En esta edición. Editorial. Boletín Informativo de la Asociación Venezolana de Procesadores de Gas

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1 Boletín Informativo de la Asociación Venezolana de Procesadores de Gas Caracas, Venezuela agosto 2011 año 7, número 19 Editorial En esta edición Participación de Venezuela en la 90th Convención Internacional de la GPA Cumbre para la Reducción de Emisiones Globales Primeras Jornadas sobre Seguridad de los Procesos de la AVPG Gas Natural No Convencional camino a la independencia energética - 2da parte: Canadá y Argentina Empresas e Instituciones Asociadas AVPG Junta Directiva AVPG Editorial Para esta nueva edición del INFOGAS, y en línea con uno de nuestros principales objetivos como es el tratar de mantener los más altos índices de seguridad de la industria del gas natural, durante el año en curso la AVPG, ha realizado dos eventos, que contaron con el apoyo y participación del sector público y privado. En el mes de marzo, se llevó a cabo en el hotel Centro Lido de Caracas, la Cumbre para La Reducción de Emisiones Globales, que fue organizada por nuestra empresa asociada The Sniffers, con el apoyo de la AVPG y en la que participaron numerosas personalidades ligadas al sector del Gas Natural. Asimismo, en el mes de junio, en las instalaciones del Hotel Maremares, en Puerto La Cruz, organizamos las Primeras Jornadas sobre Seguridad de los Procesos, a las que asistieron profesionales y expertos del área de Seguridad, Salud y Ambiente, así como también excelentes expositores, quienes de manera impecable se encargaron de mostrar los últimos avances en el área de seguridad. Aprovechamos esta oportunidad para reiterar nuestro agradecimiento a las empresas Total, Shell y BEV, C.A., ya que sin su patrocinio no hubiese sido posible llevar a cabo este evento. Adicionalmente, y como ha sido tradición dentro de nuestra organización, parte de nuestra Junta Directiva participó en el mes de marzo en la 90 th Convención Anual de la Gas Processors Association (GPA), realizada en San Antonio, Texas, a la que asistieron más de 1600 personalidades del sector del gas natural a nivel mundial. En esta oportunidad lo más relevante para nuestra delegación, fue la aprobación por parte de la GPA de nuestra propuesta con respecto a la creación de su Capítulo Latinoamericano, que inicialmente tendrá su sede en Venezuela, pero que a futuro se irá trasladando a otros horizontes de nuestro hemisferio, ya que esperamos contar con una significativa membresía que incluya a las empresas más importantes que hacen vida en el sector del gas natural en Latinoamérica. Por último, y en línea con nuestro último boletín del INFOGAS, les estamos presentando un interesante artículo de actualidad sobre este nuevo fenómeno llamado explotación del Gas Natural No Convencional, que cada día toma mayor relevancia para la independencia energética de muchos países que tradicionalmente importan energía de otras naciones. En esta edición, nuestra Asesor Técnico Noris Gómez, hace un brillante análisis sobre la La gente del Gas Natural y sus productos derivados 1

2 situación particular de Canadá y Argentina, dos países de nuestro hemisferio que están muy activos en esta nueva onda del gas no convencional, y que de seguro tendrán un rol protagónico a corto plazo. Antes de despedirme, quisiera aprovechar esta oportunidad para extenderles una cordial invitación a nuestro Primer Seminario sobre Formación de Talento para el Desarrollo de la Industria del Gas Natural (1er SAGAS 2011), el cual se llevará a cabo el próximo 6 de octubre en el Auditorio Andrés Bello de la Fundación Instituto de Estudios Avanzados IDEA, ubicada en el sector Hoyo de la Puerta, Valle de Sartenejas, Municipio Baruta, Edo. Miranda, Caracas 1015 A, donde por primera vez en Venezuela, se darán cita representantes del sector académico, gobierno y empresa privada, para disertar sobre la oferta académica existente para la formación del talento requerido en pro del desarrollo de la Industria del Gas Natural, basado en el Plan Nacional de Ciencia Simón Bolívar, que apoya a la Industria Petrolera Nacional Hacia La Independencia Tecnológica. Reciban mis cordiales saludos, Luis Alberto Terrero Presidente Participación del Capítulo Venezolano (AVPG) en la 90 th Convención Internacional de la Gas Processors Association En atención al programa de actividades pautado para este año, la Asociación Venezolana de Procesadores de Gas (AVPG), participó en la 90 th Convención Anual de la Gas Processors Association (GPA), que en esta oportunidad se realizó entre el 3 y 6 de abril, en el Hotel Marriot San Antonio Rivercenter, ubicado en la ciudad de San Antonio, Texas, con la participación de 1600 delegados, quienes asistieron en representación de 15 países. La delegación venezolana por parte de la AVPG, contó con la presencia de su presidente Luis Alberto Terrero, Sebastiano Rizzo, Presidente del Consejo Consultivo, Nicolás Bracho, Director y Nancy América Pérez, Directora Ejecutiva. También asistieron, Rubén Pérez, Supervisor en el Área de Procesos de Plantas de Gas de Pequiven, El Tablazo, quien tuvo a su cargo la presentación de uno de los trabajos técnicos del bloque correspondiente a Tecnología de LNG, titulado Mercadeo de LNG venezolano en Centro América, que realizó junto con Marco González de la Universidad Simón Bolívar. En este bloque, también se presentó un trabajo de Alberto Vázquez y Allen Dichkey, titulado Insulation Products and Fire Safety in LNG Terminal, que recibimos de nuestra empresa asociada Pittsburg Corning, radicada en México. El domingo en la noche nuestros representantes asistieron a la recepción de delegados internacionales, mientras que nuestro Presidente Luis Alberto Terrero, en compañía de Sebastiano Rizzo, Nicolás Bracho y Nancy América Pérez, participaron en la cena de los Presidentes. El lunes 4 de abril a las 10:00 a.m., se realizó el Acto de Instalación de la 90th Convención Internacional del Gas, que sirvió de marco para la celebración del 90 aniversario de la Gas Processors Association, en el que los asistentes fueron sorprendidos con una doble de Marilyn Monroe, quien le cantó el Happy Birthday Mister President, al nuevo presidente de la GPA, Alan Armstrong, ante un pastel gigante de cumpleaños, en sintonía con la magnitud de la celebración. Luego, en horas de la tarde, nuestros directores participaron en la reunión de Coordinación de los Capítulos Internacionales en la que presentaron el informe de gestión del año , y plan de trabajo para este año. La gente del Gas Natural y sus productos derivados 2

3 Foto 1. Celebración de los 90 años de la GPA. Convención Internacional de Gas celebrada en San Antonio, Texas Estados Unidos, abril Fue propicia esta oportunidad, para someter a consideración de los presentes la propuesta para la creación del Capítulo Latinoamericano de la GPA, que fue concebida por nuestra Directora Ejecutiva, Nancy América Pérez, en diciembre pasado, y que fue presentada en forma impecable y brillante, por nuestro Presidente Luis Alberto Terrero, contando con la aprobación, respaldo y apoyo unánime de los presentes. Esta propuesta surge en sintonía con el proceso de globalización que adelanta la GPA desde el año 2004, con la creación de la GPA Global Alliance, que tiene como objetivo, el desarrollo, alcance y cobertura de la GPA, proyectándose al ámbito mundial. Haciendo una breve reseña histórica, la Gas Processors Association (GPA), fue creada en el año 1921 (hace 90 años); luego, en 1960 se constituyó el Capítulo Canadiense como su primer Capítulo Internacional, mientras que en 1983 nacen el Capítulo Europeo y el Capítulo Venezolano, que hasta el presente constituye el único país latinoamericano en contar con dicha designación. En noviembre de 1992, representantes de las 9 mayores empresas del Medio Oriente se reunieron en Bahrain, constituyendo así el Gulf Cooperation Council Chapter (GCCC Medio Oriente). Adicionalmente, en el año 2009, se sugirió la creación del Capítulo Asia Pacífico, que está en proceso de evaluación. Desde el año 2004, con la creación de la GPA Global Alliance, se consideró la proyección de la Asociación hacia el resto del mundo, motivo por el cual se sugirió, en la Convención de abril del 2011, la creación del Capítulo Latinoamericano (GPALA), en el que se incorporen todos los países de la región, desde México hasta la Patagonia; siendo la AVPG el canal natural indicado para tal fin, por una serie de circunstancias que se señalan a continuación. A partir de 1998, cuando la AVPG sale del seno de PDVSA y se expande al sector privado, se han incorporado a su membresía empresas procedentes de dichos países, que además han participado con la presentación de trabajos técnicos y la inscripción de numerosos participantes tanto en nuestras Convenciones Internacionales bienales, como en las Convenciones Anuales de la GPA. También es propicia la oportunidad para recordarles que la AVPG es el distribuidor oficial de los Engineering Data Books de la GPSA, para Latinoamérica. Con el fin desarrollar exitosamente esta iniciativa, contaremos con el apoyo de nuestra Junta Directiva, la cual estará conformada por representantes de diversas empresas internacionales que operan en diversos países de la región Latinoamericana, lo cual nos permitirá crear nuevas oportunidades de desarrollo y expansión a nivel técnico, académico, comercial, e institucional. Adicionalmente, se tiene contemplado que en un futuro próximo se organicen, seminarios y convenciones en dichos países, así como también, conformar su junta directiva con representantes de los mismos, con quienes además de tener proximidad geográfica, compartimos en la mayoría de los casos, raíces socioculturales, idioma, normas y estándares de control de calidad, de seguridad, salud y ambiente. Nuestra representación también participó en las diversas actividades programadas a lo largo de estos tres días, lo cual nos permitió compartir con los principales representantes del sector del gas natural del mundo. Foto 2. De izquierda a derecha: Johnny Dreyer, Luis Alberto Terrero, Nancy América Pérez y Sebastiano Rizzo. La gente del Gas Natural y sus productos derivados 3

4 Cumbre para la Reducción de Emisiones Globales organizada por la empresa The Sniffers, con el apoyo de la AVPG La Asociación Venezolana de Procesadores de Gas (AVPG), apoyó a su nueva empresa asociada The Sniffers, (empresa de origen belga fundada en 1991, especializada en el monitoreo, control y reducción de las emisiones de gases contaminantes en condiciones seguras y eficientes para la protección ambiental), en la realización de la Cumbre para la Reducción de Emisiones Globales, que se realizó en el Hotel Centro Lido en Caracas, el pasado miércoles 16 de marzo del presente año. Foto 4. De izquierda a derecha: Sebastiano Rizzo, Carlos Tavares, Alfredo Urdaneta y Luis Alberto Terrero. Foto 3. De izquierda a derecha: Luis Eduardo Niño, Luis Alberto Terrero, Hans Hooyberghs y Jens Antonsson. Allí se dieron cita un nutrido grupo de ejecutivos relacionados con el sector energético del país, quienes asistieron en representación de Ministerio del Ambiente, PDVSA GAS, PDVSA: Conversión Profunda, INTE- VEP, PETROCEDEÑO, PETROANZÓATEGUI, PE- TROPIAR, SUPERMETANOL, junto con directivos de la AVPG, entre quienes asistieron: su Presidente Luis Alberto Terrero; Sebastiano Rizzo, Presidente del Consejo Consultivo; Luis Eduardo Niño, Vicepresidente Institucional; Alfredo Urdaneta, Director y Nancy América Pérez, Directora Ejecutiva; quienes en esta oportunidad estuvieron acompañados por un nutrido grupo de representantes de sus empresas asociadas. Las excelentes presentaciones realizadas por Hans Hooyberghs, COO y Coordinador de Calidad, Jens Antonsson, de Desarrollo de Negocios y Roger Claessen Gerente de Mercadeo, de NV The Sniffers International, mostraron las diferencias entre los distintos métodos para reducir las emisiones globales, evidenciando la gran experiencia y eficiencia de esta empresa en relación con este tema. Foto 5. De izquierda a derecha: Roger Claessen, Sebastiano Rizzo, Alaiza Balza y Mary Afonso. Foto 6. Roger Claessen, Luis Alberto Terrero y Nancy América Pérez. La gente del Gas Natural y sus productos derivados 4

5 Primeras Jornadas sobre Seguridad de los Procesos de la AVPG Foto 7. María Idalina De Barros, José Vanegas y Hans Hooyberghs. La Asociación Venezolana de Procesadores de Gas (AVPG), La Gente del gas natural y sus productos derivados, realizó el pasado jueves 16 de junio, en el Salón MareMares, del Hotel Maremares en Lechería, Estado Anzoátegui, las Primeras Jornadas sobre Seguridad de los Procesos, con la finalidad de promover en las nuevas generaciones de profesionales, la cultura de la Seguridad, además de brindar información de actualidad en relación con las normas, métodos, legislación y tecnología, aplicables a las plantas de gas, refinerías, industria petroquímica, manejo de sólidos y producción. Estas Jornadas contaron con el patrocinio de Total, Shell y BEV, C.A. (antes Baker Energy), quienes con su aporte hicieron posible la realización de una actividad de excelencia y calidad, en la que se presentaron 14 ponencias con una amplia cobertura y alcance de los temas desarrollados. Foto 8. De izquierda a derecha: Hans Hooyberghs y Fidel Castro. Allí se dieron cita un grupo de profesionales comprometidos con la Seguridad de los Procesos del sector energético del país, quienes asistieron en representación del: MINISTERIO DE ENERGÍA Y PETRÓLEO, (MENPET),COSPAN GAS, ENAGAS, PDVSA, PDVSA GAS, INTEVEP, PETROANZOÁTEGUI, PE- TROCEDEÑO, SUPERMETANOL, METOR, ORINO- CO IRON, TOTAL, SHELL, BEV, C.A.,VENPRECAR, VEPICA, MITSUBISHI, INELECTRA, REPSOL, YPERGAS y de la Asociación Venezolana de Procesadores de Gas (AVPG), liderada por su presidente, Luis Alberto Terrero, quien contó con el apoyo y Foto 9. Hans Hooyberghs, COO y Coordinador de Calidad y Jens Antonsson ejecutivo de Desarrollo de Negocios de la empresa The Sniffers. Foto 10. Luis Alberto Terrero, Presidente de la AVPG La gente del Gas Natural y sus productos derivados 5

6 colaboración de Julio César Ohep, Alfredo Urdaneta y Nancy América Pérez, Directora Ejecutiva. Tradicionalmente, las empresas se esfuerzan en la seguridad del personal pero se brinda muy poca información en relación con la seguridad de los procesos, razón por la cual en muchas ocasiones se opera fuera de los parámetros normales establecidos, sin brindar la atención preferencial que requieren los sistemas de: contención, mitigación, combate de emergencias, y otros, con resultados que pueden llegar a ser catastróficos. La industria venezolana no escapa a esta situación que se manifiesta en todo el planeta y que llevó a un repensar de las actividades en materia de Seguridad, a partir del accidente ocurrido en la ciudad de Texas City, el 25 de marzo de 2005, en el Estado de Texas, Estados Unidos. Por tal motivo, la Asociación Venezolana de Procesadores de Gas (AVPG) consideró de vital importancia la realización de esta actividad, por la relevancia implícita del tema. Foto 12. Ramón Ramos Gerente de Servicio Técnico de Petrocedeño. A continuación, tomó la palabra José Petrizzo, Líder de Higiene Ocupacional Upstream y Downstream Latinoamérica, y Gerente Corporativo de Salud, Seguridad y Ambiente de Shell, quien disertó en relación con La Metodología para la Gestión de Riesgos Nuevos y Emergentes acompañado por Robinson Carrizo, Gerente de Salud, Seguridad y Ambiente de Petroregional del Lago, quien además presentó la Evolución del Sistema Gerencial de Salud, Seguridad, Ambiente y Desarrollo Social, y la Seguridad en los Procesos: Simplificar para cumplir y hacer de la meta cero una realidad. Foto 11. De izquierda a derecha: Ramón Ramos (Petrocedeño), José Petrizzo (Shell), José Rodríguez (BEV, CA), Julio César Ohep (AVPG,Vepica), Luis Alberto Terrero (AVPG, Energy 21 Operators de Venezuela) y Alfredo Urdaneta (AVPG, Mitsubishi). El diseño y ejecución de estas Jornadas correspondió a Raúl Páez, coordinador de Downstream de Statoil, las mismas fueron distribuidas en cuatro sesiones de trabajo moderadas por Luis Alberto Terrero, Presidente de la Asociación, junto con Julio César Ohep, Director de Proyectos de Vepica y Alfredo Urdaneta, Gerente General de Energía y Desarrollo de Negocios, de Mitsubishi Venezolana, ambos directores de la AVPG: En la sesión de apertura identificada como Sistema de Gerencia de Seguridad, Ramón Ramos, Gerente de Servicio Técnico de Petrocedeño, disertó sobre la Importancia de los Indicadores de Gestión en la Seguridad de los Procesos. Foto 13. José Petrizzo, Líder de Higiene Ocupacional Upstream y Downstream Latinoamérica y Gerente SHA de Shell Venezuela. La gente del Gas Natural y sus productos derivados 6

7 continuó Glenda Gutiérrez con Vaya lo siento!!! y otras lecciones aprendidas en la Ejecución Efectiva de un Hazop como Factor Clave de Éxito para el cumplimiento de la Gestión de Seguridad de los Procesos (GSP), para concluir con Elena Martín Gerente de HSE de Cardón IV, quien disertó sobre la Integración de Sistemas de Gestión de Seguridad de HSE en Proyectos Offshore. Documento Puente. Foto 14. José Rodríguez, Gerente de Seguridad, Higiene y Ambiente de BEV, C.A. Luego, José Rodríguez, Gerente de Seguridad, Higiene y Ambiente de BEV, C.A., presentó el Sistema de Gestión de Seguridad como soporte para la ejecución de Proyectos de Ingeniería, seguido por José Vanegas, Gerente de SHA Corporativo de Vepica, quien expuso el tema Seguridad, Higiene y Ambiente en el Diseño. Un elemento desde el concepto a la Realización. Foto 16. Glenda Gutiérrez Ingeniero de Proyectos en Riesgos de Inelectra. Foto 15. José Vanegas Gerente de SHA Corporativo de Vepica. Correspondió a Glenda Gutiérrez, Ingeniero de Proyectos de Riesgos de Inelectra, cerrar esta sesión de apertura con la presentación referida a la Efectiva toma de decisión cuantitativa basada en la disminución del costo de capital y retorno de Inversión a través de los estudios de Ingeniería de Seguridad. Pablo Barceló, Planificador y Coordinador de SHA de Ypergas inició la Segunda Sesión denominada Identificación de Riesgos y Peligros, en la que Luego del almuerzo, los participantes regresaron para el desarrollo de la Tercera Sesión identificada como: Experiencias de Plantas Existentes en Materia de Seguridad de los Procesos, que se inició con la presentación de Leopoldo Naranjo, Presidente del Instituto de Estudios Avanzados (IDEA), denominada Uso de Herramientas Innovadoras para la Detección, Monitoreo y Control de Microorganismos Asociados a la Biocorrosión, en las Instalaciones Petroleras; seguido por José Eloy Castro, Consultor Técnico Asociado de ABSG Consulting, quien mostró un Análisis Cuantitativo de Riesgo. Sistema de Transporte Medular de Gas Natural comprimido en contenedores, para concluir este bloque con la presentación titulada Prevención de Riesgos en el Trabajo. Principales obligaciones a cargo del empleador bajo la LOCYMAT, realizada por Emma Neher socia de Littler Mendelson. La sesión de cierre sobre Riesgos Socioambientales y Tecnológicos, correspondió a Fernando M. Fernández, socio de Baker & McKenzie, quien disertó sobre la Gestión Integral de Riesgos Socio-Naturales y Tecnológicos, cediendo luego la palabra a Pánfilo Masciangioli, jubilado de Pdvsa Intevep, quien alertó a la audiencia sobre las Amenazas Naturales en el área Marino-Costera de Venezuela. La gente del Gas Natural y sus productos derivados 7

8 Finalmente Luis Alberto Terrero, presidente de la Asociación, agradeció al brillante grupo de expertos que tuvieron a su cargo el desarrollo de estas Jornadas, quienes junto con los participantes y patrocinantes, Total, Shell y Bev, C.A.(antes Baker Energy), hicieron posible esta actividad, que esperamos continuar el próximo año. Foto 19. Elena Martín, Gerente de HSE de Cardón IV. Foto 17. Robinson Carrizo Gerente de Salud, Seguridad y Ambiente de Petroregional del Lago. En el panel: Ramón Ramos, José Petrizzo, Julio César Ohep, Luis Alberto Terrero y Alfredo Urdaneta. Foto 20. Asistentes del evento Primeras Jornadas sobre Seguridad de los Procesos. Foto 18. José Eloy Castro Consultor Técnico Asociado de ABSG Consulting, Fernando M. Fernández, Director de AVPG y Socio de Baker & McKenzie y Emma Neher Socia de Littler Mendelson. Foto 21. De izquierda a derecha: Leopoldo Naranjo Presidente de IDEA, Pánfilo Masciangioli, Luis Alberto Terrero, Nancy América Pérez, Julio César Ohep y Fernando M. Fernández. La gente del Gas Natural y sus productos derivados 8

9 Gas Natural No Convencional camino a la independencia energética - Segunda parte - por Noris Gómez En la anterior edición del InfoGas (diciembre 2010) mostramos el impactante giro que la industria del gas natural en el mundo estaba dando, debido al auge de una nueva fuente de gas distinta a la de aquellos yacimientos de areniscas convencionales cuyo gas y petróleo, son cómodamente extraíbles del subsuelo. La buena noticia entonces, es que existe mucho más gas en el mismo subsuelo, pero proveniente de fuentes No Convencionales, tales como: a) Gas incrustado o adsorbido en otro tipo de rocas igualmente sedimentarias, llamadas lutitas (shale en inglés), y que está ya siendo producido (en EEUU principalmente) en notables cantidades con métodos especiales para su extracción: Perforación Horizontal y Fracturamiento Hidraúlico o Fracking. b) Gas atrapado en yacimientos de areniscas, de bajísima permeabilidad, llamados gas de arenas apretadas o Tight gas, los cuales ameritan igualmente el método de Fracking. Estados Unidos produjo MMPC/D de este gas en el c) Gas adsorbido en los microporos de las vetas o mantos de carbón (Coalbed Methane, CBM), y d) Gas contenido en los Hidratos de Metano, en el cual las moléculas de agua forman una celda en cuyo interior se encuentran moléculas de gas. Figura 1. Triángulo de los Recursos Naturales. Estudio inicial Mundial de Estimación de Recursos de Gas de Lutitas (Shale Gas) En abril 2011 la EIA (U.S Energy Information Administration) presentó sobre un estudio realizado por la empresa consultora Advanced Resources International, Inc (ARI) para el Departamento de Energía de los Estados Unidos (DOE), donde se evaluaron 48 cuencas en 32 países, con el fin de conocer la potencialidad del gas de lutitas (shale gas) en el mundo. Los países fueron: Canadá, México, Colombia, Venezuela, Argentina, Chile, Uruguay, Paraguay, Bolivia, Brasil, Francia, Alemania, Holanda, Noruega, Reino Unido, Dinamarca, Suecia, Polonia, Ucrania, Turquía, Lituania, Suráfrica, Argelia, Túnez, Libia, Marruecos, Mauritania, Sahara Occidental, China, India, Pakistán y Australia. La estimación inicial de recursos técnicamente recuperables de gas de lutitas (shale gas) en los 32 países estudiados (ver figura 2) resultó en 5760 TCF (5760 x pies cúbicos) y que al sumarle los 862 TCF de Estados Unidos, ascendieron a 6622 TCF. Cabe mencionar que dicho estudio, no incluyó Rusia que es el país con mayores reservas de gas convencional en el mundo, no obstante, este país seguramente no tardará en comenzar a evaluar su potencialidad en gas no convencional. La figura 3 muestra los recursos de gas técnicamente recuperables de gas de lutitas y las reservas de gas convencional de algunos países involucrados en el Estudio para la DOE. Destacan los vastos recursos de gas que tendrían algunos países que hasta ahora han sido importadores, como por ejemplo China, Estados Unidos, Argentina, México, Suráfrica, etc, que de llegar a explotarse en alguna medida, podrían cambiar la balanza a su favor, y no sólo autoabastecerse, sino convertirse también en exportadores de gas. Sin embargo, llama la atención el caso de Venezuela, que prácticamente, es el único que ostenta una importante cantidad de reservas probadas de gas convencional (aprox. 200 TCF) y que sin embargo, según ese Estudio, sólo poseería 11 TCF de gas de lutitas. En esta edición nos dedicaremos a examinar las iniciativas de Canadá y Argentina, países que además de Estados Unidos (expuesto en la primera parte de este trabajo) están explorando y produciendo gas proveniente de estas fuentes No Convencionales. La gente del Gas Natural y sus productos derivados 9

10 Rojo: cuencas evaluadas con estimación de recursos / Amarillo: cuencas evaluadas sin estimación de recursos / Blanco: países dentro del alcance del informe / Gris: países fuera del alcance del informe Figure 2. Mapa de las 48 cuencas principales de shale gas ubicadas en 32 países Fuente: EIA, Estudio ARI Figure 3. Comparación de Recursos de Gas No convencional vs Reservas de Gas Convencional de algunos países considerados. Datos tomados de Fuente: EIA, Estudio ARI. Elaboración propia. La gente del Gas Natural y sus productos derivados 10

11 Canadá Canadá es el tercer productor mundial de gas natural, después de Rusia y Estados Unidos y el principal exportador a este país. Su producción proviene en la mayoría de las cuencas sedimentarias del occidente, principalmente del estado de Alberta, y aunque hay reservas de gas en el Delta Mackenzie, así como en la región del mar de Beaufort en el norte, estos recursos se encuentran aislados dado que no existe infraestructura de transporte hacia los centros de consumo. En el oriente de Canadá (New Brunswick) existen en tierra firme campos menores de gas natural convencional, además del campo offshore desarrollado en la isla de Sable. La figura 5 muestra la producción canadiense de gas natural en el período donde se aprecia la tendencia a la baja desde el año El pico de producción hasta este año rondaba los MMPC/D (millones de pies cúbicos por día), llegando en el 2009 a un promedio de MMPC/D. Esta caída ha sido atribuida a la madurez de los yacimientos aunada a la disminución de la actividad productora, debido a los bajos precios del gas. Figure 5. Producción de Gas natural en Canadá. Fuente: National Energy Board, Canada Como consecuencia a esta declinación del gas convencional, la industria del gas de Canadá ha estado enfocada en explorar y explotar fuentes de gas natural no convencional. El Gas No convencional más producido en Canadá es el proveniente de los mantos de carbón, conocido como Coal Bed Methane (CBM), aunque en British Columbia lo denominan Coal Bed Gas (CBG). A partir del 2008, la provincia con mayor producción de Gas de Carbono (CBM) ha sido Alberta, principalmente en las formaciones Horseshoe y Manville, aunque hay muchos lugares con potencial en British Columbia, Saskatchewan y Nueva Escocia Tight Gas. Canadá cuenta también con estos recursos en las cuencas sedimentarias occidentales de Canadá (Western Canada Sedimentary Basin), y también en Nova Scotia, New Brunswick, Quebec, Southern Ontario y en los territorios nor-occidentales.. Figure 4. Ubicación de los recursos de Gas Convencional en Canadá (692 TCF) Fuente: La gente del Gas Natural y sus productos derivados 11

12 Shale Gas. Desde 2007 Canadá ha incrementado sus esfuerzos en explorar y producir gas de las lutitas, principalmente en las cuencas de Horn River y de Montney ubicadas en el Noreste de British Columbia (ver figura 6). Además de Alberta y British Columbia, se está explorando también en las regiones de Saskatchewan, Ontario, Quebec, New Brunswick y Nova Scotia. Hay que destacar que la cuenca de Horn River contiene el campo de gas de lutitas más grande de Canadá, y hacia finales del 2010 se conoció la presencia de Shale Oil en las formaciones de Exshaw Shale (Alberta) y en Cardium Shale (entre Alberta y British Columbia). Según el Estudio de Petrel Robertson (2010) sobre evaluación de Recursos de gas convencional y no convencional en Canadá, el total de Gas original en Sitio (GOES) fue calculado en 3915 TCF (no incluye Hidratos de Metano), resaltando la enorme contribución del gas proveniente de los yacimientos de areniscas apretadas, de las lutitas, y de los lechos de carbón.(ver figura 7) Figure 7. Recursos de Gas en Sitio y Recursos Comerciables de Canadá. Fuente datos: Petrel Robertson Resource Assessment para CSUG, Elaboración propia. Ahora bien, dentro del universo de los recursos de gas en sitio (sin Hidratos de Metano), si se consideran únicamente los recursos comerciables, éstos quedarían reducidos en un 30% como máximo, tal como se observa en la misma figura 7. Hidratos de Metano. En cuanto al gas atrapado en estos Hidratos, se han estimado recursos en sitio en 564 TCF ubicados en Mackenzie Beaufort en el Ártico. Ahora bien, si a esto se le agrega la región offshore de la cuenca Sverdrup; y el este y oeste de la costa de Canadá, la cifra del gas de los hidratos podría Figura 8. Pronóstico de Producción de Gas de Canadá. Fuente: Canadian Association of Petroleum Producers (CAPP), elevarse a 1500 TCF. En el futuro, Canadá seguirá apostando a las fuentes de gas no convencionales, como puede observarse en el esperado desarrollo de las cuencas de Horn River y Montney en British Columbia (ver figura 8). De hecho, la Sociedad Canadiense para Gas No Convencional (CSUG) estima que para el año 2025, el gas No Convencional ocupará el 80% de las nuevas perforaciones y el 50% del total de la producción de Gas de ese país. Figure 6. Ubicación de los recursos de Gas de Lutitas (Shale Gas, 1111 TCF). Fuente: La gente del Gas Natural y sus productos derivados 12

13 ARGENTINA Un poco más del 90% del consumo de energía primaria de Argentina está abastecido por petróleo y gas natural. Sin embargo, la producción de petróleo ha estado cayendo ininterrumpidamente desde 1998; con 2,6% de decrecimiento interanual (ver figura 9). Ante esta caída sostenida de reservas de gas, el gobierno de Argentina ha estado importando gas de Bolivia y comprando GNL (gas natural licuado) a diversos países tales como Trinidad, Egipto y recientemente de Qatar, con quien por cierto, firmó un acuerdo para estudiar la instalación de una planta de GNL en la Patagonia, para proveer a los gasoductos locales unos 700 millones de pies cúbicos de gas diarios. Gas Plus. Ahora bien, con el advenimiento del programa Gas Plus por parte del gobierno nacional, el cual comenzó a reconocer mayores precios para el gas a boca de pozo, resurgió la exploración por nuevos recursos de gas. Esta vez las empresas productoras se mostraron inclinadas a la búsqueda de gas natural no convencional (gas de lutitas y gas de arenas apretadas), en vista que desde el año 2006 se habían venido realizando estudios en la cuenca Neuquina sobre la existencia de ese gas. Figura 9. Producción de Petróleo de Argentina Fuente: BP Statistical Review of World Energy, Elaboración propia. En cuanto a la industria del gas natural, este país tuvo una historia fructífera. Desde el año 1992 la producción de gas creció sostenidamente desde 2400 MMPC/D hasta casi 4460 MMPC/D en el año Su mercado nacional industrial, eléctrico y residencial lo demandaban y lo aprovecharon, incluso exportó gas a los países vecinos. Sin embargo, ante la carencia de incentivos para la exploración y explotación de nuevos recursos, las reservas de gas fueron mermando, a tal punto que para el año 2010, las mismas habían descendido a 12,2 TCF (12,2 x PC), quedando gas sólo para 8 años, (ver figura 10). En septiembre de 2009, se inauguró la planta de producción de gas de arenas compactas o Tight gas sands de Aguada Pichana en Neuquén, a cargo de la empresa Total, en asociación con una Unión Transitoria de Empresas con YPF, Wintershall Energía y Pan American Energy. Su producción es de 35 MMPC/D que se pagan a precio de 5 $/MMBtu según el programa Gas Plus. Cabe señalar que el resto de la producción se paga a 0,60 $/MMBtu y 1,60 $/MMBtu, para consumo residencial e industrial respectivamente. Entre lo que deja de consumir la industria nacional por los cortes y lo que se debe reemplazar en el sector de la generación eléctrica con combustibles líquidos, Argentina tiene un déficit de por lo menos 40 millones de metros cúbicos diarios de gas (aprox MMPC/D). Figura 10. Producción de Gas Natural de Argentina Fuente: BP Statistical Review of World Energy, Elaboración propia. La gente del Gas Natural y sus productos derivados 13

14 Procesos Licitatorios. A través de la empresa estatal Gas y Petróleo del Neuquén S.A (G&P) se han realizado tres (3) rondas licitatorias (dos en el 2009 y una en el 2010) para la exploración de un total de 37 áreas consideradas como potenciales reservorios de gas no convencional de la Cuenca Neuquina, habiéndose adjudicado 33 con compromisos de inversión por más de 165 millones de dólares. Figura 11. Cuencas Sedimentarias de Argentina También en Aguada Pichana, la empresa Total opera un yacimiento vecino, Aguada San Roque, que produce más de 10 MMm 3 /d (353 MMPC/D). De la misma manera, en mayo 2011, la empresa estadounidense Apache en sociedad con la argentina Pampa Energía, comenzó la producción de gas de arenas apretadas (Tight gas sands) en el área anticlinal Campamento de la formación Precuyo en Neuquén, ubicado a 3900 metros de profundidad y 865 metros de extensión horizontal, y aunque inicialmente fueron 7 MMPC/D, con este proyecto ya suman 100 MMPC/D de producción de gas aportados por esta empresa, bajo el programa Gas Plus. Establecen el precio al shale gas. En diciembre 2010, se definieron los precios para el shale gas (gas de lutitas), resultando que éstos oscilarían entre el mínimo que prevé el programa Gas Plus para el Tight gas, 4,5 $/MMBtu, y un máximo que tiene como referencia el gas que se importa de Bolivia a 7,5 $/MMBtu, o el de importación de GNL, cualquiera que sea mayor. A continuación las 33 áreas asignadas por empresa en la cuenca Neuquén, durante las tres (3) Rondas licitatorias efectuadas: 1. YPF S.A. asociada con Exxon Mobil Corporation: Pampa de las Yeguas bloque I. 2. YPF S.A. asociada con Total Austral: Cerro Partido 3. YPF S.A. asociada con Total Austral y Rovella Energía: Cerro Las Minas y Aguada de Castro. 4. YPF S.A.asociada con Rovella Energía: Los Candeleros y Loma del Mojón. 5. YPF S.A. con Rovella Carranza en asociación con G&P: Bajada del Añelo. 6. YPF S.A. con Petrobras en asociación con G&P: Borde de Limay y Los Vórtices. 7. YPF S.A asociada con EOG Resources: Bajo del Toro y Cerro Avispa. 8. YPF S.A asociada con Apache Energía Argentina: Las Tacanas, Chasquivil y Salinas del Huitrín. 9. YPF S.A.: Chapúa del Este, Santo Domingo I y II y Cerro Arena. 10.YPF con Petrolera Argentina: La Amarga Chica. 11.Total Austral asociada con YPF S.A y Rovella Energía: Pampa de las Yeguas bloque II. 12.Total Austral: La Escalonada y Rincón La Ceniza. 13.Exxon Mobil Corporation: La Invernada, Bajo del Choique y Loma del Molle. 14.Energy Operations: El Huecú, Cordillera del Viento, Las Lajas, Aguada del Puestero y El Mollar. 15.Rovella-Carranza S.A: Buta Ranquil I y II, La Ribera I y II y Senillosa. 16.Raiser S.A.: Cruz de Lorena. Las cuatro áreas declaradas desiertas fueron: Barda Colorada I y II; La Solitaria; Cerro Partido y Faldeos del Tromen. La gente del Gas Natural y sus productos derivados 14

15 De esta manera Argentina se habrá convertido en el tercer país, después de Estados Unidos y Canadá que explote petróleo de yacimientos no convencionales (shale oil o lutitas petrolíferas). Sin duda alguna, este descubrimiento revolucionará la industria petrolera argentina, porque además que los estudios indican la existencia de vastas cantidades de petróleo no convencional, las inversiones serán menores que las del gas, puesto que su producción no amerita las fracturas hidráulicas que son requeridas con el shale gas. Figura 12. Producción de Gas por Cuenca de Argentina e Importación. Fuente: Gas y Petróleo del Neuquén, mayo Descubrimiento de gas. En el mes de diciembre 2010, Repsol YPF informó el importante descubrimiento de un yacimiento de gas de lutitas en Loma de la Lata, cuyo volumen se estima en 4,5 TCF (4,5 x10 12 PC) y el cual representa 3 años del consumo interno de Argentina. Su desarrollo requerirá una inversión inicial de 140 millones de dólares, aportados por Repsol YPF y la empresa brasileña Vale do Río Doce. Se calcula que la producción inicial será de 565 MMPC/D. El precio de venta convenido podría llegar hasta un máximo de 7,5 $/MMBtu, tal como lo establecen los acuerdos. Descubrimiento de petróleo (Shale Oil). Por si el descubrimiento de gas de 4,5 TCF no fuera una gran noticia, en el pasado mes de mayo la misma empresa YPF confirmó el mayor descubrimiento de crudo que se haya realizado en décadas. Se trata de recursos potenciales del orden de 150 millones de barriles de petróleo no convencional descubiertos en la formación geológica Vaca Muerta, en un área de 330 km 2 y espesores que varían desde 50 a 400 metros, ubicada en Loma de la Lata, provincia de Neuquén. Para ello, YPF invertirá US$ 170 millones adicionales a los primeros US$ 100 milllones, en el desarrollo piloto en un área de 25 km 2 y delineación de 200 km 2. Hasta ahora, se han puesto en producción 5 pozos verticales con producciones entre 200 a 560 barriles equivalentes de petróleo por día de alta calidad (42 API). Mientras tanto que la industria del gas y petróleo no convencional se reacomode y desarrolle, la pujante demanda energética de Argentina que no cesa, contará con la recién inaugurada Planta Regasificadora GNL Escobar con capacidad de 500 MMPC/D, instalada a 50 Km de Buenos Aires en el río Paraná de las Palmas, además de la existente GNL Bahía Blanca (de capacidad 400 MMPC/D) para continuar trayendo de otras latitudes el cotizado gas natural. Fuentes consultadas: ption=com_content&task=view&id=60&itemid=66#unconventi onal Natural_Gas_in_Canada_final.pdf spanish03/win03/p8_33.ashx categoryid=7500&contentid= YPF_registra_hallazgo_de_gas_no_convencional fundamentos=si&numexp=7908-d-2010 Acerca del autor: Noris Gómez, Asesor Técnico de AVPG. Ingeniero Civil, Universidad Central de Venezuela, Especialización en Ingeniería Geotécnica, Universidad Simón Bolívar, Más de 15 años en la industria del gas en Venezuela, área de proyectos y planificación. Participó en el proceso de Transformación de Pdvsa en La gente del Gas Natural y sus productos derivados 15

16 65 Empresas e Instituciones Asociadas AVPG. Agosto 2011 Atlántida Socotherm Inepetrol SNC Lavalin International * Baker Energy de Venezuela Invensys Systems Venezuela GDF SUEZ - Global Gas & LNG Baker & McKenzie IPD Latin America Teikoku Oil & Gas Venezuela Bureau Veritas de Venezuela S.A. KPMG TDW Services Latinoamericana, C.A. Chevron Corporation Lindsay C. A. The Sniffers * Confurca Littler Mendelson * TMC Venezuela Domegas Macleod Dixon Torres Plaz Araujo Dow Venezuela Mitsubishi Venezolana Total DLA InterJuris Abogados, S.C * Mitsui de Venezuela Universidad Central de Venezuela Dresser Rand de Venezuela Otepi Universidad de Carabobo Emerson Electric Oterca Maquinarias Universidad de Oriente Energing Gas y Electricidad Pdvsa Gas Universidad de Los Andes Energy 21 Operators de Venezuela Pequiven Universidad Rafael María Baralt Empresas Y&V Pentech Ingenieros 05, C.A Universidad del Zulia E & M Solutions Petróleos de Portugal Petrogal Universidad Simón Bolívar Ernst & Young Pittsburgh Corning Latin America * Universidad Metropolitana Espiñeira, Sheldon & Asociados Repsol YPF Universidad Monteávila Fluor Venezco Schlumberger Venezuela Urdaneta Gazprom Hoet Peláez Castillo & Duque Shell Venezuela Venequip Holanda Venezuela Skanska Vepica Honeywell, C.A Squire Sanders & Dempsey Ltd Ypergas Imosa Statoil * nuevas empresas asociadas Junta Directiva AVPG Cargo Nombre Empresa Cargo Nombre Empresa Presidente Luis Alberto Terrero Energy 21 Operators de Venezuela Director Miguel Rivero Hoet, Peláez, Castillo & Duque V.P. Institucional Luis Eduardo Niño TMC Venezuela Director Francisco Sánchez Inepetrol V.P. Técnico Eudis Prieto Ypergas Director Antonio Ramírez Director Tesorero Miguel Salazar Espiñeira, Sheldon & Asoc. Director Leopoldo Olavarría Macleod Dixon Director Secretario Fernando M. Fernández Baker & McKenzie Director Alfredo Urdaneta Mitsubishi Pres.Cons.Consult. Sebastiano Rizzo Director Oscar Fariña Pdvsa Gas Director Nicolás Bracho Dow Director Ramiro Páez Repsol YPF Director Tito Bonadonna Otepi Director Pedro López Skanska Director Carlos Cámera Director María Nelly Paparoni Statoil Director Chris Haver Chevron Director Julio César Ohep Vepica Director Virginia Nieto Empresas Y&V Direct.Ejecutiva Nancy América Pérez AVPG Producción Ejecutiva: Noris Gómez y Nancy América Pérez Todos los derechos reservados Asociación Venezolana de Procesadores de Gas Depósito Legal Nro. ppx200503cs402 ISSN: Multicentro Empresarial del Este, Torre Libertador, Núcleo A, piso 15, oficina A-153 b, Av. Libertador, Chacao. Caracas, Venezuela.Telfs: ( ) , Fax: ( ) La gente del Gas Natural y sus productos derivados 16