Mundo

México: Funcionarios regionales despejan dudas para sumarse al ‘shale boom’

30 Oct , 2013  

El estado de Coahuila en el norte de México se prepara para sumarse a la revolución del shale que ya cambió el paradigma energético en EE.UU. y Canadá. El geólogo, perteneciente al Instituto Mexicano del Petróleo, Vinicio Zuro Pérez, afirmó que en el área Norte, Cinco Manantiales y Carbonífera, existe gran riqueza de yacimientos.

El experto detalló que actualmente se está realizando un levantamiento sísmico en la zona, por lo que con dicha información se obtendrá una evaluación razonable y certera del potencial que existe en materia de hidrocarburos en lutitas, pero ya adelantó que el potencial es muy alto.

Los anuncios ya generan expectativas en la región. Para avanzar sin dudas y con plena confianza en la técnica, la secretaria del Medio Ambiente en Coahuila, Eglantina Canales Gutiérrez, informó que mantuvo una larga reunión en el municipio de Nava con especialistas del Instituto Mexicano del Petróleo, de la Secretaría de Energía, en donde se tocaron diversos temas relacionados con la exploración y explotación del gas shale en la entidad.

La funcionaria estatal manifestó que a lo largo de casi cinco horas estuvieron compartiendo información y resolviendo dudas las cuales, como era de esperarse, tuvieron relación con el impacto ecológico.

Eglantina Canales comentó que la explotación de hidrocarburos en Coahuila no es ninguna novedad, pero dijo que hay tres aspectos importantes a considerar en el tema del gas shale; la manera en que se perforará el pozo y los insumos químicos que se utilizarán, luego el impacto que traerá la extracción y los posibles accidentes o derrames que se pudieran presentar en el mismo.

“Ahora se está viendo la parte de geología, de hidrología superficial y profunda y algunos temas de flora y fauna silvestre para antes de empezar cualquier cuestión de exploración, tener una línea base que nos permita saber cómo estamos  y cuál va a ser el nivel de cambio de los primeros pozos que se pongan”, explicó Canales Gutiérrez.

La funcionario especificó que “ahora no hay explotación” y que los expertos les explicaron “desde la formación de los hidrocarburos, de los yacimientos fósiles”.

Además, la Secretaría del Medio Ambiente en la entidad tuvo acceso a los estudios geofísicos los cuales tienen como propósito localizar los llamados “puntos dulces”, es decir, los sitios de mayor concentración de este tipo de gas para dirigir los esfuerzos de obtención ahí.

Manifestó que las principales zonas de exploración en Coahuila son en los municipios de Hidalgo y Guerrero y ante esas acciones los representantes de la Sema manifestaron inquietudes al respecto a los expositores.

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Argentina

Ricardo Arriazu dijo que Vaca Muerta es una “gigantesca” oportunidad para Argentina

30 Oct , 2013
Redacción ShS  

El economista Ricardo Arriazu sostuvo que el “gran desafío” de la Argentina se encuentra en la explotación de combustibles no convencionales como los hallados en el yacimiento de Vaca Muerta, en Neuquén.

El experto se refirió a las reservas de shale gas y shale oil del país en el marco de una charla brindada en la Universidad de San Andrés sobre  “la actualidad económica y sus perspectivas”.

Según publicó el diario Ámbito Financiero, el experto dijo que Vaca Muerta representa una “gigantesca” oportunidad, con ganancias equivalentes a “22 veces del PBI, 72 del valor total del capital del país y 274 del valor de una cosecha anual”.

Vaca Muerta, agregó, es “casi el 11 por ciento de todos los recursos no convencionales del mundo”.

“Estoy en una campaña personal para que esto no lo tomemos tan a la liviana ni lo dejemos sólo en manos de los expertos petroleros, porque esto afecta a todos. Bien manejado cambia todo a favor, y mal manejado, todo en contra. Lo que tiene la Argentina es una gigantesca oportunidad”, advirtió.

Arriazu representó a la Argentina y otros países latinoamericanos en el Directorio del Fondo Monetario Internacional, en el “Comité para la Reforma del Sistema Monetario Internacional”, en el “Comité de Desarrollo” y en el “Grupo de los 24”.

En los medios, Mundo

Estados Unidos apuesta por los recursos
no convencionales en América Latina

30 Oct , 2013  

América Latina es una de las regiones del mundo mejor posicionadas para convertirse en escenario de una “fiebre del esquisto”, o shale gas y Estados Unidos está interesado en participar de este nuevo horizonte energético para la región.

En un artículo de la BBC Mundo, firmado por Thomas Sparrow, se explica que en 2010 el Departamento de Estado lanzó una Iniciativa Global de Gas de Esquisto (GSGI, por sus siglas en inglés, ahora conocido como Programa de Compromiso Técnico de Gas no Convencional, Ugtep) enfocada en una de las técnicas más prometedoras y controversiales de los últimos tiempos: la fracturación hidráulica o fracking.

En diálogo con la cadena de noticias, fuentes del gobierno estadounidense aseguraron que el objetivo del proyecto es compartir, con países donde hay un alto potencial de exploración, la información que ha permitido a Estados Unidos convertirse en el país líder en el uso de esta técnica.

Se trata de una apuesta a través de la cual Washington invita a varios países del mundo -entre ellos algunos de la región como Brasil, Chile, México y Colombia- a discutir los beneficios de esta técnica que, está cambiando el mercado energético.

mapa de cuencas de shale en el  mundo

Otras voces afirman que Washington tiene un interés nacional claro al promover el fracking en la región para reducir la dependencia energética que algunos países latinoamericanos tienen con Venezuela.

El subsecretario adjunto de la Oficina de Recursos Energéticos del Departamento de Estado, Robert F. Cekuta, insistió a la BBC Mundo sobre que el proyecto no busca promover la tecnología sino fomentar una conversación global sobre esta. Según el funcionario, la idea fue establecer un sistema para que un país interesado en recurrir al gas no convencional encuentre una plataforma en la que Estados Unidos comparte su información y su experiencia.

El experto argumentó que cada país toma sus propias decisiones y Estados Unidos tiene que respetarlas. En su opinión, lo clave es tener una discusión educada sobre lo que involucra el fracking: desde los riesgos ambientales hasta las condiciones geológicas propias de cada país, pasando por el papel del sector privado o la atención a los grupos civiles locales.

“A través de la aplicación sensata de esta tecnología hemos visto un gran cambio en Estados Unidos, hemos visto un gran incremento en nuestra disponibilidad energética”, concluyó.

Antes de la llegada de Robert Cekuta, la persona que estaba encargada del proyecto GSGI era David Goldwyn, quien fue coordinador para asuntos energéticos internacionales del Departamento de Estado.

En ese puesto no sólo estuvo a cargo de la creación de la iniciativa sobre el gas de esquisto, sino que llevó a cabo diálogos energéticos estratégicos con países como México y Brasil.

A diferencia de Robert Cekuta, Goldwyn está convencido de que no se trata únicamente de fomentar las conversaciones. “Cuando uno está en el gobierno de Estados Unidos, en el Departamento de Estado, si algo no sirve a los intereses de Estados Unidos, entonces no debería estarse haciendo”, le dijo a BBC Mundo.

Consultados sobre los intereses particulares en América Latina Goldwyn señaló: “Reduce la dependencia potencial de algunos de esos países hacia Venezuela, que tiene las reservas más amplias de gas aunque no pueda realmente desarrollarlas”.

“Venezuela tiene enormes reservas pero no tiene capacidad de exportación de gas licuado natural, LNG. Fue muy exigente en cuanto a tener su propia tecnología y ahuyentó a Shell y a otros. Provee crudo subsidiado a sus vecinos (Petrosur y Petrocaribe) por razones políticas”, agregó.

Otro elemento de peso para Washington, según Goldwyn, es que la variedad de suministros en América Latina incrementa la prosperidad económica en el hemisferio y puede mejorar la seguridad energética.

Rodolfo Guzmán, experto en asuntos energéticos de la firma consultora Arthur D Little, explicó a BBC Mundo que a Estados Unidos quiere diversificar la oferta energética en el mundo, que actualmente está concentrada en el Medio Oriente, una región inestable.

Con su vasta experiencia en fracturación hidráulica, las empresas estadounidenses tienen un liderazgo en esta tecnología.

“Aparte de que las empresas estadounidenses se van a beneficiar, que es cierto, también hay un interés estratégico de largo plazo de ayudar a que se desarrollen nuevas regiones exportadoras de energía”, opinó Guzmán.

“Más allá de si se trata de fomentar un diálogo, como aseguró este funcionario, o si la iniciativa también responde a otros intereses de Washington, como sugirió Goldwyn, una cosa resulta incuestionable: Estados Unidos, el país que más ha desarrollado el fracking en el mundo, tiene sus ojos puestos en América Latina”, concluye el periodista de la BBC Mundo Thomas Sparrow.

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Mundo

El shale boom en EEUU ¿es el puente hacia un futuro con combustibles más limpios?

30 Oct , 2013
Redacción ShS  

Gracias a la revolución del shale en EE.UU. los precios del gas natural están bajando y hay una mayor eficiencia energética, según explicó Carol Browner, miembro de la Agencia de Protección Ambiental (EPA).

“Hay un montón de razones a favor del uso del gas natural”, dijo Browner, quien también pertenece al grupo “Albright Stonebridge”, una organización de estrategias globales con sede en Washington.

El pronóstico de EE.UU. prevé alcanzar este año los 70.29 millones cúbicos por día de gas natural, a partir del registro record que se dio en el 2012 con 69.18 millones a través del fracking que desbloqueó depósitos que antes eran poco rentables. Según datos de la administración de información energética, brazo estadístico del Departamento de Energía de EE.UU.

El gas natural para entregar en diciembre subió un 3.3% a $3.674 por millón de unidades térmicas británicas, lo cual representa una baja respecto al record de $15,78 en el 2005. El gas representó un 30% de la generación de electricidad el año pasado, un aumento del 19% con respecto al 2005.

Al respecto, Browner afirmó que EE.UU. no debe conformarse con el combustible como un elemento básico para la producción de energía, ya que puede tener efectos adversos sobre el clima.

EE.UU. y las tormentas
El país tiene que adaptarse al hecho de que las tormentas se están volviendo más violentas y los niveles del mar están creciendo (el huracán Sandy es un claro ejemplo).

Un exceso de gas natural ha llevado a las empresas de EE.UU, a tratar de exportar el combustible. El gobierno federal aprobó en agosto tres proyectos de exportación, incluyendo a las terminales de ‘Lake Charles Exports LLC’ y a ‘Cheniere Energy Inc’s Sabine’.

La abundancia de combustible podría ser una “importante fuente de fortaleza” y le daría al país una enorme ventaja competitiva frente a otros países, según Robert Hormats, ex subsecretario de Estado para el crecimiento económico, la energía y el medio ambiente durante la primera presidencia de Obama.

Browner por su parte dijo que los avances en la tecnología del fracking han llegado tan rápido que se necesitarán “miles de millones de dólares” para reconfigurar la infraestructura para exportar combustible a partir de los planes iniciales para importarlo.

“EE.UU. debe aumentar su dependencia en la energía nuclear a través de un carbón más costoso”, dijo Mark Tercek, presidente y director ejecutivo de ‘The Natura Conservancy’, una organización ambientalista de Virginia, “pero no hemos podido ponerle un precio al carbón; eso ayudaría a la energía nuclear”. Browner también apoya el desarrollo de la energía nuclear.

Argentina

BBC reconoce que el shale puede cambiar el futuro energético de Argentina

29 Oct , 2013
Redacción ShS  

Una enviada especial de la cadena de noticias británica a Vaca Muerta (Neuquén) recogió en una nota las opiniones de expertos, funcionarios y pobladores, y sus propias experiencias e impresiones respecto al yacimiento y los pozos en explotación.

Sin dudarlo, coincidió con los estudiosos de distintos centros internacionales de investigación que aseguran que la Argentina tiene uno de los mayores recursos comprobados del mundo de gas y petróleo shale y destacan su liderazgo en la materia por ser el único país de América Latina que ya explota los no convencionales, con más de 100 pozos perforados desde 2010 a la fecha.

Al respecto la cronista Verónica Smink enfatizó que, según pudo comprobar, “el fracking es apenas perceptible desde el suelo”. Contrariamente a lo que opinan algunos desde miles de kilómetros de distancia del yacimiento, la periodista que estuvo pisando el suelo de Añelo y Vaca Muerta sostiene que “a pocos metros del pozo se siente solamente un muy suave zumbido, que los expertos aseguran no es la fractura misma sino la vibración de los motores que inyectan el agua”.

“Ambientalistas con los que conversó BBC Mundo coincidieron en que no existe evidencia de que el fracking pueda generar sismos en este país”, agregó .

Uno de los puntos que destaca la periodista es que el petróleo y gas de esquisto acumulados en el suelo patagónico son suficientes para encaminar a Argentina al autoabastecimiento energético con la consecuente regularización de su balanza comercial, hoy gravemente afectada por la imperiosa necesidad de importar energía.

Pero va más allá en su valoración sobre las potencialidades de los yacimientos y asegura que, según lo expuesto por especialistas de Argentina y el exterior, el país sudamericano podría emular el camino de Estados Unidos y pasar al selecto grupo de países exportadores de hidrocarburos.

Los desafíos
Para que este promisorio futuro se concrete, es imprescindible avanzar en la regulación de la actividad, especialmente en lo que hace a cuestiones ambientales.

Estas cuestiones son también ampliamente abordadas por Smink, quien se entrevistó con vecinos de Añelo y comunidades mapuches preocupadas por una eventual contaminación de los acuíferos con el agua residual (o flowback) que queda como desecho tras ser inyectada en los pozos.

La nota incluye algunas aclaraciones sobre este tema, que vale la pena retomar. El subsecretario de Medio Ambiente de Neuquén, Ricardo Esquivel, dijo a BBC Mundo que “los aditivos químicos representan el 0,5% del agua residual del fracking”. Y voceros de YPF explicaron que ellos reutilizan el 40% en nuevos pozos y el resto es volcado a un acuífero subterráneo a 1.500 metros de profundidad, “donde el flowback no tiene ningún contacto con las napas de agua potable, que están a menos de 300 metros del suelo”.

Avanzar en la regulación de estos temas y los procedimientos de remediación es uno de los grandes desafíos que le quedan al gobierno nacional y a las autoridades provinciales, conjuntamente con la comunicación a la población de los enormes beneficios sociales y económicos de la actividad, capaces de transformar el mapa y la realidad argentina.

Argentina

Oscar Vicente calificó al acuerdo firmado entre YPF y Chevron como “excelente”

29 Oct , 2013
Redacción ShS  

El ex hombre fuerte del grupo Pérez Companc, hoy referente del sector energético y sinónimo de petróleo, el Ingeniero Oscar Vicente, calificó como “excelente” el acuerdo YPF-Chevron.

Oscar Vicente es actualmente presidente de Entre Lomas. Durante el 49° Coloquio de IDEA fue entrevistado por el diario nacional Perfil ante el cual apuntó que “el potencial de Vaca Muerta es inmenso y todo está en función de cómo vamos encarando para sacarle la mayor cantidad de petróleo”.

El experto en el tema explicó: “Lo que sabemos es que tiene un volumen y una extensión muy grande. Lo difícil es encontrarlo, porque no es un yacimiento continuo, con porosidad y permeabilidad, esto es una roca muy poco permeable, y hay que fracturar y tratar de encontrar los lugares donde es óptimo para fracturar”

Así, Oscar Vicente señaló la importancia de las inversiones al tiempo que destacó que “Neuquén ha hecho una cosa muy buena que es tratar de firmar contratos que tengan pilotos de cien pozos, como es el caso de Chevron con YPF”.

Consultado por el acuerdo YPF-Chevron que despertó fuerte polémica a partir de críticas lanzadas por formadores de opinión del arco político, el especialista en petróleo enfatizó que lo considera “excelente” y apuntó a la necesidad de “tener pilotos que sean representativos de las zonas a desarrollar a posteriori”.

“Antes para nosotros cien pozos era un desarrollo, ahora cien pozos en este tipo de reservorios es un piloto y cuesta US$ 1.200 millones en un año y medio. Esto no es para cualquiera. La ilusión que tengo es que hubiera tres de estos grandes proyectos. En eso está embarcada la gente de Neuquén tratando de buscar y ya tienen conversaciones con Dow y con otras empresas para buscar pilotos de esta dimensión”.

Sobre la “seguridad jurídica” de los acuerdos, Vicente afirmó: “Me parece que esto lo tienen claro el Gobierno y las provincias, porque las respuestas de los no convencionales son a largo plazo, porque son respuestas difíciles y caras. Pero una vez puestas en marcha, se tiene producción por 40 años o 50 años dependiendo de qué tipo de yacimiento”.

Argentina

Roberto Lavagna se suma a las voces que alientan la explotación del shale

28 Oct , 2013
Redacción ShS  

En una entrevista brindada al diario de negocios de Chile Estrategia, el ex candidato a presidente de la Nación y reconocido economista, Roberto Lavagna, señaló que las potencialidades del país se han visto fuertemente aumentadas por datos exógenes entre los que resaltó el “cambio tecnológico en EE.UU. en materia de energía que permite hoy explotar recursos como el shale gas en Argentina”.

El ex ministro de Economía y Producción consideró que las innovaciones para explotar shale pueden ser “tan trascendental como cuando inventaron los barcos frigoríficos en el siglo XIX, que hicieron que el país se integrara con sus carnes al mercado mundial”.

Lavagna hizo las declaraciones en el marco de un reportaje sobre sus expectativas luego de las elecciones legislativas y su optimismo plasmado en el libro “Un futuro posible” presentado en septiembre pasado.

Por otra parte, en una entrevista pasada con el diario Perfil, el economista fue consultado sobre el capítulo que dedica a la energía en su libro y el déficit energético que enfrenta el país. En este marco, Lavagna enfatizó las estimaciones de shale gas y shale oil que se le adjudican a la Argentina a nivel internacional.

En dicha nota, consultado sobre el supuesto impacto ambiental de la explotación del shale, el ex funcionario opinó: “Creo que hay que tener mucho cuidado con el extremismo medioambiental. Porque hay extremistas medioambientales. En el mundo, hoy, Estados Unidos tiene una parte muy importante de su energía producida de esta manera”.

Lavagna remarcó que en el caso de los Estados Unidos la explotación del shale se realiza en zonas mucho más cercanas a las ciudades que en el caso de Vaca Muerta. “Nuestra situación es comparativamente mejor que la de Estados Unidos. El tema es tener siempre la última y la mejor de las tecnologías”, indicó.

 

Argentina, Expertos

Experto advierte sobre riesgos de
desinformación respecto del fracking

28 Oct , 2013
Redacción ShS  

En una entrevista brindada al diario de la provincia de La Pampa, La Arena, el geólogo Carlos Camilletti, docente universitario y conocedor del ahora famoso yacimiento neuquino, destacó que la formación Vaca Muerta está a más de 3.000 metros de profundidad, por lo menos en el sector que YPF quiere explotar junto con Chevron. Por ello, el uso de técnicas especiales no conlleva riesgos ambientales.

El manejo de la información sobre el yacimiento Vaca Muerta y su capacidad para generar hidrocarburos “es peligroso” porque se está extrapolando a casi toda la Cuenca Neuquina el conocimiento sobre una fracción muy pequeña. Así lo afirmó el especialista.

“En Vaca Muerta, la roca ya generó el hidrocarburo, pero todavía tiene un gran porcentaje retenido en su interior. Por eso es tan complicada su extracción”, explicó Carlos Camilletti al tiempo que apuntó que “se requieren técnicas muy costosas, que todavía no se aplican en nuestro país. Son muy modernas pero no son todo lo peligrosas ni agresivas que dicen los grupos ambientales”.

“Se están diciendo muchas cosas que no son ciertas”, evaluó el docente universitario al señalar que el manejo de la información confunde a los ciudadanos.

“Fracking”
Para extraer el hidrocarburo de las lutitas de Vaca Muerta deberán utilizarse técnicas objetadas por organizaciones ambientales a raíz de su supuesto riesgo ambiental. Camilletti aclaró que los riesgos no son tales y que esas técnicas no conllevan ningún peligro adicional respecto a los métodos habituales de la industria del petróleo. “Si llegara a haber contaminación, sería por negligencia de la operadora o por falta de controles, pero no por las técnicas en sí mismas”, subrayó.

Consultado sobre supuestos riesgos de contaminación de los acuíferos, Camilletti respondió: “Todo pozo petrolero o gasífero lleva lo que se llama cañería de revestimiento. La primera cañería de revestimiento se hace hasta los 400 ó 600 metros, eso depende de la profundidad de los acuíferos, y es precisamente para protegerlos. Esa cañería aísla los acuíferos superficiales; además al pozo se lo perfora con bentonita, como si fuera un pozo de agua común, a efectos de evitar el daño sobre el acuífero. Los lodos que se usan por debajo son químicamente más complejos y sus filtrados podrían ocasionar algunas reacciones con el agua de los acuíferos. Una vez que se establece y se cementa esa cañería, no hay ninguna posibilidad de que el acuífero quede contaminado, salvo si esa cañería se rompe o ha sido mal instalada Como por dentro de esa cañería van dos cañerías más, es prácticamente imposible sortear esas barreras, casi imposible. Y la última cañería va presurizada, así que con más razón todavía”.

No obstante, el experto reconoció que casos de daño ambiental “por negligencia” en el manejo de las instalaciones superficiales: pérdida de cañerías subterráneas, derrames de petróleo de algún camión, los lodos. Al respecto, apuntó que en este momento en Argentina “se está trabajando con locación seca. No existen más las piletas famosas donde caían los pájaros. Todo el petróleo y los productos que salen de una perforación van directamente a un contenedor y ese contenedor es procesado in situ o llevado a una planta de tratamiento para su disposición final. Todo lo que sale del pozo se recicla: papel, madera, hierro, aceites, lo que sea. Se ha minimizado al máximo la contaminación ambiental”.

“Cuando una roca genera hidrocarburo -añadió- lo expulsa, pero la mayor cantidad, dependiendo de la roca y cantidad de materia orgánica, casi el 90 por ciento del hidrocarburo producido, permanece dentro de la roca, no sale porque está retenido por las fracciones arcillosas y por la microfracturación de la propia roca”. Ese porcentaje retenido llega a un 90 por ciento del hidrocarburo.

Para vencer esa absorción de la propia roca se la “estimula” para que suelte los fluidos. “Eso se logra con fracturación y con productos químicos”, explicó Camilletti. Como técnica adicional, a veces estas fracturas se lavan con detergentes, “o sea, se introduce una sustancia sulfactante para disolver el hidrocarburo y ese sulfactante después en superficie se lo separa y se lo vuelve a inyectar”. Ello siempre y cuando la roca haya generado el hidrocarburo y lo tenga en su interior.

“Llama la atención que no se hable de Quintuco”
Otra formación geológica con interesantes posibilidades hidrocarburíferas es Quintuco, más joven que Vaca Muerta y con una distribución similar, comentó Camilletti. “Llama la atención que se hable tan poco de Quintuco siendo que es una roca generadora que tiene un elevado potencial gasífero y petrolífero”, acotó.

Quintuco es una formación geológica “con elevadas presiones en algunos sectores”, algo que ocurre cuando “el hidrocarburo que la roca tiene en su seno no ha sido expulsado fehacientemente”, explicó el docente. “Estas moléculas al querer salir y no poder hacerlo presurizan la roca, y eso hace que a veces cuando se perfora Quintuco haya surgencias de gas y de petróleo, que rápidamente se extinguen porque la roca tiene baja permeabilidad y se descomprime enseguida”. Si la roca se estimula con fractura o disolución ácida “posiblemente se logre muy buena cantidad de gas o de petróleo de calizas cerradas”.

Argentina

Neuquén: Pymes locales se preparan para aprovechar la explotación del shale

28 Oct , 2013
Redacción ShS  

El Gobierno de Neuquén realizó la semana pasada el primer taller de pequeñas y medianas empresas metalmecánicas y de servicios petroleros, en el marco del proceso de conformación del clúster shale pyme en la provincia.

El objetivo es impulsar la construcción de un esquema asociativo que permita a las empresas pymes locales incrementar su competitividad, en el contexto de los nuevos desafíos de la producción de hidrocarburos no convencionales.

La actividad fue organizada por el Centro Pyme-ADENEU y la Subsecretaría de Planificación y Acción para el Desarrollo-COPADE -dependientes del Ministerio de Desarrollo Territorial– y contó con la participación de 20 empresarios de Neuquén, Cutral Co y Plaza Huincul.

Gabriel Di Prinzio, coordinador del programa de desarrollo de PyMES de la cadena de valor de Hidrocarburos, explicó que “esta convocatoria es la continuidad de un proceso que comenzó a mediados de año con una jornada de sensibilización”.

En esa ocasión, se planteó la posibilidad de implementar un esquema asociativo que les permita a las empresas incrementar su competitividad, aprovechando las oportunidades de negocios que surjan a partir de la producción de hidrocarburos no convencionales.

Aquella convocatoria fue masiva y abierta a todos los subsectores de la actividad. En esta ocasión, en cambio, se acotó a dos subsectores: metalmecánico y servicios en yacimiento. La elección se debió -según explicó Di Prinzio- a que intervienen en la sustitución de importaciones, la implementación de nuevas tecnologías en yacimientos y de actividades en pozos no convencionales.

El taller desarrollado fue el primero de una serie de encuentros de similares características que está previsto realizar de aquí a fin de año. Además se realizarán entrevistas a empresarios del sector. Los ejes de trabajo en principio serán dos: uno desde el lado de la oferta y otro, desde la demanda.

“Con las empresas pymes, estos talleres buscan determinar el punto de vista de la oferta o sea que ellos (los empresarios) como oferentes de productos y servicios detecten qué inconvenientes, problemáticas y perspectivas tienen de la actividad no convencional”, indicó Di Prinzio.

El otro eje de trabajo está relacionado con empresas operadoras y de servicios complementarios que son las que contratan a las pymes locales, “para ver desde el punto de vista de la demanda qué es lo que ellos tienen pensado, qué perspectiva de trabajo tienen y cómo es que las pymes locales pueden ayudarlas o proveerlas de esos bienes y servicios”. (Escuchar audio)

La intención es juntar esos dos ejes de trabajo y volcar la información obtenida de parte de las operadoras y las empresas de servicios en estos grupos de pymes que están participando de los talleres, con el fin de obtener una matriz de productos, de demanda y de oferta y también, proyectos específicos que este grupo de pymes participantes puedan llegar a trabajar en conjunto. 

Uno de los participantes del taller, Marcelo Quiroga representante de Thales S.R.L. y de Torneados Industriales del Comahue, señaló que como pyme en la provincia fueron pioneros del shale y el tight: “Tuvimos que hacer una reingeniería de la empresa que empezó con la certificación de normas de calidad (fue la primera firma argentina en certificar ISO 29001, equivalente a la norma americana API Q1), continuó con la difusión de lo que estábamos haciendo e incluyó un fuerte componente de capacitación tanto de directivos como de personal”.

Thales S.R.L. es una empresa dedicada a la recuperación secundaria, mediciones físicas en pozos de petróleo y aumento de productividad por inyección de gas lift y Torneados Industriales del Comahue es una metalúrgica creada recientemente para fabricar productos que se utilizan como herramienta de completación en los pozos.

“Como nuestra firma es básicamente de servicios y de ingeniería, tuvimos que empezar a suministrar productos para lo cual no estábamos preparados. Empezamos a buscar en el mercado local las empresas que pudieran suministrar productos, que los fabriquen de acuerdo a nuestras patentes y licencias. Por eso, necesitamos de terceros que quieran compartir el riesgo con nosotros para diversificarnos tanto en el país como en el exterior”, dijo al explicar por qué participar del taller y de las demás acciones tendientes a la conformación del clúster shale pyme.

 

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En los medios, Mundo

El ‘fracking’ podría convertir la geotermia en una de las principales fuentes de energía

28 Oct , 2013
Kevin Bullis | Traducción: Lía Moyas  

El uso de la fractura hidráulica ha hecho accesibles vastas reservas de gas natural. Ahora AltaRock, una start-up con sede en Seattle (EEUU), está desarrollando tecnología que podría lograr lo mismo para los recursos geotérmicos, y convertir una fuente de energía marginal en una de las principales fuentes de electricidad y calor que no emiten CO2 en Estados Unidos.

Este año, cerca del volcán Newberry en Oregon (EEUU), AltaRock demostró una parte clave de esa tecnología, un proceso similar a la fractura hidráulica. Dicha tecnología consiste en bombear un líquido a alta presión dentro de formaciones de gas de esquisto subterráneas para liberar el gas natural y el petróleo atrapados en ellas. El avance de AltaRock podría, por su parte, liberar el calor atrapado en las profundidades de la tierra. Al contrario que las energías solar y eólica, ese calor estaría disponible a todas horas y en cualquier condición climatológica.

Las plantas eléctricas geotérmicas actuales proporcionan una fracción diminuta de las necesidades energéticas mundiales. En Estados Unidos, uno de los mayores productores de energía geotérmica del mundo, la capacidad geotérmica total representa alrededor del 1% de la capacidad energética generada por el uso del carbón en el país.

El principal problema es que las plantas geotérmicas convencionales dependen de una combinación de características geológicas poco frecuentes. La piedra subterránea caliente tiene que ir acompañada por grandes cantidades de agua caliente o vapor de agua que se pueda bombear con facilidad a la superficie, donde movería unas turbinas de vapor para generar electricidad.

La formación rocosa tiene que ser lo suficientemente porosa para que el agua pueda circular, calentándose y enfriándose continuamente para mantener una central eléctrica en marcha. (A veces se usan bombas geotermales para calentar y enfriar viviendas, pero no son adecuadas para generar electricidad porque funcionan a temperaturas mucho más bajas).

A pesar de que las formaciones de este tipo no se dan con mucha frecuencia, la cantidad de calor almacenado bajo tierra es inmensa. Hay suficiente calor atrapado bajo Estados Unidos a la distancia de perforación adecuada (hasta 10 kilómetros de profundidad) como para cubrir las necesidades energéticas del país durante miles de años. AltaRock es una de entre varias empresas que intentan conseguir acceder a ese calor (ver “Uso de CO2 para extraer energía geotermal”).

La idea básica de la compañía es modificar la piedra para permitir que el agua fluya a través de ella (los investigadores denominan las reservas resultantes como sistemas geotérmicos mejorados o EGS por sus siglas en inglés). Para ello hay que bombear agua fría en la roca con precisión para expandir fracturas ya existentes en la piedra y que el agua circule a través de ella. Ya se ha intentado muchas veces antes, los primeros proyectos datan de hace varias décadas. Pero ha resultado difícil conseguir que fluyera una cantidad suficiente de agua caliente como para justificar el gasto de perforar un pozo y construir una planta eléctrica.

La solución de AltaRock toma prestado un truco de la industria del gas natural. Uno de los avances claves que ha permitido a las empresas producir cantidades económicas de gas natural de esquisto ha sido la posibilidad de fracturar la piedra en varios puntos a lo largo de un único pozo, lo que reduce el número de pozos necesarios. Se hace taponando temporalmente una parte del pozo para poder aplicar presión hidráulica a una sección y después pasar a otra.

Desde hace tiempo se sabe que aplicar este mismo método podría aumentar la producción de agua caliente de un pozo geotérmico. Pero no se pueden usar las misma técnicas para taponar el pozo que en la fractura hidráulica. Los pozos geotérmicos suelen estar más calientes y hay que adaptar la ingeniería a un mayor flujo de agua.

En esencia, lo que AltaRock ha hecho ha sido inventar un nuevo tapón. En un pozo cerca del volcán Newberry, ha demostrado que se puede taponar temporalmente un pozo geotérmico con un polímero especial. El material se degrada después de estar una cantidad determinada de tiempo en la roca caliente, lo que permite a la empresa pasar a otra zona del pozo. La empresa fracturó tres zonas separadas de un pozo gracias a esta técnica. En el futuro, en un proyecto a escala comercial, podría fracturar siete o más por pozo, lo que “serviría para reducir drásticamente los costes”, afirma la presidenta y directora tecnológica de AltaRock, Susan Petty. Afirma que esta tecnología podría ser clave para que la EGS fuera competitiva con el carbón.

Aunque la tecnología de AltaRock es un avance clave, la energía geotérmica a gran escala sigue estando en sus primeras fases. “La tecnología de AltaRock es importante, pero sólo es una pieza en el puzle”, sostiene el profesor de Sistemas de Energía Sostenible de la Universidad de Cornell (EEUU) Jefferson Tester. Explica que aún quedan varios desafíos de ingeniería y que para resolverlos hará falta que haya una financiación prolongada no sólo del proyecto de AltaRock, sino de varios más. Afirma que lo que se necesita es una masa crítica de demostraciones para probar a las empresas que las plantas eléctricas geotérmicas son una inversión segura. Calcula que para que la energía geotérmica suponga siquiera el 10% de la energía total de Estados Unidos aún faltan décadas.

Petty asegura que el pozo de Newberry podría estar produciendo electricidad para 2016, pero que queda mucho trabajo por hacer. El siguiente paso para AltaRock es perforar otro pozo cercano que forme una intersección con la roca porosa que ha creado con su técnica de fractura. Los ingenieros bombearán agua por el primer pozo, que circulará por la roca y se calentará. Después, saldrá bombeada por el segundo pozo donde se usará para producir vapor en una planta eléctrica.

En anteriores proyectos de EGS, han surgido varios problemas en esta fase. A veces el agua fluye demasiado rápido de un pozo al otro y no se calienta lo suficiente. Otras veces el agua desaparece por grietas no controladas de la piedra y jamás vuelve a aparecer. Para abordar estos problemas, AltaRock está desarrollando nuevas tecnologías de seguimiento del flujo del agua.

La compañía también está trabajando con General Electric en un proceso mejorado para generar electricidad usando agua caliente mejorando la trasferencia de calor del agua caliente a un fluido de trabajo que mueve una turbina. Este método podría aumentar aún más la producción eléctrica de una planta geotérmica.