La oportunidad de recuperar la Soberanía Energética:
Vaca Muerta y #ElSocioDeYPF
La oportunidad de recuperar la Soberanía Energética: Vaca Muerta y #ElSocioDeYPF (edición compilada y ampliada)
“Mandan a gente para convencernos, con unos panfletos largos, de que nosotros estamos por entregar el país porque se quiere firmar un contrato para extraer petróleo. ¡Ellos nos van a decir a nosotros que queremos vender el país cuando sabemos lo que hemos tenido que hacer para liberarlo de lo que ellos habían entregado! Primero habría que preguntar si ellos habrían sido capaces de enfrentar los momentos de lucha internacional que nosotros enfrentamos para sacar a flote la dignidad y la soberanía de la nación.” — Juan Domingo Perón (sobre el acuerdo de cooperación entre YPF y la Standard-Oil de California para la explotación de hidrocarburos en territorio argentino).
¿Qué son los yacimientos no-convencionales?
Hace más de 100 años que se extrae petróleo y gas en todo el mundo, en Argentina se extraen hidrocarburos naturales desde 1907 (Pozo N°2 en Comodoro Rivadavia, sitio donde hoy funciona el Museo Nacional del Petróleo).Todos los yacimientos de los que se extrajo petróleo y gas hasta la última década (y que se siguen y seguirán explotando por muchos años más) son denominados convencionales.
Pero, ¿convencionales con respecto a qué?: el Sistema Petrolero (convencional) consiste en una serie de elementos que se tienen que encontrar en una línea de tiempo. Estos elementos son: la roca madre, la roca reservorio, la roca sello, la columna de roca (que ejerce presión sobre el sistema), una trampa, los eventos de generación-migración-acumulación, y la preservación del hidrocarburo generado, migrado y acumulado en la roca reservorio. Si falta alguno de estos elementos tenemos que hablar de un yacimiento no-convencional, o sea que no necesariamente es estéril o inviable económicamente, pero que debe ser estudiado y explotado con técnicas diferentes a las utilizadas en los sistemas convencionales.
De la explicación anterior se desprende que no puede haber un solo tipo bien caracterizado de yacimientos no-convencionales.
De hecho se conoce una amplia variedad de yacimientos, algunos que hoy ya se pueden explotar y son rentables económicamente y otros que no pueden ser explotados con la tecnología y las variables económicas actuales.
Entre los yacimientos no-convencionales más conocidos están los siguientes: Metano ligado a bancos de carbón, se trata de gas adherido a las superficies de la materia orgánica macerada en bancos masivos de carbón en profundidad; Gas de centro de cuenca, son acumulaciones de gas ubicadas en profundidades mayores a 3500 metros, a presiones extremas; Hidratos de gas, en este caso se trata de un material parecido al hielo, compuesto por moléculas de agua en estado sólido, cuya estructura cristalina atrapa una molécula de gas metano. El gas de este tipo tiene un origen de origen biológico o sea que proviene de la descomposición microbiana de materia orgánica.
Se cree que las reservas de gas en forma de hidratos congelados son enormes, incluso que duplican a todas las reservas conocidas de gas y petróleo del mundo.
Los hidratos de gas se encuentran en los fondos oceánicos y en menor medida en suelos congelados en zonas árticas. No se han descubierto todavía las técnicas para explotar este tipo de yacimientos de una forma segura, sustentable y económicamente viable, pero esto podría cambiar en el futuro; y por último, Petróleo o gas de esquistos (shale-oil/shale-gas), se llama de esta manera a los reservorios en los que los niveles de la roca productora, la roca madre, son ricos en materia orgánica, esa materia orgánica sufrió los procesos físico-químicos para convertirse en hidrocarburos, pero no llegó a darse ningún tipo de migración.
El hidrocarburo, petróleo o gas, sigue atrapado en forma de gotas microscópicas dentro de la roca madre. Este es el caso del yacimiento de la Formación Vaca Muerta en la provincia de Neuquén (Argentina).
Hay una variación de este tipo de yacimientos denominada Tight Gas (algo así como gas apretado) en los que el gas queda atrapado en un tipo de roca que no se puede considerar reservorio al no tener permeabilidad y que sólo puede ser explotado mediante fractura hidráulica (fracking, ver aparte a continuación) al igual que el shale.
En todas las cuencas conocidas de la Argentina sólo se ha reconocido actividad de hidrocarburos no-convencional en la cuenca neuquina (Vaca Muerta) y en la cuenca del Golfo de San Jorge, en Chubut y Santa Cruz. Las perspectivas de encontrar nuevas cuencas productoras de gran volumen siguiendo el paradigma del sistema petrolero convencional en todo el mundo se están agotando, y es por eso que los sistemas no-convencionales van a determinar los niveles de reservas de hidrocarburos de la humanidad en el futuro cercano.
¿Qué es el Fracking?
En todo el mundo y cada vez más en nuestro país se escucha (generalmente con una connotación negativa) la palabra fracking. El llamado fracking es una técnica conocida en nuestro idioma como Fracturación Hidráulica y consiste en la estimulación y fracturación de un nivel geológico en profundidad para forzar a esta roca a liberar el petróleo o gas atrapado en su interior.
Esta es la técnica que ha logrado a nivel mundial convertir la explotación de los reservorios no-convencionales tipo shale-oil, shale-gas y tight oil en económicamente viables. La técnica de fracturación hidráulica consiste en una perforación convencional hasta el nivel a explotar (en nuestro caso Vaca Muerta), a esa profundidad se realiza un pozo horizontal a través de la roca productora. En esos pozos horizontales se generan fracturas mediante explosiones, estas fracturas son rellenadas rápidamente con agua a muy alta presión, con menos de 1% de una mezcla de químicos llamados “aditivos”, y un agente de sostén que consiste en una arena natural o sintética que tiene como objetivo meterse entre las fracturas realizadas e impedir que se cierren.
De esta manera, con la técnica de fracturación hidráulica se logra que una roca rica en hidrocarburos, como son los yacimientos de shale-oil, tenga la porosidad y permeabilidad necesaria para poner esas gotas microscópicas de petróleo y gas en movimiento y se las pueda producir a una escala económicamente viable.
Esta técnica de explotación necesita de grandes volúmenes de agua, mucho mayores a los de los pozos convencionales (unos 25 millones de litros por pozo). El riesgo ambiental está relacionado justamente con la escala de este tipo de explotación que precisa de una gran cantidad de pozos por unidad de superficie, donde la realización de cada pozo demanda una gran cantidad de agua, químicos y agentes de sostén.
La realidad es que esta actividad no presenta más riesgo que otras industrias, con la salvedad de que la escala de trabajo es tan grande que un accidente en las perforaciones utilizando fracturación hidráulica (de manera equivalente a lo que ocurre con la minería a cielo abierto o megaminería) daría lugar a un daño de grandes dimensiones.
Hoy en día se difunden a mansalva en Internet, y sobre todo en las redes sociales, videos, documentales, informes, orientados a denunciar el supuesto de que la fracturación hidráulica es necesariamente una actividad contaminante.
A partir del análisis de estas denuncias (por ejemplo el video http://www.youtube.com/watch?v=r-B0bW2Ghjk) surgen una serie de aclaraciones necesarias: el problema que primero salta a la vista y no hace falta ser científico para notarlo es que en Estados Unidos el fracking está siendo utilizado sobre todo para explotar gas natural, en Vaca Muerta se va a realizar para explotar mayoritariamente shale-oil = petróleo.
Las “pruebas” de las que se toma este video incluyen muerte de animales (sin explicar la relación con el gas o con los supuestos químicos); gas natural en la red de agua (lo cual es imposible si realmente existe una red de obras sanitarias, podría pasar si el agua para consumo es tomada de un pozo, y en ese caso habría que ver si ese pozo está relacionado con un nivel freático previamente potable o no); no está clara la relación en los casos tomados como ejemplo entre el nivel de shale-gas y el nivel freático, si realmente el nivel explotado está a 4000m de profundidad y ese gas no se podía explotar convencionalmente, no hay ninguna chance de que luego de las fracturas hidráulicas migre naturalmente hasta el nivel freático (que puede estar como mucho a 200m de profundidad).
El punto más saliente que se plantea en estas críticas importadas por documentales como Gasland, es el gas en el agua superficial: este gas no puede provenir del nivel productor (4000m de profundidad en Estados Unidos, más de 2500m de profundidad en Vaca Muerta), en cambio sí puede provenir de pérdidas en el entubamiento del pozo al interactuar con los niveles freáticos, ahí sí puede migrar el gas hacia el agua de consumo y por ende al ambiente.
Ahora bien, esa es la consecuencia de una actividad no regulada en Estados Unidos, una suma de falta de controles, malas decisiones y probable fatiga de materiales que quizás no deberían haber sido utilizados para ese fin.
El petróleo de Vaca Muerta no migra: si tuviera las condiciones físicas para migrar no haría falta utilizar el fracking para explotarlo.
Las fracturas hidráulicas y el proceso de circulación de grandes volúmenes de agua con aditivos suceden a miles de metros de profundidad, no existe posibilidad de que el agua, o el hidrocarburo, o los aditivos inyectados migren verticalmente hacia el medio ambiente superficial.
Las fracturas creadas con esta técnica en un pozo horizontal tienen una capacidad de penetración vertical del orden de apenas decenas de metros. Esto nos da pie para comentar el último de los puntos mencionados en esas denuncias sobre el fracking en Estados Unidos (programas de los cuáles no nos detenemos a plantear tampoco quiénes los hacen o con qué intereses, tema no menor): los “micro terremotos”.
El impacto de las explosiones y la inyección hidráulica a tal profundidad sólo puede afectar la superficie en forma de microsismos, indetectables para cualquier ser vivo, que de ninguna manera puede desencadenar “temblores” como los que se mencionan, mucho menos en una zona sísmicamente inactiva.
Resumiendo: el fracking en Vaca Muerta no puede generar sismos; no va a tener como consecuencia una migración de agua de inyección ni sus aditivos ni los hidrocarburos que se estén explotando a los niveles de agua freática ni al suelo/biósfera; la explotación (proceso posterior al fracking) de estos pozos durante los años subsiguientes no debería permitir la migración de ningún contaminante al agua ni al suelo si se utilizan los materiales, prevenciones y controles correspondientes en el entubamiento de dichos pozos.
¿Qué es el Régimen de Promoción de Inversión para la explotación de hidrocarburos?
El decreto 929/13 dictamina una serie de beneficios para las petroleras que presenten proyectos de inversión de por lo menos mil millones dólares denominado “Régimen de Promoción de Inversión para la explotación de hidrocarburos”.
El texto de este régimen indica que a partir del quinto año las empresas extranjeras que traigan dicho volumen de inversión podrán gozar del derecho a comercializar libremente en el mercado externo el 20% del petróleo o gas que extraigan, sin retenciones y con libre disponibilidad del 100% de las divisas.
Al resto de la producción (el 100% los primeros 5 años y el 80% a partir del quinto año) debe comercializarse en el mercado interno y no se le aplican esos beneficios. Incluso la normativa establece que ese 20% de libre disponibilidad para exportación de la producción a partir del quinto año deberá ser incorporado al mercado local si hiciera falta cubrir el abastecimiento interno, en este caso las petroleras cobrarán al Estado Nacional el precio internacional libre de retenciones por esta fracción de su producción.
¿Por qué hubo un embargo contra Chevron en Argentina?
Para entender este punto hace falta contar con detalle la historia de Texaco/Chevron en Ecuador. Texaco, la gigante empresa líder del negocio petrolero en el Siglo XX operó en el Oriente ecuatoriano, en la zona de Lago Ágrio, entre 1964 y 1990. Durante su retiro en 1991 y 1992 (cuando los yacimientos pasaron a control de la compañía petrolera estatal de Ecuador) dejó detrás un pasivo ambiental en la zona que se ha dado en considerar masivo e innegable.
En 1993 un grupo de ciudadanos ecuatorianos de la región del Oriente presentaron una demanda en los tribunales federales de Estados Unidos contra Texaco (conocida como Aguinda VS. Texaco). En 1994 un grupo de ciudadanos peruanos de comunidades ubicadas aguas abajo de la región del Oriente hicieron lo mismo (Jota VS. Texaco).
Ambas demandas planteaban que entre 1964 y 1992 las operaciones de exploración y producción de petróleo llevadas adelante por Texaco contaminaron la selva y los ríos de ambos países, dejando como resultado de esa contaminación un perjuicio al ambiente y a la salud de aquellos que vivían en la región.
Texaco expresó que el ámbito para estas demandas debían ser los países en los que se cometieron los supestos delitos. En 2001 Texaco dejó de existir como tal al ser comprada por Chevron. Ambas demandas (Aguinda VS. Texaco y Jota VS. Texaco) fueron desestimadas por los tribunales federales de Estados Unidos, planteando que los tribunales de Ecuador serían el ámbito más apropiado para dichos planteos.
En 2003 se realizan las demandas contra Chevron (responsable de los activos y pasivos de la incorporada Texaco) por contaminación severa de las áreas donde la empresa había realizado sus operaciones de exploración y producción durante casi 30 años. Como se indica en el portal www.ChevronToxico.com: el 14 de febrero de 2011 un juzgado de Ecuador, “falló a favor de los residentes de la selva tropical Amazónica que han pasado los últimos 18 años tratando de forzar a los ejecutivos de Chevron a limpiar su reguero de muerte”. Esto se repitió en segunda instancia y el caso se encamina a la Corte Suprema de Ecuador.
Luego de la recuperación por parte del Estado Argentino del 51% del paquete accionario de YPF S.A., la demanda contra Chevron en Ecuador tuvo su capítulo local; la justicia ecuatoriana solicitó a nuestro país que sean embargados los bienes de Chevron a cuenta del monto establecido como reparación en la demanda en su contra en Ecuador. Finalmente, y al llegar a La Corte Suprema de Justicia de nuestro país, se negó la posibilidad del embargo a Chevron en Argentina por la causa contra Texaco en Ecuador.
Por lo que queda demostrado a partir de esta sucesión de hechos, el denominado “Chernobyl del Amazonas"; ha dado lugar a una épica demanda judicial ambiental sin precedentes en el mundo, y tiene al día de hoy como resultado la condena a Chevron a pagar 19 mil millones de dólares (U$S 19.000.000.000.-) en forma de reparación por el daño ambiental acumulado en la zona de la Amazonia ecuatoriana.
También se ha mencionado en algunos foros que las pruebas científicas de que el agua utilizada para consumo y uso humano estuvo contaminada con petróleo son objeto de críticas internacionales, tema en el que no me interesa profundizar y sobre el que no tenemos suficientes elementos para opinar, pero que se plantea en detalle acá: http://www.chevron.com/ecuador/.
Lo lamentable en el caso de muchos informes periodísticos que retoman este tema para condenar la sociedad YPF-Chevron es que se plantea el uso casi armamentístico de la desinformación, dejando lugar a una duda del tipo “vienen a hacer lo mismo acá".
Para desarticular esta falacia, además del análisis histórico ya desarrollado, vale la pena hacer las siguientes aclaraciones:
El método de explotación conocido como Fracking o Fractura Hidráulica no fue utilizado nunca antes por ninguna compañía en Latinoamérica; en Ecuador no se explotaron recursos no-convencionales, cómo no se explotaron hasta hoy a la escala que lo planea hacer YPF en nuestro continente con las excepciones de Estados Unidos y Canadá; y por último, el área planteada para explotar conjuntamente entre YPF y Chevron es jurisdicción de las leyes ambientales nacionales y de la provincia del Neuquén, que desde la Constitución de 1994 es la única dueña del recurso en el subsuelo. La exploración y producción en esta área la realizará YPF con la asistencia técnica del socio que eligió para tal fin: la estadounidense Chevron.
Por supuesto que Texaco, o Chevron como cualquier empresa, en cualquier industria o negocio, debe hacerse cargo económica y políticamente por el daño que produzca contra el ambiente y las personas, en cualquier lugar del mundo. El objetivo de esta reflexión es investigar qué ocurre debajo de esa superficie, quiénes plantean la hipótesis del supuesto riesgo de contaminación en Vaca Muerta y con qué fines.
¿En qué consiste el acuerdo entre YPF y Chevron?
La estadounidense Chevron firmó en julio de 2013 un acuerdo para invertir en una joint-venture (sociedad de exploración y producción) junto a YPF unos 1240 millones de dólares en un área de 20 kilómetros cuadrados en la provincia de Neuquén, en el yacimiento no-convencional conocido como Vaca Muerta. YPF S.A., desde que es controlada por el Estado Nacional como accionista mayoritario, se ha dado la misión de explorar y producir un yacimiento de dimensiones colosales que tiene la enorme dificultad de tener sus reservas acumuladas de un modo no-convencional (shale-oil, shale-gas y tight gas).
Este desafío mayúsculo no se puede realizar sin una fuerte incentivación a la inversión, nacional y extranjera, y una cuota de conocimiento, investigación y desarrollo ya realizada para yacimientos similares en el mundo.
Con este fin YPF eligió un socio, un primer socio, para trabajar en un área equivalente al 0,17% de Vaca Muerta, con opción de ampliar el área de común acuerdo dentro de un área de 395 kilómetros cuadrados (3,3% de la superficie de Vaca Muerta, señalada en la imagen que acompaña esta nota) de los que se cree que al menos 200 kilómetros cuadrados son explotables.
El acuerdo para explorar y producir estos primeros 20 kilómetros cuadrados incluye la instalación de 19 equipos de perforación y la creación de 1650 empleos directos. Se estima que se realizarán unos 100 pozos (cada pozo toma entre 50 y 100 días) que producirá cada uno durante los próximos 20 a 40 años.
En 5 años esa pequeña área puede estar produciendo el mismo volumen de petróleo diario que produce hoy toda la provincia de Neuquén
¿Qué ocurriría si se lograra expandir el acuerdo con Chevron a un área del doble de superficie, o diez veces más grande? ¿Y si se incorporaran otras compañías en la explotación de Vaca Muerta comandada por YPF?
Estamos hablando de un futuro con autoabastecimiento y soberanía energética, con lo que esto aportaría a la balanza comercial, y así de la macroeconomía a nuestra vida diaria, a nuestra realidad cotidiana.
Vale la pena preguntarse, siempre, quiénes y por qué plantean lo que plantean cuando critican este acuerdo. Soberanía Energética ¿Para cuándo? Hace 5 años se creía que no había una solución a la declinación en la producción de hidrocarburos en Argentina, a esto se le suma que en los últimos 10 años el consumo ha crecido enormemente la demanda energética de la mano de una profunda refundación de la industria nacional y el notable crecimiento económico.
Del mismo modo que hace 10 años se creía que en Estados Unidos se había agotado la última gota de hidrocarburos y hoy están planteando modificar plantas regasificadoras instaladas para importar gas licuado en ambas costas, para exportarlo en los próximos años.
Entonces, ¿qué fue lo que cambió?
Las técnicas para la explotación del llamado recurso no-convencional, en particular shale-oil y shale-gas, pasaron a ser rentables económicamente.
El plan estratégico de YPF plantea que con producir el 15% del potencial de Vaca podría cubrirse por completo el déficit energético de nuestro país.
En el plazo de 5 años, si se dan todas las etapas planteadas por la gestión Galuccio, nuestro país pasaría de ser un importador neto de energía e hidrocarburos a suplir completamente la demanda interna y convertirse en exportador.
Y no sólo un potencial exportador de hidrocarburos sino también de conocimiento, al convertir a los equipos técnicos de YPF en líderes mundiales en la exploración y producción de shale-oil.
YPF tiene un plan: Un proyecto de 5 años que necesita de la inyección de 37.500 millones de dólares para recuperar la soberanía energética y convertir a la Argentina en potencia en investigación, desarrollo, innovación, exploración y explotación de gas y petróleo no-convencional. De cualquier manera, el objetivo de la Soberanía Energética no se va a lograr ni muy rápido, ni muy fácil, ni sin romper algunos huevos.
Pensemos que un día de paro en un pozo de petróleo puede perjudicar el equivalente a varios meses de producción del mismo pozo, y situaciones inesperadas como esa van a pasar todo el tiempo en nuestro país, a juzgar por la experiencia.
En este sentido vale la pena aclarar que el esfuerzo relacionado con la exploración y producción de hidrocarburos en nuestro país va de la mano de un ambicioso plan energético federal que incluye desarrollo de emprendimientos en energías alternativas, un plan nuclear, construcción y mejoras de represas hidroeléctricas, entre otras medidas.
La misión de YPF es tan importante que si logra sus objetivos crecerá la industria, crecerán las exportaciones, habrá una disponibilidad de divisas mucho mayor para el Estado y los particulares, aumentará el saldo positivo de la balanza comercial, en fin: tendremos un país mejor para todos y todas.
Ernesto Gallegos. Geólogo, divulgador, docente, curioso, opinólogo, entusiasta, especialista en cosas y sobre todo riquelmista (?). Director General de Independencia Energética Argentina (http://www.iearg.com )
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