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. (…)

Argentina

Especialistas del Clicet sostienen que por el shale se podría autoabastecer al país

22 Ago , 2013
Federico Bernal y Ricardo De Dicco  

El potencial de recursos técnicamente recuperables en el yacimiento de Vaca Muerta tiene un horizonte de vida de 78 años de petróleo y 174 años de gas, a los niveles actuales de consumo.

El pasado miércoles 24 de julio el Poder Ejecutivo de la provincia de Neuquén, en calidad de autoridad de aplicación, poder concedente y titular del dominio de los hidrocarburos ubicados en su territorio, firmó el acuerdo con YPF para la puesta en valor de una fracción de la formación Vaca Muerta, la cual había sido presentada días atrás ante el Ministerio de Energía y Servicios Públicos neuquino.

El gobernador Jorge Sapag aprobó el acuerdo por decreto, que será remitido a la Legislatura provincial para su tratamiento, esperándose su aprobación en el mes de agosto. Cabe recordar que en 2006 fue sancionada la Ley 26.197 de Federalización de Hidrocarburos (exigida por la Reforma Constitucional de 1994), que en su artículo primero sustituye el art. 1º de la Ley 17.319 de Hidrocarburos, transfiriendo la propiedad de los hidrocarburos de Nación a las provincias, correspondiendo sólo al Estado Nacional los hidrocarburos ubicados en áreas off-shore a partir de las 12 millas marinas. Por consiguiente, es responsabilidad y poder de decisión de las provincias conceder permisos de exploración, concesiones de explotación y prórrogas, así como también fijar tasas de regalías, controlar las inversiones de las empresas y exigir el cumplimiento de todos los artículos de la Ley 17.319 de Hidrocarburos.

PLAN DE DESARROLLO DE YPF EN ÁREA GENERAL MOSCONI
El plan de desarrollo de YPF sobre el área General Mosconi, de 395 km2, ubicado en la formación geológica no convencional de hidrocarburos Vaca Muerta, y que fuera recientemente concesionada por la provincia de Neuquén a YPF, contempla en principio la ejecución de un programa piloto para la exploración y desarrollo de shale gas y shale oil en un área delimitada de 20 km2 (áreas Loma Lata Norte y Loma Campana). Esta primera etapa demandará una inversión de US$ 1.500 millones (US$ 260 millones YPF + US$ 1.240 millones Chevron), de los cuales US$ 1146 millones serán destinados a la perforación de 115 pozos y el resto corresponderá a erogaciones relacionadas, con un plazo máximo de ejecución de 18 meses. Una vez aprobada la concesión a YPF por parte de la Legislatura neuquina, Chevron desembolsará una primera inversión de US$ 300 millones. Durante el primer semestre de 2015 se iniciará una segunda etapa concerniente a la exploración de riesgo, desarrollo y producción que tendrá una duración de cinco años, en la que YPF deberá invertir U$S 9000 millones (a razón de U$S 1800 millones anuales) para la perforación de 900 pozos sobre los 395 km2 del área General Mosconi. Como fuera mencionado en nuestro artículo del 24 de julio (ver “Vaca Viva” y el General Mosconi – Tiempo Argentino), YPF no sólo será el único titular de la concesión de explotación, sino que además tendrá a su cargo la dirección del proyecto, la administración de las inversiones y la futura explotación comercial por un período de 35 años, estimándose una inversión total (compartida con su socio estratégico Chevron) de U$S 26.500 millones, de los cuales aproximadamente U$S 16.500 millones serían destinados a la perforación de 1677 pozos y los U$S 10 mil millones restantes corresponderían a erogaciones relacionadas. Mientras tanto, el objetivo primario de YPF en dicha área será lograr hacia 2017 una producción diaria de petróleo y de gas natural equivalente al 24,6% y al 10,5%, respectivamente, de la extracción actual de la compañía en todo el país. YPF y Chevron podrán beneficiarse del régimen de promoción de inversiones establecido por el Decreto 929/2013 a partir del quinto año de inversiones genuinas, que establece la posibilidad de exportar hasta un 20% de la producción hidrocarburífera y disponer libremente del 100% de las divisas generadas. Asimismo, YPF se verá beneficiada por el Decreto 927/2013 para la importación de tecnologías y equipamientos requeridos en la exploración, desarrollo y producción de esta formación geológica no convencional de hidrocarburos. Por supuesto que la experiencia adquirida por Chevron durante los últimos años será transferida a YPF, convirtiéndose en otro pilar fundamental para transformar a la petrolera estatal argentina en líder regional en no convencionales.

POTENCIAL DE VACA MUERTA
Cabe destacar que de los 30 mil km2 que comprende la formación geológica de hidrocarburos no convencionales Vaca Muerta, YPF posee derechos sobre 12 mil km2. El potencial de recursos shale gas y shale oil técnicamente recuperables en Vaca Muerta, según publicó en un reciente informe la Administración de Información Energética del Departamento de Energía de Estados Unidos, se estima en 2544 millones de metros cúbicos de petróleo (más de seis veces el remanente actual de las reservas comprobadas de crudo de todo el país y un horizonte de vida de más de 78 años al ritmo de consumo actual) y en 8,7 billones de metros cúbicos de gas natural (más de 26 veces el remanente actual de las reservas comprobadas de gas natural de todo el país y un horizonte de vida de más de 174 años al ritmo de consumo actual). Ese mismo estudio sitúa al potencial total de shale gas y de shale oil de Argentina en el segundo y cuarto lugares, respectivamente, a nivel mundial.

INVERSIONES DE LA GESTIÓN PÚBLICA DE YPF
La gestión pública de YPF logró perforar hasta el momento más de 90 pozos en Vaca Muerta obteniendo en la actualidad una producción diaria de petróleo de casi 1600 metros cúbicos (equivale al 5% de la extracción total de YPF en todo el país). Por otra parte, la YPF gestionada por el Estado Nacional logró frenar a fines de 2012 la caída de la producción hidrocarburífera provocada por la pésima gestión de Repsol (en petróleo desde 1999 y en gas desde 2005), mostrando en 2013 signos de recuperación, en base a datos de la Secretaría de Energía de la Nación: la extracción petrolera y gasífera de YPF aumentaron en junio de 2013 un 2,1% y 0,4%, respectivamente, en relación a igual mes del año anterior. Cabe destacar que, en base a los estados contables de YPF, las inversiones se incrementaron 25,6% en 2012 respecto al año anterior, y en el primer trimestre de 2013 aumentaron 100,8% en relación a igual período del año anterior.

APORTES DEL GOBIERNO NACIONAL A LA PROVINCIA DEL NEUQUÉN
El gobierno nacional aportará $ 1000 millones para el financiamiento de 64 obras en las localidades petroleras de la provincia del Neuquén. Las obras públicas corresponden a infraestructura de hospitales, escuelas y viviendas, que beneficiarán a los municipios de Añelo, Rincón de los Sauces, Buta Ranquil, Barrancas; y las comisiones de fomento de Octavio Pico, Aguada San Roque, Los Chihuidos y Sauzal Bonito, todos ellos dentro del radio de influencia del proyecto. Por otra parte, se contempla la construcción y pavimentación de rutas y obras de infraestructura de interconexión que beneficiarán a los municipios de Neuquén, Centenario, Vista Alegre, San Patricio del Chañar y Añelo. En fin, la firma de Neuquén del acuerdo con YPF para la puesta en valor del área General Mosconi contribuirá a fortalecer el autoabastecimiento energético nacional, a la vez que generando en dicha provincia unos 12 mil nuevos puestos de trabajo (1500 directos y 10.500 indirectos).

Argentina

Vaca Muerta: Parque petrolero promete cambiar futuro energético de Argentina

22 Ago , 2013
Shale Seguro  

Vaca Muerta, la gigantesca formación de hidrocarburos no convencionales de Argentina, se ha convertido, en pocos meses, en una especie de “parque jurásico” petrolero que promete cambiar radicalmente el desértico paisaje local y el futuro energético del país.

Vaca Muerta, que en total abarca 30.000 kilómetros cuadrados -casi el tamaño de Bélgica- y se extiende por cuatro provincias argentinas, irrumpió en el escenario internacional en mayo de 2011 cuando YPF, entonces bajo control de la española Repsol, anunció resultados exitosos en la fase de exploración de la formación.

Actualmente, una quincena de petroleras tiene derechos de explotación en esta formación, pero YPF, con concesiones sobre 12.450 kilómetros cuadrados, lleva la delantera en la producción de petróleo de esquistos bituminosos y en las primeras experiencias en marcha para extraer gas no convencional.

Localizada unos 1.100 kilómetros al suroeste de Buenos Aires, en la provincia de Neuquén, los primeros signos de transformación ya comienzan a palparse en el área Loma La Lata Norte-Loma Campana, punta de lanza para el desarrollo del petróleo de esquisto en Vaca Muerta.

Aquí, la petrolera YPF, bajo control del Estado argentino tras la expropiación del 51 por ciento de las acciones a Repsol, explota 90 pozos y espera sumar otros tantos para finales de año.

“Hace un año aquí no había nada”, explica el gerente de Negocios No Convencionales de YPF, Pablo Iuliano, en un vuelo en helicóptero con periodistas sobre el área de 300 kilómetros cuadrados, donde en una década la petrolera planea perforar un total de 2.000 pozos, con una inversión de 15.000 millones de dólares.

Es un proyecto ambicioso al que la mayor productora de hidrocarburos de Argentina espera sumar en breve a la estadounidense Chevron, con una inversión inicial de 1.500 millones de dólares.

Unos 1.300 técnicos y operarios trabajan a diario en este área, para extraer crudo de la roca madre, a unos 3.300 metros de profundidad, donde están los estratos de Vaca Muerta, formados hace 130 millones de años, en el jurásico superior, cuando las aguas del Pacifico dejaron sus sedimentos ricos en materia orgánica.

Aquí ya no reinan los grandes saurios -aunque cada tanto se encuentran restos fósiles- sino los “viejos”, como se llaman amistosamente entre si los propios técnicos petroleros por sus rostros curtidos por el viento y el frío extremo de la zona.

Tanto la capital provincial, Neuquén, a unos 90 kilómetros de los pozos, como el cercano pueblo de Añelo, de unos 6.000 habitantes, viven una explosión comercial y de construcción gracias a la “leche” de esta Vaca Muerta.

Pero esta actividad, que promete incrementarse en los próximos años, no sólo constituye un milagro económico para los locales. Representa, sobre todo, la gran esperanza de Argentina para revertir su déficit energético, por el que este año se verá obligada a importar hidrocarburos por 13.000 millones de dólares.

Según Iuliano, con el desarrollo completo del área Loma La Lata Norte-Loma Campana y de otra similar a ésta Argentina podría lograr el auto-abastecimiento “y tendría incluso un saldo para exportar”.

De acuerdo a informes del Departamento de Energía de Estados Unidos, sólo el potencial de crudo no convencional técnicamente recuperable de Argentina es de 27.000 millones de barriles, lo que le ubicaría como cuarto país en el mundo con más recursos de este tipo.

El potencial de gas no convencional es de 802 trillones de pies cúbicos, lo que posiciona a Argentina segunda en el mapa mundial del gas de esquisto.

Eso multiplica en forma exponencial los recursos del país, una riqueza que para ser desenterrada, según el calculo de los expertos, demandará la friolera de 250.000 millones de dólares en inversiones y varios años de trabajo en este rincón remoto del mundo.

Argentina

Miguel Galuccio pidió “ser serios desde el punto de vista de los comentarios”

22 Ago , 2013
Shale Seguro  

El presidente de YPF consideró “un insulto a la inteligencia de los argentinos, o al menos un insulto a mi inteligencia”, las descalificaciones al acuerdo con la petrolera estadounidense.

En ese sentido, pidió “darle la bienvenida a las compañías que quieren invertir en la Argentina y que están apostando, porque necesitamos mucho más de ellas”.

Galuccio reclamó “ser serios desde el punto de vista de los comentarios, cuando alguien escribe algo en un periódico o en un diario”, al hablar en la reunión del Consejo de las Américas, en la que participan autoridades nacionales y provinciales, además de los principales candidatos de la oposición.

El funcionario manifestó asimismo que el resto de la industria de hidrocarburos “no ha reaccionado” con la velocidad con que lo hizo la compañía estatal, por lo cual la producción del sector “sigue cayendo este año, y no por YPF”.

Expertos

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

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

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

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

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

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

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

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

Argentina

La discusión sobre el método no convencional y los recursos estratégicos

18 Ago , 2013
Raúl Dellatorre - Periodista  

El tratamiento legislativo en Neuquén de una modificación al contrato de concesión a YPF de un área en la formación Vaca Muerta dio lugar a cuestionamientos de ambientalistas y políticos, pero también a explicaciones de especialistas que buscaron echar cierta luz sobre una cuestión habitualmente tratada en las sombras. Las dos preocupaciones centrales son si la extracción del crudo y el gas por estimulación hidráulica podría provocar la contaminación de las napas de agua cercanas al yacimiento, y una alteración del subsuelo por vibración que pudiera derivar en eventos sísmicos.

Las advertencias buscan encender luces de alarma, las explicaciones técnicas intentan serenar los ánimos dando luz verde a los sistemas no convencionales, en los que Argentina se juega buena parte de su futuro energético. Aquí va una aproximación al conflicto y a las distintas posturas.

La reforma al contrato de concesión, que habilitaría a YPF a seguir adelante por otros 35 años con el desarrollo del área General Mosconi, en Vaca Muerta, ya obtuvo voto favorable en la Comisión de Hidrocarburos de la Legislatura neuquina. Pero la semana entrante seguirá con el tratamiento desde la óptica ambiental, para lo cual el gobierno de Jorge Sapag prometió acercar todos los elementos necesarios para su análisis. El propio gobernador manifestó, el último viernes, sentirse “muy tranquilo con el tema ambiental: las tres cuartas partes del expediente que fue a la Legislatura están referidas al tema”. Mencionó “la prohibición de usar el agua del subsuelo para todo tipo de fractura, reutilización del agua de reflujo para ser aplicada otra vez a todo lo que es fractura: tratamiento del agua de reflujo para sacarle las impurezas y, por supuesto, todas las normas exigibles como es una licencia ambiental por pozo”. Además, aseguró que la provincia está incorporando los recursos humanos y materiales necesarios “para ir haciendo los monitoreos”.

La mayor parte de las demandas, si no todas, toman como base los antecedentes de países europeos y de Estados Unidos para sostener la inconveniencia de la Estimulación Hidráulica. Los que defienden su uso en Argentina señalan que las condiciones geofísicas locales son las que determinan la ausencia de riesgo de contaminación de las napas acuíferas en el caso de Vaca Muerta. Pero en Estados Unidos la explotación de hidrocarburos por Estimulación Hidráulica sigue avanzando y está transformando radicalmente el balance petrolero de ese país: lo que antes obtenía en el plano militar conquistando el control de áreas del mundo ricas en hidrocarburos para asegurarse el abastecimiento, ahora lo obtiene de su propio subsuelo.

Pero, además, estudios recientes (Laboratorio Nacional de Tecnología Energética, Departamento de Energía) en el condado de Greene (Pittsburg, West Virginia) estarían señalando la ausencia de riesgos en el comportamiento de los fluidos utilizados en fractura hidráulica con respecto a la afectación de fuentes de agua potable y en relación al comportamiento sísmico.

Argentina enfrentará el desafío de reconstruir su autoabastecimiento energético, que depende en forma crucial de los hidrocarburos. La discusión de la cuestión ambiental requiere de información técnica. El contrato de YPF con Chevron se cuestionó sin considerar las responsabilidades y el control de las operaciones que el acuerdo le concedía a la petrolera nacional por sobre la estadounidense. Ahora, en el tema ambiental, son muy serios los interrogantes pero no siempre hay predisposición a escuchar las respuestas. Mucho de lo que se discutió y discutirá en Neuquén dará una oportunidad de conocer unos y otras.

Energía, Mundo

México: Aseguran que el shale gas generaría hasta 50 mil empleos

12 Ago , 2013
Rubén Moreira Valdez - Periodista  

La explotación de shale gas en la zona Norte de Coahuila podría generar, en su periodo de máxima capacidad, hasta 50 mil empleos entre directos e indirectos, consideró el gobernador Rubén Moreira Valdez. Hasta ahora, con las primeras exploraciones en el municipio de Guerrero, se ocupó a unos 500 trabajadores.

“Yo estimo que el shale gas nos puede generar más o menos unos 50 mil empleos. Ahora mismo la pura exploración Pequeñita, que se está haciendo, está generando 500 empleos en la zona de Guerrero, Coahuila, que es casi el equivalente a la mitad de la población de Guerrero”, explicó.

Consideró que Coahuila está en un momento ideal para que se aprovechen los recursos energéticos del subsuelo, tanto el gas y algunos derivados del petróleo, como el carbón y otros minerales.

“Para finales de este siglo, los combustibles fósiles ya no se estén utilizando en el mundo, entonces o los utilizamos ahorita o nos quedamos con ellos enterrados. Alemania va a dejar de utilizar el año que entra el combustible producto del carbón, entonces lo utilizamos ahora o nuestros hijos ya no lo van a necesitar porque va a haber energía eólica y energía solar, entonces nos vamos a quedar con nuestra riqueza enterrada, que va a valer nada”, apuntó.

Pero mientras el optimismo industrial y económico está planteado en la explotación de shale gas que podría iniciar en los próximos meses, por ahora el país está dentro de una parálisis económica que, de acuerdo con el Gobernador, podría afectar a la pequeña y mediana industria.

Anticipó que para contrarrestarla, su Gobierno se dará prisa en resolver los procesos de licitación de obra pública para que las inversiones se apliquen en el menor tiempo posible y la generación de empleo se reactive.

“Lo que corresponde a la gran industria no traemos problemas porque va a seguir creciendo. De hecho vamos a anunciar varias inversiones grandes en los próximos días. En cuanto al resto de las ramas económicas vamos a acelerar los concursos que hace el Gobierno del Estado, las licitaciones, para activar el sector de la construcción, vamos a seguir desregulando para que sea más fácil la inversión”, señaló.

Mundo

Encuentran en Paraguay una gran reserva de gas no convencional

20 Jul , 2013
Shale Seguro  

El gas de esquisto (conocido como shale gas) encontrado en Paraguay representa uno de los descubrimientos más importantes en el ámbito de los hidrocarburos, gas atrapado bajo la superficie terrestre en una formación geológica denominada “roca madre”.

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Según la Agencia de Información y Administración de Energía de Estados Unidos, bajo toda el subsuelo paraguayo posee una inmensa capa de esquisto, que es la roca que tiene atrapado el gas natural. Así, el país en un potencial productor de gas natural, estimándose la capacidad en 62 trillones de pies cúbicos del gas.

De explotarse este potencial recurso, Paraguay ya no tendría que depender de otros países para proveerse del hidrocarburo.

Expertos

La estimulación hidráulica no genera más peligro que las técnicas tradicionales

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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