Argentina, Energía

Vaca Muerta contará con un servicio ferroviario para abaratar costos

18 Oct , 2013  

El ministro de Interior y Transporte, Florencio Randazzo, el presidente de Belgrano Cargas, Marcelo Bosch, y el titular de YPF, Miguel Galuccio, firmaron hoy un convenio por el cual se pondrá en marcha un servicio ferroviario de cargas entre Buenos Aires y el yacimiento de Vaca Muerta en Neuquén.  Ver nota

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Argentina

YPF ya produce más de 10 mil barriles
diarios en la formación Vaca Muerta

17 Oct , 2013
Shale Seguro  

La producción de petróleo de YPF durante septiembre de este año fue de 1.005.128 metros cúbicos, lo que equivale a un incremento de 5,1 por ciento respecto de igual mes del año anterior, según datos de la Secretaría de Energía.

Al analizar el acumulado enero-septiembre, se observa un aumento de 1,3 por ciento respecto de igual período del año anterior. En 2012, YPF había logrado incrementar la producción petrolera en 3 por ciento respecto de 2011, revirtiendo la tendencia declinante de ese año, que había caído 7,3 por ciento en la comparación con 2010.

Respecto de la producción de gas natural de YPF, en la página de la Secretaría se informa que en septiembre de 2013 fue de 889,4 millones de m3, observándose un incremento de 3,6 por ciento respecto de igual mes del año anterior. Cuando se analiza el acumulado enero-septiembre de 2013, se observa que se mantuvo igual respecto de igual período del año anterior.

YPF informó hace un par de meses que en el primer semestre del año sus inversiones treparon un 94,7 por ciento respecto de igual período del año anterior, pasando de 5544 millones de pesos a 10.792 millones. Eso se evidenció en la cantidad de equipos de perforación, que aumentaron de 25 a 63 en dos años.

Según el Centro Latinoamericano de Investigaciones Científicas y Técnicas, el 85 por ciento fue destinado a la exploración y producción (upstream) de los yacimientos hidrocarburíferos que opera YPF. En tanto que el 15 por ciento restante se destinó a los complejos industriales de refinación de petróleo (downstream) que son propiedad de la compañía. En el upstream las inversiones crecieron 123,3 por ciento y en el downstream, 12,7 por ciento.

YPF tiene previsto seguir incrementando la producción con aportes de yacimientos convencionales y no convencionales. En lo que refiere a los no convencionales, la firma ya produce más de 10 mil barriles diarios en la formación Vaca Muerta y está trabajando en un cluster junto a la firma estadounidense Chevron en un área de 20 kilómetros cuadrados donde Chevron se comprometió a desembolsar 1.240 millones de dólares en el plazo de un año.

Los primeros 300 millones los puso luego de que se firmó el convenio con YPF para compensar lo que la petrolera argentina ya había invertido en la zona y ahora prevé avanzar con el desembolso del resto del dinero. Si la exploración en esa área arroja resultados satisfactorios, las compañías tienen previsto ampliar el área de producción.

La actividad de YPF en Vaca Muerta ha venido incrementándose mes a mes, con más de 90 pozos perforados y 19 equipos de perforación en la zona. 

Según fuentes de la compañía, la experiencia de YPF en el desarrollo de Vaca Muerta ya está permitiendo obtener mejoras en la eficiencia en la producción lo que permite optimizar la rentabilidad de las inversiones.

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Argentina, Energía

Mendoza: Metalmecánica se beneficia por mayor producción petrolera

11 Oct , 2013  

La empresa ubicada en el departamento de Rivadavia de Mendoza, MST América SRL, fabricó seis plataformas y seis tanques para almacenar petróleo destinados a ser utilizados en emprendimientos de YPF.

Las piezas metálicas tienen 11 metros de diámetro, 3 metros de altura y 15 toneladas de peso. Algunas de las estructuras fueron trasladadas en tres camiones que salieron de la exbodega Gargantini en Rivadavia.

“Después de estar varios años inmovilizadas las inversiones en la zona petrolera de Mendoza, fundamentalmente de Vizcacheras, han aumentado donde se nota la inversión del Gobierno provincial y nacional”, destacó Juan Carlos Quaglini, apoderado de la empresa MST América SRL, responsable de la obra.

Asimismo, explicó que “estas plataformas se realizan para poner sobre ellas tanques de almacenamiento de petróleo para YPF de 160 metros cúbicos”.

“Es fundamental para el sector metalmecánico mendocino que está logrando una reactivación, se nota el movimiento permanente que están teniendo los pozos de vizcacheras”, remarcó el empresario.

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Argentina

Chevron ya tiene su equipo preparado para comenzar las tareas en Loma Campana

10 Oct , 2013
Roberto Aguirre  

A poco más de un mes de que la Legislatura neuquina aprobara el acuerdo con YPF para la explotación de shale oil en Loma Campana, Chevron ya comenzó a hacer su ingreso en la sociedad que integrará junto a la petrolera estatal.

La operación está a cargo de YPF pero los equipos serán conformados por técnicos y profesionales de las dos compañías.

Según explicó a Río Negro el líder de proyectos no convencionales de la empresa, Rubén González, “ya se conformó el equipo mixto para empezar a trabajar en el piloto”.

El técnico explicó que la operación está en manos de YPF, pero Chevron ya sumó su personal especializado al proyecto, que contempla la perforación de un centenar de pozos, con una inversión de 1240 millones de dólares.

Se trata de un proyecto pionero en el mundo del shale, el cual es seguido con atención por las grandes empresas del sector. De su éxito dependerá, en buena medida, que arriben a la provincia de Neuquén más fondos para desarrollar clusters de no convencional.

En forma paralela, Chevron avanza con los trabajos de exploración en Vaca Muerta dentro del área El Trapial. Allí, proyectan su tercera perforación para caracterizar el subsuelo, que hasta ahora arrojó tanto gas como petróleo.

No hay perspectivas de desarrollo comercial en el corto plazo, según explicó González y argumentó que es necesario “ser prudente” a la hora de analizar los resultados de un solo pozo. “La clave son los trabajos previos para reducir incertezas”, indicó González al ser consultado por el medio patagónico.

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Argentina, Expertos

“Financial Times” destaca inversiones para la revolución del shale en Argentina

25 Sep , 2013
Benedict Mander  

El diario británico reconoce que Argentina podrá terminar con el déficit energético a partir de las inversiones de importantes compañías como Dow Chemical y Wintershall. Además, el periódico sostiene que los inversores podrían aportar más de 3.350 millones de dólares en los próximos 10 años.

It’s not all grim news in Argentina’s energy sector, where entrenched problems have caused fuel imports to double over the last year, sapping the country’s precious foreign exchange reserves.

Despite serious reservations about Argentina among many foreign investors, both Germany’s Wintershall and the local subsidiary of the US’s Dow Chemical have announced investments this week to explore possibilities in the giant shale formation, Vaca Muerta.

Wintershall, which is Germany’s largest oil and gas producer and a wholly-owned subsidiary of BASF, has announced that it will invest an initial $150m. If all goes well, investments could rise to as much as $3.35bn over the next ten years in its project in Vaca Muerta, which by some estimates holds the world’s second-largest shale gas reserves.

Some may think this a bold move in a country that most foreign investors are shying away from, at least until the end of the mandate in 2015 of the country’s controversial president, Cristina Fernández. But it is not the first time BASF has taken risks in emerging markets, after announcing a €10bn plan aimed at doubling sales in the Asia-Pacific region in June.

As well as Wintershall, Dow Argentina also signed a deal on Tuesday with Argentina’s state controlled energy company YPF to invest $120m in Vaca Muerta over the next year.

Still, the investments of Wintershall and Dow are a fraction of the size of the deal that YPF signed in July with Chevron, which became the company’s first international partner since the expropriation of Repsol’s 51 per cent stake last year. Chevron committed to making initial investments of $1.24bn, which could in theory rise more than tenfold.

But if more companies follow their lead, Argentina could start to reverse its increasingly unsustainable energy import bill, which last month doubled to $1.55bn, compared to $761m in August 2012.

Similarly, last week YPF started to test the waters of the international capital markets by offering to sell $150m of debt – admittedly a drop in the ocean compared to its ambitious $37.2bn investment plan in Vaca Muerta.

Much more foreign participation will be required, and much more money will need to be borrowed if Argentina wants to pull of its own shale revolution. But it’s a start.

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Argentina, Expertos

YPF-Chevron: El acuerdo que despertó fantasmas detrás del ‘Fracking’

24 Sep , 2013
Ernesto Gallegos - Geólogo - Docente UBA  

En muy poco tiempo se instaló con sorprendente virulencia un discurso anti-fracking basado en tres ejes principales: 1) Aumentará el riesgo de que se produzcan terremotos; 2) Va a consumir el agua dulce dejando sin abastecimiento a las poblaciones u otras actividades económicas; y 3) Puede contaminar el agua dulce de los acuíferos o napas.

Tres mitos que se desnudan a la luz de los hechos:

1) La energía utilizada para generar las fracturas previas a la estimulación hidráulica se puede sentir en la superficie sólo mediante instrumentos extremadamente sensibles. Si se mide esta actividad en la escala Richter, utilizada para los sismos, se ubica en valores negativos (alrededor de -2), unas 100.000 veces menores a un movimiento detectable por los seres humanos y que de ninguna manera puede desencadenar terremotos.

2) La inyección hidráulica a alta presión, último paso de preparación del pozo antes de comenzar la producción, emplea un 99.5% de agua y arena, y un 0.5% de productos químicos. Estos volúmenes de agua se tomarán, en el caso de Vaca Muerta, del caudal de los ríos de Neuquén, en una cantidad que representa menos del 0.1% del caudal anual de esos ríos. Una vez utilizada, el agua puede ser tratada y reutilizada tanto en nuevas perforaciones o en otras operaciones de la industria como la inyección para recuperación secundaria. Las empresas que como YPF están enfrentando el desafío de realizar este tipo de perforaciones están utilizando técnicas que apuntan a reutilizar en el futuro cercano el 100% del agua de inyección.

3) El petróleo de Vaca Muerta no migra: si tuviera las condiciones físicas para migrar no haría falta utilizar el ‘fracking’ para explotarlo. Las fracturas hidráulicas y el proceso de circulación de grandes volúmenes de agua con aditivos suceden a gran profundidad. En los puntos de interés para la explotación de la Formación Vaca Muerta, como el área donde se desarrollará la experiencia piloto conjunta entre YPF y Chevron, esta se encuentra a más de 2.000 metros de profundidad, no existe posibilidad de que el agua, o el hidrocarburo, o los aditivos inyectados migren verticalmente hacia el medio ambiente superficial. Las fracturas creadas con esta técnica en un pozo horizontal tienen una capacidad de penetración vertical del orden de apenas decenas de metros y nunca podrían encontrarse con los niveles freáticos o napas.

En síntesis, el ‘fracking’ en Vaca Muerta no puede generar sismos; no va a tener como consecuencia una migración de agua de inyección ni sus aditivos ni los hidrocarburos que se estén explotando a los niveles de agua freática ni al suelo; la explotación (proceso posterior al ‘fracking’ que puede durar hasta 40 años) de estos pozos no debería permitir la migración de ningún contaminante a los acuíferos ni al medio ambiente. Esto último lo garantiza el casing o entubamiento de los primeros cientos de metros del pozo, evitando el contacto con los acuíferos, técnica que es la misma que ya se ha utilizado hasta el día de hoy en más de 65.000 pozos “convencionales” de petróleo y gas en nuestro país.

Pero nada de esto tiene sentido si no es puesto en el contexto actual del desarrollo energético en nuestro país. Hace 5 años se creía que no había una solución a la declinación en la producción de hidrocarburos en Argentina, a esto se le suma que en los últimos 10 años el consumo ha crecido enormemente la demanda energética de la mano del crecimiento de la industria nacional y la economía en general. Del mismo modo que hace 10 años se creía que Estados Unidos estaba condenado al abastecimiento externo y hoy está planteada la posibilidad de que se convierta en un país exportador de gas y energía en los próximos años gracias al desarrollo del ‘fracking’.

Entonces, ¿qué fue lo que cambió? Las técnicas para la explotación del llamado recurso no-convencional pasaron a ser rentables económicamente.

El plan estratégico de YPF plantea que con producir el 15% del potencial de Vaca podría cubrirse por completo el déficit energético de nuestro país. En el mediano plazo nuestro país pasaría de ser un importador neto de energía e hidrocarburos a suplir completamente la demanda interna y convertirse en exportador. Y no sólo un potencial exportador de hidrocarburos sino también de conocimiento, al convertir a los equipos técnicos de YPF en líderes mundiales en la exploración y producción de shale-oil.

La misión de YPF es tan importante que si logra sus objetivos crecerá la industria, crecerán las exportaciones, habrá una disponibilidad de divisas mucho mayor para el Estado y los particulares, aumentará el saldo positivo de la balanza comercial, entre muchas variables que afectarán directamente a las personas que vivimos en Argentina. Por eso es tan importante informarse antes de compartir teorías apocalípticas como el fantasma del ‘fracking’, basándose en un puñado de mitos sin sustento científico.

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Argentina, Expertos

La fractura hidráulica merece ser analizada teniendo en cuenta precisiones técnicas

12 Sep , 2013
Víctor Bronstein  

La Argentina tiene hoy una gran oportunidad para lograr el autoabastecimiento de hidrocarburos de manera sustentable: poner en valor los grandes recursos no convencionales, conocidos como “shale gas” y “shale oil” con que cuenta nuestro país.

Sin embargo, la producción de estos recursos está generando controversias a partir de objeciones promovidas por grupos ambientalistas que repiten los argumentos de cierto activismo radicalizado de otros países, que no tienen en cuenta la realidad de nuestro país y los pocos fundamentos científicos que sustentan estas posiciones.

Como ha ocurrido en otros países, estas objeciones han influido sobre la opinión pública que no conoce las cuestiones técnicas y, en un primer momento, en los sectores que deben tomar decisiones políticas. Sin embargo, hoy estas cuestiones están mucho más claras, se han distinguido los mitos de las verdades y la explotación del shale ha permitido cambiar el paradigma energético a nivel mundial al incorporar reservas y producción que compensan la declinación de los yacimientos maduros. Hoy se realizan explotaciones no convencionales en EE.UU. y Canadá, China ha comenzado a licitar sus áreas de shale, y Gran Bretaña está comenzando su explotación. Incluso en Alemania, país con una legislación ambiental muy estricta, se está revisando la moratoria que se había establecido sobre la Fractura Hidráulica y se calcula que el año que viene comenzará a perforarse los primeros pozos.

Alemania después del accidente de Fukushima en Japón decidió cerrar varias centrales nucleares, con lo cual la participación del carbón en la generación eléctrica pasó del 45% al 52%. Hoy necesita gas para reemplazar el carbón en sus centrales, ya que es el combustible más contaminante, y disminuir a su vez su dependencia del gas ruso. Ese gas sólo puede provenir de sus recursos no convencionales.

El shale ha cambiado el panorama energético de EE.UU., país donde desde hace más de 10 años ha comenzado la producción de este tipo de recursos y que ha permitido que la gran potencia mundial comience, por primera vez en 30 años, a autoabastecerse de gas y aumentar su producción de petróleo después de más de 40 años de declinación.

Si bien los recursos del shale se conocían desde hace más de 100 años, no era posible extraerlos porque no se contaba con la tecnología necesaria. Ahora se cuenta con esta tecnología y por eso el shale comienza a ser una realidad. Los métodos utilizados para su explotación merecen ser analizados teniendo en cuenta precisiones técnicas para evitar algunos mitos en torno a la actividad.

UN MITO
La fractura hidráulica, si bien utiliza mucha agua, es un porcentaje mínimo del caudal de los ríos. Un ejemplo, en la Argentina el desarrollo de recursos no convencionales en la cuenca neuquina, insumirá muchísimo menos del 1% del caudal de los ríos Limay y Neuquén, y aproximadamente el uno por ciento de lo que consume la ciudad de Neuquén en un año.

Se plantea también el problema de qué hacer con el agua que se utiliza para el fracking una vez terminada la operación. Esto está debidamente regulado, de tal manera que la disposición final de las aguas utilizadas es manejada de diversas formas durante todo el proceso, lo que incluye la reutilización y el tratamiento y el almacenamiento en tanques o piletas para volver a usar. Es decir, es un mito también pensar que esta agua puede generar problemas ambientales.

Por otra parte, el Laboratorio Nacional de Tecnología Energética, dependiente del Departamento de Energía de EE.UU., difundió la semana pasada algunos resultados preliminares sobre unos estudios que está realizando para investigar el comportamiento de los fluidos utilizados en la fractura hidráulica y si estos pueden llegar a extenderse hacia las fuentes de agua potable. Este estudio también abarca investigaciones sobre el comportamiento sísmico producto de las operaciones de perforación. La investigación se está haciendo en un área de perforación en el condado de Greene, ubicado al suroeste de Pittsburg, al lado de West Virginia.

Los primeros resultados de estos estudios no han mostrado ninguna evidencia de que los productos químicos del proceso de perforación hayan ascendido y contaminado los acuíferos de agua potable. Tras un año de seguimiento, los investigadores comprobaron que los fluidos químicos utilizados para liberar el gas atrapado en las formaciones de shale se quedaron confinados a miles de metros por debajo de los acuíferos.

La investigación se basó en utilizar marcadores reconocibles para etiquetar los fluidos de perforación que se inyectaron a más de 3.000 metros bajo la superficie, estableciéndose una zona de vigilancia mil metros más arriba. En esa zona, después de un año de mediciones, no se detectaron los marcadores, por lo que se concluye que las sustancias potencialmente peligrosas se quedaron a más de dos mil metros de distancia del agua potable.

El estudio realizado por el National Energy Technology Laboratory se implementó a partir de un acuerdo con una compañía de perforación, la cual permitió que los científicos del gobierno inyecten trazadores especiales en los fluidos de fractura y que luego puedan realizar un monitoreo regular para ver si estos fluidos llegaban a fuentes de agua potable.

Ocho pozos de la formación Marcellus, en EE.UU., fueron monitoreados sísmicamente, comprobando que la onda no viaja más de 200 o 300 metros desde el pozo. Eso es significativo porque algunos grupos ambientalistas han cuestionado si las fracturas pueden llegar a la superficie, sin embargo, los resultados muestran que las ondas se amortiguan a dos mil metros de la superficie, lo cual lo hace imperceptible para la gente y no genera ningún riesgo sísmico.

Debemos evitar, entonces, caer en las opiniones sin fundamentos y utilizar los estudios sistemáticos realizados con metodología científica para decidir nuestras políticas y líneas de acción. Los recursos del shale en nuestro país nos permitirán aumentar en más de 40 veces nuestras reservas de gas y en 10 veces las de petróleo. Esto cambia nuestro paradigma energético y nos abre la posibilidad de hacer sustentable el crecimiento y desarrollo de Argentina.

No perdamos esta oportunidad.

(*) El autor, Víctor Bronstein, es Director del Centro de Estudios de Energía, Política y Sociedad (Ceepys).

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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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