El gas de esquisto en Estados Unidos es una fuente disponible de gas natural no convencional . Liderado por nuevas aplicaciones de tecnología de fracturación hidráulica y perforación horizontal , el desarrollo de nuevas fuentes de gas de esquisto ha compensado las caídas en la producción de los yacimientos de gas convencionales y ha llevado a importantes aumentos en las reservas de gas natural estadounidense. Debido en gran parte a los descubrimientos de gas de esquisto, las reservas estimadas de gas natural en los Estados Unidos en 2008 fueron un 35% más altas que en 2006. [1]
En 2007, los campos de gas de esquisto incluían las fuentes de gas natural número 2 (Barnett/Newark East) y 13 (Antrim) en los Estados Unidos en términos de volúmenes de gas producido. [2] El número de pozos de gas natural no convencional en Estados Unidos aumentó de 18.485 en 2004 a 25.145 en 2007 y se espera que continúe aumentando [3] hasta aproximadamente 2040.
El éxito económico del gas de esquisto en los Estados Unidos y el rápido crecimiento de la cantidad producida después de 2009 ha conducido a un rápido desarrollo del gas de esquisto en Canadá y, más recientemente, ha estimulado el interés en las posibilidades del gas de esquisto en Europa , Asia y Australia. Se ha postulado que puede haber un suministro de gas natural para 100 años en los Estados Unidos, pero sólo 11 años de suministro de gas se encuentran en forma de reservas probadas. [4]
La producción de gas de esquisto en Estados Unidos creció rápidamente después de un esfuerzo a largo plazo por parte de la industria del gas natural en asociación con el Departamento de Energía de Estados Unidos para mejorar los métodos de perforación y extracción y al mismo tiempo aumentar los esfuerzos de exploración. [5] La producción de esquisto estadounidense fue de 2,02 billones de pies cúbicos (57 mil millones de metros cúbicos) en 2008, un aumento del 71% respecto al año anterior. [6] En 2009, la producción de gas de esquisto de EE.UU. creció un 54%, hasta 3,11 billones de pies cúbicos (88 mil millones de metros cúbicos), mientras que las reservas probadas de esquisto de EE.UU. a finales de 2009 aumentaron un 76%, hasta 60,6 billones de pies cúbicos (1,72 billones de metros cúbicos). . [7] En su Perspectiva Energética Anual para 2011, la Administración de Información Energética (EIA) de EE.UU. duplicó con creces su estimación de reservas de gas de esquisto técnicamente recuperables en EE.UU., hasta 827 billones de pies cúbicos (23,4 billones de metros cúbicos) desde 353 billones de pies cúbicos. (10,0 billones de metros cúbicos), al incluir datos de resultados de perforación en nuevos campos de esquisto, como los esquistos Marcellus, Haynesville y Eagle Ford. En 2012, la EIA volvió a reducir sus estimaciones a 482 billones de pies cúbicos. [8] Se prevé que la producción de esquisto aumente del 23% de la producción total de gas de EE. UU. en 2010 al 49% en 2035. [8]
Se espera que el desarrollo del gas de esquisto aumente significativamente la seguridad energética de Estados Unidos y ayude a reducir la contaminación por gases de efecto invernadero.
Casa Blanca, Oficina del Secretario de Prensa, 17 de noviembre de 2009 [9] [10] [11]
La disponibilidad de grandes reservas de gas de esquisto en Estados Unidos ha llevado a algunos a proponer plantas de energía alimentadas con gas natural como sustitutos con menores emisiones de carbono para las plantas de carbón y como fuentes de energía de respaldo para la energía eólica . [12] [13]
En junio de 2011, The New York Times informó que "no todos en la Administración de Información Energética están de acuerdo" con las proyecciones optimistas de reservas, y cuestionó la imparcialidad de algunos de los informes emitidos por la agencia. Dos de los contratistas principales, Intek y Advanced Resources International, que proporcionaron información para los informes, también tienen importantes clientes en la industria del petróleo y el gas. "El presidente de Advanced Resources, Vello A. Kuuskraa, es también accionista y miembro de la junta directiva de Southwestern Energy, una compañía energética muy involucrada en la extracción de gas" en Fayetteville Shale, según el informe del New York Times . El artículo fue criticado, entre otros, por el propio editor público del New York Times por su falta de equilibrio, al omitir hechos y puntos de vista favorables a la producción y la economía del gas de esquisto. [14] Otros críticos del artículo incluyeron blogueros de Forbes y el Consejo de Relaciones Exteriores . [15] [16] [17] También en 2011, Diane Rehm tuvo a Ian Urbina; Seamus McGraw, escritor y autor de "El fin del país"; Tony Ingraffea, profesor de ingeniería en Cornell; y John Hanger , exsecretario del Departamento de Protección Ambiental de Pensilvania; en un programa de radio sobre los artículos de Urbino y el tema más amplio. Las asociaciones que representan a la industria del gas natural, como la America's Natural Gas Alliance, fueron invitadas a participar en el programa, pero declinaron. [18]
En junio de 2011, cuando apareció el artículo de Urbina en The New York Times , las últimas cifras de las reservas probadas de gas de esquisto de Estados Unidos eran de 97,4 billones de pies cúbicos, a finales de 2010. [19] Durante los siguientes tres años, de 2011 a 2013, el gas de esquisto La producción de gas ascendió a 28,3 billones de pies cúbicos, alrededor del 29% de las reservas probadas a finales de 2010. Pero contrariamente a las preocupaciones sobre las reservas exageradas citadas en su artículo, tanto la producción de gas de esquisto como las reservas probadas de gas de esquisto han aumentado. La producción estadounidense de gas de esquisto en junio de 2011 fue de 21,6 mil millones de pies cúbicos por día de gas seco. Desde entonces, la producción de gas de esquisto ha aumentado y en marzo de 2015 era de 41,1 mil millones de pies cúbicos por día, casi el doble que la tasa de junio de 2011, y proporcionó el 55% de la producción total de gas natural seco de Estados Unidos. [20] A pesar del rápido aumento de la producción, las empresas reemplazaron sus reservas probadas mucho más rápido que la producción, de modo que a finales de 2013, las empresas informaron que las reservas probadas de gas de esquisto aún bajo tierra habían aumentado a 159,1 TCF, un aumento del 63% con respecto a reservas de finales de 2010. [21]
Los avances en tecnología o experiencia pueden conducir a una mayor productividad. La perforación de gas de esquisto y petróleo ligero en Estados Unidos se volvió mucho más eficiente entre 2007 y 2014. Los pozos de Bakken perforados en enero de 2014 produjeron 2,4 veces más petróleo que los perforados cinco años antes. En Marcellus Gas Trend , los pozos perforados en enero de 2014 produjeron más de nueve veces más gas por día de tiempo de perforación que los perforados cinco años antes, en enero de 2009. [22] [23]
El gas de esquisto se extrajo por primera vez como recurso en Fredonia, Nueva York, en 1825, [24] en fracturas poco profundas y de baja presión.
El campo de gas Big Sandy, en lutitas del Devónico fracturadas naturalmente, comenzó a desarrollarse en 1915, en el condado de Floyd, Kentucky . [25] En 1976, el campo se extendía sobre miles de millas cuadradas del este de Kentucky y hacia el sur de Virginia Occidental, con cinco mil pozos solo en Kentucky, que producían en Ohio Shale y Cleveland Shale , conocidos localmente como "Brown Shale". " Al menos desde la década de 1940, los pozos de esquisto habían sido estimulados mediante detonaciones de explosivos en el interior del pozo. En 1965, algunos operadores comenzaron a fracturar hidráulicamente los pozos, utilizando fracturas relativamente pequeñas: 50.000 libras de arena y 42.000 galones de agua; Los trabajos de fracturación generalmente aumentaron la producción, especialmente de los pozos de menor rendimiento. El campo tenía una recuperación final esperada de dos billones de pies cúbicos de gas, pero la recuperación promedio por pozo fue pequeña y dependió en gran medida de la presencia de fracturas naturales.
Otra producción comercial de gas a partir de lutitas de la edad del Devónico se generalizó en las cuencas de los Apalaches, Michigan e Illinois en la década de 1920, pero la producción generalmente era pequeña. [26]
La producción de gas natural de esquisto en Estados Unidos aumentó rápidamente después de 2008 (lo que los estudiosos de la energía denominan "revolución del gas de esquisto" [27] [28] o "revolución del fracking" [29]) , lo que llevó a una reversión de décadas en las que la producción de gas natural en Estados Unidos estaba cayendo. Durante la década de 2010 y principios de la de 2020, Estados Unidos produjo mucho más gas natural que pasó a ser un exportador neto.
La política del gobierno federal ha tenido efectos mixtos en la producción de gas natural. Algunas políticas han desincentivado la innovación basada en el mercado, mientras que los gastos federales en investigación y desarrollo también han avanzado en técnicas de producción de gas y alternativas de suministro.
Los controles federales de precios del gas natural provocaron escasez en la década de 1970. [26]
Ante la disminución de la producción de gas natural, el gobierno federal invirtió en alternativas de suministro, incluido el Proyecto Eastern Gas Shales, que duró de 1976 a 1992, y el presupuesto de investigación anual del Gas Research Institute aprobado por la FERC , que se financió mediante un impuesto sobre envíos de gas natural de 1976 a 2000. [27] El Departamento de Energía se asoció con compañías privadas de gas para completar con éxito el primer pozo horizontal multifractura perforado con aire en esquisto en 1986. Imágenes microsísmicas, un aporte importante para la fracturación hidráulica en esquisto y la perforación petrolera en alta mar , originada a partir de la investigación de yacimientos de carbón en los Laboratorios Nacionales Sandia .
El Proyecto Eastern Gas Shales se concentró en ampliar y mejorar las recuperaciones en áreas productivas conocidas de gas de esquisto, en particular el gran campo Big Sandy Gas de Kentucky y Virginia Occidental. El programa aplicó dos tecnologías que habían sido desarrolladas previamente por la industria, la fracturación hidráulica masiva y la perforación horizontal , a las formaciones de gas de esquisto. En 1976, dos ingenieros del Morgantown Energy Research Center (MERC), financiado con fondos federales, patentaron una técnica temprana para la perforación direccional en esquisto. [30]
El gobierno federal también proporcionó créditos fiscales y normas que beneficiaban a la industria en la Ley de Energía de 1980 . La producción de gas a partir de esquistos del Devónico estuvo exenta de los controles federales de precios, y se otorgaron créditos fiscales de la Sección 29 para el gas no convencional , incluido el gas de esquisto, de 1980 a 2000. [27]
Aunque el trabajo del Gas Research Institute y el Eastern Gas Shales Project había aumentado la producción de gas en la cuenca meridional de los Apalaches y en la cuenca de Michigan, a finales del decenio de 1990 el gas de esquisto todavía se consideraba en general marginal o antieconómico sin créditos fiscales, y el gas de esquisto proporcionaba sólo el 1,6% de la producción de gas estadounidense en 2000, cuando expiraron los créditos fiscales federales. [26] El Proyecto Eastern Gas Shales había probado una amplia gama de métodos de estimulación, pero el DOE concluyó que la estimulación por sí sola no podía hacer que las gas shales del este fueran económicas. [31] En 1995, el Servicio Geológico de los Estados Unidos señaló que la producción futura de gas a partir de las lutitas orientales dependería de futuras mejoras en la tecnología. [32] Sin embargo, según algunos analistas, los programas federales habían plantado las semillas del próximo auge del gas de esquisto. [33]
En 1991, Mitchell Energy (ahora Devon Energy ) completó la primera fractura horizontal en el esquisto de Texas Barnett, un proyecto subsidiado por el Gas Technology Institute , que fue financiado por un impuesto federal sobre los gasoductos. La primera fractura horizontal de Barnett fue un fracaso económico, al igual que los experimentos posteriores de Mitchell con pozos horizontales. El auge de Barnett Shale tuvo un gran éxito con los pozos verticales, y no fue hasta 2005 que los pozos horizontales perforados en Barnett superaron en número a los pozos verticales. [26] A lo largo de la década de 1990, el Instituto de Tecnología del Gas se asoció con Mitchell Energy para aplicar una serie de otras tecnologías en Barnett Shale. El entonces vicepresidente de Mitchell Energy recordó: "No se puede disminuir la participación del DOE". [34]
Mitchell Energy comenzó a producir gas en Barnett Shale, en el norte de Texas, en 1981, pero los resultados al principio no fueron económicos. La empresa perseveró durante años en la experimentación con nuevas técnicas. Mitchell pronto abandonó el método de fractura de espuma desarrollado por el Proyecto Eastern Gas Shales, en favor de las fracturas de gel de nitrógeno y agua. Mitchell logró la primera terminación de fractura altamente económica de Barnett Shale en 1998, mediante el uso de fracturación en agua resbaladiza. [35] [34] Según el Servicio Geológico de los Estados Unidos : "No fue hasta el desarrollo del yacimiento Barnett Shale en la década de 1990 que se desarrolló una técnica adecuada para fracturar las lutitas" [36] Aunque Mitchell experimentó con pozos horizontales, los primeros resultados no tuvieron éxito y el auge de Barnett Shale tuvo mucho éxito con los pozos verticales. 2005 fue el primer año en que la mayoría de los nuevos pozos de Barnett perforados fueron horizontales; En 2008, el 94% de los pozos de Barnett perforados eran horizontales. [26]
Desde el éxito de Barnett Shale, el gas natural procedente de esquisto ha sido el contribuyente de más rápido crecimiento a la energía primaria total (TPE) en los Estados Unidos y ha llevado a muchos otros países a buscar depósitos de esquisto. Según la AIE, la extracción económica de gas de esquisto duplica con creces el potencial de producción proyectado de gas natural, de 125 años a más de 250 años. [37]
En 1996, los pozos de gas de esquisto en Estados Unidos produjeron 0,3 billones de pies cúbicos (8,5 mil millones de metros cúbicos), el 1,6% de la producción de gas estadounidense; en 2006, la producción se había más que triplicado hasta 1,1 billones de pies cúbicos (31 mil millones de metros cúbicos) por año, el 5,9% de la producción de gas de Estados Unidos. En 2005, había 14.990 pozos de gas de esquisto en Estados Unidos. [38] En 2007 se completaron en Estados Unidos un récord de 4.185 pozos de gas de esquisto. [39]
En 2005, la exploración energética de Barnett Shale en Texas , como resultado de nueva tecnología, inspiró una confianza económica en la industria a medida que pronto siguieron operaciones similares en todo el sudeste, incluso en Fayetteville Shale de Arkansas y Haynesville Shale de Luisiana .
En enero de 2008, un estudio conjunto entre los profesores de la Universidad Estatal de Pensilvania y la Universidad Estatal de Nueva York en Fredonia , Terry Engelder, profesor de Geociencias en Penn State, y Gary G. Lash aumentó las estimaciones hasta 250 veces con respecto a la estimación anterior para el esquisto Marcellus en el Servicio Geológico de Estados Unidos . El informe circuló por toda la industria. [40] En 2008, Engelder y Lash habían notado que se estaba produciendo una fiebre de gas [40] y que había importantes arrendamientos por parte de Range Resources , Anadarko Petroleum , Chesapeake Energy y Cabot Oil & Gas , con sede en Texas . [41]
La lutita de Antrim de la edad del Devónico superior se produce a lo largo de un cinturón que atraviesa la parte norte de la cuenca de Michigan . Aunque Antrim Shale ha producido gas desde la década de 1940, la explotación no estuvo activa hasta finales de la década de 1980. A diferencia de otros yacimientos de gas de esquisto, como Barnett Shale, el gas natural de Antrim parece ser gas biogénico generado por la acción de bacterias sobre la roca rica en materia orgánica. [42]
En 2007, el campo de gas de Antrim produjo 136 mil millones de pies cúbicos (3,9 mil millones de metros cúbicos) de gas, lo que lo convierte en la decimotercera fuente más grande de gas natural en los Estados Unidos. [2]
El primer pozo de Barnett Shale se completó en 1981 en el condado de Wise . [43] La perforación se expandió enormemente en los últimos años debido a los precios más altos del gas natural y al uso de pozos horizontales para aumentar la producción. A diferencia de los yacimientos de gas de esquisto más antiguos, como Antrim Shale , New Albany Shale y Ohio Shale , las terminaciones de Barnett Shale son mucho más profundas (hasta 8.000 pies). El espesor del Barnett varía de 100 a 1000 pies (300 m), pero la mayoría de los pozos económicos están ubicados donde la esquisto tiene entre 300 y 600 pies (180 m) de espesor. El éxito de Barnett ha estimulado la exploración de otras lutitas profundas.
En 2007, el campo de gas de esquisto de Barnett (Newark East) produjo 1,11 billones de pies cúbicos (31 mil millones de metros cúbicos) de gas, lo que lo convierte en la segunda fuente más grande de gas natural en Estados Unidos. [2] El esquisto de Barnett produce actualmente más del 6% de la producción de gas natural de Estados Unidos.
En abril de 2015, Baker Hughes informó que no hay plataformas en actividad en el campo de gas de Barnett. (Eso no significa que no haya producción, ya que todavía hay muchos pozos ya perforados pero aún por explotar).
Caney Shale en la cuenca de Arkoma es el equivalente estratigráfico de Barnett Shale en Ft. Lauderdale. Cuenca del valor. La formación se ha convertido en productora de gas desde el gran éxito de la obra Barnett. [44]
En 2008-2009, se perforaron pozos para producir gas del esquisto cámbrico Conasauga en el norte de Alabama. [45] Hay actividad en los condados de St. Clair, Etowah y Cullman. [46]
Fayetteville Shale, de la edad del Mississippi, produce gas en la parte de Arkansas de la cuenca de Arkoma. La sección productiva varía en espesor de 50 a 550 pies (170 m) y en profundidad de 1500 a 6500 pies (460 a 1980 m). El gas de esquisto se producía originalmente a través de pozos verticales, pero los operadores recurren cada vez más a pozos horizontales en Fayetteville. Los productores incluyen SEECO, una subsidiaria de Southwestern Energy que descubrió la obra, y Chesapeake Energy . [47]
Floyd Shale de la edad del Mississippi es un objetivo de exploración de gas actual en la cuenca Black Warrior del norte de Alabama y Mississippi . [48] [49]
En 1916, el Servicio Geográfico de los Estados Unidos informó que sólo Colorado tenía suficientes depósitos de esquisto bituminoso para producir 20.000 millones de barriles de petróleo crudo; de los cuales, 2.000 millones de barriles de gasolina podrían entonces ser refinados. [50] Bill Barrett Corporation ha perforado y completado varios pozos de gas en Gothic Shale. Los pozos están en el condado de Montezuma, Colorado , en la parte sureste de la cuenca Paradox . Un pozo horizontal en el Gótico fluyó 5.700 MCF por día. [51]
Aunque el Jurassic Haynesville Shale del noroeste de Luisiana ha producido gas desde 1905, ha sido el foco de la actividad moderna de gas de esquisto sólo desde un descubrimiento de gas perforado por Cubic Energy en noviembre de 2007. El descubrimiento de Cubic Energy fue seguido por un anuncio de Chesapeake en marzo de 2008. Energy que había completado un pozo de gas de esquisto en Haynesville. [52] También se han perforado pozos de esquisto de Haynesville en el noreste de Texas, donde también se conoce como Bossier Shale. [53]
Desde 2008 hasta 2010, Encana (ahora Ovintiv ) acumuló una "gran posición de tierra" (250.000 acres netos) a un "promedio de $150/acre" en el yacimiento de gas de esquisto Collingwood Utica en la formación Collingwood del Ordovícico Medio de Michigan . El gas natural se produce a partir de la lutita Collingwood y la lutita Utica suprayacente. [54]
La subasta de terrenos públicos de Michigan tuvo lugar a principios de mayo de 2010 en uno de los "campos de petróleo y gas más prometedores de Estados Unidos". [55]
New Albany Shale del Devónico-Mississippian produce gas en la cuenca sureste de Illinois en Illinois , Indiana y Kentucky. New Albany ha sido un productor de gas en esta área durante más de 100 años, pero la tecnología mejorada de terminación de pozos ha aumentado la actividad de perforación. Los pozos tienen de 250 a 2000 pies (610 m) de profundidad. Se describe que el gas tiene un origen mixto biogénico y termogénico. [56]
En 2007, los operadores habían completado aproximadamente 50 pozos en Pearsall Shale en la cuenca Maverick del sur de Texas. La empresa más activa en la obra fue TXCO Resources. [57] Todos los pozos de gas habían sido verticales hasta 2008, cuando TXCO perforó y completó varios pozos horizontales. [58]
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Las lutitas del Devónico superior de la cuenca de los Apalaches , que reciben diferentes nombres en diferentes áreas, han producido gas desde principios del siglo XX. La principal zona productora se extiende a ambos lados de las fronteras estatales de Virginia , Virginia Occidental y Kentucky , pero se extiende por el centro de Ohio y a lo largo del lago Erie hasta la península de Pensilvania . Más de 20.000 pozos producen gas a partir de esquistos del Devónico en la cuenca. Los pozos suelen tener entre 3000 y 5000 pies (1500 m) de profundidad. La lutita que se produce con mayor frecuencia es Chattanooga Shale , también llamada Ohio Shale . [59] El Servicio Geológico de Estados Unidos estimó un recurso total de 12,2 billones de pies cúbicos (350 mil millones de metros cúbicos) de gas natural en las lutitas negras del Devónico desde Kentucky hasta Nueva York . [60]
Se estima que el esquisto Marcellus en Virginia Occidental, Pensilvania y Nueva York, que alguna vez se pensó que estaba agotado, aún tiene entre 168 y 516 billones de pies cúbicos (14,6 billones de metros cúbicos) disponibles con perforación horizontal. [61] Se sugirió que el esquisto Marcellus y otros esquistos del Devónico de la cuenca de los Apalaches podrían suministrar gas natural al noreste de Estados Unidos. [62]
En octubre de 2009, Gastem, una empresa canadiense que había estado perforando pozos de gas en Ordivician Utica Shale en Quebec , perforó el primero de sus tres pozos Utica Shale autorizados por el estado en el condado de Otsego, Nueva York . [63]
El Devonian Woodford Shale en Oklahoma tiene un espesor de 50 a 300 pies (15 a 91 m). Aunque la primera producción de gas se registró en 1939, a finales de 2004 sólo había 24 pozos de gas de Woodford Shale. A principios de 2008, había más de 750 pozos de gas en Woodford. [64] [65] Como muchos yacimientos de gas de esquisto, Woodford comenzó con pozos verticales y luego se convirtió predominantemente en un juego de pozos horizontales. El yacimiento se encuentra principalmente en la cuenca Arkoma del sureste de Oklahoma, pero algunas perforaciones han extendido el yacimiento hacia el oeste hasta la cuenca Anadarko y hacia el sur hasta la cuenca Ardmore. [66] Los grandes productores de gas que operan en Woodford incluyen Devon Energy , Chesapeake Energy , Coterra , Antero Resources , SM Energy , Pablo Energy, Petroquest Energy, Continental Resources y Range Resources . En 2011, la producción de Woodford Shale alcanzó su punto máximo y estaba disminuyendo. [67] [68] [69]
En 2010, el desarrollo de los recursos de esquisto generó 600.000 puestos de trabajo en Estados Unidos. [70] [71] El gas natural nacional asequible es esencial para rejuvenecer las industrias química, manufacturera y siderúrgica. [72] Existe la preocupación de que estos cambios puedan revertirse si aumentan las exportaciones de gas natural. [73] El Consejo Estadounidense de Química determinó que un aumento del 25% en el suministro de etano (un líquido derivado del gas de esquisto) podría agregar más de 400.000 puestos de trabajo en toda la economía, proporcionar más de 4.400 millones de dólares anuales en ingresos fiscales federales, estatales y locales, y estimular 16.200 millones de dólares en inversiones de capital por parte de la industria química. [74] También señalan que el precio relativamente bajo del etano daría a los fabricantes estadounidenses una ventaja esencial sobre muchos competidores globales. De manera similar, la Asociación Nacional de Fabricantes estimó que la alta recuperación del gas de esquisto y los precios más bajos del gas natural ayudarán a los fabricantes estadounidenses a emplear 1.000.000 de trabajadores para 2025, mientras que los menores costos de materia prima y energía podrían ayudarlos a reducir los gastos en gas natural hasta en 11.6 mil millones para 2025. En diciembre de 2011, la Asociación Estadounidense de Gas Natural (ANGA) estimó que los precios más bajos del gas agregarán $926 adicionales de ingresos familiares disponibles anualmente entre 2012 y 2015, y que la cantidad podría aumentar a $2000 para 2035. [75 ] Más de $276 mil millones se gastarán que se invertirá en la industria petroquímica de EE. UU. y la mayor parte en Texas. [76] Debido a la aparición del gas de esquisto, el consumo de carbón disminuyó a partir de 2009. [77] [78]
Un estudio de 2017 concluye que la fracturación hidráulica contribuyó al crecimiento del empleo y al aumento de los salarios: "la nueva extracción de petróleo y gas condujo a un aumento del empleo agregado en Estados Unidos de 725.000 personas y a una disminución del 0,5 por ciento en la tasa de desempleo durante la Gran Recesión ". [29] Las investigaciones muestran que los pozos de gas de esquisto pueden tener un impacto adverso significativo en los precios de algunas viviendas: las viviendas que dependen de aguas subterráneas disminuirán un 13% en valor, mientras que las viviendas con agua corriente experimentarán un aumento del 2 al 3%. El aumento de precio de este último se debe probablemente a los pagos de regalías que los propietarios reciben por el gas extraído de sus tierras. [79]
La cuestión de si se debe o no exportar gas natural ha dividido a la comunidad empresarial. Fabricantes como Dow Chemical están luchando contra compañías energéticas como Exxon Mobil sobre si se debe permitir la exportación de gas natural. Los fabricantes quieren mantener bajos los precios del gas, mientras que las empresas energéticas han estado trabajando para aumentar el precio del gas natural convenciendo al gobierno para que les permita exportar gas natural a más países. [72] A los fabricantes les preocupa que el aumento de las exportaciones perjudique a la manufactura al provocar un aumento de los precios de la energía en Estados Unidos. [73] Varios estudios sugieren que el auge del gas de esquisto ha dado al sector manufacturero de Estados Unidos una ventaja competitiva, provocando un auge en las exportaciones del sector manufacturero de uso intensivo de energía, lo que sugiere que la unidad en dólares promedio de las exportaciones del sector manufacturero de Estados Unidos casi ha triplicado su contenido energético. entre 1996 y 2012. [28] [80]
En 2014, muchas empresas tenían un flujo de caja negativo; sin embargo, las empresas que tuvieron un flujo de caja positivo se centraron en tierras de calidad en lugar de cantidad. [81] En 2016 y 2020, el exceso de oferta mundial provocó que los precios del gas natural disminuyeran por debajo de los 2 dólares por millón de unidades térmicas británicas ; 2,50 dólares era el mínimo para que los productores estadounidenses tuvieran un flujo de caja positivo en 2020. [82] La producción estadounidense fue de 92 mil millones de pies cúbicos. por día (Bcf/d) en 2019. [83]
Un estudio de 2015 encontró que los auges del esquisto aumentan el apoyo cercano a los conservadores y los intereses conservadores. "El apoyo a los intereses conservadores aumenta y los candidatos políticos republicanos obtienen votos después de los auges, lo que lleva a casi duplicar la probabilidad de un cambio en el poder. Todo este cambio se produce a expensas de los demócratas". [84]
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Las quejas sobre la exposición al uranio y la falta de infraestructura hídrica surgieron como preocupaciones ambientales por la fiebre. [85] [86] En Pensilvania, la controversia ha rodeado la práctica de liberar aguas residuales del "fracking" en ríos que sirven como reservas de consumo. [87]
La liberación de metano que contribuye al calentamiento global es motivo de preocupación. [88]
Varias fuentes de gas de esquisto, incluidas Utica Shale, Marcellus Shale y Woodford Shale, fueron identificadas por un equipo de investigadores que publicaron en Energy Policy como "bombas de carbono", o un proyecto de combustibles fósiles que resultaría en más de una gigatonelada de dióxido de carbono. emisiones si se extraen y queman por completo. [89]
La palabra “fracking”, argot para fracturación hidráulica , ha entrado en el idioma inglés. [90]
La Gran Fiebre del Gas de Esquisto [91] se refiere al crecimiento de la extracción de gas de esquisto no convencional a principios del siglo XXI.
Pensilvania apareció en el documental ambiental Gasland , nominado al Premio de la Academia , [92] de Josh Fox en 2010. [93] La mayor parte del rodaje de la película dramática de Gus Van Sant de 2012, Promised Land , protagonizada por Matt Damon , tuvo lugar en Pittsburgh. área, aunque el escenario es el norte del estado de Nueva York .
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