Crisis Energética 2013

El país produce menos petróleo y gas desde hace ya muchos años. La producción de petróleo ha venido en declinación desde 1999 (13 años) y la de gas natural desde 2004 (8 años).

El gráfico siguiente es muy elocuente a este respecto.

Hay dos explicaciones posibles a una reducción constante en los niveles de producción de hidrocarburos. La más evidente es geológica y se debe a la caída en el nivel de reservas. La otra explicación se relaciona con el precio que puede obtener el productor en el mercado por la venta del crudo.
Con respecto a la primera de esas razones empecemos diciendo que la Argentina no es un país petrolero sino un país con petróleo. De las cuencas productivas se extrae petróleo de formaciones que se encuentran como en forma de lentejuelas.  En gas natural sucede lo mismo pero con la buena noticia que tuvimos (pasaron más de 30 años) un gran descubrimiento en Loma de la Lata y ahora parece que tendríamos la tercer reserva de Shale Gas del mundo. Sin embargo, hay que perforar para encontrar y no siempre se encuentra el hidrocarburo. Ejemplo, un alto ejecutivo de una compañía de petróleo ha dicho varias veces que en Vaca Muerta su tasa de éxito es de sólo el 4%. En esta tasa consideraba el éxito inicial del primer pozo que los llevó a pensar que su área era muy rica en producto. Lo debe ser, concluía, pero tenemos que perforar mucho y requiere mucha inversión.

Siguiendo el razonamiento de este ejecutivo, para poder encontrar reservas de gas y petróleo se necesitan grandes recursos y es acá donde gravitan los precios de venta al público. Si los precios no son retributivos, el esfuerzo de búsqueda de producto disminuye notablemente.

Las compañías petroleras son financieramente muy sólidas, con un producto que no se malogra con el tiempo si se queda en el subsuelo y acostumbradas a trabajar en países con reglas poco claras y cambiantes. Con estos antecedentes, el congelamiento de precios y tarifas lo único que provoca es una búsqueda menos acelerada de nuevas reservas y su consiguiente disminución en los ritmos de producción. Adicionalmente, un país con problemas de energía no recibe inversiones para fabricar localmente porque no puede producir ni comprometerse seriamente además de incrementar los costos. Esto no genera empleos de calidad y bien remunerados, etc. etc.

Evolución de los yacimientos

Cuando analizamos la producción de crudo de las principales áreas vemos que desde 2009 hasta 2012 la misma cayó 12% o aproximadamente 26,7 millones de barriles.  Esta menor producción significa que el país perdió de ganar USD 1.100 millones. Esto es así porque si esa menor producción resultó en una menor exportación de hidrocarburos para ser usados localmente, el país perdió los 26,7 millones de barriles por la diferencia entre el precio internacional de USD 111,67 y el precio local de USD 70,32.  Obviamente, si hubiéramos tenido que importar esa menor producción para abastecer el mercado local, el efecto financiero sería muchísimo mayor.

De las más de 660 áreas en producción del país en 2012, las primeras 50 representan el 65% de la producción total del año. De estas 50 primeras, las mayores reducciones fueron de El Trapial, Puesto Hernández, El Tordillo, Valle Hermoso, etc. que en conjunto son el 73% de la disminución del 2012 respecto del 2009.

Si bien expuse los datos desde el 2009, la producción de crudo viene disminuyendo desde 1999 como se observa en el gráfico del inicio.

Evolución de los precios

El crudo Brent tuvo precios en promedios anuales bajos y estables desde 1986 hasta 1999 que oscilaron desde USD 14,43 en 1986 hasta USD 17,97 en 1999 con un precio máximo de USD 23,73 en 1990. Durante 13 años la industria petrolera convivió con precios bajos del crudo.

A partir del año 2000 los precios del crudo comenzaron a crecer. Hasta 2004 el crecimiento fue muy pronunciado, desde USD 28,50 hasta USD 38,27. Pero a partir del 2005 el crecimiento de precios del crudo fue exponencial saltando en 2005 a USD 54,52 hasta alcanzar USD 111,67 en 2012.

A partir de la “pesificación” de tarifas de 2002, el precio de las naftas tuvo incrementos moderados, mensuales y discretos. No ocurrió lo mismo con el precio del gas natural y de la electricidad domiciliaria. Para poder modificar las tarifas debe haber una Audiencia Pública que no fue convocada por el ENARGAS ni por el ENRE.

La consecuencia fue que tanto las compañías de generación de electricidad como las de distribución de gas y de electricidad carecen ahora de ingresos suficientes para pagar sus gastos.

La consecuencia no inmediata pero inevitable fue a mi juicio, la caída en la producción de crudo y de gas natural. Seguimos produciendo el crudo que necesitamos pero estamos muy lejos de abastecernos de gas natural argentino y tenemos que importar de Bolivia y de Trinidad & Tobago como GNL.

Las diferencias de precios y sus efectos económicos para el país

Crudo

Valorizando la producción anual de crudo de cada año por la diferencia de precios de esos mismos años podemos calcular cuántos dólares dejaron de ingresar en el sector petrolero. Establecida esta diferencia en un período de los últimos 10 años comprobamos la desinversión del sector.

El sector petrolero perdió USD 64.800 millones en los últimos 10 años que equivale a que con una tasa del 35% de impuesto a las ganancias el Estado dejó rentas coparticipables de USD 22.700 millones. Una fortuna materialmente hablando y también moralmente ya que el 50% es de las provincias, que hubieran podido pagar obras públicas de sus presupuestos con el consiguiente efecto multiplicador en las economías provinciales.

Gas

Nuevamente valorizo la producción anual de gas natural de cada año por la diferencia de precios de esos años para calcular el déficit económico del sector gasero. El sector perdió desde el 2003 hasta el 2012 USD 58.700 millones que a una tasa del 35% de impuesto a las ganancias representó rentas coparticipables por USD 20.600 millones.

 

Sin embargo, al contrario que con el crudo, el gas natural consumido (y el dejado voluntariamente de consumir) es muy superior a la producción argentina. Debemos entonces añadir a nuestro cálculo el costo de las importaciones desde Bolivia de aproximadamente USD 5.200 millones y el costo de importar Gas Natural Licuado de aproximadamente USD 5.500 millones adicionales.

La situación se deteriora constantemente ya que como se puede constatar en 2012 las importaciones desde Bolivia por gasoducto sumadas a las importaciones por barcos de GNL representaron el 44% del costo adicional antes mencionado de USD 10.700 millones.

Opinión

Hay mucho consenso en que la única razón para los aumentos y las disminuciones de reservas de petróleo y gas son geológicas exclusivamente. Sin embargo, cuando durante 13 años la producción de crudo disminuye y la de gas lo hace durante 8 años me pregunto si no se podría haber hecho algo al respecto.
Cuando las razones son geológicas ciertamente nada se puede hacer.
Sin embargo, cuando la industria petrolera y el país pierden más de USD 150.000 millones en 10 años, entonces se debe a errores graves en la política y en la ejecución de los planes energéticos de la Argentina.

EE. UU. - Impacto macroeconómico de las exportaciones de GNL. ¿Podemos hacerlo en Argentina?

El Department of Energy (DOE) contrató a NERA Economic Consulting (antes National Economic Research Associates) para que le haga un estudio del impacto macroeconómico en los EE.UU. que tendría la exportación de  Gas Natural Licuado (GNL).  Muchos productores de gas natural con exceso de producto y consiguientes precios bajos pidieron reiteradamente al DOE los permisos para construir plantas de licuefacción y poder así exportar gas en la forma de GNL a un precio más alto. El DOE es particularmente lento en otorgar estos permisos por  (a) el lobby que recibe de industriales cuyo insumo es el gas natural y temen que les aumente el precio sustancialmente; y (b) el clásico temor que las reservas se vayan a agotar y no queden para las futuras generaciones.

Resumen de las Conclusiones del Informe

NERA desarrolló un Modelo Global de Natural Gas ("GNGM") y un modelo de equilibrio general de  la economía de los EE.UU. ("New Modelo ERA ") para evaluar los niveles posibles de las exportaciones de GNL y sus impactos en la economía de los EE.UU. Estos dos modelos permitieron determinar los niveles posibles de exportación, caracterizar las condiciones del gas en el mercado internacional, y evaluar los efectos macroeconómicos globales.

 

Nota de Ricardo Falabella (RIF): el caso base del informe asume exportaciones por 6 billones de pies cúbicos por día. Esto es TODA LA DEMANDA ARGENTINA más de  un 10%.

 

A. Las exportaciones de GNL sólo son factibles en escenarios con alta demanda Internacional y/o de bajo costo de Producción en USA
En condiciones de mantenimiento del statu quo en el mundo y en los EE.UU. (caso base) no existiría un nivel factible de exportaciones de GNL de los EE.UU. En el escenario de bajos precios (alto recupero de producto de las formaciones de shale), las exportaciones de GNL de los EE.UU. son factibles. Cuando, el escenario es de bajas perspectivas de recupero de producto del shale (Low EUR Shale), la demanda internacional debería aumentar junto con una contracción de la oferta internacional para que los EE.UU. pueda ser un exportador de GNL.

Nota de RIF: Las experiencias en Vaca Muerta han sido muy desparejas. Hay casos de descubrimientos al lado de fracasos. Esto no es nuevo en el petróleo y debería ser usado por las autoridades provinciales para generar mucho trabajo y promover muchas industrias colaterales de servicios. Naturalmente para que el petrolero acepte seguir buscando debe tener condiciones jurídicas y económicas que lo respalden.

 

B. Los precios del gas natural en USA no alcanzarían el nivel de los precios internacionales

Las exportaciones de GNL no incrementarían los precios locales de gas natural a los niveles observados en países que están dispuestos a pagar paridad de crudo por las importaciones de GNL. Las exportaciones estadounidenses bajarían los precios del gas en las regiones donde los precios son competitivos. Las diferencias básicas debidas a los costos de transporte desde los EE.UU. hacia las regiones del mundo con elevados precios seguirán existiendo. Los precios de Estados Unidos nunca se acercarían a los precios del gas más el costo de licuefacción, el costo de transporte y el costo de regasificación en el destino final. Así, incluso en los escenarios no atados a la exportación, el precio en cabeza de pozo en los EE.UU. estaría por debajo de los precios de importación en Japón, donde los EE.UU. envían algunos de sus exportaciones. El mayor cambio en los precios internacionales del gas natural en los años 2015 y 2025 es de alrededor de $ 0,33/MMBtu y $ 1/MMBtu, respectivamente. Estos incrementos se producen sólo cuando los mercados mundiales están dispuestos a tomar todos los volúmenes de exportación a precios superiores al costo marginal de producción en los EE.UU. más los costos de licuefacción, transporte y regasificación.

Nota de RIF: siguiendo la idea de Michael Porter: La Energía crea una ventaja competitiva.

EE.UU. no quiere un precio de gas muy alto porque le afecta su economía, pero un mayor valor favorece la industria petrolera y asegura el autoabastecimiento.

 

C. La situación de los consumidores mejora en todos los escenarios

El análisis macroeconómico muestra que existen beneficios económicos netos consistentes a través de todos los escenarios examinados y que los beneficios se incrementan en la medida que el monto de las exportaciones aumenta. Estos beneficios se miden con mayor precisión en un índice de bienestar económico de los hogares estadounidenses que tenga en cuenta los incrementos en los ingresos de todo tipo y el costo de los bienes y servicios que adquieren. Este índice proporciona un indicador único del relativo bienestar general de la población de los EE.UU., y califica a todos los escenarios con exportación de GNL por encima de los escenarios sin exportaciones. La mejora en el índice del bienestar de la población es mayor en los escenarios de alto volumen de exportaciones ya que los consumidores estadounidenses se beneficiarían del aumento en la transferencia de riqueza y de los ingresos por exportaciones.

 

D. Hay beneficios netos en el PBI de los EE.UU.

Un indicador que muestra cómo los impactos económicos se distribuyen a través del tiempo es el PBI. Como el bienestar, el PBI también aumenta como resultado de las exportaciones de gas natural licuado. Los cambios más espectaculares se encuentran en el corto plazo, cuando la inversión en la capacidad de licuefacción se suma a los ingresos de exportación y los servicios de licuefacción para hacer crecer el PBI. En el caso base, el aumento del PBI podría oscilar entre $ 5 mil millones y $ 20 mil millones de dólares. En el caso de alto recupero del Shale, el PBI en 2020 podría aumentar en $ 10 mil millones a $ 47 mil millones.

En el caso de baja recuperación del Shale, el PIB en 2020 podría aumentar en $ 4,4 mil millones. Todos los escenarios de exportación muestran mejoras en el PBI por encima de los casos de No Exportaciones aunque en el largo plazo el impacto sobre el PBI es relativamente menor que en el corto plazo. Aunque los patrones no son perfectamente coherentes en todos los escenarios, el aumento de la inversión para las instalaciones de licuefacción junto con el aumento de la perforación y la producción de gas natural proporciona  a corto plazo estímulos a la economía. Al mismo tiempo, el aumento de los costos de energía crea una pequeña disminución en la producción económica en los EE.UU. que afecta el salario del trabajador.

Nota de RIF: El efecto que podríamos tener en nuestra economía  sería del 40% del consumo que se tiene que importar. Nuestra producción es de 90 millones me diarios cuando nuestra demanda es de 150 millones. Hay 60 millones que o se importan o  se cortan a los usuarios. Este 40% de diferencias equivale en el nuevo mercado de hoy en Argentina de 7,5 USD MMBTU a USD 4.400 millones y si lo importáramos a USD 8.300 millones. El beneficio primario anual de desarrollar Vaca Muerta es de USD 3.900 millones. Vale la pena. Los generadores de electricidad y los usuarios industriales que reemplazarían el fueloil  adicionan más millones a esta cuenta.

 

E. Hay un cambio en los ingresos de distintos sectores económicos

Los EE.UU. han experimentado muchos cambios en los patrones del comercio como consecuencia de cambios en los patrones de ventaja comparativa en el comercio mundial. Cada uno de ellos ha tenido ganadores y perdedores. Las exportaciones de cereales incrementan los ingresos de los agricultores y esas ganancias se transfieren de los consumidores a los agricultores; las importaciones  de acero reducen los ingresos de las empresas siderúrgicas de Estados Unidos  a la vez que reducen los costos del acero para los industriales, etc.

La economía de EE.UU. va a experimentar algunos cambios en la producción en los sectores industriales como resultado de exportaciones de GNL. Los ingresos de los productores de gas natural serán mayores y la compensación laboral en el sector del gas natural aumentará; mientras que en el sector industrial los ingresos y la compensación laboral disminuirán.

El sector del gas natural podría experimentar un aumento en la producción entre 0,4 y 1,5 TCF en 2020 y entre 0,3 y 2,6 TCF en 2035 para generar las exportaciones de GNL. Las exportaciones de GNL podrían dar lugar a un incremento promedio de los ingresos de exportación de entre $10.000 y $30.000 millones de dólares. La producción manufacturera del sector disminuye en menos de 0,4%, mientras que el impacto en el sector electro- intensivo y el sector eléctrico podría ser cercano al 1% en el 2020, cuando el precio del gas natural es más alto. Los efectos en la producción de la industria y los salarios son muy pequeños. Incluso los sectores electro-intensivos experimentan cambios de 1% o menos en la producción y los salarios durante el período en que los precios del gas natural en Estados Unidos se estima que aumenten más rápidamente que en un escenario sin Exportaciones.

Los efectos negativos están confinados a segmentos marginales de la industria sin un alto valor agregado. El sector de la electricidad, el electro-intensivo y los productores de bienes y servicios dependientes del gas natural se verán afectados por el alza de precios. A la inversa, los proveedores de gas natural se beneficiarán. Los salarios disminuirán o aumentarán en forma pareja, dependiendo del sector de la economía donde se encuentren. El impacto global de la economía será el neto entre estos sectores.

Con respecto a la producción dependiente del gas natural, los industriales cambian eficientemente por combustibles líquidos más baratos si el precio del gas aumenta  o su producción disminuye. Las reducciones en los ingresos fiscales están directamente   relacionadas con los cambios en la producción sectorial. La producción industrial disminuye más en escenarios que tienen el mayor incremento en el costo del gas natural y los combustibles.

El efecto del aumento de precios del gas natural se comporta de dos maneras. Los costos y beneficios experimentados por las industrias no se permanecen en las empresas que pagan la energía más cara o que reciben mayores ingresos. Parte del costo de las facturas de energía más alta se desplazará hacia los consumidores, en la forma de mayores precios de los bienes producidos. El porcentaje de los costos así trasladado dependerá  de dos factores principales: (1) cómo la demanda de esos bienes responde a aumentos de precios y(2) si existen competidores que experimentan un menor aumento en sus costos. El remanente del aumento de la factura de energía no trasladado, se transferirá a los proveedores de insumos de las industrias, a sus trabajadores y a sus propietarios. Como cada proveedor en la cadena recibe un menor ingreso, sus pérdidas se trasladan también a los trabajadores y a los propietarios.

Los beneficios del comercio de gas se comportan de la misma forma. Parte del aumento de los ingresos de los productores de gas proviene de fuentes extranjeras. Los ingresos adicionales por exportaciones van directamente a los productores y los exportadores de gas natural sin afectar al consumidor estadounidense. Por lo tanto, es un beneficio neto para la economía de EE.UU. que también se traslada a los trabajadores y los propietarios de las empresas involucradas directas e indirectamente en la producción de gas natural y las exportaciones.

 

Al final, todos los costos y beneficios por cualquier cambio en las formas de comercio o en el nivel de los precios se trasladan al trabajador; a las rentas del capital; y al valor de los recursos de la tierra, incluido el recurso de gas natural. Una de las razones principales para desarrollar modelos  de equilibrio general como el N_ew ERA (modelo económico referido a Energía) es permitir a los analistas a estimar cómo los cambios son trasladados a las diferentes fuentes de ingresos y cómo afectan la economía en general. En conclusión, la gama de los resultados agregados macroeconómicos de este estudio sugiere que la exportación de GNL tiene beneficios netos la economía de los EE.UU.

 

Nota de RIF: ¿Porqué no desarrollamos nuestro Shale Oil & Gas con visión de futuro y construimos puertos en la zona de Bahía Blanca para acodar barcos gigantes del tipo Q-Max, líneas de ferrocarril de acceso a estos puertos, oleoductos y gasoductos hacia la costa Atlántica y hacia el Pacífico para exportar a Lejano Oriente? Los beneficios ya vemos que son enormes y en este caso de incidencia neta en las provincias.

Imitar a Eagle Ford para desarrollar Vaca Muerta

El Estado de Texas creó en 2011 una Comisión ad hoc para el desarrollo del yacimiento Eagle Ford de shale oil & gas. Esta comisión se encarga de promover la actividad económica en el área y definir las reglas del arte que deban aplicarse en la exploración y desarrollo de Eagle Ford.

El yacimiento de Eagle Ford está localizado en el sur de Texas y produce petróleo y gas a profundidades entre 1.500 y 5.000 metros. El Rig Count a febrero es de 252 Rigs operando lo que comparado con el Rig count de toda la Argentina de 69 a enero de 2013 da una idea de la magnitud de esa operación.

Me pregunto si con las limitaciones que tenemos hoy en la extracción de crudo y gas natural; con el potencial de reservas de crudo y gas natural de Vaca Muerta que requiere de grandes inversiones pero más importante aún de legislación estable y aplicada coherentemente por los Gobiernos Provinciales y el Nacional; con las organizaciones defensoras del medio ambiente con respecto a unas prácticas y una tecnología que aunque innovadoras han sido cuestionadas en cuanto a seguridad, contaminaciones de napas de agua fresca, etc.; con la necesidad imperativa de contar con recursos energéticos para el desarrollo de nuestra economía; con todo esto en cuenta ¿no podríamos animarnos a constituir una Comisión de este estilo y lograr el desarrollo esperado?

Los objetivos de esta Comisión serían:

1.       Abrir líneas de comunicación entre las partes intervinientes.
2.       Establecer conjuntamente lo que se consideran estándares de operación para la exploración y desarrollo de los pozos en Vaca Muerta.
3.       Promover beneficios económicos locales y provinciales para quienes estén involucrados en el proyecto.

¿Quienes debieran ser miembros de esta Comisión?

Los líderes vecinales, los diputados provinciales, los técnicos especialistas en agua, los grupos de protección al medio ambiente, las compañías petroleras, las de servicios anexos que incluye a las que hacen fractura hidráulica, los propietarios de las tierras donde se perforan los pozos.

Ricardo Falabella

 

Borrador de Regulación sobre Fractura Hidráulica en California

El Estado de California ha publicado un borrador de Reglamento sobre fractura hidráulica (HF). Esta narrativa intenta describir, en términos sencillos, la situación de la normativa vigente sobre la que las regulaciones de HF se basan y describir los efectos del proyecto como si hubiera sido adoptado.

 

Antecedentes

Todos los pozos de petróleo y gas en California están construidos para cumplir con un estándar alto. El Departamento de Petróleo, Gas y Recursos Geotérmicos revisa bien los diseños antes de comenzar para asegurar que los planes de perforación  cumplirán con las estrictas normas de perforación  de pozos. Algunos Estados tienen estándares más bajos para los pozos de petróleo y gas natural típicos y luego elevan sus estándares para pozos a través del cual una práctica de producción como la estimulación HF se va a producir. California mantiene un nivel elevado, o superior, como norma de perforación  para todos los pozos.

Las normas de perforación  de pozos tienen un propósito fundamental - garantizar "el aislamiento zonal". Aislamiento zonal significa que el petróleo y el gas que llega de un pozo de la zona geológica subterránea productiva no se escape del pozo y migre a otras zonas geológicas, incluyendo las zonas que puedan contener agua fresca[1]. El aislamiento zonal también significa que los fluidos que el  operador pone en un pozo por cualquier propósito, se quedarán en esa zona y no migrarán a otra. Para lograr el aislamiento zonal, las regulaciones actuales requieren de una barrera de cemento sea colocada entre el pozo y los estratos geológicos circundantes. La cementación del pozo a la roca circundante forma una barrera contra la migración de fluidos. La cementación debe cumplir con ciertas normas de solidez y ​​estabilidad. Si no cumplen con las normas, se deben reparar o cambiar. Cubiertas de metal - a veces varias capas de metal, dependiendo de la profundidad del pozo - también separan los líquidos de la geología de la zona. Si la estabilidad de un pozo se ve comprometida por temblores de tierra u otros mecanismos, los operadores deben reparar el pozo.

Una vez que los operadores perforan en formaciones geológicas de petróleo y gas, si hay petróleo o gas recuperable, comienzan la extracción del recurso. En algunos casos, el petróleo o el gas natural no fluyen libremente y el pozo debe ser estimulado. Hay una variedad de técnicas de estimulación, incluyendo HF, destinados a mejorar el flujo de petróleo o gas natural de los estratos geológicos al pozo para mejorar la producción.

 

La práctica de HF conlleva la aplicación temporal de alta presión a los estratos de petróleo y gas con el objetivo de crear nuevas fisuras a través de las cuales el petróleo o el gas puedan fluir hacia el pozo y producir. Sin estas fisuras, la zona geológica no liberaría tan fácilmente el petróleo o el gas. Las presiones aplicadas deben ser lo suficientemente altas para romper la formación geológica (es decir, una "presión de fractura" mayor que la de los estratos). En HF, el fluido con productos químicos y aditivos destinados a lograr ciertos fines se inyecta a presión en la formación. Un "agente sostén" (normalmente arena, resina de pequeños tamaños o bolitas de cerámica) se añade para que las fracturas creadas no colapsen sobre sí mismas por el peso de miles de metros de roca. Si las fracturas se cerrasen, ningún flujo adicional de petróleo o gas se produciría. Algunos productos químicos y aditivos en el fluido de fracturación ayudan a que el agente sostén permanezca como una solución similar a un gel (en lugar de depositarse en el fondo del fluido) para la circulación en las fisuras. Otros aditivos disuelven el gel después de las fracturas para permitir que el "fluido de fracturación" vuelva a la superficie y deje los agentes sostén en las fisuras. En otros casos se inyecta un fluido para asegurar que bacterias de la superficie no contaminen accidentalmente los estratos geológicos, donde pueden formar membranas o cultivos que podrían obstruir el flujo del pozo. Algunos de los productos químicos utilizados en los fluidos de fractura no son tóxicos pero otros, en ciertas concentraciones, tienen propiedades potencialmente peligrosas para la salud. La mayor parte de los fluidos que se inyectan se recuperan en la superficie del pozo.

 

El petróleo y gas natural de los yacimientos de California están casi siempre asociados con "agua producida" - es decir, el agua salobre existente en la formación. En general, hay mucha más agua que petróleo o gas natural en una formación; en California 80-90% de agua no es infrecuente. Esto significa que, el promedio de todos los pozos en el estado, por cada 100 barriles de fluido producido, más de 80 son agua salobre. Tres cosas pueden hacerse con esta agua: ser utilizada para la operación; ser inyectada en pozos de desecho de aguas residuales; o se puede tratar. Cuando HF se produce, la mayor parte del fluido de fracturación se bombea a la superficie junto con el agua de formación, haciendo imposible la separación de los fluidos de fractura del agua del pozo. El fluido de fracturación es entonces co-dispuesto con el agua del pozo. Las regulaciones actuales especifican los requisitos de eliminación de estos líquidos. Por ejemplo, las regulaciones existentes señalan cómo los fluidos deben ser inyectados en pozos de aguas de desecho; la forma en que se utilizan para aumentar la producción de petróleo de yacimientos existentes; o la forma en que deben ser tratados.

Procedimiento para la aprobación de perforación

Los operadores deben solicitar autorización al Departamento de Petróleo, Gas y Recursos Geotérmicos antes de perforar un pozo de petróleo y gas. Si su propuesta cumple con los estándares de perforación de pozos existentes se aprueba la propuesta. Una vez que el pozo está autorizado, el operador está autorizado debe perforar y cumplir con las normas existentes. Si el pozo pierde estabilidad - por ejemplo, daños al pozo resultan en la incapacidad para proporcionar aislamiento zonal - el operador tiene que solucionar esta situación. Además, si el operador requiere un cambio en la profundidad del pozo o cambiar de un "pozo de producción" a un "pozo de inyección" o un "pozo de eliminación", el Departamento / División debe examinar el cambio propuesto. Regulaciones existentes buscan proteger las aguas subterráneas, la salud pública y la seguridad, y el medio ambiente mediante la adhesión a las normas de perforación  y el mantenimiento de la estabilidad íntegra del pozo. Estas protecciones deben permanecer intactas, independientemente de las técnicas de producción y estimulación aplicadas a la formación geológica a través del pozo.

¿Qué requieren estas regulaciones?

 

1.         Prueba previa a la fractura. Antes del HF, los operadores tendrán que asegurarse que el pozo a través de la cual el HF va a ocurrir puede resistir las fuerzas utilizadas. El reglamento propuesto exige que el operador pruebe la estabilidad y fortaleza del pozo en varios puntos de la perforación para asegurarse que aguante las presiones y fuerzas de la HF. Si el pozo tuviera debilidades por lo que revelan las pruebas de presión, no podría ser utilizado para HF antes de que sea reparado o  reforzado. El operador también tendrá que probar el espesor y la fortaleza de los enlaces de cemento existentes para asegurar que el pozo no se romperá en o fuera de las zonas aisladas bajo presiones de HF. Los operadores también tendrá que probar la estabilidad de pozos cerca del HF para asegurarse que no se pueda, después del HF, crear un canal fuera de la zona prevista y en otros estratos geológicos. Operadores modelarán dónde y hasta qué punto las fracturas se producirán durante HF; el proyecto de reglamento del Departamento requeriría la evaluación de las características y las posibles fuentes de migración a otras zonas y a una distancia de dos veces la considerada en el modelo. Por ejemplo, si un operador modela una HF que produciría una fractura de 100 pies, la normativa propuesta exigiría una evaluación de la estabilidad y fortaleza de cualquier pozo dentro de 200 pies del lugar.

 

2.         Aviso previo. Los operadores estarán obligados a informar al Departamento en un formulario específico los resultados de estas pruebas por lo menos 10 días antes de la operación de HF. Los operadores también proporcionarán información específica sobre la ubicación del pozo, la profundidad, y otros detalles. La regulación propuesta exige que el Departamento / División tenga 24 horas de aviso previo antes de las operaciones reales de HF para permitir a los ingenieros / inspectores de la División presenciar la operación. Este plazo es coherente con otras pre-aviso de requisitos, tales como la notificación requerida para las pruebas a los sistemas de prevención de explosión. El Departamento publicará en su sitio web de acceso público las copias del formulario - "HF1" - dentro de los 7 días de la recepción de la HF1.

 

3.         Control durante las operaciones de fractura. Durante la operación de HF, los operadores estarán obligados a controlar permanentemente los pozos. Si notare cambios inesperados, se requiere detener las operaciones, investigar las razones y remediar el problema antes de reanudar la operación de HF. Por ejemplo, un pico de presión repentina en una parte del pozo a que se supone debe estar protegida podría indicar una posible falla de un componente del pozo. De manera similar, caídas repentinas de presión podrían indicar una falla en la contención de la presión del pozo. En cualquier caso, el operador estará obligado a detener las operaciones inmediatamente e investigar, reportar y reparar antes de reanudar las operaciones de fractura.

 

4.         Control posterior a la operación de HF. Para asegurarse de que las operaciones de fractura no dañaron el pozo, los operadores estarán obligados a controlar las presiones específicas, condiciones y tasas de producción diaria durante los primeros 30 días después de la fractura y en forma mensual durante los 5 años posteriores a la operación de fractura. Por la regulación propuesta, los operadores deberán conservar los datos de la operación de fractura - incluyendo los fluidos utilizados - que permitan el control a largo plazo, para el caso de preguntas futuras sobre el potencial daño de la práctica actual.

 

5.         Publicación. Después de la operación de fractura, los operadores estarán obligados a publicar la información sobre estas operaciones en un "registro de divulgación química." La regulación propuesta señala el sitio FracFocus.org, pero en caso que no se pudiera utilizar con este propósito, el Departamento especificará otro medio para publicar cierta información. Esto incluye cosas tales como el nombre del operador, el pozo y la ubicación, la profundidad, el nombre de la formación geológica fracturada, la lista de los productos químicos utilizados en el proceso de fractura, el volumen total de fluido utilizado y la colocación del fluido usado para fracturar .

 

6.         Secretos comerciales. Algunos operadores y contratistas de los operadores afirman que la composición química de los fluidos de fractura que usan están protegidos como secreto comercial. La protección de secretos comerciales está contemplada en el Código Civil de California. Para invocar esta protección, en el contexto del proyecto de regulación, el dueño del secreto comercial deberá demostrar que el secreto le confiere a su titular una ventaja económica significativa, que la divulgación del secreto pondría en peligro esa ventaja, que la información no ha sido revelada en otras partes, y que la sustancia o fluido no puede ser descubierta en su composición haciendo ingeniería inversa. La regulación propuesta requerirá que el titular de la información considerada como secreto comercial declare bajo pena de perjurio que la información retenida cumple con los requisitos del secreto comercial. También requiere que si el Departamento u otra agencia, como resultado del derrame o liberación accidental de fluido de fracturación, necesitase conocer la composición específica del fluido de fractura con fines de investigación o de respuesta de emergencia, la misma se pondrá a disposición del Departamento u otra agencia inmediatamente. La regulación propuesta requiere la divulgación al médico, enfermera u otro profesional médico que estuviera tratando un paciente con sospecha de exposición al líquido de fractura, de la composición química específica de ese fluido. La División apoyará la legislación, con las garantías adecuadas, que permitan al público a cuestionar directamente la afirmación del secreto comercial.

 

7.              Almacenamiento y Manipulación de Fluidos de fractura hidráulica. La ley actual y los reglamentos aplicados por el Departamento de Petróleo, Gas y Recursos Geotérmicos contiene disposiciones relativas a la notificación, la respuesta y la limpieza de derrames en un campo petrolero. La regulación propuesta aclarara que los fluidos de fractura están sujetos a los requerimientos de informes, de respuesta y de limpieza. Los fluidos de fractura concentrados almacenados en el lugar antes de mezclar, los fluidos de fractura ya mezclados y los fluidos producidos, incluyendo el reflujo de fractura, todos estarán sujetos a estos requisitos. Además, la regulación propuesta aclara que los fluidos de fractura hidráulica  nunca se pueden guardar en sumideros o pozos sin revestimiento. Además, en el caso de una fuga o derrame, los operadores estarán obligados a presentar un informe al Departamento detallando las actividades que condujeron al derrame, los tipos y volúmenes derramados, la causa del derrame, las acciones tomadas para detenerlo, controlarlo e informar del derrame y las medidas adoptadas para prevenir futuros derrames.

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[1] NT Si bien parece bonito que esto se haga con fines ambientales, la realidad es que si el pozo no se cementa la formación se derrumba con cañería, trépano y todo lo que tuviera adentro. Se hace así desde siempre.

California anuncia una Regulación preliminar para Fracking

La autoridad regulatoria de California publicó el primer proyecto de norma del Estado para pozos con uso de fractura hidráulica (fracking). La industria ve esta medida como un comienzo positivo para impulsar el desarrollo de petróleo y gas en California, que tiene también una de las más estrictas normas de seguridad. La regulación podría resultar en una intensa expansión de la perforación en la formación Monterey Shale que podría contribuir sustancialmente en la provisión de energía doméstica del Estado de California.

El 18 de diciembre de 2012, el Departamento de Conservación de California publicó el primer proyecto de regulación para la fractura hidráulica de pozos perforados en formaciones de esquisto, después de una serie de debates públicos para hacer frente a los problemas ambientales. El proyecto de reglamento, de aprobarse, obligaría a las empresas de perforación para probar la integridad  del pozo e informar los resultados de las pruebas a los reguladores antes de comenzar las operaciones de fracking. La propuesta también tiene por objeto exigir a las empresas a mantener una base de datos en línea con los lugares donde se hace fractura hidráulica y la composición química de los fluidos de fracking. Sin embargo, establecería una exención para los operadores que buscan la protección de información confidencial sobre la composición química. El proceso formal de reglamentación, que se espera comience a principios de 2013 con más audiencias públicas, podría finalizar en aproximadamente un año.

La fractura hidráulica en California se remonta a la década de 1960 y se centró principalmente en la producción de petróleo en el condado de Kern y zonas del sur. Monterey Shale  que es el recurso de esquisto más grande del estado, se estima que es cuatro veces más grande que el Bakken, donde la extracción de petróleo ha puesto a Dakota del Norte a la vanguardia de la industria.

Aunque los geólogos han conocido la formación de Monterey como una roca productiva para la extracción de petróleo, el interés en el aprovechamiento del recurso comenzó después de los avances en fractura hidráulica y perforación horizontal en otras formaciones de todo el país. La fractura hidráulica consiste en inyectar grandes volúmenes de agua y químicos cargados de arena en el suelo a alta presión. La técnica impulsó el auge en EE.UU. del gas de esquisto y potenció las economías ricas en esquisto en estados como Pennsylvania, Texas y Dakota del Norte. Esto ha permitido el acceso económico de grandes cantidades de gas, lo que redujo los precios del gas natural de manera significativa.

La práctica también ha sido ponderada por su beneficio ambiental al permitir el acceso a gas natural más barato y ha llevado a las compañías eléctricas a consumir menos carbón, un recurso con mayores emisiones de carbono. Actualmente, los ojos de la industria están puestos en la expansión de Monterey Shale, que se extiende a través de los condados de Central Valley, San Benito y Monterey. El EIA estima los recursos en tierra de petróleo de esquisto en los 48 estados en 23,9 mil millones de barriles (BBL). Monterey Shale contiene 15,42 BBL, aproximadamente 64% del total. En comparación con el Bakken (estimado en 3,59 BBL) y Eagle Ford (estimado en 3,35 BBL), la capacidad de Monterey es significativamente mayor. Las estimaciones muestran la formación de Monterey como más grande que todas las demás formaciones combinadas. Las formaciones Monterey / Santos de esquisto abarcan una superficie de unos 1.750 millas cuadradas y depósitos de esquisto por un total de 1.000 - 3.000 pies de espesor, ubicadas entre 8.000 y 14.000 pies de profundidad.

California ya es un importante productor de petróleo. A pesar de que se basa en varias fuentes de energía, como la geotérmica, eólica y la energía solar para la generación de electricidad, el desarrollo de gas no convencional contribuirá sustancialmente a la economía local. Las estadísticas muestran que California produce alrededor de 60-65% de su energía con gas natural, un 15% con fuentes hidroeléctricas, el 10% con energías renovables, y el resto de la energía es nuclear. La formación de Monterey contiene aproximadamente un 60% más de petróleo que otras formaciones de esquisto en todo el país, incluyendo Bakken y Ford Eagle. Por lo tanto, es probable que se convierta en el próximo polo importante de exploración petróleo no convencional. El 12 de diciembre de 2012, el Bureau of Land Management (BLM) arrendó 18.000 acres de tierra para la exploración de petróleo y gas en el Condado de Monterey. California reconoce el papel crucial que la fractura hidráulica puede desempeñar en el fomento de la economía y el suministro de energía del Estado.

Angelique Mercurio, autora de este artículo es una analista de la política energética y socia fundadora de Energy Solutions Forum Inc.

Mi contribución has sido simplemente es revisar que la traducción al castellano refleje fielmente lo expresado en su idioma nativo.

Sin embargo, los procesos de fractura hidráulica si bien tienen un muy alto porcentaje de agua incluyen químicos que podrían ser perniciosos. Por tanto, regulaciones como las de California

podrían servir como modelo para nuestra Vaca Muerta.

Ricardo Falabella

Perspectivas energéticas a corto plazo del Energy Information Administration

·                     El EIA espera que el precio spot del crudo Brent de petróleo alcance un promedio de 110 dólares por barril en el cuarto trimestre de 2012, mientras que el precio spot del West Texas Intermediate (WTI) tendrá un promedio de $ 89 por barril. Estos mismos productos tendrían un precio spot en promedio de $ 104 por barril y US $ 88 por barril, respectivamente, en 2013. La diferencia de precios entre ambos fue  de un promedio de 23 dólares por barril en noviembre de 2012 y se prevé una caída de esta diferencia hasta $ 11 por barril en el cuarto trimestre de 2013. Esta previsión se basa en la suposición de que el GDP de EE.UU. crece un 2,1 por ciento en 2012 y 1,8 por ciento en 2013, mientras que el consumo mundial de petróleo ponderado con el GDP crece un 2,7 por ciento y 2,4 por ciento en 2012 y 2013, respectivamente. Como comentario, el EIA pronostica una caída en la tasa de crecimiento del GDP (PIB) de los EE.UU. y siguen siendo el motor del mundo.
 

·                     En los Estados Unidos los precios en promedio de nafta al por menor se redujo de $ 3.85 por galón en septiembre de hasta $ 3.45 por galón en noviembre, cuando los precios del crudo cayeron y el mercado de la nafta pasó de “calidad de verano” a las especificaciones de nafta de menor costo para invierno. Las estimaciones de precios promedio de nafta al por menor son de $ 3.63 por galón para el 2012 y 3,43 dólares por galón en el 2013, comparado con $ 3,53 por galón en el 2011. El Pronóstico de precios del combustible diesel al por menor en promedio de $ 4,02 por galón durante el cuarto trimestre de 2012, antes de caer a un promedio de $ 3,84 por galón en el 2013.  Comentario, el galón americano tiene 3,7854 litros. El precio por litro de la nafta en noviembre es de 91,13 centavos que al tipo de cambio oficial es de pesos 4,4367. En el ACA el precio de la súper es de pesos 5,879 o un 32,5% más cara.

·                     EIA estima la producción total de EE.UU. del petróleo crudo en un promedio de 6,4 millones de barriles por día (bbl / d) en 2012, lo que representa un aumento de 0,8 millones de bbl / d con respecto al año anterior. La proyección para 2013de la producción de EE.UU. de petróleo crudo es de 7,1 millones de bbl / d, lo que sería la tasa anual promedio de producción más alta desde 1992.

·                     Los inventarios de gas natural (no es lo mismo que reservas probadas), que alcanzaron a principios de noviembre el récord semanal más alto de todos los tiempos cerró el mes en 3,8 TCF, casi igual al nivel en el mismo período del año pasado. EIA estima que el precio spot en Henry Hub natural, que tuvo un promedio de 4,00 dólares por MMBtu en 2011, tendrá un promedio de $ 2.78 por MMBtu en 2012 y $ 3.68 por MMBtu en 2013.  Comentario, En su paso por Buenos Aires Jerôme Ferrier (Presidente del IGU) estimó que los pequeños productores americanos (independents) producen gas a precios muy bajos contribuyendo de manera significativa al exceso de gas en EE.UU. Esto explicaría por qué tanta diferencia de precios entre Henry Hub y NBP.

La publicación del EIA es en inglés y mi contribución se limita a la traducción al español y a hacer algunos comentarios en cursiva. Ricardo Falabella