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• Franz Jose Aleman

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Contenido 1.- INTRODUCCION.-............................................................................................................................ 2 2.- OBJETIVOS.-.................................................................................................................................... 3 2.1. OBJETIVO GENERAL.-................................................................................................................ 3 2.2. OBJETIVOS ESPECIFICOS.-......................................................................................................... 3 3.- MARCO TEORICO.- ......................................................................................................................... 3 3.1.- ORIGEN.- ................................................................................................................................. 3 3.2.- SHALE GAS.- ............................................................................................................................ 4 3.2.1 POZOS PERFORADOS.-........................................................................................................ 6 3.3 METODOS DE EXTRACCION ....................................................................................................... 6 3.3.1.- Horizontal Drilling.- .......................................................................................................... 7 3.3.2.- Hydraulic Fracturing.-....................................................................................................... 8 3.3.2.1. Aditivos químicos ..................................................................................................... 13 3.4 RESERVAS A NIVEL MUNDIAL .................................................................................................. 15 3.4.1 Situación actual del Shale Gas en el Mundo, en Europa, y en España ............................. 15 3.4.1.1 El boom en Estados Unidos ....................................................................................... 15 3.4.1.2. Europa ...................................................................................................................... 17 3.4.1.3 España ...................................................................................................................... 18 3.4.2.- Situación Argentina.- ...................................................................................................... 23 3.5.- RESERVAS A NIVEL REGIONAL ............................................................................................... 27 3.6.- ¿En qué se puede emplear el shale gas? .............................................................................. 31 3.7.- Importancia económica.- ...................................................................................................... 31 3.8.- CONTAMINACION ................................................................................................................. 32 3.8.1.- Emisión de Gases de Efecto Invernadero....................................................................... 32 3.8.2.- Impacto Ambiental en los Procesos de Extracción del Shale Gas .................................. 34 3.8.3.- Contaminación de Agua ................................................................................................. 35 3.8.4.- Contaminación del Aire .................................................................................................. 36 3.9.- Críticas ................................................................................................................................... 37 4.- CONCLUSIONES.- .......................................................................................................................... 38 5.- BIBLIOGRAFIA.-............................................................................................................................. 39

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SHALE GAS

1.- INTRODUCCION.El desarrollo tecnológico es quien promueve los cambios por los que atraviesa, constantemente, la humanidad. Así vemos lo ocurrido, por ejemplo, en los últimos 15 años en materia de comunicación, donde el internet es quizás su máxima expresión. En línea con lo anterior, en el área de los hidrocarburos, la unión de dos tecnologías mejoradas como son la "Fracturación Hidráulica y la "Perforación Horizontal han permitido un salto quántico en cuanto a la explotación de los hidrocarburos (gas y petróleo) existentes en lutitas (shale), lo cual ha originado un reposicionamiento de los distintos actores dentro del esquema energético mundial, donde importadores de hidrocarburos se convertirán en exportadores, y aquellos que hoy exportan perderán importante mercados. Es de señalar que el conocimiento de la presencia de estos hidrocarburos (no convencionales) en este tipo de formación no es reciente. Lo que es reciente es el auge que ha tomado, a nivel mundial, la explotación de estos, y todo gracias al salto tecnológico ya descrito. En el 2007, el World Energy Council (WEC) publica "2007 Survey of Energy Resources", donde se establecen las reservas mundiales de petróleo de lutitas. En el 2009, el Departamento de Energía de USA, publica el estudio denominado "Modern Shale gas: A Primer", donde refleja la importancia de esta fuente de energía para los Estados Unidos. Igualmente, En el 2011, la Energy Information Administration (EIA) publica "World Shale Gas Resource". En el 2012, la Internacional Energy Agency (IEA) publica su "WEO 2012", donde indica que USA será exportador de gas en el 2020, y casi autosuficiente en energía, en términos netos, en el 2035, gracias a la explotación de las shale. Cabe señalar que el mercado global de gas de lutitas no se ha creado aún, pero los hechos indican que a pesar de algunos contratiempos, el interés por este sector energético algo exótico está creciendo en todo el mundo. P á g i n a 2 | 41

2.- OBJETIVOS.-

2.1. OBJETIVO GENERAL.-

Informar sobre el desarrollo acelerado de gas no convencional proveniente de lutitas que está causando gran conmoción en el mercado internacional de hidrocarburos.

2.2. OBJETIVOS ESPECIFICOS.-

Explicar los avances tecnológicos de los últimos años que ha permitido que la producción de shale gas (fundamentalmente en Estados Unidos) crezca, causando una drástica reducción del precio del gas natural (GN) a nivel mundial.

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Demostrar mediante gráficos, información sobre los descubrimientos de potenciales reservas de gas de lutitas en países como China, México, Argentina y Francia.

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Explicar de modo sencillo qué es y como es este extraído hacia la superficie y las diversas ventajas que este tiene.

3.- MARCO TEORICO.3.1.- ORIGEN.Los esquistos son formaciones de rocas ricas en arcillas, normalmente derivadas de sedimentos depositados en entornos tranquilos en el fondo de mares o lagos, habiendo permanecido enterrados millones de años. Cuando se ha depositado una gran cantidad de materia orgánica sólida (kerogeno) y la roca ha sufrido calentamiento, parte de este material se ha transformado en petróleo o gas o una mezcla de ambos dependiendo de las condiciones de temperatura. Esta transformación normalmente incrementa la presión dentro de la roca, de tal forma que parte del petróleo y gas es expulsado desde los esquistos migrando hacia arriba dentro de otras formaciones de roca donde forma reservorios convencionales de petróleo y gas mientras que lo que queda en los esquistos forma el shale oíl o shale gas.

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Figura 1: Extracción de esquistos Fuente: impactos de origen14 Los esquistos son un conjunto de rocas metamórficas de bajo a medio grado de metamorfismo, pertenecientes al grupo de silicatos. Se caracterizan por poseer estructura foliada y composición química variable, con una estructura molecular de 1 átomo de silicio y 4 de oxígeno. Dentro de los esquistos más comunes podemos encontrar: esquisto de mica, hornablenda, clorita y talco. Los esquistos provienen de arcillas o lodos, los cuales han sufrido procesos metamórficos de diversas temperaturas y presiones. Su estructura foliada permite que sean fácilmente separados en delgadas láminas, manteniendo su composición.

3.2.- SHALE GAS.El gas shale es un tipo no convencional de gas natural. Se encuentra ubicado entre las rocas sedimentarias de grano fino que hay presentes bajo la corteza terrestre y se extrae de zonas de gran profundidad en las que abundan rocas como las argilitas, las lutitas, los esquistos y las pizarras bituminosas. Por ello también es conocido en todo el mundo con el nombre de gas de lutita, gas de esquisto o gas pizarra. Aunque es un hidrocarburo gaseoso no convencional, posee las mismas cualidades que el gas natural y sus aplicaciones en el mercado son exactamente iguales. Gas de esquisto (inglés: shale gas) se produce en rocas de esquisto que contienen muchas sustancias orgánicas. Su composición se parece a la composición de gas natural proveniente de yacimientos convencionales. Contiene metano (75-95%) y nitrógeno, y a veces también P á g i n a 4 | 41

pocas cantidades de etano, propano, de gases nobles, oxígeno y óxido de carbono. Gas de esquisto no contiene el nocivo sulfuro de hidrógeno. El término Shale Gas (Lutita Gasífera) se refiere al Gas Natural almacenado/producido por Lutitas muy baja permeabilidad, que actúan a la vez como generadoras, almacenadoras, trampa y sello. Este tipo de yacimiento comprende, junto con el Tight Gas (Gas de reservorios compactos) y Coalbed Methane (Gas del carbón), los YACIMIENTOS DE GAS NO CONVENCIONALES. Características: • Gas está atrapado a nivel molecular. • No se mueve dentro de la roca • Porosidad no interconectada • Gas libre en las micro-porosidades y fracturas • Gas adsorbido en la materia orgánica insoluble

Figura 2: mapa geológico de fuentes de gas natural12 P á g i n a 5 | 41

La técnica de extracción de gas de esquisto, simplificando, consiste en aprovechamiento de perforaciones horizontales en la roca de esquisto y en llenar la fractura obtenida con mezcla de agua, arena de cuarzo y accesorios químicos que causa fracturas en las rocas que permiten salida del gas.

Según las estimaciones de Energy Information Administration, la extracción de gas de esquisto hasta el año 2030 va a alcanzar el 7% de la producción mundial del gas natural. Polonia dispone de abundantes recursos de gas natural en las rocas de esquisto en Pomerania, Mazovia y la región de Lublin, pero se pueden extraer solamente aquellas que posean características adecuadas. 3.2.1 POZOS PERFORADOS.El primer pozo productor de shale gas en EEUU fue perforado en 1821, en la localidad cercana al pueblo de Fradonia, New York. -

Durante los 80 Barnett fue uno de los plays del gas natural mas activos en EEUU ubicado en el estado de Texas y el detonante de la explotación de formaciones shale gas /oil.

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Desde 1980 hasta el 2002 en Barnett: La mayoría de los pozos perforados eran verticales La producción pico rondaba los 60 mmpc/mes por pozo

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A partir el 2002 en Barnett: Se reemplazaron las perforaciones verticales por horizontales y la producción pico rondaba los 200 mmpc/mes por pozo

3.3 METODOS DE EXTRACCION - ¿Cómo se extrae el Gas Shale del interior de la Tierra? La extracción del shale gas

es algo más compleja y costosa que la del gas natural

convencional. Este hidrocarburo gaseoso se encuentra atrapado entre capas de rocas de baja permeabilidad y para extraerlo es necesario aumentar la permeabilidad de dichas capas. Para ello se recurre a una novedosa técnica que consiste en agrietar las rocas hidráulicamente. Un P á g i n a 6 | 41

proceso en el que se perforan numerosos pozos en el terreno a explotar y se inyectan a través de ellos agua, arena (propelentes) y sustancias especiales de gran viscosidad para provocar la formación de fracturas en las rocas y aumentar así su permeabilidad. Se hacen perforaciones en horizontal a través de las cuales se inyectan entre 4 y 10 millones de litros de agua mezclados con arena y aditivos. Esta agua se cuela entre las fracturas de la roca para arrastrar y absorber el gas y salir con él al exterior. Este proceso, que combina perforación horizontal con un método llamado fracturación hidráulica, fue descubierto por la pequeña petrolera estadounidense Micthell allá por el año 2000, que contribuyó así a la incorporación definitiva al mercado energético (y al mercado eléctrico) del shale gas. 3.3.1.- Horizontal Drilling.Para realizar una perforación horizontal primero se realiza una perforación vertical para llegar unos pocos cientos de metros arriba de la altura del yacimiento. Luego, el perforador “se gira” en un ángulo cercano a los 45° para así taladrar a través del depósito de shale gas, permitiendo una mayor extracción de éste. Se necesitaron años de experiencia y avances tecnológicos en distintas ciencias para hacer del horizontal drilling una técnica física y económicamente factible: 

Primero, entender que muchos pozos no son físicamente verticales, sino más bien horizontales.



Técnicas de sondeo y monitoreo, compuestas por tres mediciones: profundidad, inclinación y azimut magnético.

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Diseños de BHA (ensamblaje de fondo de pozo) para una avanzada perforación.



Otros avances tecnológicos en: tuberías de perforación, caja y pin, collares de perforación, rimadores y estabilizadores, etc.



Aplicación de mud motors (“motores de lodo”), los cuales utilizan el barro para producir potencia adicional de perforación.

Sin embargo, sin hydraulic fracturing esta técnica es inefectiva en pozos de esquisto. P á g i n a 7 | 41

Figura 3: Horizontal drilling e hydraulic fracturing14

3.3.2.- Hydraulic Fracturing.También llamado fracking o hydrofracking. El procedimiento consiste en bombear fluidos (por ejemplo: agua, gel, espuma, gases comprimidos, etc.) a presiones lo suficientemente altas para fracturar la roca, aumentado la porosidad y permeabilidad del canal para que el gas natural escurra hacia la superficie. Esto es de vital importancia para la extracción

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del shale gas, ya que éste se encuentra en pequeños poros independientes de esquisto, los cuales necesitan un canal común (o “puente”) para una extracción exitosa en masa.

Figura 4: fracturamiento hidráulico27

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Figura 5: Fracturamiento Hidraulico1 Utilizado desde los años 40’, ha aumentado la productividad de miles de pozos de combustible fósil a lo largo y ancho del mundo. No obstante, se observó que muchas de las fracturas se cerraban al apagar las bombas, debido a las altas presiones dentro del pozo. Lo anterior se solucionó agregando un 1% de proppant (“soluto de soporte”) a la solución líquida, la que mantiene condiciones de P á g i n a 10 | 41

permeabilidad obtenidas en el esquisto hasta después de apagada la bomba. Los proppants más comunes son: arena, cerámica y polvo de aluminio. Sumado a lo anterior, la solución suele contener químicos multipropósito: convertir el agua en gel, reducir la fricción del fluido, prevenir corrosión, controlar el pH, etc. Todo lo anterior hace que la perforación horizontal cueste hasta tres veces más que la perforación vertical. Pero, este costo extra es usualmente recuperado gracias a la producción adicional proveniente del método. De hecho, muchos pozos rentables hoy en día serían un fracaso sin estas dos tecnologías complementarias. Un aspecto importante del proceso de fracking es la composición del fluido de fractura, que está compuesto principalmente por agua, aproximadamente en un 90-99%, mientras que el resto de los componentes se pueden clasificar como material de apuntalamiento (proppant en inglés) que constituye aproximadamente el 1-1,9% de dicho fluido y agentes químicos, que componen el 1% restante.

-El proppant, constituido por arena o bolas de cerámica, tiene la función de evitar el cierre de las fisuras creadas, ya que una vez liberada la presión, estas tienden a cerrarse sin mejorar el flujo del gas.

-La mezcla química que se añade al fluido le da a este las características necesarias para producir el fracking en función de las propiedades del tipo de formación. Estos productos cumplen cuatro funciones: mantener el proppant suspendido en el fluido al ser inyectado (polímeros de tipo gel), cambiar las propiedades del fluido con el tiempo, como hacerlo menos viscoso una vez realizada la fractura para que fluyan los hidrocarburos mejor, reducir la fricción y por tanto reducir la energía necesaria para impulsar el fluido y reducir el riesgo del crecimiento bacteriano en el agua.

Típicamente se usan entre 3 y 12 aditivos químicos, muchos de ellos tóxicos, Su inclusión en el fluido del fracking dependerá de las características del agua y de la formación de shale, teniendo cada componente un propósito específico. Entre los agentes utilizados existen algunos para reducir la fricción (usados en el sistema de fracturación rápida denominado P á g i n a 11 | 41

slickwater) tales como el producto tóxico poliacrilamida, lo que permite a los fluidos y la arena u otros materiales sólidos (proppant) ser impulsados a la zona objetivo a mayor velocidad reduciendo la presión, de tal forma que la velocidad de flujo puede incrementarse más de un 60% .En el caso de slickwater los agentes químicos pueden llegar a constituir el 2% del volumen total

Figura 6: Composición promedio de fluido de fracturación para yacimientos de esquistos de EEUU.12

Las funciones que realizan los agentes químicos añadidos al fluido del fracking cumplen una serie de funciones: -Biocidas: Su función es evitar que bacterias estrechen o atasquen las fisuras del fondo del pozo. Metanol y Naftaleno. -Surfactantes: Mantienen el proppant suspendido en el fluido de fracking. Butanol o monobutil éter de etilenglicol. -Inhibidores de incrustamiento: ClH y etilenglicol.

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3.3.2.1. Aditivos químicos Componentes típicos del fluido de fracturación

• Agua (90%), puntales (8% y 9%) aditivos químicos (1% y 2%). • Los aditivos químicos sirven como: – Disolventes en grietas (ácido clorhídrico) – Agentes antibacterianos (glutaraldehído) – Dilatadores de descomposición del polímero (persulfato de amonio) – Inhibidores de corrosión (dimetil formamida) – Conservadores de la viscosidad del fluido (sales de borato) – Reductores de fricción (poliacrilamida) – Apoyos del puntal (hydroxyethel celulosa) – Controladores del hierro (ácido cítrico) – Portadores de salmuera (cloruro de potasio) – Excavadores de oxígeno (sulfato de amonio) – Ajustadores de PH (carbonato de sodio) – Inhibidores de hidratos (etilenglicol) – Agentes tensoactivos (isopropanol) • Existen más de 2.500 productos que contienen más de 750 tipos de químicos. • Muchos componentes están protegidos por leyes de propiedad intelectual o son “secretos comerciales”, por Lo que hasta ahora no es posible conocer sus propiedades ni sus posibles efectos colaterales.

Los aditivos químicos que se añaden al fluido de fracturación para mejorar sus propiedades son uno de los aspectos más polémicos del fracking. Estos productos tienen diversas funciones, de las cuales las más importantes son garantizar la correcta introducción en las fracturas de las arenas y materiales cerámicos, que permiten apuntalarlas y mantenerlas abiertas con altas presiones litostáticas y evitar el hinchamiento de las arcillas que podrían obstruir el canal de permeabilidad creado. Los aditivos son por tanto necesarios para que el proceso de fracturación sea efectivo y eficiente. En un principio, las compañías mantenían en secreto los componentes que añadían al fluido, que incluían P á g i n a 13 | 41

biocidas, ácidos para controlar el pH, surfactantes y otros productos que son nocivos y pueden ser perjudiciales para la salud, además de contaminar acuíferos incluso en muy bajas concentraciones si se producía un derrame en superficie o una fuga a través de un fallo en la integridad del pozo. Se ocultaban estos componentes para evitar el plagio por otras empresas, pero el hecho causó miedo en la población, que empezó a preguntarse por qué las empresas ocultaban la naturaleza de tales productos y la opinión pública comenzó a oponerse al fracking. Es por esto por lo que en EEUU se impuso la obligación a las compañías explotadoras de especificar qué sustancias concretas usaban durante la fracturación. Así fue como surgió FracFocus(www.fracfocus.org), una web donde se recogen todoslos productos químicos y aditivos que llevan los fluidos de fracturación en absolutamentetodos los pozos perforados en EEUU. La web permite localizar el pozo de interés en la pestaña "Find a well", proporcionando el nombre del pozo, las coordenadas del pozo, el número de identificación API del pozo, fechas de inicio y fin de las operaciones, la compañía operadora, cantidad de agua usada, profundidad del pozo... así como otros muchos datos específicos, y por supuesto una lista descargable en formato pdf de todas las sustancias químicas que han sido usadas para la fracturación. El 99,5 % del fluido consiste en agua y arena. El 0,5 % restante consiste en estos aditivos químicos (biocidas, controladores de pH, surfactantes, inhibidores de arcillas...). La mayoría de estos productos son usados en otros ámbitos de la vida cotidiana, como productos cosméticos, de limpieza, o incluso presentes en algunos alimentos. En el siguiente cuadro se resumen (tabla 1) los compuestos más usados en la fracturación hidráulica:

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Tabla 1: Compuestos usados en la fracturación hidráulica28

3.4 RESERVAS A NIVEL MUNDIAL 3.4.1Situación actual del Shale Gas en el Mundo, en Europa, y en España 3.4.1.1 el boom en Estados Unidos La situación actual mundial en materia de hidrocarburos ha cambiado radicalmente desde que EEUU comenzara a explotar el shale gas. Norteamérica está viviendo un periodo de auge gracias a la fracturación hidráulica, que ha solventado la escasez de gas que el país sufría. La producción de gas procedente de esquistos de pizarras se ha multiplicado exponencialmente desde 2005, y las predicciones para los próximos años son muy favorables. En el año 2000, este tipo de energía solo representaba un 2 % del total de gas producido en EEUU, y en 2010 esta cifra se elevó hasta un 23 %. Para 2035 se prevee que pueda alcanzarse el 49 % según la IEA (International Energy Agency). Además, la IEA y el OCDE pronostican P á g i n a 15 | 41

que EEUU se convertirá en el país líder en producción de gas en el 2020. Y no solo eso, sino que se calcula que en un plazo de 10 años, Estados Unidos será exportador neto de gas, según las previsiones del DOE (Department Of Energy). Como consecuencia de ello, los precios del gas han caído en Norteamérica, y la población se ha beneficiado de ello de forma que un 55 % de los hogares del país utiliza calefacción de gas. Con respecto a la Unión Europea, donde el precio del gas está en torno a los 10 $/Mbtu, en EEUU el precio desciende hasta los 3 $/Mbtu. Tras los mercados europeo y americano, el asiático es la tercera potencia, con precios en torno a los 17 $/Mbtu. El fenómeno del shale gas ha permitido que el precio en el mercado americano sea mucho más competitivo que en Europa y Asia, lo que ha despertado el interés de muchos países por explotar sus recursos de gas de lutitas. En el último informe de la EIA realizado hacia mediados de 2013, se estimaron las reservas mundiales de shale gasy shale oil técnicamente recuperables. El informe comprende un total de 41 países, 95 cuencas, y 137 formaciones de lutitas, y los resultados mostraron un incremento de las reservas mundiales del 10% con respecto a 2011, cifrando la cantidad de gas presente en estos yacimientos en 7 299 tcf, o lo que es lo mismo unos 206,6 tcm (tabla 3). Y respecto a la cantidad de shale ytight oil, se estimaron unos 345 Bbbl.

Figura 7: Cuencas de shale con estimación y sin estimación de recursos 28

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Tabla 2. Ranking de países con mayores reservas técnicamente recuperables de shale gas País Trillones de piés cúbicos Billones de metros cúbicos28

3.4.1.2. Europa A pesar de que solo Rusia se encuentra entre los países con mayores recursos de gas en Europa, según la EIA norteamericana existen yacimientos en el continente que podrían albergar trillones de metros cúbicos de shale gas almacenado en cuencas que se reparten en varios estados de la Unión Europea. No obstante, aún se desconoce la localización exacta de las reservas, cuál es su verdadera magnitud, y si son o no económicamente explotables. Actualmente no están siendo llevadas a cabo operaciones de perforación comerciales, sin embargo la Comisión Europea ha afirmado que podrían empezarse en 2015. Mientras tanto, las perforaciones exploratorias que están llevándose a cabo en Reino Unido, Polonia, Alemania, Rumanía, Dinamarca y Hungría tienen como objetivo determinar el verdadero valor potencial energético del shale gas en la Unión Europea. La Unión Europea ha delegado la decisión de explorar a cada estado, lo cual significa que cada gobierno puede optar por realizar actividades exploratorias en su territorio o no hacerlo.

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Algunos países, entre ellos Holanda, República Checa, Francia, Bulgaria y Luxemburgo, han establecido moratorias anti-fracking a pesar de conocerse la presencia de recursos importantes de lutitas bajo sus territorios. En otros muchos países, se ha dado luz verde a la exploración en busca de shale gas, y en algunos de ellos, como ya hemos citado, ya han comenzado estas actividades exploratorias.

Figura 8: Situación respecto al shale gas en Europa, finales de 201428 3.4.1.3 España En el caso de España, las implicaciones que tendríala exploración del gas no convencional son enormes y podrían tener una gran trascendencia energética. Hoy en día producimos unos dos millones de barriles de petróleo y treinta millones de metros cúbicos de gas al año, mientras que importamos más de 500 Mbbl de petróleo y 37, bcm de gas (tabla 4). El Estado español gasta de media casi 150 millones de euros al día (147M) en estas importaciones de petróleo y gas, al año unos 54 000 millones de euros(4,5 % del PIB). Somos dependientes en un 99 % de otros países en combustibles fósiles. Además de esto, las importaciones españolas de gas proceden fundamentalmente del norte de África, región convulsa desde el punto de vista socio-político, por lo que la seguridad física de los gaseoductos podría estar comprometida. P á g i n a 18 | 41

Pero esto no quiere decir que importemos hidrocarburos porque no tengamos en nuestro subsuelo. Tan solo con las reservas que existen bajo el suelo de la cuenca cantábrica y la parte oriental de Castilla y León se podría cubrir la demanda nacional de gas durante 30 años. En esta cuenca existen reservas importantes de shale gas y CBM, a parte de los hidrocarburos que se llevan explotando desde hace años en el yacimiento de Ayoluengo, en Burgos. Y todo ello sin tener en cuenta otras zonas del territorio español que no han sido investigadas debidamente y donde se cree, por evidencias indirectas, que pueden existir hidrocarburos. Además, la generación de electricidad mediante shale gas produce un 40 % menos de emisiones de efecto invernadero que las centrales térmicas de carbón. Recursos prospectivos en España En marzo de 2013 la ACIEP (Asociación Española de Compañías de Investigación, Exploración y Producción de Hidrocarburos) publicó un informe con los recursos prospectivos de hidrocarburos existentes en España en el cual se incluía la estimación de los volúmenes de shale gas. Las estimaciones, realizadas por la consultora Gessal, están basadas en el conocimiento geológico (diagrafías de sondeos, densidad promedio, cantidades de gas libre y adsorbido...) de cada dominio y según unos rangos de probabilidad mínimo, medio y máximo. El resultado incluía los volúmenes para los distintos tipos de recursos no convencionales, pero para nuestro interés nos quedaremos con el del shale gas, que es además muy superior a los demás. Según los resultados de Gessal, España cuenta con unos recursos prospectivos de gas natural almacenado en lutitas de unos 1 977 bcm (tabla 5). Con esta cantidad de gas España tendría abastecimiento para unos 58 años.

Tabla 3: Consumo anual en España de hidrocarburos28

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¿En qué zonas de América se encuentran las mayores reservas? Estados Unidos se ha convertido en uno de los mayores productores de gas shale del mundo. Cada año se perforan en tierras estadounidenses casi 3,000 pozos nuevos para extraer este recurso energético. Los estados de Texas, Ohio, Virginia, Pensilvania y Nueva York concentran las explotaciones más importantes de shale gas de todo el país. En México también se han descubierto reservas de este gas en los estados de Coahuila, Guerrero y Veracruz. La Secretaría de Energía ha firmado un convenio con la Compañía Mexicana de Exploraciones para que se encargue de buscar las principales fuentes de este gas y se ha comprometido a destinar más de 200 millones de dólares para poner en marcha el proyecto. Esta empresa de rastreo ya ha señalado algunas zonas en el municipio de Guerrero que podrían tener gas en el subsuelo y que actualmente están ocupadas por ranchos o predios que se destinan a la caza. Pero no todo el shale gas se concentra en el norte de América, en otros lugares del planeta como Brasil, Argentina, Australia, Sudáfrica, Noruega o Polonia también existen yacimientos importantes de este gas no convencional.

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Figura 9: Reservas a nivel mundial y regional13 En rojo se muestran zonas donde existen reservas de shale gas técnicamente recuperables. En amarillo, cuencas revisadas pero no estimadas debido a falta de datos. En blanco, los países que participaron del reporte. En gris, países que no se consideraron.

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Tabla 4: resultados del estudio para la EIA acerca de las reservas de shale gas en el mundo14

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3.4.2.- Situación Argentina.La actividad exploratoria en la Argentina, en cuanto a lo no convencional, se encuentra todavía en una etapa inicial. Si bien se conoce desde hace un tiempo la existencia de estos recursos, su cuantificación y posible paso a reservas necesita todavía de mayores inversiones en exploración para contar con mejor información sobre las características particulares de las diferentes cuencas en relación con su potencialidad y viabilidad económica. En este sentido, durante el mes de abril de 2011, la U.S. Energy Information Administration, del U.S. Department of Energy, publicó un estudio realizado para 48 cuencas sedimentarias en 32 países, donde se expone una estimación de recursos de shale gas. Este informe sitúa a la Argentina como una de las regiones con mayores potencialidades geológicas, en términos de recursos técnicamente recuperables, ubicándose en tercer lugar, sólo detrás de China y Estados Unidos, con un total de 774 trillones de pies cúbicos (TCF). Para tener una base de comparación, este mismo informe muestra que las reservas de gas natural actuales en el país ascienden a 13,4 TCF. Aquí también resulta necesario aclarar que estos recursos no son directamente asimilables a las reservas, ya que para entrar en esta última categoría es necesario que su extracción resulte económicamente rentable, y conocer el porcentaje recuperable de los mismos. Además, este estudio no incluyó a Rusia ni a los países de Medio Oriente, los cuales poseen las mayores reservas comprobadas de gas a nivel mundial. Este estudio identifica cuatro cuencas en la Argentina con potencial de recursos no convencionales. La Austral, San Jorge, Chacoparanaense y la Neuquina, siendo esta última la que presentaría mayor prospectividad. En esta última, la Subsecretaría de Hidrocarburos, Energía y Minería de la Provincia de Neuquén llevó a cabo un estudio para caracterizar las formaciones Vaca Muerta y Los Molles, las dos principales que tiene la provincia en cuanto a potencialidad. En este caso, y con una metodología diferente al del estudio anteriormente mencionado, se estimó un valor de 170 TCF de recursos técnicamente recuperables para la formación Vaca Muerta, y de 130 a 192 TCF en Los Molles. Estas estimaciones son preliminares y presentan un alto grado de incertidumbre, por lo que resulta necesario continuar con los estudios para una mejor caracterización de la cuenca.

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Principales Cuencas de Shale Gas en Argentina

Figura 10: Cuencas de shale gas en el Cono Sur8 Según el último reporte de la EIA, la cuenca de Neuquén es la que tiene las mejores proyecciones de extracción. Sin embargo, se describe a la cuenca Golfo San Jorge y cuenca Austral–Magallanes como “de altísimo potencial productivo”

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Cuenca de Neuquén

Figura 11: Mapa de la cuenca de Neuquén2 La cuenca de Neuquén se encuentra en la zona centro-oeste Argentina. Cubre un total de 66,900 mi2. En la actualidad, es una zona de extracción de petróleo y gas natural convencional. Tiene dos formaciones que datan del período jurásico: Los Molles y Vaca Muerta. La primera tiene aproximadamente 167 TCF (trillones de pies cúbicos) de gas natural demostrado y económicamente extraíble y la segunda tiene 240 TCF.

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Figura 12: Yacimiento Vaca Muerta2 Cuenca Golfo San Jorge

Figura 13: Mapa de la cuenca Golfo San Jorge14 La cuenca Golfo de San Jorge se encuentra en la Patagonia central. Cubre un total de 67,000 mi2. En la actualidad, es una zona de extracción de petróleo y gas natural convencional (30% P á g i n a 26 | 41

de la producción del país). Se divide en dos cuencas de shale: Aguada Bandera y Pozo D129. La primera tiene aproximadamente 50 TCF de gas natural demostrado y económicamente extraíble y la segunda tiene 45 TCF.

Cuenca Austral-Magallanes La cuenca Austral-Magallanes de encuentra en la Patagonia austral de Argentina y Chile. Tiene un total de 65,000 mi2. La mayor parte de la cuenca se denomina cuenca Austral argentina y la menor parte cuenca de Magallanes chilena. Tiene un total aproximado de 172 TCF de gas natural económicamente extraíble, pero no ha sido demostrado aún.

3.5.- RESERVAS A NIVEL REGIONAL Shale Gas: Bolivia.Un informe elaborado por la Administración de Información Energética de Estados Unidos (EIA, por sus siglas en inglés) indica que Bolivia ocupa el quinto lugar en Sudamérica con potencial de reservorios no convencionales (shale gas), después de Argentina, Brasil, Chile y Paraguay. La información fue proporcionada a La Razón por el viceministro de Exploración y Explotación de Hidrocarburos, Eduardo Alarcón, ante la consulta de si en Bolivia existían reservorios de gas no convencional, tomando en cuenta que el 6 de febrero de este año Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) anunció el inicio de estudios preliminares para establecer el potencial de estas reservas en el país. Según el informe de esa cartera de Estado, Bolivia contaría con “aproximadamente 48 Trillones de Pies Cúbicos (TCF, por sus siglas en inglés) de este tipo de gas que puede ser recuperable con la tecnología actual disponible para estos yacimientos, supeditado a consideraciones económicas, ambientales y a normativas de los países que decidan incursionar en estos recursos”. El documento añade que en el subsuelo boliviano las rocas madre de gas no convencional tendrían presencia en el Subandino norte, centro y sur; en la llanura Chaco beniana y en el P á g i n a 27 | 41

Altiplano. En estas zonas estarían ubicados los más importantes “manaderos” (áreas con emanación de este tipo de hidrocarburos).

Figura 14: Reservas probables de shale gas Bolivia17 Reservorio. Una de las posibles reservas de shale gas no convencional estaría ubicada en la formación de la corteza terrestre denominada Los Monos. El 6 de febrero de 2013, el vicepresidente de Administración, Control y Fiscalización de la YPFB, Luis Alberto Sánchez, informó que la Gerencia de Evaluación de Recursos Hidrocarburíferos de la petrolera estatal contratará una empresa consultora para que ayude a direccionar o tener lineamientos e iniciar los estudios de shale gas. “La Unidad de Geología y Geofísica ha sacado una carta instruyendo a todas las empresas (operadoras y subsidiarias) que cuando perforen pozos saquen muestras de la formación Los Monos, que es una formación donde se presume hay shale gas para estudios posteriores”, indicó entonces. Sánchez argumentó que YPFB no cuenta con la tecnología para esta tarea y por ello están en la fase de análisis para explotar el shale gas. El viceministro Eduardo Alarcón añadió que los estudios geoquímicos realizados mediante un convenio de cooperación entre YPFB y Orston-IFRSDC en los años 1994 y 1995 muestran P á g i n a 28 | 41

una síntesis de más de 3.000 datos de muestras de roca, obtenida de varios informes regionales y finales de pozos exploratorios estudiados por algunas compañías internacionales y organizaciones que trabajan en el país. La autoridad consideró que la incursión en este rubro debe ser el resultado de una evaluación seria y responsable, en el que se identifique e investigue el sistema petrolero de shale gas para encaminar una posterior evaluación de potenciales reservas. Según estudios de la Administración de Información Energética (EIA) del Departamento de Energía de Estados Unidos el Chaco boreal cuenta con 104 Trillones Pies Cúbicos (TCF) de este carburante. De esta cantidad 67 TCF se encuentra en la jurisdicción paraguaya y 37 TCF en el país. Según información de algunos entendidos en la materia, Bolivia tendría shale gas en la zona de Villa Montes, por los Monos, pero no se ha hecho ningún estudio hasta la fecha, tal vez sea muy prematuro porque nos estamos avocando más a la explotación del gas convencional, pero está presente la impresión de que ya algunas empresas operadoras se encontrarían en la posibilidad de dar información sobre la presencia, cuantificación y explotación de gas no convencional y el interés de la estatal argentina YPF para una exploración en Charagua, Irenda y Abapó . Es importante anotar que probablemente por la demora en la aprobación de la nueva Ley de Hidrocarburos, compatibilizada con la Constitución Política del Estado de febrero de 2009, exista una demora también en la toma de decisión y planteamiento de objetivos por parte de los inversionistas extranjeros que quisieran ingresar a Bolivia para la explotación de nuestros hidrocarburos como así también la espera larga que vienen teniendo los actuales operadores que tienen suscritos Contratos con Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos

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Figura 15: Argentina con potencial26 Argentina comparte con Bolivia la cuenca de Tarija, una de las siete cuencas sedimentarias en el país vecino con potencial para producir gas y petróleo no convencionales, llamados shale gas y shale oil, respectivamente. Sin embargo, si bien Bolivia cuenta con un potencial para producir shale gas en el futuro, el ex ministro de Hidrocarburos Álvaro Ríos considera que el país aún tiene un potencial para extraer gas convencional, cuyo costo de producción es menor. “Es mejor producir este gas, tenemos gran potencial e YPFB está haciendo lo correcto, está convocando a una ronda internacional. Vamos a esperar el resultado de esa ronda para ver si el país tiene una alta seguridad jurídica, porque el interés sobre eso nos va a dar el termómetro de cómo nos mira el mundo en materia de inversiones” Por el momento, dijo, la producción de gas no convencional es un 50% o hasta un 100% más costosa que el gas natural tradicional, aunque con la tecnología esos costos se reducen. “Hay que perforar todavía muchos pozos, vamos a ver cómo lo hacen Argentina porque ellos están ya avanzando en esto. Han avanzado también Colombia y Brasil”. Según Dzelalija desde 2007, la producción de shale gas en Estados Unidos se incrementó considerablemente, por lo que llegó a alcanzar autoabastecimiento. P á g i n a 30 | 41

3.6.- ¿En qué se puede emplear el shale gas? Como se ha mencionado anteriormente, el gas shale posee las mismas características y utilidades que el gas natural convencional. La mayoría del gas de esquisto se emplea para elaborar combustibles, generar energía eléctrica y para uso industrial y doméstico. No hay absolutamente ninguna diferencia con el gas que utilizamos a diario en nuestros hogares o el que se utiliza en la industria y en la producción de electricidad. La única diferencia es la forma en la que se encuentra almacenado en las rocas y por tanto la forma en la que se extrae. El gas natural, tanto el convencional como el no convencional, se compone principalmente de metano en cantidades que comúnmente pueden superar el 90 o 95% y suele contener otros gases como nitrógeno, sulfuro de hidrógeno, helio y mercaptanos. Aunque este hidrocarburo se puede utilizar en infinidad de procesos, cada país debería de centrarse en darle el uso que mejor se adecue a sus necesidades. En este sentido, muchos creen que el shale gas extraído en tierras mexicanas debería ir a parar a las empresas petroquímicas que se encargan de la fabricación de plásticos. México es un país en el que la industria del plástico está en pleno crecimiento y en el que invertir en la creación de productos de polietileno como tuberías, empaques, películas o tinacos puede reportar grandes beneficios.

3.7.- Importancia económica.Desde 1998 el gas shale es el elemento que mayor crecimiento reporta a la energía primaria total de los Estados Unidos. En la actualidad es una de las principales fuentes energéticas del país y cada vez gana más adeptos a nivel mundial. La explotación del gas de esquisto se ha convertido en la alternativa perfecta a los casi inexistentes yacimientos convencionales que quedan en E.E.U.U. y ha provocado la subida de las reservas de gas en un 40% en tan solo cuatro años. Los estadounidenses se han especializado en la obtención de este gas no convencional, han logrado reducir los costos de extracción al máximo y han conseguido acumular reservas para abastecerse durante los P á g i n a 31 | 41

próximos 100 años. Todo esto ha beneficiado a la economía del país, que ya no necesita traer gas natural desde otros puntos del planeta. Una auténtica revolución industrial que abaratará el costo del gas, permitirá a Estados Unidos competir con otros productores de Medio Oriente y Asia a mediano y largo plazo. Se espera que éste país se vuelva una súper potencia en la fabricación de plásticos elaborados a partir de este tipo de gas y se elimine total o parcialmente la dependencia que tiene actualmente del petróleo de otros países. Para México y los restantes países del sur, queda la eterna interrogante si podrá invertir en el proceso de extracción de este gas y transformarlo en productos de valor agregado para no quedar rezagado respecto a sus vecinos del norte y probablemente al resto del mundo.

3.8.- CONTAMINACION Impacto / Preocupación Ambiental Existe consenso y preocupación a nivel global acerca de las emisiones de gases de efecto invernadero producto de la quema de combustibles fósiles. Pese a lo anterior, es un común y grave error utilizar las emisiones de dióxido de carbono como único criterio de comparación entre distintos combustibles. Lo anterior se debe a que los procesos de extracción de petróleo, carbón y los distintos “tipos” de gas natural (convencional, shale, CBM, tight, etc.) son muy distintos, requiriendo tecnologías que producen contaminación e impacto ambiental disímil. Ergo, es necesario analizar el impacto ambiental por dos flancos: a nivel de combustible (gas natural v/s carbón v/s petróleo) y a nivel de extracción; en nuestro caso, de shale gas. 3.8.1.- Emisión de Gases de Efecto Invernadero Un gas de efecto invernadero es aquel que a nivel atmosférico absorbe y emite radiación dentro del intervalo electromagnético infrarrojo, produciendo acumulación de calor y un consecuente aumento de temperatura en la biósfera terrestre. Los gases de efecto invernadero más comunes son: vapor de agua, dióxido de carbono, metano, óxido nítrico y ozono. Sin estos gases, la temperatura en la superficie terrestre sería, en promedio, 33°C menor. El problema está en que la emisión de

depende linealmente de la energía consumida, la

cual ha aumentado de forma abrupta desde la revolución industrial. Producto de esto, las P á g i n a 32 | 41

partes por millón (ppm) del

atmosférico han aumentado (desde 1850) de 280ppm a

390ppm, incrementando la temperatura global promedio en 0.5°C (proyectándose 1°C para 2020 y 2°C para 2050) y creando un preocupación ambiental a nivel mundial. El análisis a nivel de combustible se divide en dos: emisión total anual de

producto de

distintos combustibles fósiles y eficiencia energética de éstos, respecto a la cantidad de

emitido.

Figura 16: emisiones anuales de dióxido de carbono discriminados según origen14 Desde los 50’, la producción de energía a través del gas natural ha aumentado notoriamente. Esto se aprecia observando el gráfico anterior y considerando la relación de proporcionalidad entre las emisiones de

y energía consumida. Este aumento de gas natural en la matriz

energética mundial se debe, principalmente, a la escasez del petróleo y las consecuentes alzas de precio experimentadas en las últimas décadas. Pero existe otra razón, que hace referencia a la eficiencia de estos 3 combustibles respecto a la cantidad de

que emiten:

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CO2 Combustible fósil emitido

CO2 emitido

(lbs/106 Btu) (g/106 J)

Tabla 5: masa de

Gas natural

117

50.30

Propano

139

59.76

Gasolina de auto

156

67.07

Madera

195

83.83

Carbón (antracita) 227

97.59

emitida por unidad de energía14

El gas natural es por excelencia el combustible “más limpio” en términos de cuánto

emite para producir una unidad de energía. Por esta razón (y el alto precio del

petróleo), las matrices energéticas mundiales se están “inclinando” hacia el gas natural y haciendo de éste la “transición ideal” hacia los ERNC. 3.8.2.- Impacto Ambiental en los Procesos de Extracción del Shale Gas Empero, el análisis anterior es pobre si no se distinguen los impactos ambientales en extracción. En nuestro caso analizaremos los del shale gas, que usa tecnologías de horizontal drilling e hydraulic fracturing (o fracking). Básicamente, extraer el gas natural del esquisto es un proceso industrial. Como tal, requiere cantidades masivas de agua y bastante cemento, así como también una producción a gran escala de tuberías. El agua utilizada, al ser procesada con químicos, queda completamente contaminada. Entonces, el problema principal radica en deshacerse de ésta de forma prudente (idealmente, reciclarla), para así no dañar el medio ambiente. Sin prejuicio de lo anterior, los productores de shale gas afirman que la perforación horizontal ha disminuido la necesidad de tener enormes áreas destinadas a la extracción. Por otro lado, sostienen que: los químicos bombeados dentro del suelo (fractura hidráulica) son P á g i n a 34 | 41

100% benignos; las tuberías de agua son anticorrosivas; la tecnología utiliza menos agua que una planta nuclear; y el agua utilizada se puede verter sin problemas impacto-ambientales. Sin embargo, observaciones de expertos y múltiples reclamos (por parte de ciudadanos) en Texas y Pennsylvania tienden a mostrar lo contrario, por lo que se analizarán los posibles perjuicios ambientales que puede tener el shale gas.

Figura 17: Agua contaminada en una instalación de gas en Pennsylvania14

3.8.3.- Contaminación de Agua Un estudio del departamento de conservación ambiental de Nueva York identificó 260 químicos utilizados en el proceso de fracking. Sin embargo, muchos de los químicos usados son información clasificada, ya que permiten diferencias competitivas entre una empresa u otra. Dentro de los químicos comunes, encontraron: hidrocarburos (metano, etano, propano…), metales pesados (bario, estroncio, mercurio…), cancerígenos probados (etilbenceno) y veneno anti microbios, entre otros. Un pozo de shale gas necesita un mínimo de 11.5 millones de litros de agua sólo en fracking. Cerca de la mitad de éste se deposita dentro de los depósitos y la otra mitad sale hacia la superficie y se debe procesar y/o verter. El problema recae en que el agua vertida en los pozos puede penetrar pozos de agua bebestible, contaminándolos. Por otro lado, el agua eliminada en la superficie es rara vez procesada y localizada, generando incertidumbre acerca de su paradero y su radio de contaminación. Un popular documental del HBO llamado “Gasland” muestra los potenciales peligros de la fractura hidráulica y la extracción de shale gas. En éste, Josh Fox (el creador y filmador) P á g i n a 35 | 41

muestra los crecientes problemas de salud de los ciudadanos y animales de campo en Pennsylvania, a los cuales se les caía el pelo y se enfermaban frecuentemente. También muestra evidencia acerca de un pozo de agua que explotó debido a la presencia de hidrocarburos y una grabación del agua “de la llave” prendiéndose como parafina.

Figura 18: agua de la llave prendiéndose en documental “Gasland”14 3.8.4.- Contaminación del Aire En una investigación compuesta de siete muestras de aire en la ciudad de Dish, en Texas (donde se encuentra Barnett Shale), se encontró benceno en una cantidad 55 veces mayor a la permitida por el Texas Commission on Environmental Quality (TCEQ). También encontraron: xileno, disulfuro de carbono, naftaleno (veneno) y piridina (un potencial cancerígeno); todos excedían los límites establecidos por el TCEQ, alcanzando niveles de hasta 384 veces el permitido. Afortunadamente, existe tecnología suficiente para disminuir la contaminación emitida al aire en un 95%. No obstante, las empresas productores las utilizan sólo si es penado por ley no hacerlo, cosa que sucede en pocos países y estados. Las palabras del alcalde de Dish fueron categóricas: “En lugares donde es obligatorio hacerlo, las empresas lo harán

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por voluntad propia, y es más, promocionarán su preocupación por el medio ambiente y la salud de la población”.

3.9.- Críticas El balance de la extracción del gas de esquisto está llamado a un debate ecológico y ambiental pues, quienes se oponen a este tipo de extracción, lo acusan de destruir fuentes de agua dulce tanto exteriores como subterráneas. Sin embargo, la contraparte sostiene que la distancia entre los acuíferos y el reservorio de shale hace imposible que exista contaminación. Este planteo está avalado por diversos trabajos científicos publicados en 2013 (dos de ellos del órgano oficial de la Asociación Nacional de Acuíferos de EE UU, la revista Groundwater) que coincidieron en indicar que la contaminación de aguas subterráneas derivada de la fractura hidráulica "no es físicamente posible”. También se le critica por aumentar la cantidad de emisiones de gases de efecto invernadero, la emisión sobre portada de metano que exacerba el cambio climático mucho más que el dióxido de carbono. Geológicamente, a la extracción de este tipo de gas, se le acusa de ser responsable de al menos dos temblores de tierra en Gran Bretaña y otro en Arkansas. Además, un grupo de especialistas se creó para investigar la relación entre la extracción de este gas y de una serie de temblores en la ciudad de Monterrey, en el Norte de México. En Quebec, un reciente estudio demostró que los yacimientos de extracción sufren de fuertes emanaciones de gas, lo que despertó un fuerte rechazo de la población local hacia esta industria. Sin embargo, la Asociación Norteamericana de Suministradores de Gas Natural (NGSA) afirmó que no se había confirmado ningún caso de contaminación de acuíferos debido a dicho método de extracción

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4.- CONCLUSIONES.- En definitiva, ante la situación actual, caracterizada por una persistente declinación en la producción de hidrocarburos y una demanda creciente, a países cuyas expectativas son favorables se les presenta una buena oportunidad para el desarrollo de recursos hidrocarburíferos no convencionales, tendientes a atenuar la creciente dependencia externa de los recursos energéticos. - La aparición de los hidrocarburos (gas y petróleo) asociados a lutitas (shale gas, shale oíl) impactara fuertemente la geopolítica energética mundial, donde países que antes eran importadores de energía, serán autosuficientes, convirtiéndose, algunos, en exportadores netos. - Debemos estar convencidos que los hidrocarburos de lutitas están aquí para quedarse, y que las fuentes no convencionales de energía jugaran un papel importante en el suministro futuro de esta. El mundo debe entender que la matriz energética mundial cambio, y que existen nuevos actores (países) participando en el mundo energético. - Si bien los estudios realizados dan una aproximación cercana de la situación, utilizando como referencia prósperos yacimientos en Estados Unidos, no se puede dar aún certeza de que ocurra lo mismo en cualquier otro país. La exploración de nuevas reservas de shale gas y la realización de estudios más detallados en otros países podrán brindar mayor información y precisión de la rentabilidad de los mismos, de modo, que se puedan emitir señales claras de que se trata de una revolución permanente del mercado de gas natural - Por último, si bien la producción a partir de yacimientos no convencionales puede aportar a apaciguar la declinación actual y mejorar el horizonte de reservas del país, es importante llevar a cabo estudios técnicos y una legislación ambiental adecuada que contribuyan a evitar posibles daños al medio ambiente, vinculados al uso de químicos y al manejo del agua resultantes de las fracturas hidráulicas

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5.- BIBLIOGRAFIA.1. - http://historiaybiografias.com/vaca_muerta/ (3.3.1.2.- Hydraulic Fracturing) 2.- http://www.elojodigital.com/contenido/13605-vaca-muerta-y-la-enfermedad-

holandesa(situacion argentina-yacimiento vaca muerta) 3.- Definiciones - https://www.holaluz.com/blog/que-es-el-shale-gas/ 4.- Origen y características - http://www.energia.gob.mx/webSener/shale/shale_sp.html 5.- Formas de extracción - http://www.imp.mx/eventos/Tlutitas/Aspectos-de-Produccion.pdf 6.-

Importancia

en

el

mercado

moderno

-

http://www.aipmac.org.mx/villahermosa/Presentaciones/Jornadas_Tec_2012/Sala_4/1500%20A%2015-30/MCMV_Petrofisica_NoConvencional_Yac_Lutitas_Gasiferas_AIPM_9-Nov-2012.pdf 7.- Shale Gas Argentina - http://www.vocesenelfenix.com/content/%C2%BFqu%C3%A9es-el-gas-no-convencional-aspectos-t%C3%A9cnicos-b%C3%A1sicos-y-desarrollo-en-laargentina 8.- Fracturación Hidráulica - http://www.eia.gov/analysis/studies/worldshalegas/ 9.-

Aprovechamiento

Shale

Gas

-

http://polishshalegas.pl/es/%C3%A1rea-de-

conocimiento/tipos-de-gas-y-aprovechamiento-del-mismo 10.- Valor Económico - http://www.embajadaabierta.com/?p=3965 11.- Usos y Aplicaciones - http://shalegasespana.wordpress.com/faqs-preguntas-masfrecuentes/ 12. - Fracking - http://golpedefecto.blogspot.com/2012/12/el-shale-gas-y-el-fracking.html 13.- Importancia Económica - http://es.wikipedia.org/wiki/Gas_de_lutita 14.-

Impactos

-

http://web.ing.puc.cl/power/alumno11/shale/La%20Revolucion%20del%20Shale%20Gas.h tm

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15.-

Shale

Gas

Bolivia

-

http://www.eldiario.net/noticias/2014/2014_06/nt140630/opinion.php?n=21&-el-shale-gasen-la-economia-boliviana 16.

-

Shale

Gas

-

http://www.emba.com.bo/index.php?option=com_content&view=article&id=170%3Aelfuturo-del-gas-desde-la-perspectiva-del-shale-gas&Itemid=114&lang=es 17.- Shale Gas Bolivia - http://www.infoandina.mtnforum.org/es/content/bolivia-ocupa-elquinto-lugar-en-reservas-de-shale-gas 18.- Cuencas Sedimentarias - http://www.ypf.com/EnergiaYPF/Paginas/que-es-shale.html 19.-

composición

-

http://polishshalegas.pl/es/%C3%A1rea-de-conocimiento/gas-de-

esquisto/%C2%BFqu%C3%A9-es-gas-de-esquisto 20.-

Introducción

-

http://www.monografias.com/trabajos94/lideres-explotacion-

hidrocarburos-proximos-20-anos/lideres-explotacion-hidrocarburos-proximos-20anos.shtml#ixzz3H6Ln4apG 21.-

Shale

Gas

Bolivia

-

http://www.eldia.com.bo/index.php?cat=1&pla=3&id_articulo=125364 22.-

Mercados:

desacople

petróleo/gas”,

Energía

a

Debate

- http://energiaadebate.com/mercados-desacople-petroleogas/ 23. - “Horizontal – Directional Oil & Gas Well Drilling” - http://www.horizontaldrilling.org/ 24.

-

“Hydraulic

Fracturing

of

Oil

&

Gas

Wells

Drilled

in

Shale”

- http://geology.com/articles/hydraulic-fracturing/ 25.- “Directional and Horizontal Drilling in Oil and Gas Wells, Methods used to increase production and hit targets that cannot be reached with a vertical well http://geology.com/articles/horizontal-drilling/ 26.- http://energiadelsur.blogspot.com/2012/09/solo-el-4-del-plan-estrategico20132017.html(argentina tiene un enorme potencial no convencional)

P á g i n a 40 | 41

-

27.- http://www.villaneila.com/web/index.php/fracking( como funciona la fracturación

hidráulica) 28.- oa.upm.es > Estudio de las tecnologias de la producción de shale gas

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