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8/18/2019 Shale Gas and Shale Oil - Gas y Petróleo Convencional y No-Convencional en Argentina - Federico Alberto Gorrini

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UNIVERSIDAD NACIONAL DEL SUR

HALE GAS & HALE OIL

Gas y Petróleo Convencional y no‐Convencional

Perspectiva Argentina

Análisis de reservas, producción y consumo de petróleo y gas

convencional y no‐convencional en Argentina

Ing. Federico Alberto Gorrini

DEPARTAMENTO DE INGENIERÍA QUÍMICA

DOCUMENTO

DE

TRABAJO

|

Abril

2014

Dr. José Alberto Bandoni Director

DEPARTAMENTO

DE

I

S S


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SHALE GAS & SHALE OIL

Gas

y

Petróleo

Convencional

y

no‐

Convencional.

Perspectiva

Argentina

Departamento de Ingeniería Química. Abril 2014

Autor __Ing. Federico Alberto Gorrini

Director __Dr. José Alberto Bandoni

Datos de Contacto

[email protected]

[email protected]

Universidad Nacional del Sur

(8000) Bahía Blanca. Buenos Aires, Argentina.


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Shale Gas & Shale Oil

Gas y Petróleo Convencional y no-Convencional

Perspectiva Argentina

1 TENDENCIA ECONÓMICA Y DEMOGRÁFICA

2 HIDROCARBUROS CONVENCIONALES Y NO‐CONVENCIONALES

3 RECURSOS SHALE TÉCNICAMENTE RECUPERABLES

4 RECURSOS ENERGÉTICOS CONVENCIONALES

4.1 Gas Natural

4.2 Petróleo

4.3 Energía Primaria Total

5 RECURSOS ENERGÉTICOS NO‐CONVENCIONALES

5.1 Inicios del Shale

5.2 Formaciones Shale

5.3 Shale Gas

5.4 Shale Oil

5.5 Comparación Convencionales vs no‐Convencionales

5.6 EROI sobre los Recursos no‐Convencionales

5.7 inversión en Shale Gas vs Importación

5.8 Horizonte de Recursos Convencionales en Argentina


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UNIVERSIDAD NACIONAL DEL SUR Shale Gas & Shale Oil

PREFACIO

El objeto del presente informe se centra en

determinar, sobre todo en forma comparativa, cuál

es la magnitud y el verdadero alcance que tiene los

recursos hidrocarburíferos de shale en el mundo,

especialmente en la Argentina.

En las últimas décadas se ha comenzado a gestar

la explotación de esta fuente no convencional de

hidrocarburos en USA. El resultado de estas

actividades ha sido tan exitoso que muchosdocumentos han llegado a calificar a la explotación

del shale como “revolución energética”, y los precios

del gas natural en USA dan prueba de ello. En lo que

respecta a la Argentina, la primera perforación de

este tipo se realizó recién en el año 2010. Pero las

formaciones de shale llegaron a tener gran difusión a

partir de la publicación de un informe de la U.S. EIA

en 2011, donde se evalúan algunas de las

formaciones shale más importantes de las que se

tenía conocimiento en algunos países del mundo. Es

en este informe donde emerge la Argentina como

uno de los países con mayor cuantía de recursostécnicamente recuperables de shale gas y shale oil .

Pero más allá de la Argentina como país poseedor de

grandes volúmenes de hidrocarburos en este tipo de

formaciones, fue en ese entonces donde irrumpe el

nombre de Vaca Muerta como reservorio gigante de

gas natural con buenas condiciones prospectivas para

ser explotado.

A la novedad de los recursos shale en Argentina,

se suma la pérdida acelerada de reservas, sobre todo

de gas natural -principal componente de la matriz

energética del país- y la imposibilidad de mantener el

autoabastecimiento energético que se suscitó en

2011, luego de más de dos décadas de mantenerlo.

El informe comienza con un análisis de los

resultados globales del último reporte que publica la

U.S. EIA en 2013, donde se contextualiza la promesa

de los recursos de shale respecto de los recursos

convencionales y se explicita la metodología de

evaluación utilizada por el U.S. EIA para estimarlos.

Más tarde se prosigue con el análisis de las reservas yrecursos, producción, consumo y

exportación/importación de gas natural y petróleo en

la Argentina; lo que se continúa con la lectura de la

matriz energética argentina y su comparación con el

mundo, donde queda en evidencia la gran

penetración del gas natural como recurso energético

que presenta Argentina. Una vez introducido en la

situación global y local respecto de los recursos

convencionales, se resumen los resultados

entregados por el U.S. EIA para la Argentina. Para

concluir con el análisis, se evalúa el horizonte de

reservas convencionales y no convencionales sobretodo utilizando un criterio de supuesto

autoabastecimiento -R/C en lugar de R/P-.

En este punto, donde se ha timado dimensión

de los recursos de shale, la cuestión se reduce a

determinar si es necesario la explotación de los

recursos de shale -más costosos- por sobre los

convencionales, para lo que se hace una simple pero

sólida proyección de consumo en el país al efecto de

estimar con mayor precisión cuáles serán los

horizontes de reservas y recursos convencionales

dado el progresivo y vertiginoso aumento delconsumo.

Gorrini, Federico Alberto

III


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UNIDADES Y FACTORES DE CONVERSIÓN

Las unidades utilizadas en el presente informe corresponden al Sistema Anglosajón de Unidades. Aunque

muchos valores se expresan en unidades del Sistema Internacional de Unidades, en todos los casos se utiliza un

punto como separador decimal, tal como se hace en el Sistema Anglosajón de Unidades.

Las siguientes tablas detallan la nomenclatura utilizada para designar a las unidades, así como los factores de

conversión para convertir los valores designados en una dada unidad en otro valor equivalente.

Unidades de volumen Equivalencias

m3 metro cúbico 1 bbl = 42.00 U.S. gal

bbl barril de petróleo americano (42 U.S. gal) 1 bbl = 0.15899 m3

U.S. gal galón americano 1 m3 = 6.2898 bbl

ft3 pié cúbico 1 TOE = 1.1654 m

3

TOE tonelada de petróleo equivalente 1 m3

petróleo = 858.09 Kg

1 m3

petróleo = 1277.6 m3

gas natural

1 TOE = 1096.3 m3

gas natural

Prefijos 1 TOE = 7.33 bbl

n Nano 1 BTU = 1055 J

Micro 1 ft3

petróleo = 1030 BTU

m Mili 1 bbl petróleo = 5.78 MM BTU

M Mil 1 TCF = 28.317 Bm3

MM Millón

B billón (mil millones)

T trillón (un millón de millones)

IV


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ÍNDICE DE CONTENIDOS

1. Tendencia Económica y Demográfica _1

Tendencia económica y demográfica mundial _1

Tendencia demográfica argentina _4

2. Hidrocarburos Convencionales y no-Convencionales _5

Conceptos básicos de Hidrocarburos y Geología _5

Reservorios Convencionales y no-Convencionales _6

3. Recursos Shale Técnicamente Recuperables 10

Metodología de Evaluación del U.S. DOE 11

Resultados de la Evaluación del U.S DOE 12

4. Recursos Energéticos Convencionales 15

4.1. Gas Natural 15

Reservas y Recursos 15

Producción 16

Consumo 18

Exportación/Importación 20

4.2. Petróleo 22

Reservas y Recursos 22

Producción 23

Consumo 24

Exportación/Importación 254.3. Energía Primaria Total 27

Consumo Total de Energías Primarias 27

Matriz Energética 28

Generación de Energía Eléctrica 31

5. Recursos Energéticos no-Convencionales (shale) 33

5.1. Inicios del Shale 33

La Revolución del Shale Gas en USA 35

5.2. Formaciones Shale 39

Condiciones de Viabilidad Técnica y Económica 39

5.3. Shale Gas 40

Recursos Prospectivos de Shale Gas en Argentina 405.4. Shale Oil 42

Recursos Prospectivos de Shale Oil en Argentina 42

Analogía entre la Formación Vaca Muerta y Shale Gas/Oil Plays en USA 44

5.5. Comparación Convencionales vs no-Convencionales 46

Reservas y Recursos Convencionales vs Consumo 46

Reservas y Recursos no-Convencionales vs Consumo 48

Resumen Reservas y Recursos de Petróleo y Gas Natural 50

5.6. EROI sobre los Recursos no-Convencionales 50

5.7. Inversión en Shale Gas vs Importación 52

Reflexiones 52

Actividad en Vaca Muerta Discriminada por Empresa 54

5.8. Horizonte de Recursos Convencionales en Argentina 56Proyección de Consumo 56

_V


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ANEXOS

Anexo _1. SPE Petroleum Reserves & Resources Definitions 59

Anexo _2. U.S. EIA Metodología de Estudio de los Recursos de Shale 63

Anexo _3. U.S. EIA Estimación de Gas Natural y Petróleo en el Mundo 68

Anexo _4. Registro de Reservas Probadas por Cuenca en Argentina 71

Anexo _5. Registro de Reservas y Recursos en Argentina 72

Anexo _6. Registro de Producción por Cuenca en Argentina 73

Anexo _7. Consumo de Gas Natural por Sector en Argentina 74

Anexo _8. Propiedades de las Formaciones de Shale Gas en Argentina 75

Anexo _9. Propiedades de las Formaciones de Shale Oil en Argentina 78

Anexo 10. Reservas y Recursos Convencionales y no-Convencionales en Argentina 80

Bibliografía 83

TABLAS

Tabla _1. Evolución de la población argentina _4

Tabla _2. Proyección de la evolución de la población argentina según el INDEC _4

Tabla _3. Características distintivas de yacimientos convencionales vs no-convencionales _6

Tabla _4. Estimación de la U.S. EIA sobre los volúmenes de shale gas y shale oil en el mundo 11

Tabla _5. Estimación de la U.S. EIA sobre los volúmenes de gas natural en el mundo [TCF] 13

Tabla _6. Estimación de la U.S. EIA sobre los volúmenes de petróleo crudo en el mundo

[MMbbl] 13

Tabla _7. Ranking de volumen de shale gas 14

Tabla _8. Ranking de volumen de shale oil 14

Tabla _9. Registro histórico de reservas y recursos de gas natural en Argentina (2004-2011)

[MMm3] 15

Tabla 10. Reservas y recursos de gas natural en Argentina (2012) [MMm3] 16

Tabla 11. Evolución de reservas probadas, producción y consumo de gas natural durante el

período 2002-2012 discriminados por región mundial 19

Tabla 12. Evolución de reservas probadas, producción y consumo de gas natural durante el

período 2002-2012 discriminados por país sudamericano 19

Tabla 13. Registro histórico de exportación/importación de gas natural en Argentina (2000-

2012) 21Tabla 14. Registro histórico de reservas y recursos de petróleo en Argentina (2004-2012) [Mm

3] 22

Tabla 15. Reservas y recursos de petróleo en Argentina (2012) [Mm3] 23

Tabla 16. Evolución de reservas probadas, producción y consumo de petróleo durante el

período 2002-2012 discriminados por región mundial 25

Tabla 17. Evolución de reservas probadas, producción y consumo de petróleo durante el

período 2002-2012 discriminados por país sudamericano 25

Tabla 18. Registro histórico de exportación/importación de petróleo en Argentina (2000-2012) 26

Tabla 19. Evolución del consumo de energías primarias durante el período 2002-2012

discriminados por región mundial 27

Tabla 20. Evolución del consumo de energías primarias durante el período 2002-2012

discriminados por país sudamericano 27

Tabla 21. Comparación de condiciones para el desarrollo del shale gas en USA y Europa 36

VI


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UNIVERSIDAD NACIONAL DEL SUR Shale Gas & Oil

Tabla 22. Recursos prospectivos de shale gas por cuenca en Argentina con un factor de

recuperación de 25 % 41

Tabla 23. Recursos prospectivos de shale gas por cuenca en Argentina con un factor de

recuperación de 6.5 % 42

Tabla 24. Recursos prospectivos de shale oil por cuenca en Argentina 44Tabla 25. Comparación de reservas probadas de petróleo y gas natural vs sus respectivos

consumos en Argentina 46

Tabla 26. Comparación de reservas probables de petróleo y gas natural vs sus respectivos


Tabla 27. Comparación de reservas posibles de petróleo y gas natural vs sus respectivos


Tabla 28. Comparación de recursos contingentes de petróleo y gas natural vs sus respectivos


Tabla 29. Comparación de recursos técnicamente recuperables de shale gas vs sus respectivos


Tabla 30. Comparación de recursos técnicamente recuperables de shale oil vs sus respectivos

consumos en Argentina 49Tabla 31. Resumen de reservas y recursos hidrocarburíferos en Argentina 57

Tabla 32. Proyección de consumo de gas natural y petróleo en Argentina (2010-2040) 58

Tabla A.3.1. Estimación de la U.S. EIA sobre los volúmenes de gas natural en el mundo 68

Tabla A.3.2. Estimación de la U.S. EIA sobre los volúmenes de petróleo en el mundo 69

Tabla A.4.1. Reservas probadas de gas natural por cuenca en argentina [MMm3] 71

Tabla A.4.2. Reservas probadas de petróleo por cuenca en argentina [Mm3] 71

Tabla A.5.1. Registro histórico de reservas y recursos de gas natural en Argentina (2004-2012)

[MMm3] 72

Tabla A.5.2. Registro histórico de reservas y recursos de petróleo en Argentina (2004-2012)

[Mm3] 72

Tabla A.6.1. Registro histórico de producción de gas natural en Argentina por cuenca (2001-2012) [Mm3] 73

Tabla A.6.2. Registro histórico de producción de petróleo en Argentina por cuenca (2001-2012)

[m3] 73

Tabla A.7.1. Consumo argentino de gas natural por sector 74

Tabla A.8.1. Recursos prospectivos de shale gas y sus propiedades en la formación de shale Los

Molles dentro de la base prospectiva de Neuquén 75

Tabla A.8.2. Recursos prospectivos de shale gas y sus propiedades en la formación de shale

Vaca Muerta dentro de la base prospectiva de Neuquén 75


Aguada Bandera dentro de la base prospectiva del Golfo de San Jorge 76


Pozo D-129 dentro de la base prospectiva del Golfo de San Jorge 76


L.Inoceramus-Magnas Verdes dentro de la base prospectiva Austral-Magallanes 77


Ponta Grossa dentro de la base prospectiva Paraná 77

Tabla A.9.1. Recursos prospectivos de shale oil y sus propiedades en la formación de shale Los

Molles dentro de la base prospectiva de Neuquén 78

Tabla A.9.2. Recursos prospectivos de shale oil y sus propiedades en la formación de shale Vaca

Muerta dentro de la base prospectiva de Neuquén 78

Tabla A.9.3. Recursos prospectivos de shale oil y sus propiedades en la formación de shale Pozo

D-129 dentro de la base prospectiva del Golfo de San Jorge 79

Tabla A.9.4. Recursos prospectivos de shale oil y sus propiedades en la formación de shale

L.Inoceramus-Magnas Verdes dentro de la base prospectiva Austral-Magallanes 79

VII


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UNIVERSIDAD NACIONAL DEL SUR Shale Gas & Oil

Tabla A.10.1. Reservas y recursos convencionales y no-convencionales en Argentina 80

Tabla A.10.2. Comparación de reservas y recursos convencionales y no-convencionales en

Argentina en volumen de petróleo equivalente 80

Tabla A.10.3. Relación R/C de las reservas y recursos convencionales y no-convencionales vs sus

respectivos consumos en Argentina 81

FIGURA

Figura _1. Poblacional por región mundial actual y su respectivo valor proyectado para 2040 _1

Figura _2. Proyección del GDP mundial [2005 TUS$] y de la demanda energética mundial [QBTU]

hasta el 2040 _2

Figura _3. Proyección de la demanda mundial de energía primaria [QBTU] hasta el 2040 _3

Figura _4. Esquema de sistemas petroleros convencionales y no-convencionales _6

Figura _5. Clasificación de reservorios convencionales y no-convencionales _8Figura _6. Reservas probadas de gas natural en Argentina (1999-2012) 15

Figura _7. Registro histórico de la producción argentina de gas natural (2001-2013) 16

Figura _8. Registro histórico de la producción argentina de gas natural (1913-2013) 16

Figura _9. Reservas probadas de gas natural vs producción y consumo, respectivamente (1980-

2012) 17

Figura 10. Registro histórico del consumo de gas natural en Argentina (1965-2012) 19

Figura 11. Registro histórico del consumo de gas natural en Argentina (1999-2012) 19

Figura 12. Registro histórico de las exportaciones/ importaciones de gas natural en Argentina

(2000-2012) 20

Figura 13. Reservas probadas de petróleo en Argentina (1999-2012) 22

Figura 14. Registro histórico de la producción argentina de petróleo (2001-2013) 23

Figura 15. Registro histórico de la producción argentina de petróleo (1911-2013) 23Figura 16. Reservas probadas de gas natural vs producción y consumo, respectivamente (1980-

2012) 24

Figura 17. Registro histórico del consumo de petróleo en Argentina (1965-2012) 24

Figura 18. Registro histórico de las exportaciones/importaciones de gas natural en Argentina

(2000-2012) 26

Figura 19. Registro histórico del consumo de otras energías renovables en Argentina (1965-

2012) 27

Figura 20. Composición de la Matriz Energética Argentina (2012) 29

Figura 21. Composición de la Matriz Energética Mundial (2012) 29

Figura 22. Evolución de la Matriz Energética Argentina (1970-2010) 30

Figura 23. Composición de la matriz de generación eléctrica argentina en 2011 32

Figura 24. Comparación de recursos prospectivos convencionales vs no-convencionales enArgentina 34

Figura 25. Recursos Técnicamente Recuperables (TRR) de shale gas por cuenca en Argentina 40

Figura 26. Países poseedores de la mayor cantidad de recursos técnicamente recuperables de

shale gas [TCF] 42

Figura 27. Recursos Técnicamente Recuperables (TRR) de shale oil por cuenca en Argentina 43

Figura 28. Países poseedores de la mayor cantidad de recursos técnicamente recuperables de

shale oil [Bbbl] 44

Figura 29. Proyección de consumo del gas natural en Argentina (2010-2040) 57

Figura 30. Proyección de consumo del petróleo en Argentina (2010-2040) 57

Figura A.1.1. Graphical Representation of the Resource Classification System by the SPE 60

VIII


11/96


TENDENCIA DEMOGRÁFICA Y ECONÓMICA

TENDENCIA

DEMOGRÁFICA

Y

ECONÓMICA

MUNDIAL

La evolución de la población mundial prevista para el 2040 prevé un aumento notable, pasando de 6,880 millones de personas en 2010 hasta 8,777 millones de personas para 2040; esto representaría un incremento del 27.6 % con un promedio de crecimiento interanual del 0.91 %. Sin embargo, se

estima

que

esta

evolución

será

muy

dispar

entre

los

países desarrollados y aquellos que se encuentran en vías de desarrollo. Para los países miembros de la OECD (Organization for Economic Co‐operation and Development ) se estima un promedio interanual de

crecimiento poblacional del 0.48 %, mientras que para los países no miembros (no‐OE CD) este parámetro se elevaría hasta 1.02 %.

El resultado de esta evolución es que el 75 % de la población mundial residirá en el complejo Asia‐

Pacífico

y

África

para

el

2040,

siendo

India

el

país

con

la mayor población mundial luego del 2030. En contraste, China prevalecerá con un crecimiento poblacional modesto.

Figura 1. Poblacional por región mundial actual y su respectivo valor proyectado para 2040

Fuente: Población 2040: ExxonMobile. The Outlook for Energy: A View to 2040. exxonmobile.com/energyoutlook.

El lugar y la forma en que las poblaciones viven tienen impactos en la demanda energética. Las poblaciones se encuentran migrando hacia las ciudades, con un mayor número de viviendas pero con menor cantidad de residentes en cada una de ellas. Los residentes urbanos muestran mayor

consumo que sus pares en zonas rurales. Se espera que la progresiva urbanización a nivel mundial juegue un importante rol en el incremento de la energía requerida hacia 2040. El impacto del incremento en la urbanización sobre la demanda energética puede que sea más notorio en China, donde hoy día cerca de la

Capítulo 1

1.03

AméricaLatina

Américadel Norte

Europa Rusia/Caspio

Áf ri ca Asia-

Pacífico

.45.55

.58.48

1.79

.61.63

.28.27

4.59

3.79

China

India

Otros

Asia-Pacífico

.21.32

MedioOriente

Gorrini, Federico Alberto _1


12/96


Otrosno OECD

China

Otros OECD

USA

2000 2020 2040

1,250

1,000

500

750

250

0

Ahorro energético a través

de ganancia en eficiencia

2000 2020 2040

1,250

1,000

500

750

250

0

Otrosno OECD

China

Otros OECD

USA

2000 2020 2040

1,250

1,000

500

750

250

0

mitad de sus habitantes viven en ciudades; lo cual representa un cambio drástico respecto de tres décadas atrás cuando sólo el 20 % vivía en áreas urbanas.

Al margen del aumento poblacional, la expansión de la economía global se prevé crecerá con un promedio anual del 2.8 % entre 2010 y 2040. Los países no‐OECD contribuirán en poco más de la mitad del crecimiento económico total. China continuará creciendo a una tasa promedio anual superior al 5 %, contribuyendo en más del 20 % del crecimiento del GDP mundial. Mientras tanto, India, cuya economía es aproximadamente un tercio de la economía China, crecerá a una tasa similar y será paulatinamente más importante en las décadas venideras. El crecimiento

en África

es

proyectado

a

un

4

%

anual.

India

y

África

se convertirán en dos de las áreas más fuertes en

términos de crecimiento GDP sobre los próximos 30 años. En tanto, los países OECD serán liderados por USA, el cual contribuirá al 20 % del crecimiento económico global desde este punto hasta el 2040.

Acompañando al crecimiento económico previsto, Exxon Mobile proyecta para 2040 una demanda global de energía de aproximadamente 700 QBTU, lo cual representa un 35 % más que la energía demandada en 2010. A pesar de esto, la demanda energética no crecerá tan dramáticamente como el crecimiento económico que se espera como resultado de la declinación en la intensidad energética (cantidad de energía empeñada en producir una unidad de GDP). Como resultado de estas estimaciones, los países OECD mantendrán su

demanda constante

hasta

el

2040,

mientras

que

su

crecimiento económico será del 80 %.

Figura 2. Proyección del GDP mundial [2005 TUS$] y de la demanda energética mundial [QBTU] hasta el 2040

Fuente: Exxon

Mobile.

The

Outlook

for

Energy:

A

View

to

2040.

exxonmobile.com/energyoutlook.

Esta habilidad de soportar una significativa expansión económica con un relativamente modesto aumento de la demanda refleja la combinación de dos factores clave. Primero, los cambios en la estructura económica en el tiempo. Por ejemplo, China se moverá desde una economía basada en procesos energéticos intensos de manufactura hacia una economía basada en el consumo, requiriendo menor cantidad de energía por unidad de GDP. Segundo, la evolución en la eficiencia de la energía a

través de

todos

los

sectores.

En

todos

los

países,

las

tecnologías modernas, los combustibles y las prácticas en el manejo de la energía reemplazarán a las menos eficientes. La construcción y los procesos de manufactura utilizarán menor cantidad de energía, los vehículos aumentarán su eficiencia en el uso de combustibles y más gas natural será empleado en la generación eléctrica.

Todo esto se combina para reducir el crecimiento de la demanda energética en

comparación

con

las

ganancias

en

el

crecimiento



13/96


China

India

0

100

200

300

400

500

2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040

D e m a n d a d e E n e r g í a P r i m a

r i a [ Q B T U ]

USA

0

100

200

300

400

500

2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040

D e m a n d a d e E n e r g í a P r i m

a r i a [ Q B T U ]

económico y el estándar de vida. Los negocios y los consumidores ayudarán a generar ahorros energéticos de aproximadamente 500 QBTU a lo largo de las economías del mundo para 2040. La

mayor fuente

de

energía

para

el

futuro

es

continuar

usándola más eficientemente.

Existe una marcada diferencia entre la energía demandada por los países OECD y no‐OECD a lo largo del período de proyección. La eficiencia energética es una de las maneras más poderosas y económicas de

extender los

suministros

de

energía.

Se

estima

que

la

eficiencia energética gane participación en forma creciente a lo largo de las próximas tres décadas a través del globo.

Figura 3. Proyección de la evolución en la demanda mundial de energía primaria [QBTU] hasta el 2040

Fuente: U.S. Department of Energy (U.S. DOE). U.S. Energy Information Administration (U.S. EIA). Analysis & Projections. “International Projections to 2040”. http://www.eia.gov/analysis/projection‐data.cfm#intlproj

La energía demandada por los países en desarrollo crecerá aproximadamente un 65 % en el período 2010 a 2040. Para colocar esto en perspectiva, en 2005, los países no‐OECD tenían aproximadamente la misma demanda que los OECD. Para 2040, la demanda energética de los países no‐OECD será más del doble que la consumida por los países OECD. Mientras la energía asista al desarrollo

de los

países

no

‐OECD,

una

brecha

significativa

en

los

estándares de vida prevalecerá. Sobre una base per

cápita, la energía empleada a nivel global crecerá en un 25 % hacia el 2040, en tanto que en los países OECD su valor será un 60 % inferior.

El efecto de la eficiencia energética es claramente visto en los países OECD, reflejando el buen desarrollo de estas economías. La demanda prevalecerá relativamente plana en los países

desarrollados, incluso

cuando

la

economía

crezca

un

80 %.

América del

Sur

y Central

No‐OECD Europa

y Eurasia

Otros no‐OECD

OECD Europa

Otros OECD



14/96


TENDENCIA DEMOGRÁFICA ARGENTINA

El registro de la evolución de la población

argentina

es

llevado

a

cabo

a

través

de

los

censos

nacionales realizados por el Instituto Nacional de Estadísticas y Censos (INDEC ). La Tabla 1 indica la población total del país contabilizada en estos censos.

Tabla 1. Evolución de la población argentina

Censo nacional de población

Población total (millones de personas)

1869 1.8

1895 4.0

1914 7.9

1947 15.8

1960 20.0

1970 23.3

1980 27.9

1991 32.6

2001 36.2

2010 40.1 Fuente: Instituto Nacional de Estadísticas y Censos (INDEC)

Paralelamente, el INDEC publica proyecciones acerca de cómo se estima que evolucione la población argentina durante las próximas décadas. La Tabla 2 resume algunos de los valores más importantes para realizar el seguimiento sobre esta variable. Como cabe esperar, se proyecta un incremento de la población total, aunque éste crecimiento se dará a un ritmo cada vez menor. Actualmente la población del país consta de aproximadamente 42.7 millones de personas, esperándose el agregado de unos 10 millones más durante las próximas tres décadas.

Tabla 2. Proyección de la evolución de la

población argentina

según

el

INDEC

Año Población total

(millones de personas)

2010 40.8

2011 41.3

2012 41.7

2013 42.2

2014 42.7

2015 43.1

2016 43.6

2017 44.0

2018 44.5

2019 44.9

2020 45.4

2025 47.5

2030 49.4

2035 51.2

2040 52.8

Fuente: Instituto Argentino de Estadísticas y Censos (INDEC)

Si bien el incremento demográfico constituye un

importante

factor

geométrico

a

la

hora

de

realizar

una estimación sobre la evolución del consumo energético total, también deben contemplarse otros dos fuerzas que pujan en sentidos inversos: el mayor acceso a productos y servicios que tienden a brindar una mejor calidad de vida a la población, y la implementación de tecnologías que logran un uso más eficiente de la energía. La combinación de estos tres factores arroja un aumento del consumo energético morigerado por el aumento en la eficiencia.

El

aumento

de

la

población

sumado

al

incremento previsto en el consumo per cápita representa el desafío que debe enfrentar Argentina ‐y el mundo‐ para lograr el autoabastecimiento energético, lo cual será evaluado con mayor detenimiento en el desarrollo del informe.



15/96


HIDROCARBUROS CONVENCIONALES Y NO

‐CONVENCIONALES

CONCEPTOS BÁSICOS DE HIDROCARBUROS Y GEOLOGÍA

Los hidrocarburos son compuestos orgánicos formados por cadenas de carbono e hidrógeno originados en el subsuelo terrestre por transformación química de la materia orgánica depositada con rocas sedimentarias de grano fino en el pasado geológico. Las rocas sedimentarias se

forman

a

partir

de

la

deposición

o

precipitación

de

sedimentos (partículas o granos no consolidados de minerales, materia orgánica o rocas preexistentes) que pueden ser transportados por el agua, el hielo o el viento y depositados en zonas deprimidas de la corteza terrestre denominadas cuencas sedimentarias donde pueden ser preservadas durante un determinado lapso de la historia geológica. En las cuencas sedimentarias, los sedimentos pueden depositarse en diferentes ambientes; estos pueden ser continentales (fluvial, lacustre, eólico, glacial, etcétera), marinos (plataforma submarina somera o ambiente marino profundo) o en ambientes de transición (playas, deltas, llanuras costeras, etcétera). Al depositarse, los sedimentos llevan consigo y sepultan resto de fitoplancton y zooplancton; estos restos de microorganismos son, junto con algas y material vegetal, los portadores de la materia orgánica. Al depositarse esta materia orgánica en un ambientes anóxico ‐escaso oxígeno‐, es preservada sin que llegue a descomponerse.

Con el sucesivo soterramiento, los sedimentos logran transformarse en rocas, que en estos casos son de tipo sedimentario, y al incrementarse la profundidad

éstas

son

sometidas

a

mayores

temperaturas según el gradiente térmico del área. Así, los restos de microorganismos ricos en materia orgánica contenidos en los sedimentos finos ‐también llamados roca madre o roca generadora‐ se transforman en kerógeno. A partir de que la roca madre alcanza temperaturas en torno a los 90 ºC, el kerógeno comienza a ser transformado en hidrocarburo líquido. En tal situación se dice que la roca generadora se encuentra en ventana de petróleo. El petróleo así generado se va acumulando en los poros, incrementando paulatinamente su

volumen y presión hasta que es expulsado hacia las rocas circundantes. Cuando la roca generadora alcanza los 130 ºC de temperatura aproximadamente, comienza a producir hidrocarburos gaseosos, con lo que se ingresa en ventana de gas y la mezcla se empobrece gradualmente más en kerógeno residual.

Al ser los hidrocarburos menos densos que el agua de formación ‐agua contenida en las rocas‐, los primeros tienden a moverse en un camino preferentemente ascendente a través de la columna sedimentaria; en este proceso de migración es que pueden encontrarse rocas reservorio, porosas y permeables, que puedan alojarlos y si, además, encuentran algún elemento o barrera que sirva de sello impermeable en la parte superior, se pueden acumular en la misma. Al conjunto de roca reservorio y roca sello con capacidad para alojar y detener a los hidrocarburos se lo denomina trampa.

El volumen de hidrocarburos en una trampa o acumulación depende de las condiciones de la misma. Se conocen trampas de distinto tipo, estos pueden básicamente ser estructurales, conformadas por pliegues y/o pliegues o bloques limitados por fallas; estratigráficas, conformadas por cambios en la geometría o características del reservorio (acuñamiento, pérdida de porosidad o de permeabilidad, etcétera), y combinadas, es decir, trampas que se definen tanto por componentes estructurales como estratigráficos.

Se denomina migración al proceso por el cual los hidrocarburos generados por la roca madre se desplazan desde éstas hasta la roca reservorio. En términos más específicos, se habla de migración primaria cuando los hidrocarburos son inicialmente expulsados de las rocas donde se generan, y de migración secundaria cuando, adicionalmente, se desplazan a lo largo de la columna sedimentaria hasta encontrar una trampa.


Capítulo 2


16/96


Se denomina sistema petrolero al conjunto de elementos y procesos necesarios para que, sincronizados temporalmente de manera apropiada, conduzcan a la generación de hidrocarburos y su

posterior migración,

entrampamiento

y

preservación

dentro de la acumulación. Para que un sistema

petrolero convencional sea efectivo es necesario que exista una roca generadora madura ‐en condiciones de generar‐, vías de migración, roca reservorio, además de sello y trampas que hayan sido formados

antes o

durante

el

procesos

de

migración.

RESERVORIOS CONVENCIONALES Y NO‐CONVENCIONALES

En los reservorios o yacimientos convencionales, las fuerzas de flotabilidad mantienen a los hidrocarburos en la trampa por debajo de un nivel de sello; en este tipo de reservorios, las características porosas y permeables y las del fluido (gas, condensado y/o petróleo) permiten que el

hidrocarburo fluya

con

relativa

facilidad

hacia

el

pozo.

En estas acumulaciones, es crítica la existencia de un sello que evite la fuga del hidrocarburo en su ascenso hacia la superficie. En los yacimientos convencionales es normal encontrar, además, por la densidad y flotabilidad del hidrocarburo, una columna de agua por debajo del petróleo o del gas acumulado. En general, estos reservorios son explotados con tecnología tradicional, sin mayor dificultad técnica y con buen caudal de producción a través de perforaciones verticales, si tener que recurrir a estimulaciones especiales para incrementar la

permeabilidad del

reservorio.

Figura 4. Esquema de sistemas petroleros convencionales y no‐convencionales

Por otro lado, bajo el término no‐Convencionales se incluye a aquellos reservorios o yacimientos que se explotan con medios que no responden a los criterios de lo que actualmente es considerado convencional. En la Tabla 3 se indican algunas de las características distintivas de yacimientos convencionales vs no‐Convencionales.

Tabla 3. Características distintivas de yacimientos convencionales vs no‐convencionales

RESERVORIO C ONVENCIONAL RESERVORIO NO‐C ONVENCIONAL

‐ Existencia de una roca generadora porosa y permeable para la acumulación de hidrocarburos

‐ Existencia de una roca generadora de muy baja porosidad y permeabilidad

‐ Acumulación relacionada a una roca sello con una roca impermeable que evita su fuga

‐ No necesita de una roca sello para su acumulación, debido a que los hidrocarburos se alojan en la roca generadora

‐ Normalmente

presentan

dentro

del

reservorio

un límite definido o una separación inferior, entre los hidrocarburos y el agua de formación

‐ No

hay

límites

definidos

entre

los

hidrocarburos

y el agua en la roca que los aloja

‐ Normalmente no necesitan estimulaciones (mejora artificial de la permeabilidad) para producir. Cuando lo requieren es a una escala menor

‐ Necesitan estimulación hidráulica para producir (fracturación) de gran envergadura

‐ Predominan los pozos verticales sobre los horizontales

‐ Mejor producción con pozos horizontales

Los reservorios denominados no‐Convencionales requieren, para lograr una explotación

comercialmente

viable,

mayores

precios

en

los

hidrocarburos y/o nuevas tecnologías, aunque sus volúmenes sean sustancialmente superiores al de los

convencionales. Pero

estos

conceptos

son

dinámicos,



17/96


CONVENCIONALES

NO CONVENCIONALES

M a y o r e s P r

e c i o s

M e j o r a s T e c n o l ó g i c a s

RESERVORIOSCONVENCIONALES

GAS HYDRATES(Gas metano de fondo marino)

SHALE GAS(Gas de lut itas)

COAL BED METHANE(Gas de lut itas)

BASIN CENTERED GAS(Gas de centro de cuenca)

TIGHT GAS(Gas de reserva de muy baja

permeabilidad)

HEAVY OIL

EXTRA-HEAVY OIL

BITUMEN

SHALE OIL(Petróleo de lutitas)

y lo que en un momento dado es no convencional o complejo puede ser tratado como convencional ante situaciones favorables como es un mejor entendimiento técnico del reservorio, desarrollos

tecnológicos

modernos

o

condiciones

de

mercado

que impulsen el desarrollo de estos nuevos recursos.

En el caso de los reservorios no convencionales, el hidrocarburo es generado de manera similar a la descripta para los reservorios convencionales. Éstos también son generados en la roca generadora; luego, con el paso del tiempo y a medida que se acumula mayor cantidad de sedimentos y rocas, se logran condiciones particulares de presión y temperatura que hacen que la materia orgánica se transforme y descomponga, obteniéndose los hidrocarburos. La

diferencia

radica

en

que,

mientras

que

en

los convencionales el hidrocarburo migra y se aloja en la

roca reservorio, en los no convencionales en general permanece en la roca que los generó. Es decir, en estos casos, la roca generadora y la roca reservorio

son la misma. En estos casos, no existe la migración del hidrocarburo hasta una roca sello que actúe como trampa geológica del mismo. Esta situación se da como resultado de la muy baja permeabilidad que

presenta

la

roca

generadora,

lo

que

impide

que

se

produzca el proceso de migración primaria. Para dar noción de esta diferencia, en los no convencionales esta propiedad es más de 1,000 veces inferior a la encontrada en los reservorios convencionales.

Al hablar de los yacimientos no convencionales, hay que tener en cuenta que las características de la roca donde se encuentran alojados definen diferentes tipos de reservorios. Cuando el gas se encuentra atrapado en arenas compactas, se denomina tigth sands, mientras que si es en una roca, se conoce

como shale

gas.

También

existe

otro

tipo

de

yacimiento no convencional, que es el conocido como coalbed methane, que está compuesto por metano proveniente del carbón.

Figura 5. Clasificación de reservorios convencionales y no‐convencionales Las líneas punteadas demarcan lo que actualmente es considerado como tradicional entre las dos clases de reservorios

Fuente: Society of Petroleum Engineers (SPE). Guidelines for Application of the Petroleum Resources management System. November 2011



18/96


Actualmente, el término no convencional se utiliza en la industria del petróleo y del gas natural, de modo amplio, para hacer referencia a aquellos reservorios cuya porosidad, permeabilidad,

mecanismo

de

entrampamiento

u

otras

características difieren respecto de los reservorios hasta el momento tradicionales. Bajo la categoría de reservorios no‐Convencionales se incluye:

‐ Gas metano de Carbón (coalbed methane o CBM) Gas metano extraído de las capas de carbón a poca profundidad de la superficie. El metano se encuentra en estado casi líquido revistiendo el interior de los poros y/o en fracturas abiertas como gas libre,

‐ Hidratos de gas (gas hidrates) Básicamente, hielo con gas encerrado en su estructura cristalina, en donde el gas es principalmente metano de origen biogénico producido a partir de la descomposición de material orgánico en sedimentos de fondos marinos; aunque también puede ser de origen termogénico atrapado en la estructura cristalina del hielo en su migración hacia la superficie. Los hidratos de gas se generan y son estables en condiciones de muy baja

temperatura

y

alta

presión,

por

lo

que

ocurren

en los fondos marinos profundos. A pesar de que os volúmenes estimados de este tipo son enormes, no existe tecnología apropiada para explotarlo, por lo que se encuentra en etapa de investigación y experimentación.

‐ Reservorios fracturados Rocas de muy baja porosidad de matriz que presentan fracturas naturales donde se aloja el hidrocarburo.

‐ Gas de arenas compactas (tight gas) Este término se utiliza para describir a los reservorios, mayormente arenosos aunque también pueden ser carbonáticos, de muy baja permeabilidad al gas. Es un término ambiguo ya que puede incluir acumulaciones de gas en trampas convencionales con contactos de agua. Un término más amplio de connotación genética, es el Basin‐Centered Gas System o gas de centro de cuenca. Con este término se consideran los sistemas semiconfinados con reservorios de muy baja permeabilidad en los

cuales, bajo condición de sobrepresión y por el efecto de cuello de botella, la acumulación del gas generado excede la capacidad de migración o escape del mismo hacia niveles

más

someros.

No

aplican

a

estos

reservorios

los conceptos tradicionales de entrampamiento. Para facilitar la fluencia de los hidrocarburos hacia el pozo, el reservorio es estimulado mediante fracturas hidráulicas. Se denomina fractura hidráulica al proceso de inyectar agua y arenas a alta o muy alta presión a fin de generar artificialmente fracturas que aumenten la interconexión entre los espacios porosos y mejoren la permeabilidad. El agua a presión fractura la roca mientras que la arena actúa como sostén

de la

misma,

evitando

que

vuelva

cerrarse.

‐ Gas o petróleo de lutitas (shale gas & oil) Los términos shale gas y shale oil describen a los hidrocarburos provenientes de rocas de grano fino, ricas en materia orgánica (lutitas) capaces de producir hidrocarburos en forma comercialmente viable cuando son estimuladas mediante fracturas hidráulicas. En estos yacimientos, la roca generadora actúa al mismo tiempo como reservorio y como sello. Tampoco aplican en este caso los conceptos

de

entrampamiento.

Si bien la explotación y el desarrollo de los reservorios no‐Convencionales requieren la aplicación de métodos y tecnologías nuevas y costosas, estos contienen, por su gran extensión, volúmenes de hidrocarburos sustancialmente mayores a los contenidos en los reservorios convencionales (Figura 5). Este hecho, sumado a la cada vez mayor dificultad en encontrar trampas convencionales de magnitud que permitan reponer las reservas, ha llevado a las empresas petroleras a concentrar esfuerzos en tratar de desarrollar este tipo de reservorios comercialmente. En este sentido, a partir de los desarrollos de mejores y más eficientes métodos de fractura hidráulico y perforación horizontal, más la existencia de una industria de servicios dinámica y competitiva, los yacimientos de tight gas y de shale están siendo intensamente explotados en USA, con tanto éxito, que este país ha experimentado un crecimiento fenomenal tanto de reservas como de producción de gas natural y petróleo; tan notable, que en un futuro próximo, prevé cambiar su posición como importador a exportador.



19/96


El desarrollo de los tight gas sands comenzó en la década de los 80 en USA y Canadá. Desde aquella época se han estado mejorando las técnicas y reduciendo los costos, haciendo factible la puesta en

producción

de

un

gran

número

de

campos.

En

la

actualidad, estos tipos de yacimientos se consideran convencionales en tanto en USA como en Canadá. En Argentina, particularmente en la cuenca Neuquina, se experimenta una situación similar ya que cada vez más se están explorando y poniendo en producción campos de gas de arenas compactas.

En el caso de los reservorios de shale, comenzaron a desarrollarse a principios de la década de los 90 en USA. En los reservorios shale, el hidrocarburo se encuentra contenido en la roca, por

lo que

el

único

proceso

necesario

es

la

generación.

El

término shale es relativamente genérico, ya que los hidrocarburos pueden estar almacenados en una gran variedad de tipos de rocas de grano fino con materia orgánica diseminada, incluyendo arcilitas, limonitas y areniscas de grano muy fino. Estas rocas pueden ser silíceas o carbonáticas, o encontrarse intercaladas entre ellas en capas muy delgadas. La presencia de distintos tipos de rocas orgánicamente ricas implica que existen numerosos mecanismos de almacenaje de hidrocarburos.

Técnicamente,

se

denomina

shale

oil

al

crudo

producido por pirólisis o disolución termal a partir de esquistos (shale) bituminosos, y tight oil al crudo contenido en las rocas generadoras. En las lutitas, el gas puede estar almacenado como gas libre en el sistema poroso y paralelamente adsorbido en la materia orgánica. El proceso de maduración, generación y expulsión de hidrocarburos de una roca generadora produce en la misma un incremento de la

porosidad. Por ello es que la permeabilidad de los sistemas shale es extremadamente baja.

Para que una roca generadora constituya un

reservorio,

deben

considerarse

las

siguientes

condiciones: ‐ Contenido de materia orgánica superior al 2

% en peso. ‐ Estar en ventana de generación de

hidrocarburos, es decir, en condición de madurez adecuada para la materia orgánica.

‐ Estar distribuida de manera amplia y continua, además de poseer buen espesor.

‐ Tener una composición litológica que le otorgue condiciones de fragilidad para ser

fracturada.

A estos factores se suman otros elementos que pueden mejorar o modificar la productividad:

‐ Presencia de fracturas y microfisuras naturales.

‐ Relación entre la cantidad de gas libre ‐en el espacio poral‐ respecto del gas adsorbido.

‐ Presión del reservorio. ‐ Tipo de materia orgánica (tipo de kerógeno) ‐ Composición mineralógica de las rocas

(volumen de sílice y carbonatos respecto

del

volumen

de

arcillas).

En general, la calidad de un reservorio de shale resulta de la combinación entre las características de la roca y la calidad de las fracturas inducidas en la misma, ya que estimular hidráulicamente una lutita es equivalente a dotarla de las condiciones de porosidad necesarias para que los hidrocarburos puedan ser movilizados.



20/96


RECURSOS TÉCNICAMENTE RECUPERABLES

DE

SHALE

La mejor información disponible que condensa los recursos técnicamente recuperables es provista por la U.S. Energy Information Administration (U.S. EIA) a través de su reporte Technically Recoverable Shale Oil and Shale Gas Resources: An Assessment of 137 Shale Formations in 41 Countries Outside the United States. En el informe se evalúan 137 formaciones de shale a lo largo de 41 países.

Los resultados globales de esta evaluación indican recursos técnicamente recuperables de 345 Bbbl de shale oil y 7,299 TCF de shale gas (Tabla 4). A la hora de considerar las implicaciones de mercado, resulta importante distinguir entre los recursos técnicamente recuperables y los recursos económicamente recuperables. Los primeros representan a los volúmenes de petróleo y gas natural que pueden ser producidos con la tecnología actual, al margen de los precios y los costos de producción. Mientras que los recursos económicamente recuperables son recursos que pueden ser producidos en forma rentable bajo las actuales condiciones de mercado. La recuperabilidad económica de los recursos de gas natural y petróleo depende de tres factores: los costos de perforación y completitud de los pozos, la cantidad de petróleo o gas natural producida desde un pozo promedio a lo largo de su vida, y los precios por dicho petróleo y gas natural.

Sin embargo, resulta notorio el impacto que tienen los recursos de shale espacialmente sobre la cuantía de gas natural, prácticamente sumando una

mitad

adicional

a

los

recursos.

Tampoco

es

despreciable el cambio que introducen los recursos de shale oil. Incluso debe considerarse que estas estimaciones prospectivas sólo involucran ‐como se verá más adelante‐ algunas regiones del mundo, con lo que es de esperar que esta cifra se incremente conforme continúe la exploración de este tipo de formaciones.

El Anexo 1 (SPE Petroleum Reserves Definitions) contiene las definiciones precisas de reservas, recursos contingentes y recursos prospectivos que

más adelante en el informe serán tratadas. La siguiente es una síntesis de las definiciones empleadas.

‐ Reservas Aquellas cantidades de hidrocarburos que se anticipa su recuperación serán comercialmente viables. Se trata de

acumulaciones

descubiertas

económicamente

viables. Se dividen en Reservas Probadas, Reservas Probables y Reservas Posibles. A. Reservas Probadas

Son aquellas cantidades de petróleo con un 90 % de probabilidades de que la cantidad real recuperada sea igual o exceda la estimación.

B. Reservas Probadas Son aquellas cantidades de petróleo con un 50 % de probabilidades de que la cantidad real recuperada sea igual o exceda la estimación.

C. Reservas Probadas Son aquellas cantidades de petróleo con un 10 % de probabilidades de que la cantidad real recuperada sea igual o exceda la estimación.

‐ Recursos Contingentes Aquellas cantidades de hidrocarburos que se estima serán potencialmente recuperables desde acumulaciones conocidas pero que actualmente no se considera que sean comercialmente recuperables. Se trata de

acumulaciones

descubiertas

económicamente

no viables.

‐ Recursos Prospectivos Aquellas cantidades de hidrocarburos que se estima serán potencialmente recuperables desde acumulaciones aún no descubiertas pero que actualmente no se considera que sean comercialmente recuperables. Se trata de acumulaciones no descubiertas, cuya existencia sólo es estimada.

Gorrini, Federico Alberto 10

Capítulo 3


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Tabla 4. Estimación de la U.S. EIA sobre los volúmenes de shale gas y shale oil en el mundo

Petróleo Gas Natural

[Bbbl] [TCF]

Reservas Probadas de shale/tight oil and shale gas n/a 97

Recursos no probados de shale/tight oil and shale gas 345 7,201

Otras reservas probadas 1,642 6,741

Otros recursos no probadas 1,370 8,842

Total 3,357 22,882

Incrementos de los recursos totales debido al shale 11% 47%

Shale como porcentaje del total 10% 32%

Fuente: U.S. Energy Information Administration (EIA). Technically Recoverable Shale Oil and Shale Gas Resources: An Assessment of 137 Shale Formations in 41 Countries Outside the United States. United States, June 2013.

METODOLOGÍA DE EVALUACIÓN DEL U.S. DOE

Las formaciones evaluadas en el reporte de la U.S. EIA fueron seleccionadas por una combinación de factores que incluyen la disponibilidad de información, el nivel de dependencia de la importación de gas natural del país, la observación de grandes extensiones de shale, entre otros. Algunas formaciones han sido excluidas del análisis cuando alguna de las siguientes condiciones es cierta:

1.

Las

características

geofísicas

de

la

formación son desconocidas

2. La concentración promedio de contenido orgánico total (TOC ) es menor al 2 %

3. La profundidad vertical es menor a 1000 m o superior a 5000 m

4. El lugar cuenta con recursos relativamente grandes de gas natural o petróleo

La estimación del petróleo o gas natural bajo riesgo es derivada del volumen in situ de recursos para una formación prospectiva dentro de una cuenca, y luego ajustada por un Factor de Probabilidad de Desempeño Exitoso y otro Factor de Éxito (Riesgo) del Área Prospectiva. El Factor de Probabilidad de Desempeño Exitoso representa la probabilidad de que una porción de la formación tenga flujos de gas natural y petróleo atractivos. Mientras que el Factor de Éxito (Riesgo) del Área Prospectiva considera la capacidad de la tecnología actual de producir gas natural y petróleo.

Las tareas específicas llevadas a cabo durante la evaluación incluyen:

1. Realizar una revisión preliminar de la cuenca y seleccionar las formaciones a ser evaluadas

2. Determinar la extensión superficial de la formación shale dentro de la cuenca y su espesor, así como otros parámetros

3. Determinar el área prospectiva adecuada para su explotación, basado en la calidad de la roca, la profundidad, entre otras características

4. Estimar el volumen de gas natural in situ como una combinación del gas natural libre y el gas natural absorbido dentro del área prospectiva. Realizar lo propio con el volumen de petróleo in situ basado en la porción volumétrica de los poros ocupados por petróleo

5. Establecer y aplicar un Factor de Éxito compuesto de dos partes. La primera es el Factor de Probabilidad de Desempeño Exitoso que tiene en cuenta los resultados de la actividad actual sobre shale como un indicador de cuánto se conoce sobre la cuenca. La segunda parte es un Factor de Éxito del Área Prospectiva que evalúa una serie de factores que pueden limitar porciones del área prospectiva de ser desarrolladas



22/96


6. Para el shale oil , se identifican shales geofísicamente análogos en USA para estimar el Factor de Recuperación del petróleo. Para el shale gas, el Factor de

Recuperación

se

basa

en

la

complejidad

geológica, el tamaño de los poros, la presión de la formación, el contenido de arcilla; la última de las cuales determina su respuesta frente a la fractura hidráulica. La fase gas para cada formación incluye tanto al gas húmedo, gas asociado, o gas húmedo.

7. Los recursos técnicamente recuperables de petróleo y gas natural representan a los volúmenes que pueden ser producidos con la tecnología actual, sin tener en cuenta los

precios

y

costos

de

producción.

Estos volúmenes son determinados al multiplicar

al volumen de gas natural o petróleo in situ bajo riesgo por su correspondiente Factor de Recuperación. Basado en la experiencia de producción en USA, para el shale gas estos factores suelen estar entre 20‐30 %. En cambio para el shale oil , debido a la mayor viscosidad del petróleo y a las mayores fuerzas capilares, el petróleo no fluye con la misma facilidad a través de las fracturas en la roca, por lo que el Factor de Recuperación

es

menor

que

para

el

caso

del

shale

gas,

promediando del 3 % al 7 %.

Debido a que la mayoría de los pozos de shale no tienen más que unos pocos años en producción, aún se tiene una incerteza considerable acerca de sus EUR (Estimated Ultimate Recovery ). Las porciones de recuperación utilizadas en este reporte se basan en la

extrapolación de la producción de un pozo de shale durante 30 años.

Durante la evaluación, se realizaron algunas

exclusiones

a

fin

de

poder

simplificar

las

tareas

y

lograr un cierto nivel de consistencia a partir de la información disponible. Las principales exclusiones realizadas son:

‐ Tight Oil producido desde arenas compactas de baja permeabilidad, las cuales pueden muchas veces ser encontradas en forma adyacente a las formaciones de shale oil.

‐ Coalbed Methane y Tight Natural Gas

‐ Formaciones sin estimación de recursos

‐ Países fuera de la perspectiva del informe. Es sabido el potencial productivo de las formaciones shale existente en muchos países del Medio oriente y la región del Caspio, incluyendo también a aquellos que poseen recursos sustanciales de tipo no shale.

‐ Porciones offshore de formaciones shale evaluadas, como también formaciones

situadas

enteramente

en

zonas

offshore.

Los detalles de la metodología de evaluación realizada por la U.S. EIA se encuentran en el Anexo 2 (U.S. EIA Metodología de Estudio de los Recursos de Shale).

RESULTADOS DE LA EVALUACIÓN DEL U.S DOE

Los resultados del reporte se encuentran resumidos en la Tabla 5 y Tabla 6, mientras que los resultados detallados se encuentran en las tablas del Anexo 3 (U.S. EIA Estimación de Gas Natural y Petróleo en el Mundo).

En lo que al gas natural respecta, los bloques de la Ex Unión Soviética, América del Norte, Medio Oriente y el Norte de África concentran el 65 % de los recursos totales. A pesar de ello, sólo la Ex Unión Soviética, Medio Oriente y el Norte de África son las áreas que conglomeran la gran mayoría de reservas probas. En el caso de América del Norte se trata

sobre todo de recursos ‐convencionales y shale‐ que se estima existen.

Actualmente en el planeta se están produciendo 124 TCF de gas natural. Esto significa que, a este ritmo de consumo, restan suficientes reservas probadas para 55 años, sumado a los recursos prospectivos técnicamente recuperables que equivalen a 71 años de consumo.



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Según las estimaciones del U.S. Geological Survey (USGS) *1,2, los recursos técnicamente recuperables (TRR) alcanzarían para 58 años de consumo, con lo que los recursos totales contabilizan

un horizonte de abastecimiento de 185 años; obviamente, este horizonte será menor dado el incremento de consumo que se dará.

Tabla 4. Estimación de la U.S. EIA sobre los volúmenes de gas natural en el mundo [TCF]

Reservas Probadas de Gas Natural

(2013)

Recursos Técnicamente Recuperables no

Probados de Shale Gas (2013)

USGS Recursos Técnicamente

Recuperables no Probados de Gas Natural (2012)

Recursos Técnicamente Recuperables

Totales

Europa 145 470 184 799

Ex Unión Soviética 2,178 415 2,145 4,738América del Norte 403 1,685 2,223 4,312

Asia‐Pacífico 418 1,607 858 2,883

Asia del Sur 86 201 183 470

Medio Oriente y África del Norte

3,117 1,003 1,651 5,772

América del Sur y Caribe 269 1,430 766 2,465

Total 6,839 7,201 8,842 22,882

Fuente: U.S. Energy Information Administration (EIA. Technically Recoverable Shale Oil and Shale Gas Resources: An Assessment of 137 Shale Formations in 41 Countries Outside the United States. United States, June 2013.

Tabla 5. Estimación de la U.S. EIA sobre los volúmenes de petróleo crudo en el mundo [MMbbl]

Reservas Probadas de

Petróleo Crudo

(2013)

Recursos Técnicamente Recuperables no

Probados de

Shale

Oil

(2013)

USGS Recursos Técnicamente

Recuperables no

Probados de Petróleo (2012)

Recursos Técnicamente

Recuperables Totales

Europa 11,748 12,900 14,638 39,286Ex Unión Soviética 118,886 77,200 114,481 310,567

América del Norte 208,550 80,000 305,546 594,096Asia‐Pacífico 41,422 61,000 64,362 166,784

Asia del Sur 5,802 12,900 8,211 26,913

Medio Oriente y África del Norte

867,463 42,900 463,407 1,373,770

América del Sur y Caribe 325,930 59,700 258,234 643,864

Total 1,642,354 345,000 1,369,610 3,356,964


Para el petróleo, sólo Medio Oriente y el Norte de África concentran el 41 % de los recursos totales estimados, constituyéndose por lejos en la región

más rica es este recurso del mundo; tendencia que se agudiza al considerar sólo las reservas probadas de petróleo (53 %).

*1 U.S. Geological Survey. An Estimate of Undiscovered Conventional Oil and Gas Resources of the World. United States,

March 2012. *2

U.S.

Geological

Survey.

Assessment

of

potential

Additions

to

Conventional

Oil

and

Gas

Resources

of

the

World

(Outside

the United States) from Reserve Growth. United States, April 2012.



24/96


La producción mundial ronda los 31,875 MMbbl de petróleo crudo anuales. Esto implica un horizonte de abastecimiento de unos 50 años. En este escenario, los recursos técnicamente recuperables de

shale tienen

capacidad

de

sumar

42

años

adicionales

de consumo. El shale oil adicionaría otros 10 años de abastecimiento, por lo que el horizonte total para el petróleo es de 102 años al ritmo de consumo actual.

Inmersa dentro de este contexto global, América del Sur se encuentra con una mayor riqueza relativa en sus recursos hidrocarburíferos al compararlos con su propia producción. Sin embargo, las reservas convencionales probadas se encuentran principalmente en Venezuela, país que concentra el 72 % del gas natural y el 91% del petróleo de la

región. Así, países como Argentina atraviesan una situación muy distante en la que sus reservas no alcanzan siquiera para una década y el total de los recursos convencionales prospectivos no alcanzan

para

mucho

más.

Por

lo

que

los

recursos

del shale

prometen una alternativa para conseguir el autoabastecimiento y eludir la importación.

El reporte elaborado por el U.S. EIA indica que Argentina se ubica entre los países poseedores de una de las mayores cantidades de recursos técnicamente recuperables tanto de shale gas como de shale oil . Según el ranking publicado, Argentina tiene la segunda mayor cantidad de TRR de shale gas y la cuarta mayor cantidad de TRR de shale oil .

Tabla 7 . Ranking de volumen de shale gas

Rank País Shale Gas [TCF]

1 China 1,115 2 Argentina 802

3 Argelia 707

4 USA 665

5 Canadá 573

6 México 545

7 Australia 437 8 Sudáfrica 390

9 Rusia 285

10 Brasil 245

Total 7,299


Tabla 8 . Ranking de volumen de shale oil

Rank País Shale Oil [Bbbl]

1 Rusia 75

2 USA 58

3 China 32

4 Argentina 27

5 Libia 26

6 Australia 18

7 Venezuela 13 8 México 13

9 Pakistán 9

10 Canadá 9

Total 345




25/96


RECURSOS ENERGÉTICOS CONVENCIONALES

4.1. GAS NATURAL

RESERVAS Y RECURSOS

A lo largo de los últimos años, las reservas de gas natural en el país han sufrido un notable declive. El deterioro global en la cuantía de reservas del país es el reflejo de la caída de éste recurso especialmente

en

las

tres

cuencas

más

importantes:

la

cuenca Neuquina, la cuenca Austral y la cuenca del Noroeste.

Durante el período 2000‐2010 las reservas probadas cayeron un 50.2 %, condición la cual comienza a comprometer el suministro de energía, sobre todo al considerar que el gas natural constituye la principal fuente de aprovisionamiento energético del país.

La evolución de reservas probadas en las principales cuencas productivas del país se encuentra en el Anexo 4 (Registro de Reservas Probadas por Cuenca Argentina). Las tres principales cuencas

gasíferas del

país

sufrieron

grandes

detrimentos.

En

el período 2002‐2012, la cuenca Neuquina que aún se erige como el principal punto de reservas y producción de la Argentina, mostró un descenso del 61.2 % en sus reservas probadas. El caso más dramático fue el de la cuenca Noroeste, con una disminución del 75.4 % para el mismo período. La tendencia observada para las reservas probadas también se corresponde con la evolución registrada en las reservas probables y reservas posibles, con

disminuciones para el período 2006‐2012 del 36.9 % y 42.1 %, respectivamente. Esto arroja una caída significativa de las reservas totales. Si se compara las reservas probadas con la producción actual de gas

natural, indica

que

sólo

se

tienen

reservas

suficientes

para cubrir la producción de los próximos 6 años (R/P = 6.1 años).

Figura 6. Reservas probadas de gas natural en Argentina (1999‐2012)

Fuente: Instituto Argentino de Petróleo y Gas (IAPG)

Tabla 9. Registro histórico de reservas y recursos de gas natural en Argentina (2004‐2011) [MMm3 ]

Reservas

Recursos Probadas Probables Posibles

2004 573,844 268,755 ‐ ‐

2005 438,951 248,857 ‐ ‐2006 446,156 227,039 251,709 148,374 2007 441,974 202,673 201,571 124,473 2008 398,529 141,512 201,897 245,199 2009 378,820 156,400 208,549 206,825 2010 358,727 132,790 180,237 206,741 2011 332,511 137,398 155,600 197,607 2012 315,508 143,269 145,814 203,847

Fuente: Secretaría de Energía de la Nación Argentina

0

100,000

200,000

300,000

400,000

500,000

600,000

700,000

800,000

900,000

9900010203040506070809101112

G a s [ M

M m 3 ]


Capítulo 4


26/96


0

10,000

20,000

30,000

40,000

50,000

60,000

01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 13

G a s [ M M m 3 ]

0

10,000

20,000

30,000

40,000

50,000

60,000

1910 1930 1950 1970 1990 2010

G a s [ M M m 3 ]

Si bien en el país queda petróleo aún por descubrir, según las estimaciones realizadas por el U.S. Geological Survey , restan por descubrir tanto

como

741,073

MMm3

de

gas

natural

(recursos

prospectivos), lo que representa 1.2 veces las reservas totales actuales (Tabla 9). Sin embargo,

incluso esta magnitud supone un problema a considerar en el largo plazo: al ritmo de consumo actual, el total de los recursos de gas natural del país

representan 33

años

de

abastecimiento

(R/C

=

32.8

años), período que naturalmente será menor con el aumento gradual del consumo.

Tabla 10. Reservas y recursos de gas natural en Argentina (2012) [MMm3 ]

Reservas de Gas Recursos Contingentes

Recursos Prospectivos

(1) Probadas Probables Posibles

315,508 143,269 145,814 203,847 741,073

Fuente: 1) Secretaría de Energía de la Nación. 2012. Datos hasta final de vida útil. En esta base de datos las reservas no han sido adicionadas tal como establecen las definiciones de la SPE, sino que prevalecen

discriminadas. 2)

USGS

Model

for

Undiscovered

for

Conventional

Oil,

Gas

and

NGL

Resources.

Seventh

approximation. 2000. Datos actualizados al año 2012 por N. Di Sbroiavacca de la Fundación Bariloche. Este valor sólo incluye recursos prospectivos de gas natural.

PRODUCCIÓN

La evolución de la producción argentina de gas natural acompaña levemente a la caída en las reservas. Durante el período

shale gas and shale oil - gas y petróleo convencional y no-convencional en argentina - federico...

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