Argentina

Desde la UIBB abogan por el crecimiento de
Bahía Blanca gracias a Vaca Muerta

30 Sep , 2013
Shale Seguro  

El vicepresidente 1° de la Unión Industrial de Bahía Blanca (UIBB), Gustavo Elías, se refirió a la explotación de recursos no convencionales en el yacimiento de Vaca Muerta y apuntó que la ciudad debe estar preparada para el “nuevo desarrollo”.

“Hablar de Vaca Muerta significa analizar qué inversiones podemos atraer para Bahía Blanca. Es el gran desafío que debemos fijarnos los empresarios locales, porque estamos ante un momento muy especial y favorable, pero hay que estar preparados para afrontarlo y desarrollarlo”, expresó.

Bahía Blanca está en un lugar estratégico para Vaca Muerta, por este motivo, el empresario local apuntó a que la ciudad “tiene que prepararse para estar a la altura de lo que se viene en materia energética”.

“Hoy tenemos empresarios bahienses que están capacitados para brindar distintos servicios, ya sea en la parte industrial como también en la logística. Y, desde la UIBB, tenemos que hacer valerlo para que el desarrollo y crecimiento sea netamente bahiense”, instó Elías.

El empresario abogó por el crecimiento del sector a partir de las radicaciones. “No sirve de nada que vengan empresarios golondrinas para hacer su negocio e irse. En Bahía hay muchas empresas que pueden ofrecer esos mismos servicios y, de esa manera, habría una mejora para todos. Pero toda la ciudad debe encolumnarse atrás de estos empresarios, porque son los que ponen la cara por la ciudad”, opinó.

En sintonía, agregó que “Bahía Blanca tiene importantes ventajas. Por ejemplo, cuenta con un puerto de gran calado, con un Consorcio de Gestión que ha demostrado tener un eje de trabajo muy dinámico”.

Por otra parte, Elías también hizo espacial énfasis en los aportes que podrían llegar a brindar las universidades radicadas en Bahía Blanca. 

“Se perdieron muchas inversiones por desconocimiento. Y eso no se puede permitir otra vez. No se puede perder el tren dos veces. La ciudad está capacitada para crecer y nosotros, los empresarios, debemos darles las herramientas necesarias, concluyó.

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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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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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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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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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