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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Energía, Mundo

EEUU: El shale creó 2.1 millones de empleos durante 2012

18 Sep , 2013
Daniel Yergin  

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

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Mundo

“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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