Shale Seguro - Marzo - Abril 2015
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Año 2 / Número 2 / Marzo - Abril 2015 S S hale eguro Documento University of Pittsburgh CUáNTO CUESTA CADA POZO EN MARCELLUS Thomas Murphy pág. 22 pág. 25 pág. 16 www.shaleseguro.com LA CLAVE DEL NEGOCIO “SEGUIRá EL ‘BOOM’ EN EE.UU.” “EDUCAR PARA LA ENERGíA” Ganar eficiencia en la gestión hídrica es un objetivo estratégico. Lograrlo demanda inversión permanente y puede reducir los costos más de 20%. Proteger la provisión y calidad es condición para la licencia social. Argentina tiene grandes ventajas comparativas. Ing. Pablo López Soria AGUA
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Año 2 / Número 2 / Marzo - Abril 2015
S Shale eguroS Shale eguro
Documento University of Pittsburgh
Cuánto Cuesta Cada pozo en MarCellus
Thomas Murphy
pág. 22 pág. 25 pág. 16
www.shaleseguro.com
LA ClaVe DEL neGoCIo
“SEgUirá EL ‘booM’ En EE.UU.”
“EDUcAr PArA LA EnErgíA”
Ganar eficiencia en la gestión hídrica es un objetivo
estratégico. Lograrlo demanda inversión permanente
y puede reducir los costos más de 20%. Proteger la
provisión y calidad es condición para la licencia social.
Argentina tiene grandes ventajas comparativas.
ing. Pablo López Soria
aGua
editoriAL
A medida que la Argentina avanza en el desarrollo de
los hidrocarburos no convencionales, la suma de
nuevos apoyos y la acumulación de experiencia apa-
recen como dos valores que entusiasman y al mismo tiempo
obligan a tener una gestión cada vez más responsable y efi-
ciente.
Al mismo tiempo, el autoabastecimiento energético se
consolida como una meta ineludible, en simultaneidad con
la certeza de que la explotación de nuestras abundantes
reservas de gas y petróleo de esquisto es el pasaporte para
lograrlo.
El desarrollo de estos recursos puede significar- además
de un reposicionamiento de la Argentina como potencia hi-
drocarburífera en la escena internacional- la oportunidad de
configurar un modelo productivo más amplio, que sume un
nuevo sector estratégico.
Sin dudas el sector agropecuario está arraigado tradicio-
nalmente en nuestro país como un gran motor de la eco-
nomía, que genera productos en abundancia y con calidad
mundialmente reconocida. Un rol similar podrían tener en la
estructura productiva los hidrocarburos no convencionales
si se logra llevar la extracción a niveles comerciales.
como esperable consecuencia de este potencial, la cali-
dad de las operaciones de shale está cada vez más bajo la
lupa. A medida que se familiariza con el tema, la sociedad
agudiza su mirada y pone el foco en la sustentabilidad y el
cuidado medioambiental. En la estimulación hidráulica, el
agua es protagonista.
Al igual que los públicos con los que interactúan, las em-
presas entienden al agua como un bien supremo funda-
mental, fuente básica de vida y un derecho humano recono-
cido explícitamente por la Asamblea general de las naciones
Unidas.
La experiencia ha demostrado que sin el acompañamiento
de la comunidad cualquier proyecto de esquisto es inviable.
Esta realidad, sumada al papel del agua como insumo fun-
damental del proceso de hidrofractura hace de este recurso
natural una de las claves del negocio del shale.
La gestión hídrica eficiente centrada en la provisión res-
ponsable y el tratamiento del flowback es condición esencial
para controlar los costos de cada pozo. La vigilancia ambien-
tal de los gobiernos y la legislación que regula la actividad se
hacen cada vez más estrictas y atender a estas normativas es
una preocupación estratégica de las compañías.
La Argentina tiene ventajas comparativas científicamente
reconocidas: bajo estrés hídrico en la zona de los yacimien-
tos y aislamiento natural de los acuíferos. A partir de las in-
vestigaciones impulsadas por el interés petrolero, estas con-
diciones pueden mejorar aún más.
De acuerdo a hidrogeólogos estudiosos del suelo patagó-
nico, la exploración y explotación de agua subterránea para
alimentar la actividad hidrocarburífera puede redundar en
un aumento de la oferta hídrica en regiones áridas y semiá-
ridas del país. Esto permitiría usar esos nuevos recursos en
todas las actividades humanas, mejorando la calidad de vida
de la población.
Agua y petróleo, ambiente y empresa, sustentabilidad y
negocios, agricultura e hidrocarburos, no son opuestos. La
industria del shale en la Argentina tiene la posibilidad de de-
mostrarlo. n
AgUA, PETróLEo, Agro, gAS: Un EjE DE
convivEnciA
dIreCtor:
Jorge Candi
edItora de
ContenIdos:
Andrea V. Perez
dIreCtor CoMerCIal:
ricardo d’Aloia
shale seguro es un
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Julio Perdiguero 1927
Caseros- Provincia de
Buenos Aires
www.ibuenayre.com.ar
STAff SUMArioEntrevista a Nicolás Gadano “El éxito de Vaca
Muerta depende del esfuerzo de todos los actores” 06
Agua: ventajas y desafíos para la Argentina 10
Entrevista a Thomas Murphy:
“Seguirá el shale boom en EE.UU.” 16
Debemos educar para la energía 22
Documento: Investigación de la
Universidad de Pittsburgh 25
Añelo construye su
futuro con ADN petrolero 38
Vaca Muerta es una zona de silencio sísmico 43
Fórmula exitosa: shale + renovables 47
Argentina se consolida como sede para analizar el shale 50
2016, Año estratégico para YPF 52
El desarrollo petrolero
potenciará la vocación emprendedora 54
De las profundidades
de la Tierra a los placeres del Agua 56
16
10
38
56
52
sHale SEgUro6
“EL éxiTo DE vAcA MUErTA DEPEnDE DEL ESfUErzo DE
ToDoS LoS AcTorES”n ¿Cuánto está produciendo hoy Vaca Muerta? ¿Qué
logros productivos/operacionales se alcanzaron duran-
te 2014?
n vaca Muerta, en particular la concesión de Loma cam-
pana que explota YPf en sociedad con chevron, ya produce
cerca de 40.000 barriles de petróleo equivalente por día; el
3,3% del total de la producción argentina de petróleo y gas.
con cerca de U$S 2.500 millones de inversión ya ejecutada,
en el 2014 se logró tener la explotación de shale más impor-
tante del mundo fuera de los EE.UU. Es al mismo tiempo la
segunda concesión de la Argentina en términos de su pro-
ducción petrolera, sólo superada por cerro Dragón, un área
antigua y con diez veces más superficie. Asimismo, en la
operación conjunta con Dow, en el orejano, YPf ya perforó
los primeros cuatro pozos horizontales, dos de los cuales tie-
nen una producción equiparable a la de cualquier pozo de
los EE.UU. Son pozos horizontales con 10 etapas de fractura,
que producen alrededor de 200.000 m3/día de shale gas. Es
importante también destacar que el proceso de aprendizaje
del desarrollo de Loma campana está permitiendo reducir
el costo de las perforaciones, elemento crucial para darle
sustentabilidad de largo plazo a la explotación. Actualmen-
te se están probando dos nuevas técnicas, una de las cuales
consiste en alargar los pozos horizontales.
n¿Cuáles son las expectativas para el corto plazo?
n En el corto plazo se espera que continuen las inversio-
nes de los proyectos en curso, tanto de YPf como de las de-
más compañías. Según declaró recientemente Miguel ga-
luccio, se prevé para este año un nivel de inversiones similar
al de 2014, apoyado por el balance logrado en el mercado a
nivel interno, con precios de U$S 77 dólares para el Medani-
to y U$S 63 para el Escalante.
n¿Cómo impacta el actual contexto internacional de
precios deprimidos en el desarrollo del shale argentino?
n Por un lado, resulta evidente que una caída de precios
eNtreViStA: nicoLáS gADAno
este es uno de los principales conceptos
que manifestó el economista experto
en hidrocarburos nicolás Gadano, en
una entrevista exclusiva concedida a
shale seguro. Consultado respecto al
presente y el futuro de Vaca Muerta, este
investigador del mercado petrolero, puso
énfasis en la baja en los costos y en el
esfuerzo conjunto de empresas, gobierno
nacional, gobiernos provinciales,
proveedores de servicios y sindicatos,
como las claves para que el proyecto sea
competitivo.
sHale SEgUro7
como la experimentada reduce el atractivo de los proyectos
no convencionales, que por definición presenta compleji-
dad y costos mayores a los convencionales. Pero también es
cierto que el proceso de caída de precios empuja hacia
abajo los costos mejorando la competitividad del shale
argentino. Hay que considerar también la diferencia entre
el mercado de petróleo, mucho más competitivo y arbitrado
en materia de precios, y el mercado gasífero, en donde la
brecha entre los precios domésticos al productor y los pre-
cios de importación se mantiene. Aun en este escenario de
precios, el potencial gasífero del shale argentino sigue sien-
do muy atractivo para la inversión.
n¿Cuál ha sido el efecto en los ee.uu? ¿está amenaza-
da la rentabilidad de la producción de shale oil&gas?
n La economía de los Estados Unidos muestra una flexibi-
lidad que es dificil de encontrar en otros lugares del Mundo.
La reacción del sector hidrocarburos a la caída de precios ha
sido muy rápida, y se nota en la cantidad de equipos perfo-
radores en actividad. De acuerdo a los datos que publica la
compañía baker & Hughes, a comienzos de marzo de este
año respecto a la misma fecha del año 2014 la cantidad de
equipos trabajando cayó de 1792 a 1192, un ajuste del 33%.
gran parte de esa menor actividad perforadora correspon-
de al shale, donde el menor ritmo de perforación se traduci-
rá en una desaceleración -y eventual caída en el futuro- de
la producción. Seguramente habrá reducciones de costos
que devolverán la competitividad a algunos proyectos, y
otros que no sobrevivirán si se mantuviera el escenario de
precios a la baja.
n¿Qué puede aprender la argentina del shale boom
norteamericano y del actual contexto de ajuste?
n Un elemento para destacar es el esfuerzo permanente
para reducir costos como herramienta principal para en-
frentar la baja de precios, a través de mejoras tecnológicas,
mayor eficiencia en los procesos, logística, y mano de obra.
Argentina necesita de un enorme esfuerzo mancomunado
de todos los actores (empresas, gobierno nacional, gobier-
nos provinciales, proveedores de servicios, sindicatos) para
sostener la competitividad de vaca Muerta aun en un con-
texto de precios bajos.
n¿Cuáles son sus previsiones respecto a ese escena-
rio? ¿Considera que se mantendrán los precios bajos?
n Es difícil saberlo, porque del lado de la oferta todo de-
pende del comportamiento de productores que en algún
“Sería un grave error
pensar que el desequilibrio
energético se resolverá sólo
incrementando la oferta
local de petróleo y gas. Hay
mucho que mejorar por el
lado de la demanda”.
sHale SEgUro8
momento organizaron un cartel muy efectivo -la oPEP- y
sostuvieron precios elevados. Si ahora estamos frente a un
cambio estructural en el que el mercado petrolero y la ofer-
ta pasan a comportarse en forma plenamente competitiva,
los precios bajos podrían mantenerse durante un período
prolongado.
n¿por qué cree que la necesidad de continuar con el
desarrollo no Convencional argentino es un punto en el
que coinciden todos los “presidenciables”? ¿Cuál es su
valor estratégico?
n La coyuntura energética argentina es crítica. nuestra
gran dependencia de los hidrocarburos, sumada a la madu-
rez de nuestros principales yacimientos de petróleo y gas,
se traduce en un déficit energético que nos obliga a impor-
tar una porción importante de la oferta, y presiona sobre
las cuentas externas y fiscales nacionales. El shale argentino
es un activo muy valioso, cuyo desarrollo puede asegurar el
abastecimiento de hidrocarburos al país en el largo plazo.
Superar la volatilidad y la inseguridad del abastecimiento
de petróleo y gas con nuestros propios recursos sería una
contribución muy importante para empresas y hogares en
la Argentina.
n¿Cuándo cree ud que el país podrá lograr el autobas-
tecimiento? ¿Cuáles son los pasos a seguir para lograrlo
desde el estados y las empresas?
n Es dificil proyectar una fecha, será un proceso gradual
y el escenario de precios no es indiferente. Para lograrlo
es necesario que empresas y autoridades (nacionales y
provinciales) adopten un esquema de cooperación es-
tratégica, y no caigan en una disputa de corto plazo por
la renta, que paradójicamente podría provocar el efecto
contrario, es decir, afectar negativamente la capacidad pro-
ductiva de la industria, y deteriorar el tamaño de la renta
a repartir. igualmente, vale aclarar que sería un grave error
pensar que el desequilibrio energético sólo se resolverá
incrementando la oferta local de petróleo y gas. Hay mu-
cho trabajo por hacer por el lado de la demanda. Argentina
tiene un amplio terreno por recorrer en materia de mejoras
de eficiencia en el consumo de energía en los hogares, en
las fábricas y en el transporte. cualquier avance en esta di-
rección no solo contribuirá a reducir el déficit energético,
sino también permitirá construir en el largo plazo un perfil
de consumo de energía más responsable y amigable con el
medioambiente.
n además de la explotación de los yacimientos de es-
quisto, ¿qué posibilidades tiene la argentina de avanzar
en tight y off shore?
n Se han puesto en producción muchos campos de tight
gas, como consecuencia de un escenario de precios mejorado
(incluyendo subsidios nacionales). En la medidad en que esos
precios se consoliden y sean percibidos como estables para
los productores, habrá más proyectos de tight gas y tight oil.
En cuanto al off shore, la Argentina cuenta con un gran
potencial en varias cuencas. La modificación reciente en la
legislación que devuelve las áreas desde EnArSA al Estado
nacional es un paso positivo para las inversiones, aunque
el escenario de precios bajos conspira contra este tipo de
proyectos, más caros y de alto riesgo. n
sHale SEgUro9
sHale SEgUro10
AgUA: vEnTAjAS Y DESAfíoS PArA LA
ArgEnTinAel proyecto de nuestro país de ocupar
un lugar en el podio de la producción de
hidrocarburos no Convencionales a nivel
mundial avanza por un camino alentador.
su viabilidad se sustenta, en principio, so-
bre una serie de factores naturales de gran
valor que elevan las posibilidades de éxito
en esta materia. estas ventajas se suman
a los recursos profesionales, tecnológicos
y la intención del estado y las compañías
petroleras en lograr este objetivo. tal
escenario positivo lleva a expertos locales
e internacionales a señalar a la argentina
como principal candidata a protagonizar
el primer shale boom fuera de los ee.uu.
NotA de tAPA
andrea V. perez
A las reservas de shale probadas, que según la agencia
de Información de energía de los ee.uu. llegan en la
Argentina a los 27 mil millones de barriles de petróleo
y 802 billones de pies cúbicos de gas, se le agregan la ubica-
ción de las formaciones en zonas de baja densidad poblacio-
nal con actividad petrolera convencional preexistente, y la que
puede ser considerada la gran ventaja Argentina: la abundante
disponibilidad de agua en zonas cercanas a los yacimientos.
Si consideramos que en promedio, 99,51% de los fluidos
utilizados en la estimulación hidráulica están compuestos
por agua y arenas especiales, la capacidad de garantizar de
manera factible y segura la provisión de este insumo es un de-
terminante de peso para todo el proceso.
El tema fue el foco de un trabajo realizado por el World
Resources Institute (WRI), organización internacional sin fi-
nes de lucro que a través de su staff de más de 450 expertos
se dedica a estudiar la situación de los recursos naturales en
el Mundo, en torno a siete ejes fundamentales vinculados al
ambiente y el desarrollo: clima, energía, alimentos, flora, agua,
ciudades y transporte.
En su paper “desarrollo Global del shale Gas: disponibi-
sHale SEgUro11
lidad de agua y riesgos para el negocio”, fechado en sep-
tiembre de 2014, el instituto advierte que 38% de las reservas
de shale del Mundo están ubicadas en zonas áridas o de
condiciones extremas que colocan a la provisión de agua
en situación de “estrés”.
“De los 20 países con mayores recursos de gas de esquisto, ocho
(China, Argelia, México, Sudáfrica, Libia, Pakistán, Egipto e India)
enfrentan condiciones áridas o de alto estrés hídrico en las loca-
ciones”, señalaron los investigadores que ubican en el extremo
opuesto a la Argentina y canadá, dado que además de gran-
des reservas de recursos no convencionales tienen un nivel de
estrés hídrico “medio-bajo”.
“Argentina es rica en shale, con la segunda mayor reserva
de recursos de gas de esquisto técnicamente recuperables
del Mundo. Y encontramos que para 72% de sus recursos No
Convencionales su estrés hídrico es sólo bajo a medio”, dije-
ron los expertos en la presentación del informe.
En sintonía, el hidrogeólogo argentino Gabriel Meco-
ni, sostuvo en un diálogo exclusivo con shale seguro que
“las estimaciones sólo del agua superficial de los grandes ríos de
la Cuenca Neuquina indican que se consumirá para la fractura-
ción hidráulica de reservorios No Convencionales sólo algunas
décimas porcentuales de todo el caudal disponible. Los cálculos
sobre el agua subterránea son también muy optimistas pues los
primeros datos indican grandes reservas para satisfacer no sólo
a la industria hidrocarburífera sino a muchas otras actividades
productivas y humanas en general”.
Este ítem adquiere relevancia especial al analizar cuáles son
los factores de riesgo hídrico que desde un abordaje teórico
más se vinculan al fracking: la cantidad del agua utilizada en
relación a la disponibilidad y la alteración de la calidad.
“Respecto a la cantidad de agua, se cuestiona el uso de gran-
des volúmenes y como consecuencia el riesgo de agotar las reser-
vas hídricas”, explicó Marcelo sticco a Shale Seguro. Sticco es
otro reconocido hidrogeólogo y docente universitario, quien
destacó sobre las condiciones específicas de la Argentina: “El
cuestionamiento sobre las grandes cantidades no tiene sustento
técnico en la medida que se lo incluya en un balance hídrico, es
decir, la suma de los aportes de aguas de lluvias a los ríos y a los
acuíferos y la resta del agua producida para los distintos usos hu-
manos (urbano, agrícola e industrial). Los cálculos presentados
por la Dirección de Recursos Hídricos de la provincia de Neu-
quén indican que el agua para el fracking en dicha provincia,
representaría menos del 1% del agua superficial”.
Al analizar el segundo factor de riesgo, la vulnerabilidad a
la contaminación de los acuíferos, la geología ventajosa de la
Argentina vuelve a destacarse: la formación vaca Muerta está
separada de los acuíferos por una capa de más de 2,5 kilóme-
tros, compuesta por rocas impermeables. Para Marcelo Sticco
“este riesgo es muy bajo debido a que las profundidades que se-
paran los acuíferos de las capas hidrocarburiferas superan los mil
metros. Considerando un peor escenario, en el cual las fracturas se
“excedan” de la longitud prevista, aún estarían lejos de las capas
acuíferas”.
En cuanto a la situación particular de las operaciones en vaca
Muerta, Meconi agregó que para minimizar este riesgo “dentro
de la normas de protección ambiental que el Estado provincial
controla y que las empresas aplican para tener los menores costos
posibles, se presta especial atención a la entubación de cañerías
de protección en los metros más superficiales de las perforaciones
-las llamadas ‘cañerías guía e intermedia’-, que en algunos casos
pueden llegar hasta cerca de mil metros de profundidad y que
protegen los acuíferos con uso actual o potencial”.
la ConVenIenCIa de ConoCer y adaptarse a Cada pozo
consultado gabriel Meconi acerca de las condiciones del
fluido que requiere la estimulación hidráulica, este estudioso
y docente de la Universidad de buenos Aires y la Universidad
católica Argentina aclaró: “Según cada tipo de pozo, de técnica
sHale SEgUro12
y de formación o roca que se fracture hidráulicamente, se necesita
un determinado tipo de agua o rango de tipos de aguas. La dulce
es uno de ellos, pero no el único: en algunos casos podría utilizarse
agua salobre (o de salinidad relativamente baja pero que ya no es
dulce y por lo tanto no es potable), o incluso salada”.
De acuerdo a datos de la American Exploration and Produc-
tion Council (AXPC), la estimulación por fracturación hidráulica
lleva aplicándose en los EE.UU. más de 60 años – y más de 50 en
la Argentina-, durante los cuales ha experimentado un proceso
de permanentes mejoras y perfeccionamiento, que se aceleró
en la última década de la mano de la explotación del esquisto
a niveles comerciales.
En este proceso evolutivo la gestión hídrica ha sido una
preocupación fundamental, que concentró -y aún concentra-
enorme cantidad de recursos y esfuerzos destinados a ganar
eficiencia. La experiencia ha dado sobradas pruebas de que
con el mejor aprovechamiento de este recurso, podrán optimi-
zarse los costos, garantizar la seguridad de las operaciones y
obtener la licencia social.
Ya en 2012, en un documento publicado por la International
Association for Energy Economics, el consultor especializado
christopher j. robart sostenía como principal conclusión de su
estudio sobre el impacto económico de la gestión hídrica en
el desarrollo del shale que “si los operadores están dispuestos
a asumir una visión a largo plazo, la gestión del ciclo de vida del
agua en el desarrollo y producción de recursos de esquisto presen-
ta una oportunidad significativa de ahorro de costos”.
En esa misma investigación robart aseguraba que con
mayores inversiones en infraestructura para ganar eficiencia
en el manejo del agua, podría lograrse hasta 20% de ahorro.
Y agregaba que más allá de este beneficio tangible, existen
incentivos más profundos para avanzar en esa dirección,
vinculados a factores intangibles, pero al mismo tiempo
gravitantes para el éxito de las operaciones: la percepción
del público, la adecuación a las legislaciones vigentes y la
protección ambiental.
Sin dudas, el actual contexto internacional de baja de los
precios del petróleo modificó la industria y transformó el mapa
de las operadoras, obligándolas a repensar sus estrategias. En
este escenario, toda posibilidad de hacer más competente el
costo de las perforaciones, observando la rentabilidad, pero
aumentando y manteniendo la sustentabilidad, hace valer los
esfuerzos. Y el manejo del agua antes, durante y después de
cada fractura, no es la excepción.
para alcanzar una gestión hídrica eficiente es imprescin-
dible investigar y mantener un seguimiento minucioso del
comportamiento y las características de los distintos tipos
de suelo y de las particularidades de cada pozo. esto deter-
minará no sólo calidad sino también la cantidad del agua a
utilizar.
sHale SEgUro13
“Para la estimulación por fracturación hidráulica se puede ge-
neralizar diciendo que se consume un promedio de 15 mil metros
cúbicos de agua por cada pozo, pero es bastante variable acorde
a la zona de la Cuenca Neuquina y a si la perforación es vertical,
horizontal o dirigida, lo que implica tres tipos de pozos diferentes
de acuerdo a su geometría espacial”, puntualizó Meconi.
Según un equipo de expertos en energía y ambiente de
la consultora internacional accenture, las tendencias que
marcarán el futuro del fracking en el Mundo, en relación a la
gestión hídrica son:
Más competencia para el acceso al agua dulce.
Más restricciones y controles al proceso.
Desarrollo de diferentes opciones de gestión para el ma-
nejo del agua, de acuerdo a la configuración propia y única de
cada pozo.
Mayor énfasis en la gestión de flujos de residuos y en el
tratamiento de aguas residuales.
incremento de las inversiones destinadas al desarrollo de
diferentes alternativas para la gestión del agua, incentivadas
por el precio del gas natural.
En el trabajo titulado “el agua y el desarrollo del shale”,
estos expertos se propusieron analizar la experiencia norte-
americana para “aprovecharla en los nuevos desarrollos de es-
quisto”. Y enumeraron las diferentes formas de administrar el
agua residual de la hidrofractura, las cuales dependerán no
sólo del costo económico, sino también de las particularidades
de cada locación y de la legislación vigente:
reinyección en pozos de desecho en el subsuelo;
Tratamiento para la reutilización en otras fracturas;
Tratamiento para crear agua salubre;
Tratamiento para obtener agua dulce;
Evaporación o cristalización.
En la Argentina -al igual que en Estados Unidos- se han rea-
lizado importantes avances en el tratamiento, el reciclado y la
reutilización del flowback. Esta técnica permite además gene-
rar un ahorro importante de agua dulce.
Para Thomas Murphy, estudioso del shale boom norteame-
ricano y director del Centro de difusión e Investigaciones
para Marcellus, de la Universidad de Pensilvania, “en los pro-
cesos de perforación y fractura hidráulica, el agua se obtiene nor-
malmente del abundante flujo de superficie de ríos y grandes arro-
yos con más del 85 % del flowback y el agua producida siendo
remediada y reciclada”.
Específicamente respecto al reuso, el hidrogeólogo Mar-
celo Sticco enfatizó que “la reutilización del agua de reflujo
es posible técnica y económicamente. El modo de lograrlo es
sHale SEgUro14
mediante el tratamiento químico del agua con sistemas modu-
lares y transportables hacia las distintas zonas de perforación
en donde se requiere el uso del agua. Las técnicas de tratamiento
son básicamente de dos tipos: por evaporación/condensación o
por ósmosis inversa (ultra filtrado). En la Argentina se dispone
del conocimiento y de las tecnologías para este tipo de tra-
tamiento”.
Sobresale aquí el dato respecto a las operaciones no con-
vencionales de ypF en el yacimiento el trébol, en Chubut,
donde se inyectaron 4.500 metros cúbicos de agua tratada
para la fractura del primer pozo exploratorio. En este caso,
se reutilizó la misma agua que normalmente se usa para la
recuperación secundaria de los pozos convencionales de la
zona, los cuales en este estadio de su ciclo de vida ya arrojan
90% de agua –y sólo 10% de hidrocarburos – por cada 100 me-
tros cúbicos extraídos.
CuIdar el aGua es la ClaVefuente de vida primaria y fundamental –y con riesgos de
convertirse en un bien escaso a nivel mundial-, el agua está en
centro de gran parte de las dudas y los prejuicios manifestados
respecto a la estimulación hidráulica.
Tanto en los EE.UU. como en la Argentina y en otros poten-
ciales centros de explotación no convencional, los movimien-
tos que se oponen a la técnica tienen los mencionados riesgos
hídricos como una de sus principales banderas.
como ejemplo, vale citar un análisis realizado en los EE.UU.
respecto al tratamiento del tema shale/fracking en medios de
comunicación de dos estados que comparten superficie en la
formación de shale Marcellus, uno con el fracking permitido
y otro con su aplicación prohibida: Pensilvania y nueva York,
respectivamente. El dato fundamental que surgió a partir de
los 1.037 artículos periodísticos analizados es que los efectos
del fracking sobre la calidad del agua es, por lejos, el tema
ambiental que prevalece en cada uno de los diarios estudia-
dos, tanto en notas de tono informativo como en aquellas que
tienen una clara mirada crítica hacia la industria.
Demostrar responsabilidad en la gestión de este recurso
debe ser considerado un elemento estratégico fundamental,
sin el cual puede ponerse en riesgo la estabilidad de las ope-
raciones. Tal como han probado distintas experiencias –con
Polonia a la cabeza- si las poblaciones no confían en la garan-
tía de sustentabilidad de parte de las empresas y la capacidad
de control del Estado, será imposible obtener la licencia social,
condición imprescindible para el éxito de cualquier proyecto
no convencional.
Sobre este particular, explicó gabriel Meconi que “en la
industria hidrocarburífera, como en todas las actividades
productivas y sociales en general, cada vez más se van insta-
lando los principios de la Gestión Integrada de Recursos Hí-
dricos (GIRH) (Integrated Water Resource Management o IWRM),
que nacieron dentro del paradigma del Desarrollo Sustentable y
se aplican en países desarrollados desde hace poco más de una
década. YPF y otras empresas en la Argentina ya empiezan a
manejar estos conceptos. Es esperable que en los próximos
años dichos principios estén no sólo en esta industria, sino
CoMposICIón del FluIdo usado en la estIMulaCIón HIdráulICa
0,123%0,088%
0,085%Cloruro de Potasio 0,06%
0,056%
0,043%0,01%
0,011%0,007%
0,004%
0,002%0,001%
fuente: YPf
sHale SEgUro15
también en muchas otras y en la sociedad en general. La GIRH
es útil para toda la industria hidrocarburífera, no sólo para los No
Convencionales”.
Meconi resaltó un dato fundamental: “Toda actividad pro-
ductiva industrial y de explotación de recursos naturales moderna
está regida por estrictas normas de control ambiental. Todas las
empresas -sobre todo las grandes como las hidrocarburíferas- es-
tán interesadas en cumplir dichas normas no sólo para estar den-
tro de la ley y porque el Estado las controla, sino porque no cum-
plirlas y contaminar genera costos futuros que en general son
muchísimo más grandes que aplicar las normas ambientales
para evitar la contaminación. Siendo realistas y viéndolo
desde otro punto de vista: las empresas no sólo cumplen las
normas ambientales por exigencia del Estado, sino porque
también quieren tener el menor costo posible para maximi-
zar la ganancia”.
Una herramienta básica que las operadoras entienden como
piedra basal del éxito y la sustentabilidad de sus operaciones,
es la integridad de los pozos para garantizar su aislamiento,
con el casing y la cementación de paredes adecuados a cada
formación.
Ambos hidrogeólogos -gabriel Meconi y Marcelo Sticco-
coinciden en que los temores respecto al uso intensivo de
agua que demanda la explotación de los yacimientos de shale
son infundados. “Si comparamos la demanda de agua para
la producción de gas No Convencional con otras industrias y
actividades, llegamos a la conclusión de que la explotación
de shale gas es una actividad casi ‘seca´”, enfatizó Sticco.
Además agregó una muy útil comparación: “Según informa-
ción que suministra la Organización de Naciones Unidas para
la Agricultura y la Alimentación (FAO), la cantidad necesaria de
agua para producir algunos alimentos es la siguiente: para obte-
ner un kilo de carne vacuna, se necesitan 15.000 litros de agua;
para un vaso de leche, 200 litros; para un huevo, utilizamos 135
litros; la producción industrial de una hamburguesa utiliza 2.400
litros y para una taza de café, 140 litros. La industria hidrcarbu-
rífera necesita tan sólo 40 gotas (20 mililitros) por cada me-
tro cubico de gas No Convencional. Esa cantidad de gas es lo
que consume una cocina normal durante más de 6 horas. Es
decir, la extracción de shale gas necesita una cantidad míni-
ma -casi ínfima- de agua con respecto a otras actividades”.
La explotación de shale gas no sólo utiliza mucha menos
agua que otras industrias, sino que también –a medida que
se perfecciona- se consolida como una de las más eficientes
formas de producción de energía. Para gabriel Meconi, “esto
queda claramente demostrado en un gráfico elaborado por la
American Exploration and Production Council, que compara
el agua total que consumen las distintas fuentes de generación
para obtener la misma cantidad de electricidad. El estudio refle-
jado en esta comparación demuestra que el shale gas utilizado
en centrales de ciclo combinado no es sólo más eficiente en lo
que respecta a la quema de combustibles, sino que también
en lo que hace al uso del agua, pues tanto para obtener el com-
bustible como para enfriar las turbinas de la central generadora
utiliza mucha menos agua que todas las otras formas de obtener
electricidad”. n
obtención del combustible
Esquema comparativo del total de agua que distintas fuentes de energía usan para generar electricidad, una de las energías que más consumimos. La columna de color verde (izquierda), representa al shale gas, utilizado en centrales generadoras de electricidad “ciclo combinado”, que son de las más eficientes.
eFICIenCIa del uso del aGua en la GeneraCIón de enerGía
Usinas gas natural de
SHALE
Centrales de ciclo combinado con gas de carbón
Turbinas de vapor a
carbón
Centrales nucleares con turbinas de
vapor
Centrales de concentración
solar
(Incluye consumo de combustible crudo)
fuente: American Exploration and Production council 2010.
sHale SEgUro16
“SEgUirá EL
SHALE booM
En EE.UU.”glés- destacó la rapidez con la que estados unidos se vol-
vió independiente al alcanzar la producción necesaria
para autoabastecerse.
Encaminado a obtener un estatus similar también en pe-
tróleo, su economía se ha reimpulsado gracias a un notable
abaratamiento de los costos de la energía para el consumo
doméstico, comercial e industrial. como ejemplo, subrayó
Murphy que “sólo desde el sector petroquímico”, el país
pionero en la aplicación de la estimulación hidráulica,
“espera recibir en los próximos tres años inversiones por
U$S 110 mil millones”.
La cuestión ambiental vinculada a la producción de shale
oil&gas es otro de los puntos centrales en los que el exper-
to puso el foco durante la entrevista. Dio al respecto un dato
fundamental: “la sustitución del carbón por gas natural en
plantas termoeléctricas -ya existentes y nuevas- ha reduci-
do las emisiones de gases de efecto invernadero en los Esta-
dos Unidos, en casi 20 %”.
Sus declaraciones dejaron en evidencia el esfuerzo que la
industria hidrocarburífera aprendió a dedicarle a la sustenta-
bilidad de las operaciones: “Una de las mejoras técnicas más
importantes aplicadas por las empresas ha sido la evolución ha-
cia una gestión más estratégica del ciclo de vida del agua en el
proceso de perforación y fracturamiento hidráulico”.
Esta toma de conciencia respecto a la responsabilidad am-
biental de las operadoras, es uno de los elementos que faci-
litaron la licencia social necesaria para que el shale boom sea
posible. De acuerdo a los datos relevados por el equipo que
conduce Thomas Murphy en pensilvania “64% de los resi-
dentes del Estado está a favor de la extracción de gas, un
porcentaje que es aún mayor en las jurisdicciones más cercanas
Así lo sostuvo el director del Centro de difusión e
Investigaciones para Marcellus, de la Universidad
de Pensilvania, en una entrevista exclusiva concedi-
da a shale seguro.
thomas Murphy, estudioso del fenómeno económico y
social en torno a uno de los principales yacimientos de es-
quisto de norteamérica, afirmó que la revolución energética
del shale llegó para quedarse.
“La gran caída en el precio mundial del crudo ha tenido
un impacto sustancial en la perforación de nuevos pozos
de esquisto en Estados Unidos. La cantidad de plataformas de
perforación en los se ha reducido en más de 400 y las empresas
han recortado sus presupuestos de inversiones de capital en un
promedio cercano a 35 %”, reconoció el entrevistado.
Sin embargo, subrayó que el efecto revolucionario de
la explotación de shale es de tal magnitud y que el lar-
go plazo verá la recuperación del equilibrio y del nivel de
actividad.
“Las empresas todavía están perforando activamente en
las formaciones de Marcellus y Utica, incluso con los precios
del gas entre U$S1 y U$S1.50 por debajo de los valores de
referencia de Henry Hub. Esto se debe al trabajo continuo de
las compañías tendiente a implementar nuevas tecnologías de
perforación y técnicas de fracturación hidráulica que reducen
significativamente los costos, aportan más eficiencia y permiten
una mejor comprensión general de la geología”, explicó Mur-
phy y agregó que “también están reduciendo costos a partir
de la renegociación de nuevos acuerdos con las empresas
de servicios”.
Entre los principales beneficios de la explotación del gas
no convencional, el director del Mcor -por sus siglas en in-
eNtreViStA: THoMAS MUrPHY
sHale SEgUro17
“The development of
renewables and natural
gas from shale has been
occurring in parallel
for more than five years in
the U.S. and will continue
to do so”.
sHale SEgUro18
a los pozos”. Esto, gracias a que “con las mejoras continuas que
se aplican al proceso de perforación para reducir su huella en
el entorno y minimizar las molestias generales relacionadas al
proceso, la respuesta de las comunidades mejoró”.
invitado por el iAPg, Thomas Murphy visitó en 2014 la Ar-
gentina y tuvo oportunidad de viajar al epicentro de la acti-
vidad no convencional en el país. consultado respecto a su
visión para el futuro de vaca Muerta, dijo que el yacimiento
“está mostrando señales de ser un productor importante y
prolífico en comparación con geologías similares actualmente
en desarrollo en otras regiones del Mundo”.
“Aunque todavía es pronto hacer una evaluación completa de
los recursos, ya hay numerosos signos de éxito, con una canti-
dad creciente de petroleras internacionales decididas a invertir
en su desarrollo”, agregó y advirtió sobre dos elementos que
pueden determinar el éxito o el fracaso del proyecto: la polí-
tica impositiva sobre las operaciones y la disponibilidad para
importar los insumos y los equipos necesarios.
A continuación incluimos el texto completo de la entrevis-
ta, en su idioma original:
“tHere wIll ContInue to be a sHale booM”n which do you think are the main benefits or achieve-
ments the shale industry brought to the usa, so far?
n one of the key achievements the shale energy boom has
created in the U.S., and north America more broadly, is the
ability to quickly move to becoming energy independent for
natural gas and move in a similar direction for crude oil pro-
duction. This has also led to the pending export of natural gas
as Lng in starting in late 2015. in turn, this has lowered the
U.S. balance of payments since substantial imports of energy
have been a big driver in this imbalance the past 20+ years.
it has also significantly lowered the price of energy for re-
sidential, commercial, and industrial users and created new
sources and quantities of feedstock for the chemical industry,
which alone is expected to invest over U$S 110 billion over the
next 3 years. And from an environmental point of view, swit-
ching from coal to natural gas in many new and existing power
plants has cut gHg emissions in the U.S. by almost 20%.
n How has the prices break-down affected production?
Can we still talk about it as a shale boom?
n The large drop in the global price of crude has had a subs-
tantial impact in the drilling of new shale wells in the U.S. The
number rigs drilling in the U.S. has dropped by over 400 and
sHale SEgUro19
companies drilling shale wells have reduced their capital ex-
penditure budgets on the average of 35% across the industry.
Many firms have also pulled back to the shale plays with
the most promise to be profitable in this low price environ-
ment.
They are also reducing costs by renegotiating new deals
with service companies and laying off workers to match their
newly reduced size. it is estimated that over 100,000 people
have been layed off from energy service companies world-
wide since crude prices have dropped by close to 50% in the
past 8 months.
Taking the long view, it would appear that with the his-
torical shift to shale energy, that there will continue to be
a “boom” although the price swings in the midst of it and
the reduction of drilling on occasion based on market price
trends.
n and what about the operations and projects in Mar-
cellus and utica? do you have an estimated lowest price
at which production is still viable?
n companies are still actively drilling in the Marcellus
and Utica formations even with gas prices that are U$S1 to
U$S1.50 under Henry Hub prices. This is due to companies
continually trending to deploy new technology and drilling/
hydraulic fracturing techniques that are significantly redu-
cing per well costs. Well bore lengths are getting longer, frac
stages more efficient, and there is an overall better unders-
tanding of the geology.
At the same time, the yields of wells have posted large
increases in the past 3-4 years. And matched to that are the
completion of more midstream projects that are allowing
better access to premium northeast U.S. markets.
n when did the ‘shale boom’ begin in these formations?
talking about technical aspects, what have the oil&gas
companies learned since then? what improvements they
managed to make to fracking?
n The major expansion in shale gas development in the
sHale SEgUro20
Marcellus occurred in 2010 (see charts 1, 2 and 3) with the
Utica posting major strides in 2Q13.
one of the key technical improvements made by compa-
nies has been the move towards a more strategic lifecycle
management of water in drilling and hydraulic fracturing
process. Water is now routinely sourced from large surface
flow of rivers and large streams with over 85% of flowback
and produced water now being remediated and recycled.
companies are also learning how to extract an increasing
amount of gas from the same unit of rock with better place-
ment of frac stages through better technical analysis of geo-
logy along the wellbore. Placement of proppant has also im-
proved with better materials being used and a move to create
channeling in the proppant to enhance gas flow. Wellbore
integrity has improved with fewer cases reported of methane
migration in the annulus.
There have also been incremental reductions to fugitive
methane emissions associated with the greater usage of me-
ters, values, and equipment that prevent the expression of
methane to the environment.
n Getting social license has been a key issue for the in-
dustry. How is the situation in pennsylvania?
n Social license in Pennsylvania to allow the drilling for Mar-
cellus and Utica has improved considerably with over 64% of
residents in the state in favor of the drilling for gas, a percentage
that becomes even higher in jurisdictions closer to the well sites.
With continual improvements being made to the drilling
process to reduce the footprint on the landscape and to scale
back overall nuisances associated with the process, the res-
ponse from communities has improved. Moving fresh water
to drilling sites by pipelines instead of by trucks has been a
major driver to eliminating complaints by residents.
companies drilling in the Marcellus and Utica have also be-
come more adept at getting out in front of the conversation
with stakeholders, allowing for the conveyance of science
based information that communities can use to make better
personal and public policy decisions.
Through improved best management practices used by
energy companies, there has been a substantial drop in en-
vironmental violations, which the public is realizing as the
process becomes more transparent and allows for more open
public discussion of the risk/benefit analysis.
n which are the main challenges for the companies in
their relationship with the communities?
u Passing accurate information to the media and having it
reported on.
u Dealing with social media that fosters a negative messa-
ge on shale gas.
u Dialogue that has become more about climate change
as a metric to judge shale gas extraction against when debat-
ing its merits.
u national ngos “stealing” the message and imparting
their global goals into local conversations that have more lo-
cal concerns.
n which one do you recognize as the most successful
policy or plan implemented in the area?
u regulatory improvements in wellbore integrity to sharp-
ly reduce methane migration issues.
MarCellus reGIon.natural Gas produCtIon
MarCellus reGIon. new-well Gas produCtIon per rig rig count
fuente: U.S. Energy information Administration (EiA)
sHale SEgUro21
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u impact fees for local communities to benefit from royalty
proceeds of the drilling.
n what do you think is the cause or causes for the rejec-
tion and the ban in new york?
n Politics. Science lost the battle in the discussion several
years ago and it moved to a public argument of loud voices each
touting their our facts supporting their political viewpoints.
n some people say that the development of the frack-
ing industry goes against the investments in renewable
energy. what do think about this assumption?
n The development of renewables and natural gas from
shale has been occurring in parallel for 5+ years in the U.S.
and will continue to do so.
natural gas is providing the base load needed for the inter-
mittent nature of renewables. And market forces at the end
will likely decide how much of either is built out in the U.S. as
it does in many countries around the world. There is strong
support for both forms of energy.
n what can you tell us about your visit to the operations
in Vaca Muerta last year? How would you describe the de-
velopment there? what do you think expects us for the
next years?
n The vaca Muerta is moving forward at a pace that reflects
political and market based forces. The shale is showing signs
of being a substantial and prolific producer when compared
to similar geology being developed in other regions of the
world. Many have suggested the geology mimics the Marcel-
lus and has similar yield capacities. So although it is still early
make a complete assessment of the resource, it is showing
numerous signs of success and has attracted increasing num-
bers of iocs to invest in its development.
Two drawbacks would be government policy to create
an onerous tax or regulatory code that is perceived as ad-
verse to the companies. The importation of critical drilling
components has also worked to slow the extraction of the
resource. n
sHale SEgUro22
pablo lópez sorIa
coordinador de la carrera de
ingeniería en Petróleo de la UnAj
A mediados de 2013, por inici-
cativa de la subsecretaría de
políticas universitarias del
Ministerio de educación de la nación,
se creó la red de universidades pe-
troleras (rup), conformada por las Uni-
versidades con carrera de ingeniería en
Petróleo (comahue, cuyo, Patagonia San
juan bosco, iTbA y Arturo jauretche) más
los posgrados de la UbA, la ingeniería en
Perforación de la Universidad de Salta, las
Tecnicaturas en Petróleo que se estaban
creando en jujuy y Patagonia Austral, y
la Tecnicatura en no convencionales que
se lanzó en la UTn regional neuquén.
Tanto el crecimiento de la oferta
académica con la creación de nuevas
carreras, como el incremento registra-
do en éstos últimos tres años en las
inscripciones, es un reflejo del impacto
que han tenido en nuestra sociedad
el proyecto vaca Muerta, la nacionali-
zación de YPf, la concientización de la
importancia del autoabastecimiento
de energía como factor clave de creci-
miento y bienestar, y las oportunidades
de empleo que se presentan con esta
DEbEMoS EDUcAr
PArA LAEnErgíA
Asimismo, debido a los avances tec-
nológicos que hacen viable la explota-
ción de formaciones no convenciona-
les y a la presión de los distintos grupos
de interés para que se haga en forma
ambientalmente sostenible, ha sido
necesario adecuar los contenidos de
los planes de estudio para responder
a ésta necesidad, asegurando la for-
mación de profesionales íntegros con
criterios técnicos, económicos, éticos
y ambientales.
Este propósito de abordar de forma
honesta y eficiente la realidad educativa
de nuestro sector, nos obligó también a
echar una mirada crítica y generar al-
gunas interacciones con la educación
media.
Se tomó esta decisión en pos de dos
objetivos: primero, incrementar el núme-
ro de vocaciones; y en segundo lugar, co-
laborar con los docentes de las escuelas
secundarias, actualizando su formación
y mejorando el nivel de conocimiento y
aprendizaje en ciencias básicas y ciencias
de la Tierra. Así, apuntamos a despertar
el interés de forma temprana entre los
alumnos de las escuelas secundarias, a
partir de la optimización de los conteni-
dos y de la tarea docente.
Durante este año se desarrollarán
programas desde cada universidad y en
sinergia entre los distintos miembros de
la rUP, para llevar adelante estos proyec-
tos. La meta es, por un lado, fortalecer
la capacidad de la educación superior a
partir del intercambio con la industria y
con universidades de otros países con el
fin de actualizar y elevar el nivel acadé-
mico de nuestras casas de estudio, espe-
cialmente en Explotación de reservorios
no convencionales. Por el otro, como
mencionamos antes, profundizar la inte-
eduCACióN
tendencia.
el mercado laboral vinculado al
sector energético se encuentra en si-
tuación de alta demanda desde hace
unos años, existiendo en la actualidad
una brecha muy importante respecto
a la oferta de profesionales egresados
de nuestras universidades. Esta realidad
ratifica el curso de acción iniciado y en-
tusiasma tanto a los actores del sistema
educativo como a las nuevas camadas de
jóvenes con expectativas de formación y
crecimiento personal y profesional. CoNt. eN PáG. 24
sHale SEgUro23
sHale SEgUro24
racción con la educación media.
en ambos casos se busca:
Profundizar los conocimientos de los
docentes, a fin de dotarlos de mejores
herramientas de análisis sobre la reali-
dad energética y la disponibilidad de re-
cursos naturales en la Argentina, además
de sus diferentes formas de aprovecha-
miento y su posible evolución a futuro.
Dotar a los docentes de herramien-
tas formativas e informativas que les per-
mitan evaluar con objetividad el impac-
to social de la industria energética.
contribuir a la formación especializa-
da de los docentes, mejorando su interés
y capacidad de orientación para promo-
ver el ingreso de los estudiantes a carre-
ras universitarias afines.
Elevar el grado de empleabilidad
de los estudiantes, a través del fortale-
cimiento de sus capacidades en oficios
demandados por la industria.
Actualizar a los docentes de las es-
cuelas secundarias en temas específicos
relacionados con la industria del Petró-
leo y el gas. También en el conocimiento
de los procesos críticos de su cadena de
valor: Exploración - Producción - Abaste-
cimiento - Transporte - refinación - co-
mercialización - Protección ambiental
- Seguridad e higiene laboral
Promover la vinculación permanente
de los alumnos con la tecnología dispo-
nible en la industria, con el propósito de
aumentar el interés y motivación de los
mismos hacia la formación en disciplinas
técnicas.
el Gran desaFío: la lICenCIa soCIal
la argentina -a partir del desarrollo
de Vaca Muerta- está parada sobre una
oportunidad única, capaz de transfor-
En el marco del Programa “La Universidad con YPF”, la Universidad Nacional Artu-
ro Jauretche y la Fundación YPF acordaron en 2012 la creación de la carrera de Inge-
niería en Petróleo, la cual fue establecida por medio de la Resolución (R) N° 252/12.
Con 81 inscriptos para iniciar los estudios de Ingeniería en Petróleo en 2013,
la oferta de la UNAJ se constituyó rápidamente en el 22% de los inscriptos a
nivel nacional para estudios de grado en la materia. En 2014 los inscriptos as-
cendieron a 188 y en 2015 llegaron a los 224 sosteniendo la tendencia.
La carrera ya tiene dictamen favorable por parte de la CONEAU para la acredita-
ción.
En este contexto, se planteó como un objetivo central la colaboración entre la in-
dustria, la UNAJ y el conjunto del sistema académico y científico, a fin de fortalecer
la carrera, elevar el número de vocaciones y de oportunidades educar para la ener-
gía, mejorar la interacción entre distintos niveles de educación y con la industria,
para incrementar el nivel de los docentes, optimizar los recursos y producir mejores
profesionales.n
ingEniEríA En PETróLEo En LA UnAj
convencionales del subsuelo argentino,
demanda que todos los actores involu-
crados aborden el tema desde una ópti-
ca amplia e inclusiva, con un compomiso
renovado.
para que el proyecto no Convencio-
nal sea posible se le deben brindar a
las poblaciones afectadas y a la socie-
dad en general, información científica
de la más alta calidad. Sólo de esta ma-
nera se logrará alcanzar la licencia social
que permita el desarrollo local, regional y
nacional de la mano de la explotación de
los recursos de una manera sostenible.
la formación de expertos es una
pieza basal para la concreción de esta
nueva política energética del país, y
como tal, exige la articulación e integra-
ción de diferentes sectores –acádemico,
empresario, político, etc.- la rup es uno
de las herramientas más importantes
que se logró poner en marcha y ya
está dando resultados. Promover su
crecimiento y fortalecer su gestión es el
gran desafío. n
mar su prensente y moldear su futuro.
Tenemos reservas importantes y necesi-
dad de aprovechamiento, tenemos vo-
cación y voluntad de conocimiento y de
hacer bien las cosas, tenemos una econo-
mía que motiva a la industria a traccionar
recursos para su desarrollo.
Pero también tenemos desconfianza
y desconocimiento, palpable especial-
mente en ciertas comunidades que a pe-
sar de estar territorialmente vinculadas a
las zonas de actividades extractivas, han
sido generalmente dejadas de lado al
momento de la toma de decisiones es-
tratégicas relacionadas con el uso de los
recursos naturales con los que conviven.
respecto a esta cuestión fundamen-
tal, en el pasado se ha dejado vía li-
bre para que grupos ambientalistas
de intereses y proveniencias diversas
actúen tergiversando la información
y manipulando la voluntad de dichas co-
munidades.
Entendemos que este momento his-
tórico, marcado por la posibilidad de ex-
plotar los recursos hidrocarburíferos no
VieNe de PáG. 22
sHale SEgUro25
con el objetivo de analizar el impacto de cada nuevo pozo
de gas no convencional sobre los eslabones de la cadena de
valor hidrocarburífera, un equipo de expertos en negocios
de la Universidad de Pittsburgh realizó un estudio pormeno-
rizado de los costos implicados en la perforación y puesta en
producción de un pozo horizontal en la formación Marcellus
de Pensilvania.
Un análisis de este tipo cobra especial relevancia en un
contexto de precios bajos en el mercado internacional de
petróleo que derivó en un reacomodamiento de la industria
del shale, con empresas que debieron replantear toda su
estrategia debido a los costos elevados de las operaciones.
Según los autores, William E. Hefley y Shaun M. Seydor,
cada perforación conlleva en promedio un gasto total de 7
millones de dólares, cifra que engloba desde los derechos
de adquisición y arrendamiento del terreno, hasta la fractu-
ración, la completación y la puesta en producción.
Aquí aparece como parte del cálculo un factor fundamen-
tal que diferencia notoriamente la planificación del negocio
en los EE.UU. y la Argentina: los derechos sobre el suelo.
Mientras que en nuestro país la competencia para otor-
gar concesiones la tiene el estado nacional o provincial en
cuestión, en el país pionero del shale las empresas deben
negociar con particulares y asociaciones de vecinos. obte-
ner estas licencias implica casi 30% de los gastos totales del
proceso.
Esta investigación es un capítulo de la publicación apare-
cida recientemente con el título “Economía del Desarrollo
no convencional de Shale gas: Estudios de caso e impac-
tos” (Economics of Unconventional Shale Gas Development:
Case Studies and Impacts). Se trata de una compilación de
artículos científicos que aborda diferentes aspectos del
crecimiento de producción de shale oil&gas en los últimos
años.
Entre sus principales conclusiones, los economistas Hefley
y Seydor observaron que en las operaciones analizadas, “los
costos centrales del desarrollo son: la preparación y recupera-
ción del sitio (casi 2 quintas partes del costo total); la movili-
zación de equipos y materiales, incluyendo las plataformas de
perforación y los equipos fracking hidráulico; la generación de
energía durante todo el proceso; y los insumos del acero y sus
derivados”.
Los analistas notaron también como una tendencia en
las perforaciones de shale que algunas empresas de explo-
ración y producción optan por alquilar equipos y terceri-
zar servicios de diversa índole. Esto abre el juego del shale
boom a empresas pymes y pequeños emprendedores espe-
cializados en áreas particulares como por ejemplo, la selec-
ción y colocación de personal.
Por otra parte, resaltaron que el gobierno desempeña un
papel crítico en la regulación de la industria y que la nor-
mativa respecto al shale parece estar aún en permanente
revisión y perfeccionamiento. “Las nuevas regulaciones o
cambios en las leyes y reglamentos existentes podrían tener un
impacto futuro en los costos de perforación y operación, y sin
duda un efecto en la cadena de valor“, especialmente porque
las operadoras están cada vez más atentas a su cumplimien-
to.
Esta incidencia de cualquier modificación en la reglamen-
tación “es un claro ejemplo de por qué el análisis del impacto
económico directo capturado en esta investigación es exacto
en el momento del estudio, pero puede variar con el tiempo”.
Hay factores como los costos regulatorios, los costos de
cumplimiento, las presiones inflacionarias, o los cambios en
el precio de los insumos materiales y humanos que inciden
sensiblemente en la inversión necesaria para cada nuevo
pozo.
repasar y analizar cada uno de los ítems que componen
la sumatoria total de gastos es un ejercicio útil para detectar
oportunidades de optimización y ahorro. con ese objetivo,
incluimos los puntos más significativos del trabajo, en su
idioma original.
LoS coSToS DEL SHALE Son MUY SEnSibLES A LA rEgULAción
iNVeStiGACióN de LA GradUaTe ScHool of BUSineSS y eL inSTiTUTe for enTrepreneUrial excellence
wIllIaM e. HeFley and sHaun M. seydoreConoMIC IMpaCt oF a MarCellus sHale well
The focus of this chapter is on the direct economic im-
pact of Marcellus Shale devel- opment. There can be sev-
eral types of economic impact from a particular economic
activity. These can be categorized as direct effects, indirect
effects, and induced effects. this study examines the di-
rect effects of a single Marcellus shale well, developed
using horizontal drilling and hydraulic fracturing, in
southwestern pennsylvania. by using a single well as
a standard unit of measure, this study can help to better
understand the Marcellus Shale. This project sought to
quantify the “business” factors of a single Marcellus Shale
well value chain, by understanding the direct spending in
preparing, drilling, fracking, and moving into production a
single Marcellus Shale well site.
*****pHases oF tHe lIFeCyCle oF a MarCellus sHale wellHead
The development of a wellhead typically progresses
through a lifecycle consisting of multiple phases, with each
phase composed of multiple steps. The steps within each
phase could vary across sites, depending on factors, such
as the current drilling or leas- ing status of the site and its
geography. Lifecycle phases of a typical wellhead are:
n Phase 1 Mineral Leasing/Acquisition and Permitting
n Phase 2 Site construction
n Phase 3 Drilling
n Phase 4 Hydraulic fracturing
n Phase 5 completion
n Phase 6 Production
n Phase 7 Workovers
n Phase 8 Plugging and Abandonment/reclamation
An enormous amount and variety of inputs from various
sources come together for one drilling site. The value chain
begins with site preparation and continues all the way
through postproduction. The site needs to be leveled, with
proper entrance and exit roads for the equipment. Then, all
the actual drilling equipment is put into place, which may
require the rental of the equipment, with truckloads trans-
porting the equipment to the site. before drilling, a sustain-
ment infrastructure needs to be put in place. This includes
generators to provide power to the entire site, which use
non-road diesel that needs to be transported on-site, and
may include living quarters for the drilling workers. Securi-
ty measures may be put into place. All water used through-
out the process either needs to be piped or trucked on-site.
Then, when the drilling starts, all of the ingredients for the
lubricating “mud” need to be bought and transported, in-
cluding water, salt, and a mix of chemicals. Then, the mud
is processed and most of it is recycled and drilling chips
separated and trucked away. After the vertical drilling is
complete, concrete filler is put in place to keep the integrity
of the hole, protecting both the well itself and the environ-
ment that it traverses. Then, the horizontal drilling proc-
ess starts, which also requires the lubricating “mud.” When
complete, the horizontal section gets the concrete as well.
next in the value chain is the shale fracturing process. This
process requires the charges that will be put underground
as well as the fracturing fluid which consists of water, sand,
and another mix of chemicals and additives. The outflow of
fracturing fluid also needs to be either held temporarily on-
site and transported off-site or immediately trans- ported.
After this process, the equipment is removed and the pip-
ing infrastructure is put into place along with a permanent
wellhead or “christmas tree.”
This chapter addresses the direct economic effects of
Phases 1 through 6 of a Marcellus Shale well. Phase 7, oc-
curring throughout the working life of a producing well,
and Phase 8, which occurs at the end of the life of a well
site, are not included in our analysis. given the expected
productive life of a well spanning over many years, these
costs will indeed have continuing economic benefit to the
region, but are not addressed in this study. Each of these
phases in developing a producing Marcellus Shale horizon-
tal well is briefly described in the following sections.
data ColleCtIonA key source of developing the research team’s under-
direct economic Impact of the Value Chain of a Marcellus shale Gas well
sHale SEgUro26
sHale SEgUro27
standing of the Marcellus drilling and fracking process was
a site visit, made by the entire research project team, to an
in-process well site in Washington county, Pennsylvania.
Multiple limitations may impact these analyses. These in-
clude the uniqueness of each well, the differing character-
istics of each wellhead, and lack of transparency into actual
costs.
A wellhead has a number of characteristics, some of
which could vary across sites and geography. The charac-
teristics of our typical wellhead are:
n Located in Southwestern Pennsylvania, drilling into the
Marcellus Shale deposit
n vertical shaft drilled to kick-off point at approximately
6,000 feet
n Single horizontal lateral, of approximately 4,000 feet
n 11,000 foot total measured depth (TMD)
n A well site of 300 ft. by 500 ft. = 3.5 Acres
These assumed characteristics allow us to develop a cost
model of a typical wellhead and are reflected in the value
chain, which describe each phase of the lifecycle and the
direct economic impact of each phase of the Marcellus
Shale extraction lifecycle.
This analysis was developed in early 2011, before the
slowdown in drilling activity, and reflects costs as of that
time. numerous data sources were used including laws and
regulations, public records, published literature, observa-
tions and interviews from site visits to Marcellus wellhead,
and numerous telephone and email interviews with indus-
try participants.
Value CHaIn oF a MarCellus sHale wellHead
This section summarizes the value chain of a Marcellus
Shale wellhead by examining the total spend associated
with a typical wellhead in Southwestern Pennsylvania. it
follows a general lifecycle flow, detailing specific steps
within the lifecycle and their costs, to develop the value
chain of a typical Marcellus Shale wellhead.
pHase 1 MIneral leasInG/aCQuIsItIon and perMIttInG
When analyzing the total cost of drilling a gas well, two
preliminary steps must be considered: mineral leasing
and acquisition and permitting. These steps are critical to
the establishment of a well and can contribute significantly
to overall cost.
Exploration and production companies, or landmen act-
ing for them, must approach and negotiate with landown-
ers for mineral rights leasing. This process will often start
with the largest tract of land, moving on until sufficient
rights are acquired for effective production. This study as-
sumes that 320 acres is the minimum acreage to permit,
with 640 acres (1 square mile) being the minimum optimal
size. Adjacent properties may also be placed under license,
as surface/non-surface leases allow placement of the pad
site location on property or only the access to minerals un-
derneath.
Second, the permitting stage requires the satisfactory
filing/obtaining of state and local permits and posting of
necessary bonds to allow for site preparation to begin.
*****
pHase 2 sIte ConstruCtIonThe second phase, Site construction, involves the design
and layout of the well site for the construction of the road
and pad, or “staking the well.” The steps involved in this ac-
tivity include, among other things, survey, site design and
layout, water planning (i.e., planning for water ponds, wa-
ter supplies via trucks, or pipeline), construction of access
roads, road and pad construction (i.e., staking the well),
placement of on-site trailers, construction of water storage
or pits, and erosion control.
The process for site construction begins when compa-
nies are invited to bid on the site building project.
The first step in the construction process for the compa-
ny awarded the bid is to call the utilities for the “one call.”
This is where the utility companies such as data, gas, and
water companies come out to the site and mark the utility
infrastructure in place with flags so that the site construc-
tion does not damage any of the current lines in place.
The second step to the process is to determine what type
of erosion control needs to be put in place. Erosion control
is put into place to protect creeks, streams, and highways
from damage, which can be caused if too much sediment
washes off of a site while the soil is being disturbed by con-
struction.
once the erosion control plan is in place, the roads can
sHale SEgUro28
be constructed to mobilize the equipment needed to con-
struct a site. costs can vary greatly by road length and type;
however, average road construction for a site in Pennsylva-
nia is from $10,000 to $20,000.
Mobilization is the process of moving the equipment to
the work site and cost on average $10,000–$20,000. During
mobilization, equipments such as dozers, backhoes, trac-
tors, blades, rollers, and haul trucks are moved to the site.
once the equipment is on-site, the site must be stripped
and grubbed.
After the area has been stripped and grubbed, the loca-
tion is leveled. This process begins with the topsoil being
stripped and reserved. The top soil needs to be saved to be
spread back out over the area during the interim reclama-
tion so that the area is able to be seeded.
At this point, a frack pond would be built if one was need-
ed. The average cost for a frack pond is $60,000–$80,000.
After the earth work for a location has been completed,
the pad is then constructed of rock. The base of the pad is
8–12 inches thick and constructed of a coarse aggre- gate.
on top of this layer is 3–4 inches. of aggregate referred to
as crush and run which is a finer aggregate material with
smaller particles in it. When the crush and run is rolled us-
ing a smooth barreled roller, it appears similar to a parking
lot. on average, a site requires $10,000–$20,000 worth of
rock. The average price of rock is $25–$30 a ton, with some
variation for proximity to a quarry.
once the pad is constructed, the final stage in building
the site is to seed the slopes on the outer edges of the site,
as well as the berm.
When the site construction is complete, the equipment
is mobilized off of the site and the next steps of the proc-
ess can begin. Table 1 summarizes the costs associated with
site construction.
pHase 3 drIllInGthe drilling phase may take 23-35 days per well, in-
cluding five days for mobilization and 18-21 days for
drilling itself. This phase requires myriad pieces of equip-
ment supporting drilling rigs, power generation, process-
ing and disposal of liquid and solid waste (both chips
from drilling operation and drilling mud returned with the
chips), and the wellhead equipment and the bottom Hole
Assembly (bHA).
While this study focuses on a single well on a pad in a site,
it is possible to place up to six wells per drilling pad, with
each well having one or more horizontal aterals.
A Marcellus Shale natural gas well drilling operation can
be broken down into two distinct phases. During the first
phase of the process, a vertical wellbore is drilled down to
a point just above the Marcellus Shale, and casing is placed
into the wellbore. The casing not only protects the integrity
of the wellbore from collapse, but more importantly it pro-
tects any water aquifers through which the wellbore passes.
The second phase of drilling a Marcellus Shale well utilizes
some of the newest technologies available to the industry.
Drilling contractors will use down- hole motors and electro-
magnetic survey equipment to steer the drill bit in any di-
rection while drilling a wellbore reaching thousands of feet
through a seem of Marcellus Shale that sometimes is less
than 20 feet thick. The horizontal portion of the well allows
for the wellbore to have much more surface area; resulting
in much greater amounts of gas that can be extracted. The
benefit of this drilling technique is that a single horizontal
well can produce the same amount of gas as six to ten
vertical wells. Although there are various components of
each section that are found in both the horizontal and the
vertical stages, the costs of these are distinct to each stage
of the drilling process.
The total cost of drilling is contingent upon the final
depth and length of the wellbore. The Marcellus Shale for-
mation lies approximately 7,000 feet below surface in the
Southwestern Pennsylvania area of the Appalachian basin.
once the vertical portion of the wellbore is drilled to a depth
just above the Marcellus Shale (approxi- mately 6,000 feet),
the section of the wellbore referred to as the “curve” begins.
This curve section will generally take 1,000 vertical feet to
drill. The depth, at which the curve lands and becomes hor-
izontal, or parallel with the surface, is commonly referred to
as the total vertical depth, or “TvD.” The horizontal portion
of the well will be drilled approximately 4,000 feet straight
out from the bottom of the curve and running within the
Marcellus Shale the entire way. The result is a wellbore ap-
proximately 11,000 feet in total measured depth, or as it is
commonly known in the industry, TMD.
Due to the high cost involved, most production compa-
nies do not own and operate their own drilling rigs. instead,
a production company will contract this work out to com-
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panies that specialize in the drilling process.
it is common for two different drilling rigs to be utilized
during the drilling of a single Marcellus Shale well. A small-
er rig that drills in a manner referred to as “air drilling” first
drills the vertical part of the wellbore leading directly down
to just above the Marcellus formation. Air drilling rigs pump
high volumes of air down through the drill bit and use the
air to carry the cuttings back to surface. A second and most
times much larger rig is then moved in to drill the horizon-
tal phase of the well- bore. This larger rig uses water-based
or oil-based drilling fluid, commonly referred to as “drilling
mud” to circulate the cuttings back to surface during the
drilling opera- tion. it is necessary to use a fluid drilling rig
for horizontal phase of the wellbore due to the fragile na-
ture of the Marcellus Shale. The fluid is noncompressible;
therefore, it holds the wellbore open for around the drill
pipe throughout drilling operations until casing can be ran
in the wellbore. The heavy weight (usually between 12 and
14 lbs per gallon) of the drilling fluid also helps hold down
any unexpected gas pressure that may be drilled into (gen-
erally referred to as a “kick”).
for a typical well site, the total cost of the horizontal
drilling rig rental, along with the cost of labor, averages
$225,500 for a well that takes between 25 and 30 days to
drill. overseeing the operation and logistics of the drill-
ing operation is a Drill Site Manager, whose fee averages
$25,500. in addition to these costs, the production compa-
ny must pay for the mobilization and assembly of the drill-
ing rigs, with an average cost of $32,250.
During each drilling phase, the drilling rig is contained
within a special containment area encased in pit liners.
These liners can cost approximately $24,000 per site and
are only in place to prevent contamination to the soil if
there are any unplanned releases of fluids from either the
horizontal or vertical drilling rigs.
Additional costs of such things as float equipment, cen-
tralizers, and baskets will cost the production company
$11,750. These items will be used in the process of lining
the wellbore with protective casing. After the rig is posi-
tioned on the pad, additional costs that are covered by the
production company include the fuel used to operate the
rig and the cost of the various drill bits and reamers used
throughout all phases of the drilling operations. The cost of
fuel to operate the rig totals on average $32,250, with the
cost of the drill bits and reamers totaling $50,000. further
costs include the rental of the instruments and tools that
control the direction of the drill bit, which total $45,000.
There are also costs for various trucking needs, which total
$5,000 and the rental of miscellaneous tools and services
for $56,500.
Diesel generators provide all of the power to the drilling
sites. These generators are normally provided as part of the
leased equipment set with the drilling rig. As many as three
700amp diesel A/c generators power each site. The genera-
tors use a variable frequency drive and produce about the
same level of power as the power grid provides to a house.
Two are typically active at all times, while the third genera-
tor is on standby; generators rotate use cycles to prevent
overuse and breakdowns.
The fuel used is off-road diesel, a red-dyed tax exempt
form of a diesel. it is less expensive than standard diesel,
but is of a lower quality. The total diesel expense for a drill-
ing site is approximately $200,000. The diesel expense cov-
ers not only the generators but also other diesel vehicles.
Total costs for the drilling of the vertical section of
the Marcellus well before drilling even begins average
$457,500.
During the drilling of the well, steel tubing, known as
casing, is cemented into the ground. during the vertical
phase, there are four different sizes of casing that are
used. The first section is referred to as the conductor pipe
table 1-aVeraGe Costs assoCIated wItH sIte ConstruCtIon
STEP
ONE CALL
ErOSION CONTrOL
rOADS
MObILIzATION
STrIP AND GrUb
LEVEL LOCATION
POND AND LINEr*
rOCk
SEEDING AND MATTING
TOTAL
COST
–
15,000
15,000
15,000
23,000
213,000
70,000
15,000
35,000
400,000
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companies also have water sharing agreements with other
opera- tors to reduce the industry impact.
Depending on the geological characteristics of the loca-
tion, the water used for drilling may be stored in a pit or in
frack tanks. The amount of tanks varies, but is around six on
average. The storage tanks are leased. The costs associated
with this lease depend on the company and the size of the
tank.
Usually, the water used for drilling activities is brought
to the location by trucks. The amount of pipeline needed
depends on the location of the water source in comparison
to the well site. The longest distance they have piped water
to a location is approximately five miles (drilling specialist,
personal correspondence). The pipelines are rented and
charged per foot of pipe rented. As the cost associated with
the lease of pipelines is $ 90 per foot, the maximum costs
for the pipeline needed in that context is 5 * 5280 feet * $90
= $2,376,000. for the purpose of pumping, a temporary line
is used to pump in the water source. As is all the drilling
equipment, it is rented.
The costs for the other ingredients of the drilling water,
meaning the mud, are approximately $ 7,500–$ 25,000 per
well. The amount depends on how much hori- zontal drill-
ing is necessary. normally, the drilling mud can be reused
for a certain period of time before it begins to break down
and needs to be disposed of properly.
total costs for the drilling of the vertical portion of an
average Marcellus shale in southwestern pennsylvania
will cost a production company $663,275.
After the drilling of the vertical well has been completed,
and the casings have been cemented into place, the verti-
cal well rig is removed from the site.
As with the vertical drilling rig, most production compa-
nies do not own their own horizontal drilling rigs and must
turn to drilling companies for this stage of the process.
The cost of the horizontal drilling rig rental and the labor
required to operate the rig average $209,000. Mobiliza-
tion and setup of the horizontal drilling rig cost $171,000.
once again it is required that a Drill Site Manager be hired
to oversee the operation of the horizontal rig, at a cost of
$26,500.
rentals of additional items such as float equipment,
centralizers, and baskets will cost the extraction company
$15,000. further costs that are covered by the produc- tion
and is generally 20” in diameter and 20–40 feet long de-
pending on the depth of the first encountered solid rock in
the wellbore. The purpose of the conductor pipe is to pro-
vide a strong base for construction of the wellbore and the
subsequent casing pipe. There is no cement used in the in-
stallation of the conductor pipe as it is generally driven into
solid rock. The second section of casing is also known as
the surface casing and has a diameter of 16¾”. This casing is
used to a depth that surpasses the level of the water table.
The cost of the surface casing on an average Marcellus well
is $19,500. The cement that the casing is surrounded with
will cost an additional $15,000. next the 1st intermediate
casing, known as the coal string casing because this casing
is used to take the well to a depth past the natural layer of
coal that is in the ground, is inserted into the well. The 1st
intermediate casing is 11¾” in diameter and is inserted to a
depth of approximately 650 ft and is continued upward un-
til it reaches the surface. The cost of the coal string casing is
$12,625, with the cement for this stage adding an addition-
al $10,000. finally, the 2nd intermediate casing is inserted
to a depth of 2,650 ft and once again continued upward
until it reaches the surface. The depth to which the 2nd
intermediate casing is inserted is much greater than the
surface casing and the 1st intermediate casing due to the
fact that this is the casing which will reach a point below all
possible water aquifers and mines. The cost for this casing
runs much higher due to the length of the casing string,
$51,500, with the cost of the cement totaling $20,000. After
all of the casing has been inserted, a wellhead is placed on
well to hold each layer of casing in place. The cost of the
wellhead equip- ment is $5,000.
throughout the entire vertical drilling operation, the
total amount of water used is very minimal in respect
to other operations later in the completion process of
the well. The only water needed during the vertical drilling
phase is used to keep the dust suppressed coming from the
wellbore and into the lined cuttings pit during air drilling
and also for cementing each casing string. The amount of
drilling water needed varies from well to well, but is typi-
cally about 500,000 gallons per well. This results in costs for
the freshwater for drilling of 500,000 * $ 3 per thousand gal-
lons = $ 1,500, based on a price for the water ranging from
$ 3 to $ 15 per thou- sand gallons, but normally at the lower
end. The gas companies pay on a 1,000 gallon basis. gas
sHale SEgUro30
company include the fuel used to operate the rig and the
cost of the various drill bits and reamers used during the
horizontal run. The cost of fuel totals on average $38,000
with the cost of the drill bits and reamers totaling $4,000.
There are also costs for various trucking needs, which total
$25,000 and the rental of miscella- neous tools and services
for $144,750.
on average, the costs incurred by the production
company for the setup and operation of the horizontal
drilling rig is $633,250.
Horizontal drilling commences at the kick-off point at the
bottom of the vertical well. A typical horizontal lateral may
be approximately 5,000 feet in length, although in drilling
there are variables, such as geology, that effect the drilling
decisions. These factors may allow drilling to take the later-
als longer, up to as long as 9,000 feet, with a typical deci-
sion rule of going “as far as we can laterally while still being
economical” (Production specialist, personal correspond-
ence, August 18, 2011).
new technology has enabled drilling rigs to control the
drill bit so that they can turn the well from a vertical well
into a horizontal well. in order to do this, the extraction
company must also rent equipment that is specially de-
signed to control the drill bit as it makes the turn from a
vertical direction to a horizontal direction.
The cost of this equipment is $85,250. After the drilling
is complete, 5½” casing, known as production casing, is in-
serted into the well at a cost of $248,500 and secured with
$80,000 in cement. Additional costs include $4,000 for the
hauling of water used during the cementing process. The
wellhead equipment for this stage of the drilling has a total
cost of $25,000.
for drilling, it requires some special equipment to sepa-
rate the drill cuttings from the water. These shakers are
included in the rig cost. Disposal of drill cuttings requires
about eighty truckloads, which cost about $250 each. one
truckload contains 62,000 pound or about 28 metric tons
of material (Drilling supervisor, personal correspon- dence,
March 25, 2011). The landfill charges vary per truckload for
depositing the cuttings, depending on the landfill used.
These charges are impacted by special per- missions that
landfills need to accept drill cuttings from the Marcellus
Shale.
To support both the vertical drilling process and the hori-
zontal well drilling process, there are also costs for drilling
mud and chemicals. Drilling mud, which is a combination of
water, clay, and various chemicals, is used to float the rock
fragments, known as cuttings, and soil back to the surface.
This mud is recycled and reused during the course of the
drilling of the well. The wellbore is filled with drilling mud
just before the vertical rig moves off location to ensure the
integrity of the wellbore stays intact and does not collapse
while waiting for the horizontal rig to arrive. costs of fill-
ing the vertical portion of the well will cost the production
company $10,000, and during the horizontal drilling por-
tion, the cost is $127,800 as much more mud is needed. This
mud is recycled after the well is completed and used for the
next well drilling operation.
Geologists and engineers play a role at various stages
of the drilling. they are not only involved during site se-
lection but also work directly on the drilling rig, collab-
orating with the drilling crews, to analyze and fine-tune
the progress of the drilling. So, in addition to the costs
associated with the drilling mud, there are fees paid by the
production company to geologists who are employed to
complete analysis of the drilling mud and cuttings that are
brought to the surface. This process is known as mud log-
ging and enables the crew of the rig to know what geologi-
cal elements the well is encountering below the surface.
This knowledge is important not only to the drilling but
to tuning the chemical composition of the drilling mud to
best suit conditions at the drilling depth. The cost of this
service is $12,000 during the vertical portion, and for the
horizontal portion of the well, the cost is $11,050.
total costs for the drilling of the horizontal portion
of a Marcellus shale well in southwestern pennsylvania
will cost a production company on average $1,214,850.
At this point, the drilling is complete and the production
casing is in place. The horizontal drilling rig is now ready to
be deconstructed and moved to another drilling site. These
costs are included in the original mobilization costs refer-
enced above.
drilling an 11,000 foot Marcellus well costs on ave-
rage $1,878,125. a break- down of drilling costs is
shown in table 2. In summary, depending on conditions
experienced, it takes approximately 18–21 days to drill
a Marcellus well.
various other factors may impact the cost of drilling and
sHale SEgUro31
sHale SEgUro32
fracking, such as the cost of any necessary security meas-
ures, if needed. given the nature of the expensive drilling
components, sites may choose to store and secure certain
equipment or materials such as drilling bits and expensive
parts in secure storage containers, such as conEx steel
storage containers.
Each of these containers costs between two to four thou-
sand dollars, and up, depending on size, plus the costs of
transportation to the well site. Purchasing security fencing
for a well site may cost between $60,000 and $110,000, al-
though fencing rental may cost less.
pHase 4 HydraulIC FraCturInGin the process of hydraulic fracturing, or “fracking,” a
fracking solution is injected into a well under high pressure.
Water, along with additives, fractures the shale rock, while
sand props open the fractures, allowing the natural gas to
flow (Harper and Kostelnik).
once the Marcellus Shale well has been drilled and the
casing has been inserted and cemented for at least 24 h to
cure, it is time to begin the completions Phase. comple-
tions account for 40–60 % of the overall cost to complete a
well. an estimated industry average, per foot, for com-
pletions is $500-$600. This amount varies primarily on the
length of the lateral and number of engineered stages. if
the lateral length is long, there is more length to divide the
fixed costs among, thus lowering the price per foot. if the
number of stages to be completed is high, there will be ad-
ditional time and material required to complete the frac-
turing, thus raising theprice per foot. For a 4,500’ lateral
Marcellus shale well, an estimated all inclusive cost can
be estimated at $2.5 million, assuming 15 fracturing
stages. Hydraulic fracturing companies that provide
service to Marcellus shale play include Halliburton, bJ
services, baker Hughes, Calfrac well services ltd., and
schlumberger.
The first step in the completions Phase is to clean out the
well. A perforating gun must then be inserted into the well
and taken to the very end of the lateral section. These two
steps can be done by using a coil tubing rig. on occasion,
the perforating gun may be inserted by the directional
drilling services, depending on the situation. The cost to
initially clean out the well and perforate the first stage can
be estimated at $35,000-$50,000. This process, if completed
via coil tubing, will require a 3-5 man crew and a coil tub-
ing rig.
once the first stage has been perforated, the gun is re-
moved and the fracturing Phase begins. Water is pumped
downhole at a rate of 75–100 bpm. This is accom- plished
with the assistance of 12–18 large water pumps on tractor
trailers, circled around the wellhead. All water pumps are
connected with highly pressure rated water lines. The water
pumps’ combined hydraulic horse power is 25,000–30,000.
The water is pulled from on-site water completion pits that
are capable of holding millions of gallons of water.
There are also other means of providing water for frac-
turing. As water is pumped downhole, casing pressure
begins to rise. The pressure required to fracture the Mar-
cellus Shale is between 6,500 and 9,000 psi depending on
the formation present. The average is 7,000 psi to stimu-
late the shale. The water is mixed with additives to create
a “fracking fluid,” which is pumped downhole, and into the
perforations in the casing, made by the perforating gun.
The “fracking fluid” squeezes out from perforations in the
4,000- to 8,000-foot-long horizontal arm of the well, which
extends through the sedimentary formation, and causes
the shale to crack. The shale is tightly compressed and
does not release the sought-after quantities of gas until
fractured.
Estimated consumption of diesel fuel to complete a sin-
gle stage by the 12–18 water pumps is 4,000 gallons. cur-
rent diesel fuel price for off-road quality is $4 per gallon.
Generally, the amount of fracking water needed var-
ies from well to well. for that reason, different information
can be found in this context. between 4 and 4.5 mil- lion
gallons and 5.6 million gallons of freshwater per horizon-
tal well are needed for fracking (drilling specialist, personal
correspondence; chesapeake, 2010). other sources es-
timate the amount of freshwater necessary for fracking a
horizontal well at approximately 3 million gallons (Soeder
and Kappel 2009; Airhart 2007). on the contrary, a recent
study of Penn State University estimates the freshwater us-
age for a horizontal well between 4 and 8 million gallons. it
has been reported that 4 million gallons of water, sand, and
chemicals are needed for each well. For a vertical Marcel-
lus shale well, a water consumption of 500,000 to more
than 1,000,000 gallons of water is assumed (Harper
2008). Since most of the Marcellus wells are horizontal, for
sHale SEgUro32
sHale SEgUro33
the estimation of the economic impact of a Marcellus well,
an assumption of 4 million gallons freshwater usage for the
fracking process seems to be reasonable. This would result
in costs for the fresh- water of 4 million gallons * $3 per
thousand gallons = $12,000. Some Marcellus well may need
to be hydrofracked several times throughout their produc-
tive life.
on average, the cost for building a pit is around $120,000
and another $60,000-$70,000 for lining and fencing.
As for the drilling water, a pipeline is also needed for
the transportation of the fracking water. in that context,
depending on the distance from the water source to the
completions pits that are used to store the water, a few
thousand feet to several miles (up to 5 miles) of pipeline are
necessary. The pipelines are rented and charged per foot of
pipe rented. As the cost associated with the lease of pipe-
lines is $ 90 per foot, the maximum costs for the pipeline
needed in that context is 5 * 5280 feet * $90 = $2,376,000.
occasionally, storage tanks are used for the storage of
the water in addition to the pits.
The pumps for the frack water are typically rented from
water transfer companies. The costs vary depending on the
length of the run, how many days the pumps are utilized,
and other factors.
Apart from freshwater, the frack fluid includes other in-
gredients. The costs for those are part of the completion
costs that are typically performed by service companies
such as Halliburton and bj Services.
Sand is used during the process to help propagate the
fractures and allow gas to flow more easily. Estimated us-
age of sand is 250 tons per 300 foot stage. The current price
of sand, including delivery, is estimated at $4 per ton. This
is dependent upon diesel prices and site location. There are
various grades of sand that can be used.
Although not widely understood by many, the typical
makeup of fracking fluid is available from a number of
publicly available sources. fracking fluid is composed of
92.23 % water and 6.24 % sand, and the remaining 1.54
% makes up the fluid system or additives that aid the ef-
ficiency of the fracking fluid. The specific compounds used
in any given fracturing operation vary depending on com-
pany preference, source water characteristics, and sitespe-
cific characteristics, such as the salinity of the deposits.
common components of these include hydrochloric acid
(Hcl), friction reducers, biocide agents, and scale inhibitors
(Halliburton 2011). The total costs for the additional ingre-
dients are between $ 75,000 and $ 200,000.
a small amount (about 10–20 %) of the fracking water
flows back, typically within the first 2 weeks after the
process, and needs to be disposed of. It is this fracking
water that is of environmental concern, as it may con-
tain both fracking solution and brine and other min-
erals from the well itself. about 10 % of the frack- ing
water flows back during the operation of the well. this
water can partly be reused for fracking.
in the context of 220 wells in the Susquehanna river ba-
sin, during the period from june 1, 2008 to May 21, 2010,
59 % of wells used flowback water in fracking and 88 % of
the flowback water brought on-site is used (Abdalla and
Drohan 2010). in these 220 wells, the total flowback reused
was 44.1 million gallons, while flowback disposed consti-
tuted 21.0 million gallons (Abdalla and Drohan 2010).
besides that, the process for both kinds of water (water
from the drilling process and fracking water flows back) is
identical. nevertheless, taking care of the water is a con-
tinuous process throughout the entire lifetime of the
well, even though the flowback will only be between 5 and
100 barrels per day. As fracking requires 4.5 million gallons
of water on average, 450,000-900,000 barrels of water need
to be recycled during this period.
The cost for the recycling of both types of water highly
depends on the degree of purification desired for the flow-
back water. The simple disposal of the water costs between
$10 and $14 per barrel, although recent regulatory changes
have limited water treatment plant’s acceptance of Marcel-
lus Shale wastewater. The costs for recycling water range
between $3.50 and $5.50 depending on the level of pu-
rifica- tion achieved. The lower costs refer to water that still
contains salt and some minor chemicals and can be reused
for the process. The $5.50 version is extremely purified and
can be classified as potable.
Several options of achieving recycling or disposal are
available. Either a mobile unit that can be placed on-site to
limit transportation costs, trucking the water to a wastewa-
ter treatment plant, trucking the water to an underground
injection site, or building a pipeline system to the plant.
The latter option would have the lowest variable costs, but
only makes sense if multiple wells exist/are planned in a
sHale SEgUro33
sHale SEgUro34
condensed area. Underground injection is more expensive
than recycling, but it is cheaper than treatment (cookson
2010).
The mobile wastewater treatment unit can either be
purchased or rented. Purchasing the equipment (one unit)
costs about $4 million, renting $79,500 per month. Addi-
tionally, it costs $73,000 to operate it (fuel, labor, etc.). in-
dependent of the option chosen, the costs for water recy-
cling are somewhat similar. The mobile clarifier incurs costs
between $2 and $4 per barrel, depending on the level of
purifi- cation with the lower $2 cost for water that can be
reused in the process.
flowback water requires between 200 and 300 tanker
trucks to be shipped for recycling. A well site can choose
to recycle this water back into new wells, but this accounts
for all flowback being recycled to a separate well site. re-
cycling saves $200,000 a well and takes 1,000 water trucks
off the road.
besides flowback water, other outputs from a wellhead
could include garbage and broken materials and equip-
ment. Drilling companies also need to keep the rig clean
and measurable, so they work with cleaning companies in
the area that have the capabilities to scrub the rig properly
in order to allow the engineers to read the measurements
on the dials.
the hydraulic fracturing process requires an industry
average 25–30-person crew, which includes engineer-
ing and maintenance support personnel. once the first
stage has been successfully fractured, a plug is inserted to
block water from entering the completed stage and pre-
vent gas from flowing to the surface. Along with the plug,
another perforating gun is entered downhole to perforate
the second stage.
This can be done via coil tubing or wire line. The plug and
gun are lowered to the bottom of the vertical section, but
both need to travel to the end of stage one. This can be
accomplished by pumping water downhole to carry the
plug and gun to the desired location. once the plug has
been set, the perforating gun is discharged. The fracturing
process is then repeated. Pumping plugs and perforating
guns downhole requires a 3-5-person crew, wire line unit,
crane and pressure control equipment. Plugs and perforat-
ing guns can be estimated at $5,000–$15,000 each. Labor
to perforate one stage and set a plug, on a 400’ stage, is
table 2 - Costs assoCIated wItH drIllInG
Vertical drilling
SUrFACE CASING (FrESHwATEr): 16–3/4”
1ST INTErMEDIATE (COAL STrING): 11–3/4”
2ND INTErMEDIATE CASING: 8–5/8”
wELLHEAD EqUIPMENT
FLOAT EqUIPMENT, CENTrALIzErS, bASkETS, ETC.
DAYwOrk DrILLING
rIG(S) MObILIzATION: ALL rIGS
FUEL
bITS, rEAMErS, TOOLS, POwEr TONGS
PIT LINErS
DrILLING MUD AND CHEMICALS
DrILLING MISCELLANEOUS (DIrECTIONAL DrILLING, GYrO)
CEMENT SUrFACE CASING
CEMENT 1ST INTErMEDIATE CASING
CEMENT 2ND INTErMEDIATE CASING
TrUCkING
MUD LOGGING
ENGINEErING CONSULTANT/wELL-SITE LEADEr
MISCELLANEOUS TOOLS, SErVICES, AND rENTALS
HAUL FrESHwATEr FOr CEMENTING/rIG
VErTICAL DrILLING SUbTOTAL
HOrIzONTAL DrILLING
PrODUCTION CASING: 5–1/2”
wELLHEAD EqUIPMENT
FLOAT EqUIPMENT, CENTrALIzErS, bASkETS, ETC.
DAYwOrk DrILLING: SPUDDEr, INTErMEDIATE, AND HOrIzONTAL rIGS
rIG(S) MObILIzATION: ALL rIGS
FUEL
bITS, rEAMErS, TOOLS, POwEr TONGS
DrILLING MUD AND CHEMICALS
DrILLING MISCELLANEOUS (DIrECTIONAL DrILLING, GYrO)
CEMENT PrODUCTION CASING
TrUCkING
MUD LOGGING
ENGINEErING CONSULTANT/wELL-SITE LEADEr
MISCELLANEOUS TOOLS, SErVICES, AND rENTALS
HAUL FrESHwATEr FOr CEMENTING/rIG
HOrIzONTAL DrILLING SUbTOTAL
TOTAL DrILLING COSTS
$19,500
$12,625
$51,500
$5,000
$11,750
$225,000
$32,250
$32,250
$50,000
$24,000
$10,000
$45,000
$15,000
$10,000
$20,000
$500
$11,900
$25,500
$56,500
$5,000
$663,275
$248,500
$25,000
$15,000
$209,000
$171,000
$38,000
$4,000
$127,800
$85,250
$80,000
$25,000
$11,050
$26,500
$144,750
$4,000
$1,214,850
$1,878,125
sHale SEgUro34
sHale SEgUro35
estimated at $15,000–$25,000.
The number of fracturing stages and the length of each
stage is engineered specifically to an individual well. Es-
timated values on a 4,500’ lateral could be 10–20 stages
(average 15) and 200’–500’ stage spacing (average 350’).
A timeline to complete each stage depends on the opera-
tion schedule. for 12 h per day operation, 2-3 stages can
be completed. for 24 h per day operation, 4-5 stages can
be completed.
the all-inclusive cost per stage to fracture can be es-
timated at $120,000– $180,000. this price per stage in-
cludes all previously mentioned costs (sand, fuel, plugs,
perforating gun, services), a portion of the mobilization
and demobilization costs ($75,000–$150,000, depend-
ing on location) and fracturing services costs (remain-
der of costs). Additional equipment such as lighting and
housing may be required for operations. These items can
be rented or purchased by the producing or service com-
panies.
For a Marcellus shale well with a 4,500’ lateral, the av-
erage number of stages can be estimated at 15. the av-
erage length of each stage would then be 300’. using an
average of $150,000 per stage to complete ($120,000
+ $180,000/2 = $150,000), the total cost to successfully
fracture a Marcellus shale well is $2.5 million.
pHase 5 CoMpletIoncompletion of a gas well, over 10–15 days, involves the
processes of recapturing flowback and well testing, water
recycling (and/or disposal), flare (if needed), and the instal-
lation of a “christmas tree.”
once fracturing is completed, one of the last steps is to
drill out the inserted plugs, flow back, and clean out the
well. This process can be assumed to cost anywhere from
$150,000 to $250,000. for this study, we use the average
cost of $200,000, as the actual completion costs at a giv-
en well are highly dependent on the site and the amount
of reclamation required. once flowback is complete and
enough water has been removed to flow to sales, the well
is turned over to production operations to turn the well on-
line.
After the drilling is completed, a piece of equipment with
multiple components, consisting of casing head, tubing
head, and the “christmas” tree, is installed at the wellhead
in preparation for the controlled extraction of the hydro-
carbons from the well. The high pressure of the gases and
liquids that are being released from the well requires well-
heads that can withstand pressures from 2,000 to 20,0000
psi. Exposure to the weather and potentially corrosive flow-
back from the well necessitate noncorrosive materials and
an ability to withstand temperatures ranging from −50c
to 150c. The wellhead must be durable enough to prevent
leaking and blowouts caused by high pressure (naturalgas.
org 2010).
Wellhead components and costs are estimated to total
between $400,000 and $500,000 (Production engineer, per-
sonal correspondence. 24 April 2011).
*****Along with completing the wellhead, land on a well site
that is not being used for production but has been dis-
turbed undergoes interim land reclamation. After drilling
activity is complete, interim land reclamation is performed
based on a plan of operations approved prior to any well
development activity commencing. The assessment of site
reclamation requirements are based on “the site’s habitat
quality, quantity of existing habitat, natural features, juxtapo-
sition of those habitats and fea- tures on the property, plant
and wildlife species currently using the property and those
with the potential to use the property based on the habitat
present” and can significantly vary (Department of conser-
vation and natural resources 2011).
The approximate site area of a well during development
is 300 × 500 feet. During interim reclamation, “40 % of the
originally constructed well pad site can be reclaimed. The re-
maining 60 % of the well pad site is required for maintenance
access, produced water storage, and the production equip-
ment noted above.” Therefore, the area of the interim land
reclamation is approximately 120 × 200 feet.
interim reclamation components and costs are estimated
to total between $500,000 and $800,000 and are highly de-
pendent on site conditions.
*****pHase 6 produCtIon
for the purposes of this study, the production stage
only covers the gathering system and pipeline. Processing
of the natural gas (and potentially other products) is out-
sHale SEgUro35
sHale SEgUro36
side the scope of this analysis. There are, however, several
requirements within our scope that will be necessary over
the 7–15-year lifespan of a well. costs will include one-time
costs such as the finishing off the pad area (typically 300 ft
× 500 ft), the gathering pipeline, and interim reclamation
costs, such as erosion control, land- scape repair, and road
repair. ongoing payments relating to production are roy-
alty payments to the lessor.
*****pHase 7 workoVers
Workovers, as part of the ongoing operation of the well,
rather than its initial development, are not included in our
economic impact analysis. Workover activities could in-
clude power generation, such as solar power for the christ-
mas tree or an on-site generator, additional well stimula-
tion (fracking), equipment maintenance, and servicing.
pHase 8 pluGGInG and abandonMent/reCla-MatIon
Activities associated with plugging and abandonment
of the well and reclamation of the site, such as landscape
or road repair, are not addressed within the scope of our
economic analysis.
suMMary oF tHe Value CHaIn oF a sInGle MarCellus sHale well
This study has examined the process of natural gas ex-
traction from the Marcellus Shale, in terms of examining
the direct economic impact of a single Marcellus Shale hori-
zontal well site. the spending required in the value chain
to bring to production a typical well costs over seven
million dollars. these costs are summarized in table 4.
In summary, while the costs are significant, the devel-
opment of a Marcellus shale well is likely to have con-
siderable economic impact on the region. The central
costs in development are: site preparation and reclamation
(nearly 2/5ths of total cost); mobi- lization of equipment
and materials, including drilling rigs and hydraulic fracking
equipment; power generation throughout the process; and
steel and steel derivatives.
the economic benefits are significant both direct,
which this chapter addressed, and indirect and induced
economic benefits, not addressed in this chapter.
for some exploration and production firms, they have
a reliance on rented or sourced equipment and human
resources, allowing individual firms to focus on their core
competencies and making available opportunities for spe-
cialized entrepreneurial ventures to take part in the value
chain.
Government plays a critical role in regulating the in-
dustry, and changes to the current laws and regulations
are still being considered in Pennsylvania. new regula-
tions or changes to the existing laws and regulations could
have a future impact on the costs of drilling and operat-
ing a Marcellus Shale well and would certainly impact the
value chain as the production companies address issues
of compliance. This is one clear example of why the direct
economic impact analysis captured in this study is accu-
rate as of the time of the study, but may vary over time
in the future as regulatory costs, compliance costs, infla-
tionary pressures, or changes in costs of materials or labor
will change the total direct economic impact of a Marcellus
Shale well. n
sHale SEgUro36
gathering pipelines
table 3 Costs assoCIated wItH GatHerInG
rIGHT-OF-wAY EASEMENT
MATErIAL AND INSTALLATION
COST (PEr FOOT)
AVErAGE LENGTH OF GATHErING PIPELINES FOr SINGLE
wELL (FT.)
TOTAL COST (PEr wELL)
$15
$90
$105
4,500
$472,500
likely case
phase description
table 4 estIMated total Cost oF a MarCellus sHale well
ACqUISITION AND LEASING
PErMITTING
SITE PrEPArATION
VErTICAL DrILLING
HOrIzONTAL DrILLING
FrACTUrING
COMPLETION
PrODUCTION TO GATHErING
TOTAL
$2,191,125
$10,075
$400,000
$663,275
$1,214,850
$2,500,000
$200,000
$472,500
$7,651,825
sHale SEgUro37
sHale SEgUro38
ypF junto a la provincia de neuquén –incluidas las autoridades municipales- y en
conjunto con el bId, ya monitorean el plan Maestro sobre el cual trabajaron el año
pasado para orientar y cuidar que añelo tenga un crecimiento sostenido. el paradigma
sobre el cual se desarrolló responde al programa ICes (Iniciativa Ciudades emergentes
y sostenibles) creado por el bId hace 4 años. la experiencia se realiza en simultáneo
en las dos capitales energéticas que hoy tiene argentina: añelo (por los recursos no
Convencionales) y las Heras, en santa Cruz (por los Convencionales).
AñELo conSTrUYE SU fUTUro con ADn
PETroLEro
sHale SEgUro39
sIlVIa núñez
corresponsal en neuquén
En los ’90, la comarca cutral co/Plaza Huincul trascen-
dió las fronteras locales. Pasó a encabezar los titulares
que la ubicaban como capital de los piquetes, dejando
atrás las bondades conocidas de la mano de la antigua Yaci-
mientos Petrolíferos fiscales (YPf), que supo bañar de oro ne-
gro a toda esa región. Hoy sus habitantes siguen atestiguan-
do el duro golpe. Siguen buscando e inventándose todos los
días en un nuevo perfil productivo, diversificado y no anclado
a la actividad hidrocarburífera. Ese es el espejo que hoy miran
desde Añelo.
Añelo es una localidad distinta pero parecida. con inmen-
sos desafíos, con una historia centenaria ligada a la actividad
de campo, con fortalezas - como poder contar con el espe-
jo de cutral co y haber sido elegida para trabajar dentro del
programa icES del biD - y con las debilidades propias de un
crecimiento demográfico y operacional sin parangón en neu-
quén. Hoy tiene alrededor de 12 mil habitantes, de los cuales
4 mil –hasta el año pasado- recorrían diariamente los 100 ki-
lómetros que la separa de la ciudad de neuquén, el principal
polo económico de toda la Patagonia argentina.
Está estrechamente pegada a Loma campana, primer pilo-
to de YPf en shale y encabeza una lista de 15 localidades
que ocupan 30 mil kilómetros cuadrados, todas impacta-
das por el desarrollo de Vaca Muerta. ese manto tiene una
población actual de alrededor de 450 mil habitantes y en
10 años, se prevé que se duplicará. ni en los momentos de
crecimiento por obras gigantes en la provincia (década del
’70 u ’80, de la mano de las represas hidroeléctricas) se obtu-
vo una proyección semejante. con este escenario, se trabaja
para convertir a Añelo en una ciudad sustentable, con obje-
tivos y desafíos en el corto, mediano y largo plazo, siempre y
cuando, se mantenga la curva de inversiones previstas por las
empresas petroleras.
La aclaración no es menor y la subraya el subsecretario del
consejo de Planificación y Acción para el Desarrollo (coPA-
DE), Sebastián gonzález, al frente por neuquén en el equipo
conformado para el Plan Maestro de Añelo. “Vaca Muerta es la
tercera parte de la provincia. Hay 15 localidades que están sien-
do impactadas por el fenómeno del shale y este trabajo nos dio
una perspectiva de cuál es el crecimiento de esa zona en materia
demográfica, urbana, comunitaria, de demanda vial, etc. Esta
es una manera diferente a nivel país de cómo trabajar en mate-
ria de desarrollo local pero estamos planificando de acuerdo a
las previsiones de inversión que tenemos hasta ahora”, explicó.
Al respecto, a fines de febrero el propio gobernador Jorge
sapag anunció que para este año se espera que el sector
hidrocarburífero invierta en la provincia u$s 7.000 millo-
nes, con la perforación de 700 pozos: 350 no Convencio-
nales con una inversión de u$s 4.200 millones y otros 350
con otros u$s 2.000 millones.
“Siguiendo esa línea de acción y siempre haciendo foco en
Añelo, los desafíos con los cuales nos encontramos son múlti-
ples. Primero, es una localidad que debe ser capaz de poder brin-
dar infraestructura necesaria para el propio desarrollo del Shale,
con todo lo que ello implica”, señaló la licenciada Ana Servidio,
coordinadora de Planificación Territorial, también del coPA-
DE. Y agregó: “Este desafío implica varias miradas porque
tiene que ver con la soberanía energética y con objetivos que
exceden ampliamente a los pobladores no sólo de Añelo sino
también de Neuquén, porque en definitiva se trata de los inte-
reses que están puestos alrededor de la YPF nacionalizada”.
Para la Provincia también es un reto, fundamentalmente en
términos de desarrollo, de perfil productivo, de poder con-
sensuar y trabajar mancomunadamente con el sector privado
de manera de poder equilibrar la economía local y no generar
mayores desigualdades sociales en la región.
“El desarrollo del shale con el potencial que tiene va a impac-
tar en distintas localidades, no sólo en Añelo. Hoy ya alcanza al
Chañar, Centenario, Neuquén, Cutral Co, también Zapala y
sHale SEgUro40
“Lograr que Añelo se convierta en
una ciudad sostenible exige un traba-
jo de todos”, afirmó Silvina Oberti, di-
rectora ejecutiva de la Fundación YPF
y cabeza del equipo que participó en
la construcción del Plan Maestro para
Añelo. El camino trazado proyecta,
nada menos, que los próximos 25 años
de esta pequeña localidad impactada
por Vaca Muerta.
El puntapié, lo reconocen incluso
desde el ámbito provincial, lo dio la
propia Fundación YPF al plantear la
necesidad de armar un plan de desa-
rrollo sostenible, que se concretó en
conjunto con el Banco Interamericano
de Desarrollo (BID) y fue consensuado
con las autoridades nacionales, pro-
vinciales y municipales. En ese marco
participaron del equipo expertos en
medio ambiente, urbanismo, recursos
hídricos, salud, educación -entre otras
áreas- para poder trazar un diagnós-
tico multisectorial y definir el plan de
acción para el corto, mediano y largo
plazo.
“Este plan identifica los principa-
les desafíos para la sostenibilidad de
la ciudad, junto con las estrategias y
acciones acordadas para abordarlos”,
explicó Oberti, al tiempo que enumeró
las inversiones sociales, que desde ese
primer abordaje, se identificaron como
prioritarias. “Hablamos de la amplia-
ción de la escuela primaria local y la
Plaza de Las Escuelas; mejoras en la
provisión de agua potable y en la red
de saneamiento; viviendas para médi-
cos, obras nuevas en el polideportivo
municipal, así como también la cons-
trucción de un centro de formación pú-
blico y un nuevo centro de salud para
los próximos meses. Todas estas accio-
nes son financiadas a través del Fondo
Loma Campana, que constituyó YPF
para la provincia”.
ForMaCIón de oFICIosEn paralelo se trabajó en la forma-
ción de oficios, acorde a la generación
y demanda de empleos; teniendo en
cuenta que Añelo es una localidad
con fuerte tradición agrícola. En ese
sentido, la ejecutiva comentó que esta
tarea se inició el año pasado y en prin-
cipio se hizo foco en tres orientaciones:
electricidad, máquinas viales e inter-
pretación de planos; “con la intención
de vincular esta formación con la ge-
neración de emprendimientos produc-
tivos en el mediano plazo”.
En este contexto, Oberti remarcó
que tanto Añelo como Las Heras, pro-
vincia de Santa Cruz, son considera-
das ciudades estratégicas para el de-
sarrollo energético nacional, aunque
el caso neuquino tiene una particu-
laridad: su expansión es mucho más
acelerada.
“En Añelo el desafío es planificar
su desarrollo con equidad y con una
gestión adecuada, orientada a cons-
truir un núcleo urbano sostenible en el
largo plazo. Se trata de aprovechar las
oportunidades productivas y de em-
pleo que brinda el sector energético,
pero sin perder de vista la convenien-
cia de potenciar la diversificación de
sus economías, fortalecer la gestión
municipal y mejorar la calidad de vida
de sus habitantes”, explicó la referente
de la Fundación YPF. Y en ese sentido,
remarcó: “si bien con este plan hemos
hecho un aporte, como parte de nues-
tro compromiso, lograr que Añelo se
convierta en una ciudad sostenible
exige un trabajo de todos”. n
fUnDAción YPf: “ES UnTrAbAjo DE ToDoS”
sHale SEgUro41
próximos 10 y 14 años pero con la urgencia de la coyuntura.
“Tenemos que pensar en soluciones novedosas para ir acompa-
ñando este crecimiento, soluciones rápidas, de calidad y viables
pero que permitan hacer una casa en 4 meses y no en un año. Lo
mismo quizás debemos pensar para un hospital o una escuela”,
afirmó el subsecretario del coPADE, al tiempo que evaluó la
necesidad de fortalecer, tanto desde el Estado como desde
el sector privado, la oferta de viviendas. Ya se ha expresado
públicamente desde el ejecutivo neuquino la necesidad
de que cada empresa contemple la solución habitacional,
por lo menos para el nivel jerárquico, a la par de la evalua-
ción que realiza para planificar sus inversiones.
aprendIzaJe ContInuoEs que en este nuevo escenario que plantea el Plan Maes-
tro, el aprendizaje es permanente, ida y vuelta. este proceso
también alcanza obviamente a las empresas privadas que
Rincón de los Sauces. En toda esa zona, entendemos que se va
a dar el mayor dinamismo económico y demográfico que se ave-
cina en la provincia”, explicó gonzález. Una señal clara son las
15 familias en promedio que llegan, por día, a la provincia;
todas relacionadas directa o indirectamente con la activi-
dad petrolera. “Esta es la única provincia donde ha crecido la
demanda de empleo y el empleo efectivamente, producto de la
inversión en petróleo y gas”, sentenció el funcionario.
Pero esta situación, que emerge claramente en el diagnós-
tico realizado, también ha destacado señales prioritarias para
desarrollar en el corto plazo. Es decir, así como se pudieron
identificar los desafíos, también aparecieron los puntos de-
ficitarios.
a la demanda concreta de empleo se asoció una fuerte
demanda de soluciones habitacionales. En este sentido,
se admite que se evalúa el tema, incluso en el mismo ámbi-
to sectorial –la cámara de la construcción- pensando en los
sHale SEgUro42
deben adaptarse al nuevo paradigma que plantea el fenó-
meno shale.
otras dos variables que pesan en la columna de déficit
son las relacionadas con la alta demanda energética, para
hogares y empresas, y la crisis que por estas horas sufre
la estructura vial. En ambos casos hay aristas ya en marcha
contempladas en el Plan, en diferentes instancias: algunas de
ejecución, otras de licitación o en la búsqueda de financia-
miento.
Desde la otra columna, la de las ventajas, el equipo de tra-
bajo destaca de Añelo su ubicación geográfica, porque está
emplazado justo en el epicentro de vaca Muerta. Esto es im-
portante por su cercanía con otras ciudades, como centena-
rio o neuquén, porque pueden ofrecer alternativas y suplir
falencias en el corto plazo. Pero también desde lo cultural, se
considera relevante el perfil productivo (la otra cara que en
El fenómeno Vaca Muerta tiene un
fuerte impacto en las tres empresas
públicas de la provincia: la de energía
(EPEN), la de agua (EPAS) y Vialidad
Provincial, porque son las encargadas
de cooperar y contener la demanda de
Añelo y zona de influencia. La obra qui-
zás emblemática y que se espera con
ansiedad es la relacionada a la estruc-
tura vial, bautizada como la autopista
del Shale, cuyo inicio está previsto para
el segundo trimestre del año. Pero ade-
más, el abastecimiento energético para
el flamante Parque Industrial también
es un anhelo vigente con proyectos en
marcha.
Las tres empresas provinciales son
monitoreadas directamente desde el
ministerio de Energía neuquino, a cargo
del ingeniero Alejandro Nicola, quien
precisó que “la autopista del Shale o ruta
del petróleo nos va a permitir mejorar la
comunicación hacia la zona de Añelo,
hablamos de la ruta que uniría Centena-
rio (es decir la 7 y 151) que ya está licita-
coMiEnzA Un ProYEcTo inDiSPEnSAbLE:LA AUToPiSTA DEL SHALE
da y a punto de iniciarse”. Se trata de 37
kilómetros de autovía –cuatro carriles–
para el tramo que va desde la ciudad de
Centenario hasta el dique compensador
en San Patricio del Chañar.
Y agregó: “Vialidad de Neuquén está
haciendo algunos estudios para ver qué
obras necesitamos y en ese sentido esta-
mos trabajando con Vialidad Nacional,
porque el impacto que significará Vaca
Muerta afectará también el Alto Valle de
Río Negro. Estamos trabajando en una
ampliación de la ruta 22, en la zona de
Arroyito hasta Plottier, para que sea do-
ble calzada; se está evaluando además
el futuro de la ruta 22 porque va a cam-
biar la traza, cuando se termine el víncu-
lo con el Tercer Puente y la Autovía Norte,
precisamente con un cruce sobre la ruta
7, a la altura del Cañadón de las Cabras”.
En cuanto al Parque Industrial que se
está construyendo en Añelo, se sabe que
prevé albergar a unas 200 empresas. Allí
la demanda energética será elevada y la
coyuntura, como ya se ha demostrado a
lo largo del diagnóstico, coloca el rótu-
lo de urgente. En este punto se esperan
novedades de la carpeta presentada por
la presidenta en China. “Estamos tra-
bajando en la obra de energía eléctrica
para una nueva estación transformado-
ra de alta tensión, que si todo sale bien
vamos a comenzar a cumplir este año.
Hoy hay muchas empresas que están
operando con un grupo electrógeno”,
concluyó Nicola. n
su momento no tuvo cutral co), porque implica que ya existe
una identidad creada. El diagnóstico arroja un dato concreto
en ese sentido: “El nivel de arraigo de la población es muy
alto. La mayoría de los habitantes (70%) está orgullosa de
vivir en Añelo, y sólo 1 de cada 10 ‘se iría cuanto antes’. Al
58%, por su parte, le gustaría vivir toda su vida en Añelo.
Con respecto al impacto de Vaca Muerta, al 54% le parece
que su influencia local será positiva o muy positiva”.
con esta fotografía, el 2015 encuentra a todo el equipo
monitoreando el Plan Maestro, porque saben que la imagen
no es definitiva: “cambia de cara todos los días, todas las sema-
nas…no es una foto fija”, dicen. Pero no les preocupa, porque
en realidad apuntan “a que en el futuro, Añelo se convierta en la
mejor imagen que pudimos proyectar. Y eso es un buen ejercicio,
como en la vida misma, proyectar e imaginarse, no hay otra ma-
nera de crecer”, aseguró Sebastián gonzález. n
ing. alejandro nicola.
sHale SEgUro43
“Los sismos se miden a partir
del movimiento de las par-
tículas en el terreno, y este
movimiento depende de lo que ocurra
en el subsuelo. Cuando se libera energía
a kilómetros de profundidad, la misma se
propaga hasta manifestarse en superfi-
cie a través del movimiento de partículas.
Esa energía que es germen del terremoto
puede originarse por un evento natural
-generalmente, el choque de placas tec-
tónicas- o artificial. Todo movimiento
que no sea producido por un choque
de placas es lo que se conoce como sis-
micidad inducida”, fue la primera defi-
nición de Soldo.
La utilización de estimulación hidráu-
lica para la extracción de hidrocarburos
no es una novedad ni es exclusiva de las
formaciones no convencionales; por lo
que ya existe más de medio siglo de es-
tudios e investigaciones respecto a sus
efectos sobre el suelo y a los alcances
de la sismicidad inducida que conlleva
este proceso.
De acuerdo a las explicaciones de
este geofísico con más de 15 años de
Con el propósito de
despejar dudas respecto
a la sismicidad inducida y
sus posibles efectos en la
superficie, consultamos
a Juan soldo, doctor en
Geofísica de reservorios
de Hidrocarburos,
quien aseguró que los
eventos generados por la
estimulación hidráulica
son imperceptibles
para la sensibilidad
humana. además resaltó
la caracterización de la
cuenca neuquina como
una zona prácticamente
libre de sismicidad.
vAcA MUErTA ES UnA zonA
DE SiLEncio SíSMico
experiencia en la industria petrolera
“la estimulación hidráulica se viene rea-
lizando hace 60 años. En este tiempo, la
metodología y la forma de aplicación
han continuado su mejora de manera
notable. Se hizo foco especialmente
en los cuidados ambientales. Ahora
se preserva mucho mejor y los protoco-
los a seguir para proteger el aislamiento
hidráulico entre los pozos y la formación
son mucho más severos que antes”.
Asimismo, desde el Instituto ar-
gentino del petróleo y el Gas (IapG),
afirmaron que “numerosas actividades
humanas, como la minería y la genera-
ción hidroeléctrica -entre muchas otras-
generan sismicidad inducida, en general
imperceptible para el hombre, y nunca se
han producido terremotos o daños mate-
riales”.
“Cuando se realiza la estimulación se
inyecta energía en el terreno a través de
presión hidráulica. Esa energía se libera
cuando se producen las milimétricas vías
en las rocas. La magnitud que genera la
energía desprendida es de valores extre-
madamente bajos. En todos los casos
sHale SEgUro44
que yo he documentado los microsis-
mos generados por la estimulación
hidráulica son imperceptibles para la
sensibilidad humana”, enfatizó Soldo.
Para que un movimiento pueda ser
percibido por el hombre en la super-
ficie, debe superar el umbral de los
2,5 a 3 puntos en la escala de richter.
Y para que cause algún problema en
estructuras debe superar los 5 puntos.
Los efectos de la energía liberada por la
sismicidad inducida del fracking están
lejos de estas marcas por lo que se los
califica como “microeventos”.
“Desde YPF el año pasado participa-
mos por primera vez de una registración
microsísmica de superficie para ver si
lográbamos detectar eventos a partir de
una estimulación hidráulica con objetivo
Vaca Muerta. Identificamos movimientos
muy pequeños, ubicados entre los -2 y -4
de la escala, es decir, magnitudes por de-
bajo de cero. Algo totalmente impercep-
tible”, subrayó Soldo, quien se desem-
peña como líder técnico en Geofísica
Mapa de zonIFICaCIón sísMICa
CoNt. eN PáG. 46
dentro de la Dirección de Exploración y
Desarrollo de la petrolera.
Según información del Instituto
nacional de prevención sísmica
(Inpres), la provincia de neuquén
está muy afuera de las zonas de alto
riesgo sísmico. “Las placas subductan –
se meten una por debajo de la otra- muy
al norte de Neuquén. Los terremotos fuer-
tes no ocurren en esa zona”, precisó el ex-
perto en geofísica de YPf.
Y agregó: “todos los terremotos evi-
denciados en la provincia de Neuquén
tienen una profundidad que supera am-
pliamente los cinco kilómetros; la zona
“ahora se preserva
mucho mejor y los
protocolos a seguir
para proteger
el aislamiento
hidráulico entre
los pozos y la
formación son
mucho más
severos que antes”.
sHale SEgUro45
sHale SEgUro46
de actividad tectónica está lejos de la es-
timulación hidráulica”.
Para este experto en el conocimiento
del subsuelo y los efectos de la extrac-
ción de petróleo y gas, el “mito” sobre
la incidencia de las operaciones de sha-
le en la ocurrencia de sismos, no tiene
ningún sustento.
El inPrES ha instalado sismógrafos
en varios puntos de la cuenca neuqui-
na destinados a monitorear todo even-
to sísmico con el objeto de evaluar su
relación con la actividad que se está de-
sarrollando en vaca Muerta. juan Soldo
explicó al respecto: “Se están irrigando
sismógrafos en lugares de producción
petrolera pero también en zonas donde
no hay actividad de la industria. Ya hace
dos meses que se está registrando lo que
sucede en Vaca Muerta y actualmente se
están procesando los datos. Los resulta-
“Todos los eventos
evidenciados en
la provincia de
neuquén tienen
una profundidad
que supera
ampliamente los
cinco kilómetros; la
zona de actividad
tectónica está lejos
de la estimulación
hidráulica”.
dos finales no están listos todavía porque
primero hay un tiempo de escucha en el
que hay que calibrar los niveles de ruido,
pero por lo que vamos viendo, la activi-
dad es prácticamente nula”.
De sus palabras, se desprende que
este último punto parece ser la clave
del éxito de este proyecto dado que “la
sismicidad inducida que produce la
hidrofractura es tan pero tan baja que
es imposible detectarla en la superfi-
cie”. Entonces cualquier ruido “desde el
viento hasta un auto en movimiento- son
impactos demasiado grandes compara-
dos con la magnitud que se puede detec-
tar de un sismo o microsismo después de
practicar la estimulación hidráulica”.
Este despliegue de recursos y conoci-
mientos, puede ser considerado como
una contribución directa de la Acade-
mia a desmitificar la relación fracking-
terremotos. n
VieNe de PáG. 44
sHale SEgUro47
En diferentes partes del Mundo las experiencias
muestran los errores y las consecuencias que trae
decidirse por el desarrollo de solo un tipo de fuen-
te energética. En Europa, por caso, se apostó a desarrollar
de manera muy agresiva las renovables, pero los planes no
avanzaron al ritmo deseado debido al costo de su de su
desarrollo, la volatilidad que tienen por cuestiones climáti-
cas inmanejables y los factores de carga bajos. Entre otras
cosas, en el continente las emisiones de co2 se redujeron
menos que en Estados Unidos, porque en un intento de
fórMULA ExiToSA
SHALErEnovAbLES
la dicotomía “shale vs. renovables”
planteada en el marco del debate
sobre la mejor estrategia para limitar la
dependencia de las fuentes tradicionales,
es falsa según los principales expertos
del Mundo. Hoy, el consenso de
ambientalistas y estudiosos de la energía
es valorar la complementariedad entre las
fuentes verdes -como la solar o la eólica- y
los combustibles no Convencionales, lo
que permite lograr una matriz equilibrada,
madura, moderna y limpia.
+
sHale SEgUro48
alejarse de la energía nuclear se utilizó más carbón.
como ejemplo cabe el de Alemania, un modelo que se
suele presentar como deseable en el Mundo entero. Su
matriz está constituida por combustible fósiles en un 80%,
muy por encima del 11% de generación nuclear y con ape-
nas 10% de aporte de fuentes renovables. En este esquema
22,5% de la energía proviene del carbón, el combustible
que emite cinco veces más gases de efecto invernadero que
el gas natural.
con las críticas actuales a la energía nuclear y la intensión
alemana de reducir la exposición a esa fuente, en los últimos
años el consumo de carbón comenzó a aumentar. fue la pro-
pia canciller Angela Merkel quien anunció el cierre de siete
reactores nucleares de los diecisiete que tiene Alemania,
pocos días después del accidente en la central japonesa de
fukushima en 2011.
como contraparte de esa decisión, fue necesario instalar
más de 10 nuevas centrales carboeléctricas. ¿cuál fue el re-
sultado de esta medida? Las emisiones de co2 aumentaron
cerca de 6% en sólo dos años. El secretario general del con-
sejo Asesor Alemán para el Medio Ambiente, Christian Hey,
admitió que “Alemania tiene un problema de carbón”.Por eso,
la necesidad de avanzar en la explotación de shale gas a nivel
global para mitigar el uso del carbón en economías aún de-
pendientes de este recurso, muchas de ellas correspondien-
tes a países desarrollados, especialmente en Europa. Y esta
es solo una mirada de la realidad energética alemana, dado
que es el quinto país del mundo en el ranking de consumo
de petróleo.
la CoMbInaCIón perFeCtacon estos datos, igualmente Alemania sigue siendo ad-
mirada en materia energética cuando si se observa en de-
talle, la situación de la Argentina es mucho más amigable
en la relación entre la generación de energía y el medio am-
biente. En la Argentina casi no se utiliza el carbón (apenas
1,5%), cuando más de la mitad de la matriz energética se
sostiene a base de gas natural (51%), seguido por el petró-
leo (35%) y las energías renovables -especialmente hidro-
eléctrica- (9%).
En este sentido, el impulso que en el mundo se le está dan-
do a los recursos no convencionales son prioridad. Expertos
de la School for Enterprise and the Environment, de la Univer-
sidad de oxford, aseguran que la explotación de lasenormes
reservas de gas no convencional”podrían actuar como un
combustible de reservaexcelente para equilibrar la intermi-
tencia delas energías renovables (ante por ejemplo, fenóme-
nos climáticos) y/o ayudar a la transiciónhacia la merma de la
energía nuclear”. Es decir que los no convencionales actua-
rían como sustento en la transición hacia la consolidación de
las energías verdes.
Pero esto llevará mucho tiempo ya que, como coinciden
los principales expertos, con un mundo donde la demanda
de la energía aumenta y el desarrollo de las energías renova-
bles es todavía lento, pensar en abandonar los combustibles
fósiles es utópico. Según el informe “panorama energético”
de bP presentado en febrero pasado, en los próximos 20 años
“petróleo, gas y carbón convergerán hacia un ‘market share’ de
entre 26% y 27% cada uno, mientras que los combustibles no
fósiles -energía nuclear, hidráulica y renovables- tendrán una
porción de aproximadamente entre 5% y 7% cada uno”.
El economista español daniel lacalle, autor de The Ener-
gy World Is Flat, resume el tema de forma muy ilustrativa:
“El Mundo no funciona como una operación de suma cero, la
economía crece, las necesidades energéticas aumentan. Las re-
novables y el shale gas forman parte de la misma ecuación,
que es la independencia energética de los países consumi-
dores. No solo son totalmente compatibles, sino que son la
combinación perfecta”. El analista explica que las fuentes
deManda de enerGía en arGentIna
fuente: Secretaría de Energía de la nación (2009)
un 86% de la matriz energética del
país corresponde a los hidrocarburos
Nuclear 3%
Carbón 1,5%
Renov. 9%
Gas Natural 51,62%
Petróleo 35,03%
sHale SEgUro49
renovables no pueden sustituir totalmente las energías fósi-
les. Su factor de carga no llega a 25% y eso sin considerar las
intermitencias a las que están expuestas dependiendo de las
condiciones climáticas. Puntualmente la energía solar toda-
vía está en un proceso en el que es extremadamente cara y
funciona con unos niveles de factor de carga muy bajos. Pero
si se combinan con el shale gas, asegura Lacalle, “se elimina el
impacto de la volatilidad de esas energías que genera muchas
distorsiones. De modo que, no solo es que son absolutamente
compatibles, sino que son piezas del mismo rompecabezas y Es-
tados Unidos, y Texas en particular, es el ejemplo perfecto”.
En esa misma línea, el director de la asociación ambienta-
lista consenso de copenhague, bjørn lomborg dice que “lo
que senecesita son combustibles fósiles de bajo costo y fiables,
al menos hasta que se pueda lograr una transición mundial
hacia un futurode energía más verde. Esto no se refiere solo al
consumo doméstico, sino también a la energía para la agricul-
tura y las industrias; en definitiva, obtener una mejor calidad de
vidaen todos los aspectos”. Además, destaca el éxito del shale
en los Estados Unidos como la mejor alternativa hoy posible.
Existe también la falsa conclusión de que hay posibilidades
reales actualmente de prescindir de los combustibles fósiles.
El petróleo y el gas siguen siendo la principal fuente ener-
gética a nivel global. Y si bien las energías verdes tienen una
muy buena percepción de ecologistas, conllevan desventa-
jas. La energía eólica como la fotovoltaica (que utiliza como
fuente la radiación solar) no aseguran fuentes constantes de
abastecimiento. Si hay luz solar hay electricidad, igual que si
hay viento habrá electricidad. Pero cuando no hay viento ni
radiación solar, la generación se interrumpe. El principal pro-
blema que se da ante esa volatilidad es que los sistemas de
transporte y distribución de electricidad no toleran más de
un 20% de aporte de energías intermitentes. A esto se suma
la imposibilidad de almacenar masivamente la electricidad
que se genera a partir de estas fuentes, o de hacerlo a costos
razonables. n
sHale SEgUro50
La posición que logró la Argentina entre las principales
potencias del Mundo vinculadas a los combustibles no
convencionales se materializa este año en una serie de
eventos relacionados con el shale oil y shale gas donde el país
es anfitrión
El yacimiento vaca Muerta seduce y atrae a expertos de
prestigio e invitados internacionales de primer nivel. “Argen-
tina Shale Gas &Oil Summit”, “World Shale Oil&Gas LatinA-
merica Summit” y “Argentina Oil&Gas Expo” son los princi-
pales eventos que se realizarán este año. Sus organizadores
coinciden en que estos encuentros que tienen a la Argentina
como anfitriona son estratégicos para generar conocimien-
tos y negocios.
El primero de los congresos que se realizará es el “Argen-
tina Shale Gas & Oil Summit”, que contará con conferencias
y exhibiciones referidas al impulso que cobró la industria no
convencional en nuestro país. Promete ser una oportunidad
para que las compañías puedan mostrar sus productos o ser-
vicios hacia clientes actuales o potenciales y proveer opor-
tunidades para establecer más contactos. Será los días 18 y
19 de mayo, en el sheraton Hotel & Convention Center de
buenos aires.
El programa incluye una serie de presentaciones y debates
dirigidos por moderadores que serán seguidos por una ron-
da de preguntas de parte del público. El primer día se cen-
trará en el futuro del esquisto en Argentina, navegando por
el panorama legislativo, la experiencia de distintos actores
con proyectos en marcha y la geomecánica del shale argen-
tino. Durante el segundo día se considerará cómo manejar
el impacto medio ambiental, el compromiso público, cómo
ampliar las oportunidades de inversión, la administración de
redes de suministro y cómo cubrir la brecha de capacidades
en el país.
El “World Shale Oil & Gas LatinAmerica Summit”, even-
to avalado por y-teC, se realizará entre el 23 y el 25 de
junio en neuquén y tendrá exponentes del más alto nivel:
representantes de gobiernos extranjeros, empresas petrole-
ras internacionales, compañías de servicios y reguladores. El
objetivo es la transferencia de conocimiento y experiencia
generada en diferentes lugares del Mundo.
consultado respecto a la decisión de ser anfitrión de esta
importante cumbre, el director general de y-teC, Gustavo
bianchi, explicó que es una continuación de la iniciativa sur-
gida a partir del primer evento en el país en 2012, presencia-
do por alguno de los Products Champions de Y-TEc. “En esa
oportunidad advertimos que el debate tendría mayor potencial
si en las próximas ediciones se realizaba con un contenido más
técnico y estratégico, y no tan enfocado al marketing. En esas
condiciones serviría para mostrar a la industria todo lo que YPF
e Y-TEC estaban haciendo por la Exploración y el Desarrollo del
Shale Gas/Oil en nuestro país”.
para este año, desde y-teC esperan que haya 70% de
asistencia nacional y 30% internacional. Los participan-
tes locales están más que asegurados dado que se realizará
en la provincia “donde la industria tiene sus principales bases
operativas para esta actividad”. Esto es un gran atractivo tam-
bién para los asistentes de otros países, quienes “ya han no-
tificado que quieren conocer más de cerca la operación que
está liderando YPF como pionero regional de esta especia-
lidad”, sostienen.
este año, el listado de proyectos sobre no Convencio-
nales -que involucra tanto a los Products Champions de
y-teC como al personal dedicado a la investigación y de-
sarrollo- es de casi 40, de los cuales la mayoría están asocia-
dos a las geociencias, la ingeniería de reservorios y el área
de Materiales y Logística. Muchos de ellos, serán expuestos
justamente en el “World Shale Oil & Gas Latin America Summit”.
En la segunda mitad del año, el eje de la agenda volverá a la
ArgEnTinA SE conSoLiDA coMo SEDE PArA
AnALizAr EL SHALE
eXposICIones & ConGresos
sHale SEgUro51
capital porteña. entre el 5 y el 8 de octubre, los protagonis-
tas del sector planean con altas expectativas participar
del “argentina oil&Gas expo” (aoG), que reunirá a pres-
tigiosos especialistas convocados por el Instituto argen-
tino del petroleo y del Gas (IapG), para diseñar estrategias
que permitan seguir desarrollando una de las industrias que
mueven el mayor volumen de negocios del Mundo.
Martín kaindl, director de relaciones Institucionales
del IapG, asegura que este encuentro, en su décima edición,
será una exposición de excelente nivel. “Vamos a contar con
la presencia de importantes empresas nacionales e internacio-
nales que abarcan las tres grandes áreas de los hidrocarburos:
upstream, downstream de petróleo y downstream de gas. Se-
guramente la exposición tendrá una gran influencia del
tema vedette del momento, el shale”, dijo.
el espacio elegido para este congreso, que esperan su-
pere los 25.000 visitantes, es el predio de la rural, en la
Ciudad de buenos aires. Allí también se realizará en simultá-
neo un evento académico de relevancia: el “2° Congreso la-
tinoamericano y del Caribe de perforación, terminación,
reparación y servicio de pozos”. Este congreso específico
contará con conferencias, mesas redondas y la presentación
de trabajos técnicos para exponer las últimas novedades
en el campo de la perforación, especialmente teniendo en
cuenta el desarrollo que se viene dando en la Argentina de la
puesta en producción de los combustibles de esquisto.
Kaindl explica que además del entorno que propicia la
creación de negocios, este congreso permite la interacción
entre las empresas productoras, prestadoras de servicios,
proveedores de equipos, consultores y especialistas. Una si-
tuación similar se vivió el año pasado en la exposición Oil&Gas
Energía Patagonia, en la ciudad de neuquén. “La cantidad, la
calidad y la variedad de las empresas participantes no hicieron
otra cosa que confirmar el gran desarrollo que la industria está
experimentando con motivo de los No Convencionales”, señaló.
Entre los participante del Aog 2015 se destaca el grupo Ar-
gentino de Proveedores Petroleros (Gapp), que reúne a más
de 90 proveedores de la industria, y como entidad es repre-
sentativa de la diversa y heterogénea oferta de la industria
nacional de proveedores de bienes y servicios para el sector.
leonardo brkusic, director ejecutivo del Gapp, resaltó
que fueron justamente las empresas asociadas las que to-
maron la decisión de estar presentes como grupo.
Esta entidad que nuclea a proveedores petroleros estará
presente con un espacio institucional de 30 metros cuadra-
dos donde las firmas asociadas que no tengan un stand pro-
pio podrán mantener encuentros de trabajo.
Cuando se planificaron los tres eventos que se realiza-
rán este año se tuvo en cuenta el contexto internacional
con bajos precios del petróleo. sin embargo, ninguno de
los organizadores creyó que ese escenario sería negativo
para los encuentros. Al contrario, creen que el interés por el
shale argentino crece y atraerá asistentes justamente en este
contexto.
desde y-teC, bianchi subrayó que “la incidencia de la
caída de los precios internacionales no es tan importante
en proyectos que son de largo alcance”. En la misma línea, el
representante del gAPP no cree que el actual precio vaya a
minar proyectos hidrocarburíferos, pero “contemplamos que
en algún caso pueden dilatarse en el tiempo o quedar proviso-
riamente en stand by hasta que se vean mejoras palpables”. Los
expertos consultados entienden también que los precios se
deberían recomponer en algún nivel durante este año y que
finalmente habrá una suba y equilibrio que viabilizará pro-
yectos en todo el Mundo. n
shale seguro estará presente
como media partner en los
tres eventos más importantes
sobre rnC que se realizarán
durante 2015 en buenos aires y
neuquén.
S Shale eguro
sHale SEgUro52
La próxima edición del noc forum tendrá su sede en
buenos Aires, con YPf como anfitriona. Este evento
es el ámbito de encuentro más importante a nivel
mundial para las compañías nacionales de petróleo y gas,
que representan en conjunto 80% de la producción y
90% de las reservas de hidrocarburos del planeta.
El foro se realiza desde 2001 y cada dos años reúne du-
rante tres días a los presidentes y cEos de las compañías
de hidrocarburos estatales que lideran el mercado para
discutir desafíos comunes, oportunidades conjuntas, me-
jores prácticas y el rol de las noc en el cambiante panora-
ma global del sector energético.
YPf pudo participar por primera vez en 2014, luego de
su nacionalización. en su año debut, la petrolera argenti-
na fue seleccionada anfitrión y sede de la edición 2016,
como un reconocimiento al interés que despierta entre los
líderes de las petroleras la actividad que está desarrollan-
do la empresa argentina en materia de no convencionales,
especialmente en vaca Muerta.
En las anteriores ediciones fueron anfitriones compañías
de la talla de sonatrach, en Argelia; statoil, en noruega;
petrobras, en brasil; saudi aramco, en Arabia Saudita;
CnooC, CnpC y sinopec, en china; pemex, en México;
tpao, en Turquía; y ecopetrol, en colombia.
preparatIVos en MarCHaEn el pasado mes de septiembre altos funcionarios de
las petroleras miembro del noc forum visitaron la sede de
YPf en la capital porteña para delinear aspectos estratégi-
cos relacionados con la organización del próximo encuen-
tro.
Miguel galuccio participó de esta primera reunión y ma-
nifestó al respecto: “Estamos muy contentos de ser anfitrio-
en abril del próximo año la petrolera
nacional será sede de la novena edición
del noC (national oil Companies) ForuM.
el evento reúne a más de 40 Ceos de
las principales empresas nacionales de
petróleo del Mundo, quienes reconocieron
el liderazgo de la argentina en materia de
no Convencionales.
Año ESTrATégico
PArA YPf
2016
sHale SEgUro53
nes de este prestigioso foro, tan importante para la Argentina
y para YPF”.
con la mirada puesta en 2016 y dado su rol de próximo
anfitrión, YPf fue protagonista de la primera sesión estra-
tégica y preparatoria para la novena edición del noc fo-
rum, que se realizó en Estambul los primeros días de marzo
pasado.
A través de las sucesivas mesas de trabajo y de las distin-
tas áreas de gestión analizadas, se dio un profundo debate
en torno al momento que atraviesa la industria petrolera
en todo el Mundo. Los expositores coincidieron en que la
búsqueda por mejorar la productividad debe ser una par-
te constitutiva de la industria, aunque hubo discrepancias
respecto a si se debe considerar el actual contexto como
una crisis. de acuerdo a la opinión de algunos expertos,
la caída del precio del crudo no es necesariamente ne-
gativa debido a que promueve el crecimiento econó-
mico y el mayor consumo, lo que a su vez impulsará la
demanda.
En el marco de esta búsqueda por mejorar la productivi-
dad se analizaron los casos de YPf, Saudi Aramco y Statoil
en cuanto a su management profesional y la gestión de los
recursos humanos.
Sobre este último punto, la experiencia argentina des-
pertó el interés de los asistentes al presentar la campaña
de la fundación YPf para atraer jóvenes a la industria.
Según palabras de doris Capurro, vicepresidenta de
Comunicación y relaciones Institucionales de ypF y
miembro de la delegación que representó a la petrolera
en Turquía, la iniciativa apunta a que “más jóvenes quieran
estudiar las carreras de la Tierra: geología, geofísıca, ingenie-
ría en petróleo, ingeniería ambiental, energías renovables. Es
una apuesta al futuro, al largo plazo. Los jóvenes tienen una
mirada crítica sobre la industria. Queremos que vengan a ser
protagonistas del cambio que se necesita”.
otro tema que ocupó la agenda de esta primera sesión
giró en torno a los desafíos que enfrentan las petroleras
nacionales para trabajar de manera profesional, obtener
resultados positivos y ser empresas exitosas sin perder de
vista sus principales objetivos alineados a los estados na-
cionales.
En este aspecto la empresa de bandera argentina expu-
so los resultados positivos que han logrado los últimos dos
años de gestión y los planes para el desarrollo de reservo-
rios no convencionales.
este crecimiento acelerado le significó a ypF pasar
de 45.000 empleados (directos e indirectos) a 72.000,
e iniciar profundo proceso de modernización. “Si bien
somos chicos en el contexto mundial -Saudí Aramco tiene
160.000 empleados, para dar un ejemplo-”, reconoció capu-
rro, la empresa experimentó grandes transformaciones de
la cultura y los valores, a través de la redefinición de un
nuevo ADn, la gestión de los talentos, el clima de trabajo,
la comunicación y la estructura.
La participación en noc forum coloca a YPf en un lu-
gar de liderazgo a nivel internacional y, tal como señaló su
cEo, ser sede en 2016 le “dará a la compañía la oportunidad
de profundizar sus alianzas y sinergia con las principales pe-
troleras del Mundo, mostrarles in situ los logros de su gestión
y hacerlos testigos de su gran potencial”. n
sHale SEgUro54
impulsada por éxito obtenido con
el Programa Pymes en el golfo San
jorge, la petrolera argentina pan
american energy decidió extender su
plan de rSE a neuquén, provincia en la
que opera hace más de 40 años.
iniciado en 2005 en el golfo San jor-
ge, el Programa Pymes de PAE celebra
su décimo aniversario implementando
sus actividades en Salta y en neuquén,
además de en chubut y Santa cruz.
Para Horacio garcía, responsable del
programa desde 2009, “haber llevado
esta iniciativa a todas las provincias en
las que desarrollamos actividades es uno
de los principales logros de esta década
de ejecución”.
otro hito importante que garcía des-
tacó en su diálogo con shale seguro,
es haber “incrementado el número de
empresas incluidas en el Programa -inte-
grantes o no de nuestra cadena de valor-
las cuales sin dudas han sido un impor-
tante aporte a las economías donde PAE
opera. En 10 años pusimos en marcha
181 proyectos”.
la apertura del programa a em-
presas y emprendedores que no son
proveedores de pae, es un rasgo
clave que distingue a la política de
rse de la compañía. Para su máximo
que las distingue es que generalmente
son dirigidas por sus propios funda-
dores o la segunda generación fami-
liar, ofreciendo empleo a una gran
cantidad de trabajadores con el foco
puesto en mejorar la productividad y
eficiencia de los mismos. También, vale
destacar que apuntan a que la seguri-
dad de su personal y sus instalaciones se
equipare a la que existe en sus empresas
contratantes”.
con el impulso de la explotación no
convencional, ya se palpita un reverde-
cer de la demanda de bienes y servicios,
que extiende el horizonte de oportuni-
dades del empresariado pyme neuqui-
no. PAE tiene su gran apuesta en el área
Lindero Atravesado, donde desde 2011
desarrolla dos proyectos de shale oil y
tight gas, que se suman a sus operacio-
nes convencionales.
consultado específicamente sobre los
motivos que impulsaron a Pan American
Energy a ampliar recientemente el Pro-
grama a neuquén, garcía subrayó que la
petrolera está presente en esa provincia
patagónica desde hace más de 40 años,
“por ello vimos con cierta lógica la idea de
implementar allí el programa Pymes lue-
go de su comprobado éxito en el Golfo San
Jorge. El factor Vaca Muerta seguramente
movilizará a toda la industria, la cual ten-
drá necesidades, proveedores de servicios
y productos que habrá que desarrollar y
potenciar”.
Además, valoró los aportes que pue-
de hacer el Programa en este prome-
tedor contexto: “De por sí el interés por
conocer y ampliar las redes de contactos
son características propias de los empren-
dedores. Seguramente, el desarrollo de
yacimientos No Convencionales podrá
potenciar ese propio interés y estimu-
lar aún más el emprendedorismo”.
EL DESArroLLo PETroLEro
PoTEnciArá LA vocAción
EMPrEnDEDorAresponsable, este rasgo diferenciador
explica en gran parte el éxito del plan:
“Hace que el efecto multiplicador sobre
la comunidad sea aún más importante”.
A través de este Programa, PAE pro-
vee a las pymes asistencia técnica, fi-
nanciera y comercial, las orienta para
la certificación de normas de calidad y
colabora en la generación de empleo.
En estos casi 10 años, el programa ha
sido una herramienta importante para
el armado de redes de cooperación em-
presarial, pública y privada, con capa-
cidad de sostenimiento y ampliación,
como así también para el desarrollo de
nuevos productos, servicios y de sus-
titución de importaciones. Su plan de
trabajo se focaliza en el concepto de
sustentabilidad, con el objetivo de ha-
cer crecer y desarrollar a las pymes en
el largo plazo, potenciando al máximo
posible su plan de negocios.
respecto al tipo de compañías que
participan del plan, Horacio garcía
explicó que “en general son empresas
que se adaptan muy bien a los procesos
de crecimiento y a los estándares de las
grandes compañías. A su vez, tienen la
flexibilidad necesaria para poder adap-
tarse a los constantes cambios tecnológi-
cos y sociales de la región. Otro aspecto
rSe
sHale SEgUro55
Para el año de su décimo aniversa-
rio, el Programa Pymes tiene entre sus
objetivos superar los excelentes logros
conseguidos durante el año pasado. En
ese sentido, para 2015 el programa
tiene previsto llevar adelante más de
95 capacitaciones en distintas espe-
cialidades, que alcanzarán a más de
2.600 personas de Chubut, norte de
santa Cruz, salta y neuquén.
Actualmente, el Programa está tra-
bajando para asistir, in company, a 32
pymes en especialidades como cali-
dad, Seguridad y Salud ocupacional,
Medio Ambiente, costos, rr.HH. y 5S.
En ese marco y durante el presente año,
se buscará alcanzar las 4.800 horas de
asistencia entre las diferentes especia-
lidades y capacitar a 65 personas. Asi-
mismo, diez nuevos proyectos se suma-
rán durante 2015.
Uno de los pilares que hace posible
118 cAPAciTAcionES AbiErTAS
34
ASiSTEnciAS in coMPAnY
350
PYMES Y EMPrEnDEDorES
PArTiciPAnTES
10ProYEcToS En MArcHA
33.198
HS. DE cAPAciTAción
resultados 2014 los éxitos de este plan, es el trabajo
en alianza con agencias de desarro-
llo, municipios y entidades privadas.
En este sentido, y para fortalecer la
asociación público- privada, garcía
detalló que “se realizan infinidad de
actividades con los Gobiernos Provin-
ciales y Municipales, ya sea mediante las
agencias de desarrollo o directamente
con las dependencias públicas interesa-
das. Y puso como ejemplo el convenio
marco suscrito en 2013 con el Cen-
tro pyme adeneu, a quien los ejecu-
tores del programa “consideran un
aliado estratégico” para el desarrollo
de herramientas que le permitan a las
empresas brindar servicios de primer
nivel. “Hasta el momento, el acuerdo
está teniendo excelentes repercusiones
y resultados que nos permiten confirmar
que estamos por el camino correcto”,
puntualizó garcía. n
sHale SEgUro56
MarCelo suárez
instructor de pesca y atado de moscas
www.elmosqueroflycast.com ar
bendecido por numerosas y diver-
sas riquezas naturales, el paisaje
patagónico ofrece un gran aba-
nico de oportunidades para mantener
el delicado y preciado equilibrio entre
trabajo y placer.
En sus 94.078 Km2 de extensión, el te-
rritorio neuquino conjuga en excepcio-
nal armonía valles y montañas, llanura y
cordillera, estepa y bosque, petróleo en
el subsuelo y lagos transparentes conec-
fiN de SeMANA
DE LAS ProfUnDiDADES DE LA TiErrA A LoS
PLAcErES DEL AgUAlos últimos 20 a 25 años, habiéndose
formado en muchas ciudades diferen-
tes asociaciones o clubes que agrupan
a profesionales y aficionados de esta
actividad encargándose de promover la
misma. A lo largo y ancho de neuquén
son muy variadas las especies de peces
que podemos pescar con mosca, pero
los salmónidos son la perla de las aguas
patagónicas.
Es así que para todo pescador -tanto
local como extranjero- que quiera pes-
car truchas, nuestra Patagonia es desti-
no casi inexorable, siendo la provincia
de neuquén una de las más visitadas.
tados a ríos caudalosos, en la superficie.
Para los amantes de la naturaleza, el
silencio y los desafíos, la pesca con mos-
ca es una actividad ideal para disfrutar
de las maravillas de este entorno. El fly
fishing es una modalidad de pesca en la
que se pone a prueba la habilidad del
pescador para tentar al pez engañándo-
lo con un artificial, el cual semeja su ali-
mento. Este artificial se logra fijando en
un anzuelo pelos, plumas o materiales
sintéticos mediante hilo simulando un
insecto, de ahí el nombre de mosca.
En nuestro país esta actividad ha lo-
grado una difusión muy importante en
sHale SEgUro57
Sus lagos, ríos y arroyos reciben año a
año gran cantidad de aficionados du-
rante la temporada de pesca que se
extiende desde el 1° de noviembre de
cada año hasta el 1° de mayo del año
siguiente.
En la cuenca hidrográfica de la Provin-
cia de neuquén nos encontraremos con
4 variedades de salmónidos, los cuales
han sido introducidos a principios del
año 1900 con fines deportivos: la trucha
arco iris (oncorhynchus Mykiss) origi-
naria de la costa oeste de América del
norte; la trucha marrón (Salmo Trutta)
oriunda de Europa; la trucha de arroyo
(Salvelinus fontinalis) del noroeste de
los Estados Unidos y el salmón ence-
rrado (una subespecie del salmón del
Atlántico perteneciente al Hemisferio
norte). junto con estos peces nombra-
dos se encuentran los autóctonos como
el pejerrey patagónico (odontesthes
Microlepidotus) y la perca, de la cual
hay 3 variedades: la perca de boca chi-
ca (Percychtis Trucha), la perca de boca
grande o bocona (Percychtis colhua-
pensis) y la perca espinuda (Percychtis
Altispinnis).
En tanto destino turístico de trascen-
dencia internacional, la provincia de
neuquén tiene bellas ciudades y villas
que, además de cautivar a los visitantes
con sus vistas y su oferta de alojamiento
y gastronomía, son de visita casi obliga-
da para la pesca con mosca.
Ubicadas todas al pie de la cordillera
y a una distancia de entre 300 y 400km
del trajín petrolero en Añelo, son luga-
res que con sus ríos y lagos pasaron a ser
destinos clásicos de los pescadores por
las bondades de su pesca. Algunas de
ellas son:
Junín de los andes: en los alrede-
dores se encuentran los ríos Aluminé,
El origen de la pesca con mosca es muy antiguo. Hay registros ci-
tados en escritos orientales, que se remontan al parecer a 2000 a.C.
durante el período de la dinastía Shang, en donde se menciona el uso
de anzuelos cubiertos con plumas de martín pescador para engañar a
ciertos peces. Pero es el historiador romano Claudio Eliano (175 a 235
d.C.) quien en su obra “De la Naturaleza de los Animales” dice que en el
río Astraeus los macedonios pescaban algún tipo de trucha con mos-
cas hechas de lana roja y plumas de gallo de color similar a la cera.
Pero la pesca con mosca como hoy la conocemos, avances tecnoló-
gicos de por medio, fue desarrollada en la Gran Bretaña allá por el año
1500 con motivos netamente recreacionales, dejando de lado la histó-
rica necesidad del hombre de pescar por alimento. Ha sido durante los
últimos siglos que estas técnicas han evolucionado hasta lo que hoy
conocemos como un deporte o disciplina de esparcimiento al aire libre,
por llamarla de alguna manera.
A través de los años la pesca con mosca se ha extendido por todo el
Mundo, siendo practicada en todo tipo de ámbitos y si bien original-
mente tuvo su origen para la pesca de truchas, en la actualidad son
muchísimas las especies que se pescan con esta modalidad.
Esta clase de pesca se diferencia muchísimo del resto de las formas,
no solo por el artificial con que se tienta a los peces sino también por
el equipo utilizado para presentar dicho engaño ante nuestra presa.
No menos diferente es la forma de lanzamiento, quizás una de las más
atractivas visualmente debido a lo particular de la técnica utilizada
para hacer volar la línea, llamándole la atención hasta a aquellas per-
sonas que no son adeptos a este deporte.
La diferencia fundamental que encontramos en el lanzamiento es
que mientras en las otras formas de pesca lanzamos el cebo ayudado
por el peso de una plomada, una boya o en el caso del spinning por el
peso del señuelo, en la pesca con mosca lanzamos el artificial ayudados
por el peso de la línea, ya que el de la mosca es mínimo. Y es justamente
por esto que se necesita de una técnica adecuada y muy particular por
cuanto se puede decir que es indispensable recurrir a los conocimientos
de un instructor y tomar clases si queremos tener éxito en esta pesca.
No podemos precisar a ciencia cierta cuándo comenzó la pesca con
mosca en la Argentina. Inicialmente fue practicada en nuestra Patago-
nia por turistas extranjeros, los cuales llegaban atraídos por los gran-
des portes de truchas que aquí se logran. Pero sí podemos mencionar
a pescadores emblemáticos que en la década del ’50 se constituyeron
en referentes indiscutidos y difusores de esta modalidad; José Eva-
risto “Bebe” Anchorena, Jorge Donovan (fundador de la Asociación
Argentina de Pesca con Mosca), el príncipe Charles Radziwill y Eliseo
Fernández.n
UnA TécnicAcon HiSToriA
sHale SEgUro58
Malleo, Quilquihue y el espectacular
chimehuín, que luego de nacer en el
lago Huechulafquen y pasar por la ciu-
dad de junín de los Andes, se une con el
río Aluminé y forman el río collón curá.
Además están los lagos Tromen, Hue-
chulafquen, curruhué chico y curruhué
grande.
san Martín de los andes: situada a
orillas del lago Lácar, está rodeada por
los lagos Lolog, Meliquina, Hermoso, fa-
lkner, villarino, nonthue y los ríos caleu-
fu, filo Hua Hum, Meliquina, chimehuín,
Aluminé y Quilquihue.
aluminé: ubicada sobre la margen
oeste del río homónimo, está rodeada
por ocho lagos Aluminé, Moquehue,
Pulmarí, ñorquinco, Pilhué, ruca cho-
roy, Hui Hui y Lago Quillén, estos cua-
tro últimos ubicados dentro del Parque
nacional Lanín. Los ríos cercanos son el
Aluminé, Quillén, Malleo y Pulmarí.
Villa la angostura: emplazada
sobre la costa del lago nahuel Huapi y
cercana a los ríos Huemul, Machete, bo-
nito, Traful, Estacada y el río y lago co-
rrentoso.
Si de pesca y de neuquén hablamos,
debe hacerse mención al que quizás sea
el más nombrado de los ríos, amado y
muchas veces también odiado por los
pescadores: el Limay. Límite natural con
la vecina provincia de río negro, el río
Limay es famoso por sus espectaculares
truchas marrones y es justamente por
esto que cientos de pescadores cada
temporada hacen volar su línea espe-
rando lograr un lanzamiento preciso y
que la mosca sea tomada por tan ansia-
do trofeo.
Destreza, paciencia, ingenio y preci-
sión, son las habilidades que debe des-
plegar cada pescador: destreza en los
movimientos, paciencia para aguardar el
momento adecuado, ingenio para lograr
moscas capaces de atraer al pez y pre-
cisión para el lanzamiento. Todo, en un
ambiente de paz y relajación, logrado a
partir de la comunión con la naturaleza y
el contacto directo con el agua, la fuente
de vida más primitiva y fundamental.
Después de intensas jornadas en las
que esas mismas capacidades se ponen
a prueba en los pozos y las oficinas desde
donde se construye el futuro energético
de la Argentina, dedicar algunos días a la
pesca deportiva y a contemplar el impac-
tante paisaje patagónico, puede ser la
calve para renovar las energías, despejar
la mente y agasajar al espíritu.n
“destreza,
paciencia, ingenio
y precisión, son las
habilidades que
debe desplegar
cada pescador”.
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