Argentina, Expertos

Geólogo se descarga en “Revista Barcelona” contra los mitos del ‘Fracking’

27 Sep , 2013
Shale Seguro  

En un correo de lectores publicado en la Revista Barcelona el 20 de septiembre, el Doctor en Ciencias Geológicas (UBA) Hugo Marengo se descargó respecto de “las pavadas que se hablan a toda hora y en todos los medios” respecto de la técnica de estimulación hidráulica, más conocida como ‘Fracking’.

“¿Nunca se les ocurre entrevistar a alguien que entienda sobre el tema?”, interrogó el especialista al tiempo que aseguró que “esta técnica se aplica regularmente en el país y el mundo desde hace unos 40 años y nunca, por sí misma, produjo ni un solo problema ambiental”.

“Una perforación mal hecha puede contaminar, con o sin fracking, pero la verdad es que las normas ambientales en la industria petrolera argentina desde hace 20 años son bastante estrictas y se aplican bien”, escribió Marengo.

El correo de lectores cuestiona que se le atribuya a la técnica efectos “extraordinarios” como terremotos locales o remotos, afectación de freáticas y contaminación por compuestos venenosos. Ante esto, el Doctor en la materia responde que “no tiene nada que ver con la realidad, surgen de un desconocimiento total sobre cómo funciona la tierra y la tecnología usada”.

“Para que me entiendan: son razonamientos tan absurdos como decir que la abundancia de señales GPS en la atmósfera puede producir que, de ahora en más, las manzanas de Newton en vez de caer del árbol salgan volando hacia arriba”, sentenció.

Asimismo, se refirió al acuerdo con Chevron sobre el que sostiene que “el aporte de esta empresa sobre la forma de manejo de un yacimiento es diferente a los acostumbrados acá, al doble de profundidad que lo habitual, con técnicas francamente complejas”.

El especialista se adelantó a posibles cuestionamientos a su correo de lectores y apuntó a la pasión de los geólogos que dedican varios años en la universidad con una carrera “extraña”. Así enfatizó que la naturaleza “es nuestra obsesión y contacto diario” y que suelen ser los geólogos “los primeros en denunciar cuando las cosas se ponen realmente feas para el ambiente”.

“Lamentablemente, nuestra capacidad de difusión es casi nula, y por eso nadie nos da bola, y prefieren entrevistar a candidatos, abogados o ambientalistas, que dicen unas pedorradas increíbles”, criticó Marengo.

Sobre el Autor:
Hugo Marengo es Doctor en Ciencias Geológicas (UBA)
Trabajó entre 1988 y 1994 para Pérez Companc como asistente en tareas de geología, química y petrofísica.
Desde entonces, se desempaña en SEGEMAR (Geología regional del Litoral Argentino).
LinkedIn: http://www.linkedin.com/pub/hugo-marengo/43/7b7/657
Twitter: @hugomarengo

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Argentina, Expertos

El gobierno de Neuquén difundió un
decálogo sobre la explotación del shale

27 Sep , 2013  

El gobierno de Neuquén difundió un documento en el que pretende darle veracidad a una decena de afirmaciones sobre gas y petróleo. La primera alude a la importación de energía en la que este año se prevé invertir 12.466 millones de dólares y advierte que en un escenario que no contemple el aporte del desarrollo de hidrocarburos no convencionales las importaciones en el año 2016 llegarán a los 24 mil millones de dólares.

La segunda cuestión cuantifica la producción neuquina de petróleo que en 2012 fue de 6,6 millones de metros cúbicos (mv), representó una caída del 9,85% con respecto a 2011, y la de gas que fue de 17.725 millones de metros cúbicos y representó una caída del 9% con respecto al 2011. Evalúa que la importancia de las regalías obtenidas por el gas y el petróleo en los ingresos provinciales “viene cayendo desde hace muchos años” y que “pasó de un 45% de los recursos totales en 2007 a un magro 22,5% que se espera para 2013”. Alerta que “una proyección de las tendencias actuales a 2016 muestra que las regalías podrían reducirse a un 16% de los recursos totales“.

Menciona en términos genéricos las energías renovables, el medio ambiente y uso del agua, reitera que no se va a usar agua subterránea potable para los yacimientos no convencionales y que “los acuíferos de agua dulce se encuentran a un máximo de 300 metros de profundidad, separados por no menos de 2 kilómetros de roca de los hidrocarburos no convencionales (shale) que se encuentran mucho más profundos” por lo que afirma sin ambages que “no hay riesgos ambientales“.

Se recalca que en Loma Campana, “los acuíferos no son potables porque naturalmente tienen salitres y otros componentes lo que hace el agua no sea apta para consumo humano ni animal” y que “la fractura hidráulica, mal llamada fracking, no produce ningún riesgo“.

Aclaran que “Francia y Bulgaria son los dos países que prohibieron la actividad pero ninguno tiene reservorios” y que “Gran Bretaña, que había declarado una moratoria, decidió levantarla“.

En relación con las comunidades mapuches, el decálogo de verdades indica que “en el departamento Pehuenches, donde se encuentran la mayoría de los yacimientos no convencionales, no hay asentada ninguna comunidad mapuche“. Se escrituraron aproximadamente 270.000 hectáreas a 22 comunidades mapuche, y aproximadamente otras 130.000 hectáreas solicitadas por 14 comunidades están en proceso de escrituración.

Destaca que el convenio con YPF “producirá ingresos del orden de los 11 mil millones de dólares en regalías y otros tributos para la provincia, y una cifra similar en concepto de Impuesto a las Ganancias para el Tesoro Nacional”.

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Argentina, Expertos

El presidente del IAPG propone acelerar la producción de no convencionales

26 Sep , 2013
Pablo Fernández Blanco  

El presidente del Instituto Argentino del Petróleo y del Gas (IAPG), Ernesto López Anadón, cree que en materia de hidrocarburos el país está exactamente en la mitad de la ola. El boom mediático de los hidrocarburos no convencionales, que cobró mayor difusión luego del acuerdo entre YPF y la norteamericana Chevron para producir crudo en la formación neuquina Vaca Muerta, le dio oxígeno a una industria que venía en caída debido a la merma en la producción de los yacimientos convencionales, en operaciones desde hace décadas.

Sin embargo, los nuevos recursos del subsuelo, según su interpretación, podrían encontrar más de un escollo para salir a la superficie y tornarse comerciales si es que la industria no pone un pie en el acelerador. El ejecutivo, que durante años ocupó un cargo jerárquico en YPF, lo resumió en una frase en diálogo con “La Nación”: “Nosotros tenemos mucho, pero todos tienen mucho. Si no nos apuramos, otras naciones van a explotar esta clase de recursos antes, algo que podría perjudicar la entrada de la Argentina en este mercado. Por ejemplo, podría tener que hacerlo en un contexto de precios deprimidos”, explicó.

De acuerdo con números de la Agencia Internacional de Energía (EIA) norteamericana elaborados en 2013, la Argentina tiene 802 trillones de pies cúbicos (TCF, según su abreviación en inglés) de gas no convencional en el subsuelo. Si bien se trata de recursos y no de reservas, cuya posibilidad de explotación es mucho más concreta, el número es astronómico. Por ejemplo, el yacimiento Loma La Lata, en Neuquén, que descubrió YPF, que fue el más importante descubrimiento de gas de América latina y sostuvo el desarrollo gasífero de las últimos décadas, tenía 10,8 TCF.

El problema, según la mirada de López Anadón, es que esa abundancia no es exclusividad de la Argentina. China lidera el ranking con 1115 TCF; Argelia tiene 707 TCF; Estados, Unidos, 665 TCF, y Canadá, 573.

Otros países que entran en la lista de los más beneficiados por la geología son México, Australia, Sudáfrica y Rusia, al que no le interesan esta clase de recursos debido a que tiene una sobreabundancia de gas convencional.

“Si no nos alineamos como país, no podremos convertir esos recursos en riqueza”, vaticinó.

En el caso del petróleo, la conclusión es similar. La Argentina, según la EIA, tiene 27.000 millones de barriles de recursos, con lo que se ubica en el cuarto puesto en la lista de los países más favorecidos. Rusia, Estados Unidos y China están antes. Libia, Australia, México, Canadá y Paquistán también están en el mismo ranking.

Varios frentes

Los promotores de los hidrocarburos no convencionales chocan contra dos grandes frentes: los costos de la Argentina y las críticas ambientalistas. Con respecto al primer punto, en el sector sostienen que en Estados Unidos, principal referente de esta industria, un pozo horizontal de 2000 metros de largo con 20 etapas de fractura puede costar 7 millones de dólares. En la Argentina se está lejos de eso. Los petroleros sostienen que no baja de los 12 millones de dólares.

El tema ambiental es otra de las preocupaciones. Los críticos de la actividad sostienen que el denominado fracking (fractura hidráulica) puede afectar el entorno, por ejemplo, mediante la generación de movimientos sísmicos. Los petroleros lo niegan tajantemente: “La estimulación hidráulica se inventó en 1947, en Estados Unidos, y se usa desde hace años. Bajo el aeropuerto de Dallas hay un desarrollo no convencional. Si la actividad generara movimientos, eso no podría ocurrir. La industria no tiene la capacidad de generar la fuerza que produce el choque de placas tectónicas”, sostuvo.

El desarrollo de los recursos no convencionales ocupará todas las presentaciones que se realizarán en dos semanas en el Foro de la Industria de los Hidrocarburos en La Rural, organizado por el IAPG. El encuentro tendrá algunos condimentos especiales. Será de la partida el presidente de YPF, Miguel Galuccio, que inaugurará el encuentro el lunes 7. Al día siguiente hablará Carlos Bulgheroni, presidente de Bridas, la empresa que tiene participación en Pan American Energy, la segunda petrolera del país, y en Axion, la firma que se levantó sobre las espaldas de la ex Esso. En el mismo espacio, pero el miércoles, hablará Eduardo Eurnekian. Será la primera vez que el empresario aeroportuario tome la palabra en su nueva condición de petrolero (a principios de año cerró la compra de CGC) hacia un público de ese sector.

En paralelo, se realizará una reunión de jóvenes ejecutivos petroleros con vistas a refrescar la mirada sobre la industria.

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Argentina

Wintershall, de vender sal a un ambicioso proyecto no convencional en Argentina

24 Sep , 2013  

La empresa alemana Wintershall fue fundada en 1890 y estaba dedicada a la extracción de sal. “La sal de Winter“, sería la traducción precisa del nombre de la empresa, contó un colaborador de la compañía. Ec.

Wintershall tiene sus oficinas en un lugar privilegiado de Kassel, donde ocupa dos manzanas y tiene instalaciones de 14 pisos. Apenas un cartel en la entrada identifica al gigante que es parte medular del grupo Basf, que los alemanes traducen como “bas-efe”. Trabajan allí 700 personas, casi todos vecinos de esta hermosa ciudad con alma de pueblo llena de árboles y parques, con casas antiguas y nuevas. Pero todo en sintonía, en perfecta armonía. Cien por ciento alemán.

En Argentina hay apenas 60 empleados pero según Heiko Meyer, vicepresidente de Desarrollo Global, muy pronto serán muchos más pues ubicó a Argentina entre los cuatro proyectos más importantes que tiene la compañía en el mundo. En la lista agregó al que lo asocia con Gazprom en Siberia, al de Libia, y al que de Qatar.

Mayer contó que la compañía realiza fracturas hidráulicas, también conocidas como ‘fracking’, desde hace 50 años y aseguró que a pesar de trabajar en granjas y campos productivos (lo hacen incluso junto a un supermercado) no han tenido problemas de contaminación. Agregó que las principales críticas en Alemania son por algunos ejemplos que se toman de otros países y mencionó a Estados Unidos.

No obstante, como el tema está en debate, “vamos a ver qué pasa con el gobierno ahora que pasaron las elecciones”, dijo. Rápido, el gobernador Jorge Sapag respondió: “ya sabemos lo que pasa cuando estos temas se tratan antes de las elecciones”, en alusión a las situaciones que se vivieron en Neuquén antes de que se aprobará la asociación de la provincia con YPF por Loma Campana.

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Argentina

La alemana Wintershall invertirá U$S 3.000 millones en el yacimiento Vaca Muerta

24 Sep , 2013
Leandro Renou  

La llegada de capitales foráneos a Vaca Muerta, yacimiento clave para revertir el déficit energético nacional, empezó a generarse más rápido de lo esperado por los propios expertos.

En línea con el acuerdo que YPF rubricó con la estadounidense Chevron, el gobierno de Neuquén firmó un millonario ingreso de capitales alemanes de la empresa Wintershall en un área de hidrocarburos no convencionales que es propiedad de la estatal Gas y Petróleo del Neuquén (GyP).

En Kassel, Alemania, el gobernador Jorge Sapag y el secretario de Energía, Guillermo Cocco, cerraron con los popes de la compañía teutona un plan para explorar un área de 97 kilómetros cuadrados en Aguada Federal, una partición del campo petrolero Aguada del Chañar, gestionado por GyP.

Fuentes cercanas al gobernador Sapag explicaron ayer a Tiempo Argentino que el acuerdo supone en su primera fase una inversión de U$S 150 millones de la empresa privada, U$S 30 millones de los cuales serán para GyP y el resto se volcará al trabajo en los primeros seis pozos.

Esta primera etapa durará alrededor de cinco años, pero el acuerdo es más extenso: en la segunda fase, la UTE conformada por Wintershall y GyP invertirá U$S 3335 millones en 18 años para completar la perforación horizontal de otros 120 pozos.

“El Estado va a tener un 50% de participación en este yacimiento”, detalló Cocco en declaraciones a la prensa y aseguró que detrás del acuerdo YPF-Chevron, de U$S 1240 millones, el convenio con Wintershall “es el proyecto más importante sobre Vaca Muerta que hay hasta la fecha”. Los trabajos en el área se iniciarán antes de fin de año, según confiaron fuentes oficiales.

Sapag y Coco arribaron a Alemania junto con el gerente de Gas y Petróleo y miembro del directorio de YPF y director de Exploración de Gas y Petróleo Gustavo Nagel. Y por la empresa alemana firmaron el acuerdo Martín Bachmann, presidente de Wintershall Energía.

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Argentina

Pan American Energy invertirá u$s 150 millones para explorar no convencionales en Neuquén

23 Sep , 2013  

Pan American Energy

En un contexto en el que la declinación en los niveles de producción en la provincia es una constante, la petrolera Pan American Energy (PAE) decidió incrementar su apuesta para desarrollar recursos hidrocarburíferos no convencionales en la cuenca neuquina.

Fuentes extraoficiales confirmaron a La Mañana de Neuquén que están invirtiendo unos 98 millones de dólares en el área Lindero Atravesado, a la vez que otros 56 millones de dólares serán volcados como aporte por sus participaciones en los yacimientos Aguada Pichana y Aguada San Roque.

En el área Lindero Atravesado tiene previsto perforar cinco pozos orientados a tight gas o gas de arenas compactas alojadas en la Formación Grupo Cuyo, uno de los varios grupos de formaciones existentes y más profundo de Vaca Muerta. Es decir que irán por debajo de los 3 mil metros de profundidad.

En su plan de desarrollo se intervendrán 3 pozos existentes para aumentar su productividad en formaciones convencionales.

PAE ya perforó el pozo denominado PAE.Nq.LA-134. En  2012, la empresa había perforado el pozo PAE.Nq.LA.e-135, también dirigido a la formación Grupo Cuyo, y comprobó gas en una parte de la estructura. “Los resultados que se logren de la terminación del pozo PAE.Nq.LA.e-134 van a permitir completar esa tarea”, señaló la fuente.

Indicó, además, que los restantes pozos de desarrollo (destinados a evaluar la productividad del reservorio) también estarán dirigidos al Grupo Cuyo.

En este sentido, se indicó que se perforará el pozo exploratorio PAE.Nq.LA.xp-160 en el flanco occidental del yacimiento con el fin de ampliar el horizonte de desarrollo del área. Entre los trabajos a realizar, se contempla también la construcción de instalaciones e infraestructura para la puesta en producción de esos pozos, los cuales aportaría cada uno una producción inicial de gas natural de 150.000 a 180.000 m3/día.

La petrolera, en su plan de inversiones, tiene previsto destinar otros 56 millones de dólares por su participación en proyectos dentro de Aguada Pichana y San Roque, operadas por Total (YPF y Wintershall completan el consorcio).

Los yacimientos Aguada Pichana y San Roque incrementarán su actividad en la formación Vaca Muerta, con objetivo de shale gas y en zonas de tight gas sand.

El esquema de trabajo contempla perforar cuatro pozos exploratorios orientados a la búsqueda de reservorios no convencionales, junto con el inicio de un piloto de producción en Vaca Muerta.
Además, se perforarán siete pozos productores de tight gas en Aguada Pichana.

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Expertos, Mundo

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

21 Sep , 2013  

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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Mundo

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

20 Sep , 2013  

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

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

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

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Expertos, Mundo

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

19 Sep , 2013
Ben Webster - Editor en Medio Ambiente  

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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Argentina

De Mendiguren resaltó que explotar Vaca Muerta reduciría el déficit energético

18 Sep , 2013
Shale Seguro  

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

De Mendiguren

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

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

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

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

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

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