Argentina, Energía

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

9 Sep , 2013
Hugo Martín  

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Mundo

El petróleo no convencional acerca a EE.UU. con la autosuficiencia energética

9 Sep , 2013
Ed Crooks y Geoff Dyer  

Los portaaviones de 100.000 toneladas son evidencia física de que si bien en los últimos cinco años gran parte del mercado petrolero mundial cambió, otra gran parte no lo ha hecho. El boom de los hidrocarburos no convencionales (shale) en EE.UU. liberó enormes reservas de petróleo y gas, transformando la industria energética del país y aumentando las esperanzas de que EE.UU. pueda comenzar a separar su economía y política exterior de la política complicada de Medio Oriente.

La ansiedad por el suministro de energía se apoderó de EE.UU. desde el embargo de petróleo de 1973 por parte de Arabia Saudita. Cada presidente desde Richard Nixon habló de acabar con la adicción de EE.UU. al petróleo extranjero, pero sin éxito. Hasta ahora.

Gracias a la combinación de una producción en alza en lugares tales como la cuenca Bakken Shale de Dakota Norte y la demanda interna, que aún está 10% debajo del pico registrado en 2005, el porcentaje de la demanda de EE.UU. de petróleo que satisface las importaciones cayó de casi 60% en 2005 a menos de 40% este año. La Agencia Internacional de la Energía, el comité asesor de los países ricos, considera que hacia la década de 2030 EE.UU. podría ser más o menos autosuficiente en materia de energía.

Tom Donilon, hasta hace poco asesor de seguridad nacional de Barack Obama, describió el boom del shale como un “momento de transformación”, que “permite poner una mano más dura en la implementación de nuestros objetivos de seguridad internacional”.

Otros fueron más allá. Lisa Murkowski, la republicana de mayor rango en el comité de energía y recursos naturales del Senado, este año escribió que la dependencia de EE.UU. de la Opep, el cartel de petróleo, “hace que nos resulte difícil fomentar nuestros valores y defender nuestros intereses”, pero para el 2020 esa dependencia podría quebrarse.

Pero Siria obligó a bajar de la nube. Siria no exporta demasiado petróleo ni controla ninguna ruta comercial crítica. Pero su guerra civil es en una batalla sustituta para el productor de energía más grande del mundo, donde Rusia e Irán apoyan al presidente al-Assad y Arabia Saudita, Qatar y EE.UU. apoyan a los rebeldes. El temor de que el conflicto se extienda a países que son exportadores importantes de petróleo, incluyendo Irak, hizo que el mes pasado el precio del crudo en EE.UU. alcanzase el pico más alto en dos años. Los automovilistas estadounidenses están pagando seis centavos más caro el galón de combustible con respecto a la semana pasada. Si EE.UU. inicia ataques contra las fuerzas de Assad, los analistas esperan que el precio del crudo siga aumentando.

La crisis está demostrando tanto el potencial del “arma energética” de EE.UU. como sus limitaciones.

La “independencia energética”, que permitiría a EE.UU. dar vuelta la espalda al resto del mundo en general y al Medio Oriente en particular, sigue resultando seductora. La realidad no es tan simple.
“Todo es mejor con Bakken” reza un cartel pegado en una sala de control de la refinería Phillips 66 de Bayway, Nueva Jersey.

Es un chiste, un juego de palabras que alude a la frase “todo es mejor con bacon”… pero también es absolutamente serio. Hace pocos años, todo el petróleo procesado en ese lugar llegaba en petroleros del oeste o el norte de África, o de la costa este de Canadá. En la actualidad, alrededor de 30% llega en vagones de Dakota del Norte. Cuando el año próximo se termine una terminal de ferrocarril, ese porcentaje podría alcanzar un 66%.

La ventaja competitiva del crudo de Bakken, que cuesta unos u$s 10 por barril menos que su homólogo internacional, le dio una mano a la refinería Bayway.

En consecuencia, cada vez más los residentes de Nueva York y Nueva Jersey llenan el tanque de su auto con combustible proveniente de EE.UU. y no de Algeria, Nigeria o Angola.
Avances en las técnicas de fracturación hidráulica y perforación horizontal permitieron que la producción de petróleo de EE.UU. aumentase 50% en 2008.

También contribuyeron a un auge del gas natural, que ahora es mucho más barato en América del Norte que en Europa o Asia. Hay más de 20 proyectos en desarrollo para exportar gas natural licuado de EE.UU. Aun cuando solo algunos prosperen, EE.UU. será un exportador importante en la próxima década.

Donilon afirma que el aumento de la producción de petróleo y gas está ayudando a EE.UU. a cumplir sus objetivos de política exterior.

El año pasado, cuando EE.UU. y otros países impusieron sanciones más severas a Irán, era más fácil coordinar las acciones internacionales porque la producción en aumento de EE.UU. atenuaba el temor de un aumento perjudicial del precio del petróleo.

“Las sanciones contra Irán tuvieron más éxito de lo que la gente pensó que tendrían porque lograron recomponer el suministro perdido en los mercados del mundo y, de ese modo, conseguir la cooperación de China, India y otros países”, afirma Jason Bordoff, ex alto funcionario de la Casa Blanca que actualmente trabaja en el Centro de Política Energética Global en la Universidad de Columbia.

“Logramos sacar 1,5 millones de barriles por día del mercado sin provocar un pico de precios, lo cual habría afectado nuestra economía y ayudado a Irán.”

El aumento de la producción de EE.UU. también está ayudando a atemperar la amenaza de un aumento de precios vinculada con la crisis en Siria.

El mercado mundial de crudo está ajustado y la producción en Libia y Nigeria, gravemente interrumpida. La producción de Arabia Saudita se sitúa en el nivel más alto de los últimos 24 años y el reino intenta compensar el déficit y la capacidad ociosa de la Opep para cubrir cualquier interrupción disminuye.

El aumento reciente de los precios del crudo habría sido peor sin el suministro extra de EE.UU., que aportó 1 millón de barriles adicionales por día al mercado en el último año. “Fue beneficioso para EE.UU., y para todos los demás”, sostiene Stephen Eule de la Cámara de Comercio de EE.UU. “Y a medida que sigamos aumentando la producción, lo veremos aún más claro.”

En los mercados del gas, también, el aumento de la producción estadounidense está erosionando la influencia de los competidores de dicho país. Rusia logró utilizar su posicionamiento como el exportador de gas más grande del mundo para influir sobre sus vecinos más pequeños, especialmente Ucrania, y para fortalecer sus lazos con países como Alemania, Italia y China. Su lugar ahora se ve amenazado por la competencia de los suministros de gas natural licuado que de otro modo habrían ido a EE.UU., y por las posibles exportaciones de este mismo país.

Lituania, por ejemplo, está construyendo una terminal de importación de GNL y a futuro abriría una fuente alternativa de gas que podría abastecer 75% de la demanda de gas de los tres estados bálticos. China cerró una dura negociación con Rusia sobre un acuerdo de gasoductos, exigiendo un precio más bajo. Clientes de toda Europa renegociaron contratos en condiciones más favorables y Ucrania fue abiertamente confrontativa, negándose a pagar u$s 7.000 millones a Gazprom, la empresa estatal rusa.

Uno de los beneficios directos para EE.UU., sugiere David Goldwyn, ex funcionario estadounidense y actual consultor de energía, es que Rusia está de nuevo preparada para abrirse a compañías petroleras extranjeras, lo que permite que la petrolera estatal Rosneft trabaje con ExxonMobil de EE.UU. en la exploración del Mar de Kara.

La diplomacia del gas estadounidense tuvo otro éxito significativo. Japón dijo en marzo que entraría en las negociaciones de Trans Pacific Partnership (TPP), un objetivo EE.UU., en parte debido a que sumarse a un acuerdo podría allanar el camino para importar GNL estadounidense.

El know how estadounidense en materia de hidrocarburos no convencionales también puede ser una exportación útil. La administración trabajó con países como Polonia, Ucrania, Jordania, China y México para ayudarles a desarrollar sus recursos de shale a fin de que puedan satisfacer más de su propia demanda de energía a partir de la producción nacional y no de Rusia, Irán u otros países potencialmente hostiles.

Reducir el compromiso de EE.UU. con Medio Oriente también se ve como una forma atractiva de ahorrar dinero. En respuesta a los ajustes fiscales, que entraron en vigencia este año, la Armada tiene previsto pasar de tener dos a un solo grupo de portaaviones en el Golfo.

Aun así, como la confianza de EE.UU. en sus recursos energéticos va en aumento, hay peligro de que el optimismo se lleve por delante la realidad.

Si bien las tendencias y las previsiones parecen alentadoras, EE.UU. sigue siendo el primero o segundo importador de petróleo más grande del mundo (casi cabeza a cabeza con China). Por ahora, el aumento de los precios del petróleo, más que ayudar, dañará la economía de EE.UU. alimentando el boom de Dakota del Norte y Texas.

Como lo demostraron las últimas semanas, si bien la producción de petróleo de EE.UU. puede ayudar a moderar los precios, no puede controlarlos. Las petroleras del sector privado de EE.UU. nunca emularán la industria estatal de Arabia Saudita, con capacidad de mantener reservas para estabilizar el mercado cuando sea necesario.

Tampoco sirve demasiado la distinción entre el crudo estadounidense y los patrones de comercialización internacional. El petróleo es un mercado mundial y cuando el precio mundial del crudo sube, el precio de EE.UU. también sube.

Además, la revolución del shale oil recién se inicia y la industria tendrá que seguir el rápido ritmo de crecimiento de los últimos años para hacer realidad la promesa de autosuficiencia propuesta por la AIE.

“Sería tremendamente irresponsable tomar decisiones de política de defensa basadas en la suposición de que EE.UU. va a ser autosuficiente en materia energía en 10 o 20 años”, sostuvo Michael Levi del Consejo de Relaciones Exteriores. “Si esa previsión resultase incorrecta, podría ser desastroso. Una de las máximas aquí es: “no pecar de confiados”.

Incluso si EE.UU. pudiera asegurar toda la energía que quisiera, debería seguir preocupándose por que el suministro llegue a sus aliados y socios comerciales. Si el Estrecho de Ormuz se cierra y China se queda sin petróleo, es un problema de EE. UU., también.

Para los aliados de EE.UU. que exportan petróleo, incluida Arabia Saudita, la revolución del shale no es una oportunidad, sino una amenaza. Si la producción estadounidense sigue aumentando y la demanda se debilita, habrá un riesgo de exceso de oferta, lo que obligaría a Arabia Saudita y otros miembros de la Opep a recortar la producción o bien arriesgarse a un colapso de precios.

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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Energía, Mundo

México: Senadora apunta a la generación de empleo a partir de la reforma energética

30 Ago , 2013
Marcela Guerra - Senadora en México  

Asistí a la conferencia “Shale Gas México – Estados Unidos: experiencia y oportunidades”, en donde se habló de la oportunidad que tiene nuestro país al incrementar la producción futura de petróleo y gas natural, la cual detonará nuevas inversiones y empleos.

En nuestro país las principales cuencas de shale gas se encuentran en los estados de Nuevo León, Coahuila, Chihuahua, Tamaulipas y Veracruz.

Para lograr este desarrollo Resulta necesario impulsar una profunda reforma energética (reformar la Constitución), para incentivar la competitividad de México en un entorno internacional energético cada vez más complejo.

La reforma debe servir para fortalecer el Sector energético y hacerlo más productivo. Al contar con infraestructura eficiente para transportar los energéticos y con esquemas de participación del sector privado en la investigación y exploración de nuevos yacimientos, se generará un beneficio para toda la población del país, toda vez que podrán acceder a tarifas más económicas y se podrá contar con combustibles de mayor calidad.

De aprobarse una reforma constitucional en materia energética, México crecería al menos 1.7 por ciento más y se generarían 310 mil 230 empleos adicionales por año, a esto se agregaría un incremento en el ingreso por habitantes, así como un crecimiento en la inversión extranjera directa.

De acuerdo a información generada por el Departamento de Energía de Estados Unidos, México se sitúa en el cuarto lugar a nivel mundial en términos de reservas potenciales de gas natural, pero para poder acceder a las mismas se necesita inversión económica y uso de tecnología que se puede obtener de la iniciativa privada.

La modernización del sector, se puede alcanzar a través de una reforma que tenga como eje central la autosuficiencia energética, la generación de precios competitivos, la investigación y obtención de energías renovables y amigables con el medio ambiente.

Se requiere implementar un esquema de asociación para obtener recursos de aguas profundas y complementar las funciones de Pemex en la exploración de nuevos campos y yacimientos, así como en la extracción y explotación de recursos y en la participación de actividades secundarias de refinación y transporte de hidrocarburos, sin que el Estado mexicano pierda la rectoría sobre los recursos naturales.

Parte de la reforma energética, debe consistir en disminuir la combustión de recursos no renovables, contaminantes y caros para impulsar su sustitución por la generación de electricidad limpia, no contaminante y barata.

Argentina

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

28 Ago , 2013
Nicolás Gandini  

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

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

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

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

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

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

Argentina, Expertos

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

27 Ago , 2013
Gabriel Stekolschik  

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Mundo

Estonia logró la autosuficiencia de reservas energéticas gracias al boom del shale gas

27 Ago , 2013
Ambrose Evans-Pritchard  

El país de la república báltica es el primero en el mundo en satisfacer todas sus necesidades de energía shale, con suficientes reservas para los países vecinos y para exportar combustible destinado al sector de la industria marítima.

“Somos el país más independiente de la Unión Europea a nivel energético y no vamos a comprometer nuestra estabilidad”, dijo Juhan Parts, Ministro de Economía.

Es la misma historia en cualquier parte de Europa del Este: el debate acerca del combustible se reduce a Vladimir Putin y el dominio de ‘Gazprom’ en el suministro de gas. El calentamiento global inevitablemente juega un segundo lugar. “Estonia no es lo suficientemente rico como para experimentar con tecnologías incipientes”, explicó Parts.

“Aún si tuviéramos que invertir en nuevas plantas de energía hoy, el shale seguiría siendo el más barato. El gas ruso cuesta 1.8 veces más; la energía eólica terrestre 2 veces más y la eólica marítima 2.5 más”.

El shale oil es un combustible muchas veces ignorado. El Consejo Mundial de la Energía estima que las reservas globales son de 4.8 trillones de barriles y dos tercios están en USA.

La compañía de energía estatal de Estonia, ‘Eesti’ está construyendo una planta en Jordania que producirá 28.000 barriles diarios y cubrirá un tercio de las necesidades del país, en un intento por romper su dependencia a las importaciones.

Marruecos, Israel y Etiopía son los próximos. Italia cuenta con grandes depósitos en Sicilia, en caso de llegar a una situación de crisis.

“Sabemos dónde están las reservas mundiales de shale, la calidad de las mismas y como acceder a ellas“, dijo Sandor Liive, director ejecutivo de ‘Eesti’. Lo bueno es que el shale no tiene el riesgo que si tiene la exploración de petróleo convencional y sus reservas son, por lo menos. cuatro veces más grandes que todas las reservas de petróleo crudo. (…)