Shale Seguro - Marzo - Abril 2015

Shale hale Seguro S Seguro www.shaleseguro.com

Año 2 / Número 2 / Marzo - Abril 2015

AGUA

LA CLAVE DEL

NEGOCIO

Ganar eficiencia en la gestión hídrica es un objetivo estratégico. Lograrlo demanda inversión permanente y puede reducir los costos más de 20%. Proteger la provisión y calidad es condición para la licencia social.

Argentina tiene grandes ventajas comparativas.

Ing. Pablo López Soria Documento University of Pittsburgh Thomas Murphy

“educar para la Energía” pág. 22

Cuánto cuesta cada pozo en Marcellus

“Seguirá el ‘boom’ en EE.UU.” pág. 25

pág. 16

editorial

Agua, petróleo, agro, gas: un eje de convivencia

A

medida que la Argentina avanza en el desarrollo de

mental, fuente básica de vida y un derecho humano recono-

los hidrocarburos No Convencionales, la suma de

cido explícitamente por la Asamblea General de las Naciones

nuevos apoyos y la acumulación de experiencia apa-

Unidas.

recen como dos valores que entusiasman y al mismo tiempo

La experiencia ha demostrado que sin el acompañamiento

obligan a tener una gestión cada vez más responsable y efi-

de la comunidad cualquier proyecto de esquisto es inviable.

ciente.

Esta realidad, sumada al papel del agua como insumo fun-

Al mismo tiempo, el autoabastecimiento energético se consolida como una meta ineludible, en simultaneidad con

damental del proceso de hidrofractura hace de este recurso natural una de las claves del negocio del shale.

la certeza de que la explotación de nuestras abundantes

La gestión hídrica eficiente centrada en la provisión res-

reservas de gas y petróleo de esquisto es el pasaporte para

ponsable y el tratamiento del flowback es condición esencial

lograrlo.

para controlar los costos de cada pozo. La vigilancia ambien-

El desarrollo de estos recursos puede significar- además

tal de los Gobiernos y la legislación que regula la actividad se

de un reposicionamiento de la Argentina como potencia hi-

hacen cada vez más estrictas y atender a estas normativas es

drocarburífera en la escena internacional- la oportunidad de

una preocupación estratégica de las compañías.

configurar un modelo productivo más amplio, que sume un nuevo sector estratégico.

La Argentina tiene ventajas comparativas científicamente reconocidas: bajo estrés hídrico en la zona de los yacimien-

Sin dudas el sector agropecuario está arraigado tradicio-

tos y aislamiento natural de los acuíferos. A partir de las in-

nalmente en nuestro país como un gran motor de la eco-

vestigaciones impulsadas por el interés petrolero, estas con-

nomía, que genera productos en abundancia y con calidad

diciones pueden mejorar aún más.

mundialmente reconocida. Un rol similar podrían tener en la

De acuerdo a hidrogeólogos estudiosos del suelo patagó-

estructura productiva los hidrocarburos No Convencionales

nico, la exploración y explotación de agua subterránea para

si se logra llevar la extracción a niveles comerciales.

alimentar la actividad hidrocarburífera puede redundar en

Como esperable consecuencia de este potencial, la cali-

un aumento de la oferta hídrica en regiones áridas y semiá-

dad de las operaciones de shale está cada vez más bajo la

ridas del país. Esto permitiría usar esos nuevos recursos en

lupa. A medida que se familiariza con el tema, la sociedad

todas las actividades humanas, mejorando la calidad de vida

agudiza su mirada y pone el foco en la sustentabilidad y el

de la población.

cuidado medioambiental. En la estimulación hidráulica, el agua es protagonista.

Al igual que los públicos con los que interactúan, las empresas entienden al agua como un bien supremo funda-

Agua y petróleo, ambiente y empresa, sustentabilidad y negocios, agricultura e hidrocarburos, no son opuestos. La industria del shale en la Argentina tiene la posibilidad de demostrarlo. n

10 sumario

staff Director: Jorge Candi editora de Contenidos:

Entrevista a Nicolás Gadano “El éxito de Vaca Muerta depende del esfuerzo de todos los actores”

06

Agua: ventajas y desafíos para la Argentina

10

Entrevista a Thomas Murphy: “Seguirá el shale boom en EE.UU.”

16

Debemos educar para la energía

22

Documento: Investigación de la Universidad de Pittsburgh

25

Añelo construye su futuro con ADN petrolero

38

Vaca Muerta es una zona de silencio sísmico

43

Fórmula exitosa: shale + renovables

47

Argentina se consolida como sede para analizar el shale

50

2016, Año estratégico para YPF

52

El desarrollo petrolero potenciará la vocación emprendedora

54

De las profundidades de la Tierra a los placeres del Agua

56

Andrea V. Perez Director Comercial: Ricardo D’Aloia Shale Seguro es un producto de Identidad

16

Digital SRL Juan B. Alberdi 838 - 8° C (1424) CABA Teléfono: 54 11 4843-2847 www.shaleseguro.com Email: ventas@shaleseguro.com

38

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Propiedad Intelectual N°: 5196134

52

Impreso en : Impresores del Buen Ayre SRL Julio Perdiguero 1927 Caseros- Provincia de Buenos Aires www.ibuenayre.com.ar

56

ENTREVISTA: Nicolás Gadano

“El éxito de Vaca Muerta depende del esfuerzo de todos los actores” Este es uno de los principales conceptos

n ¿Cuánto

está produciendo hoy Vaca Muerta? ¿Qué

logros productivos/operacionales se alcanzaron duran-

que manifestó el economista experto

te 2014?

en hidrocarburos Nicolás Gadano, en

n Vaca

Muerta, en particular la concesión de Loma Cam-

pana que explota YPF en sociedad con Chevron, ya produce

una entrevista exclusiva concedida a

cerca de 40.000 barriles de petróleo equivalente por día; el

Shale Seguro. Consultado respecto al

3,3% del total de la producción argentina de petróleo y gas.

presente y el futuro de Vaca Muerta, este

en el 2014 se logró tener la explotación de shale más impor-

Con cerca de U$S 2.500 millones de inversión ya ejecutada,

investigador del mercado petrolero, puso

tante del mundo fuera de los EE.UU. Es al mismo tiempo la

énfasis en la baja en los costos y en el

ducción petrolera, sólo superada por Cerro Dragón, un área

segunda concesión de la Argentina en términos de su proantigua y con diez veces más superficie. Asimismo, en la

esfuerzo conjunto de empresas, gobierno

operación conjunta con Dow, en el Orejano, YPF ya perforó

nacional, gobiernos provinciales,

los primeros cuatro pozos horizontales, dos de los cuales tienen una producción equiparable a la de cualquier pozo de

proveedores de servicios y sindicatos,

los EE.UU. Son pozos horizontales con 10 etapas de fractura,

como las claves para que el proyecto sea

que producen alrededor de 200.000 m3/día de shale gas. Es

competitivo.

del desarrollo de Loma Campana está permitiendo reducir

importante también destacar que el proceso de aprendizaje el costo de las perforaciones, elemento crucial para darle sustentabilidad de largo plazo a la explotación. Actualmente se están probando dos nuevas técnicas, una de las cuales consiste en alargar los pozos horizontales. n¿Cuáles son las expectativas para el corto plazo? n En

el corto plazo se espera que continuen las inversio-

nes de los proyectos en curso, tanto de YPF como de las demás compañías. Según declaró recientemente Miguel Galuccio, se prevé para este año un nivel de inversiones similar al de 2014, apoyado por el balance logrado en el mercado a nivel interno, con precios de U$S 77 dólares para el Medanito y U$S 63 para el Escalante. n¿Cómo

impacta el actual contexto internacional de

precios deprimidos en el desarrollo del shale argentino? n Por

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6

un lado, resulta evidente que una caída de precios

como la experimentada reduce el atractivo de los proyectos No Convencionales, que por definición presenta complejidad y costos mayores a los convencionales. Pero también es cierto que el proceso de caída de precios empuja hacia abajo los costos mejorando la competitividad del shale argentino. Hay que considerar también la diferencia entre el mercado de petróleo, mucho más competitivo y arbitrado en materia de precios, y el mercado gasífero, en donde la brecha entre los precios domésticos al productor y los precios de importación se mantiene. Aun en este escenario de precios, el potencial gasífero del shale argentino sigue siendo muy atractivo para la inversión. n¿Cuál

ha sido el efecto en los EE.UU? ¿Está amenaza-

da la rentabilidad de la producción de shale oil&gas? n La economía de los Estados Unidos muestra una flexibi-

lidad que es dificil de encontrar en otros lugares del Mundo.

La reacción del sector hidrocarburos a la caída de precios ha sido muy rápida, y se nota en la cantidad de equipos perforadores en actividad. De acuerdo a los datos que publica la compañía Baker & Hughes, a comienzos de marzo de este año respecto a la misma fecha del año 2014 la cantidad de equipos trabajando cayó de 1792 a 1192, un ajuste del 33%.

Gran parte de esa menor actividad perforadora corresponde al shale, donde el menor ritmo de perforación se traducirá en una desaceleración -y eventual caída en el futuro- de la producción. Seguramente habrá reducciones de costos que devolverán la competitividad a algunos proyectos, y otros que no sobrevivirán si se mantuviera el escenario de precios a la baja.

“Sería un grave error

n¿Qué

puede aprender la Argentina del shale boom

norteamericano y del actual contexto de ajuste?

pensar que el desequilibrio

n Un

elemento para destacar es el esfuerzo permanente

para reducir costos como herramienta principal para en-

energético se resolverá sólo

frentar la baja de precios, a través de mejoras tecnológicas, mayor eficiencia en los procesos, logística, y mano de obra.

incrementando la oferta

Argentina necesita de un enorme esfuerzo mancomunado de todos los actores (empresas, gobierno nacional, gobier-

local de petróleo y gas. Hay

nos provinciales, proveedores de servicios, sindicatos) para sostener la competitividad de Vaca Muerta aun en un con-

mucho que mejorar por el

texto de precios bajos. n¿Cuáles

lado de la demanda”.

son sus previsiones respecto a ese escena-

rio? ¿Considera que se mantendrán los precios bajos? n Es

difícil saberlo, porque del lado de la oferta todo de-

pende del comportamiento de productores que en algún

7

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momento organizaron un cartel muy efectivo -la OPEP- y

tratégica, y no caigan en una disputa de corto plazo por

sostuvieron precios elevados. Si ahora estamos frente a un

la renta, que paradójicamente podría provocar el efecto

cambio estructural en el que el mercado petrolero y la ofer-

contrario, es decir, afectar negativamente la capacidad pro-

ta pasan a comportarse en forma plenamente competitiva,

ductiva de la industria, y deteriorar el tamaño de la renta

los precios bajos podrían mantenerse durante un período

a repartir. Igualmente, vale aclarar que sería un grave error

prolongado.

pensar que el desequilibrio energético sólo se resolverá

qué cree que la necesidad de continuar con el

incrementando la oferta local de petróleo y gas. Hay mu-

desarrollo No Convencional argentino es un punto en el

n¿Por

cho trabajo por hacer por el lado de la demanda. Argentina

que coinciden todos los “presidenciables”? ¿Cuál es su

tiene un amplio terreno por recorrer en materia de mejoras

valor estratégico?

de eficiencia en el consumo de energía en los hogares, en

coyuntura energética argentina es crítica. Nuestra

las fábricas y en el transporte. Cualquier avance en esta di-

gran dependencia de los hidrocarburos, sumada a la madu-

n La

rección no solo contribuirá a reducir el déficit energético,

rez de nuestros principales yacimientos de petróleo y gas,

sino también permitirá construir en el largo plazo un perfil

se traduce en un déficit energético que nos obliga a impor-

de consumo de energía más responsable y amigable con el

tar una porción importante de la oferta, y presiona sobre

medioambiente. n Además

las cuentas externas y fiscales nacionales. El shale argentino

de la explotación de los yacimientos de es-

es un activo muy valioso, cuyo desarrollo puede asegurar el

quisto, ¿qué posibilidades tiene la Argentina de avanzar

abastecimiento de hidrocarburos al país en el largo plazo.

en tight y off shore? n Se

Superar la volatilidad y la inseguridad del abastecimiento

han puesto en producción muchos campos de tight

de petróleo y gas con nuestros propios recursos sería una

gas, como consecuencia de un escenario de precios mejorado

contribución muy importante para empresas y hogares en

(incluyendo subsidios nacionales). En la medidad en que esos

la Argentina.

precios se consoliden y sean percibidos como estables para

n¿Cuándo cree Ud que el país podrá lograr el autobas-

los productores, habrá más proyectos de tight gas y tight oil.

tecimiento? ¿Cuáles son los pasos a seguir para lograrlo

En cuanto al off shore, la Argentina cuenta con un gran

desde el Estados y las empresas? n Es

potencial en varias cuencas. La modificación reciente en la

dificil proyectar una fecha, será un proceso gradual

legislación que devuelve las áreas desde ENARSA al Estado

y el escenario de precios no es indiferente. Para lograrlo

Nacional es un paso positivo para las inversiones, aunque

es necesario que empresas y autoridades (nacionales y

el escenario de precios bajos conspira contra este tipo de

provinciales) adopten un esquema de cooperación es-

proyectos, más caros y de alto riesgo. n

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9

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nota de tapa

Agua: ventajas

y desafíos para la

Argentina

El proyecto de nuestro país de ocupar

ANDREA V. PEREZ

A

un lugar en el podio de la producción de

las reservas de shale probadas, que según la Agencia

hidrocarburos No Convencionales a nivel

de Información de Energía de los EE.UU. llegan en la

Argentina a los 27 mil millones de barriles de petróleo

mundial avanza por un camino alentador.

y 802 billones de pies cúbicos de gas, se le agregan la ubica-

Su viabilidad se sustenta, en principio, so-

ción de las formaciones en zonas de baja densidad poblacio-

bre una serie de factores naturales de gran

puede ser considerada la gran ventaja Argentina: la abundante

nal con actividad petrolera convencional preexistente, y la que disponibilidad de agua en zonas cercanas a los yacimientos.

valor que elevan las posibilidades de éxito

Si consideramos que en promedio, 99,51% de los fluidos

en esta materia. Estas ventajas se suman

utilizados en la estimulación hidráulica están compuestos por agua y arenas especiales, la capacidad de garantizar de

a los recursos profesionales, tecnológicos

manera factible y segura la provisión de este insumo es un de-

y la intención del Estado y las compañías

terminante de peso para todo el proceso.

El tema fue el foco de un trabajo realizado por el World

petroleras en lograr este objetivo. Tal

Resources Institute (WRI), organización internacional sin fi-

escenario positivo lleva a expertos locales

nes de lucro que a través de su staff de más de 450 expertos

e internacionales a señalar a la Argentina

el Mundo, en torno a siete ejes fundamentales vinculados al

se dedica a estudiar la situación de los recursos naturales en

como principal candidata a protagonizar

ambiente y el desarrollo: clima, energía, alimentos, flora, agua,

el primer shale boom fuera de los EE.UU.

En su paper “Desarrollo Global del Shale Gas: Disponibi-

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ciudades y transporte.

10

lidad de Agua y Riesgos para el Negocio”, fechado en sep-

destacó sobre las condiciones específicas de la Argentina: “El

tiembre de 2014, el Instituto advierte que 38% de las reservas

cuestionamiento sobre las grandes cantidades no tiene sustento

de shale del Mundo están ubicadas en zonas áridas o de

técnico en la medida que se lo incluya en un balance hídrico, es

condiciones extremas que colocan a la provisión de agua

decir, la suma de los aportes de aguas de lluvias a los ríos y a los

en situación de “estrés”.

acuíferos y la resta del agua producida para los distintos usos hu-

“De los 20 países con mayores recursos de gas de esquisto, ocho

manos (urbano, agrícola e industrial). Los cálculos presentados

(China, Argelia, México, Sudáfrica, Libia, Pakistán, Egipto e India)

por la Dirección de Recursos Hídricos de la provincia de Neu-

enfrentan condiciones áridas o de alto estrés hídrico en las loca-

quén indican que el agua para el fracking en dicha provincia,

ciones”, señalaron los investigadores que ubican en el extremo

representaría menos del 1% del agua superficial”.

opuesto a la Argentina y Canadá, dado que además de gran-

Al analizar el segundo factor de riesgo, la vulnerabilidad a

des reservas de recursos No Convencionales tienen un nivel de

la contaminación de los acuíferos, la geología ventajosa de la

estrés hídrico “medio-bajo”.

Argentina vuelve a destacarse: la formación Vaca Muerta está

“Argentina es rica en shale, con la segunda mayor reserva

separada de los acuíferos por una capa de más de 2,5 kilóme-

de recursos de gas de esquisto técnicamente recuperables

tros, compuesta por rocas impermeables. Para Marcelo Sticco

del Mundo. Y encontramos que para 72% de sus recursos No

“este riesgo es muy bajo debido a que las profundidades que se-

Convencionales su estrés hídrico es sólo bajo a medio”, dije-

paran los acuíferos de las capas hidrocarburiferas superan los mil

ron los expertos en la presentación del informe.

metros. Considerando un peor escenario, en el cual las fracturas se

En sintonía, el hidrogeólogo argentino Gabriel Meco-

“excedan” de la longitud prevista, aún estarían lejos de las capas

ni, sostuvo en un diálogo exclusivo con Shale Seguro que

acuíferas”.

“las estimaciones sólo del agua superficial de los grandes ríos de

En cuanto a la situación particular de las operaciones en Vaca

la Cuenca Neuquina indican que se consumirá para la fractura-

Muerta, Meconi agregó que para minimizar este riesgo “dentro

ción hidráulica de reservorios No Convencionales sólo algunas

de la normas de protección ambiental que el Estado provincial

décimas porcentuales de todo el caudal disponible. Los cálculos

controla y que las empresas aplican para tener los menores costos

sobre el agua subterránea son también muy optimistas pues los

posibles, se presta especial atención a la entubación de cañerías

primeros datos indican grandes reservas para satisfacer no sólo

de protección en los metros más superficiales de las perforaciones

a la industria hidrocarburífera sino a muchas otras actividades

-las llamadas ‘cañerías guía e intermedia’-, que en algunos casos

productivas y humanas en general”.

pueden llegar hasta cerca de mil metros de profundidad y que

Este ítem adquiere relevancia especial al analizar cuáles son

protegen los acuíferos con uso actual o potencial”.

los factores de riesgo hídrico que desde un abordaje teórico

La conveniencia de conocer y adaptarse a cada pozo

más se vinculan al fracking: la cantidad del agua utilizada en relación a la disponibilidad y la alteración de la calidad.

“Respecto a la cantidad de agua, se cuestiona el uso de gran-

Consultado Gabriel Meconi acerca de las condiciones del

des volúmenes y como consecuencia el riesgo de agotar las reser-

fluido que requiere la estimulación hidráulica, este estudioso

vas hídricas”, explicó Marcelo Sticco a Shale Seguro. Sticco es

y docente de la Universidad de Buenos Aires y la Universidad

otro reconocido hidrogeólogo y docente universitario, quien

Católica Argentina aclaró: “Según cada tipo de pozo, de técnica

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y de formación o roca que se fracture hidráulicamente, se necesita

agua en el desarrollo y producción de recursos de esquisto presen-

un determinado tipo de agua o rango de tipos de aguas. La dulce

ta una oportunidad significativa de ahorro de costos”.

es uno de ellos, pero no el único: en algunos casos podría utilizarse

En esa misma investigación Robart aseguraba que con

agua salobre (o de salinidad relativamente baja pero que ya no es

mayores inversiones en infraestructura para ganar eficiencia

dulce y por lo tanto no es potable), o incluso salada”.

en el manejo del agua, podría lograrse hasta 20% de ahorro.

De acuerdo a datos de la American Exploration and Produc-

Y agregaba que más allá de este beneficio tangible, existen

tion Council (AXPC), la estimulación por fracturación hidráulica

incentivos más profundos para avanzar en esa dirección,

lleva aplicándose en los EE.UU. más de 60 años – y más de 50 en

vinculados a factores intangibles, pero al mismo tiempo

la Argentina-, durante los cuales ha experimentado un proceso

gravitantes para el éxito de las operaciones: la percepción

de permanentes mejoras y perfeccionamiento, que se aceleró

del público, la adecuación a las legislaciones vigentes y la

en la última década de la mano de la explotación del esquisto

protección ambiental.

a niveles comerciales.

Sin dudas, el actual contexto internacional de baja de los

En este proceso evolutivo la gestión hídrica ha sido una

precios del petróleo modificó la industria y transformó el mapa

preocupación fundamental, que concentró -y aún concentra-

de las operadoras, obligándolas a repensar sus estrategias. En

enorme cantidad de recursos y esfuerzos destinados a ganar

este escenario, toda posibilidad de hacer más competente el

eficiencia. La experiencia ha dado sobradas pruebas de que

costo de las perforaciones, observando la rentabilidad, pero

con el mejor aprovechamiento de este recurso, podrán optimi-

aumentando y manteniendo la sustentabilidad, hace valer los

zarse los costos, garantizar la seguridad de las operaciones y

esfuerzos. Y el manejo del agua antes, durante y después de

obtener la licencia social.

cada fractura, no es la excepción.

Ya en 2012, en un documento publicado por la International

Para alcanzar una gestión hídrica eficiente es imprescin-

Association for Energy Economics, el consultor especializado

dible investigar y mantener un seguimiento minucioso del

Christopher J. Robart sostenía como principal conclusión de su

comportamiento y las características de los distintos tipos

estudio sobre el impacto económico de la gestión hídrica en

de suelo y de las particularidades de cada pozo. Esto deter-

el desarrollo del shale que “si los operadores están dispuestos

minará no sólo calidad sino también la cantidad del agua a

a asumir una visión a largo plazo, la gestión del ciclo de vida del

utilizar.

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“Para la estimulación por fracturación hidráulica se puede ge-

quisto”. Y enumeraron las diferentes formas de administrar el

neralizar diciendo que se consume un promedio de 15 mil metros

agua residual de la hidrofractura, las cuales dependerán no

cúbicos de agua por cada pozo, pero es bastante variable acorde

sólo del costo económico, sino también de las particularidades

a la zona de la Cuenca Neuquina y a si la perforación es vertical,

de cada locación y de la legislación vigente:

horizontal o dirigida, lo que implica tres tipos de pozos diferentes

Reinyección en pozos de desecho en el subsuelo;

de acuerdo a su geometría espacial”, puntualizó Meconi.

Tratamiento para la reutilización en otras fracturas;

Según un equipo de expertos en energía y ambiente de

Tratamiento para crear agua salubre;

la consultora internacional Accenture, las tendencias que

Tratamiento para obtener agua dulce; Evaporación o cristalización.

marcarán el futuro del fracking en el Mundo, en relación a la

En la Argentina -al igual que en Estados Unidos- se han rea-

gestión hídrica son: Más competencia para el acceso al agua dulce.

lizado importantes avances en el tratamiento, el reciclado y la

Más restricciones y controles al proceso.

reutilización del flowback. Esta técnica permite además gene-

Desarrollo de diferentes opciones de gestión para el ma-

rar un ahorro importante de agua dulce.

nejo del agua, de acuerdo a la configuración propia y única de

Para Thomas Murphy, estudioso del shale boom norteamericano y Director del Centro de Difusión e Investigaciones

cada pozo.

Mayor énfasis en la gestión de flujos de residuos y en el tratamiento de aguas residuales.

para Marcellus, de la Universidad de Pensilvania, “en los procesos de perforación y fractura hidráulica, el agua se obtiene nor-

Incremento de las inversiones destinadas al desarrollo de

malmente del abundante flujo de superficie de ríos y grandes arro-

diferentes alternativas para la gestión del agua, incentivadas

yos con más del 85 % del flowback y el agua producida siendo

por el precio del gas natural.

remediada y reciclada”.

En el trabajo titulado “El Agua y el Desarrollo del Shale”,

Específicamente respecto al reuso, el hidrogeólogo Mar-

estos expertos se propusieron analizar la experiencia norte-

celo Sticco enfatizó que “la reutilización del agua de reflujo

americana para “aprovecharla en los nuevos desarrollos de es-

es posible técnica y económicamente. El modo de lograrlo es

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composición del fluido usado en la estimulación hidráulica

0,001% 0,002% 0,004% 0,007% 0,011% 0,01% 0,043% 0,056% Cloruro de Potasio 0,06% 0,085% 0,088% 0,123% Fuente: YPF

mediante el tratamiento químico del agua con sistemas modu-

comunicación de dos estados que comparten superficie en la

lares y transportables hacia las distintas zonas de perforación

formación de shale Marcellus, uno con el fracking permitido

en donde se requiere el uso del agua. Las técnicas de tratamiento

y otro con su aplicación prohibida: Pensilvania y Nueva York,

son básicamente de dos tipos: por evaporación/condensación o

respectivamente. El dato fundamental que surgió a partir de

por ósmosis inversa (ultra filtrado). En la Argentina se dispone

los 1.037 artículos periodísticos analizados es que los efectos

del conocimiento y de las tecnologías para este tipo de tra-

del fracking sobre la calidad del agua es, por lejos, el tema

tamiento”.

ambiental que prevalece en cada uno de los diarios estudia-

Sobresale aquí el dato respecto a las operaciones no con-

dos, tanto en notas de tono informativo como en aquellas que

vencionales de YPF en el yacimiento El Trébol, en Chubut,

tienen una clara mirada crítica hacia la industria.

donde se inyectaron 4.500 metros cúbicos de agua tratada

Demostrar responsabilidad en la gestión de este recurso

para la fractura del primer pozo exploratorio. En este caso,

debe ser considerado un elemento estratégico fundamental,

se reutilizó la misma agua que normalmente se usa para la

sin el cual puede ponerse en riesgo la estabilidad de las ope-

recuperación secundaria de los pozos convencionales de la

raciones. Tal como han probado distintas experiencias –con

zona, los cuales en este estadio de su ciclo de vida ya arrojan

Polonia a la cabeza- si las poblaciones no confían en la garan-

90% de agua –y sólo 10% de hidrocarburos – por cada 100 me-

tía de sustentabilidad de parte de las empresas y la capacidad

tros cúbicos extraídos.

de control del Estado, será imposible obtener la licencia social, condición imprescindible para el éxito de cualquier proyecto

Cuidar el agua es la clave

No Convencional.

Fuente de vida primaria y fundamental –y con riesgos de

Sobre este particular, explicó Gabriel Meconi que “en la

convertirse en un bien escaso a nivel mundial-, el agua está en

industria hidrocarburífera, como en todas las actividades

centro de gran parte de las dudas y los prejuicios manifestados

productivas y sociales en general, cada vez más se van insta-

respecto a la estimulación hidráulica.

lando los principios de la Gestión Integrada de Recursos Hí-

Tanto en los EE.UU. como en la Argentina y en otros poten-

dricos (GIRH) (Integrated Water Resource Management o IWRM),

ciales centros de explotación No Convencional, los movimien-

que nacieron dentro del paradigma del Desarrollo Sustentable y

tos que se oponen a la técnica tienen los mencionados riesgos

se aplican en países desarrollados desde hace poco más de una

hídricos como una de sus principales banderas.

década. YPF y otras empresas en la Argentina ya empiezan a

Como ejemplo, vale citar un análisis realizado en los EE.UU.

manejar estos conceptos. Es esperable que en los próximos

respecto al tratamiento del tema shale/fracking en medios de

años dichos principios estén no sólo en esta industria, sino

SHALE Seguro

14

también en muchas otras y en la sociedad en general. La GIRH

Además agregó una muy útil comparación: “Según informa-

es útil para toda la industria hidrocarburífera, no sólo para los No

ción que suministra la Organización de Naciones Unidas para

Convencionales”.

la Agricultura y la Alimentación (FAO), la cantidad necesaria de

Meconi resaltó un dato fundamental: “Toda actividad pro-

agua para producir algunos alimentos es la siguiente: para obte-

ductiva industrial y de explotación de recursos naturales moderna

ner un kilo de carne vacuna, se necesitan 15.000 litros de agua;

está regida por estrictas normas de control ambiental. Todas las

para un vaso de leche, 200 litros; para un huevo, utilizamos 135

empresas -sobre todo las grandes como las hidrocarburíferas- es-

litros; la producción industrial de una hamburguesa utiliza 2.400

tán interesadas en cumplir dichas normas no sólo para estar den-

litros y para una taza de café, 140 litros. La industria hidrcarbu-

tro de la ley y porque el Estado las controla, sino porque no cum-

rífera necesita tan sólo 40 gotas (20 mililitros) por cada me-

plirlas y contaminar genera costos futuros que en general son

tro cubico de gas No Convencional. Esa cantidad de gas es lo

muchísimo más grandes que aplicar las normas ambientales

que consume una cocina normal durante más de 6 horas. Es

para evitar la contaminación. Siendo realistas y viéndolo

decir, la extracción de shale gas necesita una cantidad míni-

desde otro punto de vista: las empresas no sólo cumplen las

ma -casi ínfima- de agua con respecto a otras actividades”.

normas ambientales por exigencia del Estado, sino porque

La explotación de shale gas no sólo utiliza mucha menos

también quieren tener el menor costo posible para maximi-

agua que otras industrias, sino que también –a medida que

zar la ganancia”.

se perfecciona- se consolida como una de las más eficientes

Una herramienta básica que las operadoras entienden como

formas de producción de energía. Para Gabriel Meconi, “esto

piedra basal del éxito y la sustentabilidad de sus operaciones,

queda claramente demostrado en un gráfico elaborado por la

es la integridad de los pozos para garantizar su aislamiento,

American Exploration and Production Council, que compara

con el casing y la cementación de paredes adecuados a cada

el agua total que consumen las distintas fuentes de generación

formación.

para obtener la misma cantidad de electricidad. El estudio refle-

Ambos hidrogeólogos -Gabriel Meconi y Marcelo Sticco-

jado en esta comparación demuestra que el shale gas utilizado

coinciden en que los temores respecto al uso intensivo de

en centrales de ciclo combinado no es sólo más eficiente en lo

agua que demanda la explotación de los yacimientos de shale

que respecta a la quema de combustibles, sino que también

son infundados. “Si comparamos la demanda de agua para

en lo que hace al uso del agua, pues tanto para obtener el com-

la producción de gas No Convencional con otras industrias y

bustible como para enfriar las turbinas de la central generadora

actividades, llegamos a la conclusión de que la explotación

utiliza mucha menos agua que todas las otras formas de obtener

de shale gas es una actividad casi ‘seca´”, enfatizó Sticco.

electricidad”. n

eficiencia del uso del agua en la generación de energía (Incluye consumo de combustible crudo)

Obtención del combustible

Usinas gas natural de SHALE

Centrales de ciclo combinado con gas de carbón

Turbinas de vapor a carbón

Centrales nucleares con turbinas de vapor

Fuente: American Exploration and Production Council 2010.

15

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Centrales de concentración solar

Esquema comparativo del total de agua que distintas fuentes de energía usan para generar electricidad, una de las energías que más consumimos.

La columna de color verde (izquierda), representa al shale gas, utilizado en centrales generadoras de electricidad “ciclo combinado”, que son de las más eficientes.

ENTREVISTA: Thomas Murphy

“Seguirá el

shale boom en EE.UU.” A

sí lo sostuvo el Director del Centro de Difusión e

glés- destacó la rapidez con la que Estados Unidos se vol-

Investigaciones para Marcellus, de la Universidad

vió independiente al alcanzar la producción necesaria

de Pensilvania, en una entrevista exclusiva concedi-

para autoabastecerse.

da a Shale Seguro.

Encaminado a obtener un estatus similar también en pe-

Thomas Murphy, estudioso del fenómeno económico y

tróleo, su economía se ha reimpulsado gracias a un notable

social en torno a uno de los principales yacimientos de es-

abaratamiento de los costos de la energía para el consumo

quisto de Norteamérica, afirmó que la revolución energética

doméstico, comercial e industrial. Como ejemplo, subrayó

del shale llegó para quedarse.

Murphy que “sólo desde el sector petroquímico”, el país

“La gran caída en el precio mundial del crudo ha tenido

pionero en la aplicación de la estimulación hidráulica,

un impacto sustancial en la perforación de nuevos pozos

“espera recibir en los próximos tres años inversiones por

de esquisto en Estados Unidos. La cantidad de plataformas de

U$S 110 mil millones”.

perforación en los se ha reducido en más de 400 y las empresas

La cuestión ambiental vinculada a la producción de shale

han recortado sus presupuestos de inversiones de capital en un

oil&gas es otro de los puntos centrales en los que el exper-

promedio cercano a 35 %”, reconoció el entrevistado.

to puso el foco durante la entrevista. Dio al respecto un dato

Sin embargo, subrayó que el efecto revolucionario de

fundamental: “la sustitución del carbón por gas natural en

la explotación de shale es de tal magnitud y que el lar-

plantas termoeléctricas -ya existentes y nuevas- ha reduci-

go plazo verá la recuperación del equilibrio y del nivel de

do las emisiones de gases de efecto invernadero en los Esta-

actividad.

dos Unidos, en casi 20 %”.

“Las empresas todavía están perforando activamente en

Sus declaraciones dejaron en evidencia el esfuerzo que la

las formaciones de Marcellus y Utica, incluso con los precios

industria hidrocarburífera aprendió a dedicarle a la sustenta-

del gas entre U$S1 y U$S1.50 por debajo de los valores de

bilidad de las operaciones: “Una de las mejoras técnicas más

referencia de Henry Hub. Esto se debe al trabajo continuo de

importantes aplicadas por las empresas ha sido la evolución ha-

las compañías tendiente a implementar nuevas tecnologías de

cia una gestión más estratégica del ciclo de vida del agua en el

perforación y técnicas de fracturación hidráulica que reducen

proceso de perforación y fracturamiento hidráulico”.

significativamente los costos, aportan más eficiencia y permiten

Esta toma de conciencia respecto a la responsabilidad am-

una mejor comprensión general de la geología”, explicó Mur-

biental de las operadoras, es uno de los elementos que faci-

phy y agregó que “también están reduciendo costos a partir

litaron la licencia social necesaria para que el shale boom sea

de la renegociación de nuevos acuerdos con las empresas

posible. De acuerdo a los datos relevados por el equipo que conduce Thomas Murphy en Pensilvania “64% de los resi-

de servicios”.

Entre los principales beneficios de la explotación del gas

dentes del Estado está a favor de la extracción de gas, un

No Convencional, el director del MCOR -por sus siglas en in-

porcentaje que es aún mayor en las jurisdicciones más cercanas

SHALE Seguro

16

“The development of renewables and natural gas from shale has been occurring in parallel for more than five years in the U.S. and will continue to do so�.

17

SHALE Seguro

a los pozos”. Esto, gracias a que “con las mejoras continuas que se aplican al proceso de perforación para reducir su huella en el entorno y minimizar las molestias generales relacionadas al proceso, la respuesta de las comunidades mejoró”.

Invitado por el IAPG, Thomas Murphy visitó en 2014 la Argentina y tuvo oportunidad de viajar al epicentro de la actividad No Convencional en el país. Consultado respecto a su visión para el futuro de Vaca Muerta, dijo que el yacimiento “está mostrando señales de ser un productor importante y prolífico en comparación con geologías similares actualmente en desarrollo en otras regiones del Mundo”.

“Aunque todavía es pronto hacer una evaluación completa de los recursos, ya hay numerosos signos de éxito, con una cantidad creciente de petroleras internacionales decididas a invertir en su desarrollo”, agregó y advirtió sobre dos elementos que pueden determinar el éxito o el fracaso del proyecto: la política impositiva sobre las operaciones y la disponibilidad para importar los insumos y los equipos necesarios.

A continuación incluimos el texto completo de la entrevista, en su idioma original:

“There will continue to be a shale boom” n Which do you think are the main benefits or achieve-

ments the shale industry brought to the USA, so far? n One of the key achievements the shale energy boom has

created in the U.S., and North America more broadly, is the ability to quickly move to becoming energy independent for natural gas and move in a similar direction for crude oil production. This has also led to the pending export of natural gas as LNG in starting in late 2015. In turn, this has lowered the U.S. balance of payments since substantial imports of energy have been a big driver in this imbalance the past 20+ years.

It has also significantly lowered the price of energy for residential, commercial, and industrial users and created new sources and quantities of feedstock for the chemical industry, which alone is expected to invest over U$S 110 billion over the next 3 years. And from an environmental point of view, switching from coal to natural gas in many new and existing power plants has cut GHG emissions in the U.S. by almost 20%. n How has the prices break-down affected production?

Can we still talk about it as a shale boom? n The large drop in the global price of crude has had a subs-

tantial impact in the drilling of new shale wells in the U.S. The number rigs drilling in the U.S. has dropped by over 400 and

SHALE Seguro

18

at which production is still viable?

companies drilling shale wells have reduced their capital ex-

n Companies

penditure budgets on the average of 35% across the industry.

are still actively drilling in the Marcellus

Many firms have also pulled back to the shale plays with

and Utica formations even with gas prices that are U$S1 to

the most promise to be profitable in this low price environ-

U$S1.50 under Henry Hub prices. This is due to companies

ment.

continually trending to deploy new technology and drilling/

They are also reducing costs by renegotiating new deals

hydraulic fracturing techniques that are significantly redu-

with service companies and laying off workers to match their

cing per well costs. Well bore lengths are getting longer, frac

newly reduced size. It is estimated that over 100,000 people

stages more efficient, and there is an overall better unders-

have been layed off from energy service companies world-

tanding of the geology.

At the same time, the yields of wells have posted large

wide since crude prices have dropped by close to 50% in the

increases in the past 3-4 years. And matched to that are the

past 8 months.

completion of more midstream projects that are allowing

Taking the long view, it would appear that with the his-

better access to premium northeast U.S. markets.

torical shift to shale energy, that there will continue to be a “boom” although the price swings in the midst of it and

n When did the ‘shale boom’ begin in these formations?

the reduction of drilling on occasion based on market price

Talking about technical aspects, what have the oil&gas

trends.

companies learned since then? What improvements they

n And what about the operations and projects in Mar-

managed to make to fracking?

cellus and Utica? Do you have an estimated lowest price

n The

19

major expansion in shale gas development in the

SHALE Seguro

Marcellus Region.

Marcellus Region. New-well gas

Natural gas production

production per rig rig count

Fuente: U.S. Energy Information Administration (EIA)

Marcellus occurred in 2010 (see charts 1, 2 and 3) with the

ponse from communities has improved. Moving fresh water

Utica posting major strides in 2Q13.

to drilling sites by pipelines instead of by trucks has been a

One of the key technical improvements made by compa-

major driver to eliminating complaints by residents.

nies has been the move towards a more strategic lifecycle

Companies drilling in the Marcellus and Utica have also be-

management of water in drilling and hydraulic fracturing

come more adept at getting out in front of the conversation

process. Water is now routinely sourced from large surface

with stakeholders, allowing for the conveyance of science

flow of rivers and large streams with over 85% of flowback

based information that communities can use to make better

and produced water now being remediated and recycled.

personal and public policy decisions.

Companies are also learning how to extract an increasing

Through improved best management practices used by

amount of gas from the same unit of rock with better place-

energy companies, there has been a substantial drop in en-

ment of frac stages through better technical analysis of geo-

vironmental violations, which the public is realizing as the

logy along the wellbore. Placement of proppant has also im-

process becomes more transparent and allows for more open

proved with better materials being used and a move to create

public discussion of the risk/benefit analysis. n Which

channeling in the proppant to enhance gas flow. Wellbore

their relationship with the communities?

integrity has improved with fewer cases reported of methane

u Passing accurate information to the media and having it

migration in the annulus.

reported on.

There have also been incremental reductions to fugitive

u Dealing with social media that fosters a negative messa-

methane emissions associated with the greater usage of me-

ge on shale gas.

ters, values, and equipment that prevent the expression of

u Dialogue

methane to the environment. n Getting

social license has been a key issue for the in-

that has become more about climate change

as a metric to judge shale gas extraction against when debat-

dustry. How is the situation in Pennsylvania? n Social

are the main challenges for the companies in

ing its merits.

license in Pennsylvania to allow the drilling for Mar-

u National

NGOs “stealing” the message and imparting

cellus and Utica has improved considerably with over 64% of

their global goals into local conversations that have more lo-

residents in the state in favor of the drilling for gas, a percentage

cal concerns.

that becomes even higher in jurisdictions closer to the well sites.

n Which

policy or plan implemented in the area?

With continual improvements being made to the drilling

u Regulatory improvements in wellbore integrity to sharp-

process to reduce the footprint on the landscape and to scale

ly reduce methane migration issues.

back overall nuisances associated with the process, the res-

SHALE Seguro

one do you recognize as the most successful

20

n What can you tell us about your visit to the operations

u Impact fees for local communities to benefit from royalty

in Vaca Muerta last year? How would you describe the de-

proceeds of the drilling. n What do you think is the cause or causes for the rejec-

velopment there? What do you think expects us for the

tion and the ban in New York? n Politics.

next years?

Science lost the battle in the discussion several

n The Vaca Muerta is moving forward at a pace that reflects

years ago and it moved to a public argument of loud voices each

political and market based forces. The shale is showing signs

touting their our facts supporting their political viewpoints.

of being a substantial and prolific producer when compared

Some people say that the development of the frack-

to similar geology being developed in other regions of the

ing industry goes against the investments in renewable

world. Many have suggested the geology mimics the Marcel-

energy. What do think about this assumption?

lus and has similar yield capacities. So although it is still early

n

n The

development of renewables and natural gas from

make a complete assessment of the resource, it is showing

shale has been occurring in parallel for 5+ years in the U.S.

numerous signs of success and has attracted increasing num-

and will continue to do so.

bers of IOCs to invest in its development.

Natural gas is providing the base load needed for the inter-

Two drawbacks would be government policy to create

mittent nature of renewables. And market forces at the end

an onerous tax or regulatory code that is perceived as ad-

will likely decide how much of either is built out in the U.S. as

verse to the companies. The importation of critical drilling

it does in many countries around the world. There is strong

components has also worked to slow the extraction of the

support for both forms of energy.

resource. n

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21

SHALE Seguro

Envíos a todo el país

educación

DEBEMOS

Asimismo, debido a los avances tec-

EDUCAR para la ENERGÍA

nológicos que hacen viable la explotación de formaciones No Convencionales y a la presión de los distintos grupos de interés para que se haga en forma ambientalmente sostenible, ha sido necesario adecuar los contenidos de los planes de estudio para responder a ésta necesidad, asegurando la formación de profesionales íntegros con criterios técnicos, económicos, éticos y ambientales.

Este propósito de abordar de forma

A

Pablo López Soria

honesta y eficiente la realidad educativa

Coordinador de la Carrera de

de nuestro sector, nos obligó también a

Ingeniería en Petróleo de la UNAJ

echar una mirada crítica y generar algunas interacciones con la educación

mediados de 2013, por inici-

media.

cativa de la Subsecretaría de Políticas

Universitarias

Se tomó esta decisión en pos de dos

del

objetivos: primero, incrementar el núme-

Ministerio de Educación de la Nación,

ro de vocaciones; y en segundo lugar, co-

se creó la Red de Universidades Pe-

laborar con los docentes de las escuelas

troleras (RUP), conformada por las Uni-

secundarias, actualizando su formación

versidades con carrera de Ingeniería en

y mejorando el nivel de conocimiento y

Petróleo (Comahue, Cuyo, Patagonia San

aprendizaje en ciencias básicas y ciencias

Juan Bosco, ITBA y Arturo Jauretche) más

de la Tierra. Así, apuntamos a despertar

los posgrados de la UBA, la Ingeniería en

el interés de forma temprana entre los

Perforación de la Universidad de Salta, las

alumnos de las escuelas secundarias, a

Tecnicaturas en Petróleo que se estaban

partir de la optimización de los conteni-

creando en Jujuy y Patagonia Austral, y

dos y de la tarea docente.

Durante este año se desarrollarán

la Tecnicatura en No Convencionales que se lanzó en la UTN Regional Neuquén.

tendencia.

programas desde cada universidad y en

El mercado laboral vinculado al

sinergia entre los distintos miembros de

académica con la creación de nuevas

sector energético se encuentra en si-

la RUP, para llevar adelante estos proyec-

carreras, como el incremento registra-

tuación de alta demanda desde hace

tos. La meta es, por un lado, fortalecer

do en éstos últimos tres años en las

unos años, existiendo en la actualidad

la capacidad de la educación superior a

inscripciones, es un reflejo del impacto

una brecha muy importante respecto

partir del intercambio con la industria y

que han tenido en nuestra sociedad

a la oferta de profesionales egresados

con universidades de otros países con el

el proyecto Vaca Muerta, la nacionali-

de nuestras universidades. Esta realidad

fin de actualizar y elevar el nivel acadé-

zación de YPF, la concientización de la

ratifica el curso de acción iniciado y en-

mico de nuestras casas de estudio, espe-

importancia del autoabastecimiento

tusiasma tanto a los actores del sistema

cialmente en Explotación de Reservorios

de energía como factor clave de creci-

educativo como a las nuevas camadas de

No Convencionales. Por el otro, como

miento y bienestar, y las oportunidades

jóvenes con expectativas de formación y

mencionamos antes, profundizar la inte-

de empleo que se presentan con esta

crecimiento personal y profesional.

Tanto el crecimiento de la oferta

SHALE Seguro

22

Cont. en pág. 24

23

SHALE Seguro

INGENIERÍA EN PETRÓLEO EN LA UNAJ Viene de pág. 22

En el marco del Programa “La Universidad con YPF”, la Universidad Nacional Artu-

racción con la educación media.

ro Jauretche y la Fundación YPF acordaron en 2012 la creación de la carrera de Inge-

En ambos casos se busca:

niería en Petróleo, la cual fue establecida por medio de la Resolución (R) N° 252/12.

Profundizar los conocimientos de los

Con 81 inscriptos para iniciar los estudios de Ingeniería en Petróleo en 2013,

docentes, a fin de dotarlos de mejores

la oferta de la UNAJ se constituyó rápidamente en el 22% de los inscriptos a

herramientas de análisis sobre la reali-

nivel nacional para estudios de grado en la materia. En 2014 los inscriptos as-

dad energética y la disponibilidad de re-

cendieron a 188 y en 2015 llegaron a los 224 sosteniendo la tendencia.

cursos naturales en la Argentina, además de sus diferentes formas de aprovechamiento y su posible evolución a futuro.

La carrera ya tiene dictamen favorable por parte de la CONEAU para la acreditación.

En este contexto, se planteó como un objetivo central la colaboración entre la in-

Dotar a los docentes de herramien-

dustria, la UNAJ y el conjunto del sistema académico y científico, a fin de fortalecer

tas formativas e informativas que les per-

la carrera, elevar el número de vocaciones y de oportunidades educar para la ener-

mitan evaluar con objetividad el impac-

gía, mejorar la interacción entre distintos niveles de educación y con la industria,

to social de la industria energética.

para incrementar el nivel de los docentes, optimizar los recursos y producir mejores

Contribuir a la formación especializa-

profesionales.n

da de los docentes, mejorando su interés y capacidad de orientación para promover el ingreso de los estudiantes a carreras universitarias afines.

mar su prensente y moldear su futuro.

Convencionales del subsuelo argentino,

Elevar el grado de empleabilidad

Tenemos reservas importantes y necesi-

demanda que todos los actores involu-

de los estudiantes, a través del fortale-

dad de aprovechamiento, tenemos vo-

crados aborden el tema desde una ópti-

cimiento de sus capacidades en oficios

cación y voluntad de conocimiento y de

ca amplia e inclusiva, con un compomiso

demandados por la industria.

hacer bien las cosas, tenemos una econo-

renovado.

Actualizar a los docentes de las escuelas secundarias en temas específicos

mía que motiva a la industria a traccionar recursos para su desarrollo.

Para que el proyecto No Convencional sea posible se le deben brindar a

relacionados con la industria del Petró-

Pero también tenemos desconfianza

las poblaciones afectadas y a la socie-

leo y el Gas. También en el conocimiento

y desconocimiento, palpable especial-

dad en general, información científica

de los procesos críticos de su cadena de

mente en ciertas comunidades que a pe-

de la más alta calidad. Sólo de esta ma-

valor: Exploración - Producción - Abaste-

sar de estar territorialmente vinculadas a

nera se logrará alcanzar la licencia social

cimiento - Transporte - Refinación - Co-

las zonas de actividades extractivas, han

que permita el desarrollo local, regional y

mercialización - Protección ambiental

sido generalmente dejadas de lado al

nacional de la mano de la explotación de

- Seguridad e higiene laboral

momento de la toma de decisiones es-

los recursos de una manera sostenible.

Promover la vinculación permanente

tratégicas relacionadas con el uso de los

La formación de expertos es una

de los alumnos con la tecnología dispo-

recursos naturales con los que conviven.

pieza basal para la concreción de esta

nible en la industria, con el propósito de

Respecto a esta cuestión fundamen-

nueva política energética del país, y

aumentar el interés y motivación de los

tal, en el pasado se ha dejado vía li-

como tal, exige la articulación e integra-

mismos hacia la formación en disciplinas

bre para que grupos ambientalistas

ción de diferentes sectores –acádemico,

técnicas.

de intereses y proveniencias diversas

empresario, político, etc.- La RUP es uno

actúen tergiversando la información

de las herramientas más importantes

y manipulando la voluntad de dichas co-

que se logró poner en marcha y ya

munidades.

está dando resultados. Promover su

El gran desafío: la licencia social La Argentina -a partir del desarrollo

Entendemos que este momento his-

de Vaca Muerta- está parada sobre una

tórico, marcado por la posibilidad de ex-

oportunidad única, capaz de transfor-

plotar los recursos hidrocarburíferos No

SHALE Seguro

24

crecimiento y fortalecer su gestión es el gran desafío. n

INVESTIGACIÓN de la Graduate School of Business y el Institute for Entrepreneurial Excellence

Los costos del shale son muy sensibles a la regulación Con el objetivo de analizar el impacto de cada nuevo pozo

costos centrales del desarrollo son: la preparación y recupera-

de gas No Convencional sobre los eslabones de la cadena de

ción del sitio (casi 2 quintas partes del costo total); la movili-

valor hidrocarburífera, un equipo de expertos en Negocios

zación de equipos y materiales, incluyendo las plataformas de

de la Universidad de Pittsburgh realizó un estudio pormeno-

perforación y los equipos fracking hidráulico; la generación de

rizado de los costos implicados en la perforación y puesta en

energía durante todo el proceso; y los insumos del acero y sus

producción de un pozo horizontal en la formación Marcellus

derivados”.

de Pensilvania.

Los analistas notaron también como una tendencia en

Un análisis de este tipo cobra especial relevancia en un

las perforaciones de shale que algunas empresas de explo-

contexto de precios bajos en el mercado internacional de

ración y producción optan por alquilar equipos y terceri-

petróleo que derivó en un reacomodamiento de la industria

zar servicios de diversa índole. Esto abre el juego del shale

del shale, con empresas que debieron replantear toda su

boom a empresas pymes y pequeños emprendedores espe-

estrategia debido a los costos elevados de las operaciones.

cializados en áreas particulares como por ejemplo, la selec-

Según los autores, William E. Hefley y Shaun M. Seydor,

ción y colocación de personal.

cada perforación conlleva en promedio un gasto total de 7

Por otra parte, resaltaron que el gobierno desempeña un

millones de dólares, cifra que engloba desde los derechos

papel crítico en la regulación de la industria y que la nor-

de adquisición y arrendamiento del terreno, hasta la fractu-

mativa respecto al shale parece estar aún en permanente

ración, la completación y la puesta en producción.

revisión y perfeccionamiento. “Las nuevas regulaciones o

Aquí aparece como parte del cálculo un factor fundamen-

cambios en las leyes y reglamentos existentes podrían tener un

tal que diferencia notoriamente la planificación del negocio

impacto futuro en los costos de perforación y operación, y sin

en los EE.UU. y la Argentina: los derechos sobre el suelo.

duda un efecto en la cadena de valor“, especialmente porque

Mientras que en nuestro país la competencia para otor-

las operadoras están cada vez más atentas a su cumplimien-

gar concesiones la tiene el estado nacional o provincial en

to.

cuestión, en el país pionero del shale las empresas deben

Esta incidencia de cualquier modificación en la reglamen-

negociar con particulares y asociaciones de vecinos. Obte-

tación “es un claro ejemplo de por qué el análisis del impacto

ner estas licencias implica casi 30% de los gastos totales del

económico directo capturado en esta investigación es exacto

proceso.

en el momento del estudio, pero puede variar con el tiempo”.

Esta investigación es un capítulo de la publicación apare-

Hay factores como los costos regulatorios, los costos de

cida recientemente con el título “Economía del Desarrollo

cumplimiento, las presiones inflacionarias, o los cambios en

No Convencional de Shale Gas: Estudios de caso e Impac-

el precio de los insumos materiales y humanos que inciden

tos” (Economics of Unconventional Shale Gas Development:

sensiblemente en la inversión necesaria para cada nuevo

Case Studies and Impacts). Se trata de una compilación de

pozo.

artículos científicos que aborda diferentes aspectos del

Repasar y analizar cada uno de los ítems que componen

crecimiento de producción de shale oil&gas en los últimos

la sumatoria total de gastos es un ejercicio útil para detectar

años.

oportunidades de optimización y ahorro. Con ese objetivo,

Entre sus principales conclusiones, los economistas Hefley y Seydor observaron que en las operaciones analizadas, “los

incluimos los puntos más significativos del trabajo, en su idioma original.

25

SHALE Seguro

Direct Economic Impact of the Value Chain of a Marcellus Shale Gas Well

begins with site preparation and continues all the way through postproduction. The site needs to be leveled, with proper entrance and exit roads for the equipment. Then, all the actual drilling equipment is put into place, which may require the rental of the equipment, with truckloads transporting the equipment to the site. Before drilling, a sustain-

William E. Hefley and Shaun M. Seydor Economic Impact of a Marcellus Shale Well

ment infrastructure needs to be put in place. This includes generators to provide power to the entire site, which use non-road diesel that needs to be transported on-site, and may include living quarters for the drilling workers. Securi-

The focus of this chapter is on the direct economic im-

ty measures may be put into place. All water used through-

pact of Marcellus Shale devel- opment. There can be sev-

out the process either needs to be piped or trucked on-site.

eral types of economic impact from a particular economic

Then, when the drilling starts, all of the ingredients for the

activity. These can be categorized as direct effects, indirect

lubricating “mud” need to be bought and transported, in-

effects, and induced effects. This study examines the di-

cluding water, salt, and a mix of chemicals. Then, the mud

rect effects of a single Marcellus Shale well, developed

is processed and most of it is recycled and drilling chips

using horizontal drilling and hydraulic fracturing, in

separated and trucked away. After the vertical drilling is

Southwestern Pennsylvania. By using a single well as

complete, concrete filler is put in place to keep the integrity

a standard unit of measure, this study can help to better

of the hole, protecting both the well itself and the environ-

understand the Marcellus Shale. This project sought to

ment that it traverses. Then, the horizontal drilling proc-

quantify the “business” factors of a single Marcellus Shale

ess starts, which also requires the lubricating “mud.” When

well value chain, by understanding the direct spending in

complete, the horizontal section gets the concrete as well.

preparing, drilling, fracking, and moving into production a

Next in the value chain is the shale fracturing process. This

single Marcellus Shale well site.

process requires the charges that will be put underground as well as the fracturing fluid which consists of water, sand,

*****

and another mix of chemicals and additives. The outflow of

Phases of the Lifecycle of a Marcellus Shale Wellhead

fracturing fluid also needs to be either held temporarily onsite and transported off-site or immediately trans- ported.

The development of a wellhead typically progresses

After this process, the equipment is removed and the pip-

through a lifecycle consisting of multiple phases, with each

ing infrastructure is put into place along with a permanent

phase composed of multiple steps. The steps within each

wellhead or “Christmas tree.”

phase could vary across sites, depending on factors, such

This chapter addresses the direct economic effects of

as the current drilling or leas- ing status of the site and its

Phases 1 through 6 of a Marcellus Shale well. Phase 7, oc-

geography. Lifecycle phases of a typical wellhead are:

curring throughout the working life of a producing well,

n Phase

1 Mineral Leasing/Acquisition and Permitting

n Phase

2 Site Construction

site, are not included in our analysis. Given the expected

n Phase

3 Drilling

productive life of a well spanning over many years, these

n Phase

4 Hydraulic Fracturing

costs will indeed have continuing economic benefit to the

n Phase

5 Completion

region, but are not addressed in this study. Each of these

n Phase

6 Production

phases in developing a producing Marcellus Shale horizon-

n Phase

7 Workovers

tal well is briefly described in the following sections.

n Phase

8 Plugging and Abandonment/Reclamation

and Phase 8, which occurs at the end of the life of a well

Data Collection

An enormous amount and variety of inputs from various

A key source of developing the research team’s under-

sources come together for one drilling site. The value chain

SHALE Seguro

26

standing of the Marcellus drilling and fracking process was

the establishment of a well and can contribute significantly

a site visit, made by the entire research project team, to an

to overall cost.

in-process well site in Washington County, Pennsylvania.

Exploration and production companies, or landmen act-

Multiple limitations may impact these analyses. These in-

ing for them, must approach and negotiate with landown-

clude the uniqueness of each well, the differing character-

ers for mineral rights leasing. This process will often start

istics of each wellhead, and lack of transparency into actual

with the largest tract of land, moving on until sufficient

costs.

rights are acquired for effective production. This study as-

A wellhead has a number of characteristics, some of

sumes that 320 acres is the minimum acreage to permit,

which could vary across sites and geography. The charac-

with 640 acres (1 square mile) being the minimum optimal

teristics of our typical wellhead are:

size. Adjacent properties may also be placed under license,

n Located in Southwestern Pennsylvania, drilling into the

as surface/non-surface leases allow placement of the pad

Marcellus Shale deposit n Vertical

site location on property or only the access to minerals un-

shaft drilled to kick-off point at approximately

derneath.

6,000 feet

Second, the permitting stage requires the satisfactory

n Single n 11,000 n A well

horizontal lateral, of approximately 4,000 feet

filing/obtaining of state and local permits and posting of

foot total measured depth (TMD)

necessary bonds to allow for site preparation to begin.

site of 300 ft. by 500 ft. = 3.5 Acres

*****

These assumed characteristics allow us to develop a cost model of a typical wellhead and are reflected in the value

Phase 2 site construction

chain, which describe each phase of the lifecycle and the

The second phase, Site Construction, involves the design

direct economic impact of each phase of the Marcellus

and layout of the well site for the construction of the road

Shale extraction lifecycle.

This analysis was developed in early 2011, before the

and pad, or “staking the well.” The steps involved in this ac-

slowdown in drilling activity, and reflects costs as of that

tivity include, among other things, survey, site design and

time. Numerous data sources were used including laws and

layout, water planning (i.e., planning for water ponds, wa-

regulations, public records, published literature, observa-

ter supplies via trucks, or pipeline), construction of access

tions and interviews from site visits to Marcellus wellhead,

roads, road and pad construction (i.e., staking the well),

and numerous telephone and email interviews with indus-

placement of on-site trailers, construction of water storage

try participants.

or pits, and erosion control.

Value Chain of a Marcellus Shale Wellhead

nies are invited to bid on the site building project.

The process for site construction begins when compaThe first step in the construction process for the compa-

This section summarizes the value chain of a Marcellus

ny awarded the bid is to call the utilities for the “One Call.”

Shale wellhead by examining the total spend associated

This is where the utility companies such as data, gas, and

with a typical wellhead in Southwestern Pennsylvania. It

water companies come out to the site and mark the utility

follows a general lifecycle flow, detailing specific steps

infrastructure in place with flags so that the site construc-

within the lifecycle and their costs, to develop the value

tion does not damage any of the current lines in place.

chain of a typical Marcellus Shale wellhead.

The second step to the process is to determine what type of erosion control needs to be put in place. Erosion control

Phase 1 Mineral Leasing/Acquisition and Permitting

is put into place to protect creeks, streams, and highways from damage, which can be caused if too much sediment

When analyzing the total cost of drilling a gas well, two

washes off of a site while the soil is being disturbed by con-

preliminary steps must be considered: mineral leasing

struction.

and acquisition and permitting. These steps are critical to

Once the erosion control plan is in place, the roads can

27

SHALE Seguro

be constructed to mobilize the equipment needed to con-

While this study focuses on a single well on a pad in a site,

struct a site. Costs can vary greatly by road length and type;

it is possible to place up to six wells per drilling pad, with

however, average road construction for a site in Pennsylva-

each well having one or more horizontal aterals.

nia is from $10,000 to $20,000.

A Marcellus Shale natural gas well drilling operation can

Mobilization is the process of moving the equipment to

be broken down into two distinct phases. During the first

the work site and cost on average $10,000–$20,000. During

phase of the process, a vertical wellbore is drilled down to

mobilization, equipments such as dozers, backhoes, trac-

a point just above the Marcellus Shale, and casing is placed

tors, blades, rollers, and haul trucks are moved to the site.

into the wellbore. The casing not only protects the integrity

Once the equipment is on-site, the site must be stripped

of the wellbore from collapse, but more importantly it pro-

and grubbed.

tects any water aquifers through which the wellbore passes.

After the area has been stripped and grubbed, the loca-

The second phase of drilling a Marcellus Shale well utilizes

tion is leveled. This process begins with the topsoil being

some of the newest technologies available to the industry.

stripped and reserved. The top soil needs to be saved to be

Drilling contractors will use down- hole motors and electro-

spread back out over the area during the interim reclama-

magnetic survey equipment to steer the drill bit in any di-

tion so that the area is able to be seeded.

rection while drilling a wellbore reaching thousands of feet

At this point, a frack pond would be built if one was need-

through a seem of Marcellus Shale that sometimes is less

ed. The average cost for a frack pond is $60,000–$80,000.

than 20 feet thick. The horizontal portion of the well allows

After the earth work for a location has been completed,

for the wellbore to have much more surface area; resulting

the pad is then constructed of rock. The base of the pad is

in much greater amounts of gas that can be extracted. The

8–12 inches thick and constructed of a coarse aggre- gate.

benefit of this drilling technique is that a single horizontal

On top of this layer is 3–4 inches. of aggregate referred to

well can produce the same amount of gas as six to ten

as crush and run which is a finer aggregate material with

vertical wells. Although there are various components of

smaller particles in it. When the crush and run is rolled us-

each section that are found in both the horizontal and the

ing a smooth barreled roller, it appears similar to a parking

vertical stages, the costs of these are distinct to each stage

lot. On average, a site requires $10,000–$20,000 worth of

of the drilling process.

rock. The average price of rock is $25–$30 a ton, with some

The total cost of drilling is contingent upon the final

variation for proximity to a quarry.

depth and length of the wellbore. The Marcellus Shale for-

Once the pad is constructed, the final stage in building

mation lies approximately 7,000 feet below surface in the

the site is to seed the slopes on the outer edges of the site,

Southwestern Pennsylvania area of the Appalachian Basin.

as well as the berm.

Once the vertical portion of the wellbore is drilled to a depth

When the site construction is complete, the equipment

just above the Marcellus Shale (approxi- mately 6,000 feet),

is mobilized off of the site and the next steps of the proc-

the section of the wellbore referred to as the “curve” begins.

ess can begin. Table 1 summarizes the costs associated with

This curve section will generally take 1,000 vertical feet to

site construction.

drill. The depth, at which the curve lands and becomes horizontal, or parallel with the surface, is commonly referred to

Phase 3 Drilling

as the total vertical depth, or “TVD.” The horizontal portion

The drilling phase may take 23-35 days per well, in-

of the well will be drilled approximately 4,000 feet straight

cluding five days for mobilization and 18-21 days for

out from the bottom of the curve and running within the

drilling itself. This phase requires myriad pieces of equip-

Marcellus Shale the entire way. The result is a wellbore ap-

ment supporting drilling rigs, power generation, process-

proximately 11,000 feet in total measured depth, or as it is

ing and disposal of liquid and solid waste (both chips

commonly known in the industry, TMD.

from drilling operation and drilling mud returned with the

Due to the high cost involved, most production compa-

chips), and the wellhead equipment and the Bottom Hole

nies do not own and operate their own drilling rigs. Instead,

Assembly (BHA).

a production company will contract this work out to com-

SHALE Seguro

28

ny must pay for the mobilization and assembly of the drill-

Table 1-Average costs associated with site construction

ing rigs, with an average cost of $32,250.

During each drilling phase, the drilling rig is contained

Step

Cost

within a special containment area encased in pit liners.

One call

–

These liners can cost approximately $24,000 per site and

Erosion control

15,000

are only in place to prevent contamination to the soil if

Roads

15,000

Mobilization

15,000

Strip and grub

23,000

tralizers, and baskets will cost the production company

Level location

213,000

$11,750. These items will be used in the process of lining

Pond and liner*

70,000

the wellbore with protective casing. After the rig is posi-

Rock

15,000

tioned on the pad, additional costs that are covered by the

Seeding and matting

35,000

production company include the fuel used to operate the

Total

400,000

there are any unplanned releases of fluids from either the horizontal or vertical drilling rigs.

Additional costs of such things as float equipment, cen-

rig and the cost of the various drill bits and reamers used throughout all phases of the drilling operations. The cost of fuel to operate the rig totals on average $32,250, with the

panies that specialize in the drilling process.

cost of the drill bits and reamers totaling $50,000. Further

It is common for two different drilling rigs to be utilized

costs include the rental of the instruments and tools that

during the drilling of a single Marcellus Shale well. A small-

control the direction of the drill bit, which total $45,000.

er rig that drills in a manner referred to as “air drilling” first

There are also costs for various trucking needs, which total

drills the vertical part of the wellbore leading directly down

$5,000 and the rental of miscellaneous tools and services

to just above the Marcellus formation. Air drilling rigs pump

for $56,500.

high volumes of air down through the drill bit and use the

Diesel generators provide all of the power to the drilling

air to carry the cuttings back to surface. A second and most

sites. These generators are normally provided as part of the

times much larger rig is then moved in to drill the horizon-

leased equipment set with the drilling rig. As many as three

tal phase of the well- bore. This larger rig uses water-based

700amp diesel A/C generators power each site. The genera-

or oil-based drilling fluid, commonly referred to as “drilling

tors use a variable frequency drive and produce about the

mud” to circulate the cuttings back to surface during the

same level of power as the power grid provides to a house.

drilling opera- tion. It is necessary to use a fluid drilling rig

Two are typically active at all times, while the third genera-

for horizontal phase of the wellbore due to the fragile na-

tor is on standby; generators rotate use cycles to prevent

ture of the Marcellus Shale. The fluid is noncompressible;

overuse and breakdowns.

therefore, it holds the wellbore open for around the drill

The fuel used is off-road diesel, a red-dyed tax exempt

pipe throughout drilling operations until casing can be ran

form of a diesel. It is less expensive than standard diesel,

in the wellbore. The heavy weight (usually between 12 and

but is of a lower quality. The total diesel expense for a drill-

14 lbs per gallon) of the drilling fluid also helps hold down

ing site is approximately $200,000. The diesel expense cov-

any unexpected gas pressure that may be drilled into (gen-

ers not only the generators but also other diesel vehicles.

erally referred to as a “kick”).

Total costs for the drilling of the vertical section of

For a typical well site, the total cost of the horizontal

the Marcellus well before drilling even begins average

drilling rig rental, along with the cost of labor, averages

$457,500.

$225,500 for a well that takes between 25 and 30 days to

During the drilling of the well, steel tubing, known as

drill. Overseeing the operation and logistics of the drill-

casing, is cemented into the ground. During the vertical

ing operation is a Drill Site Manager, whose fee averages

phase, there are four different sizes of casing that are

$25,500. In addition to these costs, the production compa-

used. The first section is referred to as the conductor pipe

29

SHALE Seguro

and is generally 20” in diameter and 20–40 feet long de-

companies also have water sharing agreements with other

pending on the depth of the first encountered solid rock in

opera- tors to reduce the industry impact.

the wellbore. The purpose of the conductor pipe is to pro-

Depending on the geological characteristics of the loca-

vide a strong base for construction of the wellbore and the

tion, the water used for drilling may be stored in a pit or in

subsequent casing pipe. There is no cement used in the in-

frack tanks. The amount of tanks varies, but is around six on

stallation of the conductor pipe as it is generally driven into

average. The storage tanks are leased. The costs associated

solid rock. The second section of casing is also known as

with this lease depend on the company and the size of the

the surface casing and has a diameter of 16¾”. This casing is

tank.

used to a depth that surpasses the level of the water table.

Usually, the water used for drilling activities is brought

The cost of the surface casing on an average Marcellus well

to the location by trucks. The amount of pipeline needed

is $19,500. The cement that the casing is surrounded with

depends on the location of the water source in comparison

will cost an additional $15,000. Next the 1st intermediate

to the well site. The longest distance they have piped water

casing, known as the coal string casing because this casing

to a location is approximately five miles (drilling specialist,

is used to take the well to a depth past the natural layer of

personal correspondence). The pipelines are rented and

coal that is in the ground, is inserted into the well. The 1st

charged per foot of pipe rented. As the cost associated with

intermediate casing is 11¾” in diameter and is inserted to a

the lease of pipelines is $ 90 per foot, the maximum costs

depth of approximately 650 ft and is continued upward un-

for the pipeline needed in that context is 5 * 5280 feet * $90

til it reaches the surface. The cost of the coal string casing is

= $2,376,000. For the purpose of pumping, a temporary line

$12,625, with the cement for this stage adding an addition-

is used to pump in the water source. As is all the drilling

al $10,000. Finally, the 2nd intermediate casing is inserted

equipment, it is rented.

to a depth of 2,650 ft and once again continued upward

The costs for the other ingredients of the drilling water,

until it reaches the surface. The depth to which the 2nd

meaning the mud, are approximately $ 7,500–$ 25,000 per

intermediate casing is inserted is much greater than the

well. The amount depends on how much hori- zontal drill-

surface casing and the 1st intermediate casing due to the

ing is necessary. Normally, the drilling mud can be reused

fact that this is the casing which will reach a point below all

for a certain period of time before it begins to break down

possible water aquifers and mines. The cost for this casing

and needs to be disposed of properly.

runs much higher due to the length of the casing string,

Total costs for the drilling of the vertical portion of an

$51,500, with the cost of the cement totaling $20,000. After

average Marcellus Shale in Southwestern Pennsylvania

all of the casing has been inserted, a wellhead is placed on

will cost a production company $663,275.

After the drilling of the vertical well has been completed,

well to hold each layer of casing in place. The cost of the

and the casings have been cemented into place, the verti-

wellhead equip- ment is $5,000.

Throughout the entire vertical drilling operation, the

cal well rig is removed from the site.

total amount of water used is very minimal in respect

As with the vertical drilling rig, most production compa-

to other operations later in the completion process of

nies do not own their own horizontal drilling rigs and must

the well. The only water needed during the vertical drilling

turn to drilling companies for this stage of the process.

phase is used to keep the dust suppressed coming from the

The cost of the horizontal drilling rig rental and the labor

wellbore and into the lined cuttings pit during air drilling

required to operate the rig average $209,000. Mobiliza-

and also for cementing each casing string. The amount of

tion and setup of the horizontal drilling rig cost $171,000.

drilling water needed varies from well to well, but is typi-

Once again it is required that a Drill Site Manager be hired

cally about 500,000 gallons per well. This results in costs for

to oversee the operation of the horizontal rig, at a cost of

the freshwater for drilling of 500,000 * $ 3 per thousand gal-

$26,500.

lons = $ 1,500, based on a price for the water ranging from

Rentals of additional items such as float equipment,

$ 3 to $ 15 per thou- sand gallons, but normally at the lower

centralizers, and baskets will cost the extraction company

end. The gas companies pay on a 1,000 gallon basis. Gas

$15,000. Further costs that are covered by the produc- tion

SHALE Seguro

30

company include the fuel used to operate the rig and the

zontal well drilling process, there are also costs for drilling

cost of the various drill bits and reamers used during the

mud and chemicals. Drilling mud, which is a combination of

horizontal run. The cost of fuel totals on average $38,000

water, clay, and various chemicals, is used to float the rock

with the cost of the drill bits and reamers totaling $4,000.

fragments, known as cuttings, and soil back to the surface.

There are also costs for various trucking needs, which total

This mud is recycled and reused during the course of the

$25,000 and the rental of miscella- neous tools and services

drilling of the well. The wellbore is filled with drilling mud

for $144,750.

just before the vertical rig moves off location to ensure the

On average, the costs incurred by the production

integrity of the wellbore stays intact and does not collapse

company for the setup and operation of the horizontal

while waiting for the horizontal rig to arrive. Costs of fill-

drilling rig is $633,250.

ing the vertical portion of the well will cost the production

Horizontal drilling commences at the kick-off point at the

company $10,000, and during the horizontal drilling por-

bottom of the vertical well. A typical horizontal lateral may

tion, the cost is $127,800 as much more mud is needed. This

be approximately 5,000 feet in length, although in drilling

mud is recycled after the well is completed and used for the

there are variables, such as geology, that effect the drilling

next well drilling operation.

Geologists and engineers play a role at various stages

decisions. These factors may allow drilling to take the laterals longer, up to as long as 9,000 feet, with a typical deci-

of the drilling. They are not only involved during site se-

sion rule of going “as far as we can laterally while still being

lection but also work directly on the drilling rig, collab-

economical” (Production specialist, personal correspond-

orating with the drilling crews, to analyze and fine-tune

ence, August 18, 2011).

the progress of the drilling. So, in addition to the costs

New technology has enabled drilling rigs to control the

associated with the drilling mud, there are fees paid by the

drill bit so that they can turn the well from a vertical well

production company to geologists who are employed to

into a horizontal well. In order to do this, the extraction

complete analysis of the drilling mud and cuttings that are

company must also rent equipment that is specially de-

brought to the surface. This process is known as mud log-

signed to control the drill bit as it makes the turn from a

ging and enables the crew of the rig to know what geologi-

vertical direction to a horizontal direction.

cal elements the well is encountering below the surface.

The cost of this equipment is $85,250. After the drilling

This knowledge is important not only to the drilling but

is complete, 5½” casing, known as production casing, is in-

to tuning the chemical composition of the drilling mud to

serted into the well at a cost of $248,500 and secured with

best suit conditions at the drilling depth. The cost of this

$80,000 in cement. Additional costs include $4,000 for the

service is $12,000 during the vertical portion, and for the

hauling of water used during the cementing process. The

horizontal portion of the well, the cost is $11,050.

Total costs for the drilling of the horizontal portion

wellhead equipment for this stage of the drilling has a total

of a Marcellus Shale well in Southwestern Pennsylvania

cost of $25,000.

For drilling, it requires some special equipment to sepa-

will cost a production company on average $1,214,850.

rate the drill cuttings from the water. These shakers are

At this point, the drilling is complete and the production

included in the rig cost. Disposal of drill cuttings requires

casing is in place. The horizontal drilling rig is now ready to

about eighty truckloads, which cost about $250 each. One

be deconstructed and moved to another drilling site. These

truckload contains 62,000 pound or about 28 metric tons

costs are included in the original mobilization costs refer-

of material (Drilling supervisor, personal correspon- dence,

enced above.

March 25, 2011). The landfill charges vary per truckload for

Drilling an 11,000 foot Marcellus well costs on ave-

depositing the cuttings, depending on the landfill used.

rage $1,878,125. A break- down of drilling costs is

These charges are impacted by special per- missions that

shown in Table 2. In summary, depending on conditions

landfills need to accept drill cuttings from the Marcellus

experienced, it takes approximately 18–21 days to drill

Shale.

a Marcellus well.

To support both the vertical drilling process and the hori-

Various other factors may impact the cost of drilling and

31

SHALE Seguro

fracking, such as the cost of any necessary security meas-

via coil tubing, will require a 3-5 man crew and a coil tub-

ures, if needed. Given the nature of the expensive drilling

ing rig.

components, sites may choose to store and secure certain

Once the first stage has been perforated, the gun is re-

equipment or materials such as drilling bits and expensive

moved and the Fracturing Phase begins. Water is pumped

parts in secure storage containers, such as CONEX steel

downhole at a rate of 75–100 bpm. This is accom- plished

storage containers.

with the assistance of 12–18 large water pumps on tractor

Each of these containers costs between two to four thou-

trailers, circled around the wellhead. All water pumps are

sand dollars, and up, depending on size, plus the costs of

connected with highly pressure rated water lines. The water

transportation to the well site. Purchasing security fencing

pumps’ combined hydraulic horse power is 25,000–30,000.

for a well site may cost between $60,000 and $110,000, al-

The water is pulled from on-site water completion pits that

though fencing rental may cost less.

are capable of holding millions of gallons of water.

Phase 4 Hydraulic Fracturing

turing. As water is pumped downhole, casing pressure

There are also other means of providing water for fracIn the process of hydraulic fracturing, or “fracking,” a

begins to rise. The pressure required to fracture the Mar-

fracking solution is injected into a well under high pressure.

cellus Shale is between 6,500 and 9,000 psi depending on

Water, along with additives, fractures the shale rock, while

the formation present. The average is 7,000 psi to stimu-

sand props open the fractures, allowing the natural gas to

late the shale. The water is mixed with additives to create

flow (Harper and Kostelnik).

a “fracking fluid,” which is pumped downhole, and into the

Once the Marcellus Shale well has been drilled and the

perforations in the casing, made by the perforating gun.

casing has been inserted and cemented for at least 24 h to

The “fracking fluid” squeezes out from perforations in the

cure, it is time to begin the Completions Phase. Comple-

4,000- to 8,000-foot-long horizontal arm of the well, which

tions account for 40–60 % of the overall cost to complete a

extends through the sedimentary formation, and causes

well. An estimated industry average, per foot, for com-

the shale to crack. The shale is tightly compressed and

pletions is $500-$600. This amount varies primarily on the

does not release the sought-after quantities of gas until

length of the lateral and number of engineered stages. If

fractured.

the lateral length is long, there is more length to divide the

Estimated consumption of diesel fuel to complete a sin-

fixed costs among, thus lowering the price per foot. If the

gle stage by the 12–18 water pumps is 4,000 gallons. Cur-

number of stages to be completed is high, there will be ad-

rent diesel fuel price for off-road quality is $4 per gallon.

Generally, the amount of fracking water needed var-

ditional time and material required to complete the fracturing, thus raising theprice per foot. For a 4,500’ lateral

ies from well to well. For that reason, different information

Marcellus Shale well, an estimated all inclusive cost can

can be found in this context. Between 4 and 4.5 mil- lion

be estimated at $2.5 million, assuming 15 fracturing

gallons and 5.6 million gallons of freshwater per horizon-

stages. Hydraulic fracturing companies that provide

tal well are needed for fracking (drilling specialist, personal

service to Marcellus Shale play include Halliburton, BJ

correspondence; Chesapeake, 2010). Other sources es-

Services, Baker Hughes, Calfrac Well Services Ltd., and

timate the amount of freshwater necessary for fracking a

Schlumberger.

horizontal well at approximately 3 million gallons (Soeder

The first step in the Completions Phase is to clean out the

and Kappel 2009; Airhart 2007). On the contrary, a recent

well. A perforating gun must then be inserted into the well

study of Penn State University estimates the freshwater us-

and taken to the very end of the lateral section. These two

age for a horizontal well between 4 and 8 million gallons. It

steps can be done by using a coil tubing rig. On occasion,

has been reported that 4 million gallons of water, sand, and

the perforating gun may be inserted by the directional

chemicals are needed for each well. For a vertical Marcel-

drilling services, depending on the situation. The cost to

lus Shale well, a water consumption of 500,000 to more

initially clean out the well and perforate the first stage can

than 1,000,000 gallons of water is assumed (Harper

be estimated at $35,000-$50,000. This process, if completed

2008). Since most of the Marcellus wells are horizontal, for

SHALE Seguro

32

the estimation of the economic impact of a Marcellus well,

(HCl), friction reducers, biocide agents, and scale inhibitors

an assumption of 4 million gallons freshwater usage for the

(Halliburton 2011). The total costs for the additional ingre-

fracking process seems to be reasonable. This would result

dients are between $ 75,000 and $ 200,000.

in costs for the fresh- water of 4 million gallons * $3 per

A small amount (about 10–20 %) of the fracking water

thousand gallons = $12,000. Some Marcellus well may need

flows back, typically within the first 2 weeks after the

to be hydrofracked several times throughout their produc-

process, and needs to be disposed of. It is this fracking

tive life.

water that is of environmental concern, as it may contain both fracking solution and brine and other min-

On average, the cost for building a pit is around $120,000

erals from the well itself. About 10 % of the frack- ing

and another $60,000-$70,000 for lining and fencing.

water flows back during the operation of the well. This

As for the drilling water, a pipeline is also needed for

water can partly be reused for fracking.

the transportation of the fracking water. In that context, depending on the distance from the water source to the

In the context of 220 wells in the Susquehanna River Ba-

completions pits that are used to store the water, a few

sin, during the period from June 1, 2008 to May 21, 2010,

thousand feet to several miles (up to 5 miles) of pipeline are

59 % of wells used flowback water in fracking and 88 % of

necessary. The pipelines are rented and charged per foot of

the flowback water brought on-site is used (Abdalla and

pipe rented. As the cost associated with the lease of pipe-

Drohan 2010). In these 220 wells, the total flowback reused

lines is $ 90 per foot, the maximum costs for the pipeline

was 44.1 million gallons, while flowback disposed consti-

needed in that context is 5 * 5280 feet * $90 = $2,376,000.

tuted 21.0 million gallons (Abdalla and Drohan 2010).

Besides that, the process for both kinds of water (water

Occasionally, storage tanks are used for the storage of

from the drilling process and fracking water flows back) is

the water in addition to the pits.

The pumps for the frack water are typically rented from

identical. Nevertheless, taking care of the water is a con-

water transfer companies. The costs vary depending on the

tinuous process throughout the entire lifetime of the

length of the run, how many days the pumps are utilized,

well, even though the flowback will only be between 5 and

and other factors.

100 barrels per day. As fracking requires 4.5 million gallons of water on average, 450,000-900,000 barrels of water need

Apart from freshwater, the frack fluid includes other in-

to be recycled during this period.

gredients. The costs for those are part of the completion

The cost for the recycling of both types of water highly

costs that are typically performed by service companies

depends on the degree of purification desired for the flow-

such as Halliburton and BJ Services.

Sand is used during the process to help propagate the

back water. The simple disposal of the water costs between

fractures and allow gas to flow more easily. Estimated us-

$10 and $14 per barrel, although recent regulatory changes

age of sand is 250 tons per 300 foot stage. The current price

have limited water treatment plant’s acceptance of Marcel-

of sand, including delivery, is estimated at $4 per ton. This

lus Shale wastewater. The costs for recycling water range

is dependent upon diesel prices and site location. There are

between $3.50 and $5.50 depending on the level of pu-

various grades of sand that can be used.

rifica- tion achieved. The lower costs refer to water that still

Although not widely understood by many, the typical

contains salt and some minor chemicals and can be reused

makeup of fracking fluid is available from a number of

for the process. The $5.50 version is extremely purified and

publicly available sources. Fracking fluid is composed of

can be classified as potable.

92.23 % water and 6.24 % sand, and the remaining 1.54

Several options of achieving recycling or disposal are

% makes up the fluid system or additives that aid the ef-

available. Either a mobile unit that can be placed on-site to

ficiency of the fracking fluid. The specific compounds used

limit transportation costs, trucking the water to a wastewa-

in any given fracturing operation vary depending on com-

ter treatment plant, trucking the water to an underground

pany preference, source water characteristics, and sitespe-

injection site, or building a pipeline system to the plant.

cific characteristics, such as the salinity of the deposits.

The latter option would have the lowest variable costs, but

Common components of these include hydrochloric acid

only makes sense if multiple wells exist/are planned in a

33

SHALE Seguro

Table 2 - Costs associated with drilling Vertical drilling Surface casing (freshwater): 16–3/4”

$19,500

1st intermediate (coal string): 11–3/4”

$12,625

condensed area. Underground injection is more expensive

2nd intermediate casing: 8–5/8”

$51,500

than recycling, but it is cheaper than treatment (Cookson

Wellhead equipment

$5,000

2010).

Float equipment, centralizers, baskets, etc.

$11,750

The mobile wastewater treatment unit can either be purchased or rented. Purchasing the equipment (one unit)

Daywork drilling

$225,000

Rig(s) mobilization: all rigs

$32,250

Fuel

$32,250

Bits, reamers, tools, power tongs

$50,000

cling are somewhat similar. The mobile clarifier incurs costs

Pit liners

$24,000

between $2 and $4 per barrel, depending on the level of

Drilling mud and chemicals

$10,000

purifi- cation with the lower $2 cost for water that can be

Drilling miscellaneous (directional drilling, gyro)

$45,000

reused in the process.

Cement surface casing

$15,000

Cement 1st intermediate casing

$10,000

Cement 2nd intermediate casing

$20,000

Trucking

$500

cycling saves $200,000 a well and takes 1,000 water trucks

Mud logging

$11,900

off the road.

Engineering consultant/well-site leader

$25,500

Besides flowback water, other outputs from a wellhead

Miscellaneous tools, services, and rentals

$56,500

could include garbage and broken materials and equip-

Haul freshwater for cementing/rig

$5,000

Vertical drilling subtotal

$663,275

costs about $4 million, renting $79,500 per month. Additionally, it costs $73,000 to operate it (fuel, labor, etc.). Independent of the option chosen, the costs for water recy-

Flowback water requires between 200 and 300 tanker trucks to be shipped for recycling. A well site can choose to recycle this water back into new wells, but this accounts for all flowback being recycled to a separate well site. Re-

ment. Drilling companies also need to keep the rig clean and measurable, so they work with cleaning companies in the area that have the capabilities to scrub the rig properly

Horizontal drilling

in order to allow the engineers to read the measurements

Production casing: 5–1/2”

$248,500

Wellhead equipment

$25,000

The hydraulic fracturing process requires an industry

Float equipment, centralizers, baskets, etc.

$15,000

average 25–30-person crew, which includes engineer-

Daywork drilling: spudder, intermediate, and horizontal rigs

$209,000

ing and maintenance support personnel. Once the first

Rig(s) mobilization: all rigs

$171,000

stage has been successfully fractured, a plug is inserted to

Fuel

$38,000

Bits, reamers, tools, power tongs

$4,000

Drilling mud and chemicals

$127,800

Drilling miscellaneous (directional drilling, gyro)

$85,250

This can be done via coil tubing or wire line. The plug and

Cement production casing

$80,000

gun are lowered to the bottom of the vertical section, but

Trucking

$25,000

both need to travel to the end of stage one. This can be

Mud logging

$11,050

accomplished by pumping water downhole to carry the

Engineering consultant/well-site leader

$26,500

Miscellaneous tools, services, and rentals

$144,750

Haul freshwater for cementing/rig

$4,000

guns downhole requires a 3-5-person crew, wire line unit,

Horizontal drilling subtotal

$1,214,850

crane and pressure control equipment. Plugs and perforat-

Total drilling costs

$1,878,125

ing guns can be estimated at $5,000–$15,000 each. Labor

on the dials.

block water from entering the completed stage and prevent gas from flowing to the surface. Along with the plug, another perforating gun is entered downhole to perforate the second stage.

plug and gun to the desired location. Once the plug has been set, the perforating gun is discharged. The fracturing process is then repeated. Pumping plugs and perforating

to perforate one stage and set a plug, on a 400’ stage, is

SHALE Seguro

34

estimated at $15,000–$25,000.

in preparation for the controlled extraction of the hydro-

The number of fracturing stages and the length of each

carbons from the well. The high pressure of the gases and

stage is engineered specifically to an individual well. Es-

liquids that are being released from the well requires well-

timated values on a 4,500’ lateral could be 10–20 stages

heads that can withstand pressures from 2,000 to 20,0000

(average 15) and 200’–500’ stage spacing (average 350’).

psi. Exposure to the weather and potentially corrosive flow-

A timeline to complete each stage depends on the opera-

back from the well necessitate noncorrosive materials and

tion schedule. For 12 h per day operation, 2-3 stages can

an ability to withstand temperatures ranging from −50C

be completed. For 24 h per day operation, 4-5 stages can

to 150C. The wellhead must be durable enough to prevent

be completed.

leaking and blowouts caused by high pressure (NaturalGas.

The all-inclusive cost per stage to fracture can be es-

org 2010).

timated at $120,000– $180,000. This price per stage in-

Wellhead components and costs are estimated to total

cludes all previously mentioned costs (sand, fuel, plugs,

between $400,000 and $500,000 (Production engineer, per-

perforating gun, services), a portion of the mobilization

sonal correspondence. 24 April 2011).

and demobilization costs ($75,000–$150,000, depend-

*****

ing on location) and fracturing services costs (remainder of costs). Additional equipment such as lighting and

Along with completing the wellhead, land on a well site

housing may be required for operations. These items can

that is not being used for production but has been dis-

be rented or purchased by the producing or service com-

turbed undergoes interim land reclamation. After drilling

panies.

activity is complete, interim land reclamation is performed

For a Marcellus Shale well with a 4,500’ lateral, the av-

based on a plan of operations approved prior to any well

erage number of stages can be estimated at 15. The av-

development activity commencing. The assessment of site

erage length of each stage would then be 300’. Using an

reclamation requirements are based on “the site’s habitat

average of $150,000 per stage to complete ($120,000

quality, quantity of existing habitat, natural features, juxtapo-

+ $180,000/2 = $150,000), the total cost to successfully

sition of those habitats and fea- tures on the property, plant

fracture a Marcellus Shale well is $2.5 million.

and wildlife species currently using the property and those with the potential to use the property based on the habitat

Phase 5 Completion

present” and can significantly vary (Department of Conser-

Completion of a gas well, over 10–15 days, involves the

vation and Natural Resources 2011).

processes of recapturing flowback and well testing, water

The approximate site area of a well during development

recycling (and/or disposal), flare (if needed), and the instal-

is 300 × 500 feet. During interim reclamation, “40 % of the

lation of a “Christmas tree.”

originally constructed well pad site can be reclaimed. The re-

Once fracturing is completed, one of the last steps is to

maining 60 % of the well pad site is required for maintenance

drill out the inserted plugs, flow back, and clean out the

access, produced water storage, and the production equip-

well. This process can be assumed to cost anywhere from

ment noted above.” Therefore, the area of the interim land

$150,000 to $250,000. For this study, we use the average

reclamation is approximately 120 × 200 feet.

cost of $200,000, as the actual completion costs at a giv-

Interim reclamation components and costs are estimated

en well are highly dependent on the site and the amount

to total between $500,000 and $800,000 and are highly de-

of reclamation required. Once flowback is complete and

pendent on site conditions.

enough water has been removed to flow to sales, the well

*****

is turned over to production operations to turn the well on-

Phase 6 Production

line.

After the drilling is completed, a piece of equipment with

For the purposes of this study, the production stage

multiple components, consisting of casing head, tubing

only covers the gathering system and pipeline. Processing

head, and the “Christmas” tree, is installed at the wellhead

of the natural gas (and potentially other products) is out-

35

SHALE Seguro

Table 3 Costs associated with gathering Gathering pipelines

Likely case

Right-of-way easement

$15

side the scope of this analysis. There are, however, several

Material and installation

$90

requirements within our scope that will be necessary over

Cost (per foot)

$105

Average length of gathering pipelines for single

4,500

well (ft.)

$472,500

the 7–15-year lifespan of a well. Costs will include one-time costs such as the finishing off the pad area (typically 300 ft × 500 ft), the gathering pipeline, and interim reclamation

Total cost (per well)

costs, such as erosion control, land- scape repair, and road repair. Ongoing payments relating to production are royalty payments to the lessor.

Table 4 Estimated total cost of a Marcellus Shale well

*****

Phase description

Phase 7 Workovers Workovers, as part of the ongoing operation of the well,

Acquisition and leasing

$2,191,125

Permitting

$10,075

clude power generation, such as solar power for the Christ-

Site preparation

$400,000

mas tree or an on-site generator, additional well stimula-

Vertical drilling

$663,275

tion (fracking), equipment maintenance, and servicing.

Horizontal drilling

$1,214,850

Fracturing

$2,500,000

Completion

$200,000

Production to gathering

$472,500

Total

$7,651,825

rather than its initial development, are not included in our economic impact analysis. Workover activities could in-

Phase 8 Plugging and Abandonment/Reclamation Activities associated with plugging and abandonment of the well and reclamation of the site, such as landscape or road repair, are not addressed within the scope of our economic analysis.

For some exploration and production firms, they have

Summary of the Value Chain of a Single Marcellus Shale Well

a reliance on rented or sourced equipment and human resources, allowing individual firms to focus on their core

This study has examined the process of natural gas ex-

competencies and making available opportunities for spe-

traction from the Marcellus Shale, in terms of examining

cialized entrepreneurial ventures to take part in the value

the direct economic impact of a single Marcellus Shale hori-

chain.

zontal well site. The spending required in the value chain

Government plays a critical role in regulating the in-

to bring to production a typical well costs over seven

dustry, and changes to the current laws and regulations

million dollars. These costs are summarized in Table 4.

are still being considered in Pennsylvania. New regula-

In summary, while the costs are significant, the devel-

tions or changes to the existing laws and regulations could

opment of a Marcellus Shale well is likely to have con-

have a future impact on the costs of drilling and operat-

siderable economic impact on the region. The central

ing a Marcellus Shale well and would certainly impact the

costs in development are: site preparation and reclamation

value chain as the production companies address issues

(nearly 2/5ths of total cost); mobi- lization of equipment

of compliance. This is one clear example of why the direct

and materials, including drilling rigs and hydraulic fracking

economic impact analysis captured in this study is accu-

equipment; power generation throughout the process; and

rate as of the time of the study, but may vary over time

steel and steel derivatives.

in the future as regulatory costs, compliance costs, infla-

The economic benefits are significant both direct,

tionary pressures, or changes in costs of materials or labor

which this chapter addressed, and indirect and induced

will change the total direct economic impact of a Marcellus

economic benefits, not addressed in this chapter.

Shale well. n

SHALE Seguro

36

37

SHALE Seguro

Añelo

construye su futuro con ADN

petrolero

YPF junto a la provincia de Neuquén –incluidas las autoridades municipales- y en conjunto con el BID, ya monitorean el Plan Maestro sobre el cual trabajaron el año pasado para orientar y cuidar que Añelo tenga un crecimiento sostenido. El paradigma sobre el cual se desarrolló responde al programa ICES (Iniciativa Ciudades Emergentes y Sostenibles) creado por el BID hace 4 años. La experiencia se realiza en simultáneo en las dos capitales energéticas que hoy tiene Argentina: Añelo (por los recursos No Convencionales) y Las Heras, en Santa Cruz (por los Convencionales).

SHALE Seguro

38

10 años, se prevé que se duplicará. Ni en los momentos de crecimiento por obras gigantes en la provincia (década del ’70 u ’80, de la mano de las represas hidroeléctricas) se obtuvo una proyección semejante. Con este escenario, se trabaja para convertir a Añelo en una ciudad sustentable, con objetivos y desafíos en el corto, mediano y largo plazo, siempre y cuando, se mantenga la curva de inversiones previstas por las empresas petroleras.

La aclaración no es menor y la subraya el subsecretario del Consejo de Planificación y Acción para el Desarrollo (COPADE), Sebastián González, al frente por Neuquén en el equipo conformado para el Plan Maestro de Añelo. “Vaca Muerta es la tercera parte de la provincia. Hay 15 localidades que están siendo impactadas por el fenómeno del shale y este trabajo nos dio una perspectiva de cuál es el crecimiento de esa zona en materia demográfica, urbana, comunitaria, de demanda vial, etc. Esta Silvia Núñez

es una manera diferente a nivel país de cómo trabajar en mate-

Corresponsal en Neuquén

ria de desarrollo local pero estamos planificando de acuerdo a las previsiones de inversión que tenemos hasta ahora”, explicó.

que la ubicaban como capital de los piquetes, dejando

E

hidrocarburífero invierta en la provincia U$S 7.000 millo-

atrás las bondades conocidas de la mano de la antigua Yaci-

nes, con la perforación de 700 pozos: 350 No Convencio-

mientos Petrolíferos Fiscales (YPF), que supo bañar de oro ne-

nales con una inversión de U$S 4.200 millones y otros 350

gro a toda esa región. Hoy sus habitantes siguen atestiguan-

con otros U$S 2.000 millones.

n los ’90, la comarca Cutral Co/Plaza Huincul trascen-

Al respecto, a fines de febrero el propio gobernador Jorge

dió las fronteras locales. Pasó a encabezar los titulares

Sapag anunció que para este año se espera que el sector

do el duro golpe. Siguen buscando e inventándose todos los

“Siguiendo esa línea de acción y siempre haciendo foco en

días en un nuevo perfil productivo, diversificado y no anclado

Añelo, los desafíos con los cuales nos encontramos son múlti-

a la actividad hidrocarburífera. Ese es el espejo que hoy miran

ples. Primero, es una localidad que debe ser capaz de poder brin-

desde Añelo.

dar infraestructura necesaria para el propio desarrollo del Shale,

Añelo es una localidad distinta pero parecida. Con inmen-

con todo lo que ello implica”, señaló la licenciada Ana Servidio,

sos desafíos, con una historia centenaria ligada a la actividad

coordinadora de Planificación Territorial, también del COPA-

de campo, con fortalezas - como poder contar con el espe-

DE. Y agregó: “Este desafío implica varias miradas porque

jo de Cutral Co y haber sido elegida para trabajar dentro del

tiene que ver con la soberanía energética y con objetivos que

programa ICES del BID - y con las debilidades propias de un

exceden ampliamente a los pobladores no sólo de Añelo sino

crecimiento demográfico y operacional sin parangón en Neu-

también de Neuquén, porque en definitiva se trata de los inte-

quén. Hoy tiene alrededor de 12 mil habitantes, de los cuales

reses que están puestos alrededor de la YPF nacionalizada”.

4 mil –hasta el año pasado- recorrían diariamente los 100 ki-

Para la Provincia también es un reto, fundamentalmente en

lómetros que la separa de la ciudad de Neuquén, el principal

términos de desarrollo, de perfil productivo, de poder con-

polo económico de toda la Patagonia argentina.

sensuar y trabajar mancomunadamente con el sector privado

Está estrechamente pegada a Loma Campana, primer pilo-

de manera de poder equilibrar la economía local y no generar

to de YPF en shale y encabeza una lista de 15 localidades

mayores desigualdades sociales en la región.

que ocupan 30 mil kilómetros cuadrados, todas impacta-

“El desarrollo del shale con el potencial que tiene va a impac-

das por el desarrollo de Vaca Muerta. Ese manto tiene una

tar en distintas localidades, no sólo en Añelo. Hoy ya alcanza al

población actual de alrededor de 450 mil habitantes y en

Chañar, Centenario, Neuquén, Cutral Co, también Zapala y

39

SHALE Seguro

FUNDACIÓN YPF: “ES UN TRABAJO DE TODOS” “Lograr que Añelo se convierta en

acciones acordadas para abordarlos”,

de vincular esta formación con la ge-

una ciudad sostenible exige un traba-

explicó Oberti, al tiempo que enumeró

neración de emprendimientos produc-

jo de todos”, afirmó Silvina Oberti, di-

las inversiones sociales, que desde ese

tivos en el mediano plazo”.

rectora ejecutiva de la Fundación YPF

primer abordaje, se identificaron como

En este contexto, Oberti remarcó

y cabeza del equipo que participó en

prioritarias. “Hablamos de la amplia-

que tanto Añelo como Las Heras, pro-

la construcción del Plan Maestro para

ción de la escuela primaria local y la

vincia de Santa Cruz, son considera-

Añelo. El camino trazado proyecta,

Plaza de Las Escuelas; mejoras en la

das ciudades estratégicas para el de-

nada menos, que los próximos 25 años

provisión de agua potable y en la red

sarrollo energético nacional, aunque

de esta pequeña localidad impactada

de saneamiento; viviendas para médi-

el caso neuquino tiene una particu-

por Vaca Muerta.

cos, obras nuevas en el polideportivo

laridad: su expansión es mucho más

El puntapié, lo reconocen incluso

municipal, así como también la cons-

acelerada.

desde el ámbito provincial, lo dio la

trucción de un centro de formación pú-

“En Añelo el desafío es planificar

propia Fundación YPF al plantear la

blico y un nuevo centro de salud para

su desarrollo con equidad y con una

necesidad de armar un plan de desa-

los próximos meses. Todas estas accio-

gestión adecuada, orientada a cons-

rrollo sostenible, que se concretó en

nes son financiadas a través del Fondo

truir un núcleo urbano sostenible en el

conjunto con el Banco Interamericano

Loma Campana, que constituyó YPF

largo plazo. Se trata de aprovechar las

de Desarrollo (BID) y fue consensuado

para la provincia”.

oportunidades productivas y de empleo que brinda el sector energético,

con las autoridades nacionales, provinciales y municipales. En ese marco

Formación de oficios

pero sin perder de vista la convenien-

participaron del equipo expertos en

En paralelo se trabajó en la forma-

cia de potenciar la diversificación de

medio ambiente, urbanismo, recursos

ción de oficios, acorde a la generación

sus economías, fortalecer la gestión

hídricos, salud, educación -entre otras

y demanda de empleos; teniendo en

municipal y mejorar la calidad de vida

áreas- para poder trazar un diagnós-

cuenta que Añelo es una localidad

de sus habitantes”, explicó la referente

tico multisectorial y definir el plan de

con fuerte tradición agrícola. En ese

de la Fundación YPF. Y en ese sentido,

acción para el corto, mediano y largo

sentido, la ejecutiva comentó que esta

remarcó: “si bien con este plan hemos

plazo.

tarea se inició el año pasado y en prin-

hecho un aporte, como parte de nues-

“Este plan identifica los principa-

cipio se hizo foco en tres orientaciones:

tro compromiso, lograr que Añelo se

les desafíos para la sostenibilidad de

electricidad, máquinas viales e inter-

convierta en una ciudad sostenible

la ciudad, junto con las estrategias y

pretación de planos; “con la intención

exige un trabajo de todos”. n

SHALE Seguro

40

Rincón de los Sauces. En toda esa zona, entendemos que se va

próximos 10 y 14 años pero con la urgencia de la coyuntura.

a dar el mayor dinamismo económico y demográfico que se ave-

“Tenemos que pensar en soluciones novedosas para ir acompa-

cina en la provincia”, explicó González. Una señal clara son las

ñando este crecimiento, soluciones rápidas, de calidad y viables

15 familias en promedio que llegan, por día, a la provincia;

pero que permitan hacer una casa en 4 meses y no en un año. Lo

todas relacionadas directa o indirectamente con la activi-

mismo quizás debemos pensar para un hospital o una escuela”,

dad petrolera. “Esta es la única provincia donde ha crecido la

afirmó el subsecretario del COPADE, al tiempo que evaluó la

demanda de empleo y el empleo efectivamente, producto de la

necesidad de fortalecer, tanto desde el Estado como desde

inversión en petróleo y gas”, sentenció el funcionario.

el sector privado, la oferta de viviendas. Ya se ha expresado

Pero esta situación, que emerge claramente en el diagnós-

públicamente desde el Ejecutivo neuquino la necesidad

tico realizado, también ha destacado señales prioritarias para

de que cada empresa contemple la solución habitacional,

desarrollar en el corto plazo. Es decir, así como se pudieron

por lo menos para el nivel jerárquico, a la par de la evalua-

identificar los desafíos, también aparecieron los puntos de-

ción que realiza para planificar sus inversiones.

ficitarios.

Aprendizaje continuo

A la demanda concreta de empleo se asoció una fuerte demanda de soluciones habitacionales. En este sentido,

Es que en este nuevo escenario que plantea el Plan Maes-

se admite que se evalúa el tema, incluso en el mismo ámbi-

tro, el aprendizaje es permanente, ida y vuelta. Este proceso

to sectorial –la Cámara de la Construcción- pensando en los

también alcanza obviamente a las empresas privadas que

41

SHALE Seguro

COMIENZA UN PROYECTO INDISPENSABLE: LA AUTOPISTA DEL SHALE El fenómeno Vaca Muerta tiene un

Río Negro. Estamos trabajando en una

fuerte impacto en las tres empresas

ampliación de la ruta 22, en la zona de

públicas de la provincia: la de energía

Arroyito hasta Plottier, para que sea do-

(EPEN), la de agua (EPAS) y Vialidad

ble calzada; se está evaluando además

Provincial, porque son las encargadas

el futuro de la ruta 22 porque va a cam-

de cooperar y contener la demanda de

biar la traza, cuando se termine el víncu-

Añelo y zona de influencia. La obra qui-

lo con el Tercer Puente y la Autovía Norte,

zás emblemática y que se espera con

precisamente con un cruce sobre la ruta

ansiedad es la relacionada a la estruc-

7, a la altura del Cañadón de las Cabras”.

tura vial, bautizada como la autopista

En cuanto al Parque Industrial que se

del Shale, cuyo inicio está previsto para

está construyendo en Añelo, se sabe que prevé albergar a unas 200 empresas. Allí

el segundo trimestre del año. Pero además, el abastecimiento energético para

Ing. Alejandro Nicola.

la demanda energética será elevada y la coyuntura, como ya se ha demostrado a

el flamante Parque Industrial también es un anhelo vigente con proyectos en

da y a punto de iniciarse”. Se trata de 37

lo largo del diagnóstico, coloca el rótu-

marcha.

kilómetros de autovía –cuatro carriles–

lo de urgente. En este punto se esperan

Las tres empresas provinciales son

para el tramo que va desde la ciudad de

novedades de la carpeta presentada por

monitoreadas directamente desde el

Centenario hasta el dique compensador

la presidenta en China. “Estamos tra-

ministerio de Energía neuquino, a cargo

en San Patricio del Chañar.

bajando en la obra de energía eléctrica

del ingeniero Alejandro Nicola, quien

Y agregó: “Vialidad de Neuquén está

para una nueva estación transformado-

precisó que “la autopista del Shale o ruta

haciendo algunos estudios para ver qué

ra de alta tensión, que si todo sale bien

del petróleo nos va a permitir mejorar la

obras necesitamos y en ese sentido esta-

vamos a comenzar a cumplir este año.

comunicación hacia la zona de Añelo,

mos trabajando con Vialidad Nacional,

Hoy hay muchas empresas que están

hablamos de la ruta que uniría Centena-

porque el impacto que significará Vaca

operando con un grupo electrógeno”,

rio (es decir la 7 y 151) que ya está licita-

Muerta afectará también el Alto Valle de

concluyó Nicola. n

deben adaptarse al nuevo paradigma que plantea el fenó-

su momento no tuvo Cutral Co), porque implica que ya existe

meno shale.

una identidad creada. El diagnóstico arroja un dato concreto

Otras dos variables que pesan en la columna de déficit

en ese sentido: “El nivel de arraigo de la población es muy

son las relacionadas con la alta demanda energética, para

alto. La mayoría de los habitantes (70%) está orgullosa de

hogares y empresas, y la crisis que por estas horas sufre

vivir en Añelo, y sólo 1 de cada 10 ‘se iría cuanto antes’. Al

la estructura vial. En ambos casos hay aristas ya en marcha

58%, por su parte, le gustaría vivir toda su vida en Añelo.

contempladas en el Plan, en diferentes instancias: algunas de

Con respecto al impacto de Vaca Muerta, al 54% le parece

ejecución, otras de licitación o en la búsqueda de financia-

que su influencia local será positiva o muy positiva”.

miento.

Con esta fotografía, el 2015 encuentra a todo el equipo

Desde la otra columna, la de las ventajas, el equipo de tra-

monitoreando el Plan Maestro, porque saben que la imagen

bajo destaca de Añelo su ubicación geográfica, porque está

no es definitiva: “cambia de cara todos los días, todas las sema-

emplazado justo en el epicentro de Vaca Muerta. Esto es im-

nas…no es una foto fija”, dicen. Pero no les preocupa, porque

portante por su cercanía con otras ciudades, como Centena-

en realidad apuntan “a que en el futuro, Añelo se convierta en la

rio o Neuquén, porque pueden ofrecer alternativas y suplir

mejor imagen que pudimos proyectar. Y eso es un buen ejercicio,

falencias en el corto plazo. Pero también desde lo cultural, se

como en la vida misma, proyectar e imaginarse, no hay otra ma-

considera relevante el perfil productivo (la otra cara que en

nera de crecer”, aseguró Sebastián González. n

SHALE Seguro

42

Vaca

Con el propósito de despejar dudas respecto

Muerta

a la sismicidad inducida y sus posibles efectos en la

es una zona de silencio

superficie, consultamos a Juan Soldo, doctor en Geofísica de Reservorios

sísmico

de Hidrocarburos, quien aseguró que los eventos generados por la estimulación hidráulica son imperceptibles para la sensibilidad

“L

os sismos se miden a partir

experiencia en la industria petrolera

del movimiento de las par-

“la estimulación hidráulica se viene rea-

tículas en el terreno, y este

lizando hace 60 años. En este tiempo, la

movimiento depende de lo que ocurra

metodología y la forma de aplicación

en el subsuelo. Cuando se libera energía

han continuado su mejora de manera

a kilómetros de profundidad, la misma se

notable. Se hizo foco especialmente

propaga hasta manifestarse en superfi-

en los cuidados ambientales. Ahora

cie a través del movimiento de partículas.

se preserva mucho mejor y los protoco-

una zona prácticamente

Esa energía que es germen del terremoto

los a seguir para proteger el aislamiento

libre de sismicidad.

puede originarse por un evento natural

hidráulico entre los pozos y la formación

-generalmente, el choque de placas tec-

son mucho más severos que antes”.

humana. Además resaltó la caracterización de la cuenca neuquina como

tónicas- o artificial. Todo movimiento

Asimismo, desde el Instituto Ar-

que no sea producido por un choque

gentino del Petróleo y el Gas (IAPG),

de placas es lo que se conoce como sis-

afirmaron que “numerosas actividades

micidad inducida”, fue la primera defi-

humanas, como la minería y la genera-

nición de Soldo.

ción hidroeléctrica -entre muchas otras-

La utilización de estimulación hidráu-

generan sismicidad inducida, en general

lica para la extracción de hidrocarburos

imperceptible para el hombre, y nunca se

no es una novedad ni es exclusiva de las

han producido terremotos o daños mate-

formaciones No Convencionales; por lo

riales”.

que ya existe más de medio siglo de es-

“Cuando se realiza la estimulación se

tudios e investigaciones respecto a sus

inyecta energía en el terreno a través de

efectos sobre el suelo y a los alcances

presión hidráulica. Esa energía se libera

de la sismicidad inducida que conlleva

cuando se producen las milimétricas vías

este proceso.

en las rocas. La magnitud que genera la

De acuerdo a las explicaciones de

energía desprendida es de valores extre-

este geofísico con más de 15 años de

madamente bajos. En todos los casos

43

SHALE Seguro

“Ahora se preserva

Mapa de Zonificación Sísmica

mucho mejor y los protocolos a seguir para proteger el aislamiento hidráulico entre los pozos y la formación son mucho más severos que antes”.

que yo he documentado los microsismos generados por la estimulación hidráulica son imperceptibles para la sensibilidad humana”, enfatizó Soldo.

Para que un movimiento pueda ser percibido por el hombre en la superficie, debe superar el umbral de los 2,5 a 3 puntos en la escala de Richter.

Y para que cause algún problema en estructuras debe superar los 5 puntos.

Los efectos de la energía liberada por la sismicidad inducida del fracking están lejos de estas marcas por lo que se los califica como “microeventos”.

“Desde YPF el año pasado participamos por primera vez de una registración microsísmica de superficie para ver si lográbamos detectar eventos a partir de

dentro de la Dirección de Exploración y

al norte de Neuquén. Los terremotos fuer-

una estimulación hidráulica con objetivo

Desarrollo de la petrolera.

tes no ocurren en esa zona”, precisó el ex-

Vaca Muerta. Identificamos movimientos

Según información del Instituto

muy pequeños, ubicados entre los -2 y -4

Nacional de Prevención Sísmica

Y agregó: “todos los terremotos evi-

de la escala, es decir, magnitudes por de-

(INPRES), la provincia de Neuquén

denciados en la provincia de Neuquén

bajo de cero. Algo totalmente impercep-

está muy afuera de las zonas de alto

tienen una profundidad que supera am-

tible”, subrayó Soldo, quien se desem-

riesgo sísmico. “Las placas subductan –

pliamente los cinco kilómetros; la zona

peña como Líder Técnico en Geofísica

se meten una por debajo de la otra- muy

Cont. en pág. 46

SHALE Seguro

44

perto en Geofísica de YPF.

45

SHALE Seguro

“Todos los eventos evidenciados en la provincia de Neuquén tienen una profundidad Viene de pág. 44

de actividad tectónica está lejos de la estimulación hidráulica”.

Para este experto en el conocimiento del subsuelo y los efectos de la extracción de petróleo y gas, el “mito” sobre la incidencia de las operaciones de shale en la ocurrencia de sismos, no tiene ningún sustento.

El INPRES ha instalado sismógrafos en varios puntos de la cuenca neuquina destinados a monitorear todo evento sísmico con el objeto de evaluar su relación con la actividad que se está de-

que supera ampliamente los cinco kilómetros; la zona de actividad tectónica está lejos de la estimulación hidráulica”.

dos finales no están listos todavía porque primero hay un tiempo de escucha en el que hay que calibrar los niveles de ruido, pero por lo que vamos viendo, la actividad es prácticamente nula”.

De sus palabras, se desprende que este último punto parece ser la clave del éxito de este proyecto dado que “la sismicidad inducida que produce la hidrofractura es tan pero tan baja que es imposible detectarla en la superficie”. Entonces cualquier ruido “desde el viento hasta un auto en movimiento- son impactos demasiado grandes compara-

sarrollando en Vaca Muerta. Juan Soldo

dos con la magnitud que se puede detec-

explicó al respecto: “Se están irrigando

tar de un sismo o microsismo después de

sismógrafos en lugares de producción

practicar la estimulación hidráulica”.

petrolera pero también en zonas donde

Este despliegue de recursos y conoci-

no hay actividad de la industria. Ya hace

mientos, puede ser considerado como

dos meses que se está registrando lo que

una contribución directa de la Acade-

sucede en Vaca Muerta y actualmente se

mia a desmitificar la relación fracking-

están procesando los datos. Los resulta-

terremotos. n

SHALE Seguro

46

Fórmula

exitosa

shale +

renovables La dicotomía “shale vs. renovables” planteada en el marco del debate

sobre la mejor estrategia para limitar la dependencia de las fuentes tradicionales, es falsa según los principales expertos del Mundo. Hoy, el consenso de ambientalistas y estudiosos de la energía es valorar la complementariedad entre las fuentes verdes -como la solar o la eólica- y los combustibles No Convencionales, lo que permite lograr una matriz equilibrada, madura, moderna y limpia.

E

n diferentes partes del Mundo las experiencias muestran los errores y las consecuencias que trae decidirse por el desarrollo de solo un tipo de fuen-

te energética. En Europa, por caso, se apostó a desarrollar de manera muy agresiva las renovables, pero los planes no avanzaron al ritmo deseado debido al costo de su de su desarrollo, la volatilidad que tienen por cuestiones climáticas inmanejables y los factores de carga bajos. Entre otras cosas, en el continente las emisiones de CO2 se redujeron menos que en Estados Unidos, porque en un intento de

47

SHALE Seguro

demanda de energía en argentina

alejarse de la energía nuclear se utilizó más carbón.

Como ejemplo cabe el de Alemania, un modelo que se suele presentar como deseable en el Mundo entero. Su matriz está constituida por combustible fósiles en un 80%, muy por encima del 11% de generación nuclear y con apenas 10% de aporte de fuentes renovables. En este esquema 22,5% de la energía proviene del carbón, el combustible que emite cinco veces más gases de efecto invernadero que el gas natural.

Con las críticas actuales a la energía nuclear y la intensión Nuclear 3%

alemana de reducir la exposición a esa fuente, en los últimos Un 86% de la matriz energética del país corresponde a los hidrocarburos

años el consumo de carbón comenzó a aumentar. Fue la propia canciller Angela Merkel quien anunció el cierre de siete reactores nucleares de los diecisiete que tiene Alemania, pocos días después del accidente en la central japonesa de Fukushima en 2011.

Carbón 1,5% Renov. 9% Gas Natural 51,62% Petróleo 35,03%

Fuente: Secretaría de Energía de la Nación (2009)

Como contraparte de esa decisión, fue necesario instalar más de 10 nuevas centrales carboeléctricas. ¿Cuál fue el resultado de esta medida? Las emisiones de CO2 aumentaron cerca de 6% en sólo dos años. El secretario general del Con-

reservas de gas no convencional”podrían actuar como un

sejo Asesor Alemán para el Medio Ambiente, Christian Hey,

combustible de reservaexcelente para equilibrar la intermi-

admitió que “Alemania tiene un problema de carbón”.Por eso,

tencia delas energías renovables (ante por ejemplo, fenóme-

la necesidad de avanzar en la explotación de shale gas a nivel

nos climáticos) y/o ayudar a la transiciónhacia la merma de la

global para mitigar el uso del carbón en economías aún de-

energía nuclear”. Es decir que los no convencionales actua-

pendientes de este recurso, muchas de ellas correspondien-

rían como sustento en la transición hacia la consolidación de

tes a países desarrollados, especialmente en Europa. Y esta

las energías verdes.

es solo una mirada de la realidad energética alemana, dado

Pero esto llevará mucho tiempo ya que, como coinciden

que es el quinto país del mundo en el ranking de consumo

los principales expertos, con un mundo donde la demanda

de petróleo.

de la energía aumenta y el desarrollo de las energías renovables es todavía lento, pensar en abandonar los combustibles

la combinación perfecta

fósiles es utópico. Según el informe “Panorama Energético”

Con estos datos, igualmente Alemania sigue siendo ad-

de BP presentado en febrero pasado, en los próximos 20 años

mirada en materia energética cuando si se observa en de-

“petróleo, gas y carbón convergerán hacia un ‘market share’ de

talle, la situación de la Argentina es mucho más amigable

entre 26% y 27% cada uno, mientras que los combustibles no

en la relación entre la generación de energía y el medio am-

fósiles -energía nuclear, hidráulica y renovables- tendrán una

biente. En la Argentina casi no se utiliza el carbón (apenas

porción de aproximadamente entre 5% y 7% cada uno”.

1,5%), cuando más de la mitad de la matriz energética se

El economista español Daniel Lacalle, autor de The Ener-

sostiene a base de gas natural (51%), seguido por el petró-

gy World Is Flat, resume el tema de forma muy ilustrativa:

leo (35%) y las energías renovables -especialmente hidro-

“El Mundo no funciona como una operación de suma cero, la

eléctrica- (9%).

economía crece, las necesidades energéticas aumentan. Las re-

En este sentido, el impulso que en el mundo se le está dan-

novables y el shale gas forman parte de la misma ecuación,

do a los recursos No Convencionales son prioridad. Expertos

que es la independencia energética de los países consumi-

de la School for Enterprise and the Environment, de la Univer-

dores. No solo son totalmente compatibles, sino que son la

sidad de Oxford, aseguran que la explotación de lasenormes

combinación perfecta”. El analista explica que las fuentes

SHALE Seguro

48

renovables no pueden sustituir totalmente las energías fósi-

vidaen todos los aspectos”. Además, destaca el éxito del shale

les. Su factor de carga no llega a 25% y eso sin considerar las

en los Estados Unidos como la mejor alternativa hoy posible.

intermitencias a las que están expuestas dependiendo de las

Existe también la falsa conclusión de que hay posibilidades

condiciones climáticas. Puntualmente la energía solar toda-

reales actualmente de prescindir de los combustibles fósiles.

vía está en un proceso en el que es extremadamente cara y

El petróleo y el gas siguen siendo la principal fuente ener-

funciona con unos niveles de factor de carga muy bajos. Pero

gética a nivel global. Y si bien las energías verdes tienen una

si se combinan con el shale gas, asegura Lacalle, “se elimina el

muy buena percepción de ecologistas, conllevan desventa-

impacto de la volatilidad de esas energías que genera muchas

jas. La energía eólica como la fotovoltaica (que utiliza como

distorsiones. De modo que, no solo es que son absolutamente

fuente la radiación solar) no aseguran fuentes constantes de

compatibles, sino que son piezas del mismo rompecabezas y Es-

abastecimiento. Si hay luz solar hay electricidad, igual que si

tados Unidos, y Texas en particular, es el ejemplo perfecto”.

hay viento habrá electricidad. Pero cuando no hay viento ni

En esa misma línea, el director de la asociación ambienta-

radiación solar, la generación se interrumpe. El principal pro-

lista Consenso de Copenhague, Bjørn Lomborg dice que “lo

blema que se da ante esa volatilidad es que los sistemas de

que senecesita son combustibles fósiles de bajo costo y fiables,

transporte y distribución de electricidad no toleran más de

al menos hasta que se pueda lograr una transición mundial

un 20% de aporte de energías intermitentes. A esto se suma

hacia un futurode energía más verde. Esto no se refiere solo al

la imposibilidad de almacenar masivamente la electricidad

consumo doméstico, sino también a la energía para la agricul-

que se genera a partir de estas fuentes, o de hacerlo a costos

tura y las industrias; en definitiva, obtener una mejor calidad de

razonables. n

49

SHALE Seguro

EXPOSICIONES & CONGRESOS

Argentina se consolida como sede para analizar el shale

L

a posición que logró la Argentina entre las principales

to avalado por Y-TEC, se realizará entre el 23 y el 25 de

potencias del Mundo vinculadas a los combustibles No

junio en Neuquén y tendrá exponentes del más alto nivel:

Convencionales se materializa este año en una serie de

representantes de gobiernos extranjeros, empresas petrole-

eventos relacionados con el shale oil y shale gas donde el país

ras internacionales, compañías de servicios y reguladores. El

es anfitrión

objetivo es la transferencia de conocimiento y experiencia

El yacimiento Vaca Muerta seduce y atrae a expertos de

generada en diferentes lugares del Mundo.

prestigio e invitados internacionales de primer nivel. “Argen-

Consultado respecto a la decisión de ser anfitrión de esta

tina Shale Gas &Oil Summit”, “World Shale Oil&Gas LatinA-

importante cumbre, el director general de Y-TEC, Gustavo

merica Summit” y “Argentina Oil&Gas Expo” son los princi-

Bianchi, explicó que es una continuación de la iniciativa sur-

pales eventos que se realizarán este año. Sus organizadores

gida a partir del primer evento en el país en 2012, presencia-

coinciden en que estos encuentros que tienen a la Argentina

do por alguno de los Products Champions de Y-TEC. “En esa

como anfitriona son estratégicos para generar conocimien-

oportunidad advertimos que el debate tendría mayor potencial

tos y negocios.

si en las próximas ediciones se realizaba con un contenido más

El primero de los Congresos que se realizará es el “Argen-

técnico y estratégico, y no tan enfocado al marketing. En esas

tina Shale Gas & Oil Summit”, que contará con conferencias

condiciones serviría para mostrar a la industria todo lo que YPF

y exhibiciones referidas al impulso que cobró la industria No

e Y-TEC estaban haciendo por la Exploración y el Desarrollo del

Convencional en nuestro país. Promete ser una oportunidad

Shale Gas/Oil en nuestro país”.

para que las compañías puedan mostrar sus productos o ser-

Para este año, desde Y-TEC esperan que haya 70% de

vicios hacia clientes actuales o potenciales y proveer opor-

asistencia nacional y 30% internacional. Los participan-

tunidades para establecer más contactos. Será los días 18 y

tes locales están más que asegurados dado que se realizará

19 de mayo, en el Sheraton Hotel & Convention Center de

en la provincia “donde la industria tiene sus principales bases

Buenos Aires.

operativas para esta actividad”. Esto es un gran atractivo tam-

El programa incluye una serie de presentaciones y debates

bién para los asistentes de otros países, quienes “ya han no-

dirigidos por moderadores que serán seguidos por una ron-

tificado que quieren conocer más de cerca la operación que

da de preguntas de parte del público. El primer día se cen-

está liderando YPF como pionero regional de esta especia-

trará en el futuro del esquisto en Argentina, navegando por

lidad”, sostienen.

el panorama legislativo, la experiencia de distintos actores

Este año, el listado de proyectos sobre No Convencio-

con proyectos en marcha y la geomecánica del shale argen-

nales -que involucra tanto a los Products Champions de

tino. Durante el segundo día se considerará cómo manejar

Y-TEC como al personal dedicado a la investigación y de-

el impacto medio ambiental, el compromiso público, cómo

sarrollo- es de casi 40, de los cuales la mayoría están asocia-

ampliar las oportunidades de inversión, la administración de

dos a las Geociencias, la Ingeniería de Reservorios y el área

redes de suministro y cómo cubrir la brecha de capacidades

de Materiales y Logística. Muchos de ellos, serán expuestos

en el país.

justamente en el “World Shale Oil & Gas Latin America Summit”.

El “World Shale Oil & Gas LatinAmerica Summit”, even-

SHALE Seguro

En la segunda mitad del año, el eje de la agenda volverá a la

50

capital porteña. Entre el 5 y el 8 de octubre, los protagonis-

Energía Patagonia, en la ciudad de Neuquén. “La cantidad, la

tas del sector planean con altas expectativas participar

calidad y la variedad de las empresas participantes no hicieron

del “Argentina Oil&Gas Expo” (AOG), que reunirá a pres-

otra cosa que confirmar el gran desarrollo que la industria está

tigiosos especialistas convocados por el Instituto Argen-

experimentando con motivo de los No Convencionales”, señaló.

tino del Petroleo y del Gas (IAPG), para diseñar estrategias

Entre los participante del AOG 2015 se destaca el Grupo Ar-

que permitan seguir desarrollando una de las industrias que

gentino de Proveedores Petroleros (GAPP), que reúne a más

mueven el mayor volumen de negocios del Mundo.

de 90 proveedores de la industria, y como entidad es repre-

Martín Kaindl, director de Relaciones Institucionales

sentativa de la diversa y heterogénea oferta de la industria

del IAPG, asegura que este encuentro, en su décima edición,

nacional de proveedores de bienes y servicios para el sector.

será una exposición de excelente nivel. “Vamos a contar con

Leonardo Brkusic, director ejecutivo del GAPP, resaltó

la presencia de importantes empresas nacionales e internacio-

que fueron justamente las empresas asociadas las que to-

nales que abarcan las tres grandes áreas de los hidrocarburos:

maron la decisión de estar presentes como grupo.

upstream, downstream de petróleo y downstream de gas. Se-

Esta entidad que nuclea a proveedores petroleros estará

guramente la exposición tendrá una gran influencia del

presente con un espacio institucional de 30 metros cuadrados donde las firmas asociadas que no tengan un stand propio podrán mantener encuentros de trabajo.

Cuando se planificaron los tres eventos que se realizarán este año se tuvo en cuenta el contexto internacional con bajos precios del petróleo. Sin embargo, ninguno de los organizadores creyó que ese escenario sería negativo para los encuentros. Al contrario, creen que el interés por el shale argentino crece y atraerá asistentes justamente en este contexto.

Desde Y-TEC, Bianchi subrayó que “la incidencia de la caída de los precios internacionales no es tan importante en proyectos que son de largo alcance”. En la misma línea, el representante del GAPP no cree que el actual precio vaya a

tema vedette del momento, el shale”, dijo.

minar proyectos hidrocarburíferos, pero “contemplamos que

El espacio elegido para este congreso, que esperan su-

en algún caso pueden dilatarse en el tiempo o quedar proviso-

pere los 25.000 visitantes, es el predio de La Rural, en la

riamente en stand by hasta que se vean mejoras palpables”. Los

Ciudad de Buenos Aires. Allí también se realizará en simultá-

expertos consultados entienden también que los precios se

neo un evento académico de relevancia: el “2° Congreso La-

deberían recomponer en algún nivel durante este año y que

tinoamericano y del Caribe de Perforación, Terminación,

finalmente habrá una suba y equilibrio que viabilizará pro-

Reparación y Servicio de Pozos”. Este Congreso específico

yectos en todo el Mundo. n

contará con conferencias, mesas redondas y la presentación

ShaleSegur

de trabajos técnicos para exponer las últimas novedades en el campo de la perforación, especialmente teniendo en

Shale Seguro estará presente

cuenta el desarrollo que se viene dando en la Argentina de la

como media partner en los

puesta en producción de los combustibles de esquisto.

tres eventos más importantes

Kaindl explica que además del entorno que propicia la creación de negocios, este congreso permite la interacción

sobre RNC que se realizarán

entre las empresas productoras, prestadoras de servicios,

durante 2015 en Buenos Aires y

proveedores de equipos, consultores y especialistas. Una si-

Neuquén.

tuación similar se vivió el año pasado en la exposición Oil&Gas

51

SHALE Seguro

2016

L

a próxima edición del NOC Forum tendrá su sede en Buenos Aires, con YPF como anfitriona. Este evento es el ámbito de encuentro más importante a nivel

mundial para las compañías nacionales de petróleo y gas, que representan en conjunto 80% de la producción y

Año

90% de las reservas de hidrocarburos del planeta.

El foro se realiza desde 2001 y cada dos años reúne durante tres días a los presidentes y CEOs de las compañías

estratégico para YPF

na fue seleccionada anfitrión y sede de la edición 2016,

En abril del próximo año la petrolera

como un reconocimiento al interés que despierta entre los

de hidrocarburos estatales que lideran el mercado para discutir desafíos comunes, oportunidades conjuntas, mejores prácticas y el rol de las NOC en el cambiante panorama global del sector energético.

YPF pudo participar por primera vez en 2014, luego de su nacionalización. En su año debut, la petrolera argenti-

líderes de las petroleras la actividad que está desarrollan-

nacional será sede de la novena edición

do la empresa argentina en materia de No Convencionales,

del NOC (National Oil Companies) FORUM.

especialmente en Vaca Muerta.

En las anteriores ediciones fueron anfitriones compañías

El evento reúne a más de 40 CEOs de

de la talla de Sonatrach, en Argelia; Statoil, en Noruega; Petrobras, en Brasil; Saudi Aramco, en Arabia Saudita;

las principales empresas nacionales de

CNOOC, CNPC y Sinopec, en China; Pemex, en México;

petróleo del Mundo, quienes reconocieron

TPAO, en Turquía; y Ecopetrol, en Colombia.

el liderazgo de la Argentina en materia de

Preparativos en marcha

No Convencionales.

En el pasado mes de septiembre altos funcionarios de las petroleras miembro del NOC Forum visitaron la sede de YPF en la capital porteña para delinear aspectos estratégicos relacionados con la organización del próximo encuentro.

Miguel Galuccio participó de esta primera reunión y manifestó al respecto: “Estamos muy contentos de ser anfitrio-

SHALE Seguro

52

nes de este prestigioso foro, tan importante para la Argentina

estudiar las carreras de la Tierra: geología, geofísıca, ingenie-

y para YPF”.

ría en petróleo, ingeniería ambiental, energías renovables. Es

Con la mirada puesta en 2016 y dado su rol de próximo

una apuesta al futuro, al largo plazo. Los jóvenes tienen una

anfitrión, YPF fue protagonista de la primera sesión estra-

mirada crítica sobre la industria. Queremos que vengan a ser

tégica y preparatoria para la novena edición del NOC Fo-

protagonistas del cambio que se necesita”.

rum, que se realizó en Estambul los primeros días de marzo

Otro tema que ocupó la agenda de esta primera sesión

pasado.

giró en torno a los desafíos que enfrentan las petroleras

A través de las sucesivas mesas de trabajo y de las distin-

nacionales para trabajar de manera profesional, obtener

tas áreas de gestión analizadas, se dio un profundo debate

resultados positivos y ser empresas exitosas sin perder de

en torno al momento que atraviesa la industria petrolera

vista sus principales objetivos alineados a los estados na-

en todo el Mundo. Los expositores coincidieron en que la

cionales.

búsqueda por mejorar la productividad debe ser una par-

En este aspecto la empresa de bandera argentina expu-

te constitutiva de la industria, aunque hubo discrepancias

so los resultados positivos que han logrado los últimos dos

respecto a si se debe considerar el actual contexto como

años de gestión y los planes para el desarrollo de reservo-

una crisis. De acuerdo a la opinión de algunos expertos,

rios No Convencionales.

la caída del precio del crudo no es necesariamente ne-

Este crecimiento acelerado le significó a YPF pasar

gativa debido a que promueve el crecimiento econó-

de 45.000 empleados (directos e indirectos) a 72.000,

mico y el mayor consumo, lo que a su vez impulsará la

e iniciar profundo proceso de modernización. “Si bien

demanda.

somos chicos en el contexto mundial -Saudí Aramco tiene

En el marco de esta búsqueda por mejorar la productivi-

160.000 empleados, para dar un ejemplo-”, reconoció Capu-

dad se analizaron los casos de YPF, Saudi Aramco y Statoil

rro, la empresa experimentó grandes transformaciones de

en cuanto a su management profesional y la gestión de los

la cultura y los valores, a través de la redefinición de un

recursos humanos.

nuevo ADN, la gestión de los talentos, el clima de trabajo,

Sobre este último punto, la experiencia argentina des-

la comunicación y la estructura.

pertó el interés de los asistentes al presentar la campaña

La participación en NOC Forum coloca a YPF en un lu-

de la Fundación YPF para atraer jóvenes a la industria.

gar de liderazgo a nivel internacional y, tal como señaló su

Según palabras de Doris Capurro, vicepresidenta de

CEO, ser sede en 2016 le “dará a la compañía la oportunidad

Comunicación y Relaciones Institucionales de YPF y

de profundizar sus alianzas y sinergia con las principales pe-

miembro de la delegación que representó a la petrolera

troleras del Mundo, mostrarles in situ los logros de su gestión

en Turquía, la iniciativa apunta a que “más jóvenes quieran

y hacerlos testigos de su gran potencial”. n

53

SHALE Seguro

rse

El desarrollo

petrolero

son dirigidas por sus propios fundadores o la segunda generación familiar, ofreciendo empleo a una gran

potenciará la

vocación

cantidad de trabajadores con el foco puesto en mejorar la productividad y eficiencia de los mismos. También, vale destacar que apuntan a que la seguridad de su personal y sus instalaciones se

emprendedora

I

que las distingue es que generalmente

equipare a la que existe en sus empresas contratantes”.

Con el impulso de la explotación No Convencional, ya se palpita un reverde-

mpulsada por éxito obtenido con

responsable, este rasgo diferenciador

cer de la demanda de bienes y servicios,

el Programa Pymes en el Golfo San

explica en gran parte el éxito del plan:

que extiende el horizonte de oportuni-

Jorge, la petrolera argentina Pan

“Hace que el efecto multiplicador sobre

dades del empresariado pyme neuqui-

American Energy decidió extender su

la comunidad sea aún más importante”.

no. PAE tiene su gran apuesta en el área

plan de RSE a Neuquén, provincia en la que opera hace más de 40 años.

A través de este Programa, PAE pro-

Lindero Atravesado, donde desde 2011

vee a las pymes asistencia técnica, fi-

desarrolla dos proyectos de shale oil y

Iniciado en 2005 en el Golfo San Jor-

nanciera y comercial, las orienta para

tight gas, que se suman a sus operacio-

ge, el Programa Pymes de PAE celebra

la certificación de normas de calidad y

nes convencionales.

su décimo aniversario implementando

colabora en la generación de empleo.

Consultado específicamente sobre los

sus actividades en Salta y en Neuquén,

En estos casi 10 años, el programa ha

motivos que impulsaron a Pan American

además de en Chubut y Santa Cruz.

sido una herramienta importante para

Energy a ampliar recientemente el Pro-

Para Horacio García, responsable del

el armado de redes de cooperación em-

grama a Neuquén, García subrayó que la

Programa desde 2009, “haber llevado

presarial, pública y privada, con capa-

petrolera está presente en esa provincia

esta iniciativa a todas las provincias en

cidad de sostenimiento y ampliación,

patagónica desde hace más de 40 años,

las que desarrollamos actividades es uno

como así también para el desarrollo de

“por ello vimos con cierta lógica la idea de

de los principales logros de esta década

nuevos productos, servicios y de sus-

implementar allí el programa Pymes lue-

de ejecución”.

titución de importaciones. Su plan de

go de su comprobado éxito en el Golfo San

Otro hito importante que García des-

trabajo se focaliza en el concepto de

Jorge. El factor Vaca Muerta seguramente

tacó en su diálogo con Shale seguro,

sustentabilidad, con el objetivo de ha-

movilizará a toda la industria, la cual ten-

es haber “incrementado el número de

cer crecer y desarrollar a las pymes en

drá necesidades, proveedores de servicios

empresas incluidas en el Programa -inte-

el largo plazo, potenciando al máximo

y productos que habrá que desarrollar y

grantes o no de nuestra cadena de valor-

posible su plan de negocios.

potenciar”.

las cuales sin dudas han sido un impor-

Respecto al tipo de compañías que

Además, valoró los aportes que pue-

tante aporte a las economías donde PAE

participan del plan, Horacio García

de hacer el Programa en este prome-

opera. En 10 años pusimos en marcha

explicó que “en general son empresas

tedor contexto: “De por sí el interés por

181 proyectos”.

que se adaptan muy bien a los procesos

conocer y ampliar las redes de contactos

La apertura del Programa a em-

de crecimiento y a los estándares de las

son características propias de los empren-

presas y emprendedores que no son

grandes compañías. A su vez, tienen la

dedores. Seguramente, el desarrollo de

proveedores de PAE, es un rasgo

flexibilidad necesaria para poder adap-

yacimientos No Convencionales podrá

clave que distingue a la política de

tarse a los constantes cambios tecnológi-

potenciar ese propio interés y estimu-

RSE de la compañía. Para su máximo

cos y sociales de la región. Otro aspecto

lar aún más el emprendedorismo”.

SHALE Seguro

54

Para el año de su décimo aniversa-

RESULTADOS 2014

rio, el Programa Pymes tiene entre sus objetivos superar los excelentes logros

los éxitos de este plan, es el trabajo en alianza con agencias de desarrollo, municipios y entidades privadas.

conseguidos durante el año pasado. En

118

ese sentido, para 2015 el Programa

capacitaciones abiertas

asociación público- privada, García

En este sentido, y para fortalecer la

34

tiene previsto llevar adelante más de 95 capacitaciones en distintas especialidades, que alcanzarán a más de 2.600 personas de Chubut, norte de Santa Cruz, Salta y Neuquén.

Actualmente, el Programa está trabajando para asistir, in company, a 32

asistencias in company

ciales y Municipales, ya sea mediante las agencias de desarrollo o directamente

pymes y emprendedores

das. Y puso como ejemplo el convenio

participantes

marco suscrito en 2013 con el Cen-

con las dependencias públicas interesa-

10

dad, Seguridad y Salud Ocupacional, En ese marco y durante el presente año,

actividades con los Gobiernos Provin-

350

pymes en especialidades como CaliMedio Ambiente, Costos, RR.HH. y 5S.

detalló que “se realizan infinidad de

proyectos en marcha

tro Pyme ADENEU, a quien los ejecutores del programa “consideran un aliado estratégico” para el desarrollo

33.198

de herramientas que le permitan a las

se buscará alcanzar las 4.800 horas de asistencia entre las diferentes especia-

hs. de capacitación

nivel. “Hasta el momento, el acuerdo

empresas brindar servicios de primer

lidades y capacitar a 65 personas. Asi-

está teniendo excelentes repercusiones

mismo, diez nuevos proyectos se suma-

y resultados que nos permiten confirmar

rán durante 2015.

que estamos por el camino correcto”,

Uno de los pilares que hace posible

puntualizó García. n

55

SHALE Seguro

fIN DE SEMANA

De las profundidades de la a los placeres del

Tierra

Agua

Marcelo Suárez

tados a ríos caudalosos, en la superficie.

los últimos 20 a 25 años, habiéndose

Instructor de pesca y atado de moscas

Para los amantes de la Naturaleza, el

formado en muchas ciudades diferen-

www.elmosqueroflycast.com ar

silencio y los desafíos, la pesca con mos-

tes asociaciones o clubes que agrupan a profesionales y aficionados de esta

endecido por numerosas y diver-

de las maravillas de este entorno. El fly

actividad encargándose de promover la

sas riquezas naturales, el paisaje

fishing es una modalidad de pesca en la

misma. A lo largo y ancho de Neuquén

B

ca es una actividad ideal para disfrutar

patagónico ofrece un gran aba-

que se pone a prueba la habilidad del

son muy variadas las especies de peces

nico de oportunidades para mantener

pescador para tentar al pez engañándo-

que podemos pescar con mosca, pero

el delicado y preciado equilibrio entre

lo con un artificial, el cual semeja su ali-

los salmónidos son la perla de las aguas

trabajo y placer.

mento. Este artificial se logra fijando en

patagónicas.

En sus 94.078 Km2 de extensión, el te-

un anzuelo pelos, plumas o materiales

Es así que para todo pescador -tanto

rritorio neuquino conjuga en excepcio-

sintéticos mediante hilo simulando un

local como extranjero- que quiera pes-

nal armonía valles y montañas, llanura y

insecto, de ahí el nombre de mosca.

car truchas, nuestra Patagonia es desti-

cordillera, estepa y bosque, petróleo en

En nuestro país esta actividad ha lo-

no casi inexorable, siendo la provincia

el subsuelo y lagos transparentes conec-

grado una difusión muy importante en

de Neuquén una de las más visitadas.

SHALE Seguro

56

UNA TÉCNICA CON HISTORIA Sus lagos, ríos y arroyos reciben año a

El origen de la pesca con mosca es muy antiguo. Hay registros ci-

año gran cantidad de aficionados du-

tados en escritos orientales, que se remontan al parecer a 2000 a.C.

rante la temporada de pesca que se

durante el período de la dinastía Shang, en donde se menciona el uso

extiende desde el 1° de noviembre de

de anzuelos cubiertos con plumas de martín pescador para engañar a

cada año hasta el 1° de mayo del año

ciertos peces. Pero es el historiador romano Claudio Eliano (175 a 235

siguiente.

d.C.) quien en su obra “De la Naturaleza de los Animales” dice que en el

En la cuenca hidrográfica de la Provincia de Neuquén nos encontraremos con

río Astraeus los macedonios pescaban algún tipo de trucha con moscas hechas de lana roja y plumas de gallo de color similar a la cera.

4 variedades de salmónidos, los cuales

Pero la pesca con mosca como hoy la conocemos, avances tecnoló-

han sido introducidos a principios del

gicos de por medio, fue desarrollada en la Gran Bretaña allá por el año

año 1900 con fines deportivos: la trucha

1500 con motivos netamente recreacionales, dejando de lado la histó-

arco iris (Oncorhynchus Mykiss) origi-

rica necesidad del hombre de pescar por alimento. Ha sido durante los

naria de la costa oeste de América del

últimos siglos que estas técnicas han evolucionado hasta lo que hoy

Norte; la trucha marrón (Salmo Trutta)

conocemos como un deporte o disciplina de esparcimiento al aire libre,

oriunda de Europa; la trucha de arroyo

por llamarla de alguna manera.

(Salvelinus Fontinalis) del noroeste de

A través de los años la pesca con mosca se ha extendido por todo el

los Estados Unidos y el salmón ence-

Mundo, siendo practicada en todo tipo de ámbitos y si bien original-

rrado (una subespecie del salmón del

mente tuvo su origen para la pesca de truchas, en la actualidad son

Atlántico perteneciente al Hemisferio

muchísimas las especies que se pescan con esta modalidad.

Norte). Junto con estos peces nombra-

Esta clase de pesca se diferencia muchísimo del resto de las formas,

dos se encuentran los autóctonos como

no solo por el artificial con que se tienta a los peces sino también por

el pejerrey patagónico (Odontesthes

el equipo utilizado para presentar dicho engaño ante nuestra presa.

Microlepidotus) y la perca, de la cual

No menos diferente es la forma de lanzamiento, quizás una de las más

hay 3 variedades: la perca de boca chi-

atractivas visualmente debido a lo particular de la técnica utilizada

ca (Percychtis Trucha), la perca de boca

para hacer volar la línea, llamándole la atención hasta a aquellas per-

grande o bocona (Percychtis Colhua-

sonas que no son adeptos a este deporte.

pensis) y la perca espinuda (Percychtis Altispinnis).

La diferencia fundamental que encontramos en el lanzamiento es que mientras en las otras formas de pesca lanzamos el cebo ayudado

En tanto destino turístico de trascen-

por el peso de una plomada, una boya o en el caso del spinning por el

dencia internacional, la provincia de

peso del señuelo, en la pesca con mosca lanzamos el artificial ayudados

Neuquén tiene bellas ciudades y villas

por el peso de la línea, ya que el de la mosca es mínimo. Y es justamente

que, además de cautivar a los visitantes

por esto que se necesita de una técnica adecuada y muy particular por

con sus vistas y su oferta de alojamiento

cuanto se puede decir que es indispensable recurrir a los conocimientos

y gastronomía, son de visita casi obliga-

de un instructor y tomar clases si queremos tener éxito en esta pesca.

da para la pesca con mosca.

No podemos precisar a ciencia cierta cuándo comenzó la pesca con

Ubicadas todas al pie de la cordillera

mosca en la Argentina. Inicialmente fue practicada en nuestra Patago-

y a una distancia de entre 300 y 400km

nia por turistas extranjeros, los cuales llegaban atraídos por los gran-

del trajín petrolero en Añelo, son luga-

des portes de truchas que aquí se logran. Pero sí podemos mencionar

res que con sus ríos y lagos pasaron a ser

a pescadores emblemáticos que en la década del ’50 se constituyeron

destinos clásicos de los pescadores por

en referentes indiscutidos y difusores de esta modalidad; José Eva-

las bondades de su pesca. Algunas de

risto “Bebe” Anchorena, Jorge Donovan (fundador de la Asociación

ellas son:

Argentina de Pesca con Mosca), el príncipe Charles Radziwill y Eliseo

Junín de los Andes: en los alrede-

Fernández.n

dores se encuentran los ríos Aluminé,

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Malleo, Quilquihue y el espectacular Chimehuín, que luego de nacer en el lago Huechulafquen y pasar por la ciudad de Junín de los Andes, se une con el río Aluminé y forman el río Collón Curá.

Además están los lagos Tromen, Huechulafquen, Curruhué Chico y Curruhué Grande.

San Martín de los Andes: situada a orillas del lago Lácar, está rodeada por los lagos Lolog, Meliquina, Hermoso, Falkner, Villarino, Nonthue y los ríos Caleufu, Filo Hua Hum, Meliquina, Chimehuín, Aluminé y Quilquihue.

Aluminé: ubicada sobre la margen oeste del río homónimo, está rodeada por ocho lagos Aluminé, Moquehue, Pulmarí, Ñorquinco, Pilhué, Ruca Choroy, Hui Hui y Lago Quillén, estos cuatro últimos ubicados dentro del Parque Nacional Lanín. Los ríos cercanos son el Aluminé, Quillén, Malleo y Pulmarí.

Villa La Angostura: emplazada sobre la costa del lago Nahuel Huapi y cercana a los ríos Huemul, Machete, Bonito, Traful, Estacada y el río y lago Correntoso.

Si de pesca y de Neuquén hablamos, debe hacerse mención al que quizás sea el más nombrado de los ríos, amado y muchas veces también odiado por los pescadores: el Limay. Límite natural con la vecina provincia de Río Negro, el río

“Destreza, paciencia, ingenio y precisión, son las habilidades que debe desplegar cada pescador”.

momento adecuado, ingenio para lograr moscas capaces de atraer al pez y precisión para el lanzamiento. Todo, en un ambiente de paz y relajación, logrado a partir de la comunión con la naturaleza y

Limay es famoso por sus espectaculares

el contacto directo con el agua, la fuente

truchas marrones y es justamente por

de vida más primitiva y fundamental.

esto que cientos de pescadores cada

Después de intensas jornadas en las

temporada hacen volar su línea espe-

que esas mismas capacidades se ponen

rando lograr un lanzamiento preciso y

a prueba en los pozos y las oficinas desde

que la mosca sea tomada por tan ansia-

donde se construye el futuro energético

do trofeo.

de la Argentina, dedicar algunos días a la

Destreza, paciencia, ingenio y preci-

pesca deportiva y a contemplar el impac-

sión, son las habilidades que debe des-

tante paisaje patagónico, puede ser la

plegar cada pescador: destreza en los

calve para renovar las energías, despejar

movimientos, paciencia para aguardar el

la mente y agasajar al espíritu.n

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