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

Expertos, Mundo

Secretario de Estado de Energía de UK informó sobre mitos y realidades del shale

9 Sep , 2013
Edward Davey  

Discurso del Secretario de Estado de Energía y Cambio Climático del Reino Unido, Edward Davey disertó en la Real Sociedad de Londres, sobre los mitos y realidades del shale:

Introduction
For over 350 years, the Society has served the common good. Your Charter, updated and approved by the Queen just last year, tasks the Royal Society to ensure that the light of science and learning “shines conspicuously”. Not just amongst our own people – but the “length of the whole world”; To be a “patron of every kind of truth”.

It is because of your rich history, your reputation for independence, your dedication to the scientific method, that people turn to the Royal Society for understanding when confronted with new and complex challenges.

That is why last year, the Government’s former Chief Scientific Adviser, Sir John Beddington, asked the Royal Society and the Royal Academy of Engineering, to review the scientific and engineering evidence on the advances being made in shale gas extraction.

Specifically the technology of hydraulic fracturing – popularly known as fracking. And he asked you to make recommendations to ensure exploration in the UK could proceed safely and extraction be managed effectively;

Recommendations based on the scientific evidence to ensure that the way forward is informed by fact and not by myth. On behalf of the Government, I accepted the recommendations of your report in full.

And today I want to talk about the progress we’re making in implementing them. But I also want to take this opportunity to address other concerns that have been raised. And to set shale gas in the context of Britain’s overall energy strategy.

The debate on shale gas
There has been quite a debate on the future of shale gas this summer. And if you took at face value some of the claims made about fracking, such has been the exaggeration and misunderstanding, you would be forgiven for thinking that it represents a great evil;

One of the gravest threats that has ever existed to the environment, to the health of our children and to the future of the planet. On the other side of the coin, you could have been led to believe that shale gas is the sole answer to all our energy problems;

That we can turn our backs on developing renewables and nuclear, safe in the knowledge that shale gas will meet all our energy needs. Both of these positions are just plain wrong.

I understand the concerns people have that shale gas extraction could be taken forward irresponsibly and without proper protections. And I stand shoulder to shoulder with those who want to tackle climate change; Just as I stand shoulder to shoulder with those who want to keep our homes warm and our businesses powered at a price people can afford.

But our society is ill served when we allow myths to proliferate or when we allow debates to be hijacked by zealots or vested interests.

So, today, I want to make the calm, rational, objective case for shale gas exploration in the UK in the light of the three equal and overarching objectives I have as Secretary of State for Energy and Climate Change.

First, powering the country – keeping the lights on – planning properly to meet our future energy needs. Second, protecting the planet – cutting carbon emissions and preserving our environment – being responsible guardians of our children’s inheritance. And third – making sure the whole of society benefits from the exploitation of energy resources – revenues, growth and jobs – and, of course, affordable bills.

UK shale gas can be developed sensibly and safely, protecting the local environment, with the right regulation. And we can meet our wider climate change targets at the same time, with the right policies in place.

Gas, as the cleanest fossil fuel, is part of the answer to climate change, as a bridge in our transition to a green future, especially in our move away from coal.

Gas will buy us the time we need over the coming decades to get enough low carbon technology up and running so we can power the country and keep cutting emissions.

We have to face it: North Sea gas production is falling and we are become increasingly reliant on gas imports.

So UK shale gas could increase our energy security by cutting those imports.

Home-grown gas, just like home-grown renewables and new nuclear, also provides jobs for our people and tax revenues for our society.

Taking all this together shale gas could have significant benefits. But – let me be equally clear – shale gas is no quick fix and no silver bullet.

First, we must make sure that the rigorous regulation we are putting in place is followed to the letter, to protect the local environment. Second, we must pursue vigorously the development and deployment of mitigation and abatement technologies like carbon capture and storage, to protect the planet. And, third, frankly, we are at the very early stages of onshore shale gas exploration in the UK.

We may have been fracking in Britain’s offshore waters for years. The US may have been fracking onshore for years. But in Britain, fracking for onshore gas in shale, at any significant scale, is something new.

Nobody can say, for sure, how much onshore UK shale gas resource exists. Or how much of it can be commercially extracted. So let’s be cautious about hyperbole on shale.

For it would likely be the 2020s before we might feel any benefits in full. So we can’t bank on shale gas to solve all our energy challenges, today or this decade. And in the next decade, shale, by itself, will not come close to solving even our basic energy resource security challenge.

But the promising news is that UK shale gas could be a key and valuable resource as part of a more diverse energy mix – especially as the production of North Sea gas declines in the future.

And it will do so alongside conventional gas, wind, wave, biomass, nuclear, carbon capture and storage – and all the other low carbon technologies that must contribute. We won’t know any of this for sure until proper exploration takes place.

So it’s in the national interest to move on from the arguments of zealots and vested interests, and start a debate about how best to proceed safely with shale gas exploration, where we maximise the real positive benefits and minimise the inevitable negative impacts.

And today I want to start that debate beginning with that first objective I set out, powering the country. And to do that, I have to tell the story of gas in Britain.

We need gas
Over the last 45 years, the extraction of both oil and gas from the North Sea has contributed around £300bn in production taxes to the Treasury, with hundreds of thousands of jobs across the country.

Today, our society annually consumes around 70 billion cubic metres of gas. Roughly a quarter of that is used to produce electricity. And nearly all of the rest is used for cooking our food and heating our buildings. And gas has advantages for those tasks: it is flexible and readily available.

Gas is much better for the environment than coal when generating electricity, with half the carbon footprint.

As our comprehensive 40 year Carbon Plan sets out – a plan that meets our ambitious climate change objectives – gas will continue to play a role right through to 2050. And over the next two decades or more, gas in the power sector will support our ability to reduce carbon emissions while we develop low carbon alternatives for electricity.

For by 2030, none of Britain’s electricity must come from unabated coal – a dramatic shift. Instead, it must come from some mixture of renewable generation, nuclear and gas.

In proportions decided in the world’s first low carbon electricity market this Coalition Government is establishing. But with gas-fuelled electricity predicted to have a significant market share.

And if carbon capture and storage technology can be successfully deployed, gas will continue to play a major role in power generation into the 2030s and beyond. So Britain will continue to need gas. For power. For heating. And for cooking. But North Sea gas reserves are diminishing.

We expect net North Sea gas production to fall from a peak of 108 billion cubic metres at the turn of the century to perhaps 19 billion cubic metres by 2030. We will miss that gas – and the tax revenues it brings. And the jobs – given the levels of employment supported today by offshore gas production. And less North Sea gas means greater reliance on imports.

In 2003, we were a net exporter of gas. But by 2025 we expect to be importing close to 70% of the gas we consume. How we get gas matters.

Energy security
There is a big debate at the moment about Britain’s energy security. And like the shale gas debate it is characterised by myth and misinformation. Over the next 6 months, I intend to make a series of speeches that I hope will counter that – and reassure people that the problems the Coalition inherited on all aspects of energy security are being fully addressed.

But for today, it’s important to realise that energy security has several aspects – from having sufficient electricity generation capacity to having the networks for delivering gas, electricity and transport fuel reliably across the country.

The role of gas in the UK’s energy security story is in the energy resource piece. Can Britain be sure of our raw fuel supplies? And the good news is, our energy resource security is actually very robust. There have been no major interruptions to gas supplies in recent history.

Partly, of course, because we have our own direct supplies currently – from the North Sea. But also because we have reliable conventional piped gas supplies from our friends in Norway and the Netherlands. And because the Liquefied Natural Gas (LNG) we import from Qatar and other suppliers has been dependable.

Indeed, our capacity to import gas has increased five-fold in the past decade. So the UK has one of the largest and most liquid gas markets in Europe – giving us confidence about the short and medium term security of gas supply. But we cannot afford to be complacent.

Global energy demand is already twice as high as it was 30 years ago. And the International Energy Agency estimates that it is set to grow by a third again by 2035. If we see rapid increases in global gas demand to which supply cannot react quickly. Or if we see disruptions in supply to which demand cannot react quickly, we will see price spikes and wider market instability.

In 2005/6 for instance, the spike in UK gas prices can be partly attributed to a reduction in Russian supplies to Europe.

Fears that a conflict in the Middle East would close the straits of Hormuz can also set the markets jittering.

You only have to look at the effect of recent crises in Libya or Syria to understand how global events can impact on the markets.

So our solutions to energy resource security have to be robust and lasting – looking out to 2050 and beyond – alongside our decarbonisation timescales in fact.

For key to delivering energy security in the long-term is making sure we have a diverse energy mix, not over-reliant on any one source or fuel.

And much, much less reliant on fossil fuels and imported fuels.

That’s one of the many reasons I put such a great emphasis on renewable energy and energy efficiency investments as central to my energy strategy.

By increasing indigenous, home-grown, energy production through renewables, new nuclear and lower carbon fossil fuels, and by using energy more wisely, we are seeking to cushion the country as far as possible from volatile global fuel prices.

And onshore UK shale gas could play an important part in that strategy of planning, long term, for more home grown diversity.

By advancing shale gas production in the UK we will achieve three things: First – we will displace a proportion of gas imports – increasing resilience and energy security. Second – there will be a benefit in terms of jobs, tax revenues and growth mitigating some of the falling revenues from the North Sea. Better those jobs and tax revenues are in the UK, rather than in the countries from which we import. And third – we control the production, so we control the carbon emissions created by production. Better those emissions are controlled within our rigorous carbon budgets system than in other countries where controls may be more lax. So let me turn to those environmental issues.

Safe for the local environment
Your Royal Society report published last year with the Royal Academy of Engineering demonstrated, that if regulated properly and with investment in safeguards, hydraulic fracturing can take place quite safely, without hurting the local environment.

It will not contaminate water supplies. It will not cause dangerous earth quakes. We have a long, strong tradition of civil engineering and mineral and energy extraction. From coal in the 18th and 19th century.

Oil and gas in the 20th. And renewables in the 21st. We are skilled, practised, and vastly experienced – with some of the tightest safety and environmental regulations in the world.

But onshore shale gas exploration and production could genuinely become a significant new industry for the UK. So the same scientific rigour, methodical engineering, and stringent safeguards that have been applied elsewhere must be applied to shale.

We must make sure that the recommendations the Royal Society made in your report are in place and the regulations we have imposed are followed to the letter.

As you proposed, we have now set up the Office of Unconventional Gas and Oil to co-ordinate the cross-government work on shale gas:

Planning regulations under the Department of Communities and Local Government;

Environmental safeguarding carried out by the Environment Agency under DEFRA;

And of course the licencing and consents procedure carried out by my Department.

We have introduced the traffic light system you proposed to reduce the risk of seismic tremors. Environmental Risk Assessment Guidance will be published this autumn. And the Research Councils have agreed in principle to fund a joint responsible innovation study to consider further work.

These may be early days for onshore shale gas exploration – but I’m determined we have tough regulations in place, from the start. The public rightly expect that. And then we will still need to continue to develop our systems as the industry evolves.

The Environment Agency for example is considering the best way to ensure groundwater monitoring for when exploration takes off. We are looking at ways to pilot methane emissions monitoring with industry.

And we are working to ensure there is a formal mechanism for operators to share information about any problems they are encountering and how they can be overcome.

My Department met with the Royal Society recently to look at progress and we will continue to seek your advice.

Meeting UK emissions targets
But there has remained a gap in our knowledge in relation to the impact of UK shale gas extraction on greenhouse gas emissions.

Today, I have published the report I commissioned in December last year from DECC’s Chief Scientist Professor David MacKay and Dr Timothy Stone into the carbon footprint of UK produced shale gas.

I want to thank them publicly for that report.

Their report concludes that with the right safeguards in place the net effect on national emission from UK shale gas production will be relatively small when compared to the use of other sources of gas.

Indeed emissions from the production and transport of UK shale gas would likely be lower than the imported Liquefied Natural Gas that it would replace.

The continued use of gas is perfectly consistent with our carbon budgets over the next couple of decades.

If shale gas production does reach significant levels we will need to make extra efforts in other areas.

Because by on-shoring production we will be on-shoring the emissions as well.

And, as this report recommends, we will still need to put in place a range of mitigation and abatement techniques.

I strongly welcome these very sensible recommendations and we will be responding positively and in detail shortly.

But the report from Professor MacKay and Dr Stone puts another piece of the puzzle in place.

It should help reassure environmentalists like myself, that we can safely pursue UK shale gas production and meet our national emissions reductions targets designed to help tackle climate change.

Global emissions
Of course, in terms of global emissions, the only way we are going to address the very real danger that rising global energy demand results in ever rising global carbon emissions is through a binding international agreement on how to tackle climate change.

This has to stand at the centre of any climate change strategy. Climate change is the greatest long-term threat that humankind currently faces. A threat that is proven, growing and already impacting on the way we live. So it is right that we consider how the exploitation of new fossil fuel reserves will impact on this process.

Would the imported LNG that UK shale gas is likely to replace just create extra emissions elsewhere? Or will it displace more damaging coal generation elsewhere? One of the unfortunate side effects of US shale gas production has been the dumping of US coal on international markets.

But I believe that if we can encourage a global move from coal to gas, we will be doing the planet a favour. China has overtaken the US as the world’s biggest polluter, mainly because of the massive amounts of coal they burn.

A Chinese switch from coal to gas – as is happening in the US – will make it easier to cut global emissions in the short and medium term, as the low-carbon revolution picks up pace.

If shale gas can contribute to weaning the world off more damaging coal; then we should not fear it; from an environmental point of view we should welcome it.

Let me be clear – here at home we must not and will not allow shale gas production to compromise our focus on boosting renewables, nuclear and other low carbon technologies.

UK shale gas production must not be at the expense of our wider environmental aims – indeed, if done properly, it will support them. I am determined to make that happen.

With the market reforms enacted by the Energy Bill currently going through Parliament, we can attract the investment we require to develop technologies across the mix we need – from wind to nuclear, shale gas to carbon capture and storage.

As I have said, the future of gas in the long-term will rely on technology like carbon capture and storage.

The UK Government is committed to CCS head, heart and wallet.

We have selected the Peterhead project and the White Rose project chosen as preferred bidders under our £1bn commercialisation competition.

And the £125m research and development programme is supporting 100 different projects testing knowledge in all areas of the CCS pipeline from technology to transportation to the supply chain.

So I am excited by the prospect of Britain leading the world on carbon capture and storage, because cracking this technology and making it cost effective will open up a host of new options in tackling climate change.

That is why we need to plan properly for our future.

And that includes thinking about how we use the potential proceeds from shale gas.

When North Sea oil and gas production was at its height, tax revenues were used for current spending and not reinvested.

In contrast countries like Norway and countries in the Middle East have used oil and gas tax revenues to create sovereign wealth funds which invest for the future.

If onshore shale gas production takes off; If our country gets another major fossil fuel tax revenue boost; I want us to be a country that invests for the future.

A low carbon future.

Using shale gas revenues.

My party at its conference next Sunday will be discussing how we can best transition to a zero carbon Britain by 2050.

One policy proposal before our party conference is that a Low Carbon Transition Fund is established from some of the tax revenues from any future shale gas production.

I think that is absolutely the right thing to do.

Shale gas production can and must be used to transition to a low carbon future.

In this way the benefits of future shale gas production can be felt not just by this generation, but by future generations to.

So let me now turn to the third of my objectives as Secretary of State – making sure the whole of our society benefits from the exploitation of energy resources.

The future of UK Shale
Here in the UK we are at the very early stages of shale gas exploration. The British Geological Survey is methodically investigating the geology. This is beginning to give us some idea of the size of the resource.

The Bowland shale study suggests a large rock volume, potentially filled with some 37 trillion cubic feet of gas.

But the geology also makes for challenging extraction. In some areas the shale is 10,000 feet thick. There is just no way of knowing how much gas can be physically extracted and how it will flow. And, crucially, there is no way of knowing how much can be extracted at a commercially viable rate.

That is why we have put in place the right incentives for exploration to take place and for a domestic industry to develop so that we can make those judgements more clearly.

But, let’s just look one possible scenario. In May, the Institute of Directors produced a report based on available evidence. They conclude that on a central estimate Britain’s shale gas production could potentially peak at around 32 billion cubic metres per year. The industry could support around 70,000 jobs directly, in the supply chain, and in the wider economy.

Significant production could have a benign effect on wholesale prices. And that production would of course provide a net benefit to the Treasury in terms of revenues.

It is plain common sense that we pursue the shale possibility if we can realise such benefits, without jeopardising our environment.

So – is onshore shale gas Britain’s new North Sea?

Well the 32 billion cubic metres a year of shale gas production estimated by the IOD would be less than a third of peak North Sea gas output.

In reality it could be much more, I hope so.

But it could also be much less.

Regardless it would still be valuable – especially if we can keep the North Sea running longer – perhaps with more offshore fracking.

Any shale gas tax revenues could offset some of the revenue reduction we are already seeing from our North Sea asset.

Shale gas could displace some gas imports.

But even with shale gas in full production, Britain is likely to remain significantly import dependent.

So there will be a very real and tangible benefit from shale gas – but let us not get carried away.

The basic fact is we just don’t know exactly what amounts of gas are under our feet and how much of that gas we can commercially and safely extract.

And this is why we can’t quantify precisely the effect that UK shale gas production will have on UK prices.

Prices
It’s far from clear that UK shale gas production could ever replicate the price effects seen in the US.

The situation is different here. We don’t have the wide open landscapes of Texas or Dakota.

Just one of the areas producing shale gas in the United States – the so-called Marcellus Play – has a productive use of roughly 95,000 square miles.

That is the same size as the whole of the United Kingdom.

The Bowland Shale, the largest potential shale gas area in the UK, is just 500 square miles – almost 200 times smaller.

Of course this is just a two dimensional example, but it gives you a sense of scale.

And it’s not just the geology, or the population density, or the environmental regulations or the planning laws that are different.

The US has a closed gas market – massive increases in supply naturally affect prices.

We are part of the European market.

We source energy from far and wide.

And we compete against others for the supply.

And gas produced in the UK is sold into this market.

When UK gas production in the North Sea was at its highest earlier this decade, UK and continental gas prices were still closely linked and fairly similar.

North Sea Gas didn’t significantly move UK prices – so we can’t expect UK shale production alone to have any effect.

But given there are plenty of demand side upward pressures on gas prices, as we’ve seen so painfully in recent years, shale gas is well worth pursuing simply to have more supplyside downward pressures on prices.

For if Britain can lead in Europe and can show a lead on how shale can be done safely, and as part of a complete shift away from coal, shale gas production might take off not just in the UK but across Europe.

This would reduce the dependency of Europe as a whole on gas imports.

And with huge Europe-wide shale gas production boosting supply, markets might really be impressed.

Then we might see downward pressures on gas prices strong enough to offset fast rising demand.

And frankly after wholesale gas price rises of 50% in the last 5 years – the key and overriding reason behind today’s high energy bills in Britain – any downward pressure that can be exerted on prices will be welcomed by consumers and industry alike.

Conclusion
So, ladies and gentlemen,

The reality is shale gas has a role to play in meeting all the objectives I have set out – keeping the lights on, tackling climate change, and helping keep energy affordable and the economy moving.

On all these fronts – especially energy security – shale represents an exciting prospect.

Even if the potential benefits are some way off.

Even if shale gas is not the new North Sea.

It is a national opportunity.

An opportunity it would be foolish to turn away from.

An opportunity for a home-grown energy resource that boosts security.

An opportunity for investment, jobs and tax revenues.

The bottom line is we are going to need gas supplies for many decades to come as we move to the zero carbon Britain I’d like to see.

As a bridge to that future, shale gas can help the UK, and other countries, transition to the low carbon energy system that we need if we are to limit climate change.

On this crowded island, our communities matter, our environment matters.

Energy production of all types has to be safe and an accepted part of the landscape.

Exploration, development and production all need to be handled correctly.

And that is what we are doing.

Shale gas will be developed responsibly.

Britain can lead the way.

We have the skills and expertise to lead in Europe – showing others how it can be done – protecting the environment not wrecking it.

And you at the Royal Society have helped to show us the way.

Here at the Royal Society, in 1988, a seminal speech was made by a seminal British Prime Minister.

Even though action to tackle carbon emissions may involve up-front costs, she argued:

“I believe it to be money well and necessarily spent because the health of the economy and the health of our environment are totally dependent upon each other.”

By embracing the concept of green growth, Margaret Thatcher showed a lead not just to her party, not just to the country, but to the world.

This Coalition Government agrees.

And our approach to shale gas will meet these twin responsibilities – to the economy and to the environment.

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, Expertos

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

27 Ago , 2013
Gabriel Stekolschik  

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Expertos

Experto afirmó que no se afectarán las reservas de agua potable por Vaca Muerta

18 Ago , 2013
Ricardo de Dicco - Director de Clicet.  

Las rocas generadoras de gas de esquisto (shale gas) y petróleo de esquisto (shale oil) se encuentran mayoritariamente en nuestro país entre los 2500 y los 4500 metros de profundidad, y en el caso de la formación Vaca Muerta, a más de 2800 metros.

Los acuíferos de agua potable se ubican a menos de 300 metros de la superficie. La estimulación hidráulica se emplea para triturar estas rocas generadoras, y demanda entre 2 y 5 días de la inyección a muy alta presión de fluidos (95 por ciento de agua, 4,51 de arenas especiales y 0,49 de aditivos químicos de aplicaciones comerciales y hogareñas) para producir artificialmente fisuras que faciliten la extracción de esos hidrocarburos.

No existe forma física para que dichos hidrocarburos puedan migrar hacia arriba y alcanzar los acuíferos, porque entre éstos y la roca generadora existen numerosas capas sedimentarias impermeables que actúan como aislantes naturales, y fundamentalmente porque la perforación de los pozos se realiza combinando un encamisado de acero protector con fraguado de cemento.

Los fluidos empleados en estas instalaciones luego son almacenados en tanques de acero para su tratamiento y reciclado, siendo recuperado incluso alrededor del 30 por ciento del agua de producción inyectada, para su posterior tratamiento o confinamiento o para ser empleada nuevamente en yacimientos.

Los volúmenes de agua requeridos tampoco vaciarán los acuíferos, porque su consumo representa menos del 0,1 por ciento del caudal mínimo anual total de los ríos de Neuquén, así como tampoco las vibraciones producidas por la estimulación hidráulica de la roca generadora de hidrocarburos puede provocar eventos sísmicos que resulten en emergencias o desastres (como los de origen natural) porque las mismas son 100.000 veces inferiores a la percepción humana.

Tampoco existen registros ni tampoco documentos científicos que hayan establecido un vínculo entre el mencionado método de extracción no convencional con eventos sísmicos.

Expertos

La estimulación hidráulica no genera más peligro que las técnicas tradicionales

18 Jul , 2013
Ángel Cámara - Decano del Colegio de Ingenieros de Minas del Centro.  

La estimulación hidráulica está en boca de todos. Su utilización para la obtención de gas no convencional ha levantado expectativas, pero también dudas que han llevado a algunos colectivos a convertirse en oposición y solicitar su prohibición.

Las sociedades modernas dependen de los hallazgos científicos y de la aplicación de nuevos conocimientos mediante la tecnología para seguir avanzando. Por eso, expertos y técnicos debemos participar en el actual debate energético, desde el rigor y la imparcialidad, para ofrecer claridad y respuestas a los ciudadanos y elementos de juicio a las Administraciones que son quienes, finalmente, han de tomar la decisión más conveniente a la sociedad.

En España, un primer paso ha sido la elaboración, por parte del Consejo Superior Colegios de Ingenieros de Minas, del informe Gas No Convencional, una oportunidad de futuro, con la participación de universidades, sindicatos, administraciones públicas, empresas y organizaciones empresariales, comprometidos con la sustentabilidad del abastecimiento energético y la protección del medio ambiente.

Como codirector de dicho informe puedo asegurar que el proceso de elaboración desde perfiles y visiones tan diferentes no fue tarea fácil. Pero sabíamos que era necesario para obtener un documento de referencia (que no el único). Hoy, los ciudadanos disponen de un estudio que profundiza en todos los aspectos de la fracturación hidráulica, desde el consumo de agua y uso de aditivos químicos hasta la generación de sismos asociada o la utilización del suelo.

La técnica no es un peligro pero, como en cualquier industria, tenemos que asegurar que se aplica de una forma correcta. Dicho de otro modo, los ciudadanos no deberían preocuparse por una técnica cuyos riesgos son gestionables, sino estar expectantes de que los operadores cumplan la normativa y apliquen las mejores prácticas que los obligan a proceder con las máximas garantías de seguridad.

Tomemos, por ejemplo, la hipotética contaminación de los acuíferos. ¿Qué precauciones debemos tomar desde que se empieza a construir un pozo? Son varias, entre ellas, el uso de una triple protección de un acero especial con cemento interanular que hace totalmente imposible que exista un contacto entre el fluido de fracturación o el gas metano y los acuíferos.

Son también numerosas las críticas sobre el uso de agua. Se dice que se emplean enormes cantidades para fracturar un pozo, pero hay que saber que esa es una operación que dura unas cuatro horas y se hace normalmente una sola vez, y para ella se utiliza la misma cantidad de agua que la necesaria para regar un campo de golf durante dos o tres semanas.

En comparación, la energía generada con gas no convencional precisa de una décima parte del agua necesaria para producir la misma cantidad partiendo del carbón. Además, el agua se reutiliza. Una vez depurada, los residuos deben ser gestionados. Lo que, de nuevo, no significa que sean peligrosos si se cumple estrictamente la legislación.

Presentar los riesgos asociados con la fracturación hidráulica como un mal irreversible o una fatalidad está totalmente injustificado. Los ingenieros tenemos tres máximas para determinar la viabilidad de cualquier proyecto: capacidad técnica existente, viabilidad económica y sostenibilidad ambiental. La existencia de los tres es un requisito imprescindible para el éxito de cualquier proyecto. Sin excepción, y por muy atractivo que el potencial de un recurso como el gas no convencional pueda parecer.

Tras reflexivos debates técnicos, sin juicios a priori, inspirados por el rigor y el conocimiento, los expertos y partes integrantes del grupo de trabajo sobre la fracturación hidráulica del Consejo Superior de Colegios de Ingenieros de Minas hemos concluido que, con la tecnología y los controles adecuados, la industria de la extracción del gas no convencional tiene un riesgo similar a cualquier otra industria extractiva o transformadora.

Los proyectos en marcha representan una oportunidad para explorar nuestro territorio y, eventualmente, confirmar las estimaciones de recursos que hoy día situamos en torno a los 39 años del actual consumo en España. Por tanto, recorramos este camino con decisión y con las máximas garantías de seguridad.