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
Twitter: @shaleseguro
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
SHALE Seguro
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
SHALE Seguro
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
SHALE Seguro
8
9
SHALE Seguro
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-
SHALE Seguro
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
11
SHALE Seguro
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.
SHALE Seguro
12
“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
13
SHALE Seguro
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
SHALE Seguro
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
ELEMENTOS DE SEGURIDAD INDUSTRIAL Y PROTECCIÓN PERSONAL Importadores y distribuidores oficiales
Protección auditiva
Protección ocular
Protección de manos
Protección respiratoria
Protección en altura
Protección indumentaria
Más de 35 años en el mercado brindando Innovación, Calidad y Confort Cnel E. Bonorino 1236 - 1406 - Cap.Fed. - Tel.: (011) 4633-1958 marketing@bac-dall.com.ar
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,
57
SHALE Seguro
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
SHALE Seguro
58
59
SHALE Seguro
SHALE Seguro
60