Expertos, Mundo

Secretario de Estado de Energía de UK informó sobre mitos y realidades del shale

9 Sep , 2013
Edward Davey  

Discurso del Secretario de Estado de Energía y Cambio Climático del Reino Unido, Edward Davey disertó en la Real Sociedad de Londres, sobre los mitos y realidades del shale:

For over 350 years, the Society has served the common good. Your Charter, updated and approved by the Queen just last year, tasks the Royal Society to ensure that the light of science and learning “shines conspicuously”. Not just amongst our own people – but the “length of the whole world”; To be a “patron of every kind of truth”.

It is because of your rich history, your reputation for independence, your dedication to the scientific method, that people turn to the Royal Society for understanding when confronted with new and complex challenges.

That is why last year, the Government’s former Chief Scientific Adviser, Sir John Beddington, asked the Royal Society and the Royal Academy of Engineering, to review the scientific and engineering evidence on the advances being made in shale gas extraction.

Specifically the technology of hydraulic fracturing – popularly known as fracking. And he asked you to make recommendations to ensure exploration in the UK could proceed safely and extraction be managed effectively;

Recommendations based on the scientific evidence to ensure that the way forward is informed by fact and not by myth. On behalf of the Government, I accepted the recommendations of your report in full.

And today I want to talk about the progress we’re making in implementing them. But I also want to take this opportunity to address other concerns that have been raised. And to set shale gas in the context of Britain’s overall energy strategy.

The debate on shale gas
There has been quite a debate on the future of shale gas this summer. And if you took at face value some of the claims made about fracking, such has been the exaggeration and misunderstanding, you would be forgiven for thinking that it represents a great evil;

One of the gravest threats that has ever existed to the environment, to the health of our children and to the future of the planet. On the other side of the coin, you could have been led to believe that shale gas is the sole answer to all our energy problems;

That we can turn our backs on developing renewables and nuclear, safe in the knowledge that shale gas will meet all our energy needs. Both of these positions are just plain wrong.

I understand the concerns people have that shale gas extraction could be taken forward irresponsibly and without proper protections. And I stand shoulder to shoulder with those who want to tackle climate change; Just as I stand shoulder to shoulder with those who want to keep our homes warm and our businesses powered at a price people can afford.

But our society is ill served when we allow myths to proliferate or when we allow debates to be hijacked by zealots or vested interests.

So, today, I want to make the calm, rational, objective case for shale gas exploration in the UK in the light of the three equal and overarching objectives I have as Secretary of State for Energy and Climate Change.

First, powering the country – keeping the lights on – planning properly to meet our future energy needs. Second, protecting the planet – cutting carbon emissions and preserving our environment – being responsible guardians of our children’s inheritance. And third – making sure the whole of society benefits from the exploitation of energy resources – revenues, growth and jobs – and, of course, affordable bills.

UK shale gas can be developed sensibly and safely, protecting the local environment, with the right regulation. And we can meet our wider climate change targets at the same time, with the right policies in place.

Gas, as the cleanest fossil fuel, is part of the answer to climate change, as a bridge in our transition to a green future, especially in our move away from coal.

Gas will buy us the time we need over the coming decades to get enough low carbon technology up and running so we can power the country and keep cutting emissions.

We have to face it: North Sea gas production is falling and we are become increasingly reliant on gas imports.

So UK shale gas could increase our energy security by cutting those imports.

Home-grown gas, just like home-grown renewables and new nuclear, also provides jobs for our people and tax revenues for our society.

Taking all this together shale gas could have significant benefits. But – let me be equally clear – shale gas is no quick fix and no silver bullet.

First, we must make sure that the rigorous regulation we are putting in place is followed to the letter, to protect the local environment. Second, we must pursue vigorously the development and deployment of mitigation and abatement technologies like carbon capture and storage, to protect the planet. And, third, frankly, we are at the very early stages of onshore shale gas exploration in the UK.

We may have been fracking in Britain’s offshore waters for years. The US may have been fracking onshore for years. But in Britain, fracking for onshore gas in shale, at any significant scale, is something new.

Nobody can say, for sure, how much onshore UK shale gas resource exists. Or how much of it can be commercially extracted. So let’s be cautious about hyperbole on shale.

For it would likely be the 2020s before we might feel any benefits in full. So we can’t bank on shale gas to solve all our energy challenges, today or this decade. And in the next decade, shale, by itself, will not come close to solving even our basic energy resource security challenge.

But the promising news is that UK shale gas could be a key and valuable resource as part of a more diverse energy mix – especially as the production of North Sea gas declines in the future.

And it will do so alongside conventional gas, wind, wave, biomass, nuclear, carbon capture and storage – and all the other low carbon technologies that must contribute. We won’t know any of this for sure until proper exploration takes place.

So it’s in the national interest to move on from the arguments of zealots and vested interests, and start a debate about how best to proceed safely with shale gas exploration, where we maximise the real positive benefits and minimise the inevitable negative impacts.

And today I want to start that debate beginning with that first objective I set out, powering the country. And to do that, I have to tell the story of gas in Britain.

We need gas
Over the last 45 years, the extraction of both oil and gas from the North Sea has contributed around £300bn in production taxes to the Treasury, with hundreds of thousands of jobs across the country.

Today, our society annually consumes around 70 billion cubic metres of gas. Roughly a quarter of that is used to produce electricity. And nearly all of the rest is used for cooking our food and heating our buildings. And gas has advantages for those tasks: it is flexible and readily available.

Gas is much better for the environment than coal when generating electricity, with half the carbon footprint.

As our comprehensive 40 year Carbon Plan sets out – a plan that meets our ambitious climate change objectives – gas will continue to play a role right through to 2050. And over the next two decades or more, gas in the power sector will support our ability to reduce carbon emissions while we develop low carbon alternatives for electricity.

For by 2030, none of Britain’s electricity must come from unabated coal – a dramatic shift. Instead, it must come from some mixture of renewable generation, nuclear and gas.

In proportions decided in the world’s first low carbon electricity market this Coalition Government is establishing. But with gas-fuelled electricity predicted to have a significant market share.

And if carbon capture and storage technology can be successfully deployed, gas will continue to play a major role in power generation into the 2030s and beyond. So Britain will continue to need gas. For power. For heating. And for cooking. But North Sea gas reserves are diminishing.

We expect net North Sea gas production to fall from a peak of 108 billion cubic metres at the turn of the century to perhaps 19 billion cubic metres by 2030. We will miss that gas – and the tax revenues it brings. And the jobs – given the levels of employment supported today by offshore gas production. And less North Sea gas means greater reliance on imports.

In 2003, we were a net exporter of gas. But by 2025 we expect to be importing close to 70% of the gas we consume. How we get gas matters.

Energy security
There is a big debate at the moment about Britain’s energy security. And like the shale gas debate it is characterised by myth and misinformation. Over the next 6 months, I intend to make a series of speeches that I hope will counter that – and reassure people that the problems the Coalition inherited on all aspects of energy security are being fully addressed.

But for today, it’s important to realise that energy security has several aspects – from having sufficient electricity generation capacity to having the networks for delivering gas, electricity and transport fuel reliably across the country.

The role of gas in the UK’s energy security story is in the energy resource piece. Can Britain be sure of our raw fuel supplies? And the good news is, our energy resource security is actually very robust. There have been no major interruptions to gas supplies in recent history.

Partly, of course, because we have our own direct supplies currently – from the North Sea. But also because we have reliable conventional piped gas supplies from our friends in Norway and the Netherlands. And because the Liquefied Natural Gas (LNG) we import from Qatar and other suppliers has been dependable.

Indeed, our capacity to import gas has increased five-fold in the past decade. So the UK has one of the largest and most liquid gas markets in Europe – giving us confidence about the short and medium term security of gas supply. But we cannot afford to be complacent.

Global energy demand is already twice as high as it was 30 years ago. And the International Energy Agency estimates that it is set to grow by a third again by 2035. If we see rapid increases in global gas demand to which supply cannot react quickly. Or if we see disruptions in supply to which demand cannot react quickly, we will see price spikes and wider market instability.

In 2005/6 for instance, the spike in UK gas prices can be partly attributed to a reduction in Russian supplies to Europe.

Fears that a conflict in the Middle East would close the straits of Hormuz can also set the markets jittering.

You only have to look at the effect of recent crises in Libya or Syria to understand how global events can impact on the markets.

So our solutions to energy resource security have to be robust and lasting – looking out to 2050 and beyond – alongside our decarbonisation timescales in fact.

For key to delivering energy security in the long-term is making sure we have a diverse energy mix, not over-reliant on any one source or fuel.

And much, much less reliant on fossil fuels and imported fuels.

That’s one of the many reasons I put such a great emphasis on renewable energy and energy efficiency investments as central to my energy strategy.

By increasing indigenous, home-grown, energy production through renewables, new nuclear and lower carbon fossil fuels, and by using energy more wisely, we are seeking to cushion the country as far as possible from volatile global fuel prices.

And onshore UK shale gas could play an important part in that strategy of planning, long term, for more home grown diversity.

By advancing shale gas production in the UK we will achieve three things: First – we will displace a proportion of gas imports – increasing resilience and energy security. Second – there will be a benefit in terms of jobs, tax revenues and growth mitigating some of the falling revenues from the North Sea. Better those jobs and tax revenues are in the UK, rather than in the countries from which we import. And third – we control the production, so we control the carbon emissions created by production. Better those emissions are controlled within our rigorous carbon budgets system than in other countries where controls may be more lax. So let me turn to those environmental issues.

Safe for the local environment
Your Royal Society report published last year with the Royal Academy of Engineering demonstrated, that if regulated properly and with investment in safeguards, hydraulic fracturing can take place quite safely, without hurting the local environment.

It will not contaminate water supplies. It will not cause dangerous earth quakes. We have a long, strong tradition of civil engineering and mineral and energy extraction. From coal in the 18th and 19th century.

Oil and gas in the 20th. And renewables in the 21st. We are skilled, practised, and vastly experienced – with some of the tightest safety and environmental regulations in the world.

But onshore shale gas exploration and production could genuinely become a significant new industry for the UK. So the same scientific rigour, methodical engineering, and stringent safeguards that have been applied elsewhere must be applied to shale.

We must make sure that the recommendations the Royal Society made in your report are in place and the regulations we have imposed are followed to the letter.

As you proposed, we have now set up the Office of Unconventional Gas and Oil to co-ordinate the cross-government work on shale gas:

Planning regulations under the Department of Communities and Local Government;

Environmental safeguarding carried out by the Environment Agency under DEFRA;

And of course the licencing and consents procedure carried out by my Department.

We have introduced the traffic light system you proposed to reduce the risk of seismic tremors. Environmental Risk Assessment Guidance will be published this autumn. And the Research Councils have agreed in principle to fund a joint responsible innovation study to consider further work.

These may be early days for onshore shale gas exploration – but I’m determined we have tough regulations in place, from the start. The public rightly expect that. And then we will still need to continue to develop our systems as the industry evolves.

The Environment Agency for example is considering the best way to ensure groundwater monitoring for when exploration takes off. We are looking at ways to pilot methane emissions monitoring with industry.

And we are working to ensure there is a formal mechanism for operators to share information about any problems they are encountering and how they can be overcome.

My Department met with the Royal Society recently to look at progress and we will continue to seek your advice.

Meeting UK emissions targets
But there has remained a gap in our knowledge in relation to the impact of UK shale gas extraction on greenhouse gas emissions.

Today, I have published the report I commissioned in December last year from DECC’s Chief Scientist Professor David MacKay and Dr Timothy Stone into the carbon footprint of UK produced shale gas.

I want to thank them publicly for that report.

Their report concludes that with the right safeguards in place the net effect on national emission from UK shale gas production will be relatively small when compared to the use of other sources of gas.

Indeed emissions from the production and transport of UK shale gas would likely be lower than the imported Liquefied Natural Gas that it would replace.

The continued use of gas is perfectly consistent with our carbon budgets over the next couple of decades.

If shale gas production does reach significant levels we will need to make extra efforts in other areas.

Because by on-shoring production we will be on-shoring the emissions as well.

And, as this report recommends, we will still need to put in place a range of mitigation and abatement techniques.

I strongly welcome these very sensible recommendations and we will be responding positively and in detail shortly.

But the report from Professor MacKay and Dr Stone puts another piece of the puzzle in place.

It should help reassure environmentalists like myself, that we can safely pursue UK shale gas production and meet our national emissions reductions targets designed to help tackle climate change.

Global emissions
Of course, in terms of global emissions, the only way we are going to address the very real danger that rising global energy demand results in ever rising global carbon emissions is through a binding international agreement on how to tackle climate change.

This has to stand at the centre of any climate change strategy. Climate change is the greatest long-term threat that humankind currently faces. A threat that is proven, growing and already impacting on the way we live. So it is right that we consider how the exploitation of new fossil fuel reserves will impact on this process.

Would the imported LNG that UK shale gas is likely to replace just create extra emissions elsewhere? Or will it displace more damaging coal generation elsewhere? One of the unfortunate side effects of US shale gas production has been the dumping of US coal on international markets.

But I believe that if we can encourage a global move from coal to gas, we will be doing the planet a favour. China has overtaken the US as the world’s biggest polluter, mainly because of the massive amounts of coal they burn.

A Chinese switch from coal to gas – as is happening in the US – will make it easier to cut global emissions in the short and medium term, as the low-carbon revolution picks up pace.

If shale gas can contribute to weaning the world off more damaging coal; then we should not fear it; from an environmental point of view we should welcome it.

Let me be clear – here at home we must not and will not allow shale gas production to compromise our focus on boosting renewables, nuclear and other low carbon technologies.

UK shale gas production must not be at the expense of our wider environmental aims – indeed, if done properly, it will support them. I am determined to make that happen.

With the market reforms enacted by the Energy Bill currently going through Parliament, we can attract the investment we require to develop technologies across the mix we need – from wind to nuclear, shale gas to carbon capture and storage.

As I have said, the future of gas in the long-term will rely on technology like carbon capture and storage.

The UK Government is committed to CCS head, heart and wallet.

We have selected the Peterhead project and the White Rose project chosen as preferred bidders under our £1bn commercialisation competition.

And the £125m research and development programme is supporting 100 different projects testing knowledge in all areas of the CCS pipeline from technology to transportation to the supply chain.

So I am excited by the prospect of Britain leading the world on carbon capture and storage, because cracking this technology and making it cost effective will open up a host of new options in tackling climate change.

That is why we need to plan properly for our future.

And that includes thinking about how we use the potential proceeds from shale gas.

When North Sea oil and gas production was at its height, tax revenues were used for current spending and not reinvested.

In contrast countries like Norway and countries in the Middle East have used oil and gas tax revenues to create sovereign wealth funds which invest for the future.

If onshore shale gas production takes off; If our country gets another major fossil fuel tax revenue boost; I want us to be a country that invests for the future.

A low carbon future.

Using shale gas revenues.

My party at its conference next Sunday will be discussing how we can best transition to a zero carbon Britain by 2050.

One policy proposal before our party conference is that a Low Carbon Transition Fund is established from some of the tax revenues from any future shale gas production.

I think that is absolutely the right thing to do.

Shale gas production can and must be used to transition to a low carbon future.

In this way the benefits of future shale gas production can be felt not just by this generation, but by future generations to.

So let me now turn to the third of my objectives as Secretary of State – making sure the whole of our society benefits from the exploitation of energy resources.

The future of UK Shale
Here in the UK we are at the very early stages of shale gas exploration. The British Geological Survey is methodically investigating the geology. This is beginning to give us some idea of the size of the resource.

The Bowland shale study suggests a large rock volume, potentially filled with some 37 trillion cubic feet of gas.

But the geology also makes for challenging extraction. In some areas the shale is 10,000 feet thick. There is just no way of knowing how much gas can be physically extracted and how it will flow. And, crucially, there is no way of knowing how much can be extracted at a commercially viable rate.

That is why we have put in place the right incentives for exploration to take place and for a domestic industry to develop so that we can make those judgements more clearly.

But, let’s just look one possible scenario. In May, the Institute of Directors produced a report based on available evidence. They conclude that on a central estimate Britain’s shale gas production could potentially peak at around 32 billion cubic metres per year. The industry could support around 70,000 jobs directly, in the supply chain, and in the wider economy.

Significant production could have a benign effect on wholesale prices. And that production would of course provide a net benefit to the Treasury in terms of revenues.

It is plain common sense that we pursue the shale possibility if we can realise such benefits, without jeopardising our environment.

So – is onshore shale gas Britain’s new North Sea?

Well the 32 billion cubic metres a year of shale gas production estimated by the IOD would be less than a third of peak North Sea gas output.

In reality it could be much more, I hope so.

But it could also be much less.

Regardless it would still be valuable – especially if we can keep the North Sea running longer – perhaps with more offshore fracking.

Any shale gas tax revenues could offset some of the revenue reduction we are already seeing from our North Sea asset.

Shale gas could displace some gas imports.

But even with shale gas in full production, Britain is likely to remain significantly import dependent.

So there will be a very real and tangible benefit from shale gas – but let us not get carried away.

The basic fact is we just don’t know exactly what amounts of gas are under our feet and how much of that gas we can commercially and safely extract.

And this is why we can’t quantify precisely the effect that UK shale gas production will have on UK prices.

It’s far from clear that UK shale gas production could ever replicate the price effects seen in the US.

The situation is different here. We don’t have the wide open landscapes of Texas or Dakota.

Just one of the areas producing shale gas in the United States – the so-called Marcellus Play – has a productive use of roughly 95,000 square miles.

That is the same size as the whole of the United Kingdom.

The Bowland Shale, the largest potential shale gas area in the UK, is just 500 square miles – almost 200 times smaller.

Of course this is just a two dimensional example, but it gives you a sense of scale.

And it’s not just the geology, or the population density, or the environmental regulations or the planning laws that are different.

The US has a closed gas market – massive increases in supply naturally affect prices.

We are part of the European market.

We source energy from far and wide.

And we compete against others for the supply.

And gas produced in the UK is sold into this market.

When UK gas production in the North Sea was at its highest earlier this decade, UK and continental gas prices were still closely linked and fairly similar.

North Sea Gas didn’t significantly move UK prices – so we can’t expect UK shale production alone to have any effect.

But given there are plenty of demand side upward pressures on gas prices, as we’ve seen so painfully in recent years, shale gas is well worth pursuing simply to have more supplyside downward pressures on prices.

For if Britain can lead in Europe and can show a lead on how shale can be done safely, and as part of a complete shift away from coal, shale gas production might take off not just in the UK but across Europe.

This would reduce the dependency of Europe as a whole on gas imports.

And with huge Europe-wide shale gas production boosting supply, markets might really be impressed.

Then we might see downward pressures on gas prices strong enough to offset fast rising demand.

And frankly after wholesale gas price rises of 50% in the last 5 years – the key and overriding reason behind today’s high energy bills in Britain – any downward pressure that can be exerted on prices will be welcomed by consumers and industry alike.

So, ladies and gentlemen,

The reality is shale gas has a role to play in meeting all the objectives I have set out – keeping the lights on, tackling climate change, and helping keep energy affordable and the economy moving.

On all these fronts – especially energy security – shale represents an exciting prospect.

Even if the potential benefits are some way off.

Even if shale gas is not the new North Sea.

It is a national opportunity.

An opportunity it would be foolish to turn away from.

An opportunity for a home-grown energy resource that boosts security.

An opportunity for investment, jobs and tax revenues.

The bottom line is we are going to need gas supplies for many decades to come as we move to the zero carbon Britain I’d like to see.

As a bridge to that future, shale gas can help the UK, and other countries, transition to the low carbon energy system that we need if we are to limit climate change.

On this crowded island, our communities matter, our environment matters.

Energy production of all types has to be safe and an accepted part of the landscape.

Exploration, development and production all need to be handled correctly.

And that is what we are doing.

Shale gas will be developed responsibly.

Britain can lead the way.

We have the skills and expertise to lead in Europe – showing others how it can be done – protecting the environment not wrecking it.

And you at the Royal Society have helped to show us the way.

Here at the Royal Society, in 1988, a seminal speech was made by a seminal British Prime Minister.

Even though action to tackle carbon emissions may involve up-front costs, she argued:

“I believe it to be money well and necessarily spent because the health of the economy and the health of our environment are totally dependent upon each other.”

By embracing the concept of green growth, Margaret Thatcher showed a lead not just to her party, not just to the country, but to the world.

This Coalition Government agrees.

And our approach to shale gas will meet these twin responsibilities – to the economy and to the environment.

Argentina, Energía

Neuquén: presentan primer equipo nacional para tratar el agua en no convencional

9 Sep , 2013  

La firma norteamericana Nalco Champion, que es proveedora de la industria hidrocarburífera, junto a la argentina Famet desarrollaron el primer equipo móvil para tratamiento de los fluidos provenientes de la fractura hidráulica que se utiliza para la extracción no convencional.

En el equipamiento invirtieron 2 millones de dólares anticipándose a las necesidades del mercado local y, si todo marcha bien, comenzarían en la provincia con la fabricación en serie.

“Nalco Champion es líder en los Estados Unidos en insumos para la actividad hidrocarburífera tanto para convencional como para no convencional. En la provincia de Neuquén estamos hace unos 40 años. La novedad es que se logró este desarrollo en base a la tecnología y la experiencia de Nalco y la de Famet en metalurgia. Hay mucha expectativa por este equipo entre los operadores de Vaca Muerta, ya que cumple con todas las exigencias de la Subsecretaría de Ambiente de la Provincia para el tratamiento del agua y es el primer equipo de fabricación nacional con autorización para operar en Neuquén”, señaló José Adaos, gerente de Desarrollo de Negocios para Brasil y Argentina de Nalco Champion, en una entrevista con La Mañana de Neuquén.

La unidad para tratamiento de flow back permite tomar el agua para la fractura hidraúlica y luego reutilizarla, minimizando el uso del agua dulce, tal como establece la norma dictada por Ambiente. El fluido también puede ir a un pozo sumidero si no hay fractura hidráulica.

Según Adaos, para un pozo promedio no convencional se requieren unos 20 días durante los cuales el tratamiento del flow back se puede hacer con una unidad. El ejecutivo de la firma norteamericana también precisó que por cada pozo se necesitan para la fractura hidráulica entre 10.000 y 14.000 m3, de los que retorna como fluido el 30%, es decir más de 3.000 m3.

Además, precisó que la unidad cuenta con sistemas de medición en línea de fluidos, probetas de corrosión instantánea y equipos de medición de bacterias en 15 minutos, cuando para el convencional este tipo de análisis demora en promedio 21 días. Para el shale oil, debido a los altos costos, la clave es el desarrollo local y bajar los tiempos de los procesos.

Con respecto al costo del equipo, Adaos señaló que “depende del caudal de agua a tratar. No es lo mismo una unidad móvil de 1.000 m3 que una de 10.000 m3. Cuanto más volumen a tratar hay, el costo de la unidad baja”.

Gran expectativa por Vaca Muerta
Debido a la gran expectativa por Vaca Muerta, Sólo YPF planea perforar unos 4.500 pozos en los próximos cinco años. “Estamos percibiendo un despegue más fuerte de la actividad no convencional en la zona a partir del año que viene. Hace tres años todavía no había tanta actividad. Ahora hay más certeza y cada año es más productivo, y por eso hay que estar preparados. Es por esta razón que Nalco tomó la decisión de invertir, porque sabemos que contribuye a reducir el déficit energético en la provincia y en la Argentina. La idea es ofrecer este equipamiento en asociación con compañías nacionales para tener un producto con un costo razonable”, detalló el gerente de la compañía.

El gobierno nacional justamente intenta reducir el creciente déficit energético con el desarrollo de la producción de Vaca Muerta. Para ello, también pretende generar un cluster del sector con desarrollo de equipamiento local. Es que la perforación de cada pozo puede costar entre 7 y 10 millones de dólares contra 1 millón en el convencional. Y, si bien hay algunas firmas que ya producen equipamiento nacional (el caso más conocido es el de QM Equipment, que incluso exporta a los Estados Unidos y hace el equipo fracturador), por ahora la gran mayoría de la maquinaria es importada.

En Neuquén ya hay varias firmas que comenzaron a desarrollar equipamiento. Entre ellas figuran empresas como Rodial, Grupo Oas y Teia, que fabrica sistemas de la telemedición de los pozos.

Además, más allá de las críticas de los ambientalistas contra el uso del agua, Adaos indicó que “en Estados Unidos hay equipos de fluidos similares pero no hay mucha legislación sobre el agua. Acá la normativa es mucho más estricta, ya que se exige el tratamiento del fluido de retorno”.

Argentina, Energía

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

9 Sep , 2013
Hugo Martín  

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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


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

9 Sep , 2013
Ed Crooks y Geoff Dyer  

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Argentina, Expertos

El mundo científico debate y analizan con seriedad la Estimulación Hidráulica

4 Sep , 2013
Federico Bernal (Director del CLICET)  

Ser poseedores de una de las principales reservas mundiales de petróleo y gas no convencionales, en el contexto de una YPF renacionalizada y de un plan energético afín al interés nacional y al mercado interno, puede ser una pésima noticia para Repsol, el infantilismo ecologista y la fase superior del histórico nacionalismo petrolero de opereta (hoy personificado en el tragicómico híbrido Solanas-Carrió). Sin embargo, para la reindustrialización del país, su modernización económica, su seguridad nacional, bienestar social y desarrollo regional equilibrado, así como para la protección responsable y madura de su medioambiente es, sin duda alguna, una excelente noticia.

ARGUMENTOS ANTI-FRACKING. Los opositores a la fracturación hidráulica –técnica que complementa la tradicional perforación horizontal y que es utilizada para la extracción de hidrocarburos en formaciones geológicas no convencionales– argumentan aquí y en EE UU (país a la vanguardia en este tipo de extracción) los siguientes conceptos: 1) que la producción de shale gas ha contaminado los acuíferos en EE UU.; 2) que libera más metano que otras formas de producción gasífera; 3) que precisa de una cantidad mayúscula y preocupante de agua; 4) que usa cientos de químicos tóxicos; y 5) que provoca terremotos dañinos. Pero resulta que los cinco argumentos son en realidad falsos.

¿CONTAMINACIÓN DE ACUÍFEROS? 1) EE UU perfora anualmente a razón de 25 mil pozos en formaciones no convencionales (lleva ya perforados más de 100 mil pozos) y ha conducido más de 2 millones de operaciones con la técnica de fracturación hidráulica. A la fecha, no existe ninguna prueba científica que demuestre un solo acuífero contaminado por gas metano o fluido químico proveniente del fracking. Todas las denuncias han probado ser falsas. Algunos casos: la Agencia de Protección Ambiental de EE UU cerró su investigación sobre Dimock (Estado de Pennsylvania) concluyendo la inexistencia de evidencia de contaminación. Lo mismo sucedió con denuncias de filtración de gas metano en Parker County (Texas) y con la contaminación de aguas en Pavilion (Wyoming), también por falta de pruebas. En los últimos meses, tres trabajos científicos (dos de ellos del órgano oficial de la Asociación Nacional de Acuíferos de EE UU, la revista Groundwater) coincidieron en indicar que la contaminación de aguas subterráneas derivada del fracking “no es físicamente posible” (“Hydraulic fracture height limits and fault interactions in tight oil and gas formations”. Geophysical Research Letters. 26 de julio de 2013 y “Constraints on Upward Migration of Hydraulic Fracturing Fluid and Brine”. Groundwater. 29 de julio de 2013). Incluso uno de ellos, afirma que “los hallazgos de un nuevo estudio de la publicación Groundwater sugieren que las concentraciones de metano halladas en pozos del condado de Susquehanna en Pennsylvania se explican no de la migración del shale gas de la formación Marcellus debido a la fractura hidráulica… sino de factores hidrogeológicos y topográficos de la región” (“Journal article evaluates methane sources in groundwater in Pennsylvania”. Groundwater. 24 de mayo). Por supuesto que esto no excluye futuras contaminaciones, pero hasta ahora no se ha demostrado que la fracturación hidráulica se asocie a un mayor riesgo de contaminación de aguas subterráneas que la extracción convencional. Por otra parte, podría decirse que la Unión Europea también se expidió de manera coincidente con estos informes. En efecto, la Universidad de Durham, británica, cuenta con el equipo científico multidisciplinario en investigación medioambiental y fracturación hidráulica más reconocido de toda Europa. El equipo, autodenominado Refine, es fondeado con recursos provenientes de una de las más importantes ONG medioambientales del Reino Unido: el Consejo de Investigación Ambiental y Natural. Su último trabajo sobre los acuíferos y la extracción de no convencionales “Fracking and aquifers: how far up can a frack go?”, de julio 2013, refuta una a una las hipótesis ecologistas sobre contaminación.

¿LIBERACIÓN (FILTRACIÓN) DE METANO A LA ATMÓSFERA? 2) Se afirma que la producción de shale gas libera a la atmosfera más metano que el carbón. Tal presunción se originó en un estudio conducido por un profesor de biología de la Universidad de Cornell en 2011, Tony Ingraffea (miembro del equipo Refine), luego retomado por él mismo en un artículo publicado en The New York Times el 28 de julio de este año. Ahora bien, lo que se calla al respecto es que dicho estudio fue objetado y desmentido sin piedad por una frondosa cantidad de investigaciones científicas, entre ellas una proveniente de la mismísima Cornell y publicada en la prestigiosa revista Climate Change. A la anterior siguieron casi una docena de investigaciones de universidades, del MIT e incluso del Fondo para la Defensa del Medioambiente de EE UU (FDM). La del MIT, entre cuyos autores está uno de los firmantes del Quinto Informe de Evaluación del Grupo Intergubernamental de Expertos sobre Cambio Climático (IPCC, ONU), señala: “Es incorrecto sugerir que el shale gas asociado a la fracturación hidráulica ha alterado substancialmente la intensidad general de la emisión de gases de efecto invernadero asociada a la producción de gas natural”. En igual dirección, la respuesta brindada por el FDM a ciertos estudios domésticos que relacionaban la fracturación hidráulica con filtraciones de metano: “…no deben sacarse conclusiones sobre posibles emisiones de metano en base a estos informes locales y preliminares” (“Measuring Fugitive Methane Emissions”. FDM. 26 de enero de 2013).

AGUA, QUÍMICOS Y TERREMOTOS. 3) y 4) En nuestra columna del 17 de agosto titulada “No convencionales, ecologismo cipayo y la insólita ‘justicia'” analizábamos la inyección de líquido y la composición de los químicos que acompañan a la estimulación hidráulica. Pasemos pues al punto 5) y la posible inducción de terremotos como consecuencia del fracking. A propósito, vale la pena traer a colación un notable estudio del citado equipo Refine. Matt Ridley, uno de los autores, adelanta las conclusiones del trabajo (aún no publicado): “La investigación definitiva de la Universidad de Durham en relación a los terremotos inducidos [por el hombre] y registrados durante muchas décadas concluye que prácticamente toda la actividad sísmica resultante del fracking fue de tan baja magnitud que sólo los geocientistas hubieran estado capacitados para detectarla, y que la minería, la actividad geotérmica y el almacenamiento de reservorios de agua producen más y más fuertes temblores [que el fracking]” (“Induced Seismicity and Hydraulic Fracturing for the Recovery of Hydrocarbons”. Refine. Abril de 2013. Publicada originalmente en Marine and Petroleum Geology. Los autores no declaran conflictos de interés). En las conclusiones del referido informe se lee: “De los 198 posibles casos de sísmica inducida hallados en la literatura, con magnitudes hasta los 7,9 M, la fractura hidráulica de rocas sedimentarias para la recuperación del shale gas origina, en líneas generales, sólo terremotos de muy baja magnitud.” Los autores afirman, incluso, que tales terremotos son menores en intensidad que “los provocados en procesos tales como generación de reservorios, depleción de campos de petróleo y gas convencionales, inyección de agua para la recuperación de energía geotérmica e inyecciones de agua de desechos.”

¡FRACKING SOLANAS-CARRIÓ! La presión ejercida por la Apolonia criolla de las denuncias tornábase ya insostenible. ¡Si no denuncio algo me raja!, pero… ¡qué denunciar! ¡qué denunciar! Día y noche, el cineasta Solanas se ahogaba en la ansiedad y el pavor más absolutos. La conversión de Proyecto Sur en el partido predilecto de La Recoleta no podía ser en vano. Algo había que inventar. Y el realizador de La hora de los hornos inventó: en poco tiempo, tal vez semanas, la Apolonia criolla de las denuncias recibirá de su mano el mejor tributo, un documental centrado en denunciar el impacto medioambiental que la fractura hidráulica (más conocida como “fracking”) provocará en Vaca Muerta de prosperar el acuerdo YPF-Chevron. En realidad, se trata de la versión argentinizada del documental que semanas atrás Lanata dedicó a ambas petroleras pero desde la experiencia ecuatoriana y las denuncias de contaminación allí formuladas. Lamentablemente, tanto el ex cineasta como el ex periodista olvidaron consagrarse a divulgar los pasivos ambientales heredados de Repsol en todas las provincias productoras y por miles de millones de dólares. Una pena, porque dicho material bien hubiera contribuido a mostrarle al pueblo argentino y al mundo el impacto negativo de la gestión española a nivel medioambiental. Pero volvamos al “fracking”. ¿Son realmente compatibles la explotación de recursos no convencionales con la protección del medioambiente? El mundo científico y académico, con especial eje en EE UU y la Unión Europea, debaten y analizan con seriedad tal interrogante. Si bien restan aún por descifrar algunas incógnitas, rotundos hallazgos científicos ya permiten responder afirmativamente la pregunta. Mientras tanto, el infantilismo ecologista versión del subdesarrollo (el mismo que se opone a Rafael Correa, etc.) tiene en la Argentina su mejor expresión. Solanas-Carrió, fundamentalismo ecologista sazonado con inéditas y altísimas dosis de irresponsabilidad política, politizan la cuestión de los no convencionales, atemorizando a la población para arrimar, por la vía del terrorismo medioambiental que siempre paga, nuevos prosélitos a su causa. Solanas no denuncia, miente: “Es el gobierno nacional el que está impulsando esta nueva manera de extracción que es la fractura hidráulica, y que es una monstruosidad porque va a terminar contaminando por décadas las napas de agua, y sin agua no hay vida.” Y Carrió, habilitada por las mentiras de Solanas, tampoco denuncia, sino que induce al caos y a la violencia social: 48 horas antes de que la Legislatura de Neuquén se abocara al análisis del plan de inversiones de YPF para el desarrollo masivo de los no convencionales, la democrática y pacífica señora convocaba “al pueblo [neuquino] a que salga a la calle y preserve sus vidas y las de las generaciones futuras”. Resultado: encolerizados manifestantes enfrentándose a la policía, represión, heridos y detenidos. La Nación, Clarín y sendos portales izquierdistas felices y contentos. ¿Mucho pedir al nacionalismo de opereta una jornada de reflexión y capacitación, jornada que muestre a la sociedad las dos campanas en materia de explotación de no convencionales y la veracidad de las denuncias por contaminación?

Argentina, Expertos

Estimulación Hidráulica: advierten sobre la necesidad de divulgar más información

4 Sep , 2013
Daniel Bonafede - Geólogo  

En diálogo con MDZ Radio, el geólogo Daniel Bonafede explicó los pormenores de la metodología de explotación de reservas no convencionales para clarificar los mitos creados alrededor del tema.

Actualmente, la estimulación hidráulica es la metodología de extracción de petróleo y gas para reservas no convencionales que se aplicará en Argentina, pero que se desarrolla con fuerza, desde 2005, en varios países del mundo. En este contexto se alzan voces a favor y en contra, por lo que se vuelve necesario recurrir a los especialistas para explicar y, así, desmitificar las opiniones en torno al tema.

En comunicación con el programa Te digo lo que pienso, Daniel Bonafede, geólogo y experto en estimulación hidráulica, aseguró que esta metodología “existe desde hace mucho tiempo, sobre todo en la industria petrolera”.

Bonafede consideró que la técnica es necesaria, “porque cuando se accede a la corteza se trata de una roca impregnada por gas o petróleo. Cuando las perforaciones llegan ahí se necesita siempre que la roca que contiene el hidrocarburo sea fracturada y estos se viene haciendo desde que la industria se desarrolla en nuestro país”.

Tras varios años de investigación científica, se desarrollaron nuevas técnicas que sirven para aprovechar al máximo el gas y petróleo extraídos. “Lo novedoso es que se ha desarrollo una técnica de mayor aprovechamiento de los yacimientos que ya existen en esos pozos, la perforación vertical se pueda hacer horizontal. Porque hay que considerar que la extracción total de un hidrocarburo en roca, representa el 30% de lo que realmente tiene la roca”, explicó el especialista.

En relación a los químicos necesarios para la estimulación hidráulica – uno de los puntos más cuestionados – el geólogo indicó: “Hay un listado oficial que realizó el Congreso de Estados Unidos basados en las compañías que realizan esta técnica. Hay desde ácido cítrico a ácido clorhídrico, que son sustancias utilizadas en la industria y en la vida cotidiana de la gente. Esto es para optimizar la fluidez del agua y la arena”.

Consultado sobre la seguridad y el control que ostenta Argentina para desempeñarse en dicha técnica, el experto expresó que “en una escala del 1 al 10 hay un 7 de conocimiento en el tema en la Argentina”. Sin embargo consideró que “se requiere un monitoreo periódico y frecuente y abierto a las intuiciones”.

Por último, Bonafede se refirió al uso del agua, necesaria para la ruptura de la roca madre que contiene los recursos hidrocarburíferos. “El consumo de agua es difícil de cuantificar, depende de la longitud del pozo, pero se habla de una inyección de dos días con una presión controlada para aumentar la permeabilidad de la roca, no para destruir todo adentro. Esto es falso e imposible”, precisó.

Argentina, Expertos

Director del Banco Ciudad aseguró que el shale beneficiará al medio ambiente

3 Sep , 2013
Redacción ShS  

El director del Banco Ciudad, Federico Sturzenegger, se mostró a favor del uso de la técnica del fracking para extraer petróleo y gas porque implica usar menos agua y existe menos riesgo de que contamine alguna capa de la tierra.

El profesional, que fue economista jefe de YPF, basó su postura en que descienda la producción de energía a partir del carbón, que según él es lo más contaminante, y a la vez se logre extraer petróleo y gas con menos agua de la que actualmente emplea la producción secundaria de gas.

Está clarísimo que el gas es uno de los combustibles menos contaminantes”, dijo en una entrevista a MDZ Radio. “Si la producción es contaminante el debate es sobre el uso del agua”.

“Si el mundo logra con esto cambiar la matriz energética y salir del carbón (que es el producto más contaminante), a nivel ambiental y a nivel mundial tendría un efecto como nunca ha tenido. Estamos ante las puertas de un mejoramiento ambiental inédito a nivel mundial”, sostuvo.

Para entender la Estimulación Hidráulica, conocida como fracking, Stenrzenegger explicó que la extracción de petróleo se hace desde la “recuperación secundaria”:

“Cuando producís petróleo hacés un agujero sobre una piedra que está debajo de la tierra, entonces vos pinchás y sale el petróleo. Cuando esa formación pierde energía se pasa a lo que se llama ‘recuperación secundaria’, que es delimitar esa piedra donde está en sus poros el petróleo y se le tira agua de los costados, que va empujando y empieza a salir un montón de agua y petróleo, y en la superficie se separa el agua por un lado y el petróleo por otro. Y esa agua se sigue usando para inyectar y seguir empujando”, describió.

El economista indicó que la recuperación secundaria usa mucha agua. “En cambio el fracking usa menos agua porque solamente la usa en el momento en que partís la roca”.

El procedimiento consiste en la inyección a presión de algún material en el terreno, con el objetivo de ampliar las fracturas existentes en el sustrato rocoso que encierra el gas o el petróleo, y favoreciendo así su salida hacia el exterior. Habitualmente el material inyectado es agua con arena y productos químicos, aunque ocasionalmente se pueden emplear espumas o gases.

Argentina, Expertos

Neuquén tienen la oportunidad de inaugurar una nueva era energética para la Argentina

2 Sep , 2013
Gualter A. Chebli - Ing. en Petróleo  

Hoy, como en otras oportunidades en la más que centenaria industria petrolera argentina, la macroeconomía del país sufre la pesada carga de una significativa importación de energéticos. Sin embargo, y afortunadamente, el país no cuenta solamente con las reservas actuales de petróleo convencional sino que cuenta también con un recurso que nos ubica entre los países con potencial energético más importantes del planeta: en las cuencas argentinas, en opinión de muchísimas voces autorizadas, se encuentran acumulaciones de hidrocarburos no convencionales (tight oil y gas y shale oil y gas) que ubican al país entre los seis principales del mundo. En efecto, un informe de la Agencia de Información de Energía de los Estados Unidos (abril del 2011) estima esos recursos en unos 800 trillones de pies cúbicos de gas y 27.000 millones de barriles de petróleo.

Hablo de recurso y no de reservas, porque para esto último es necesario asegurar que su extracción sea no sólo factible en términos tecnológicos, que lo es, sino que además sea económicamente viable en términos de costos, precios obtenibles en el mercado, regalías e impuestos a pagar y plazos de concesión. Este será, en definitiva, el desafío que deberemos encarar como sociedad, si pretendemos poner en valor los extraordinarios recursos con que nos dotó la naturaleza.

De un rápido análisis de las reservas de petróleo y gas en los últimos años, durante los cuales aumentó sostenidamente el consumo, surge que en 1980 las reservas de petróleo tenían un horizonte de 13 años y las de gas de 43 años. En el 2003, el horizonte había bajado a 8,5 años y a 22 años el de gas. Y en el 2011, estos horizontes eran de 9 y 8 años respectivamente.

¿Qué es el petróleo y el gas no convencional?
Es el petróleo o gas absorbido, gas libre, gas en solución o petróleo relacionados con rocas sedimentarias de tamaño de grano muy fino –rocas shale (de tipo arcilloso)– que, en la mayoría de los casos, corresponden a la roca generadora de una cuenca sedimentaria. Esa roca alojante de hidrocarburos posee un alto contenido de materia orgánica en un adecuado nivel de evolución en su proceso de transformación a hidrocarburos líquidos o gaseosos.

La variedad de rocas tipo shale es muy grande. Por ello, también son muy variables las acumulaciones de no convencionales. Ello obliga a que, en cada caso, se requieran diferentes métodos de perforación, terminación, producción y evaluación de recursos y/o reservas. Las operaciones mencionadas involucran inversiones mucho mayores que las correspondientes a los yacimientos de hidrocarburos convencionales. Por otra parte, el rendimiento (recuperación) de las acumulaciones de no convencionales es, en general, mucho menor (5 a 20 %) que en el caso de los convencionales (entre 50 y 90 %). Obviamente las ecuaciones económicas son totalmente diferentes.

Los costos de perforación también son decididamente mayores para los shale. Ya desde la etapa exploratoria se requieren numerosos estudios petrofísicos y geoquímicos, análisis de testigos de roca, empleo de sísmica en tres dimensiones, exhaustivos análisis de presiones de las perforaciones cercanas, etc. Se necesita un elevado número de pozos realizados desde locaciones amplias (que permitan la ubicación de los equipos de estimulación hidráulica). Los pozos se inician como verticales y de gran diámetro, se continúan como perforaciones multidireccionales, orientadas y hasta horizontales.

¿Es viable su explotación sin contaminar el medioambiente?
La explotación del petróleo y gas de shale requiere, en primer lugar, disponibilidad de agua y la previsión de la disposición final del agua de retorno que, frecuentemente, contiene químicos en diferentes concentraciones utilizados en el proceso de fractura. La industria cuenta hoy con los procesos y tecnologías que permiten asegurar un adecuado uso, reuso y manejo del agua, de modo de evitar la afectación o contaminación del medioambiente.

También es importante el cuidado de los recursos de aguas subterráneas en la comarca, los cuales se encuentran normalmente dentro de los primeros 300 o 400 metros de profundidad. En este sentido, los objetivos de no convencionales en las cuencas argentinas se sitúan más allá de los 2.500/3.000 metros de profundidad, por lo que no existe riesgo de contaminación de los acuíferos superficiales.

En cuanto a la técnica de estimulación hidráulica, la misma ya es empleada por la industria en nuestro país desde hace muchas décadas en las perforaciones convencionales, sin que se hayan producido incidentes. Y en el mundo se han estimulado hidráulicamente más de un millón de pozos petroleros y gasíferos sin consecuencias ambientales.

Finalmente, hay que tener presente que la Provincia del Neuquén cuenta con estrictas normas tanto respecto del uso y disposición del agua como de la protección del medioambiente en general.

¿Dónde se encuentra nuestro país en el tema de shale?
En nuestro país se están dando recién ahora, desde hace algo más de dos años, los primeros pasos en todo lo vinculado con los hidrocarburos no convencionales. Es imprescindible conocer y adaptar a nuestras cuencas las experiencias de las últimas tres décadas en los países de América del Norte.

En las cuencas de shale renombradas de Estados Unidos y Canadá se llevan perforados decenas de miles de pozos. Ello implica que se han recorrido largas curvas de aprendizaje, se han optimizado los diseños de pozos, los costos de perforación y las técnicas de extracción. Se lograron identificar las zonas más productivas de cada cuenca, que no constituyen más de un 15 a un 25 % de la superficie de cada una. Estos desarrollos ocurrieron mayormente en los últimos diez años y han producido una verdadera revolución en la industria, generando miles de calificados puestos de trabajo, aumentando la competitividad de las industrias manufactureras y comenzando a transformar a Estados Unidos de importador a exportador de gas natural.

En el caso de nuestra formación Vaca Muerta, sólo se ha perforado hasta la fecha una centena de pozos. Recién se comienza a trepar la curva de aprendizaje que, por su parte, es particular para cada evento geológico de una cuenca sedimentaria. Se está frente a una significativa promesa, que aún necesita mucha ciencia geológica, tecnología e inversiones para llegar a generar reservas. YPF ha sido, indiscutiblemente, pionera en este esfuerzo: ha perforado más pozos que todo el resto de las compañías petroleras sumadas. Pero la magnitud del desafío es gigantesca. El eventual desarrollo de sólo un 10% de los 30.000 km² de la superficie en la que se desarrolla Vaca Muerta (incluyendo el esfuerzo de identificar dónde yace el pequeño porcentaje comercialmente explotable) implicará inversiones que no son comparables con ninguna de la historia de la industria petrolera en el país.

La asociación YPF-Chevron
En este contexto, creemos que la asociación YPF-Chevron puede verse como una típica relación entre el know what (el conocimiento sobre qué se necesita) aportado por YPF y el know how (conocimiento de cómo lograrlo) de los aspectos vinculados con la enorme inversión y la tecnología que aporta Chevron.

YPF y Chevron están ya en vías de desarrollar el primer “piloto” decididamente no convencional que perforará unos 100 pozos en una pequeña área de 20 km² en la zona de Loma Campana – Loma La Lata Norte. En función de sus resultados se encararía la etapa de desarrollo con unas 1.500 perforaciones en una superficie extendida a los 300 km². Si el proyecto resultase exitoso podría lograrse, en unos cinco años, una producción de alrededor de 12.000 mv/día de petróleo liviano de alta calidad. Este producto actualmente escasea en el sistema refinador nacional. Las destilerías de Buenos Aires y Santa Fe reciben solamente 20.000 mv/día de petróleo neuquino a pesar de que existe una capacidad de transporte un 50% mayor. La inversión prevista para el programa piloto es del orden de 1.500 millones de dólares. La etapa de desarrollo implicaría otros 15.000 millones de dólares adicionales. La operación y el liderazgo está a cargo de YPF. Chevron, además de aportar su parte del capital, proveerá su experiencia y la tecnología que optimizará la operatoria aplicando su experiencia en shale desarrollada en América del Norte, Europa y China.

En resumen, este proyecto es particularmente significativo en varios aspectos: la etapa de aprendizaje se derramará inevitablemente sobre otros actores de la industria que podrán ver reducidas las incertidumbres geológicas y tecnológicas y los acercará a la decisión de inversión en este tipo de proyectos. Y también irá en esa dirección la formación de profesionales calificados y un mayor desarrollo del mercado de servicios. La provincia del Neuquén, las que le sigan y el país en general, tienen la oportunidad de inaugurar una nueva era energética, apuntando a recuperar su autoabastecimiento, vigorizar su economía y crear miles de puestos de trabajo.

(*) Doctor en Ciencias Geológicas e ingeniero en petróleo. Presidente de Phoenix Oil & Gas

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Energía, Mundo

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

30 Ago , 2013
Marcela Guerra - Senadora en México  

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

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

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

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

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

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

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

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

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


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

28 Ago , 2013
Nicolás Gandini  

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

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

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

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

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

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