nacional con 284 mil millones de dólares (238 mil millones sólo el sector del upstream, esto es, exploración y producción). Los autores calculan que los aportes alcanzarán los 468 mil millones anuales en 2020 y 533 mil millones en 2025; 2) La cadena de los no convencionales, sumada a petroquímica, implicaron 2,1 millones de puestos de trabajo en 2012. Se estima que para 2025, ambos segmentos den trabajo a unos 3,9 millones de personas; y 3) las ganancias gubernamentales superarán los 1,6 billones entre 2012 y 2025, de los cuales 1,4 billones provendrán del upstream.

SHALE E IMPACTO INDUSTRIAL. EE UU está experimentando un fuerte resurgir industrial. El principal motivo: el exponencial crecimiento de la abundancia y el abaratamiento de los recursos energéticos, a su vez consecuencia del boom en las técnicas de extracción no convencionales (pozos horizontales y fracturación hidráulica). Por ejemplo, EE UU sumó 500 mil nuevos empleos industriales desde 2009. Sucede que los industriales estadounidenses están beneficiándose de una fuente de provisión segura y barata de gas natural, sobre todo los sectores de consumo intensivo (petroquímica, aluminio, vidrio, cemento, alimentos, químicos, fertilizantes, etc.). La abundancia de gas natural, asimismo, impacta sobre los precios de las tarifas eléctricas. Para 2015, la combinación entre los bajos precios de la electricidad y del gas (un tercio a los que paga la Unión Europea y un quinto a los que paga Asia), sumados a una mayor actividad aumentarán la producción industrial en un 2,8% interanual.

SHALE, IMPACTO MACRO, POBREZA Y TARIFAS ELÉCTRICAS. La revolución de los no convencionales está generando una mejora substancial tanto a nivel ingresos de decenas de millones de hogares como del comercio general del país. En relación al primer aspecto, el informe concluye que la convergencia entre más hogares con adultos empleados (derivados de la fortísima reactivación industrial), menores precios en las tarifas de gas y electricidad, así como menores precios en productos derivados de las industrias petrolera y petroquímica, todo ello permitió un ahorro en 2012 equivalente a 1200 dólares por hogar. Dado que en EE UU existen unos 120 millones de hogares, el ahorro a nivel nacional fue equivalente a unos 144 mil millones de dólares. Incluso y según un reciente informe de la consultora Mercator Energy, la caída del 61% en el precio del gas entre 2002 y 2012 inyectó a los hogares más humildes cerca de 10 mil millones de dólares el año pasado, superando ampliamente los beneficios reportados a escala nacional por el Programa de Asistencia Energética para Hogares de bajos ingresos (entregó en 2012 subsidios por 3500 millones de dólares a 9 millones de hogares en esta categoría). Por último, el impacto comercial. En primer lugar, el incremento en la producción doméstica de petróleo le permite ya una reducción importante de las importaciones. Al actual ritmo de producción/consumo, se convertirá en exportador neto de gas en 2020. En segundo lugar, la reducción en los costos energéticos, especialmente para electricidad y gas natural, está provocando una mejora global de la competitividad de las industrias de consumo energético intensivo. A partir de 2022 y de ahí en más, los no convencionales aportarán unos 180 mil millones de dólares adicionales por año a la balanza comercial real del país.

EL BOICOT DE LOS CÍRCULOS VERDE Y ROJO. Sería erróneo afirmar que las proyecciones y los resultados verificados en EE UU sean 100% extrapolables a la Argentina. Sin embargo, constituyen un ejemplo más que interesante, una muy rica experiencia de la cual debe aprenderse. ¿Puede la Argentina emular el caso del shale estadounidense y su impacto socioeconómico, industrial, etc.? Mientras el marco regulatorio hidrocarburífero siga evolucionando para priorizar un mercado interno pujante, un sector industrial competitivo y en expansión; mientras tenga como norte el fortalecimiento del Estado, la consolidación de YPF, la soberanía energética y la capitalización del país, muy probablemente sí. ¿Y si los círculos rojo y verde contribuyen a los esfuerzos del gobierno nacional para convertir al shale argentino en un revolucionario programa de desarrollo, empleo masivo, industrialización, incremento de la competitividad nacional, disminución de la emisión de gases de efecto invernadero? ¿Y si rompen con los intereses corporativistas contrarios a la consolidación de nuestra querida YPF? Es más, si el ciclo K termina definitivamente en 2015, como aventuran, entonces preguntamos: ¿a qué le temen? No existe, al menos al día de hoy, un programa de desarrollo socioeconómico e industrial a escala nacional más esperanzador que Vaca Muerta. Las lecciones que deja EE UU son muchas, lecciones que deberán ser analizadas en función de nuestras propias particularidades e historia: YPF como actor mayoritario en las formaciones geológicas del país, YPF como garante del autoabastecimiento energético del país y exportador clave de gas a nivel eje Sur-Sur, una petroquímica estatal, etc. Como sea, el futuro cercano es altamente promisorio para el pueblo argentino.

Argentina, Expertos

Argentina tomó la delantera regional en la explotación de petróleo y gas de esquisto

10 Sep , 2013
Adrián Gianetti  

Argentina, México y Colombia son los pioneros en el prometedor negocios de los hidrocarburos no convencionales, un sector que requiere de fuertes inversiones que pueden captar con regulaciones más atractivas.

Los avances en estos países fueron destacados en el World Shale Oil & Gas Latin America Summit. El caso de Argentina es paradigmático, ya que los expertos de la región consideran que tomó la delantera en la explotación de petróleo y gas de esquisto (“shale”) con el inicio de la actividad extractiva en la gigantesca formación no convencional de Vaca Muerta, en el suroeste del país, por parte de YPF, controlada por el Estado argentino tras la expropiación del 51 % de las acciones a la española Repsol.

Las actividades en Vaca Muerta se concentran en la provincia de Neuquén, cuyo director de Hidrocarburos, Alex Valdéz, precisó que ya se han perforado un centenar de pozos. “La niña bonita es Vaca Muerta. Estamos viendo si está viva. Según lo que hemos investigado, para poder determinar cómo se comporta nuestra Vaca Muerta hay que invertir y tener un panorama de 4.000 pozos para ver cómo es el comportamiento en toda la extensión de Vaca Muerta. Pero tenemos un gran potencial”, afirmó.

Aunque existen varios operadores internacionales con derechos en la formación, YPF es el mayor de ellos y recientemente ha sellado una alianza con la estadounidense Chevron para la explotación conjunta, un modelo que busca replicar con otros potenciales socios.

Para incentivar el sector de los no convencionales, el Gobierno de Cristina Fernández creó en julio pasado, previo al acuerdo Chevron-YPF, un régimen de promoción de inversiones para la explotación de hidrocarburos con beneficios para empresas que presenten proyectos de explotación por más de 1.000 millones de dólares (763 millones de euros).

A nivel local, las provincias petroleras argentinas también estudian cambios de regulación. Por eso, Valdéz informó que Neuquén planea licitar en marzo próximo áreas de concesión en Vaca Muerta, para lo cual se prevé algunos cambios en la normativa provincial.

Colombia también modificó su regulación recientemente para el sector de los no convencionales. Los cambios consisten en un nuevo sistema de pago de regalías, incentivos fiscales y mayores plazos para el período de exploración, que se extendió de seis a nueve años, según detalló Edwar Tovar, director de No Convencionales de la petrolera colombiana Ecopetrol.

Tovar destacó que el “shale” forma parte de las estrategias de Ecopetrol para aumentar la producción de hidrocarburos. Colombia tiene tres cuencas con potencial no convencional, pero la mayor de ellas es el Valle Medio de Magdalena, donde ya se han perforado cuatro pozos.

“Ecopetrol está haciendo una campaña de diagnóstico del potencial. Se está encontrando una segregación de hidrocarburos. Pronto entrará en fase piloto para luego hacer demostración comercial de la viabilidad económica de los proyectos”, dijo Tovar.

En México también los pasos en el campo del “shale”, en particular en el gas de esquisto, son incipientes.

“En México apenas estamos en el proceso de delimitar con precisión cuál es el potencial”, declaró Fluvio Ruiz Alarcón, asesor y miembro de la junta directiva de la estatal mexicana Pemex, quien indicó que ahora mismo el esfuerzo se dirige a un fondo de investigación para financiar los estudios y determinar el potencial y las reservas de “shale gas” de México.

El experto señaló que los no convencionales, junto con la perforación en aguas profundas, serán parte del debate de la reforma energética que propuso el pasado 12 de agosto el presidente mexicano, Enrique Peña Nieto.

La iniciativa, que supondrá cambios constitucionales, apuntan a abrir el sector a la iniciativa privada y hacer más atractivas las inversiones en materia petrolera, además de promover una reorganización completa de Pemex.

En este sentido, Ruiz Alarcón consideró que, a diferencia de años pasados, ahora “las condiciones políticas están dadas para que pueda darse una reforma profunda del sector”.

La discusión, agregó, implicará no solo los modelos de contratos de explotación de hidrocarburos, sino también cambios en el régimen fiscal para un sector con altas cargas en México.

Argentina, Expertos

Confirman que terremoto en Las Heras atribuido al ‘Fracking’ nunca existió

10 Sep , 2013
V. Cares, P. Cares y F. López  

En cualquier debate, en particular en temas tan sensibles como las posibles consecuencias sanitarias y ambientales que pueden darse con el uso de una determinada tecnología, se espera que la carga de prueba que se aporte al mismo sea sólida y abundante. Lamentablemente no siempre es el caso. Muchas veces se toman datos sueltos, se los extrapola y se sacan conclusiones de lo más dispares. En otras ocasiones se manipula a piacere la información a fin de dar sustento a posiciones que de otra manera no se verían lo suficientemente respaldadas. Veamos el caso de lo que se conoce como sismicidad inducida que, a diferencia de la natural, es provocada por la actividad humana.

La sismicidad inducida tiene diversos orígenes: sismos generados por represas, por pozos geotérmicos, por extracción de petróleo y gas convencionales, por desarrollos mineros, por inyección de fluidos de desecho de la industria petrolera o por fractura hidráulica, fracking. Es necesario destacar aquí que existen registros de sismicidad inducida desde la década de 1920 (mina de sal en Attica, Nueva York, 1929).

La cuestión principal para entender el fenómeno radica en el estudio sistemático de la temática y en la consiguiente elaboración de planes de prevención y mitigación de los riesgos emergentes. Para el caso específico de la fractura hidráulica, hasta la fecha hay registrados dos sismos relevantes en los que se supone existiría una conexión causal sismo-fracking: a) Horn River Basin, Canadá, magnitud de 3,7 en la escala de Richter (2011), y b) Blackpool, Reino Unido, de magnitud 1,8-2,3 (2011). Tengamos en cuenta que son dos antecedentes sobre decenas de miles de pozos perforados hasta la fecha mediante la técnica y que, además, sus magnitudes los sitúan como microsismos imperceptibles (Blackpool) o sismos menores que no ocasionan daños (Horn River).

Sin embargo, pese a estos antecedentes voceros calificados de los sectores que se oponen al desarrollo de los hidrocarburos no convencionales salen a publicitar la existencia de sismos fuertes o, directamente, de terremotos. Tomemos un par de ejemplos recientes a fin de ilustrar lo expresado precedentemente.

En febrero el Foro Ecológico de Paraná reprodujo en su portal una noticia proveniente de Holanda en la que se documentaba una serie de terremotos que habían causado preocupación y temor en la población. El texto de la organización ecológica era una reproducción literal del sitio de noticias holandés Dutch News (www.dutchnews.nl) salvo en modificaciones clave, como se puede ver al pie de esta página.

El objetivo de la adulteración es claro: achacar los sismos registrados en Groningen a la fractura hidráulica aunque para ello se falsee totalmente la situación. El campo gasífero de Groningen (Holanda) fue descubierto en 1959 y puesto en producción en 1963, siendo al día de la fecha el mayor yacimiento europeo de gas. El dato no menor es que se trata de un yacimiento 100% convencional.

Por otra parte, la socióloga Maristella Svampa, en una reciente entrevista con la revista uruguaya “Brecha”, al ser consultada sobre las diversas facetas de la polémica señaló: “Otro aspecto: la actividad sísmica. Cerca de Las Heras, provincia de Santa Cruz, donde YPF perforó tres pozos con técnicas de fracking, se registró el primer movimiento sísmico que podría estar ligado a esta actividad”. Enrique Viale, un reconocido abogado ambientalista, afirmó en otro medio que “hace poco hubo un temblor en Las Heras, Santa Cruz, por primera vez en la historia, cerca de tres pozos nuevos de fracking. Un sismo en un lugar en el que nunca hubo un sismo”.

Si se recorre Internet nos encontramos con que el sismo de Las Heras fue informado a poco de ocurrido por distintos medios periodísticos de la Patagonia, entre ellos “El Patagónico” (Comodoro Rivadavia), el periódico “Las Heras”, el diario “Tiempo Sur”, “Jornada” y otros. Además, en la enciclopedia digital Wikipedia se puede acceder a una entrada titulada “Terremoto de Las Heras de 2013”, donde se puede leer que “desde varios portales predicen que este fenómeno se originó a causa del fracking donde actualmente este procedimiento se lleva a cabo en la Cuenca del golfo San Jorge y además existen intenciones de seguir en zona de Glencross, debajo del río Gallegos”.

Las características descriptivas del temblor/terremoto de Las Heras son las siguientes: magnitud 5,4 (sismo moderado), epicentro 81 kilómetros al sudoeste de Las Heras, profundidad del foco sísmico 21 kilómetros, procesado el 22 de julio de 2013 a las 0:34 horas. Los datos fueron aportados en tiempo real por el Servicio Geológico de Estados Unidos (USGS), una institución, por cierto, de mucho prestigio en el mundo científico. Hasta aquí los datos tienen cierta verosimilitud, aunque con unos detalles a explicar no menores. El temblor/terremoto no fue percibido por ninguna persona residente en el área de influencia ni tampoco registrado por los monitores sísmicos con sede en Chile. Además, la región santacruceña donde se encuentra asentada Las Heras está clasificada como de riesgo sísmico muy reducido. Esto último abriría las puertas a especulaciones que asignarían la responsabilidad del sismo a la fractura hidráulica, aunque la profundidad del foco (21 kilómetros) dificultaría sostener esta hipótesis.

Pese a las muchas cuestiones sin resolver –las que hacían necesario tomar con prudencia la información a fin de no llevar inquietud a la población–, se redobla la apuesta y se certifica un evento probable como un hecho definitivo y concluyente. Así, uno de los portales de Internet más activos del movimiento ecologista, el Observatorio Petrolero Sur (OPS), aseguró lo siguiente: “Primer terremoto en una zona de fracking en la Argentina. Son ya conocidos en varios puntos del mundo los efectos sísmicos causados por el fracking, éste parece ser un ejemplo”.

Sin embargo, la situación puede aclararse recurriendo al proceso de circulación de la información. Ésta fue procesada por el USGS y de allí circuló a diversos portales; uno de ellos, el estadounidense www.breakingnews.com, informó que había ocurrido un sismo de 5,4 de magnitud 81 kilómetros al sudoeste de Las Heras, Santa Cruz, Argentina. Pasado más de un mes del evento informado este sitio sigue manteniendo la noticia, pero con una novedad importante: si queremos pasar desde este portal al del USGS nos encontramos con que este organismo nos informa que el evento sísmico ha sido borrado del sistema. Además, el USGS nos sugiere que vayamos al centro de preguntas frecuentes de su sitio, en el apartado “¿Por qué algunos eventos sísmicos son eliminados?. Allí, el USGS nos señala que “de vez en cuando nuestros sistemas producen información errónea que se libera al público a través de nuestras páginas web o sistema de notificación terremoto. Estos errores se pueden identificar con prontitud por los sismólogos y son borrados”.

Ahora, si queremos que el USGS nos dé el registro actualizado de todos los sismos de magnitudes que vayan de 4 a 6 grados, hayan ocurrido entre el 20 y el 24 julio de 2013 y tengan una profundidad de foco máximo a 24 kilómetros de la superficie, nos encontramos con que el famoso terremoto de Las Heras no figura.

El más cercano sismo en tiempo y espacio es uno de magnitud 5,2 con epicentro en las islas Shetland del Sur, miles de kilómetros al sur de Las Heras. Por las dudas, si recurrimos al Centro Sismológico Europeo-Mediterráneo, éste también confirma la inexistencia del temblor/terremoto de Las Heras. La conclusión en vista de lo anteriormente expuesto sólo puede ser una: el terremoto de Las Heras ya pertenece al mundo de la ficción literaria.

En un tema tan sensible como la explotación de hidrocarburos no convencionales, que despierta en algunos sectores no pocas pasiones, hay que ser muy prudente a la hora de informar. Se reconoce la dificultad de la cuestión, la dimensión técnica ineludible de la controversia, pero se deben realizar todos los esfuerzos a fin de que la población disponga de los elementos esenciales de aquello que se está discutiendo. Pero cuando hay un predominio en el debate de datos sin sustento, tendenciosos o abiertamente manipulados sólo se contribuye a generar falsos diagnósticos, peores soluciones y un notorio mal humor e indignación en la sociedad.

* Los autores forman parte de la Cátedra Tecnología y Desarrollo Humano, UNC

Listado medios del estado

Argentina, Energía

Neuquén: presentan primer equipo nacional para tratar el agua en no convencional

9 Sep , 2013  

La firma norteamericana Nalco Champion, que es proveedora de la industria hidrocarburífera, junto a la argentina Famet desarrollaron el primer equipo móvil para tratamiento de los fluidos provenientes de la fractura hidráulica que se utiliza para la extracción no convencional.

En el equipamiento invirtieron 2 millones de dólares anticipándose a las necesidades del mercado local y, si todo marcha bien, comenzarían en la provincia con la fabricación en serie.

“Nalco Champion es líder en los Estados Unidos en insumos para la actividad hidrocarburífera tanto para convencional como para no convencional. En la provincia de Neuquén estamos hace unos 40 años. La novedad es que se logró este desarrollo en base a la tecnología y la experiencia de Nalco y la de Famet en metalurgia. Hay mucha expectativa por este equipo entre los operadores de Vaca Muerta, ya que cumple con todas las exigencias de la Subsecretaría de Ambiente de la Provincia para el tratamiento del agua y es el primer equipo de fabricación nacional con autorización para operar en Neuquén”, señaló José Adaos, gerente de Desarrollo de Negocios para Brasil y Argentina de Nalco Champion, en una entrevista con La Mañana de Neuquén.

La unidad para tratamiento de flow back permite tomar el agua para la fractura hidraúlica y luego reutilizarla, minimizando el uso del agua dulce, tal como establece la norma dictada por Ambiente. El fluido también puede ir a un pozo sumidero si no hay fractura hidráulica.

Según Adaos, para un pozo promedio no convencional se requieren unos 20 días durante los cuales el tratamiento del flow back se puede hacer con una unidad. El ejecutivo de la firma norteamericana también precisó que por cada pozo se necesitan para la fractura hidráulica entre 10.000 y 14.000 m3, de los que retorna como fluido el 30%, es decir más de 3.000 m3.

Además, precisó que la unidad cuenta con sistemas de medición en línea de fluidos, probetas de corrosión instantánea y equipos de medición de bacterias en 15 minutos, cuando para el convencional este tipo de análisis demora en promedio 21 días. Para el shale oil, debido a los altos costos, la clave es el desarrollo local y bajar los tiempos de los procesos.

Con respecto al costo del equipo, Adaos señaló que “depende del caudal de agua a tratar. No es lo mismo una unidad móvil de 1.000 m3 que una de 10.000 m3. Cuanto más volumen a tratar hay, el costo de la unidad baja”.

Gran expectativa por Vaca Muerta
Debido a la gran expectativa por Vaca Muerta, Sólo YPF planea perforar unos 4.500 pozos en los próximos cinco años. “Estamos percibiendo un despegue más fuerte de la actividad no convencional en la zona a partir del año que viene. Hace tres años todavía no había tanta actividad. Ahora hay más certeza y cada año es más productivo, y por eso hay que estar preparados. Es por esta razón que Nalco tomó la decisión de invertir, porque sabemos que contribuye a reducir el déficit energético en la provincia y en la Argentina. La idea es ofrecer este equipamiento en asociación con compañías nacionales para tener un producto con un costo razonable”, detalló el gerente de la compañía.

El gobierno nacional justamente intenta reducir el creciente déficit energético con el desarrollo de la producción de Vaca Muerta. Para ello, también pretende generar un cluster del sector con desarrollo de equipamiento local. Es que la perforación de cada pozo puede costar entre 7 y 10 millones de dólares contra 1 millón en el convencional. Y, si bien hay algunas firmas que ya producen equipamiento nacional (el caso más conocido es el de QM Equipment, que incluso exporta a los Estados Unidos y hace el equipo fracturador), por ahora la gran mayoría de la maquinaria es importada.

En Neuquén ya hay varias firmas que comenzaron a desarrollar equipamiento. Entre ellas figuran empresas como Rodial, Grupo Oas y Teia, que fabrica sistemas de la telemedición de los pozos.

Además, más allá de las críticas de los ambientalistas contra el uso del agua, Adaos indicó que “en Estados Unidos hay equipos de fluidos similares pero no hay mucha legislación sobre el agua. Acá la normativa es mucho más estricta, ya que se exige el tratamiento del fluido de retorno”.

Argentina, Energía

Vaca Muerta, bajo tierra patagónica late una gran esperanza para la ciudad de Añelo

9 Sep , 2013
Hugo Martín  

“Acá en Añelo planificamos construir un pueblo y medio más al lado del ya existente”, dice Darío Díaz, el intendente de Allen y le brillan los ojos.

A 100 kilómetros exactos de la capital provincial, el viento del atardecer hace rodar un fardo de pasto por la plaza Justo Muñoz. El progreso es un sueño que se puede acariciar para los cinco mil añelenses y está ahí nomás, a diez kilómetros por la Ruta Provincial 7, y a 2.700 metros bajo la tierra. Allí, en una cuenca de 30 mil kilómetros cuadrados, se define la nueva matriz energética del país, que en 2012 importó combustible por 9.300 millones de dólares: con un 15 por ciento de la producción estimada de petróleo y gas no convencional -o shale-, se lograría el autoabastecimiento de esos fluidos.

El sueño de Añelo es más pequeño, pero no menos importante. “Es una oportunidad única, quizá la última para este pueblo. Con YPF estamos definiendo algunas cosas para el futuro.Tenemos demandas importantes.Nuestra prioridad es un hospital”, se esperanza Díaz, entusiasmado cuando cuenta que en el proyectado parque industrial ya tienen 30 empresas en la lista de espera.

Las obras indican que algo se está gestando: hay dos casinos y un hotel en ejecución, y el ya existente, llamado Sol de Añelo, se está expandiendo a más de las 80 habitaciones que tiene hoy, que cuestan entre 300 y 500 pesos la noche.

Todo bien, pero ¿qué es el shale? El ingeniero Pablo Iuliano, gerente de negocios de petróleo no convencional, explica que “el petróleo no está en lagunas subterráneas. Está entre rocas normalmente permeables. Bueno, en los yacimientos no convencionales, como Vaca Muerta, esa permeabilidad es muy baja, cien a mil veces menos que en un yacimiento como los que conocemos. Para producir tenemos que generar alta permeabilidad, y se hace mediante estimulación hidráulica. Vaca Muerta tiene las mejores características del mundo, en promedio, el bloque de rocas que contienen el fluido es de 300 metros de espesor”.

EL FUTURO YA LLEGO
Por ahora hay un centenar de pozos en la zona. Y, hasta el momento, las perforaciones se hacen con equipos convencionales, no con los que se trabaja en las dos principales potencias en shale, Estados Unidos y Canadá. Por eso el acuerdo con Chevron, que ocupará 20 kilómetros cuadrados de un cluster de 250 que posee YPF. Esa compañía financiará con 1.240 millones de dólares nuevas operaciones y proveerá algunos ingenieros.

Recién al quinto año podrá exportar libremente el 20 por ciento de la producción. Iuliano señala que “cada pozo produce unos 350 barriles diarios al principio, y luego se estabiliza en 50 barriles. Se planteó alcanzar una producción de 75 mil barriles diarios. Y el desarrollo total será de 1.700 pozos, a un ritmo de 200 por año”.

CUIDADO AMBIENTAL
Acá había piletones de petróleo tirados por cualquier lado”, recuerda otros tiempos Pedro González (50), dueño del almacén La Abuela, y desconfía de la posible bonanza que se viene. Los más jóvenes, como Luis Pérez (28, que vende la ropa que su padre compra en las ferias de Flores y Avellaneda), son todo esperanza: “Los yacimientos de Vaca Muerta van a traer progreso. Todos los pueblos de la provincia crecieron, menos Añelo. Yo voy a hacer el curso de petróleo, para trabajar ahí. Lo único que me preocupa es el tema de la contaminación del agua”.

En YPF saben que el tema produce resquemor. Iuliano explica: “En los Estados Unidos, los acuíferos de agua dulce están a 300 metros de profundidad, y los reservorios se ubican entre 400 y 500 metros. Acá en Vaca Muerta los acuíferos también están a 300 metros, pero la formación donde se deposita el petróleo se encuentra entre los 2.700 y 3-000 metros o más de profundidad”.

Para evitar cualquier filtración, primero se perfora una guía de 9 pulgadas y 5/8 hasta los 350 metros, para proteger el acuífero. Luego se coloca una segunda galería (un caño, en rigor) de siete pulgadas hasta los 2.200 metros. Al término de cada una, se aisla las partes inferior y superior. Finalmente, el tercer y último tubo hasta la roca, para procederá su fractura. Se usan tubos argentinos, de Siderca, que son mejores que los chinos. Entre los caños se cementa, para reforzar la operación”.

LAS VENAS ABIERTAS
El paso más importante es, precisamente, la fractura de las rocas, para que el petróleo y el gas salgan a la superficie. En el caso de Vaca Muerta, la presión natural es tal que no harán falta para extraerlos, dicen, las clásicas cigüeñas que se ven en los yacimientos convencionales. Cerca de las torres de perforación ya hay pozos donde se realiza esa maniobra. A cargo de ese campo está el Company Man Juan Carlos Ortiz (56), de Cutral- Có, divorciado con dos hijos, que vive en Plottier y lleva 35 años en el petróleo. Hoy siente “orgullo de que YPF sea argentina otra vez, Es nuestra, y la responsabilidad es doble”. Invita a pasar al trailer donde vive los siete días que permanece en servicio, donde se asa unas pechugas de pollo: tiene una habitación, Direct TV Internet y baño privado. Luego tendrá una semana de descanso, y otra vez al trabajo. Cerca de ahí está el control de la operación de fractura, que hace la empresa Schulmberger y supervisa el ingeniero mexicano Baltazar Flores (26), con dos años en Neuquén. Las fracturas se hacen en cinco etapas, usando agua, arena y aditivos químicos. Y otra vez el uso del agua merece la explicación del ingeniero Iuliano: “El agua proviene del río Neuquén. En el pico de la actividad se usarán 0,06 metros cúbicos por segundo, unos 5.000 por día. El agua de la cuenca se calcula que tiene, en la peor época, entre 1.000 y 1.100 metros cúbicos por segundo. Hoy se reutiliza agua: cada pozo devuelve entre el 30 y el 50 por ciento, y se trata en una planta. El objetivo es llegar a reutilizar el 100 por ciento”.

Así, en un páramo donde sólo había chivos, ovejas y vacas -a ellas le debe su nombre- el petróleo lo transformó en la gran esperanza. En la tierra prometida de la energía argentina.

Argentina, Expertos

El mundo científico debate y analizan con seriedad la Estimulación Hidráulica

4 Sep , 2013
Federico Bernal (Director del CLICET)  

Ser poseedores de una de las principales reservas mundiales de petróleo y gas no convencionales, en el contexto de una YPF renacionalizada y de un plan energético afín al interés nacional y al mercado interno, puede ser una pésima noticia para Repsol, el infantilismo ecologista y la fase superior del histórico nacionalismo petrolero de opereta (hoy personificado en el tragicómico híbrido Solanas-Carrió). Sin embargo, para la reindustrialización del país, su modernización económica, su seguridad nacional, bienestar social y desarrollo regional equilibrado, así como para la protección responsable y madura de su medioambiente es, sin duda alguna, una excelente noticia.

ARGUMENTOS ANTI-FRACKING. Los opositores a la fracturación hidráulica –técnica que complementa la tradicional perforación horizontal y que es utilizada para la extracción de hidrocarburos en formaciones geológicas no convencionales– argumentan aquí y en EE UU (país a la vanguardia en este tipo de extracción) los siguientes conceptos: 1) que la producción de shale gas ha contaminado los acuíferos en EE UU.; 2) que libera más metano que otras formas de producción gasífera; 3) que precisa de una cantidad mayúscula y preocupante de agua; 4) que usa cientos de químicos tóxicos; y 5) que provoca terremotos dañinos. Pero resulta que los cinco argumentos son en realidad falsos.

¿CONTAMINACIÓN DE ACUÍFEROS? 1) EE UU perfora anualmente a razón de 25 mil pozos en formaciones no convencionales (lleva ya perforados más de 100 mil pozos) y ha conducido más de 2 millones de operaciones con la técnica de fracturación hidráulica. A la fecha, no existe ninguna prueba científica que demuestre un solo acuífero contaminado por gas metano o fluido químico proveniente del fracking. Todas las denuncias han probado ser falsas. Algunos casos: la Agencia de Protección Ambiental de EE UU cerró su investigación sobre Dimock (Estado de Pennsylvania) concluyendo la inexistencia de evidencia de contaminación. Lo mismo sucedió con denuncias de filtración de gas metano en Parker County (Texas) y con la contaminación de aguas en Pavilion (Wyoming), también por falta de pruebas. En los últimos meses, tres trabajos científicos (dos de ellos del órgano oficial de la Asociación Nacional de Acuíferos de EE UU, la revista Groundwater) coincidieron en indicar que la contaminación de aguas subterráneas derivada del fracking “no es físicamente posible” (“Hydraulic fracture height limits and fault interactions in tight oil and gas formations”. Geophysical Research Letters. 26 de julio de 2013 y “Constraints on Upward Migration of Hydraulic Fracturing Fluid and Brine”. Groundwater. 29 de julio de 2013). Incluso uno de ellos, afirma que “los hallazgos de un nuevo estudio de la publicación Groundwater sugieren que las concentraciones de metano halladas en pozos del condado de Susquehanna en Pennsylvania se explican no de la migración del shale gas de la formación Marcellus debido a la fractura hidráulica… sino de factores hidrogeológicos y topográficos de la región” (“Journal article evaluates methane sources in groundwater in Pennsylvania”. Groundwater. 24 de mayo). Por supuesto que esto no excluye futuras contaminaciones, pero hasta ahora no se ha demostrado que la fracturación hidráulica se asocie a un mayor riesgo de contaminación de aguas subterráneas que la extracción convencional. Por otra parte, podría decirse que la Unión Europea también se expidió de manera coincidente con estos informes. En efecto, la Universidad de Durham, británica, cuenta con el equipo científico multidisciplinario en investigación medioambiental y fracturación hidráulica más reconocido de toda Europa. El equipo, autodenominado Refine, es fondeado con recursos provenientes de una de las más importantes ONG medioambientales del Reino Unido: el Consejo de Investigación Ambiental y Natural. Su último trabajo sobre los acuíferos y la extracción de no convencionales “Fracking and aquifers: how far up can a frack go?”, de julio 2013, refuta una a una las hipótesis ecologistas sobre contaminación.

¿LIBERACIÓN (FILTRACIÓN) DE METANO A LA ATMÓSFERA? 2) Se afirma que la producción de shale gas libera a la atmosfera más metano que el carbón. Tal presunción se originó en un estudio conducido por un profesor de biología de la Universidad de Cornell en 2011, Tony Ingraffea (miembro del equipo Refine), luego retomado por él mismo en un artículo publicado en The New York Times el 28 de julio de este año. Ahora bien, lo que se calla al respecto es que dicho estudio fue objetado y desmentido sin piedad por una frondosa cantidad de investigaciones científicas, entre ellas una proveniente de la mismísima Cornell y publicada en la prestigiosa revista Climate Change. A la anterior siguieron casi una docena de investigaciones de universidades, del MIT e incluso del Fondo para la Defensa del Medioambiente de EE UU (FDM). La del MIT, entre cuyos autores está uno de los firmantes del Quinto Informe de Evaluación del Grupo Intergubernamental de Expertos sobre Cambio Climático (IPCC, ONU), señala: “Es incorrecto sugerir que el shale gas asociado a la fracturación hidráulica ha alterado substancialmente la intensidad general de la emisión de gases de efecto invernadero asociada a la producción de gas natural”. En igual dirección, la respuesta brindada por el FDM a ciertos estudios domésticos que relacionaban la fracturación hidráulica con filtraciones de metano: “…no deben sacarse conclusiones sobre posibles emisiones de metano en base a estos informes locales y preliminares” (“Measuring Fugitive Methane Emissions”. FDM. 26 de enero de 2013).

AGUA, QUÍMICOS Y TERREMOTOS. 3) y 4) En nuestra columna del 17 de agosto titulada “No convencionales, ecologismo cipayo y la insólita ‘justicia'” analizábamos la inyección de líquido y la composición de los químicos que acompañan a la estimulación hidráulica. Pasemos pues al punto 5) y la posible inducción de terremotos como consecuencia del fracking. A propósito, vale la pena traer a colación un notable estudio del citado equipo Refine. Matt Ridley, uno de los autores, adelanta las conclusiones del trabajo (aún no publicado): “La investigación definitiva de la Universidad de Durham en relación a los terremotos inducidos [por el hombre] y registrados durante muchas décadas concluye que prácticamente toda la actividad sísmica resultante del fracking fue de tan baja magnitud que sólo los geocientistas hubieran estado capacitados para detectarla, y que la minería, la actividad geotérmica y el almacenamiento de reservorios de agua producen más y más fuertes temblores [que el fracking]” (“Induced Seismicity and Hydraulic Fracturing for the Recovery of Hydrocarbons”. Refine. Abril de 2013. Publicada originalmente en Marine and Petroleum Geology. Los autores no declaran conflictos de interés). En las conclusiones del referido informe se lee: “De los 198 posibles casos de sísmica inducida hallados en la literatura, con magnitudes hasta los 7,9 M, la fractura hidráulica de rocas sedimentarias para la recuperación del shale gas origina, en líneas generales, sólo terremotos de muy baja magnitud.” Los autores afirman, incluso, que tales terremotos son menores en intensidad que “los provocados en procesos tales como generación de reservorios, depleción de campos de petróleo y gas convencionales, inyección de agua para la recuperación de energía geotérmica e inyecciones de agua de desechos.”

¡FRACKING SOLANAS-CARRIÓ! La presión ejercida por la Apolonia criolla de las denuncias tornábase ya insostenible. ¡Si no denuncio algo me raja!, pero… ¡qué denunciar! ¡qué denunciar! Día y noche, el cineasta Solanas se ahogaba en la ansiedad y el pavor más absolutos. La conversión de Proyecto Sur en el partido predilecto de La Recoleta no podía ser en vano. Algo había que inventar. Y el realizador de La hora de los hornos inventó: en poco tiempo, tal vez semanas, la Apolonia criolla de las denuncias recibirá de su mano el mejor tributo, un documental centrado en denunciar el impacto medioambiental que la fractura hidráulica (más conocida como “fracking”) provocará en Vaca Muerta de prosperar el acuerdo YPF-Chevron. En realidad, se trata de la versión argentinizada del documental que semanas atrás Lanata dedicó a ambas petroleras pero desde la experiencia ecuatoriana y las denuncias de contaminación allí formuladas. Lamentablemente, tanto el ex cineasta como el ex periodista olvidaron consagrarse a divulgar los pasivos ambientales heredados de Repsol en todas las provincias productoras y por miles de millones de dólares. Una pena, porque dicho material bien hubiera contribuido a mostrarle al pueblo argentino y al mundo el impacto negativo de la gestión española a nivel medioambiental. Pero volvamos al “fracking”. ¿Son realmente compatibles la explotación de recursos no convencionales con la protección del medioambiente? El mundo científico y académico, con especial eje en EE UU y la Unión Europea, debaten y analizan con seriedad tal interrogante. Si bien restan aún por descifrar algunas incógnitas, rotundos hallazgos científicos ya permiten responder afirmativamente la pregunta. Mientras tanto, el infantilismo ecologista versión del subdesarrollo (el mismo que se opone a Rafael Correa, etc.) tiene en la Argentina su mejor expresión. Solanas-Carrió, fundamentalismo ecologista sazonado con inéditas y altísimas dosis de irresponsabilidad política, politizan la cuestión de los no convencionales, atemorizando a la población para arrimar, por la vía del terrorismo medioambiental que siempre paga, nuevos prosélitos a su causa. Solanas no denuncia, miente: “Es el gobierno nacional el que está impulsando esta nueva manera de extracción que es la fractura hidráulica, y que es una monstruosidad porque va a terminar contaminando por décadas las napas de agua, y sin agua no hay vida.” Y Carrió, habilitada por las mentiras de Solanas, tampoco denuncia, sino que induce al caos y a la violencia social: 48 horas antes de que la Legislatura de Neuquén se abocara al análisis del plan de inversiones de YPF para el desarrollo masivo de los no convencionales, la democrática y pacífica señora convocaba “al pueblo [neuquino] a que salga a la calle y preserve sus vidas y las de las generaciones futuras”. Resultado: encolerizados manifestantes enfrentándose a la policía, represión, heridos y detenidos. La Nación, Clarín y sendos portales izquierdistas felices y contentos. ¿Mucho pedir al nacionalismo de opereta una jornada de reflexión y capacitación, jornada que muestre a la sociedad las dos campanas en materia de explotación de no convencionales y la veracidad de las denuncias por contaminación?

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”.