Mundo

“En Paraguay estamos ante la expectativa de participar de la revolución energética”

17 Sep , 2013
Alberto Acosta Garbarino  

El esquisto o shale es, en términos sencillos, una piedra bañada en petróleo que se encuentra bajo la tierra y de la que por un sistema complejo y moderno de trituración, se libera el petróleo y el gas contenidos en ella.

En diversos estados de los Estados Unidos, especialmente en Dakota del Norte, se han encontrado enormes reservas de shale.

Según la McKinsey Global Institute, en este siglo XXI el shale va a cambiar radicalmente a la economía norteamericana y consecuentemente a la economía mundial.

Las reservas encontradas indican que Estados Unidos, que hoy es el principal importador de petróleo del mundo, va a pasar a ser autosuficiente en el consumo de energía en los próximos años.

Desde el punto de vista geopolítico el impacto va a ser tremendo, porque el petróleo convencional debería bajar su precio y la importancia estratégica de los países petroleros se va a reducir considerablemente.

Para los Estados Unidos, las conflictivas zonas del Medio Oriente y de Venezuela van a ser cada vez menos relevantes, con las enormes consecuencias positivas y negativas que esto puede implicar. Desde el punto de vista geoeconómico, el impacto también va a ser y ya está siendo tremendo.

El precio del gas se mide en millones de BTU y el precio del gas que Rusia envía a Alemania es de USD 11,36; en Indonesia cuesta USD 17,72; en nuestro vecino Brasil cuesta USD 18 y en Estados Unidos el shale gas cuesta tan solo USD 4.

Debemos tener en cuenta que actualmente la economía mundial se mueve gracias a dos motores: el consumo de los Estados Unidos y la producción industrial de China, destinada principalmente al mercado norteamericano.

Siendo el mercado de destino Estados Unidos y con un precio tan bajo del shale gas, muchas industrias, especialmente las de uso intensivo de energía, están trasladando sus fábricas de China a Estados Unidos. Esto hará posible una nueva industrialización del gigante del norte. En América del Sur, el impacto del shale también va a ser tremendo.

Argentina ha encontrado en la zona de Vaca Muerta, en la provincia de Neuquén, la segunda mayor reserva del mundo de shale gas y la cuarta mayor reserva del mundo de shale oil. La nacionalización de YPF y la concesión a la empresa norteamericana Chevron se ha hecho para explotar activamente dicho yacimiento.

En el Brasil también se han encontrado yacimientos de shale en el estado de Paraná en zonas cercanas al río Paraná y todos sabemos que la misma cuenca geológica se tiene a ambas márgenes del río Paraná.

Por lo tanto, si existe shale en el lado brasileño también debería existir shale en el lado paraguayo.

Eso nos plantearía a los paraguayos una extraordinaria e impensada oportunidad de desarrollo, pero también un gran dilema, porque esa zona es actualmente la principal zona productora de soja de nuestro país.

De todos modos, es mejor tener que administrar la abundancia antes que la escasez, pero para poder hacerlo convenientemente tenemos que ponernos de acuerdo en una visión estratégica de desarrollo del país.

En esa estrategia, la producción de alimentos y de energía eléctrica van a seguir siendo importantes, pero a las mismas tenemos que agregarle la industrialización, la explotación minera y ahora los hidrocarburos.

La estrategia de desarrollo tiene que tener en cuenta todos estos sectores y tiene que establecer prioridades.

Porque administrar es priorizar e, increíblemente, estamos ante la expectativa de participar de la revolución energética que cambiará al mundo.

 

* El autor es Presidente de Desarrollo en Democracia, Institución sin fines de lucro, creada el 11 de marzo del 2004 a iniciativa de un grupo de 67 socios fundadores, todos ellos empresarios y técnicos preocupados por coadyuvar al diseño e implementación de estrategias que apunten a acelerar el ritmo de crecimiento y desarrollo de Paraguay.

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Argentina, Mundo

Consultora IHS señaló el potencial de las reservas de shale de Argentina

17 Sep , 2013
Ed Crooks  

Los yacimientos de shale de países como Argentina, Rusia y Argelia cuentan con reservas más grandes que las regiones centrales del auge del sector energético de Estados Unidos y pueden contribuir en forma significativa al abastecimiento mundial de crudo en la próxima década, según nuevas investigaciones.

El estudio de HIS sugiere que yacimientos como Vaca Muerta de Argentina, la formación Bazhenov de Siberia y Silúrica del norte de África podrían producir más que la formación Bakken de Dakota del Norte e Eagle Ford de Texas.

Sin embargo, las conclusiones de la investigación también muestran que los costos de extracción de reservas de “petróleo no convencional”, presente en esquistos y otras formaciones rocosas, son significativamente mayores en otros países que en América del Norte, lo que sugiere que requerirán un precio del petróleo más alto para ser comercialmente viables.

Los 23 yacimientos de petróleo no convencional más prometedores fuera de EE.UU. y Canadá podrían producir 175.000 millones de barriles de petróleo extraíble, según las estimaciones de IHS, frente a casi 40.000 millones de barriles en yacimientos similares de América del Norte. El estudio sugiere que dichas reservas podrían llegar a producir 5 millones de barriles por día en 2020, más que Canadá o Irak en la actualidad.

Los datos geológicos fuera de América del Norte son generalmente mucho menos completos, por lo que cualquier estimación se vuelve “altamente especulativa”, declaró IHS.

Otros estudios, incluyendo estimaciones de la Administración de Información de Energía de Estados Unidos, también sugieren que hay gran cantidad de recursos de shale fuera de Norteamérica.

Los ejecutivos del petróleo a menudo expresaron con cautela sobre la velocidad a la que estos recursos se pueden desarrollar, debido a problemas como la incertidumbre sobre los derechos de propiedad, la oposición del medio ambiente, la escasez de agua, la necesidad de fracturamiento hidráulico y, sobre todo, la falta de personal capacitado y equipos necesarios en la industria de servicios petroleros.

Peter Voser, director ejecutivo de Royal Dutch Shell, dijo el mes pasado que la idea sobre una revolución global de shale estaba “un poco sobredimensionada”. Sin embargo, IHS cree que países como Rusia, Argelia y Argentina, que tienen una vasta trayectoria en producción de combustibles fósiles, lograrán el apoyo político para la producción de shale.

Un problema para muchos países de todo el mundo será el costo de producción mayor que en EE.UU. IHS afirma que un pozo de petróleo no convencional promedio costará alrededor de u$s 5,6 millones en América del Norte, frente a un promedio de u$s 8 millones en otros países, desde u$s 6,5 millones en Australia hasta más de u$s 13 millones en regiones de la península arábiga.

La explotación de shale puede requerir grandes inversiones. YPF, la petrolera estatal argentina, sugirió que una parte relativamente pequeña de la formación Vaca Muerta necesitará 1.500 pozos, lo cual equivale a un costo total de alrededor de u$s 15.000 millones para alcanzar objetivos de producción equivalentes a alrededor de 75.000 barriles por día.

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Mundo

CEO de Wintershall apunta que Alemania debería debatir la utilización del ‘Fracking’

11 Sep , 2013
Jan Hromadko  

Germany should thoroughly debate whether it can afford an outright ban on the production of shale gas, a form of unconventional natural gas found in shale rock formations that has helped turn the U.S. energy market upside down, the chief executive officer of the country’s largest oil and gas producer said Wednesday.

“The production of shale gas could be a great opportunity for Germany”, said Rainer Seele, CEO of Wintershall, a unit of chemical giant BASF SE (BAS.XE).

However, shale gas production is controversial in Germany as it requires the application of hydraulic fracturing, a technology also known as fracking that is used to extract unconventional natural gas deposits that cannot be released by simply drilling a well. Fracking involves pumping huge volumes of water and chemicals underground to fracture rock formations and release the trapped gas deposits.

Mr. Seele conceded that shale gas production in Germany is unlikely to turn the domestic energy market upside down, contrasting developments in the past few years in the U.S., where shale gas production triggered a massive slide in gas prices and is set to make the country the world’s largest gas producer.

However, shale gas production could help keep indigenous gas production at present levels for at least another 100 years, he said.

Germany is in the midst of phasing out all nuclear power generation through 2022 and intends to replace most of its fossil-fueled power plants with “green” energy such as wind and solar power. Gas, which emits less carbon dioxide than coal, is widely considered as an acceptable backup for intermittent renewable energies.

Germany’s state-owned Federal Institute for Geosciences and Natural Resources said last year the country has significant shale gas reserves that–if produced–could theoretically meet the country’s gas consumption for the next 10 years and help it to considerably reduce reliance on energy imports.

Mr. Seele also criticized the fierce rejection of the fracking technology by vast parts of the German population for fear of environmental harm.

“Many people don’t know that around one third of indigenous production of conventional gas can only be produced through application of hydraulic fracturing”, he said.

Mr. Seele added that a large portion of that is known as tight gas, a form of natural gas trapped in extremely dense rock formations. In contrast to shale gas, tight gas carrying rock formations are generally located much deeper underground and are therefore not in close proximity to ground water reservoirs.

Mr. Seele said that the controversy surrounding the issue of shale gas and fracking has effectively resulted in an outright ban of the technology for fear of public outcry on environmental grounds.

He added that authorities in Germany haven’t approved any fracking requests since the middle of 2011, which has accelerated the decline in indigenous gas production, which is already on the decline as wells are gradually depleting.

Last year, domestic gas production declined to 12% of overall consumption, in part due to the ban on fracking, Mr. Seele said.

Germany’s gas and oil industry association WEG last month said that indigenous gas production declined by a further 10% in the first half of 2013 compared with the same period a year earlier. The lobby group also attributed the fall to failure by authorities to approve fracking activities.

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Argentina

Es necesario y posible el aprovechamiento solidario y planificado de los recursos

11 Sep , 2013
Luis Felipe Sapag - Diputado MPN  

La Argentina y, con más intensidad, Neuquén están enfrascadas en la discusión sobre los impactos de la Estimulación Hidráulica en yacimientos no convencionales de hidrocarburos.

Como con el glifosato respecto de la soja y las pasteras uruguayas rechazadas por los ambientalistas de Gualeguaychú, militan grupos intensos, mientras los medios de comunicación informan con más o menos precisión sobre el tema y nadie parece estar ajeno al debate.

Muchos se muestran a favor o en contra de manera apasionada, similar a la adhesión a un club de fútbol o incluso a la fe en una religión.

Las visiones más apocalípticas auguran desolación, enfermedad, muerte y desmembramiento de sociedades enteras, todo a partir de la técnica de explotación conocida popularmente como “Fracking”. Empresas, gobiernos y grupos interesados serían tan malvados, mezquinos y avaros que, sabiendo los males que causa esa técnica, igualmente no dudan en aplicarla. Los ultraambientalistas no admiten la posibilidad de utilizar tecnologías de manera sustentable y en sus retóricas simplifican la cuestión reduciéndola a simples polaridades bueno-malo, tales como “vida o fracking”, “agua o petróleo”, “naturaleza o tecnología”, “mapuches o YPF-Chevron”.

Los desarrollistas, aunque no lo acepten los ultras, también nos declaramos ambientalistas y responsables, pues queremos cuidar el medioambiente poniendo también como prioridad el trabajo y la salud de nuestras sociedades. Desde ese principio afirmamos que es necesario y posible el aprovechamiento solidario y planificado de nuestros recursos naturales para diversificar la producción y, con las rentas del gas y el petróleo, diversificar la matriz energética incrementando la participación de las fuentes renovables.

En este punto de tan irreconciliable discusión cabe una pregunta: ¿y si se demuestra que la Fractura Hidráulica bien implementada y con controles exhaustivos no contamina? Esa es nuestra hipótesis y, como toda afirmación, sólo el método científico puede avalarla o refutarla.

Toda tecnología genera impactos, si los mismos son controlados, pero si durante su ejecución los parámetros se salen de lo previsto, ya no se trata de impacto, sino de contaminación. En EE. UU. se han realizado aproximadamente dos millones de fracturas hidráulicas y, si bien es cierto que algunas sufrieron accidentes, se han alcanzado procedimientos altamente confiables, permitiendo el autoabastecimiento de gas del país que más energía consume en el planeta.

En Neuquén recién llevamos hechas casi 2.000 fracturas en 300 pozos. Si bien son pocas aún, no se produjeron eventos indeseables. Todo indica que estamos bien encaminados; que se está transitando un proceso de mejora continua, disminuyendo el consumo de agua fresca y procesando adecuadamente los líquidos afectados de retorno. Es decir, se está aplicando seriamente el método científico. Entonces, ¿y si en algunos pocos años se comprueba con decenas de miles de fracturas que el método es confiable? ¿Si a la par de no contaminar resulta el fundamento del crecimiento económico, social y cultural de la provincia, así como del empleo bien remunerado de miles de personas? Mi pronóstico es que así sucederá.

(*) El autor, Luis Felipe Sapag, es Diputado MPN, miembro informante del convenio YPF-Nqn sobre Vaca Muerta

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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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