Argentina

San Juan analiza explotar un yacimiento no convencional en la pre cordillera

16 Sep , 2013  

El Instituto de Investigaciones Mineras de San Juan (IIM) informó que la provincia posee en la pre cordillera andina un yacimiento de hidrocarburos de roca y gas no convencional en condiciones de iniciar su explotación, que podría tener un potencial equivalente a 220 millones de barriles de petróleo.

“Se trata de una formación de esquistos bituminosos (petróleo en roca) inmejorable, con reservas para 32 años, y estimamos que hay unos 200 millones de toneladas de reservas indicadas, con un potencial equivalente de 220 millones de barriles de petróleo“, señaló especialistas de la entidad.

El anuncio fue realizado durante un encuentro celebrado en la Casa de Gobierno provincial, por los ingenieros Héctor Cáceres, Celso Acosta y Juan Gil, del IIM, y Susana Heredia del Conicet.

Los investigadores indicaron que “hay grandes posibilidades de poder avanzar con el primer proyecto de explotación de hidrocarburos en la zona del Rincón Blanco de la cordillera del cerro El Tontal, en el departamento cordillerano de Calingasta.

El potencial yacimiento se encuentra a alrededor de 30 kilómetros de la localidad turística de Barreal. “La explotación es viable económica y técnicamente, y es además un proyecto ambientalmente sustentable”, dijeron los especialistas.

Los técnicos estimaron que “habría que hacer una inversión del orden de los 600 millones de dólares en forma escalonada, de manera gradual y por etapas” para su desarrollo.

El estudio de las características geológicas donde se encuentra la reserva fue realizado a pedido de la empresa privada Rincón Blanco SA, propietaria del yacimiento y que es quien decidirá si se hacen las inversiones.

Los investigadores de la Universidad Nacional de San Juan y del IIM sostienen que el yacimiento localizado en San Juan es de gran magnitud en esquistos bituminosos, conocidos como “Oil Shale”.

El informe sostiene que mientras los esquistos de Vaca Muerta, en Neuquén, están a más de 2.300 metros de profundidad, los de Rincón Blanco están a flor de tierra y pueden ser explotados a cielo abierto, lo que es más económico.

Argentina

“En materia energética la alternativa a hacer las cosas bien no puede ser no hacer nada”

16 Sep , 2013
Pablo Pazos - Geólogo  

Las probabilidades de encontrar nuevos yacimientos convencionales de importancia es baja y los pozos en explotación muestran que la producción ha ido decreciendo.

Este diagnóstico, compartido ampliamente, lleva a analizar otras alternativas de extracción para revertir la enorme cantidad de divisas que se van en importaciones.

En este contexto, la formación Vaca Muerta pasa a ser protagonista en la búsqueda de reservorios “no convencionales”. La característica de Vaca Muerta es que el gas y el petróleo que contiene están confinados dentro de la misma roca generadora, no han sido expulsados. Eso no ha ocurrido porque ese hidrocarburo está en poros muy pequeños y poco interconectados. El hidrocarburo que estaba alojado en poros mayores ha sido expulsado y ha migrado hacia los reservorios de yacimientos “convencionales”.

Para extraer el gas atrapado en los poros (que es mucho) es necesario generar artificialmente “vías de escape” de los mismos. El método utilizado es la estimulación hidráulica, que consiste en inyectar a presión agua y otras sustancias para que, primero, se abran las fracturas existentes y se generen nuevas y, luego, que esas sustancias llenen las fracturas impidiendo que las mismas se cierren.

No se puede utilizar cualquier producto ya que las temperaturas existentes en subsuelo son significativamente distintas a las de superficie y esas partículas deben tener resistencia adecuada para no deformarse cuando la fractura, al cesar la inyección, intenta cerrarse. Además, la sustancia no debe ser reactiva con los fluidos de perforación ni con los hidrocarburos o la roca. La inyección de agua con el calentamiento natural en profundidad es un verdadero “caldo de cultivo” de bacterias que atacan los hidrocarburos y que al modificar su composición alteran sus propiedades y pueden complicar la extracción. Por eso se utilizan otras sustancias (biocidas) que adecuan el pH para que esto no suceda.

Al estar la Formación Vaca Muerta a más de 2000 metros de profundidad, en la zona de interés, el agua que se encuentra alojada en la roca es salada, ya que ha tenido millones de años para cargarse de sustancias ahora disueltas. Cabe recordar que los acuíferos que habitualmente nos alimentan de agua dulce son poco profundos (menos de 900 metros) o extremadamente superficiales en algunos casos. En ningún caso esas aguas profundas son las que explotamos para riego o bebida. Por otra parte estas fracturas que también se utilizan en yacimientos convencionales se conocen desde 1940 y los primeros pozos horizontales datan de 1929, no en la Argentina, por supuesto.

Aclarando que no oscurece
Dado que todas las perforaciones, tanto para yacimientos convencionales o no convencionales, no son horizontales en el rango de profundidad de los acuíferos los “cuidados” no son distintos de los que se debe tener en una explotación “tradicional”.

Estudios previos muestran que sobre más de 6.000 pozos analizados los problemas de filtración por mala cementación son inferiores al 4%. Pero lo que es más interesante aún, es que la vinculación entre estos “fallos” con un contenido mayor de gas (metano) en los acuíferos de agua dulce no ha sido probada. Muchos de los pozos con problemas eran antiguos y estaban mal sellados y fueron abandonados cuando se era menos riguroso con estándares ambientales.

Hay temor de que las fracturas generadas en profundidad se expandan hasta la zona de acuíferos de agua dulce. Está probado que por debajo de un determinado umbral de profundidad esto es imposible. Por suerte la “Vaca Muerta” está soterrada bien profunda (2100-3000 metros). Las fracturas además se diseñan para controlar su extensión y en ello se tienen en cuenta muchos factores, principalmente los contrastes entre rocas y la mineralogía de la roca a fracturar. Algunos videos que circulan en la red no corresponden a yacimientos no convencionales del tipo Vaca Muerta y no pueden extrapolarse a este caso.

La posibilidad de generar sismos que produzcan daños es otro de los temores más frecuentes. Nuestra cuenca Neuquina, al pie de los Andes se “sacude” constantemente aunque solo sean detectables para la población los sismos mayores. Los estudios existentes en EEUU han mostrado que la cantidad se incrementa, pero que la magnitud (poder destructivo) se halla muy por debajo del umbral de las escalas más utilizadas y no son detectables, salvo por sismógrafos. Lo que si puede suceder es que estudios geológicos inadecuados no reconozcan fallas pre-existentes y el pozo, al inyectarse agua, “lubrique” esa falla que se mueve por esa razón.

En este punto cabe recordar que lo que hace que una falla pueda moverse es la existencia de esfuerzos previos y naturales que se disipan con el movimiento de la misma, registrándose el evento como un sismo. Estos sismos, con muy bajo potencial destructivo, sí son detectables y causan “alarma”. Frente a esto es oportuno decir que un caso excepcional no es lo frecuente ni común, lo que en términos estadísticos representaría decir que tratamos lo “infrecuente” como “el término medio”. En otras palabras es equivalente a decir “prohibamos la aviación porque ‘raras veces’ se caen aviones”.

Desde el punto de vista estrictamente geológico, la Formación Vaca Muerta, que representa el registro de una inundación marina de hace millones de años en tiempos donde el clima cambiaba progresivamente hacia condiciones de temperatura (elevadas) mayores a las actuales, constituyó un “mar de vida” en la superficie y columna de agua, lo que produjo abundantes desechos orgánicos, microscópicos, que luego fueron preservados en cantidades inusuales y que permiten concluir que como consecuencia de tanta abundancia de vida y de excelentes condiciones de preservación la naturaleza nos ha dado una unidad geológica con características que nos permitirían autoabastecernos de gas por mucho tiempo, siendo el gas menos productor de gases invernadero que el petróleo y mucho menos que el carbón.

La transformación de, al menos, un 30% de la matriz energética llevaría décadas y debemos preguntarnos si como argentinos preferimos la importación indefinida (la que criticamos) y renunciamos a las fuentes de energía fósil o si nos alejamos de la coyuntura política y pensamos al menos a mediano plazo, lo que significa “vivir con lo nuestro” y que es mucho, ya que tenemos recursos abundantes y relativamente poca población, algo que para China, por ejemplo, ante igualdad de recursos representa muchos menos años de energía disponible, dada la conocida cantidad de habitantes.

La alternativa a hacer las cosas bien no puede ser no hacer nada.

* El autor es Doctor en Geología – Profesor FCEyN UBA – Investigador Adjunto CONICET

Energía, Expertos, Mundo

Origen, presente y futuro de la revolución del shale en los Estados Unidos

16 Sep , 2013
Federico Bernal (Director del CLICET)  

La aplicación de técnicas de fracturación para estimular la producción de gas y petróleo no es nueva. Las primeras tentativas se remontan a comienzos del siglo pasado, en EE UU. El registro de la primera fractura fue en 1947; y el primer pozo horizontal fue perforado en la década del treinta. A partir de los años 50 ambas técnicas crecieron a pasos agigantados, también en EE.UU.

Fue recién a mediados de los 70, por iniciativa del Departamento de Energía y el Instituto para la Investigación del Gas estadounidenses, que la estimulación hidráulica tuvo su bautismo comercial al aplicarse por primera vez a la extracción de shale gas. La participación estatal fue clave para que, al poco tiempo, la técnica se optimizara y complementara con la perforación horizontal.

A inicios de los noventa, la explotación de shale gas en la formación geológica no convencional Barnett (en Texas) fue la primera en ser comercialmente viable. Para 2005, la producción de Barnett producía 0,5 trillones de pies cúbicos (TCF) de gas natural por año. La exitosa experiencia entonces se replicó en otras formaciones no convencionales del país. La extracción de no convencionales se multiplicó, dando por resultado una revolución hidrocarburífera inédita en su historia. A nivel gas, la producción pasó de 0,3 TCF en 2000 a 1 TCF en 2006, 4,8 en 2010 (23% del total nacional) y 9,6 en 2012 (40% del total nacional).

Por su parte, la producción de crudo registró un alza, mayoritariamente como consecuencia del aporte del shale y tight oil, de unos 847 mil barriles diarios el año pasado en relación a 2011, el mayor incremento a escala planetaria (Technically Recoverable Shale Oil and Shale Gas Resources: An Assessment of 137 Shale Formations in 41 Countries Outside the United States. EIA. Junio 2013). Según la Agencia Internacional de la Energía, EE UU podrá desplazar a Arabia Saudita en la próxima década como el principal productor de petróleo del mundo (World Energy Outlook – 2012).

Asimismo y según la EIA, EE UU que hoy importa un 20% de la energía consumida domésticamente, habrá eliminado sus importaciones netas para 2035. De hecho, el impacto en independencia energética registrado a la fecha resulta ya notable: el crecimiento en las reservas le alcanzan para satisfacer la demanda de 269 días sin importaciones netas (150 días era el horizonte unos cinco años atrás). En EE.UU se han descubierto a la fecha 20 formaciones geológicas con hidrocarburos no convencionales.

La “Vaca Muerta estadounidense” 
EE.UU. cuenta con las reservas de shale gas técnicamente recuperables más importantes del mundo y las segundas en shale oil. En la nación estadounidense se han descubierto a la fecha 20 formaciones geológicas con hidrocarburos no convencionales. La más grande en cuanto al gas (una suerte de “Vaca Muerta estadounidense”) es Marcellus (410,3 TCF o 55% del total de reservas técnicamente extraíbles), ubicada al noreste del país. Para tener una idea del potencial, la Argentina tenía a fines de 2012 11,3 TCF de reservas probadas de gas y EE UU 300 TCF (BP – 2013).

En petróleo, la más importante es Monterey/Santos, al sur de California (15.400 millones de barriles o 64% del total de recursos shale). Concentrémonos ahora en la “Vaca Muerta estadounidense”. La formación geológica de gas no convencional más importante de EE UU y del mundo (por su nivel de producción presente) es Marcellus. Representa una extensión de 156 mil kilómetros cuadrados (Vaca Muerte tiene 300 mil), de los cuales se han licitado apenas 16.995 (Review of Emerging Resources: U.S. Shale Gas and Shale Oil Plays. EIA. Julio 2011).

Marcellus, con reservas probadas de shale gas por 31,9 TCF (EIA-2011), Shale formations such as the Marcellus are producing so much natural gas that the nation’s gas supply will exceed its demand by 2017, according to research released on Tuesday by Bentek Energy LLC. Marcellus cubre seis Estados. El 57% de la formación geológica se encuentra en los Estados de Pennsylvania y West Virginia, ambos aprobaron la técnica de la fractura hidráulica. El restante porcentaje se distribuye entre Ohio y Nueva York (tienen en conjunto el 38% del total), Virginia (3,8%) y Maryland (1%). De los seis Estados, sólo Nueva York y Maryland prohíben la fractura hidráulica, aunque las prohibiciones son hasta el momento “temporales”.

Los Estados de Marcellus y el ‘Fraking’
Las legislaturas de Nueva York y Maryland están trabajando intensamente en la elaboración de marcos regulatorios medioambientales más estrictos y perfeccionados que los existentes en otros Estados, de tal suerte de habilitar la fractura hidráulica más que prohibirlo.

A propósito, dos detalles no menores. En primer lugar, si bien el Estado de Nueva York prohíbe la explotación del shale, el mayor aumento en la generación de empleo en este Estado ha sido provisto por la perforación de no convencionales en Pennsylvania, estado contiguo y al frente del shale gas en Marcellus.

De hecho Ohio, se convertirá para 2025 en el tercer estado que más empleo generará a partir de la industria del gas y del petróleo (el primero es Texas, seguido de Pennsylvania). En este sentido, las respectivas autoridades estaduales no pueden ignorar los mayúsculos beneficios del boom en el shale.

En segundo lugar y para el caso de Maryland, cabe destacar que el Departamento de Energía de EE.UU. acaba de aprobar la primera licencia para la exportación de GNL, que provendrá del shale gas de la formación Marcellus. La terminal, aun sujeta a una revisión medioambiental para su aprobación final, exportará un promedio de 0,77 mil millones de pies cúbicos de gas diarios (Bcf/d) durante 20 años. Como se ve, todo indica que Maryland se está preparando para permitir la pronta extracción de no convencionales.

Inversiones y producción en shale en EE.UU.
A nivel nacional y desde 2008, se han formado unos 21 joints ventures entre compañías locales y extranjeras para la explotación de los recursos shale, con inversiones que rondan los 26 mil millones de dólares. Para el período comprendido entre 2008 y 2012, se han cerrado 73 acuerdos con un total de 133 mil millones de dólares (los joints ventures conformados con empresas no estadounidenses participan con el 20% del total de estas inversiones).

Las inversiones extranjeras se dirigen a la compra de un porcentaje de la superficie en el yacimiento no convencional en poder de la compañía local, a cambio de desembolsos por anticipado y en efectivo, y un compromiso de cubrir una parte de los costos de perforación por un plazo que va desde los dos a los diez años (Foreign investors play large role in U.S. shale industry. EIA. 8 de abril 2013).

Específicamente para Marcellus, ya en 2008 operaban en el megayacimiento unas 19 compañías privadas. El costo promedio total de un pozo no convencional (perforación vertical + horizontal + fracturación hidráulica, etc.), entre 2008 y 2010, era de entre tres y cuatro millones de dólares. En fin, en EE UU y a excepción de ciertos grupos fundamentalistas de la ecología –muchos de ellos patrocinados por compañías dedicadas a la fabricación de equipos para la generación de energía en base a fuentes renovables–, ya nadie se cuestiona el uso del shale gas y shale oil, sino más bien cómo lograrlo con un mínimo de impacto medioambiental, con sostenibilidad y sustentabilidad económica y, muy especialmente, con apoyo de las comunidades involucradas.

Mundo

UK: Director de Cámara de Comercio resaltó importancia del shale para la industria

16 Sep , 2013
Sarah Marsh  

John Longworth, director general of the British Chambers of Commerce, believes that Britain needs to find cheap, reliable sources of energy and must “frack like mad” in order to power British industry and grow the economy.

Speaking at a Guardian fringe event on 15 September at this year’s Liberal Democrat party conference Longworth said the country also needs nuclear and other sources of energy and hit out at the government’s slow progress on infrastructure saying that future generations would not be able to afford quality public services unless we invest in projects to grow the economy now.

“We have got to have reliable sources of cheap energy supply for industry to prosper and the economy to grow and we have to get to grips with that,” said Longworth. “That means we have got to frack like mad and there is an interesting debate going on about that at the moment.”

He added that “economic performance matters and if people don’t believe that they are in a fool’s paradise. For our children and grandchildren, if we don’t perform economically well compared to other countries, we won’t be able to afford the quality of service of the NHS, education, welfare, pensions and defence.”

Longworth cited HS2 as an example of how much money infrastructure could generate, saying that the project could pay for itself in less than a decade.

Other speakers at the event on infrastructure investment, sponsored by Hitachi Europe and chaired by Michael White, assistant editor at the Guardian, included Norman Baker, parliamentary under secretary for transport, Sir Stephen Gomersall, chair of Hitachi Europe, and Gordon Birtwistle, chair of the Liberal Democrat parliamentary party committee on business, innovation and skills.

Baker opened the debate by saying that the government had “powered ahead with investment in transport and infrastructure” despite cuts in revenue budget. It was an area in which both parties in the coalition had agreed to invest, he said, adding that local authorities will have more power over infrastructure decisions but with certain minimum standards being applied.

Agreeing with Longworth, Gomersall said “HS2 has suffered from some presentational disadvantages but if you look at experiences elsewhere, like Japan, you will see its advantages.”

Birtwistle said one of the biggest challenges facing the UK was building up a skilled workforce. “The skills problem is becoming so acute in the UK, certainly in engineering and the really high technical skills that a lot of companies are finding it difficult to find people to employ.”

The impact of Britain potentially leaving the EU was also discussed: Gomersall said such a move would affect companies like Hitachi as well as the number of jobs that could be created in Britain. “We came to the UK because we believed it was the best manufacturing base in Europe for the whole of the European market,” he said, but added that Hitachi’s exports in Germany and northern European depended on having an environment in the UK with European partners which would enable goods and services to be exported throughout the EU. “So yes we would be affected most certainly if things changed. It would impact the speed at which we could grow and the number of jobs we could create in the UK.”

John Longworth, Norman Baker, Gordon Birtwistle and Stephen Gomersall were speaking at the Liberal Democrat party conference Guardian fringe event on 15 September.

Argentina

Neuquén: Se publicarán en Internet los químicos que se usen en fractura hidráulica

16 Sep , 2013  

La provincia creará una página de Internet para que las empresas hagan públicos los químicos que utilizan para las fractura hidráulica de rocas o fracking en busca de recursos no convencionales de petróleo y gas.

De esta forma, buscan transparentar los mecanismos de producción no convencional de hidrocarburos, que ya despertaron un fuerte debate ambiental en Neuquén y que se intensificó a partir de la firma del acuerdo con YPF por el área Loma Campana.

El secretario de Ambiente, Ricardo Esquivel explicó a el diario local Río Negro que la idea es que cualquier neuquino pueda acceder a ese registro y conocer así qué compuestos se le agregan al agua para la fractura hidráulica.

“Actualmente, las empresas operadoras están obligadas a denunciar los químicos que utilizan en los informes de impacto de ambiental. También tienen que disponer las hojas de seguridad con las especificaciones de cada uno de ellos“, indicó.

Sin embargo, ahora se busca que toda esa información que la provincia requiere para aprobar un proyecto hidrocarburífero sea volcada a un sitio de dominio público. Esquivel afirmó que la medida formará parte del proyecto de ley ambiental que el Ministerio de Energía enviará a la Legislatura en las próximas semanas.

En el texto, explicó Ricardo Esquivel, buscarán unificar la gran cantidad de normativas que tiene la provincia, a la vez que detallar algunas exigencias para las empresas en el caso de los recursos no convencionales.

La fractura hidráulica consiste en inyectar agua a muy alta presión en los pozos para romper la roca madre y que el gas o el petróleo atrapados puedan fluir hacia la superficie. Pero junto con el líquido, viajan hacia las profundidades telúricas arenas (que se utilizan como agentes de sostén, para que no se desmorone el pozo) así como distintos químicos.

Según el Instituto Argentino del Petróleo y el Gas (IAPG), se utilizan entre 3 y 12 aditivos dependiendo del tipo de roca que se quiera fracturar. Para el organismo, financiado por las principales empresas del sector, “algunos de ellos pueden resultar tóxicos utilizados en altas concentraciones o ante exposiciones prolongadas”. Por eso, las operadoras están obligadas a evitar el contacto con el medio ambiente durante todo el proceso.

Luis Sapag, diputado del MPN y directivo de la Universidad Tecnológica Nacional (UTN), aseguró que los químicos se utilizan como fluidificantes, antibacterianos o surfactantes entre otras funciones. Señaló que la mayoría de esos compuestos están presentes en la vida cotidiana, en forma de detergentes y limpiadores o que se utilizan para la composición de alimentos y objetos de tocador. En algunos casos, las fracturas también pueden utilizar ácidos. El más común es el clorhídrico, que ayuda a disolver los minerales.

Expertos, Mundo

El pensamiento actual sobre política energética no puede excluir al shale

13 Sep , 2013
Joaquim González Muntadas  

En la caliente batalla del sí o no en torno al fracking (también llamado estimulación hidraúlica), que se está librando en nuestro país, algo nos debería enseñar la noticia de la declaración conjunta adoptada por la patronal y la mayoría de los sindicatos franceses presentada en la Conferencia Social los pasados 20 y 21 de junio y titulado “Reinventando el crecimiento”, donde reclaman al Gobierno y llaman a la sociedad a revisar la posición de prohibición en Francia del gas de esquisto, afirmando que “el pensamiento actual sobre política energética no puede excluir el gas de esquisto”, y apostando por un esfuerzo en la investigación sobre la explotación de este gas del que Francia tiene considerables reservas.

Esta posición común de los sindicatos y patronal franceses en las negociaciones del Diálogo Social para la mejora competitiva de un país como Francia, con un alto nivel de soberanía energética por la energía nuclear, nos recuerda y reafirma que cuando hablamos de nuestra necesidad de mejorar la competitividad, como condición para la salida de la crisis y la creación empleo, es determinante situar la industria en el eje de la economía, y que este objetivo es muy difícil de conseguir si no conseguimos mejorar nuestro déficit energético (un lastre constante de nuestra economía) y más aún cuando el sector energético está viviendo una convulsa revolución mundial.

El ‘fracking’ supone una revolución que acentuará las ventajas de unos países frente a otros. Me refiero a la revolución energética provocada por las nuevas y enormes reservas de hidrocarburos no convencionales, cuya posibilidad de explotación de forma competitiva se debe a las tecnologías del fracking. Se trata de una revolución o una convulsión que modificará el mapa energético mundial y las ventajas comparativas de algunos países frente a otros. Así se está poniendo de manifiesto en la industria de EE.UU. al empezar a contar ahora con unos precios de gas significativamente más baratos que el resto de sus competidores mundiales. La pregunta que en Europa aún no se ha respondido es: ¿cómo gestionar esta revolución del gas de esquisto o gas no convencional, aún sin legislación regulatoria ni política común?, ¿cómo afrontará Europa la extrema diferencia en su contra del coste de la energía cuando ésta representa casi el 30% de los costes totales de su industria? El tiempo nos lo dirá, pero sabemos que no es la rapidez una de las virtudes de nuestra UE.

Y en España, ¿cómo estamos afrontando este radical cambio energético? ¿perderemos como casi siempre el tren, o seremos capaces de aprovechar los estímulos a la innovación que representa esta nueva industria? ¿podremos ser tan “originales” de ser un país, posiblemente de los únicos del mundo, que tiene carbón y no lo explota y puede tener hidrocarburos pero rechaza incluso la posibilidad de investigar y explorar para conocer sus reservas?

Es necesaria una reflexión rigurosa sobre las ventajas y los inconvenientes de la explotación de nuestras reservas de gas de esquisto

Lo más preocupante es la falta de posición y de referencias creíbles y rigurosas por parte de las fuerzas políticas, que han ido adaptando su opinión y posición a los inmediatos intereses electorales, lo que les ha llevado a defender posiciones distintas y contrapuestas en función del territorio y de la responsabilidad (gobierno/oposición) que gestionasen en cada momento. Indefinición y falta de debate de las fuerzas políticas que gobiernan, que hasta hoy han tenido que reglamentar y conceder la autorización para la exploración del gas de esquisto, generando desconcierto en gran parte de la ciudadanía. Un desconcierto que facilita que prácticamente haya acabado siendo percibido como un litigio entre dos polos opuestos e irreconciliables. Por una parte, aquellos colectivos y organizaciones sociales que respondiendo a sus legítimas opiniones, se oponen frontalmente. Por otra, las empresas energéticas directamente interesadas en la explotación de nuestras reservas de gas no convencional. Y en medio de esta confrontación, el silencio, cuando no la indiferencia y la desinformación de la mayoría de la ciudadanía, sin conciencia clara de las consecuencias determinantes de una u otra opción para el futuro económico, energético e industrial de España.

Por esto sería muy útil y necesario que nuestras organizaciones empresariales y sindicales también se impliquen, estudien y reflexionen con rigor las ventajas y los inconvenientes de la explotación de nuestras reservas de gas no convencional e incorporen en el Diálogo Social necesario para la mejora de la competitividad de nuestra economía.

Hablamos de realizar debates francos y rigurosos, conscientes que estamos ante una batalla plagada de intereses, ya que existe la posibilidad de modificar el actual mapa energético mundial, cambiando el estatus de los actuales suministradores de hidrocarburos, sean éstos árabes o rusos.

Por esto podemos decir que en esta guerra dialéctica, preñada de intereses, a favor o en contra del fracking adquiere sentido aquella frase de Jorge Semprum “pueden haber guerras justas pero no hay ejércitos inocentes”.

*El autor fue Secretario General de CCOO-Fiteqa (Federación de Industria Química)

Argentina

San Juan: Luz verde a la explotación no convencional en yacimiento Rincón Blanco

13 Sep , 2013
Elizabeth Pérez  

Un grupo de investigadores de la Universidad Nacional de San Juan confirmó la viabilidad de la explotación de petróleo y gas no convencional en el yacimiento sanjuanino de esquistos bituminosos Rincón Blanco, ubicado en el cerro El Tontal, a 30 kilómetros de la localidad de Barreal, en el departamento de Calingasta.

“El proyecto es viable económica y técnicamente, además de un proyecto ambientalmente sustentable”, anunció ayer el ingeniero Héctor Cáceres, uno de los integrantes del equipo que hoy presentará en el Instituto de Investigaciones Mineras (IIM), de la Facultad de Ingeniería los resultados del estudio que realizaron a pedido de la empresa privada Rincón Blanco SA, propietaria del yacimiento.

Esta conclusión es de gran importancia para San Juan ya que confirma que aunque a menor escala, aquí se podrá realizar una explotación mejor incluso que la de Vaca Muerta (el megayacimiento ubicado entre Neuquén y Mendoza y que explotará YPF en asociación con Chevron).

Si bien las reservas del yacimiento se darán a conocer hoy, Cáceres indicó que “el yacimiento es de gran magnitud de esquistos bituminosos, con reservas por 32 años’’, y que el gas no convencional que se puede extraer “serviría para abastecer al departamento de Calingasta”.

Investigaciones realizadas en los años 70 por Yacimientos Carboníferos Fiscales, que nunca se terminaron, indicaron preliminarmente que el yacimiento sanjuanino poseía reservas estimadas en 1.100 millones de toneladas, el equivalente a 40.000 millones de toneladas de petróleo.

Los esquistos bituminosos son conocidos comúnmente como “oil shale” y no contienen en su composición un combustible propiamente dicho sino que son rocas sedimentarias con un componente orgánico en estado sólido denominado querógeno.

El querógeno no fluye como lo hace el petróleo sino que hay que extraerlo de la roca mediante un proceso de pirólisis (con calderas). Si bien provienen de un lugar distinto, el gas y el petróleo no convencionales cumplen las mismas funciones que los combustibles tradicionales. Antes no se explotaban porque son difíciles de extraer pero hace más de una década que Estados Unidos creó una tecnología adecuada y por eso se está produciendo una expansión, alimentada por la crisis energética y el nivel de precios de los combustibles líquidos y sólidos.

‘’Lo que antes era inviable ahora es muy interesante desde el punto de vista económico, y de gran importancia para San Juan’’, explicó Cáceres.

Resultados
El equipo que estudió y evaluó los recursos del yacimiento calingastino está integrado por los ingenieros Héctor Cáceres, Celso Acosta y Juan Gil, del IIM; junto a Susana Heredia del Conicet; y coincidieron en que el proyecto es viable en todos sus aspectos y puede ser explotado.

En lo técnico, Cáceres adelantó que mientras los esquistos bituminosos de Vaca Muerta están en profundidad, a más de 2.300 metros; los de Rincón Blanco están ‘a flor de tierra’, y pueden ser explotados a cielo abierto, ‘’lo que lo hace más económico’’.

Además, en lo que respecta al tema ambiental, al tratarse de una explotación externa, a la roca extraída se le quitaría el querógeno y puede ser devuelta a su lugar, como material limpio. Considerando el aspecto legal, el proyecto cuenta con títulos de propiedad minera (concesión minera) sin vicios legales.

Los expertos resaltaron además que está ubicado cerca de accesos a fuentes eléctricas, y en una provincia de tradición minera, que cuenta con personal y servicios de experiencia para encarar la explotación.

Mundo

Parlamento vasco acordó no prohibir la fractura hidráulica en espacios naturales

13 Sep , 2013
El País  

El Parlamento vasco, en contra del criterio de EH Bildu y de las Juntas Generales de Álava, ha acordado no prohibir de forma expresa la exploración y explotación de hidrocarburos mediante la técnica de Estimulación Hidráulica en los espacios naturales protegidos.

La Comisión de Medio Ambiente de la Cámara vasca ha aprobado el dictamen de la ponencia que ha debatido sobre la proposición de ley de las Juntas Generales de Álava, que pedía en el Parlamento una modificación de la Ley vasca de Conservación de la Naturaleza para establecer la prohibición del ‘Fracking’, dentro de terreros de espacios naturales protegidos.

Esta propuesta de las Juntas Generales de Alava ha sido rechazada por PNV, PSE-EE, PP y UPyD, que han unido sus votos para aprobar un texto al que se ha opuesto EH Bildu. Concretamente, el dictamen aprobado, que ahora tendrá que ser debatido y votado en sesión plenaria, contempla una modificación del artículo 17 de la Ley de Conservación de la Naturaleza del País Vasco que establece que dentro de los límites de los espacios naturales protegidos y sus zonas de afección se prohibirán las actividades extractivas que resulten incompatibles con los valores ambientales que se protegen.

Añade que serán los instrumentos de gestión de planificación o de gestión de cada espacio natural protegido los que determinen la incompatibilidad de dichas actividades extractivas con los valores medioambientales y los criterios de protección de dichos espacios. Si fueran compatibles dichas técnicas con los valores ambientales, los proyectos se someterán a la perceptiva evaluación de impacto ambiental, según el texto.

El portavoz ‘abertzale’ critica el cambio de posición del PNV

De esta forma, el documento respaldado por PNV, PSE-EE, PP y UPyD no prohíbe expresamente el “fracking” y deja la puerta abierta al uso de esta técnica en los espacios naturales, según ha asegurado el parlamentario de EH Bildu, Dani Maeztu. Maeztu ha denunciado la “incoherencia absoluta” del PNV por pedir en las Juntas Generales de Álava la prohibición del “fracking”, en contra de lo defendido por su grupo en la Cámara vasca y también ha acusado a los nacionalistas de ceder ante el “lobby energético” con la ayuda del PSE y del PP.

Ha criticado al resto de los grupos por “deformar” la propuesta de las Juntas y abrir las puertas a la “peligrosa técnica de la fractura hidráulica también en los espacios protegidos” y ha recordado que en otras comunidades como Navarra, Cantabria y La Rioja, socialistas y populares sí que han prohibido el “fracking”.

Luis Javier Tellería (PNV), por su parte, ha rebatido estas acusaciones y ha dejado claro que la propuesta aprobada “no abre la puerta” al “fracking” porque para el uso de esta técnica se exige una evaluación de impacto ambiental. Además, ha añadido, el Gobierno vasco, las diputaciones y los ayuntamientos serán los que decidan en cada caso si se pervierten los valores medioambientales que se quieren proteger y en el texto se promueve la no existencia de canteras en estas áreas protegidas.

Natalia Rojo (PSE-EE) ha recordado que la propuesta de las Juntas es contraria a la jurisprudencia, que rechaza las prohibiciones genéricas relacionadas con la extracción minera en defensa del medio ambiente.

En la línea de los argumentos socialistas, la parlamentaria del PP, Mari Carmen López de Ocariz, ha dicho que la proposición de las juntas es “ilegal”, mientras que Gorka Maneiro (UPyD) ha mostrado su rechazo a esta técnica pero ha aclarado que la propuesta alavesa era de dudosa legalidad.

Mundo

EEUU afirma que hay suficiente shale para cubrir la demanda mundial durante 10 años

13 Sep , 2013  

El shale gas está superando a las previsiones para bien. Un informe reciente elaborado por el Departamento de Energía estadounidense asegura que podría haber gas no convencional suficiente para abastecer el consumo energético en el mundo durante al menos una década.

EEUU es junto con Canadá el pionero en el desarrollo de la técnica Estimulación Hidráulica, popularmente conocida como ‘Fracking’. Y, por ahora, son los únicos países que sacan partido en términos comerciales de la que ya se califica como revolución energética.

Sin embargo, en los últimos tiempos se está incrementando el número de países que pone sus ojos sobre esta energía, lo que ha hecho crecer también de forma significativa las reservas potenciales.

El mapa
De hecho, estos filones energéticos son tan “abundantes” que las previsiones de reservas existentes en todo el mundo han superado 11% las estimaciones realizadas por el Departamento de Energía de estadounidense hace solo dos años, de forma que se podría cubrir la demanda de energía a nivel global durante más de diez años.

La Casa Blanca ha analizado un total de 42 de países (EEUU incluido) y ha dibujado un mapa de recursos de shale oil y shale gas “técnicamente recuperable“. En atención al petróleo ligero, Rusia es el lugar que alberga más recursos “recuperables”, que calcula en 75.000 millones de barriles. Le sigue EEUU, con 58.000 millones de barriles. El top cinco lo completan China, Argentina y Libia.

Por su parte, si se habla de shale gas China se sitúa a la cabeza. Argentina, Argelia, EEUU y Canada ocupan los siguientes puestos en recursos “técnicamente recuperables“.

En conjunto, el Departamento de Energía estadounidense calcula que los recursos mundiales “no probados” de shale oil y shale gas ascienden a 345.000 millones de barriles.

En su informe, Washington explica que estas estimaciones dependen de los avances que se logren en la perforación horizontal y la fractura hidráulica. Así, añade que por ahora las previsiones son “altamente inciertas“.

Mundo

Gracias a la explotación de shale, Texas ya produce más petróleo que Irán

13 Sep , 2013  

La última revolución energética, la Estimulación Hidráulica -popularmente llamada ‘Fracking’- está permitiendo a Estados Unidos elevar sus niveles de producción de petróleo a unas cotas no vistas desde la década de los 80 y a recortar su dependencia de las importaciones de combustible para abastecerse.

Según los datos publicados por la Administración de Información de Energía (AIE), dependiente del Departamento de Energía, la producción de crudo de EEUU repuntó la pasada semana a su mayor nivel desde mayo de 1989. En concreto, se incrementó en 124.000 barriles diarios, el 1,6% más, hasta los 7,745 millones de barriles al día.

Gracias al shale
Esta subida está directamente relacionada con la actividad en los yacimientos estadounidenses de shale gas o gas de esquisto y shale oil o petróleo ligero. Las reservas generadas en dos de las tres principales zonas de extracción, Bakken (Dakota del Norte) y Eagle Ford (Texas), han contribuido de manera importante en el hecho de que EEUU se haya convertido en el principal exportador de combustibles refinados (lo que incluye gasolina y diésel) del mundo.

Solo el estado de Texas generó una media de 2,575 millones de barriles al día en junio, de acuerdo con la AIE, una cifra que la sitúa por delante de siete de los países miembros de la OPEP.

“Es sorprendente. Ahora mismo Texas está produciendo más petróleo que Iran”, afirma el presidente de la consultora Lipow Oil Associates, Andy Lipow, en declaraciones a Bloomberg. En cifras, supone que Texas se adelantó en junio a lo 2,56 millones de barriles generados por Irán, aunque aún se sitúa por detrás de Arabia Saudí, Iraq, Kuwait o Venezuela.

Menor dependencia
Pero el boom del ‘Fracking’ no solo permite a EEUU avanzar puestos en el ranking de productores de petróleo mundiales, sino que está acercando al país norteamericano a la tan ansiada independencia energética.

De nuevo hay que remitirse a los datos facilitados por la AIE, que indican que entre enero y mayo EEUU consiguió cubrir el 87% de sus necesidades energéticas, una proporción no alcanzada desde mediados de los años 80. Y en base a las previsiones del Departamento de Energía, la producción doméstica de crudo alcanzará los 7,5 millones de barriles diarios este año, para llegar a los 8,4 millones de barriles en 2014.

Como consecuencia, se espera que las importaciones de netas de crudo caigan a 5,4 millones de barriles el próximo ejercicio, una cifra que está lejos de los 12,5 millones que EEUU tenía que comprar al exterior en 2005.

Pero pese al despegue de la producción de shale gas y shale oil, las capacidades de la técnica de extracción conocida como fraking o fractura hidráulica están lejos de tocar techo, según aseguran las previsiones. Recientemente, la AIE emitía un informe en el que aseguraba que hay reservas potenciales de gas no convencional suficiente para abastecer el consumo energético en el mundo durante al menos una década.

Otro estudio, publicado por la Universidad de Harvard, asegura que EEUU podría llegar en 2017 al primer puesto de productores de petróleo mundiales, superando a Arabia Saudí, siempre que el precio del crudo estadounidense se sitúe entre los 75 y los 85 dólares por barril hasta 2015. Este importe sería el mínimo necesario para que la producción del petróleo ligero sea comercialmente viable en las zonas donde su obtención es más difícil.