Argentina, Expertos

‘Fracking’: La discusión debe contemplar las mejoras tecnológicas certificadas

23 Sep , 2013
Federico Bernal (Director del CLICET)  

El eje del debate científico se centra en comprobar si el metano liberado durante el proceso de perforación, terminación y producción de pozos de shale gas es mayor, menor o igual al liberado durante la extracción de gas de yacimientos convencionales, y si los volúmenes de gas liberados a la atmósfera son superiores a los liberados por la combustión del carbón en la generación de energía eléctrica.

Grupos ecologistas estadounidenses contrarios a la explotación de hidrocarburos no convencionales afirman que la extracción de gas natural entrampado en formaciones de esquisto (shale gas) libera gas metano de forma descontrolada y con consecuencias catastróficas para el medioambiente. La imputación, reforzada por un estudio científico publicado en 2011 por la Universidad de Cornell –sumado a otros dos de la Administración Nacional Oceánica y Atmosférica (EE UU) y de la Universidad de Colorado– se propagó por el mundo como verdad irrefutable. Ciudadanía, periodistas y políticos en general compraron la imputación en todas partes y sin el menor resquicio de dudas o sospechas, con el agravante de ignorar hasta las mismas incógnitas y limitaciones comunicadas por los autores de los trabajos aludidos.

En la Argentina –entre las primeras naciones del planeta con mayor potencial en hidrocarburos provenientes de formaciones geológicas no convencionales–, la pobrísima argumentación esgrimida por supuestos ecologistas (y supuestos políticos proecologistas) contrarios a la técnica de la fracturación hidráulica está generando mucho daño a la sociedad.

Poco o nada les preocupa respaldarse en trabajos científicos ya publicados, y mucho menos promover nuevos en función de las particularidades ambientales y geológicas propias del país. La discusión en torno al metano y su vinculación con la extracción de gas natural está muy lejos de concluida. Con la intención de contribuir a un debate que esté a la altura del desafío, la potencialidad de nuestros recursos shale y la YPF renacionalizada, vaya el siguiente aporte.

Gas natural, metano y efecto invernadero
El gas metano es el componente principal del gas natural. Existen muchas fuentes de emisión de metano, algunas naturales y otras inducidas por el hombre. La extracción de hidrocarburos de formaciones geológicas convencionales y no convencionales libera metano a la atmósfera, además de dióxido de carbono (sobre todo, producto de la combustión de maquinaria y equipos). Ambos gases, especialmente el primero, son poderosos agentes de efecto invernadero. Durante la fracturación hidráulica, materiales como agua, arena y aditivos son inyectados a grandes presiones en formaciones de baja permeabilidad en pozos verticales y horizontales previamente perforados.

La inyección del fluido genera canales en la roca que desentrampan el gas y petróleo de esas formaciones (shale, granito, tight, etc.), permitiendo que el líquido, el metano y otros gases allí alojados retornen hacia la superficie a través del pozo, una vez iniciadas las fases de flowback (limpieza del líquido y la arena inyectada), seguidas de la de producción (extracción propiamente dicha).

Ejes del debate científico
EE UU está a la vanguardia de la producción gasífera mundial proveniente de formaciones shale, con un 40% de participación sobre el total nacional, porcentaje que la EIA estima, crecerá a más del 50% para 2040 (Annual Energy Outlook, 1/13/13).

En este país, el eje del debate científico se centra actualmente en comprobar, por un lado, si el metano liberado durante el proceso de perforación, terminación y producción de pozos de shale gas es mayor, menor o igual al liberado durante la extracción de gas de yacimientos convencionales y, por el otro, si los volúmenes de gas liberados a la atmósfera son superiores a los liberados por la combustión del carbón (en la generación de energía eléctrica).

Las diferentes visiones en pugna coinciden en señalar que una pérdida superior al 2% de gas natural sobre el total producido (liberado directamente a la atmósfera a lo largo de toda la cadena gasífera) convierte al gas natural en un combustible más contaminante que el carbón mineral, el fuel oil, gasoil, etcétera. Repasemos los enfoques: 1) la Agencia de Protección Ambiental de EE UU (EPA) determinó en un 1,6% la pérdida de gas ligada a la producción gasífera total en aquel país (aclarando la propia limitación de basarse en datos de comienzos de los noventa); 2) los activistas “antifracking” y su estudio de la Universidad de Cornell (Robert Howarth, 2011) calcularon las emisiones fugitivas totales de gas entre el 3,6 y el 7,9% durante la vida de un pozo promedio; 3) la industria petrolera, que reconoce un nivel de pérdida máximo de 1,6 por ciento; y 4) la célebre organización ecologista estadounidense Fundación para la Defensa Medioambiental (más de 700.000 miembros) y su más reciente y revelador hallazgo, hallazgo que ahora pasamos a describir.

Ecología “profracking”
Ante la disparidad de resultados, la Fundación para la Defensa Medioambiental (EDF, en inglés) se propuso en 2012 comenzar una serie de 16 estudios científicos –coordinadamente con 90 universidades y con la participación de la industria– para precisar el porcentaje de liberación de metano a lo largo de toda la cadena gasífera (desde el pozo hasta las plantas de distribución y hogares). Pues bien, el pasado 16 de septiembre se conoció el primer resultado. La investigación (Allen y colaboradores) fue publicada por la prestigiosa revista científica Proceedings of the National Academy of Sciences (EE UU). En este caso, participó junto con la EDF la Escuela de Ingeniería de la Universidad de Texas (UT). Primer elemento clave: se analizaron exclusivamente pozos gasíferos aplicados a formaciones no convencionales de tipo esquisto (shale). Se cubrieron 190 yacimientos a lo largo y ancho de EE UU, de los cuales 150 eran productivos, con un total de 489 pozos, todos con fractura hidráulica. Segundo elemento clave: la EDF recopiló las mediciones in situ, es decir, pudo recopilar datos reales del campo y no desde modelos matemáticos o proyecciones abstractas (principal crítica al estudio de Cornell, EPA de 2011 ídem).

Hallazgos y conclusiones
Principal hallazgo del EDF: la mayoría de las operaciones de perforación/fracturación contaban con equipamiento que permitió reducir la liberación de metano en un 99 por ciento. Como consecuencia de esta tecnología, las emisiones de metano de pozos productivos desde el inicio de la perforación hasta la terminación (incluyendo, obviamente, la fracturación) fueron un 97% menores que las encontradas en 2011, según publicó EPA en abril de 2013.

En otras palabras, si la liberación de gas no deseada se redujo en un 99%, significa que las últimas estimaciones de la EPA de 1,6% podrían reducirse a menos del 1%, convirtiendo de esta suerte al gas proveniente de formaciones shale en una actividad extractiva de baja contaminación. Asimismo, estos resultados, en línea con las reducciones que la EPA atribuyó a las pérdidas de gas (2,4 a 1,6% entre 2010 y 2011), demuestran el impacto altamente significativo de las mejoras tecnológicas aplicadas por parte de ciertas compañías a la captura y/o control de pérdidas de metano. Esto a su vez conducirá a optimizar los marcos regulatorios por parte de las autoridades estaduales y federales competentes, advertidas ahora que una reducción drástica de la contaminación por emisión de gases de efecto invernadero es absolutamente posible de lograr. En fin, y extrapolado a la Argentina, importantísimos hallazgos para Vaca Muerta e YPF. Importantísimos también para pensar a nuestro shale gas como el más veloz y eficaz sustituto de combustibles más contaminantes. Y flor de lección para los supuestos ecologistas argentinos contrarios al “fracking”, sobre todo después de que el autor del trabajo “antifracking” por excelencia (Robert Howarth de la Cornell) dijera a la Associated Press que el trabajo de la EDF son “buenas noticias” (AP, 16/9/13).

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Expertos, Mundo

Siete factores que incidieron en el éxito del desarrollo de shale gas en Estados Unidos

21 Sep , 2013  

Al menos siete factores contribuyeron en el meteórico crecimiento de la explotación de recursos no convencionales en Estados Unidos en los últimos años, lo que le ha permitido incrementar sus reservas de hidrocarburos y desarrollar notablemente su producción, explicó Francisco González, profesor asociado Riordan Roett de Estudios Latinoamericanos de la Universidad John Hopkins, de Washington DC.

Según el experto mexicano, en la década del 2000 la explotación de gas de esquisto ya era posible porque la tecnología respectiva fue desarrollada en más de 40 años por pequeñas empresas de servicios petroleros en Texas, con el fin de aumentar la producción proveniente de campos maduros de petróleo y gas, pero era poco rentable.

Sin embargo, la conjunción de la fractura hidráulica y perforación horizontal, además de los cambios en los precios de los hidrocarburos en 2003 permitieron que este tipo de explotación se torne muy rentable.

En este sentido, en las nuevas condiciones globales, las empresas energéticas privadas más grandes se dedicaron a la creación de asociaciones, compra de “jugadores pequeños”, y comenzaron a arrendar la tierra por su cuenta para desarrollar la producción de esquisto.

Ante la pregunta referida a las principales razones del desarrollo del gas de esquisto en EEUU, González indicó que una de las causas está relacionada con la existencia de un gran número de pequeñas empresas de servicios petroleros, que fueron obligadas a la innovación constante para atender las necesidades de los grandes jugadores de la industria, por lo que abundaron las pruebas de ensayo y error para el desarrollo de tecnologías y se diversificó el riesgo.

Asimismo señaló que el aumento de precios internacionales del petróleo desde 2003 permitió la búsqueda de alternativas a los hidrocarburos convencionales que se explotaban en ese tiempo.

Además otro elemento a favor del desarrollo de esta industria es que los derechos de propiedad son fácilmente transferibles en EEUU, debido a que los dueños de las tierras también poseen los recursos naturales bajo el subsuelo.

De esta manera las empresas de energía arrendaron directamente la tierra para la exploración y producción con la mínima intervención del Estado. Sin embargo, una parte significativa del territorio de ese país sigue muy regulada, por lo que a veces se exagera la imagen de que este país es “un paraíso para los perforadores”, aclaró.

A su vez otra de las ventajas adicionales que se ofrecen en Estados Unidos tienen que ver con impuestos bajos y los incentivos al aumento de producción, mercados financieros con mucha liquidez, muchos actores, sobre todo de capital privado y bajos costos de perforación.

En las conclusiones de su estudio denominado: “Recursos de esquisto: ¿Por qué primero en los Estados Unidos y pueden continuar este camino otros países?” González manifiesta que la revolución de esquisto obligó a una nueva evaluación sobre el potencial de la energía, los precios, y los efectos sobre el crecimiento económico, el desarrollo y las cuestiones de la sostenibilidad ambiental.

Las condiciones existentes en los Estados Unidos permitieron que esta revolución del gas se inicie allí, por lo que su réplica no es imposible, pero todavía es bastante duro lograrlo, sostuvo.

A su vez, consideró que es conveniente para las empresas energéticas estatales y privadas que no pueden explotar recursos no convencionales por cuenta propia asociarse con aquellos que si cuentan con la tecnología y know how correspondiente.

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Argentina

Wintershall firmará con Gas y Petróleo de Neuquén para explotar Vaca Muerta

20 Sep , 2013  

El gobierno neuquino, a través de la empresa Gas y Petróleo de Neuquén, firmará hoy en Kassel, ciudad del centro de Alemania, un millonario acuerdo comercial con la empresa Wintershall para el desarrollo de un área de shale oil sobre la formación Vaca Muerta. El convenio es para exploración y explotación, en diferentes etapas, con un inicio antes de fin año.

Wintershall es parte de un peso pesado, nada menos que del grupo económico Basf. En Argentina, la compañía quiere desde hace tiempo fortalecerse en Vaca Muerta pues hasta ahora tenía porcentajes menores en desarrollos de gas en Aguada Pichana y San Roque en asociación con la francesa Total Austral. En el acuerdo con la empresa provincial neuquina, Wintershall ve una posibilidad inmejorable.

Con Wintershall está todo cerrado con los directorios de ambas compañías. Falta el aval del directorio de Basf que, aseguran, estará cerrado en menos de 40 días.

“Es el acuerdo más importante que haya firmado jamás una empresa provincial”, afirmó ayer una alta fuente del gobierno neuquino que se mantuvo hermética a la hora de dar números sobre la inversión que hará la empresa teutona.

Sapag y el ministro de Energía Guillermo Coco llegaron ayer a Kassel junto al gerente de Gas y Petróleo y miembro del directorio de YPF y director de Exploración de Gas y Petróleo Gustavo Nagel para participar de la firma del convenio que se realizará a las 13 hora argentina, a las 18 de Alemania. Por la empresa teutona firmara Martín Bachmann presidente de Wintershall Energía.

Para Neuquén, graficó una fuente de la cartera energética, es “un día histórico” y para Wintershall significa nada más y nada menos que el desembarco en Vaca Muerta y la posibilidad de desarrollar recursos no convencionales, un tema de intenso debate en Alemania que está definiendo en qué lugares realizará este tipo de operaciones.

Ya está definida una etapa de exploración inmediata en un área que en realidad Gas y Petróleo de Neuquén dividió en tres partes: una es Aguada del Chañar (donde es socia con Enarsa por recursos convencionales), otra que se denomina Cánepa –en honor al geólogo que motorizó la perforación que permitió el descubrimiento del petróleo en Plaza Huincul– y la tercera que es Aguada Federal donde la provincia tiene un pozo no convencional y espera a fin de este mes realizar la fractura hidráulica.

El tema de la subdivisión no es menor pues ya es parte de una mecánica de acción que contempla la provincia y que espera pueda ser ratificada en la ley que prevé enviar a la Legislatura en los próximos días. Ya no habrá enormes campos concesionados sino áreas de menor superficie para desarrollos intensivos y de inversión segura.

Así las cosas, en apenas 97 kilómetros cuadrados, la empresa provincial y la alemana planean un plan intensivo en busca de shale oil con pasos similares a los que hace más de un mes definieron Chevron e YPF. Este acuerdo, se indicó, comenzó a germinar hace unos seis meses y ya fue aprobado por el directorio de Wintershall que ahora espera que haga lo propio el grupo Basf, una cuestión que para la provincia ya está prácticamente cerrada.

Wintershall que tiene su sede central en Kassel, una ciudad de 200.000 habitantes.

Mundo

Petroperú afirma que su país podría sumarse a la explotación de shale

20 Sep , 2013  

El gerente general de Petroperú, Luis Lem, afirmó que existen zonas donde se podría explotar el denominado “shale gas” o gas de esquisto en el país, aunque señaló que la tecnología para extraerlo aún es cara.

Recordó que en Estados Unidos la explotación de este gas es un boom y con el rápido avance de la tecnología los precios para extraerlo -fracturando la roca de manera hidráulica- podrían bajar.

“En Perú, sí tenemos zonas donde se podría explotar el shale gas, pero la tecnología todavía es cara y todavía no se justifica económicamente que se pueda hacer en el país”, dijo durante su participación en la 31 Convención Minera Perumin, en Arequipa.

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Expertos, Mundo

Estudio sobre ‘Fracking’ de la Universidad de Texas desestima fuga de metano

19 Sep , 2013
Ben Webster - Editor en Medio Ambiente  

Fracking does not lead to as much leakage of the greenhouse gas methane as had been feared, according to a study which will strengthen the case for exploiting Britain’s reserves of shale gas.

The study, by scientists at the University of Texas, suggests that exploiting natural gas can be an effective way of meeting climate change targets by reducing reliance on coal. The risk of “fugitive emissions” of methane, a far more potent greenhouse gas than carbon dioxide, has been one of the main objections raised by campaigners against fracking.

David Cameron said last month that shale gas would cut energy bills, and pointed out that, in the US, where more than 10,000 fracking wells open up each year, gas prices are substantially lower than in Britain. However, Sir David King, the Government’s former chief scientific adviser, has argued that there could be severe environmental consequences from fracking, and that it will not be the same “game changer” in Britain as it has been in the US.

The study, published in Proceedings of the National Academy of Sciences, involved taking direct measurements of methane emissions from 150 natural gas production sites in the US containing 489 hydraulically fractured wells. It found that, during the process of extracting natural gas from the ground, total leakage at the sites was 0.42 per cent of all the gas produced — slightly less than the 0.47 per cent which the US Environmental Protection Agency suggested in 2011 was the national average.

The study did not consider other potential downsides of fracking, such as water and air pollution, and concerns about increased traffic and noise in otherwise tranquil countryside. The study authors said they had controlled how the research was done and how the wells were chosen.

Robert Howarth, of Cornell University, one of the scientists who first raised concerns bout
methane leaks, described the results as “good news” but said they might represent a “best-case scenario”.

He said it showed the industry was capable of fracking with very low emissions, “but they very often do not do so. They do better when they know they are being carefully watched.” He said more research was needed to explain why some studies have found high rates of leaking methane and others have not.

Gabrielle Petron, a methane monitoring scientist for the National Oceanic and Atmospheric Administration, suggested that the study might not have included the worst sites for leakage.

She said: “Even very high-quality measurements cannot overcome the small number of operations or sites measured.”

Ira Leifer, a scientist at the University of California, Santa Barbara who has measured methane leaks across the US, said companies might steer scientists away from sites where there were big leaks.

Ralph Cicerone, president of the National Academy of Sciences, and an atmospheric scientist who has researched methane, dismissed concerns that the industry’s funding of the report could have influenced its results.

He said the authors were “some of the very best experts around the country. It doesn’t matter who is paying these people. They’re going to give you the straight scoop.” A spokesman for the Department of Energy and Climate Change said: “We welcome this report, as it supports our approach that, wherever shale gas is exploited, it must be done reducing the environmental and safety risk to as low as reasonably practicable.”

The study was funded largely by oil and gas companies but carried out by a team of independent scientists.

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Argentina

De Mendiguren resaltó que explotar Vaca Muerta reduciría el déficit energético

18 Sep , 2013
Shale Seguro  

El extitular de la UIA y candidato por el Frente Renovador, José Ignacio de Mendiguren señaló en su perfil de Twitter que el costo para desarrollar el yacimiento “es barato” si se logra eliminar la dependencia del combustible extranjero.

De Mendiguren

El empresario estimó que para explotar el yacimiento no convencional se necesitan US$ 40.000 millones. Al respecto, sugirió que el costo de capital en el mundo es barato si lo pensamos financiando el yacimiento de Vaca Muerta, que terminaría con el déficit energético“. 

José Ignacio de Mendiguren expresó su opinión a través de la red social en el marco de una serie de comentarios realizados respecto a la necesidad de invertir en infraestructura.

En sintonía, desde otros frentes políticos también coincidieron en señalar el potencial productivo del yacimiento neuquino. Por ejemplo, el dirigente del PRO y Jefe de Gobierno porteño, Mauricio Macri, también enfatizó que Vaca Muerta tiene la capacidad de multiplicar siete veces el PBI de la Argentina.

Al respecto, al presentarse como candidato presidencial para el 2015, apuntó a la necesidad de “conquistar el autoabastecimiento energético” e instó a “volver a producir energía en el país”.

Por su parte, el candidato a diputado por la Ciudad de Buenos Aires Federico Sturzenegger también se expresó, días atrás, a favor de los recursos “no convencionales” y aseguró que el shale “beneficiará al medio ambiente.

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Energía, Mundo

EEUU: El shale creó 2.1 millones de empleos durante 2012

18 Sep , 2013
Daniel Yergin  

El rápido aumento del gas de esquisto (shale gas) y del petróleo de formaciones compactas (tight oil) en Estados Unidos constituye nada menos que una revolución en el petróleo y el gas natural. Ya no puede haber ninguna duda sobre el dramático giro en la posición energética de Estados Unidos. Ver nota

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Mundo

¿Quiénes son los principales políticos británicos a favor del shale?

18 Sep , 2013   Galeria

La conferencia internacional Shale Gas World 2014 reconoció los principales actores del ámbito político británico que se expresan públicamente a favor de la explotación del shale gas en UK para aprovechar su ya reconocido potencial para la industria de hidrocarburos.

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Argentina

Neuquén habilitó plan de desarrollo de yacimiento de shale gas El Orejano

18 Sep , 2013  

El gobierno neuquino habilitó el plan de desarrollo del yacimiento gasífero El Orejano –ubicado en el noroeste del departamento de Añelo– y puso en tiempo de descuento la firma del acuerdo entre YPF y la gigante petroquímica Dow Chemical con la que tiene firmado un memorando de entendimiento (MOU, por sus siglas en inglés) que se traduciría en una inversión por alrededor de 600 millones de dólares. Se trata del primer plan de desarrollo intensivo de shale gas de YPF, que –desde un pozo exploratorio en este yacimiento– ya en febrero comenzó a aportar gas al debilitado sistema energético argentino.

El volumen de gas que aporta El Orejano es bajo: entre 250.000 y 300.000 metros cúbicos diarios pero, destacan los especialistas, “está saliendo de un pozo exploratorio”. Esperan que una vez en marcha el yacimiento aporte dos millones de metros cúbicos de gas seco.

La inyección comenzó en febrero y a finales de marzo se firmó el MOU entre el CEO de YPF Galuccio y el representante de Dow para la Región Sur de Latinoamérica, Jorge La Roza. Desde entonces, ambas empresas afinan los detalles para acordar los términos y condiciones del joint venture donde YPF cederá el 50 por ciento de su participación para el desarrollo del yacimiento.

Fuentes consultadas por el diario local Río Negro dijeron que es muy posible que la firma se concrete antes de fin de mes y de hecho hace un par de semanas el propio Galuccio admitió que este proyecto es “el próximo” a concretar.

Se trata de una extensión chica respecto al común de los bloques de petróleo y gas: 44,9 kilómetros cuadrados sobre los cuales hay una notable expectativa.

“Por su ubicación geográfica, la porción de la formación Vaca Muerta que se encuentra en este bloque se corresponde con la ventana de gas seco, es decir, que en esta área la producción de hidrocarburos se orientará hacia la extracción de gas natural”, explicó una fuente de la subsecretaría de Hidrocarburos de la provincia.

En misión exploratoria, YPF descubrió hidrocarburos en la formación Vaca Muerta durante el año 2012. Posteriormente, y como resultado de los diversos estudios y análisis, la empresa solicitó la concesión de explotación para este bloque, por 25 años. Este pedido –indicaron fuentes de la cartera energética– se encuentra acompañado por una propuesta para ejecutar un plan de desarrollo compuesto por tres fases, donde la primera está cumplida con los trabajos realizados a la fecha y su puesta en producción.

La segunda etapa, de dos años de duración, comprende la realización de un piloto de producción de shale gas, que implica la perforación de 16 pozos, de los cuales una decena son verticales y seis horizontales. Además, indicaron fuentes de la provincia, se llevarán a cabo estudios de microsísmica con el objetivo de determinar el arreglo óptimo para las fracturas hidráulicas.

Con los resultados que se obtengan en esta etapa se podrá definir el esquema de desarrollo óptimo desde el punto de vista de la producción, costos y recuperación final, para la próxima fase. En la tercera etapa, que se extiende hasta el fin de la concesión, se procederá con el desarrollo masivo del bloque, donde se estima la perforación de 42 pozos horizontales. A estas inversiones se le deben adicionar las correspondientes a las instalaciones de superficie, como plantas de tratamiento y compresión, necesarias para su producción.

En términos económicos, las inversiones que generará el proyecto superan los 600 millones de dólares, donde las correspondientes a la fase del piloto ascienden a 160 millones de dólares, mientras que en la etapa de desarrollo masivo totalizarán 450 millones de dólares.

Por otra parte, se indicó, este desarrollo generará en su pico, dos millones de metros cúbicos de gas por día, lo que representa el 4% de la producción actual de la provincia. En cuanto a los ingresos provinciales, generará un total de 322 millones de dólares, a través de regalías, canon de explotación e ingresos brutos.

Mundo

Encuesta sobre ‘Fracking’ en sitio de EEUU obtuvo más de 80% a favor de la técnica

18 Sep , 2013
Steve Carlic  

Ante el debate presente en la sociedad de Nueva York sobre la fractura hidráulica, el portal Syracuse reprodujo un video publicitario a favor del uso de la técnica de explotación del shale y consultó a los lectores qué opinaban al respecto.

Sobre una base de 1.487 votos resultados de la encuesta fueron:

  • Debería ser prohibida: 12, 44 %
  • Debería ser permitida: 82,72 %
  • Debería ser permitida pero sólo en determinadas locaciones: 3,09 %
  • “No estoy seguro pero me inclino hacia que se prohíba”: 0,81 %
  • “No estoy seguro pero me inclino hacia que sea permitido”: 0,87 %

El spot difundido fue producido por American Petroleum Institute, un grupo representante de la industria del petróleo y gas para EE.UU.. Exhibe a una mujer que narra cómo junto a su familia decidieron permitir la estimulación hidráulica y concluyen que la técnica es “segura”.

El predio donde vive la familia está ubicado en Weld County, Colorado, que está sufriendo importantes inundaciones y donde los profesionales de empresas petroleras trabajan para evitar daños ambientales.

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