informe hidrocarburos en chile
DESCRIPTION
Petroleo, gas shale, etcTRANSCRIPT
Instituto Profesional Inacap RencaÁrea de Minería y MetalurgiaOPIM01 - 120
Principales hidrocarburos en Chile
1
Índice
1. Introducción.....................................................................................................4
2. Objetivos generales y específicos...................................................................5
3. Resumen Ejecutivo.........................................................................................6
4. Marco Teórico.................................................................................................8
5. Desarrollo......................................................................................................10
5.1El petróleo.................................................................................................105.2 Formación...........................................................................................................11
5.3 Prospección........................................................................................................125.4 Producción Primaria............................................................................................145.5 Recuperación mejorada de petróleo...................................................................15
5.6 Inyección de agua y vapor..................................................................................165.7 Perforación Submarina.......................................................................................175.8 Refinado..............................................................................................................185.9 Destilación básica...............................................................................................18
5.10 Craqueo Térmico..............................................................................................185.11 Alquilación y craqueo catalítico.........................................................................195.12 Países productores...........................................................................................205.13 Historia de petróleo en Chile.............................................................................205.14 Exploración y producción..................................................................................205.15 Refinación y comercialización...........................................................................215.16 Línea de Tiempo...............................................................................................215.17 Productos de ENAP..........................................................................................265.18 Política de Precios............................................................................................275.19 MEPCO.............................................................................................................28
6 Gas Natural........................................................................................................296.1 Proceso de licuefacción......................................................................................306.2 Proceso de Enfriamiento.....................................................................................316.3 Almacenamiento del GNL...................................................................................326.4 Transporte del GNL............................................................................................33
7 Gas Licuado.......................................................................................................347.1 Composición del gas licuado..............................................................................347.2 Beneficios del gas licuado..................................................................................357.3 Consumo.............................................................................................................35
2
8 Gas Shale...........................................................................................................388.1 Tecnologías actuales de extracción de gas shale..............................................40 8.1.1 Horizontal Drilling..................................................................................................40
8.1.2 Hydraulic Fracturing..............................................................................................42
8.2 Historia................................................................................................................438.3 Reservas mundiales del GNL.............................................................................468.4 Reservas de gas shale en EE.UU......................................................................478.5 Reservas de gas shale en el mundo...................................................................488.6 Impacto en el mercado del gas...........................................................................428.7 Situación actual del mercado del GNL................................................................538.8 Gas shale como alternativa de desacople de precios respecto al petróleo........558.9 Impacto/ Preocupación Ambiental......................................................................578.10 Emisión de gases de efecto invernadero..........................................................578.11 Impacto ambiental en los procesos de extracción del gas shale......................598.12 Contaminación del agua...................................................................................608.13 Contaminación del aire.....................................................................................618.14 Preocupación ambiental en Chile.....................................................................628.15 Efectos del gas shale en Chile..........................................................................638.16 Potencial productivo: Cuenca de Magallanes...................................................678.17 Gasoductos entre Chile y Argentina.................................................................708.18 Potencial de importación de GNL de gas shale en Chile.................................77
9 Web grafía..........................................................................................................7910 Conclusión..........................................................................................................81
3
INTRODUCCIÓN
La finalidad de este trabajo es dar a conocer los hidrocarburos existentes en chile,
además de mostrar en que consiste cada uno de ellos, dando énfasis en la
producción y la obtención de cada uno.
Para comenzar con este informe, debemos saber que son los hidrocarburos y como
se clasifican.
En pocas palabras los hidrocarburos son los compuestos orgánicos más
simples y pueden ser considerados como las sustancias principales de las que se
derivan todos los demás compuestos orgánicos. Los hidrocarburos se clasifican en
dos grupos principales, de cadena abierta y cíclica. En los compuestos de cadena
abierta que contienen más de un átomo de carbono, los átomos de carbono están
unidos entre sí formando una cadena lineal que puede tener una o más
ramificaciones. En los compuestos cíclicos, los átomos de carbono forman uno o
más anillos cerrados. Los dos grupos principales se subdividen según su
comportamiento químico en saturados e insaturados.
A lo largo de este trabajo profundizaremos un poco más en las subdivisiones de los
hidrocarburos.
Desde hace mucho tiempo, los hidrocarburos han jugado un rol
fundamental en las industrias petroquímicas a nivel macro, ya que la
base y avance del mundo tecnológico se basa en la indispensable
ocupación de estos, en el comienzo de la era Industrial y gracias al
desarrollo del siglo pasado de la química moderna y de la ingeniería, se
fabrica un alto número de productos y materiales sintetizados
"artificialmente" a partir de otros más simples.
4
Chile es un país que ha crecido a lo largo del tiempo y en cierta medida se debe al el
desarrollo de estos productos puesto que han mejorado de forma inconmensurable
la calidad de vida de los ciudadanos de esta nación.
OBJETIVO GENERAL
El principal objetivo de este informe es dar a conocer los hidrocarburos
que existen en nuestro país.
Conocer que son los hidrocarburos.
Conocer el origen de los hidrocarburos.
OBEJETIVOS ESPECIFICOS
Conocer la producción del petróleo en chile.
Conocer la producción del gas natural en chile.
Conocer el proceso de licuefacción que se realiza con el gas natural.
Conocer la producción del gas shale en chile.
5
RESUMEN EJECUTIVO
Los Hidrocarburos, son los compuestos orgánicos más simples y pueden ser
considerados como las sustancias principales de las que se derivan todos los demás
compuestos orgánicos. Los hidrocarburos se clasifican en dos grupos principales, de
cadena abierta y cíclica. En los compuestos de cadena abierta que contienen más
de un átomo de carbono, los átomos de carbono están unidos entre sí formando una
cadena lineal que puede tener una o más ramificaciones. En los compuestos
cíclicos, los átomos de carbono forman uno o más anillos cerrados. Los dos grupos
principales se subdividen según su comportamiento químico en saturados e
insaturados.
Los hidrocarburos con enlaces sencillos carbono – carbono (ALCANOS Y
CICLOALCANOS), tienen poca actividad, mientras que los hidrocarburos
insaturados (ALQUENOS Y ALQUINOS), son muy reactivos debido a la presencia
de sus dobles y triples enlaces
Dentro de los hidrocarburos encontramos recursos que han sido vitales para el
desarrollo de nuestra civilización como lo son: el petróleo y el gas, pero también
encontramos hidrocarburos que en un futuro serán la base de un desarrollo mayor
como es el caso del gas shale.
El petróleo es un recurso no renovable. Es una sustancia oleosa de color muy
oscuro compuesta de hidrógeno y carbono, y se lo llama hidrocarburo. Puede
hallarse en estado líquido o en estado gaseoso. En estado líquido es llamado aceite
"crudo", y en estado gaseoso “gas natural”. Su origen es de tipo orgánico y
6
sedimentario. Se formó como resultado de un complejo proceso físico-químico en el
interior de la tierra, que, debido a la presión y las altas temperaturas, se van
descomponiendo las materias orgánicas que estaban formadas especialmente por
fitoplancton y el zooplancton marinos, así como por materia vegetal y animal, que se
fueron depositando en el
pasado en lechos de los grandes lagos, mares y océanos. A esto se unieron rocas y
mantos de sedimentos. A través del tiempo se transformó esta sedimentación en
petróleo y gas natural. El petróleo posee una gran variedad de compuestos, que
hacen que se realicen más de 2.000 productos.
El shale gas es simplemente gas natural. No obstante, su nombre lo diferencia
debido a su procedencia, el esquisto.
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.
El shale gas es una fuente poco convencional de gas natural.
Los esquistos negros contienen material orgánico los que a ciertas condiciones de
temperatura y presión se fragmentan, formando gas natural. Debido a la baja
densidad del gas natural, éste suele deslizarse a través del esquisto formando
depósitos convencionales de gas natural. Sin embargo, la alta impermeabilidad de
esta roca bloquea el paso de grandes cantidades de gas natural, las cuales son
7
absorbidas por la arcilla del esquisto, dando lugar al shale gas.
MARCO TEORICO
Los hidrocarburos son compuestos orgánicos formados únicamente por "átomos de
carbono e hidrogeno". La estructura molecular consiste en un armazón de átomos
de carbono a los que se unen los átomos de hidrógeno. Los hidrocarburos son los
compuestos básicos de la química orgánica. Las cadenas de átomos de carbono
pueden ser lineales o ramificadas y abiertas o cerradas.
Los hidrocarburos se pueden diferenciar en dos tipos que son alifáticos y
aromáticos. Los alifáticos, a su vez se pueden clasificar en alcanos, alquenos y
alquinos según los tipos de enlace que unen entre sí los átomos de carbono. Las
formulas generales de los alcanos, alquenos y alquinos son CnH2n+2, CnH2n y CnH2n-2,
respectivamente.
Alcanos
Los hidrocarburos saturados de cadena abierta forman un grupo homólogo
denominado alcanos o parafinas. Los primeros cuatro miembros del grupo son
gases a presión y temperatura ambiente; los miembros intermedios son líquidos, y
los miembros más pesados son semisólidos o sólidos. El petróleo contiene una gran
8
variedad de hidrocarburos saturados, y los productos del petróleo como la gasolina,
el aceite combustible, los aceites lubricantes y la parafina consisten principalmente
en mezclas de estos hidrocarburos que varían de los líquidos más ligeros a los
sólidos.
Alquenos
El grupo de los alquenos u olefinas está formado por hidrocarburos de cadena
abierta en los que existe un doble enlace entre dos átomos de carbono. Al igual que
los alcanos, los miembros más bajos son gases, los compuestos intermedios son
líquidos y los más altos son sólidos. Los compuestos del grupo de los alquenos son
más reactivos químicamente que los compuestos saturados.
Alquinos
Los miembros del grupo de los alquinos contienen un triple enlace entre dos átomos
de carbono de la molécula. Son muy activos químicamente y no se presentan libres
en la naturaleza
Clasificación
De acuerdo al tipo de estructuras que pueden formar, los hidrocarburos se pueden
clasificar como:
Hidrocarburos acíclicos, los cuales presentan sus cadenas (principales o
laterales) abiertas. A su vez se clasifican en:
9
Hidrocarburos lineales a los que carecen de cadenas laterales
(Ramificaciones).
Hidrocarburos ramificados, los cuales presentan cadenas laterales.
Hidrocarburos cíclicos o cicloalcanos, que se definen como hidrocarburos de
cadena cerrada. Éstos a su vez se clasifican como:
Monocíclicos, que tienen una sola operación de ciclización.
Policíclicos, que contienen una sola operación de ciclización.
Los sistemas policíclicos se pueden clasificar por su complejidad en:
Fusionados, cuando al menos dos ciclos comparten un enlace
covalente.
EL PETROLEO
Es un líquido oleoso
bituminoso de origen
natural compuesto por
diferentes sustancias
orgánicas. Se encuentra
en grandes cantidades
bajo la superficie terrestre
y se emplea como
combustible y materia
prima para la industria
química. El petróleo y sus derivados se emplean para fabricar medicinas,
fertilizantes, productos alimenticios, objetos de plástico, materiales de construcción,
pinturas o textiles y para generar electricidad.
10
Características
Todos los tipos de petróleo se componen de hidrocarburos, aunque también suelen
contener unos pocos compuestos de azufre y de oxígeno. El petróleo contiene
elementos gaseosos, líquidos y sólidos. La consistencia varía desde un líquido tan
poco viscoso como la gasolina hasta un líquido tan espeso que apenas fluye.
Existen categorías de petróleos crudos los de tipo parafínico, los de tipo asfáltico y
los de base mixta.
Formación:
El petróleo se forma bajo la superficie
terrestre por la descomposición de
organismos marinos. Los restos de
animales minúsculos que viven en el
mar se mezclan con las arenas y limos
que caen al fondo en las cuencas
marinas tranquilas. Estos depósitos,
ricos en materiales orgánicos, se
convierten en rocas generadoras de crudo (se refiere al petróleo en su forma natural
no refinado, tal como sale de la tierra). El proceso comenzó hace muchos millones
de años, cuando surgieron los organismos vivos en grandes cantidades, y continúa
11
hasta el presente. Los sedimentos se van haciendo más espesos y se hunden en el
suelo marino bajo su propio peso. A medida que van acumulándose depósitos
adicionales, la presión sobre los situados más abajo se multiplica por varios miles, y
la temperatura aumenta en varios cientos de grados. El cieno y la arena se
endurecen y se convierten en esquistos y arenisca; los carbonatos precipitados y los
restos de caparazones se convierten en caliza, y los tejidos blandos de los
organismos muertos se transforman en petróleo y gas natural.
Una vez formado el petróleo, éste fluye hacia arriba a través de la corteza terrestre
porque su densidad es menor que la de las salmueras que saturan los intersticios de
los esquistos, arenas y rocas de carbonato que constituyen dicha corteza. El
petróleo y el gas natural ascienden a través de los poros microscópicos de los
sedimentos situados por encima. Con frecuencia acaban encontrando un esquisto
impermeable o una capa de roca densa: el petróleo queda atrapado, formando un
depósito. Sin embargo, una parte significativa del petróleo no se topa con rocas
impermeables sino que brota en la superficie terrestre o en el fondo del océano.
Entre los depósitos superficiales también figuran los lagos bituminosos y las
filtraciones de gas natural.
Prospección
Para encontrar petróleo bajo tierra, los geólogos deben buscar una cuenca
sedimentaria con esquistos ricos en materia orgánica que lleven enterrados el
suficiente tiempo para que se haya formado petróleo (desde unas decenas de
millones de años hasta 100 millones de años). Además, el petróleo tiene que haber
ascendido hasta depósitos porosos capaces de contener grandes cantidades de
líquido.
12
La existencia de petróleo crudo en la corteza terrestre se ve limitada por estas
condiciones, que deben cumplirse. Sin embargo, los geólogos y geofísicos
especializados en petróleo disponen de numerosos medios para identificar zonas
propicias para la perforación. Por ejemplo, la confección de mapas de superficie de
los afloramientos de lechos sedimentarios permite interpretar las características
geológicas del subsuelo, y esta información puede verse complementada por datos
obtenidos perforando la corteza y extrayendo testigos o muestras de las capas
rocosas. Por otra parte, las técnicas de prospección sísmica —que estudian de
forma cada vez más precisa la reflexión y refracción de las ondas de sonido
propagadas a través de la Tierra— revelan detalles de la estructura e interrelación
de las distintas capas subterráneas. Pero, en último término, la única forma de
demostrar la existencia de petróleo en el subsuelo es perforando un pozo. De hecho,
casi todas las zonas petroleras del mundo fueron identificadas en un principio por la
presencia de filtraciones superficiales, y la mayoría de los yacimientos fueron
descubiertos por prospectores particulares que se basaban más en la intuición que
en la ciencia.
Un campo petrolero puede incluir más de un yacimiento, es decir, más de una única
acumulación continua y delimitada de petróleo. De hecho, puede haber varios
depósitos apilados uno encima de otro, aislados por capas intermedias de esquistos
y rocas impermeables. El tamaño de esos depósitos varía desde unas pocas
decenas de hectáreas hasta decenas de kilómetros cuadrados, y su espesor va
13
desde unos pocos metros hasta varios cientos o incluso más. La mayoría del
petróleo descubierto y explotado en el mundo se encuentra en unos pocos
yacimientos grandes.
Producción primaria:
La mayoría de los pozos petroleros se perforan con el método rotatorio. En este tipo
de perforación rotatoria, una torre sostiene la cadena de perforación, formada por
una serie de tubos acoplados. La cadena se hace girar uniéndola al banco giratorio
situado en el suelo de la torre. La broca de perforación situada al final de la cadena
suele estar formada por tres ruedas cónicas con dientes de acero endurecido. La
roca se lleva a la superficie por un sistema continuo de fluido circulante impulsado
por una bomba.
El crudo atrapado en un yacimiento se encuentra bajo presión; si no estuviera
atrapado por rocas impermeables habría seguido ascendiendo debido a su
flotabilidad hasta brotar en la superficie terrestre. Por ello, cuando se perfora un
pozo que llega hasta una acumulación de petróleo a presión, el petróleo se expande
hacia la zona de baja presión creada por el pozo en comunicación con la superficie
terrestre. Sin embargo, a medida que el pozo se llena de líquido aparece una
presión contraria sobre el depósito, y pronto se detendría el flujo de líquido adicional
hacia el pozo si no se dieran otras circunstancias. La mayoría de los petróleos
contienen una cantidad significativa de gas natural en solución, que se mantiene
disuelto debido a las altas presiones del depósito. Cuando el petróleo pasa a la zona
de baja presión del pozo, el gas deja de estar disuelto y empieza a expandirse. Esta
expansión, junto con la dilución de la columna de petróleo por el gas, menos denso,
hace que el petróleo aflore a la superficie.
14
A medida que se continúa retirando líquido del yacimiento, la presión del mismo va
disminuyendo poco a poco, así como la cantidad de gas disuelto. Esto hace que la
velocidad de flujo de líquido hacia el pozo se haga menor y se libere menos gas.
Cuando el petróleo ya no llega a la superficie se hace necesario instalar una bomba
en el pozo para continuar extrayendo el crudo.
Finalmente, la velocidad de flujo del petróleo se hace tan pequeña, y el coste de
elevarlo hacia la superficie aumenta tanto, que el coste de funcionamiento del pozo
es mayor que los ingresos que pueden obtenerse por la venta del crudo (una vez
descontados los gastos de explotación, impuestos, seguros y rendimientos del
capital). Esto significa que se ha alcanzado el límite económico del pozo, por lo que
se abandona su explotación.
Recuperación mejorada de petróleo:
En el apartado anterior se ha descrito el ciclo de producción primaria por expansión
del gas disuelto, sin añadir ninguna energía al yacimiento salvo la requerida para
elevar el líquido en los pozos de producción. Sin embargo, cuando la producción
primaria se acerca a su límite económico es posible que sólo se haya extraído un
pequeño porcentaje del crudo almacenado, que en ningún caso supera el 25%. Por
ello, la industria petrolera ha desarrollado sistemas para complementar esta
producción primaria que utiliza fundamentalmente la energía natural del yacimiento.
Los sistemas complementarios, conocidos como tecnología de recuperación
mejorada de petróleo, pueden aumentar
la recuperación de crudo, pero sólo con el
coste adicional de suministrar energía
externa al depósito. Con estos métodos
15
se ha aumentado la recuperación de crudo hasta alcanzar una media global del 33%
del petróleo presente. En la actualidad se emplean dos sistemas complementarios:
la inyección de agua y la inyección de vapor.
Inyección de agua
En un campo petrolero explotado en su
totalidad, los pozos pueden perforarse
a una distancia de entre 50 y 500
metros, según la naturaleza del
yacimiento. Si se bombea agua en uno
de cada dos pozos, puede mantenerse
o incluso incrementarse la presión del
yacimiento en su conjunto. Con ello
también puede aumentarse el ritmo de
producción de crudo; además, el agua
desplaza
físicamente al petróleo, por lo que aumenta la eficiencia de recuperación. En
algunos depósitos con un alto grado de uniformidad y un bajo contenido en arcilla o
barro, la inundación con agua puede aumentar la eficiencia de recuperación hasta
alcanzar el 60% o más del petróleo existente. La inyección de agua se introdujo por
primera vez en los campos petroleros de Pensilvania a finales del siglo XIX, de
forma más o menos accidental y desde entonces se ha extendido por todo el mundo.
Inyección de vapor:
La inyección de vapor se emplea en depósitos que contienen petróleos muy
viscosos. El vapor no sólo desplaza el petróleo, sino que también reduce mucho la
viscosidad (al aumentar la temperatura del yacimiento), con lo que el crudo fluye
más deprisa a una presión dada. Este sistema se ha utilizado mucho en California,
Estados Unidos, y Zulia, Venezuela, donde existen grandes depósitos de petróleo
16
viscoso. También se están realizando experimentos para intentar demostrar la
utilidad de esta tecnología para recuperar las grandes acumulaciones de petróleo
viscoso (bitumen) que existen a lo largo del río Athabasca, en la zona centro-
septentrional de Alberta, en Canadá, y del río Orinoco, en el este de Venezuela. Si
estas pruebas tienen éxito, la era del predominio del petróleo podría extenderse
varias décadas.
Perforación submarina:
Otro método para aumentar
la producción de los campos
petroleros —y uno de los
logros más impresionantes
de la ingeniería en las
últimas décadas— es la
construcción y empleo de equipos de perforación sobre el mar. Estos equipos de
perforación se instalan, manejan y mantienen en una plataforma situada lejos de la
costa, en aguas de una profundidad de hasta varios cientos de metros. La
plataforma puede ser
flotante o descansar sobre pilotes anclados en el fondo marino, y resiste a las olas,
el viento y —en las regiones árticas— los hielos.
Al igual que en los equipos tradicionales, la torre es en esencia un elemento para
suspender y hacer girar el tubo de perforación, en cuyo extremo va situada la broca;
a medida que ésta va penetrando en la corteza terrestre se van añadiendo tramos
adicionales de tubo a la cadena de perforación. La fuerza necesaria para penetrar
en el suelo procede del propio peso del tubo de perforación. Para facilitar la
eliminación de la roca perforada se hace circular constantemente lodo a través del
tubo de perforación, que sale por toberas situadas en la broca y sube a la superficie
a través del espacio situado entre el tubo y el pozo (el diámetro de la broca es algo
mayor que el del tubo). Con este método se han perforado con éxito pozos con una 17
profundidad de más de 6,4 km desde la superficie del mar. La perforación submarina
ha llevado a la explotación de una importante reserva adicional de petróleo.
Refinado:
Una vez extraído el crudo, se trata con productos químicos y calor para eliminar el
agua y los elementos sólidos y se separa el gas natural. A continuación se almacena
el petróleo en tanques desde donde se transporta a una refinería en camiones, por
tren, en barco o a través de un oleoducto. Todos los campos petroleros importantes
están conectados a grandes oleoductos.
Destilación básica:
La herramienta básica de refinado es la unidad de destilación. El petróleo crudo
empieza a vaporizarse a una temperatura algo menor que la necesaria para hervir el
agua. Los hidrocarburos con menor masa molecular son los que se vaporizan a
18
temperaturas más bajas, y a medida que aumenta la temperatura se van
evaporando las moléculas más grandes. El primer material destilado a partir del
crudo es la fracción de gasolina, seguida por la nafta y finalmente el queroseno. En
las antiguas destilerías, el residuo que quedaba en la caldera se trataba con ácido
sulfúrico y a continuación se destilaba con vapor de agua. Las zonas superiores del
aparato de destilación proporcionaban lubricantes y aceites pesados, mientras que
las zonas inferiores suministraban ceras y asfalto.
Craqueo térmico:
El proceso de craqueo térmico, o pirólisis a presión, se desarrolló en un esfuerzo
para aumentar el rendimiento de la destilación. En este proceso, las partes más
pesadas del crudo se calientan a altas temperaturas bajo presión. Esto divide
(craquea) las moléculas grandes de hidrocarburos en moléculas más pequeñas, lo
que aumenta la cantidad de gasolina —compuesta por este tipo de moléculas—
producida a partir de un barril de crudo. No obstante, la eficiencia del proceso era
limitada, porque debido a las elevadas temperaturas y presiones se depositaba una
gran cantidad de coque (combustible sólido y poroso) en los reactores. Esto, a su
vez, exigía emplear temperaturas y presiones aún más altas para craquear el crudo.
Más tarde se inventó
un proceso de coquefacción en el que se recirculaban los fluidos; el proceso
funcionaba durante un tiempo mucho mayor con una acumulación de coque
bastante menor. Muchos refinadores adoptaron este proceso de pirólisis a presión.
Alquilación y craqueo catalítico:
Existen otros dos procesos básicos, la alquilación y el craqueo catalítico, que
aumentaron adicionalmente la gasolina producida a partir de un barril de crudo. En
la alquilación, las moléculas pequeñas producidas por craqueo térmico se
recombinan en presencia de un catalizador. Esto produce moléculas ramificadas en
19
la zona de ebullición de la gasolina con mejores propiedades (por ejemplo, mayores
índices de octano) como combustible de motores de alta potencia, como los
empleados en los aviones comerciales actuales.
Esto permite la producción de muchos hidrocarburos diferentes que luego pueden
recombinarse mediante alquilación, isomerización o reformación catalítica para
fabricar productos químicos y combustibles de elevado octanaje para motores
especializados. La fabricación de estos productos ha dado origen a la gigantesca
industria petroquímica, que produce alcoholes, detergentes, caucho sintético,
glicerina, fertilizantes, azufre, disolventes y materias primas para fabricar medicinas,
nylon, plásticos, pinturas, poliésteres, aditivos y complementos alimenticios,
explosivos, tintes y materiales aislantes.
La contaminación con plaguicidas, los derrames de petróleo en el mar, los peligros
de la radiación nuclear y los incendios forestales amenazan a los ecosistemas de la
Tierra. Es esencial para la defensa de la vida en el planeta que se difundan y
analicen los errores que han llevado a situaciones de grave daño ecológico.
Países Productores:
Los mayores depósitos de petróleo y los
principales productores se encuentran en el Medio
Oriente, América Latina (con México y Venezuela),
África, Europa Oriental, Rusia, Norteamérica y el
Lejano Oriente.
El mayor cartel petrolero es la Organización de
Países Productores de Petróleo (OPEP), de la cual forman parte Arabia Saudita,
20
Irán, Venezuela, Emiratos Árabes Unidos, Nigeria, Kuwait, Libia, Indonesia, Argelia,
Irak, Qatar y Gabón.
A los otros países productores se les denomina "independientes" y entre los
principales se encuentran el Reino Unido, Noruega, México, Rusia y los Estados
Unidos. Este último es el mayor consumidor de petróleo, pero al mismo tiempo es
uno de los grandes productores.
LA HISTORIA DEL PETRÓLEO EN CHILE
En Chile sólo se ha encontrado petróleo en la Región de Magallanes, pese a que se
han realizado exploraciones en otras zonas. El primer yacimiento se descubrió en el
sector de Springhill, en Tierra del Fuego, el 29 de diciembre de 1945.
La Empresa Nacional del Petróleo (ENAP) se creó el 19 de junio de 1950. Hoy, se
dedica a la exploración, producción y comercialización de hidrocarburos y sus
derivados, tanto en Chile como en el extranjero.
Exploración y Producción
La Línea de Exploración y Producción de ENAP se especializa en realizar las
actividades exploratorias, de desarrollo y explotación de hidrocarburos (petróleo y
gas
natural) y de la geotermia. Estas actividades las realiza en Chile y el extranjero. En
este último caso, a través de la filial internacional Enap Sipetrol S.A.
Refinación y Comercialización
La Gerencia de Refinación y Comercialización es el área de ENAP encargada de
desarrollar las actividades relacionadas con la producción de combustibles y otros
productos derivados del petróleo (solventes, bases para fabricación de asfaltos,
etileno y otros productos petroquímicos), además de realizar el manejo de la
21
infraestructura logística para el transporte y almacenamiento de éstos, para su
posterior comercialización en el mercado nacional. Asimismo, es responsable del
desarrollo de nuevos mercados y productos, entre los cuales destaca la puesta en
marcha del mercado del gas natural proveniente de GNL Quintero.
Línea de tiempo:
1945: El 29 de diciembre a las 2:01 de la mañana comenzó a fluir el
primer chorro de petróleo chileno, del pozo Springhill Nº 1 en la Isla
Grande de Tierra del Fuego. Este se convertiría en el primer
yacimiento productor de petróleo comercial de nuestro país.
1949: Se inicia la producción en el yacimiento Springhill, cuyo nombre
fue cambiado a Manantiales, al fundarse Enap.
1950: Gabriel González Videla promulga la Ley 9.618 que crea la
Empresa Nacional del Petróleo (Enap). Puesta en producción de los
yacimientos de Manantiales, Sombrero y Victoria Sur, en Isla Tierra del
Fuego.
1952: Inicia su operación la planta de Gasolina de Manantiales,
primera refinería en Chile, la cual abastecía el consumo de la zona
austral e inicia el uso de gas licuado en el país.
1954: Entran en funciones la refinería de Concón y el Terminal
Quintero. En este último se recepciona el crudo que proviene del
exterior y de Magallanes.
1956: Se extienden las perforaciones a la zona norte. Se perforan en
Tarapacá, Antofagasta y Atacama 9 pozos en 4 años. Sus resultados
no fueron satisfactorios.
22
1959: Se duplica la capacidad de la refinería de Concón.
Simultáneamente comienza un programa de construcción de
terminales de almacenamiento y recepción de productos limpios
conectados por poliductos. Se construye el Terminal Maipú, que queda
conectado a Concón con el primer oleoducto en la zona central.
Estanques en Magallanes. Terminal Gregorio.
1960: Las exploraciones en Magallanes dan frutos importantes. En
cuatro años se descubren los mayores yacimientos de Enap, se
construyen instalaciones de producción, oleoductos y el terminal de
Gregorio (1960).
1961: Se inicia un programa de prospección entre Maule y Chiloé.
Además se construye el Terminal Percy que permite el embarque de
LPG (gas licuado), en grandes volúmenes.
1962: Se pone en operación la planta de Gasolina de Cullén, en Tierra
del Fuego. Ella permitió preparar el petróleo de los yacimientos de la
zona y procesar el gas de los pozos. Se inician los primeros estudios
de prospección marina en el Estrecho de Magallanes.
1965: Entra en funciones el Terminal marítimo de San Vicente.
1966: Se pone en operación la refinería de Concepción.
Simultáneamente se inicia la construcción del oleoducto Concepción-
Maipú y la construcción de los terminales de San Fernando y Linares.
1967: Se crea Petroquímica Chilena, subsidiaria de Corfo y Enap. Se
inicia la construcción de la planta de etileno en la refinería de
Concepción para disponer de materia prima para industria
petroquímica.
23
1968: Se inicia la construcción de la Planta de Procesamiento de Gas
de Posesión y la planta de fraccionamiento de Cabo Negro. Se
inauguran en 1971.
1970: Se pone en producción la Planta de etileno y simultáneamente
las plantas petroquímicas en Concepción.
1970-71: Enap con ayuda de la ONU explora la plataforma marina del
Pacífico entre Constitución y Valdivia y el sector noreste del Estrecho
de Magallanes.
1971: Comienza a operar Gasma, sociedad formada por Enap y la
Corporación de Magallanes para instalar redes de distribución de gas
natural en Punta Arenas y Puerto Natales. Se amplían la refinería de
Concepción y el Terminal de Quintero, con la instalación de una
monoboya que permite descargar barcos de hasta 200.000 toneladas.
1972: Se perforan 6 pozos en la plataforma del Pacífico entre Chanco y
Valdivia. Se descubre un yacimiento de gas y se demuestra la
importancia del subsuelo marino.
1974: Se realizan investigaciones batimétricas e hidrográficas en el
estrecho de Magallanes.
1976: Llega al estrecho la primera plataforma de perforación marina: la
autoelevatriz "Nugget", con lo que comienza la perforación exploratoria
costa afuera.
1978: Se recepciona la primera producción de petróleo submarino a
través del equipo montado sobre el yacimiento "Ostión".
1981: Enap se organiza como un holding de empresas, integrando las
refinerías de Concón y Concepción y los terminales de productos
limpios. Se crean RPC Refinería de Petróleo Concón S.A., Petrox S.A.
Refinería de Petróleo y Emalco S.A. Empresa Almacenadora de 24
Combustible Ltda. Posteriormente, en 1990 se incorpora Sipetrol S.A.,
Sociedad Internacional Petrolera.
1982: Se ofrece suscribir contratos de operación para explorar y
explotar petróleo con compañías privadas nacionales e internacionales
en todo el territorio, excepto Magallanes. Terminan los contratos con
Arco (Atlantic Richfield y Amerada) y Phillips, sin haber tenido
resultados. Este año se producen casi 2 millones y medio de metros
cúbicos de petróleo.
1983: Se acuerda evaluar el potencial petrolero de Chile fuera de
Magallanes, con la firma francesa BeicipP.
1984: Se trabaja en Geología entre Arica y el Salar de Punta Negra. Se
firma un contrato de compraventa de gas natural entre Enap y Signal
Menthanol.
1985: Se trabaja en geología de la Precordillera Magallánica para
obtener conocimiento de los depósitos de Springhill hacia esos
sectores.
1987: Se negocia un contrato de exploraciones con Ecuador. Se
contrata la sísmica de detalle del norte con Grant Norpac.
Se selecciona a Hunt Oil para contratos de operación en el Salar de
Atacama.
1988: Se encuentran en producción 36 plataformas en 9 yacimientos
Costafuera. Se pone en marcha la planta de Metanol en Cabo Negro,
Magallanes, y se ponen en servicio los sistemas de optimización,
operación y control automático de refinerías.
1990-91: Enap continúa su desarrollo tecnológico. Se realizan
contratos de operación con Colombia y Argentina.
25
1990: Se crea Sipetrol, Sociedad Internacional Petrolera S.A., filial de
Enap, con el propósito de abordar las actividades de exploración y
producción de petróleo y gas en el extranjero.
1992: Se realizan contratos de exploración y explotación de
yacimientos de petróleo y gas en Colombia, Ecuador y Argentina; inicio
de la producción de la gasolina sin plomo y puesta en marcha la
construcción del Oleoducto Neuquén – Concepción.
1993: Creación de la empresa Petro Servicio Corp S.A., filial de Enap
para prestar servicios petroleros en el área internacional. Puesta en
servicio de una unidad productora de Diesel de bajo contenido de
azufre.
1994: Entra en funcionamiento el Oleoducto Trasandino; como
proyecto binacional chileno- argentino. Se puso término a la
remodelación de la Unidad de Craqueo Catalítico en RPC y entró en
operaciones la Planta Recuperadora de Azufre y la Unidad de
Tratamiento de livianos.
1995: Se inicia el proceso de Modernización de Enap con la llegada del
nuevo gerente general, Álvaro García Álamos.
1996: Se establece una Alianza Estratégica entre trabajadores y la
Administración y se desarrolla la nueva visión de Empresa. Firma del
primer proyect financing entre Enap y la compañía estadounidense
Foster Wheeler Power System para la construcción de una planta de
coquización retardada, Petropower, para producir combustibles
gaseosos, líquidos y sólidos que a su vez sirven para generar
electricidad. Se llegó a un acuerdo entre Enap y Petro Ecuador para la
exploración y explotación en la región amazónica y costa afuera
26
ecuatoriana. RPC lanza el Diésel Dorado, principalmente para la
locomoción colectiva.
1997: Se estructura un Plan Estratégico de Desarrollo. Se participa en
el Consorcio Gasoducto del Pacífico para transportar gas natural desde
la zona de Neuquén, Argentina, hasta la VIII Región de nuestro país.
Petrox inicia el Complejo Petroquim. Enap se asocia con particulares
para la distribución de gas licuado y gas natural para las industrias y
compañías mineras de la II Región. Magallanes se prepara para
abastecer de gas natural al Tercer Tren de la Planta Metanol en Cabo
Negro- Punta Arenas.
1998: Petrox S.A., inaugura el complejo energético Petropower Energía
Ltda. Además, se inauguraron las plantas de Isomerización en RPC de
Reformación Catalítica en Petrox, ambas orientadas a la producción de
gasolinas sin plomo y más amigables con el ambiente. La
administración en conjunto con los trabajadores de Enap, aprobaron el
Proyecto Común de Empresa y Plan de Desarrollo Estratégico (1998-
2003). Nuevos descubrimientos por parte de la filial Sipetrol en
Colombia e incorporación de actividades de exploración en Brasil;
inicio de trabajos en Egipto donde se celebró un convenio por 4
bloques, ubicados en el norte del desierto egipcio y en el golfo de
Suez.
Productos de ENAP:
1. Productos combustibles: gas licuado, gasolinas (93 y 97), kerosenes,
petróleos diésel, petróleos combustibles y coque de petróleo.
2. Productos petroquímicos: etileno y propileno.
3. Productos especiales: solventes y bases para asfaltos.
27
POLÍTICA DE PRECIOS
En Chile rige un esquema de libertad para fijar los precios de los combustibles. Cada
distribuidor puede cobrar a los consumidores finales lo que estime conveniente.
28
La política de precios de ENAP se basa en el costo alternativo de importación de los
combustibles desde un mercado de referencia de gran escala y profundidad, cómo
es la costa estadounidense del Golfo de México, y la aplicación de descuentos
diferenciados en función de factores como el compromiso contractual de los clientes
de comprar determinados volúmenes y la programación de los plazos de entrega.
Mecanismo de estabilización de precios de los Combustibles – MEPCO:
El MEPCO fue creado por la Ley Nº 20.765 publicada el 9 de julio de 2014, con la
finalidad de establecer un mecanismo de estabilización de los precios de venta
internos de los combustibles incluidos en la Ley N° 18.502. Este mecanismo opera a
través de incrementos y rebajas a los impuestos específicos a los combustibles
establecidos en la ley Nº 18.502.
29
Gas natural
El gas natural es una mezcla de gases compuesta principalmente por metano. Se
trata de un gas combustible que proviene de formaciones geológicas, por lo que
constituye una fuente de energía no renovable. El gas natural es el combustible fósil
con menor impacto medioambiental de todos los utilizados, tanto en la etapa de
extracción, elaboración y transporte, como en la fase de utilización.
Además de metano, el gas natural puede contener
dióxido de carbono, etano, propano, butano y
nitrógeno, entre otros gases. Estos componentes
hacen que el uso del gas natural sea
contaminante.
Además de su presencia en
yacimientos fósiles, el gas natural
puede obtenerse a partir de la
descomposición de los restos
orgánicos. Este proceso es
promovido en plantas de
tratamiento especializadas que
producen el denominado biogás.
El gas natural almacenado a altas presiones (entre 200 y 250 bar), se transforma
en gas natural comprimido (GNC), un combustible que se utiliza en vehículos ya que
resulta económico en comparación a la gasolina.
30
Otro uso del gas natural aparece con la producción de hidrógeno, que también
supone un combustible alternativo para los vehículos. En estos casos, el hidrógeno
puede utilizarse a través de la combustión (con un motor de explosión) o mediante
una pila de combustible (el hidrógeno se convierte en electricidad y alimenta un
motor eléctrico).
El uso de gas natural, como el que conlleva la utilización de toda sustancia tóxica,
tiene sus riesgos; es un peligro que, a diferencia de otros, no se ve y apenas puede
percibirse a través de los sentidos, por tanto es sumamente importante que se
tengan ciertas precauciones para evitar catástrofes que, podrían traer como
consecuencia la muerte.
Cuando las reservas de gas se encuentran en lugares apartados donde no resulta
rentable la construcción de gasoductos para llevar el gas a los hogares e industrias,
es posible procesar el gas natural para convertirlo en gas natural licuado (GNL). Así,
en forma líquida, se facilita su transporte.
Proceso de licuefacción:
Cuando se extrae el gas natural de los yacimientos subterráneos, a menudo
contiene otros materiales y componentes que deben ser eliminados antes de que
pueda ser licuado para su uso:
• Helio por su valor económico y por los problemas que podría producir durante
el licuado;
• Azufre, corrosivo a equipos;
• Dióxido de carbono, que se solidifica en las condiciones de licuefacción;
• Mercurio, que puede depositarse en instrumentos y falsificar las mediciones;
• Agua, que al enfriar el gas se congelaría formando hielo o bien hidratos que
provocarían bloqueos en el equipo si no se eliminaran;
31
• Hidrocarburos pesados, llamados condensado, que pueden congelarse al
igual que el agua y producir bloqueos del equipo y problemas en la combustión del
gas.
El GNL producido debe ser usado en procesos de combustión y por lo tanto hay
que extraer algunos hidrocarburos para controlar su poder calorífico y el índice de
Wobbe. Dependiendo del mercado final, la remoción de etano, propano y otros
hidrocarburos debe estar controlada mediante una unidad de remoción de líquidos
que puede estar integrada en el proceso de licuefacción.
Proceso de enfriamiento:
Para convertir el gas natural en líquido, se enfría el gas tratado hasta
aproximadamente -161 °C, que es la temperatura a la cual el metano —su
componente principal— se convierte a forma líquida. El proceso de licuefacción es
similar al de refrigeración común: se comprimen los gases refrigerantes produciendo
líquidos fríos, tales como propano, etano / etileno, metano, nitrógeno o mezclas de
ellos, que luego se evaporan a medida que intercambian calor con la corriente de
gas natural. De este modo, el gas natural se enfría hasta el punto en que se
convierte en líquido. Una vez que el gas ha sido licuado se somete a un proceso de
32
Joule Thompson o expansión con extracción de trabajo para poderlo almacenar a
presión atmosférica. El GNL producido se almacena en tanques especiales para ser
luego transferido a buques tanques especiales de transporte.
Todos estos procesos son usados en la industria y competencias de diseño son
realizadas para seleccionar el proceso que va a generar el proyecto más rentable a
lo largo de toda su vida útil.
Almacenamiento del GNL:
El GNL se almacena a -161 °C y a presión atmosférica en tanques criogénicos
especiales para baja temperatura. El típico tanque de GNL tiene doble pared: una
pared externa de hormigón armado, recubierto con acero al carbono, y una pared
interna de acero niquelado al 9%. La seguridad y la resistencia son las
consideraciones de diseño primarias al construir estos tanques, los cuales se
diseñan para soportar terremotos y fuertes vientos.
Transporte del GNL
El GNL se transporta a presión atmosférica en buques especialmente construidos
con casco doble. El sistema de contención de carga se diseña y construye utilizando
materiales especiales para el aislamiento y tanque, para asegurar el transporte
seguro de esta carga criogénica.
El GNL en los tanques de carga del buque se mantiene a su temperatura de
saturación (-161 °C) a lo largo de toda la navegación, pero se permite que una
33
pequeña cantidad de vapor se disipe por ebullición, en un proceso que se denomina
"autorrefrigeración". El gas evaporado se utiliza para impulsar los motores del
buque.
Aproximadamente 40% de los buques de GNL actualmente en servicio cuentan
con sistemas de contención de carga del tipo de membrana, de modo que tienen un
aspecto muy similar al de otros cargueros. El resto de los buques tienen un sistema
de contención de carga más particular, que incluye cuatro o más tanques esféricos
grandes. Ambos tipos de sistema de contención poseen antecedentes de operación
extremadamente seguros y confiables.
34
Gas Licuado
El Gas Licuado de Petróleo
(GLP) es un combustible
gaseoso ampliamente
utilizado a nivel mundial y el
combustible residencial más
usado en Chile. Consiste en
una mezcla de
hidrocarburos livianos
constituidos principalmente
por propano y butano.
El término Gas Licuado puede parecer una contradicción, puesto que los elementos
en la naturaleza presentan sólo un estado líquido, sólido o gaseoso, pero no dos
estados a la vez. Esta es una característica propia del Gas Licuado de Petróleo que
facilita el almacenamiento, la distribución y la utilización.
El propano, butano y otros componentes del GLP son gases a temperatura ambiente
y presión atmosférica. Cuando éstos se someten a presiones moderadamente bajas
o a refrigeración, se licuan, lo que hace posible que el GLP se transporte y almacene
como un líquido y se use como gas.
El GLP puede obtenerse como un derivado del procesamiento del gas natural, de los
hidrocarburos gaseosos asociados a yacimientos de petróleo y además como un
subproducto de la refinación del petróleo crudo.
Composición del Gas Licuado:
El gas licuado tiene la característica de poseer, a lo menos, un 95% de propano HD-
5, conocido a nivel mundial por su bajo contenido de impurezas. Otras
características del gas licuado son ser incoloro e inodoro.
35
Beneficios del Gas Licuado:
Es un combustible eficiente, limpio y se puede transportar, almacenar y suministrar
en estado líquido. Amigable con el medio ambiente. Es un combustible limpio, lo que
permite una mayor durabilidad de sus artefactos a gas y motores de su vehículo.
Consumo:
El consumo de gas natural en el país
experimentó un gran crecimiento en la década de los 90, asociado a la construcción
de los diversos gasoductos que interconectaron los pozos productores de Argentina
con los centros de consumo (especialmente centrales térmicas de ciclo combinado)
en Chile.
Debido a factores internos de Argentina los envíos de gas natural a Chile
comenzaron a recortarse a partir del
año 2004. En la actualidad los envíos
de gas natural a Chile son mínimos
pero prevalece el compromiso de
mantener abastecido el sector
residencial y comercial chileno.36
DISTRIBUIDORAS DE GAS NATURAL
EMPRESA DIRECCIÓN FONO PÁGINA WEB
ENERGAS
S.A.
General Cruz 222, Piso
3º
VALPARAÍSO
(32) 2597788
(32) 2265800 www.energas.cl
GAS VALPO
S.A.
Camino Internacional
1420, Reñaca Alto
VIÑA DEL MAR
(32) 2277000
www.gasvalpo.cl
METROGAS
S.A.
El Regidor 54
LAS CONDES
3378701
3378000 www.metrogas.cl
Gassur S.A. Aníbal Pinto 299
CONCEPCIÓN
(41) 2740880
(41) 2740990 www.gassur.cl
Gasco
Magallanes
O’Higgins 860
PUNTA ARENAS
(61) 208012
(61) 208000 www.gascomagallanes.cl
Intergas Bulnes 756
TEMUCO
(45) 291710
www.intergas.cl
AGN Chile
A.G.
Isidora Goyenechea
3250, Of. 802
LAS CONDES
2497626
www.agnchile.cl
COMERCIALIZADORAS DE GAS NATURAL
37
EMPRESA DIRECCIÓN FONO PÁGINA WEB
DISTRINOR S.A. Rómulo Peña Nº 4008
ANTOFAGASTA
(55) 642940
www.electroandina.cl
INNERGY
COMERCIALIZADORA
S.A.
O’Higgins 940, Piso 10º
CONCEPCIÓN
(41) 2262900
www.innergy.cl
Progas S.A. Isidoro Goyenechea
3.600, Piso 8º
VITACURA
3663800 www.gasatacama.cl
Gas Shale
38
El shale gas es simplemente gas natural. No obstante, su nombre lo diferencia
debido a su procedencia, el esquisto (o shale, en inglés).
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.
Imagen: extracción de esquisto
El shale gas es una fuente poco convencional de gas natural. También existen: CBM
(coalbed methane), tight gas, sour gas e hidratos de metano (methane clathrates).
Los esquistos negros contienen material orgánico los que a ciertas condiciones de
temperatura y presión se fragmentan, formando gas natural. Debido a la baja
39
densidad del gas natural, éste suele deslizarse a través del esquisto formando
depósitos convencionales de gas natural. Sin embargo, la alta impermeabilidad de
esta roca bloquea el paso de grandes cantidades de gas natural, las cuales son
absorbidas por la arcilla del esquisto, dando lugar al shale gas.
Imagen: mapa geológico de fuentes de gas natural
En el esquemático se aprecia que el shale gas se halla a mayores profundidades
que las otras fuentes de gas natural. También se observa que el recurso se
encuentra ampliamente dispersado de forma horizontal. Sumado a lo anterior, la
impermeabilidad del esquisto imposibilita la fácil extracción del gas natural. Por
ende, a pesar de ser una fuente de energía conocida desde el siglo XIV (en Suiza y
Austria), sólo los avances tecnológicos de la era moderna (década de los 90’),
traducidos en mejoras en los métodos de extracción, han permitido la extracción
masiva, comercial y lucrativa del shale gas.
Tecnologías Actuales de Extracción del Shale Gas:
40
Las tecnologías actuales de extracción son dos y funcionan de manera
complementaria: horizontal drilling (“perforación horizontal dirigida”) e hydraulic
fracturing (“fractura hidráulica”). La primera tiene el propósito de atravesar y llegar a
los yacimientos, mientras la segunda, a través de reacciones químicas y presión de
fluidos, aumenta la permeabilidad de la roca permitiendo la salida del gas natural.
A continuación se presentarán detalles acerca de los dos métodos utilizados en la
extracción.
Horizontal Drilling
Tal como se muestra en la imagen anterior, para realizar una perforación horizontal
primero realizas 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 acimut magnético.
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 barro”), los cuales utilizan el barro para
producir potencia adicional de perforación.
Sin embargo, sin hydraulic fracturing esta técnica es inefectiva en pozos de esquisto.
41
Imagen: Horizontal drilling e hydraulic fracturing
42
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 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.
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 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.
43
Historia:
Como vimos anteriormente, las mejoras tecnológicas en la extracción de gas natural
han permitido hacer más rentable para los productores la extracción desde
formaciones geológicas de baja permeabilidad (shale gas). EE.UU. fue el pionero en
materia de investigación acerca de la extracción rentable de este gas. A mediados
de 1970, el Departamento de Energía de ese país realizó una serie de acuerdos con
privados para el desarrollo de tecnologías para la extracción de gas natural, lo cual
permitió que ya entre 1980 y 1990, la compañía Mitchell Energy and Development se
aventurara a hacer de la extracción profunda de shale gas una realidad comercial en
la cuenca de Barnett Shale en Texas. El éxito de esta empresa permitió la inclusión
agresiva de otras compañías, de tal manera que para el año 2005, Barnett Shale
estaba produciendo casi medio trillón de pies cúbicos por año de gas natural. Con
estos resultados, junto con los obtenidos en otras cuencas de EE.UU., confirmaban
lo que los productores anhelaban: shale gas como alternativa rentable y comercial
de producción era una realidad.
44
Imagen: las cuencas de Barnett Shale
Imagen: producción anual de shale gas en Barnett Shale
45
De acuerdo a lo señalado respecto a EE.UU., el shale gas y su extracción parecen
ser una gran alternativa para los productores para desarrollar a futuro dadas las
condiciones actuales de extracción. Podemos apreciar el crecimiento exponencial
que tuvo la extracción de shale gas durante la primera década del siglo XXI, lo cual
avala que los productores ya están considerando al shale como alternativa real y
viable. Sin embargo, para poder evaluar el verdadero impacto que tendrá en el
mundo, necesitamos evidencia de que existen reservas mundiales lo
suficientemente grandes y concentradas para que exista inversión en este
“commodity” y se convierta efectivamente en una alternativa como fuente energética.
Reservas Mundiales de GNL
A continuación mostraremos el panorama actual de las reservas mundiales de gas
antes de considerar al shale gas como alternativa viable de extracción en el mundo,
lo cual nos permitirá comparar cuantitativamente a qué porcentaje de las reservas
mundiales de gas equivaldrían las reservas de shale gas.
46
Imagen: reservas mundiales probadas de gas natural en enero de 2010
47
Podemos apreciar que casi tres cuartos de las reservas mundiales probadas de gas
estimadas hasta ahora las podemos encontrar en Medio Oriente y Euroasia (Rusia,
Irán y Qatar poseen el 55% de las reservas mundiales), lo cual muestra lo
dependiente que es el mundo de las producciones de GNL por parte de estos
países. Las proyecciones actuales (sin considerar shale gas), estiman que la razón
reserva-a-producción mundial es de aproximadamente 60 años, en donde, si
dividimos por regiones, son de 46 para Centroamérica y América del Sur, 72 años
para Rusia, 68 para África, y más de 100 años para el Medio Oriente.
Reservas Mundiales de Shale Gas
Reservas de Shale Gas en EE.UU.:
Gracias a los avances de las tecnologías de extracción de shale gas, EE.UU., como
principal precursor de este gas, ha realizado ciertas proyecciones acerca de las
reservas potenciales de este “commodity”, tanto en su propio país, como en el resto
del mundo. El desarrollo de shale gas se ha transformado en una especie de
“cambio de paradigma” para el mercado estadounidense de gas natural, lo cual ha
hecho que este país haya mostrado gran interés en la investigación y difusión acerca
de éste. Esto ha permitido que la producción de shale gas en EE.UU. pase de 0.39
trillones de pies cúbicos en el año 2000 a 4.87 trillones de pies cúbicos en el 2010,
lo que representa el 23% su producción de gas natural seco.
De acuerdo al análisis y proyecciones realizado por la U.S EIA (Energy Information
Administration) y su Annual Energy Outlook 2011, las reservas técnicamente
recuperables de shale gas en EE.UU. se estiman en alrededor de 862 trillones de
pies cúbicos, las cuales, dado las reservas técnicamente recuperables totales de gas
48
natural estimadas en EE.UU. (2,543 trillones de pies cúbicos), constituyen el 34% de
las reservas totales de gas natural estadounidense. Como consecuencia, shale gas
es el mayor contribuidor al crecimiento proyectado en producción de gas natural y se
cree que para el año 2035, la producción de shale gas totalizará un 46% de la
producción de gas natural estadounidense.
Reservas de Shale Gas en el Mundo
Todo el “boom” asociado al shale gas en EE.UU. atrajo miradas de distintas partes
del mundo, ya que diversos países han expresado su intención de desarrollar su
propio nicho de shale gas, lo cual ha generado preguntas acerca de las verdaderas
(situación que analizaremos más adelante). Debido a todo lo anterior, es importante
establecer si existen otras reservas técnicamente recuperables alrededor del mundo,
además de EE.UU., ya que, de ser así, existen opciones reales de que este gas se
transforme en un verdadero cambio de paradigma para, no solo el mercado
estadounidense de gas natural, sino que para el resto del mundo.
Durante la investigación, hallamos un reporte que desarrolló una consultora externa
(Advanced Resources International Ltd.) para el EIA, en donde se estudia las
potenciales reservas de shale gas en el mundo, y si éstas son lo suficientemente
significativas como para realizar inversión y comercialización de este producto. De
acuerdo al estudio, se analizaron los países con mayor proyección a desarrollar la
extracción de shale gas debido a sus cuencas y a aquellos que tenían suficiente
información geológica (48 cuencas de shale gas en 32 países). A continuación se
muestra un mapa indicando qué cuencas y países fueron analizados:
49
Imagen: cuencas de shale gas alrededor del mundo estudiadas
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.
50
Tabla: resultados del estudio para la EIA acerca de las reservas de shale gas en el
mundo.
51
De aquí, se pueden obtener estadísticas muy interesantes. Primero que todo,
podemos ver que las reservas de shale gas en el mundo parecen ser amplias. La
estimación inicial de las reservas técnicamente recuperables de shale gas en los 32
países estudiados es de 5,760 trillones de pies cúbicos. Sumándole el estimado
técnicamente recuperable de EE.UU. mencionado anteriormente, nos encontramos
con una reserva base de 6,622 trillones de pies cúbicos. Para entender la
importancia de estos números, debemos compararlos con las reservas mundiales de
gas natural, las cuales, como ya mencionamos anteriormente, son 6,609 trillones de
pies cúbicos en términos de reservas probadas, y 16,000 trillones de pies cúbicos,
en términos de reservas técnicamente recuperables de gas natural, excluyendo al
shale gas. Con esto podemos decir que, considerando las reservas de shale gas, las
reservas técnicamente recuperables mundialmente crecen en un 40% a 22,600
trillones de pies cúbicos.
Usando los datos de la tabla anterior, podemos hallar importantes cifras en términos
de reservas probadas de gas natural en el país en cuestión y de las reservas
técnicamente recuperables de shale gas. Por ejemplo, para el caso de Europa,
Francia y Polonia se ven como los más beneficiados en términos de reservas de
shale gas en comparación a sus reservas probadas de otros gases naturales; en
Norteamérica, tanto EE.UU., Canadá y México, aparecen con importantes reservas;
en Asia, destaca el caso de China, que en comparación a sus 107 trillones de pies
cúbicos de reservas probadas de gas natural, nos encontramos con la importante
cifra de 1,275 trillones de pies cúbicos, lo que representa aproximadamente el 19%
de todas las reservas mundiales de shale gas estudiadas; en Australia, las reservas
posibles de shale triplican las reservas probadas de gas natural; en África, Sudáfrica,
Libia y Algeria son los más destacados y en Sudamérica, Argentina y Brasil
sobresaltan con importantes cifras. Para el caso de Chile, el cual analizaremos más
adelante, destacamos que se podrían hallar alrededor de 64 trillones de pies cúbicos
de shale gas en la zona de Magallanes, lo cual es significativo comparado a los 3.5
52
trillones de pies cúbicos de reservas probadas de gas natural y al consumo del año
2009 de 0.1 trillones de pies cúbicos.
Es importante destacar que estas estimaciones y estudios representan una
aproximación conservadora dado la gran cantidad de datos repartidos en el mundo,
por lo cual se espera que en los próximos años, aparezcan estudios con mayor
grado de precisión y certeza respecto a las reservas mundiales de shale gas. Sin
embargo, con este informe, se puede apreciar que a primera vista las reservas
mundiales de shale gas parecen ser viables para invertir en ellas de acuerdo a su
tamaño y concentración. Es relevante también mencionar que este estudio no
consideró a Rusia y al Medio Oriente, debido a razones técnicas y a que no es tan
relevante para ellos la búsqueda de shale gas, dado que poseen una gran base de
otras cuencas de gas natural y que, además, se tiene plena certeza que existen
fuentes importantes de shale gas en esos países. Debido a esto, podríamos incluso
hacer una estimación de que existen más reservas considerables de shale gas que
las que se señalan en el estudio a los 32 países. Sin embargo, con esta información,
ya se puede anticipar que las reservas de gas natural tendrán un aumento en cuanto
a su duración en el tiempo, lo que promete en un principio, que los precios de éste
no se disparen debido a escasez de fuentes de gas natural.
Impacto en el Mercado del Gas
Con el análisis que se hizo en la sección anterior respecto a las potenciales reservas
mundiales de shale gas, se estableció una base para el análisis que haremos a
continuación, el cual estudia el verdadero impacto de este gas en los diversos
mercados mundiales del GNL. Para este análisis, también nos basaremos en el
estudio encargado por la U.S EIA que utilizamos para evaluar las reservas de shale
gas en el mundo.
53
De los resultados obtenidos en la tabla del inciso anterior, y analizando a nivel país,
existen dos grupos importantes de países en donde el desarrollo de shale gas
parece ser más atractivo. El primer grupo consiste en países que son altamente
dependientes de las importaciones de gas natural, poseen algo de infraestructura
para la producción de gas, y sus reservas estimadas de shale gas son grandes en
relación al consumo de gas actual de la nación. Para estos países, el desarrollo de
shale gas podría alterar de manera significativa su balance de gas, lo cual podría
motivar el desarrollo y extracción de este gas. Ejemplos de estos países son:
Francia, Polonia, Turquía, Ucrania, Sudáfrica, Marruecos, e incluso Chile.
El segundo grupo consiste de países donde las estimaciones de reservas de shale
gas son grandes (mayores que 200 trillones de pies cúbicos) y donde ya existe una
infraestructura significativa de producción de gas para uso tanto interno, como de
exportación. En este grupo encontramos a EE.UU., Canadá, México, China,
Australia, Libia, Argelia, Argentina y Brasil. La ya existente infraestructura en estos
países ayudaría en el desarrollo en el corto plazo de la producción de shale gas,
pero también llevaría a la competencia con otras fuentes de gas natural.
Situación Actual Mercado del GNL
A pesar de la crisis económica que azotó al mundo a mediados de 2008, el mercado
de GNL no anduvo tan mal y se mantuvo estable y con crecimiento sostenido.
Durante los años venideros hasta hoy, nos encontramos con un panorama perfecto
para estos mercados, ya que los países están recuperando sus tasas de crecimiento
y por ende sus necesidades de consumo de GNL han aumentado. Además, el
desarrollo de variados proyectos de terminales de GNL alrededor del mundo, ha
fomentado la integración global de los mercados del gas natural y ha permitido que
una variada oferta llegue a los distintos demandantes. También, dado el atractivo
precio en comparación a los precios del petróleo del último tiempo y la necesidad de
reducir emisiones de gases invernaderos de las matrices energéticas, el gas natural
54
y su derivado GNL aparece como una gran alternativa. Veremos ahora en detalle
cada uno
de los mercados en el mundo y sus proyecciones, de acuerdo a estudios de la U.S
EIA.
Intercambio Mundial de Gas Natural y Opciones para Chile
Imagen: principales intercambios comerciales de gas en 2009
El intercambio mundial de gas natural está proyectado a crecer a medida que la
demanda de países de la OCDE por la producción de países no-OCDE crece. Las
importaciones netas de gas natural por los países OCDE aumenta en un promedio
anual de 1.2% de 2007 al 2035. La mayoría del crecimiento de la importación por
parte de la OCDE ocurre en Europa, donde la demanda neta de importación crece
55
de 9 a 14.1 trillones de pies cúbicos para el 2035, para compensar la reducción de la
producción doméstica.
En Norteamérica, la demanda neta de importación se incremente de 0.9 a 2.6
trillones de pies cúbicos para 2035 debido en gran parte por la necesidad de México
de aumentar sus importaciones para satisfacer la demanda local.
El crecimiento en la demanda e importaciones en Japón y Corea del Sur es
relativamente parejo. Junto con el fuerte crecimiento en las exportaciones de gas por
parte de Australia, esto implica que como región, los países asiáticos de la OCDE
disminuyen su demanda neta de importaciones desde 4.4 a 3.4 trillones de pies
cúbicos para el 2035.
Exportaciones netas de gas natural de los países no pertenecientes a la OCDE
aumenta desde 12.3 en 2007 a 18.9 trillones de pies cúbicos para el 2035. La
mayoría del crecimiento ocurre en el corto plazo, ya que nuevos proyectos de
exportación de GNL en el Medio Oriente y África junto con nuevos gasoductos desde
África a Europa aparecen en la mira. La zona asiática no perteneciente a la OCDE,
con exportaciones netas de 1.5 trillones de pies cúbicos para el 2007, se transforma
en un importador neto para el 2015, debido a la construcción por parte de China de
múltiples gasoductos de GNL para la importación.
Shale Gas como Alternativa de Desacople de Precios Respecto al Petróleo
Los problemas políticos y sociales de algunos países de Medio Oriente han hecho
que en el último tiempo se especule fuertemente sobre los precios actuales y
esperados a futuro del petróleo. Estos problemas siempre van asociados con
recortes en producción o restricciones en el intercambio marítimo, lo cual hace que
los inversionistas teman por precios altos.
56
Estos precios altos del petróleo tienen fuerte impacto sobre el panorama económico
mundial y genera dudas sobre la estabilidad energética mundial. Toda esta
tendencia, a lo largo del tiempo había estado fuertemente asociada a la subida de
precios en el gas natural. Tomamos como ejemplo cifras del mercado
estadounidense del pasado:
El año 2000, para un precio de gas de 4 US$/MMbtu, el precio del petróleo equivalía
en términos energéticos a 5 US$/MMbtu. En el 2003, los precios de ambos
productos se movían en los 5 US$/MMbtu.
Después, podemos ver que se rompe la tendencia en los años venideros, con un
desacoplamiento de los precios del gas natural al del petróleo: El año 2006, el
petróleo tenía un precio de 12 a 13 US$/MMbtu y el gas entre 6 y 7 US$/MMbtu. En
2008, antes de la crisis económica mundial, el petróleo llegó a un peak de 23
US$/MMbtu, mientras que el gas llegó a 12 US$/MMbtu. Así, se llegó a febrero de
2011 con el gas en 4 US$/MMbtu y el petróleo en17 US$/MMbtu.
Con toda la información anterior, podemos ver entonces una tendencia en el
desacoplamiento de precios entre el gas y el petróleo en el mercado
estadounidense. La razón de esta tendencia radica básicamente en las enormes
reservas de gas no convencional que existen en el territorio estadounidense, entre
las cuales están las reservas de shale gas, y de que efectivamente se pueden
obtener estos recursos a precios competitivos.
Debido a esto, podemos pensar que EE.UU. ha encontrado una forma para lidiar con
la inseguridad de abastecimiento y la crisis del Medio Oriente en donde la
sublevación de los pueblos por democracia ha llevado a una inestabilidad en los
precios del crudo. Podemos proyectar entonces de que EE.UU. generará
legislaciones en beneficio de la producción de gas natural y desarrollo de la
tecnología de la extracción de shale gas, lo cual intenta replicar en el resto del
mundo. EE.UU. apuntará a usar recursos propios de gas no convencional no sólo
para generación eléctrica y disminuir el porcentaje de carbón utilizado en la matriz 57
energética, sino que también para reactivar la industria petroquímica desplazando el
diesel y la gasolina, los cuáles son productos caros y volátiles en el precio.
Este entonces, debería ser el modelo que los países destacados en el análisis
anterior deberían adoptar, ya que parece ser la mejor manera de obtener precios de
combustibles estables y bajos, además de obtener la oportunidad de liberarse de la
dependencia energética de Medio Oriente.
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.
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 CO2 depender linealmente de la
energía consumida, la cual ha aumentado de forma abrupta desde la revolución
58
industrial. Producto de esto, las partes por millón (ppm) del atmosférico han
aumentado (desde 1850) de 280ppm a 390ppm4, 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.
Imagen: emisiones anuales de dióxido de carbono discriminados según origen.
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 CO2 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.
59
El gas natural es por excelencia el combustible “más limpio” en términos de cuánto
CO2 que 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.
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 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.
60
Imagen: agua contaminada en una instalación de gas en Pennsylvania
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 61
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) 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.
Imagen: agua de la llave prendiéndose en documental “Gasland”
62
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 por voluntad propia, y es más, promocionarán su
preocupación por el medio ambiente y la salud de la población”.
Preocupación Ambiental en Chile
En el próximo capítulo se estudiará la “cuenca de Magallanes” (Magallanes basin),
lugar en el sur de Chile en donde es posible y factible la extracción de shale gas.
Para que el proyecto sea exitoso, se deben mantener y proponer los más altos
estándares de calidad respecto al cuidado del ambiente y reducir al máximo el
impacto ambiental de zonas protegidas.
Los casos actuales de Barrancones e HidroAysén pueden servir como referencia
para futuros empresarios e inversionistas. En estos ejemplos se muestra la fuerte
actitud de repudio del pueblo chileno frente a proyectos eléctricos que pongan en
perjuicio zonas protegidas (pingüinos de Humboldt y Patagonia chilena,
respectivamente).
63
Imagen: indignación frente a la construcción de central termoeléctrica Barrancones
Efectos del Shale Gas en Chile
En sólo 15 años el gas natural logró un papel protagónico y controversial dentro de
la matriz energética y el mercado eléctrico nacional. Durante este período se
aprecian tres hitos de amplia relevancia para nuestra matriz energética: importación
del gas natural argentino, corte de suministro del gas e incorporación de GNL (gas
natural licuado) a las matrices energéticas para producir electricidad.
Las siguientes imágenes muestran la sensibilidad que ha tenido el costo marginal
del SIC y SING a lo largo de estos tres hitos y la alta dependencia del éste respecto
a la presencia o ausencia de ciertos combustibles fósiles.
64
Imagen: evolución de matriz energética del SIC (2007 a 2011)
65
Imagen: evolución de matriz energética del SING (2007 a 2011)
66
Hasta el año 1997, el nivel de producción del gas natural en Chile igualaba el consumo.
Sin embargo, la creciente desconfianza a la hidroelectricidad (debido a fuertes sequías en
esa época) creó la necesidad de tener una alternativa viable de producción. Se inició la
construcción de siete gasoductos con Argentina y comenzó un creciente proceso de
masivas importaciones de gas natural. Argentina, teniendo mucho más de este recurso,
negoció y vendió a precios bajos respecto a la expectativa de Chile. En resumen, se
vivieron casi 5 años de prosperidad energética y gran desarrollo del sector generación en
cuanto a plantas de ciclo combinado a gas, generando hasta el 25% de la electricidad del
SIC y un 70% del SING.
No obstante, una profunda crisis energética en el país trasandino produjo la suspensión
indefinida de permisos de exportación y también sucesivas políticas de corte de gas
natural a Chile. Fue en abril de 2004 cuando ocurrió el primer corte de gas natural
argentino, dejando “en jaque” a las generadoras de ciclo combinado chilenas.
Imagen: restricción de gas argentino cómo % de requerimientos normales
67
Los cortes llegaron a cifras cercanas al 100% (en 2007). Como se aprecia en los gráficos
de evolución de la matriz energética, las generadoras de ciclo combinado a gas se vieron
obligadas a utilizar como medida de emergencia el petróleo para abastecer la creciente
demanda interna, lo que produjo un aumento abrupto del costo marginal del SIC y SING,
poniendo en perjuicio a la industria chilena de gran escala (como la minería) durante casi
3 años.
Para contrarrestar los daños producidos por el corte, el país ha buscado alternativas
gasíferas. Dos opciones han salido a luz: gasoductos con otros países vecinos y GNL. El
GNL ha sido la primera opción y se ha desarrollado de forma intermitente, logrando
avances significativos. De hecho, en junio de 2009 llegó el primer barco con GNL al país,
retomando cierta estabilidad y disponibilidad. Las palabras del ex ministro de energía
Marcelo Tokman, en una columna de El Mercurio, fueron: “Junio será recordado como el
mes en que comenzamos a navegar nuevas aguas, más seguras y estables, dejando
definitivamente La Tormenta Perfecta que azotó a nuestro país en los últimos años”.
Por lo tanto, nos encontramos con que nuestro país quiere gas natural, pero tiene
dificultades para obtenerlo. En los próximos incisos veremos las posibilidades de Chile
producto de la “revolución del shale gas”.
68
Potencial Productivo: Cuenca de Magallanes
Imagen: mapa de la cuenca de Magallanes
69
Se ubica en la zona austral del país y tiene una superficie de 65,000 mi2. A pesar
que sus reservas no han sido probadas, los reportes de la EIA la catalogan como
una cuenca con un gran potencial de shale gas. La mayor parte de la cuenca está
en territorio argentino y se llama cuenca Austral. La fracción chilena se denomina
cuenca de Magallanes y está localizada en Tierra del Fuego. En la actualidad, es el
yacimiento de extracción del 100% del petróleo nacional.
Características Geológicas
La roca principal (lower inoceramus shale) de la cuenca contiene esquisto negro con
alta presencia de materia orgánica. Una segunda roca principal son las Magnas
Verdes, las cuales se componen de lutita y marga con un nivel moderado de TOC
(total organic carbon).
Roca Principal (Lower Inoceramus Shale – Esquisto Negro):
Propiedades de la Roca
Los esquistos negros encontrados tienen un ancho aproximado de 200 metros y una
profundidad de 2 a 3 kilómetros. Tienen un nivel de TOC de 0.6% a 2%.
Recursos Estimados
Basado en el reporte del EIA y en las propiedades geológicas de la roca presente,
se estima una concentración de 86 Bcf/mi2. Se estima un total de shale gas de 420
Tcf, debido a la amplia superficie de la cuenca. Sin embrago, sólo 84 Tcf se
considera gas económicamente extraíble.
Rocas Magnas Verdes:
70
Propiedades de la Roca
Se componen de lutita y marga con un nivel de TOC de 0.5% a 2%. Tiene una
sección transversal de 30 a 40 metros.
Recursos Estimados
Se estima una concentración de 72 Bcf/mi2. Se estima un total de shale gas de 351
Tcf, debido a la amplia superficie de la cuenca. Sin embrago, sólo 88 Tcf se
considera gas económicamente extraíbe.
Nota: a pesar que en ambas rocas 172 Tcf se considera gas económicamente
extraíble, sólo 64 Tcf le pertenecen a Chile (el resto es argentino).
Interconexión Gasífera con Argentina y el Resto del Cono Sur
Para entender las posibilidades de interconexión con nuestros países vecinos es
importante analizar en qué lugar físico se encuentran sus cuencas principales de
shale gas, para tener una idea de la factibilidad de utilizar, por ejemplo, gasoductos
creados durante la “edad dorada” del gas natural argentino.
Para lo anterior es importante detallar los actuales gasoductos que conectan ambos
países trasandinos.
71
Gasoductos entre Chile y Argentina
Para sobrellevar las crecientes importaciones de gas natural argentino, se
construyeron 7 gasoductos en distintas regiones fronterizas (desde diciembre de
1996):
Imagen: interconexiones gasíferas con Argentina
GasAtacama: propiedad de CMS Energy y Endesa. De una longitud de 940 km.
Conecta el yacimiento en Cornejo, provincia de Salta, con Calama y Mejillones (II
región). Abastece la central Atacama (ciclo combinado, 780MW) y la distribuidora
Progas.
72
NorAndino: propiedad de la belga Suez Tractebel y Southern Electric. De una
longitud de 780 km. Conecta el yacimiento Pichanai, provincia de Salta, con María
Elena (II región), dirigiéndose a Tocopilla y Mejillones. Abastece a generadoras
Edelnor, Electroandina y a la comercializadora Distrinor.
GasAndes: propiedad de AES Gener (13%), MetroGas (13%), CGC (17.5%),
Total GasAndes (10%), Total Gas y electricidad Chile S.A. (46.5%). De una longitud
de
463 km. Transporta gas natural de Neuquén desde La Mora, provincia de Mendoza,
a San Bernardo (RM), extendiéndose por toda la zona central. Abastece a
MetroGas, Nehuenco y San Isidro.
Del Pacífico: propiedad de TransCanada (30%), YPF (10%), Gasco (20%), El
Paso Energy (21.8%) y Enap (18.2%). De una longitud de 540 km. Conecta el
yacimiento Loma La Lata (cuenca de Neuquén) con Talcahuano, Cerro la U,
Coronel, Las Mercedes, Las Palmas y Nacimiento (VIII región). Abastece a
conglomerado Innergy Soluciones Energéticas S.A.
Cóndor-Posesión (3 gasoductos): de propiedad de la Enap y Rapsol
YPF. Cóndor-Posesión (9 km de extensión) transporta desde el yacimiento Cóndor,
en la cuenca Austral, hacia la planta Posesión. Bandurria/Cullen (48 km de
extensión) transporta desde el yacimiento Planta San Sebastián, en tierra del fuego
(Argentina), hacia la planta Cullen (Chile). Patagónico (33 km de extensión)
transporta desde el yacimiento Austral, en Argentina, a Punta Arenas. Inyecta
hidrocarburo a Methanex, el productor más grande de metanol en el mundo.
73
Principales Cuencas de Shale Gas en Argentina
Imagen: cuencas de shale gas en el Cono Sur
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”.
74
Cuenca de Neuquén
Imagen: mapa de la cuenca de Neuquén
75
La cuenca de Neuquén se encuentra en la zona centro-oeste Argentina. Cubre un
total de 66,900 mi. 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.
Cuenca Golfo San Jorge
Imagen: mapa de la cuenca Golfo San Jorge
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% de la producción del país). Se divide en dos cuencas de shale:
Aguada Bandera y Pozo D-129. La primera tiene aproximadamente 50 Tcf de gas
natural demostrado y económicamente extraíble y la segunda tiene 45 Tcf.
76
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.
Posibles Interconexiones Gracias al Shale Gas
Una producción a gran escala de shale gas en Argentina podría traer eventuales
oportunidades de reutilizar los gasoductos en desuso construidos hace ya más de
10 años. Hace dos meses que el biministro Golborne se pronunció acerca de la
posibilidad de reabrir los gasoductos: “Tenemos un suministro adecuado en la zona
central, por lo tanto no es un tema crítico. Sin embargo, es una ayuda y toda ayuda
es bienvenida”. Esto es debido a los bajos costos que tuvo el gas natural argentino
respecto al GNL importado, por ejemplo, de Trinidad y Tobago.
Las inversiones realizadas para construir estos 7 gasoductos son costos hundidos y
éstos se pueden usar sin grandes reinversiones. Por lo tanto, nos encontramos ante
un escenario win-win: contaríamos con importaciones de gas natural a bajo precio
(menores que el GNL y muchísimo menores que el diesel) y al mínimo riesgo,
debido que ante cualquier eventualidad política y/o económica en Argentina tenemos
como resguardo las plantas de GNL construidas hace un par de años. Esto
significaría contar con abastecimiento continuo de gas natural (ya sea GNL o
argentino), logrando eliminar de forma indefinida el diesel de la matriz energética, y
consecuentemente, reduciendo el precio de la electricidad para el consumidor
chileno, además de su volatilidad de precios.
77
Observando las imágenes mostradas en el inciso anterior, vemos que los
gasoductos GasAndes y Del Pacífico podrían ser utilizados para transportar shale
gas desde la cuenca de Neuquén hasta nuestro país. El gasoducto del Pacífico hace
una conexión
directa entre la cuenca de Neuquén y la VIII región, lo que crea condiciones
inmejorables de inversión. No obstante, en el caso del gasoducto GasAndes, sería
necesario transportar primero el shale gas desde Neuquén hasta Mendoza, para
luego poder ser redirigido a la RM.
El shale gas de la cuenca Golfo San Jorge tendría que ser transportado (como GNL)
a algún gasoducto aledaño; o en su defecto, habría que invertir en un nuevo
gasoducto en la región. Creemos que la segunda alternativa es inviable debido al
alto riesgo que conlleva hacer inversiones a largo plazo con un país con una
situación política y económica muy cambiante. En cambio, la primera alternativa es
factible si los precios de venta son menores que los de las importaciones de GNL
por barco.
Finalmente, el shale gas de la cuenca Austral podría ser transportado por el sistema
de gasoductos del sur de Chile. Sin embargo, para que lo anterior sea posible tiene
que primero demostrarse la factibilidad técnica y económica de shale gas en este
yacimiento.
Anillo Energético Sudamericano
78
Imagen: mapa del “anillo energético sudamericano”
Como se aprecia en el mapa, la idea es que el gas natural viaje desde Pisco (Perú)
a Tocopilla (Chile), para luego transmitirse al resto de los países importadores
(Argentina, Brasil, Paraguay y Uruguay). No obstante, los problemas marítimos con
Bolivia y Perú, sumado a la desconfianza de que todo el gas natural se quede en
Chile, han puesto en perjuicio la realización del proyecto.
Creemos que con la presencia del shale gas en distintos países sudamericanos el
proyecto puede retomar fuerzas y dirigirse hacia una futura realización, pero siempre
en un horizonte mínimo de 10 años.
Potencial de la Importación de GNL de Shale Gas en Chile
Dados los problemas históricos que ha habido entre Chile y sus vecinos en
Sudamérica, es difícil establecer importaciones vía gasoductos con países como
Argentina (“famoso corte del gas en 2004”) o Bolivia, que ya ha señalado varias
veces que no piensa vender ningún gramo de gas a Chile. Por estas razones, Chile
comenzó el desarrollo de terminales GNL, en donde a la fecha, ya se han construido
2: en 2009 entró en operación el terminal Quintero con capacidad total de
importación de 0.3 trillones de pies cúbicos y en 2010, el terminal Mejillones. El GNL
es traído de diversas partes del mundo en donde destacan Egipto y Nigeria, entre
otros, países que presentan lejanía geográfica importante en términos de las
distancias que recorre el GNL, y por ende, hay altos costos asociados. Sin duda
79
hasta el momento estos terminales han servido para suplir la falta de gas generado
por los problemas con Argentina, sin embargo, gracias a las positivas proyecciones
del gas natural y shale gas, ¿existe potencial para aumentar los terminales de GNL
en Chile?
Tenemos que ver el atractivo para esto desde el punto de vista de los oferentes:
GNL es la alternativa para los oferentes que tiene áreas cercanas donde no existe
un mercado significativo o donde la opción de gasoductos es limitado. El GNL ofrece
flexibilidad de intercambio comparado a los gasoductos, ya que permite llevar la
carga a donde se necesita y donde los precios son más competitivos.
También podemos apreciar del gráfico a continuación que a medida que aumenta la
distancia a la que se debe transportar GNL tiene ventajas económicas sobre
gasoductos:
Imagen: costos de transporte para gasoductos y GNL
Ahora, el por qué Chile debería seguir fomentando el desarrollo de las importaciones
GNL recae principalmente en el fenómeno de desacoplamiento que está ocurriendo
con el shale gas en EE.UU. y lo cual se espera que ocurra en el resto del mundo
80
que utilice este gas no convencional. Esto permitiría a Chile obtener de manera
continua gas natural para satisfacer la demanda energética del país a precios lo
suficientemente estables y bajos comparados al del crudo. También significaría un
paso gigantesco a la reducción de emisiones de gases de invernadero a través de
construcción de plantas basadas en ciclo combinado a gas, ya que el último tiempo
ha estado en boga el tema medioambiental lo cual ha generado inestabilidad entre el
gobierno actual y la población. También, si Chile logra el desarrollo de GNL, se
espera que en largo plazo se encuentre con nuevas ofertas competitivas de gas a
nivel mundial, ya que tendrá como alternativas a EE.UU., China, Australia, por decir
algunos de los cuales ya estudiamos que gracias al shale gas se podrían convertir
en exportadores netos y los cuales poseen una distancia geográfica aceptable
respecto
a Chile, lo cual permitiría obtener bajos precios debido a los menores costos de
transporte asociados a estos países.
WEBGRAFIA:
http://www.profesorenlinea.cl/chilehistoria/Petroleo_en_Chile.html
http://gustato.com/petroleo/Petroleo3.html
www.monografias.com
(PETROLEO)
http://web.ing.puc.cl/~power/alumno13/gnlchile/elgasnatural.html
http://www.gasnaturalfenosa.com/es/actividades/presencia+en+el+mundo/
america/1297263033358/chile.html
81
http://www.cne.cl/tarificacion/hidrocarburos/gas-natural-magallanes
(GAS NATURAL)
http://www.solgas.cl/gnl.html
https://es.wikipedia.org/wiki/Gas_licuado_del_petr%C3%B3leo
(GAS LICUADO)
http://www.uv.es/baeza/cqtema9.html
http://www.profesorenlinea.cl/Quimica/Hidrocarburos.html
http://www.buenastareas.com
(HIDROCARBUROS)
https://es.wikipedia.org/wiki/Gas_de_lutita
http://www.cepal.org/es/publicaciones/27184-desarrollo-del-gas-lutita-shale-
gas-y-su-impacto-en-el-mercado-energetico
http://www.ypf.com/EnergiaYPF/Paginas/que-es-shale.html
(GAS SHALE)
82
83
Conclusión
En el tema abarcado recientemente de hidrocarburos logramos concluir ciertos
aspectos tanto físicos, químicos y biológicos de las distintas ramas de los
hidrocarburos.
De esta rama de hidrocarburos pudimos desglosarlas en tres, como los son;
Hidrocarburos alifáticos.
Hidrocarburos alicíclicos.
Hidrocarburos aromáticos.
Si bien los hidrocarburos lograron ser compuestos muy simples, con ellos se
puede llevar a muchas cosas que hacen de nuestra actualidad, una más
confortante.
Opinión grupal:
Analizando lo expuesto en el trabajo logramos crear distintas opiniones personales, las cuales las llevamos a una grupal, enfocándonos y priorizando el tan importante trabajo en equipo como lo es hoy en día.
Los hidrocarburos y sus derivados han convertido nuestra sociedad, una sociedad industrial, con nuevas fuentes laborales para generar ingresos a la población de nuestro país, aportando al desarrollo económico de nuestro país. Si bien encontramos partes negativos de los hidrocarburos, como su grado de contaminación, podemos destacar que se está buscando nuevas formas para disminuir las emisiones de CO2 en el aire y aportar al cuidado del medio ambiente.
84