no existe ninguna explotacion mineral que sea ecologica.
para acceder a esas profundidades, inevitablemente usas tecnologia que contamina los suelos.
el campo sufrio al glifosato, y las cuencas petroliferas sufriran los efectos de la explotacion de vaca muerta.
si no les gusta vendan la accion y busquen una empresa ecologica y sin contaminantes.
yo me quedo
YPFD YPF S.A.
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el_intrepido
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- Registrado: Jue Ene 09, 2014 5:14 pm
Re: YPFD YPF S.A.
Interesante articulo en Worldfolio.Uk de hoy:
YPF to lead the development of unconventional energy
Argentina sits on America’s second largest reserves of shale gas. While the global energy landscape is shifting towards unconventional resources and offshore drilling, the industry looks at Argentina as a sound investment opportunity
http://www.worldfolio.co.uk/region/sout ... tina-n3224
Traduzco partes:
YPF a punto de liderar el desarrollo de la energía no convencional.
Mientras que el panorama energético mundial se está desplazando hacia los recursos no convencionales y la perforación costa afuera, la industria mira a Argentina como oportunidad de inversión.
..momento de transformación histórica en la industria de petróleo y gas mundial, ya que los productores se mueven para aprovechar el enorme potencial de las llamadas fuentes no convencionales de petróleo y gas que yacen atrapados en depósitos de esquisto. Uno, de sólo un puñado de países que poseen esos recursos, Argentina, cuenta con una de las mayores formaciones no convencionales de petróleo y gas en el mundo.
Como muchos países productores de petróleo son testigos de la producción estancada o en descenso en los campos convencionales maduros, la atención se ha desplazado hacia las perspectivas en alta mar y no convencionales. La capacidad de aprovechar las formaciones de esquisto con la nueva tecnología ya ha revolucionado la industria de los hidrocarburos en los EE.UU., lo que ayuda al país a agregar casi 3 millones de barriles de petróleo por día a su producción total. También ha puesto los EE.UU. en camino de superar a Arabia Saudita como el mayor productor de petróleo del mundo, según la Agencia Internacional de la Energía, al tiempo que añade un estimado de 2 millones de empleos y 300 millones de dólares para su economía, según la firma de investigación de mercado IHS.
...Argentina se encuentra a punto de convertirse en una importante fuente de nueva energía en el hemisferio, y en un lugar de actividad inversora significativa.
Argentina ocupa el segundo lugar en el mundo detrás de China en las reservas de gas de lutita potencialmente recuperables, con 802000000000000 pies cúbicos, según la Administración de Información de Energía de Estados Unidos. Ocupa el cuarto lugar en el aceite de esquisto con un estimado de 27 mil millones de barriles, lo que la convierte en uno de los más grandes depositos de este tipo de cuencas en el mundo y la más prometedora en cualquier lugar fuera de América del Norte.
YPF ha comenzado a poner estos recursos al mercado. Su producción de petróleo de esquisto y gas superó más de 32 mil barriles por día, después de la perforación de más de 245 pozos en Vaca Muerta, donde cuenta con 21 plataformas activas de trabajo. Además, YPF en asociación con Dow Chemical habrá también perforado alrededor de 16 pozos en el bloque El Orejano en Vaca Muerta, en un proyecto piloto de gas de esquisto con una inversión inicial de 188 millones de dólares.
Sin embargo, esto solo reprensenta una minuscula parte de su enorme potencial global.
"Vaca Muerta tiene alrededor de 30.000 kilómetros cuadrados de los cuales YPF tiene 12.000", señala Miguel Galuccio, CEO de YPF.
A finales de agosto de este año, la malaya Petronas firmó un Acuerdo Preliminar con YPF para desarrollar un proyecto piloto de petróleo de esquisto en el kilómetro 187 cuadrados bloque La Amarga Chica en la provincia de Neuquén, con una inversión conjunta de hasta $ 550 millones. Inicialmente, durante la etapa piloto - que se espera que comience en el primer trimestre de 2015 - más de 30 pozos horizontales y verticales serán perforados, y con base en los resultados, se estima que el proyecto, una vez en el modo de fábrica, requerirá una inversión de más de $ 1 mil millones en los primeros cinco años.
En julio de 2013, la tercera mayor compañía de petróleo del mundo, firmó un acuerdo con YPF para invertir $ 1.2 billones en el primer año en el desarrollo de esquisto, convirtiéndose en el mayor exterior del país productor de petróleo de esquisto y gas natural.
En abril de este año, Chevron confirmó su decisión de continuar la empresa conjunta con YPF para avanzar en el desarrollo a gran escala de hidrocarburos no convencionales en Vaca Muerta, después de terminar con éxito el piloto.
Sólo este año, ambas compañías han invertido cerca de $ 1.8 mil millones y se han perforado más de 200 pozos, además de las decenas de pozos perforados el año pasado en la zona de Loma Campana dentro Formación Vaca Muerta.
La inversión representa un paso inicial en $ 15 mil millones del plan conjunto, que pretende generar hasta 75.000 barriles de petróleo por día y 3 millones de metros cúbicos de gas mediante la perforación de 1400 pozos.
- Ver más en: http://www.worldfolio.co.uk/region/sout ... T5e3r.dpuf
YPF to lead the development of unconventional energy
Argentina sits on America’s second largest reserves of shale gas. While the global energy landscape is shifting towards unconventional resources and offshore drilling, the industry looks at Argentina as a sound investment opportunity
http://www.worldfolio.co.uk/region/sout ... tina-n3224
Traduzco partes:
YPF a punto de liderar el desarrollo de la energía no convencional.
Mientras que el panorama energético mundial se está desplazando hacia los recursos no convencionales y la perforación costa afuera, la industria mira a Argentina como oportunidad de inversión.
..momento de transformación histórica en la industria de petróleo y gas mundial, ya que los productores se mueven para aprovechar el enorme potencial de las llamadas fuentes no convencionales de petróleo y gas que yacen atrapados en depósitos de esquisto. Uno, de sólo un puñado de países que poseen esos recursos, Argentina, cuenta con una de las mayores formaciones no convencionales de petróleo y gas en el mundo.
Como muchos países productores de petróleo son testigos de la producción estancada o en descenso en los campos convencionales maduros, la atención se ha desplazado hacia las perspectivas en alta mar y no convencionales. La capacidad de aprovechar las formaciones de esquisto con la nueva tecnología ya ha revolucionado la industria de los hidrocarburos en los EE.UU., lo que ayuda al país a agregar casi 3 millones de barriles de petróleo por día a su producción total. También ha puesto los EE.UU. en camino de superar a Arabia Saudita como el mayor productor de petróleo del mundo, según la Agencia Internacional de la Energía, al tiempo que añade un estimado de 2 millones de empleos y 300 millones de dólares para su economía, según la firma de investigación de mercado IHS.
...Argentina se encuentra a punto de convertirse en una importante fuente de nueva energía en el hemisferio, y en un lugar de actividad inversora significativa.
Argentina ocupa el segundo lugar en el mundo detrás de China en las reservas de gas de lutita potencialmente recuperables, con 802000000000000 pies cúbicos, según la Administración de Información de Energía de Estados Unidos. Ocupa el cuarto lugar en el aceite de esquisto con un estimado de 27 mil millones de barriles, lo que la convierte en uno de los más grandes depositos de este tipo de cuencas en el mundo y la más prometedora en cualquier lugar fuera de América del Norte.
YPF ha comenzado a poner estos recursos al mercado. Su producción de petróleo de esquisto y gas superó más de 32 mil barriles por día, después de la perforación de más de 245 pozos en Vaca Muerta, donde cuenta con 21 plataformas activas de trabajo. Además, YPF en asociación con Dow Chemical habrá también perforado alrededor de 16 pozos en el bloque El Orejano en Vaca Muerta, en un proyecto piloto de gas de esquisto con una inversión inicial de 188 millones de dólares.
Sin embargo, esto solo reprensenta una minuscula parte de su enorme potencial global.
"Vaca Muerta tiene alrededor de 30.000 kilómetros cuadrados de los cuales YPF tiene 12.000", señala Miguel Galuccio, CEO de YPF.
A finales de agosto de este año, la malaya Petronas firmó un Acuerdo Preliminar con YPF para desarrollar un proyecto piloto de petróleo de esquisto en el kilómetro 187 cuadrados bloque La Amarga Chica en la provincia de Neuquén, con una inversión conjunta de hasta $ 550 millones. Inicialmente, durante la etapa piloto - que se espera que comience en el primer trimestre de 2015 - más de 30 pozos horizontales y verticales serán perforados, y con base en los resultados, se estima que el proyecto, una vez en el modo de fábrica, requerirá una inversión de más de $ 1 mil millones en los primeros cinco años.
En julio de 2013, la tercera mayor compañía de petróleo del mundo, firmó un acuerdo con YPF para invertir $ 1.2 billones en el primer año en el desarrollo de esquisto, convirtiéndose en el mayor exterior del país productor de petróleo de esquisto y gas natural.
En abril de este año, Chevron confirmó su decisión de continuar la empresa conjunta con YPF para avanzar en el desarrollo a gran escala de hidrocarburos no convencionales en Vaca Muerta, después de terminar con éxito el piloto.
Sólo este año, ambas compañías han invertido cerca de $ 1.8 mil millones y se han perforado más de 200 pozos, además de las decenas de pozos perforados el año pasado en la zona de Loma Campana dentro Formación Vaca Muerta.
La inversión representa un paso inicial en $ 15 mil millones del plan conjunto, que pretende generar hasta 75.000 barriles de petróleo por día y 3 millones de metros cúbicos de gas mediante la perforación de 1400 pozos.
- Ver más en: http://www.worldfolio.co.uk/region/sout ... T5e3r.dpuf
Re: YPFD YPF S.A.
¿Qué es el Shale?
¿La estimulación hidráulica puede contaminar el agua potable?
Muchas veces se plantean dudas sobre dos cuestiones referidas a la estimulación hidráulica y el agua. Una, la necesidad de atravesar los acuíferos superficiales de agua dulce, cuando los hay, para llegar a los hidrocarburos. Otra, si las fisuras en la roca que se producen por acción de la estimulación hidráulica pueden alcanzar los acuíferos superficiales y contaminarlos con hidrocarburos o con los fluidos de estimulación.
Para el primer caso, atravesar acuíferos durante la perforación es algo que incumbe a los hidrocarburos no convencionales pero también a los convencionales. La perforación vertical, de hecho, es una práctica muy consolidada en la industria, ya que hace más de un siglo se practica habitualmente. A medida que se avanza en la perforación, el pozo se va encamisando mediante una combinación de tuberías protectoras y cemento (en inglés se la denomina casing). Una vez terminado el encamisado y fraguado el cemento, se corren por dentro de la tubería unos perfiles que permiten visualizar si hay alguna falla de hermeticidad en el pozo. De haberla, esta es reparada. Solo una vez que se ha comprobado fehacientemente la hermeticidad del encamisado se procede a realizar el resto de los trabajos en el pozo; entre ellos, la continuación de la perforación a las profundidades donde se encuentran los hidrocarburos. Una vez alcanzada dicha profundidad, se vuelve a entubar y cementar el pozo. Y, finalizada la entubación y nuevamente comprobada la hermeticidad del pozo respecto de sus paredes, se procede a inyectar agua y arena a presión.
Hubo raras excepciones en las que el agua subterránea se vio afectada por instalaciones defectuosas del encamisado protector. Pero estas situaciones se resolvieron de inmediato, sin ningún impacto significativo en el agua subterránea.
En cuanto a la posibilidad de que las fisuras que provoca la estimulación hidráulica alcancen los acuíferos superficiales se trata de una situación que tiene bajísimas o, directamente, nulas posibilidad de ocurrir. En nuestro país, las rocas que contienen gas y petróleo de esquisto se encuentran entre los 2500 y 4500 metros de profundidad. Los acuíferos para agua de uso doméstico, por lo general se encuentran, a menos de 300 metros bajo la superficie. No existe ningún trayecto físico entre las formaciones de esquistos y los acuíferos. Por el contrario, hay kilómetros de roca, en general impermeable. Además, las fisuras, producto de la estimulación, difícilmente superen los 100 metros de longitud, con tendencia a que se hagan cada vez más pequeñas. Por lo tanto, la inyección de agua a alta presión no produce contaminación del agua potable.
Como dato extra podemos mencionar que en Estados Unidos, donde existen casi 40.000 pozos de shale, no se ha documentado ningún caso de contaminación de acuíferos superficiales por estimulación hidráulica.
¿Es cierto que la estimulación hidráulica requiere tanta agua que pone en riesgo el recurso hídrico?
Las técnicas para extraer hidrocarburos de esquistos y lutitas requieren de agua, en cantidades que dependen de las características de la formación en la que se encuentran los hidrocarburos y el tipo de pozo. El rango, por lo tanto, es amplio: arranca en 4500 m3 y llega a los 30.000 m3 por pozo. Hoy, sin embargo, lo habitual para pozos verticales –que son la mayría- es utilizar entre 4500 y 6000 m3 de agua, y para los horizontales hasta 12.000 m3. Y la tendencia es a requerir cada vez menos, gracias a la evolución de la tecnología, que busca mayor eficiencia. Este número, difícil de dimensionar para quien no trabaja habitualmente en cuestiones técnicas, debe ser contrastado con la disponibilidad de agua del lugar. Si tomamos como ejemplos la provincia de Neuquén, en donde se concentra la mayor actividad, de explotarse la formación Vaca Muerta intensivamente, el requerimiento sería menor al 1% anual del recurso hídrico neuquino, frente a un 5% que se llevan el agro, la industria y la población en general y al 94% que pasa a otras jurisdicciones. Por lo tanto, esta actividad está lejos de comprometer el abastecimiento de agua.
Como dato extra es importante saber que el abastecimiento de agua para la industria está estrictamente regulado por las provincias que, en general, solo permiten el uso de agua de cursos superficiales (ríos y lagos) y no de acuíferos de agua dulce.
Enviar
¿Es cierto que los fluidos de la fracturación hidráulica contienen químicos peligrosos que no se dan a conocer al público?
Como toda industria, también la de hidrocarburos utiliza algunos aditivos químicos. En el caso de la estimulación hidráulica, tienen diversas funciones. Muchas de ellas apuntan a proteger las cañerías y el encamisado de los pozos. Por ejemplo, la utilización de anticorrosivos o de inhibidores del crecimiento bacteriano. Otras, a hacer más espeso el fluido de fractura, como los gelificantes. Como dato general diremos que los aditivos químicos constituyen una porción ínfima del fluido de estimulación (en general, alrededor del 0,5%), y que se utilizan entre 8 y 15 aditivos químicos promedio. La gran mayoría de estos aditivos químicos son muy comunes y es habitual encontrarlos en el hogar, en usos domésticos, aún en concentraciones mucho mayores que las utilizadas en los fluidos de estimulación. Una lista general de aditivos químicos puede ser consultada aquí.
Un mito muy difundido es que en estimulación hidráulica se utilizan 600, 1000 y hasta 5000 aditivos químicos. Esto es un grosero error. Primero, porque no hay ingeniero químico capaz de generar una solución que sirva para algún fin específico, utilizando 600 aditivos químicos. Pero, además, porque la confusión surge de la cantidad de nombres comunes que existen para un químico determinado, al igual que lo que ocurre con animales y plantas, que pueden ser nombrados de diferente forma, dependiendo de la región. A esta confusión se le suma el hecho de que, debido a la heterogeneidad de las formaciones no convencionales, difícilmente una fórmula resulte igual a otra. Por lo tanto, los 8 a 15 aditivos químicos a utilizar en una determinada etapa de estimulación hidráulica se eligen de una lista en donde hay decenas de ellos.
Otro mito muy extendido es que son secretos. Esto surgió porque en los comienzos de la explotación de no convencionales, en Estados Unidos, muchas empresas de servicios no revelaban los aditivos aduciendo secretos comerciales (similar a lo que ocurre, por ejemplo, con las bebidas cola). Pero desde hace mucho tiempo decidieron ser muy transparentes también en ese punto. Hoy, en nuestro país, las empresas ponen a disposición de las autoridades la lista detallada de aditivos químicos que, en muchos casos, son requisitos obligatorios para autorizar las operaciones.
Finalmente, la industria maneja estos aditivos químicos de forma tal que en ningún momento de las operaciones entran en contacto con el medio ambiente.
¿La estimulación hidráulica puede activar fallas geológicas y producir terremotos?
Como otras actividades humanas, la estimulación hidráulica libera energía, que se traduce en ondas sísmicas. Estas vibraciones pueden ser medidas con instrumentos sensibles colocados en la superficie. De hecho, son las que permiten controlar en todo momento el crecimiento de las fisuras durante la estimulación hidráulica. Sin embargo, estas ondas sísmicas difieren en mucho de un terremoto y se ubican en rangos hasta 100.000 veces menores que los perceptibles por los seres humanos y, por lo tanto, muy lejos de las que puede generar cualquier tipo de daño.
Aún así, se ha realizado una importante cantidad de estudios en donde no fue verificada ninguna relación entre estimulación hidráulica y sismos de importancia; incluso en Estados Unidos, en donde existen cerca de 40.000 pozos de shale. Gran Bretaña, que había declarado una moratoria para estudiar esta posible relación, la levantó a principios de 2013 al no encontrar ninguna evidencia al respecto.
¿Son perjudiciales para el medio ambiente las aguas residuales que se generan por la explotación de recursos no convencionales?
Tras la estimulación hidráulica, alrededor del 30% del fluido de estimulación regresa a la superficie (“agua de retorno” o flowback, en inglés). Esta agua contiene sales provenientes de la formación estimulada y algún resabio de los aditivos químicos utilizados, dado que la mayor parte se degrada durante las operaciones. El agua de retorno se trata obligatoriamente y se maneja en recipientes y circuitos cerrados y sellados. Luego, puede ser reutilizada en nuevas estimulaciones o se la confina en pozos sumideros construidos para tal fin, a cientos o miles de metros de profundidad, que es una práctica muy consolidada y segura. En ningún momento el agua de retorno tiene contacto alguno con el medio ambiente.
¿Es cierto que la explotación de recursos no convencionales no está regulada?
Las regulaciones provinciales existentes generan un marco de controles estrictos para la explotación de recursos no convencionales. Aún así, la provincia de Neuquén ha sancionado legislación específica, con foco en el abastecimiento y disposición del agua para operaciones de gas y petróleo de esquistos.
http://www.shaleenargentina.org.ar/preg ... CgWLmd5N1Y
¿La estimulación hidráulica puede contaminar el agua potable?
Muchas veces se plantean dudas sobre dos cuestiones referidas a la estimulación hidráulica y el agua. Una, la necesidad de atravesar los acuíferos superficiales de agua dulce, cuando los hay, para llegar a los hidrocarburos. Otra, si las fisuras en la roca que se producen por acción de la estimulación hidráulica pueden alcanzar los acuíferos superficiales y contaminarlos con hidrocarburos o con los fluidos de estimulación.
Para el primer caso, atravesar acuíferos durante la perforación es algo que incumbe a los hidrocarburos no convencionales pero también a los convencionales. La perforación vertical, de hecho, es una práctica muy consolidada en la industria, ya que hace más de un siglo se practica habitualmente. A medida que se avanza en la perforación, el pozo se va encamisando mediante una combinación de tuberías protectoras y cemento (en inglés se la denomina casing). Una vez terminado el encamisado y fraguado el cemento, se corren por dentro de la tubería unos perfiles que permiten visualizar si hay alguna falla de hermeticidad en el pozo. De haberla, esta es reparada. Solo una vez que se ha comprobado fehacientemente la hermeticidad del encamisado se procede a realizar el resto de los trabajos en el pozo; entre ellos, la continuación de la perforación a las profundidades donde se encuentran los hidrocarburos. Una vez alcanzada dicha profundidad, se vuelve a entubar y cementar el pozo. Y, finalizada la entubación y nuevamente comprobada la hermeticidad del pozo respecto de sus paredes, se procede a inyectar agua y arena a presión.
Hubo raras excepciones en las que el agua subterránea se vio afectada por instalaciones defectuosas del encamisado protector. Pero estas situaciones se resolvieron de inmediato, sin ningún impacto significativo en el agua subterránea.
En cuanto a la posibilidad de que las fisuras que provoca la estimulación hidráulica alcancen los acuíferos superficiales se trata de una situación que tiene bajísimas o, directamente, nulas posibilidad de ocurrir. En nuestro país, las rocas que contienen gas y petróleo de esquisto se encuentran entre los 2500 y 4500 metros de profundidad. Los acuíferos para agua de uso doméstico, por lo general se encuentran, a menos de 300 metros bajo la superficie. No existe ningún trayecto físico entre las formaciones de esquistos y los acuíferos. Por el contrario, hay kilómetros de roca, en general impermeable. Además, las fisuras, producto de la estimulación, difícilmente superen los 100 metros de longitud, con tendencia a que se hagan cada vez más pequeñas. Por lo tanto, la inyección de agua a alta presión no produce contaminación del agua potable.
Como dato extra podemos mencionar que en Estados Unidos, donde existen casi 40.000 pozos de shale, no se ha documentado ningún caso de contaminación de acuíferos superficiales por estimulación hidráulica.
¿Es cierto que la estimulación hidráulica requiere tanta agua que pone en riesgo el recurso hídrico?
Las técnicas para extraer hidrocarburos de esquistos y lutitas requieren de agua, en cantidades que dependen de las características de la formación en la que se encuentran los hidrocarburos y el tipo de pozo. El rango, por lo tanto, es amplio: arranca en 4500 m3 y llega a los 30.000 m3 por pozo. Hoy, sin embargo, lo habitual para pozos verticales –que son la mayría- es utilizar entre 4500 y 6000 m3 de agua, y para los horizontales hasta 12.000 m3. Y la tendencia es a requerir cada vez menos, gracias a la evolución de la tecnología, que busca mayor eficiencia. Este número, difícil de dimensionar para quien no trabaja habitualmente en cuestiones técnicas, debe ser contrastado con la disponibilidad de agua del lugar. Si tomamos como ejemplos la provincia de Neuquén, en donde se concentra la mayor actividad, de explotarse la formación Vaca Muerta intensivamente, el requerimiento sería menor al 1% anual del recurso hídrico neuquino, frente a un 5% que se llevan el agro, la industria y la población en general y al 94% que pasa a otras jurisdicciones. Por lo tanto, esta actividad está lejos de comprometer el abastecimiento de agua.
Como dato extra es importante saber que el abastecimiento de agua para la industria está estrictamente regulado por las provincias que, en general, solo permiten el uso de agua de cursos superficiales (ríos y lagos) y no de acuíferos de agua dulce.
Enviar
¿Es cierto que los fluidos de la fracturación hidráulica contienen químicos peligrosos que no se dan a conocer al público?
Como toda industria, también la de hidrocarburos utiliza algunos aditivos químicos. En el caso de la estimulación hidráulica, tienen diversas funciones. Muchas de ellas apuntan a proteger las cañerías y el encamisado de los pozos. Por ejemplo, la utilización de anticorrosivos o de inhibidores del crecimiento bacteriano. Otras, a hacer más espeso el fluido de fractura, como los gelificantes. Como dato general diremos que los aditivos químicos constituyen una porción ínfima del fluido de estimulación (en general, alrededor del 0,5%), y que se utilizan entre 8 y 15 aditivos químicos promedio. La gran mayoría de estos aditivos químicos son muy comunes y es habitual encontrarlos en el hogar, en usos domésticos, aún en concentraciones mucho mayores que las utilizadas en los fluidos de estimulación. Una lista general de aditivos químicos puede ser consultada aquí.
Un mito muy difundido es que en estimulación hidráulica se utilizan 600, 1000 y hasta 5000 aditivos químicos. Esto es un grosero error. Primero, porque no hay ingeniero químico capaz de generar una solución que sirva para algún fin específico, utilizando 600 aditivos químicos. Pero, además, porque la confusión surge de la cantidad de nombres comunes que existen para un químico determinado, al igual que lo que ocurre con animales y plantas, que pueden ser nombrados de diferente forma, dependiendo de la región. A esta confusión se le suma el hecho de que, debido a la heterogeneidad de las formaciones no convencionales, difícilmente una fórmula resulte igual a otra. Por lo tanto, los 8 a 15 aditivos químicos a utilizar en una determinada etapa de estimulación hidráulica se eligen de una lista en donde hay decenas de ellos.
Otro mito muy extendido es que son secretos. Esto surgió porque en los comienzos de la explotación de no convencionales, en Estados Unidos, muchas empresas de servicios no revelaban los aditivos aduciendo secretos comerciales (similar a lo que ocurre, por ejemplo, con las bebidas cola). Pero desde hace mucho tiempo decidieron ser muy transparentes también en ese punto. Hoy, en nuestro país, las empresas ponen a disposición de las autoridades la lista detallada de aditivos químicos que, en muchos casos, son requisitos obligatorios para autorizar las operaciones.
Finalmente, la industria maneja estos aditivos químicos de forma tal que en ningún momento de las operaciones entran en contacto con el medio ambiente.
¿La estimulación hidráulica puede activar fallas geológicas y producir terremotos?
Como otras actividades humanas, la estimulación hidráulica libera energía, que se traduce en ondas sísmicas. Estas vibraciones pueden ser medidas con instrumentos sensibles colocados en la superficie. De hecho, son las que permiten controlar en todo momento el crecimiento de las fisuras durante la estimulación hidráulica. Sin embargo, estas ondas sísmicas difieren en mucho de un terremoto y se ubican en rangos hasta 100.000 veces menores que los perceptibles por los seres humanos y, por lo tanto, muy lejos de las que puede generar cualquier tipo de daño.
Aún así, se ha realizado una importante cantidad de estudios en donde no fue verificada ninguna relación entre estimulación hidráulica y sismos de importancia; incluso en Estados Unidos, en donde existen cerca de 40.000 pozos de shale. Gran Bretaña, que había declarado una moratoria para estudiar esta posible relación, la levantó a principios de 2013 al no encontrar ninguna evidencia al respecto.
¿Son perjudiciales para el medio ambiente las aguas residuales que se generan por la explotación de recursos no convencionales?
Tras la estimulación hidráulica, alrededor del 30% del fluido de estimulación regresa a la superficie (“agua de retorno” o flowback, en inglés). Esta agua contiene sales provenientes de la formación estimulada y algún resabio de los aditivos químicos utilizados, dado que la mayor parte se degrada durante las operaciones. El agua de retorno se trata obligatoriamente y se maneja en recipientes y circuitos cerrados y sellados. Luego, puede ser reutilizada en nuevas estimulaciones o se la confina en pozos sumideros construidos para tal fin, a cientos o miles de metros de profundidad, que es una práctica muy consolidada y segura. En ningún momento el agua de retorno tiene contacto alguno con el medio ambiente.
¿Es cierto que la explotación de recursos no convencionales no está regulada?
Las regulaciones provinciales existentes generan un marco de controles estrictos para la explotación de recursos no convencionales. Aún así, la provincia de Neuquén ha sancionado legislación específica, con foco en el abastecimiento y disposición del agua para operaciones de gas y petróleo de esquistos.
http://www.shaleenargentina.org.ar/preg ... CgWLmd5N1Y
Re: YPFD YPF S.A.
Vaca Muerta
Aunque su nombre está en boca de todos desde hace tres años, es conocida desde hace casi 90. En dónde está y por qué interesa tanto.
Los geólogos dividen el subsuelo en formaciones geológicas, de acuerdo con las características particulares de las rocas. Son características que las diferencian a unas de otras. Vaca Muerta, entonces, es el nombre de una formación geológica con características determinadas, que interesa especialmente por su contenido de gas y petróleo.
De hecho, es un tipo de formación (muy poco porosa y casi impermeable), denominada vulgarmente "shale" por su contenido de arcillas, y llamada por los geólogos roca generadora o roca madre, dado que allí se han originado hidrocarburos tras un extenso proceso geológico. Parte de esos hidrocarburos, luego, migró hacia otras formaciones más porosas y permeables, pero otra parte muy importante –la mayor- permanece allí. Tradicionalmente, la llamada explotación convencional de hidrocarburos se centró en extraer el petróleo y el gas almacenados en formaciones permeables, tras haber migrado desde la roca generadora. La explotación de los llamados no convencionales, como los de Vaca Muerta, consiste en tomarlos de la propia formación generadora.
Para los geólogos, identificar una roca generadora es de gran importancia, dado que abre la posibilidad de que exista un sistema petrolero; es decir, una roca generadora, una roca reservorio (a donde los hidrocarburos han migrado tras abandonar la roca generadora) y una roca sello, que mantiene atrapados a los hidrocarburos.
Por eso, cuando en los primeros años de la década del 20 del siglo pasado, el brillante geólogo estadounidense Charles Edwin Weaver describió en las laderas de la Sierra de la Vaca Muerta, en Neuquén, la presencia de una nueva roca generadora, seguramente habrá sentido enorme satisfacción. Weaver, de hecho, recorría Neuquén y Mendoza desde hacía muy poco, contratado por la Standard Oil de California (hoy, Chevron), prospectando el prometedor territorio. Recién en 1931 publicó Weaver sus descubrimientos, entre ellos, el de lo que llamó Formación Vaca Muerta. Se trataba, claro, de algo fabuloso dado que esta hoy célebre formación es la roca generadora de la mayor parte del gas y el petróleo que se extrae históricamente de la Cuenca Neuquina.
Vale aclarar que la formación Vaca Muerta se encuentra a distintas profundidades, al punto tal que en zonas como la sierra homónima, directamente aflora sobre la superficie, a la vista de todos. Pero para la extracción de hidrocarburos interesa la formación cuando se encuentra a más de 2000 metros de profundidad.
Lo que hoy es una formación rocosa que va del amarillo al ocre oscuro, con importante contenido de hidrocarburos, hace 150 millones de años, en tiempos del Jurásico, era el fondo del mar. Por aquel tiempo, la cordillera de los Andes no existía, y el Pacífico se entrometía en lo que hoy es territorio neuquino. Durante décadas, centurias y milenios, ese lecho marino iba colmándose de sedimentos minerales y gran cantidad de seres vivos, la mayor parte microscópicos.
Los restos de esos seres vivos fueron la materia orgánica que, tras cocinarse durante millones de años, dieron origen al gas y al petróleo de Vaca Muerta. Cuando Hacemos un pozo de 3000 metros para alcanzar la Formación Vaca Muerta, no hacemos más alcanzar aquel antiguo fondo océanico, de los tiempos de los dinosaurios.
la Cuenca Neuquina (líneas azules) y el área aproximada de la Formación Vaca Muerta. En distintos colores, el hidrocarburo que contiene (petróleo, gas seco y gas húmedo).
La Cuenca Neuquina (líneas azules) y el área aproximada de la Formación Vaca Muerta. En distintos colores, el hidrocarburo que contiene (petróleo, gas seco y gas húmedo).
Hace unos tres años, los argentinos tomamos conciencia de que era viable valerse del enorme recurso energético (gas y petróleo) que contiene la Formación Vaca Muerta. Como dijimos, conocíamos desde los tiempos de Weaver su potencial, pero ni la tecnología ni los costos permitían siquiera soñar con aprovecharlo. Hoy, esta situación se ha revertido.
La actividad para extraer estos recursos se ha vuelto intensiva y va en aumento. Nosotros no podemos “ir” a Vaca Muerta, ubicada a kilómetros de profundidad en las zonas de interés. Pero sí podemos “pararnos” en la superficie, en donde sabemos que se encuentra, y luego perforar un pozo hasta alcanzarla (la perforación a 3200 metros, por ejemplo, demanda unos 20 días).
Luego, es necesario generar permeabilidad para que el petróleo y el gas puedan escapar de la formación, que es tan compacta. Dicho de otro modo, abrir las vías para que fluya el hidrocarburo, algo que se logra mediante una técnica conocida como “estimulación hidráulica” o “fracking”, que consiste en la inyección a presión de una mezcla de agua, arena y algunos aditivos químicos, para geneque genera microfisuras más angostas que el ancho de un pelo. Finalmente, el pozo queda operativo durante años o décadas.
Como dato final, existen otras rocas generadoras con potencial hidrocarburífero, como Vaca Muerta. Son ejemplo de ello las formaciones Los Molles (que se encuentra debajo de Vaca Muerta); Pozo D-129 (en la Cuenca del Golfo de San Jorge) y Los Monos (Cuenca del Noroeste), entre otras.
http://www.shaleenargentina.org.ar/vaca ... CgU-md5N1Y
Aunque su nombre está en boca de todos desde hace tres años, es conocida desde hace casi 90. En dónde está y por qué interesa tanto.
Los geólogos dividen el subsuelo en formaciones geológicas, de acuerdo con las características particulares de las rocas. Son características que las diferencian a unas de otras. Vaca Muerta, entonces, es el nombre de una formación geológica con características determinadas, que interesa especialmente por su contenido de gas y petróleo.
De hecho, es un tipo de formación (muy poco porosa y casi impermeable), denominada vulgarmente "shale" por su contenido de arcillas, y llamada por los geólogos roca generadora o roca madre, dado que allí se han originado hidrocarburos tras un extenso proceso geológico. Parte de esos hidrocarburos, luego, migró hacia otras formaciones más porosas y permeables, pero otra parte muy importante –la mayor- permanece allí. Tradicionalmente, la llamada explotación convencional de hidrocarburos se centró en extraer el petróleo y el gas almacenados en formaciones permeables, tras haber migrado desde la roca generadora. La explotación de los llamados no convencionales, como los de Vaca Muerta, consiste en tomarlos de la propia formación generadora.
Para los geólogos, identificar una roca generadora es de gran importancia, dado que abre la posibilidad de que exista un sistema petrolero; es decir, una roca generadora, una roca reservorio (a donde los hidrocarburos han migrado tras abandonar la roca generadora) y una roca sello, que mantiene atrapados a los hidrocarburos.
Por eso, cuando en los primeros años de la década del 20 del siglo pasado, el brillante geólogo estadounidense Charles Edwin Weaver describió en las laderas de la Sierra de la Vaca Muerta, en Neuquén, la presencia de una nueva roca generadora, seguramente habrá sentido enorme satisfacción. Weaver, de hecho, recorría Neuquén y Mendoza desde hacía muy poco, contratado por la Standard Oil de California (hoy, Chevron), prospectando el prometedor territorio. Recién en 1931 publicó Weaver sus descubrimientos, entre ellos, el de lo que llamó Formación Vaca Muerta. Se trataba, claro, de algo fabuloso dado que esta hoy célebre formación es la roca generadora de la mayor parte del gas y el petróleo que se extrae históricamente de la Cuenca Neuquina.
Vale aclarar que la formación Vaca Muerta se encuentra a distintas profundidades, al punto tal que en zonas como la sierra homónima, directamente aflora sobre la superficie, a la vista de todos. Pero para la extracción de hidrocarburos interesa la formación cuando se encuentra a más de 2000 metros de profundidad.
Lo que hoy es una formación rocosa que va del amarillo al ocre oscuro, con importante contenido de hidrocarburos, hace 150 millones de años, en tiempos del Jurásico, era el fondo del mar. Por aquel tiempo, la cordillera de los Andes no existía, y el Pacífico se entrometía en lo que hoy es territorio neuquino. Durante décadas, centurias y milenios, ese lecho marino iba colmándose de sedimentos minerales y gran cantidad de seres vivos, la mayor parte microscópicos.
Los restos de esos seres vivos fueron la materia orgánica que, tras cocinarse durante millones de años, dieron origen al gas y al petróleo de Vaca Muerta. Cuando Hacemos un pozo de 3000 metros para alcanzar la Formación Vaca Muerta, no hacemos más alcanzar aquel antiguo fondo océanico, de los tiempos de los dinosaurios.
la Cuenca Neuquina (líneas azules) y el área aproximada de la Formación Vaca Muerta. En distintos colores, el hidrocarburo que contiene (petróleo, gas seco y gas húmedo).
La Cuenca Neuquina (líneas azules) y el área aproximada de la Formación Vaca Muerta. En distintos colores, el hidrocarburo que contiene (petróleo, gas seco y gas húmedo).
Hace unos tres años, los argentinos tomamos conciencia de que era viable valerse del enorme recurso energético (gas y petróleo) que contiene la Formación Vaca Muerta. Como dijimos, conocíamos desde los tiempos de Weaver su potencial, pero ni la tecnología ni los costos permitían siquiera soñar con aprovecharlo. Hoy, esta situación se ha revertido.
La actividad para extraer estos recursos se ha vuelto intensiva y va en aumento. Nosotros no podemos “ir” a Vaca Muerta, ubicada a kilómetros de profundidad en las zonas de interés. Pero sí podemos “pararnos” en la superficie, en donde sabemos que se encuentra, y luego perforar un pozo hasta alcanzarla (la perforación a 3200 metros, por ejemplo, demanda unos 20 días).
Luego, es necesario generar permeabilidad para que el petróleo y el gas puedan escapar de la formación, que es tan compacta. Dicho de otro modo, abrir las vías para que fluya el hidrocarburo, algo que se logra mediante una técnica conocida como “estimulación hidráulica” o “fracking”, que consiste en la inyección a presión de una mezcla de agua, arena y algunos aditivos químicos, para geneque genera microfisuras más angostas que el ancho de un pelo. Finalmente, el pozo queda operativo durante años o décadas.
Como dato final, existen otras rocas generadoras con potencial hidrocarburífero, como Vaca Muerta. Son ejemplo de ello las formaciones Los Molles (que se encuentra debajo de Vaca Muerta); Pozo D-129 (en la Cuenca del Golfo de San Jorge) y Los Monos (Cuenca del Noroeste), entre otras.
http://www.shaleenargentina.org.ar/vaca ... CgU-md5N1Y
Re: YPFD YPF S.A.
YPF busca una alianza para el offshore
Debe y haber,YPF,Miguel Galuccio
Miguel Galuccio, CEO de YPF, dijo que es muy probable que la exploración costa afuera sea con un socio, según informó la agencia Bloomberg. Fue en el marco de un congreso sectorial en Cancún, donde el ejecutivo también consideró posible “desarrollar una asociación múltiple con Pemex” (con quien firmó un acuerdo), que podría incluir participación en el yacimiento de hidrocarburos no convencionales de Vaca Muerta.
Debe y haber,YPF,Miguel Galuccio
Miguel Galuccio, CEO de YPF, dijo que es muy probable que la exploración costa afuera sea con un socio, según informó la agencia Bloomberg. Fue en el marco de un congreso sectorial en Cancún, donde el ejecutivo también consideró posible “desarrollar una asociación múltiple con Pemex” (con quien firmó un acuerdo), que podría incluir participación en el yacimiento de hidrocarburos no convencionales de Vaca Muerta.
Re: YPFD YPF S.A.
Esta tiene un futuro de p.. madre. A largo plazo es el mejor papel junto a TS.
Re: YPFD YPF S.A.
Es posible que ganen ambos seguramente
elcololp escribió:Quienes estuvieron comprando YPF? Aca les dejo....
http://screencast.com/t/JoVqzfJCeDt
Alguna duda mas para comprar ahora y mantener a largo?
alfil escribió:Cuando alguien compra , es que alguien vende , igualmente seguro..
Re: YPFD YPF S.A.
elcololp escribió:Quienes estuvieron comprando YPF? Aca les dejo....
http://screencast.com/t/JoVqzfJCeDt
Alguna duda mas para comprar ahora y mantener a largo?
Cuando alguien compra , es que alguien vende , igualmente seguro..
Re: YPFD YPF S.A.
Quienes estuvieron comprando YPF? Aca les dejo....
http://screencast.com/t/JoVqzfJCeDt
Alguna duda mas para comprar ahora y mantener a largo?
http://screencast.com/t/JoVqzfJCeDt
Alguna duda mas para comprar ahora y mantener a largo?
Re: YPFD YPF S.A.
Dejo Grafico 1hora (acaba de romper canal bajista), se va a buscar los 39-40?
http://screencast.com/t/kwadbHw6DaNh
http://screencast.com/t/kwadbHw6DaNh
Re: YPFD YPF S.A.
empome escribió:que cuerda
si se llega a dar esta noticia de George soros
compra el juicio de los buitre por acciones de ypf
No se puede.. es más humo, como tanto otro humo que vienen tirando desde El Cronista/Clarin/La Nación..
Re: YPFD YPF S.A.
que cuerda
si se llega a dar esta noticia de George soros
compra el juicio de los buitre por acciones de ypf
si se llega a dar esta noticia de George soros
compra el juicio de los buitre por acciones de ypf
Re: YPFD YPF S.A.
Clarin.comiEcoEmpresas y Management 23/09/14
El multimillonario George Soros duplicó su participación en YPF
Galuccio anunció el tercer hallazgo de hidrocarburos no convencionales El financista se convierte en el cuarto accionista entre los minoritarios, con el 3,5%.
El multimillonario George Soros duplicó su participación en YPF
Galuccio anunció el tercer hallazgo de hidrocarburos no convencionales El financista se convierte en el cuarto accionista entre los minoritarios, con el 3,5%.
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el_intrepido
- Mensajes: 3069
- Registrado: Jue Ene 09, 2014 5:14 pm
Re: YPFD YPF S.A.
alfil escribió:http://m.notimerica.com/economia/notici ... 05612.html
Asi es.. intrépido..
Recién arranca..
Alfil, tu obstinacion ya me genera cierta ternura...
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el_intrepido
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Re: YPFD YPF S.A.
rojopipi escribió:Hoy en "labolsadetavares.com se habla de un inminente acuerdo con Soros y los buitres
Y en clarin tambien... Por supuesto exageradisimo seguramente, medio que titulan como que le regalan vaca muerta..
Soros compraría el juicio a cambio de yacimientos en Vaca Muerta
http://www.clarin.com/politica/Soros-co ... 78095.html
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