El gas de esquisto en los Estados Unidos es una fuente disponible de gas natural no convencional . Impulsado por nuevas aplicaciones de tecnología de fracturación hidráulica y perforación horizontal , el desarrollo de nuevas fuentes de gas de esquisto ha compensado las disminuciones en la producción de los yacimientos de gas convencionales y ha llevado a importantes aumentos en las reservas de gas natural de los Estados Unidos. Debido en gran medida 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 yacimientos de gas de esquisto incluyeron la segunda (Barnett/Newark East) y la decimotercera (Antrim) fuente de gas natural en los Estados Unidos en términos de volúmenes de gas producidos. [2] El número de pozos de gas natural no convencional en los EE. UU. aumentó de 18.485 en 2004 a 25.145 en 2007 y se espera que siga 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 han llevado a un rápido desarrollo del gas de esquisto en Canadá y, más recientemente, han 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 solo 11 años de suministro de gas están en forma de reservas probadas. [4]
La producción de gas de esquisto estadounidense 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 los Estados Unidos para mejorar los métodos de perforación y extracción al tiempo que se incrementaban los esfuerzos de exploración. [5] La producción de gas de esquisto estadounidense fue de 2,02 billones de pies cúbicos (57 mil millones de metros cúbicos) en 2008, un aumento del 71% con respecto al año anterior. [6] En 2009, la producción de gas de esquisto estadounidense creció un 54% a 3,11 billones de pies cúbicos (88 mil millones de metros cúbicos), mientras que las reservas de esquisto estadounidenses probadas restantes a fines de 2009 aumentaron un 76% a 60,6 billones de pies cúbicos (1,72 billones de metros cúbicos). [7]
En su Panorama Energético Anual para 2011, la Administración de Información Energética de Estados Unidos (EIA) más que duplicó su estimación de reservas de gas de esquisto técnicamente recuperables en ese país, de 353 billones de pies cúbicos (10 billones de metros cúbicos) a 827 billones de pies cúbicos (23,4 billones de metros cúbicos), al incluir datos de resultados de perforaciones en nuevos yacimientos de esquisto, como los de Marcellus, Haynesville y Eagle Ford. En 2012, la EIA redujo sus estimaciones nuevamente a 482 billones de pies cúbicos [8] . Se proyecta que la producción de gas de esquisto aumentará del 23% de la producción total de gas de Estados Unidos 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 los EE. UU. ha llevado a algunos a proponer plantas de energía a gas natural como reemplazos de las plantas de carbón con menores emisiones de carbono 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 las 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 clientes importantes en la industria del petróleo y el gas. "El presidente de Advanced Resources, Vello A. Kuuskraa, también es accionista y miembro del directorio de Southwestern Energy, una empresa energética muy involucrada en la perforación de gas" en Fayetteville Shale, según el informe de The New York Times . [14]
El artículo fue criticado, entre otros, por el propio editor público de The New York Times por falta de equilibrio, al omitir hechos y puntos de vista favorables a la producción y la economía del gas de esquisto. [15] Otros críticos del artículo incluyeron blogueros de Forbes y el Consejo de Relaciones Exteriores . [16] [17] [18] También en 2011, Diane Rehm invitó a Ian Urbina; Seamus McGraw, escritor y autor de "The End of Country"; Tony Ingraffea, profesor de ingeniería en Cornell; y John Hanger , ex secretario del Departamento de Protección Ambiental de Pensilvania; a 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 Natural Gas Alliance de Estados Unidos, fueron invitadas a participar en el programa, pero declinaron. [19]
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 en Estados Unidos eran de 97,4 billones de pies cúbicos, a finales de 2010. [20] Durante los tres años siguientes, de 2011 a 2013, la producción de gas de esquisto ascendió a 28,3 billones de pies cúbicos, aproximadamente el 29% de las reservas probadas de finales de 2010. Pero, contrariamente a las preocupaciones sobre las reservas sobreestimadas 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 21.600 millones de pies cúbicos por día de gas seco. [21]
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 de la tasa de junio de 2011, y proporcionaba el 55% de la producción total de gas natural seco de Estados Unidos. [22] A pesar del rápido aumento de la producción, las empresas reemplazaron sus reservas probadas mucho más rápido que la producción, de modo que a fines de 2013, las empresas informaron que las reservas probadas de gas de esquisto aún en el suelo habían crecido a 159,1 TCF, un aumento del 63% sobre las reservas de fines de 2010. [23]
Los avances en tecnología o experiencia pueden llevar a una mayor productividad. La perforación de gas de esquisto y petróleo ligero de esquisto en los 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. [24] [25]
El gas de esquisto se extrajo por primera vez como recurso en Fredonia, Nueva York, en 1825, [26] en fracturas poco profundas y de baja presión.
El yacimiento de gas Big Sandy, en esquistos devónicos fracturados naturalmente, comenzó a desarrollarse en 1915, en el condado de Floyd, Kentucky . [27] Para 1976, el yacimiento se extendía por miles de millas cuadradas del este de Kentucky y hacia el sur de Virginia Occidental, con cinco mil pozos solo en Kentucky, produciendo desde el esquisto de Ohio y el esquisto de Cleveland , juntos conocidos localmente como el "esquisto marrón". Desde al menos la década de 1940, los pozos de esquisto habían sido estimulados mediante la detonación de explosivos en el 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 fractura 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 era pequeña y dependía en gran medida de la presencia de fracturas naturales.
En la década de 1920, la producción comercial de gas a partir de esquistos de la era Devónica se generalizó en las cuencas de los Apalaches, Michigan e Illinois, pero la producción fue generalmente pequeña. [28]
La producción de gas natural de esquisto de Estados Unidos aumentó rápidamente después de 2008 (lo que los expertos en energía denominaron “revolución del gas de esquisto” [29] [30] o “revolución del fracking” [31]) , lo que dio marcha atrás a décadas en las que la producción de gas natural de Estados Unidos venía cayendo. Durante la década de 2010 y principios de la de 2020, Estados Unidos produjo tanto más gas natural que pasó a ser un exportador neto.
Las políticas del gobierno federal han 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 hecho avanzar las técnicas de producción de gas y las alternativas de suministro.
Los controles federales de precios sobre el gas natural provocaron escasez en la década de 1970. [28]
Ante la disminución de la producción de gas natural, el gobierno federal invirtió en alternativas de suministro, incluido el Eastern Gas Shales Project, que duró de 1976 a 1992, y el presupuesto de investigación anual aprobado por la FERC del Gas Research Institute , que se financió con un impuesto a los envíos de gas natural de 1976 a 2000. [29] El Departamento de Energía se asoció con compañías de gas privadas para completar el primer pozo horizontal multifractura perforado con aire con éxito en esquisto en 1986. Las imágenes microsísmicas, un insumo importante tanto para la fracturación hidráulica en esquisto como para la perforación de petróleo en alta mar , se originaron a partir de la investigación de capas de carbón en los Laboratorios Nacionales Sandia .
El proyecto Eastern Gas Shales se concentró en ampliar y mejorar las recuperaciones en áreas conocidas de producción de gas de esquisto, en particular el gran campo de gas Big Sandy de Kentucky y Virginia Occidental. El programa aplicó dos tecnologías que la industria había desarrollado previamente, la fracturación hidráulica masiva y la perforación horizontal , a las formaciones de gas de esquisto. En 1976, dos ingenieros del Centro de Investigación Energética de Morgantown (MERC), financiado con fondos federales, patentaron una técnica temprana para la perforación direccional en esquisto. [32]
El gobierno federal también proporcionó créditos fiscales y normas que beneficiaron a la industria en la Ley de Energía de 1980. La producción de gas de esquisto devónico quedó exenta de los controles de precios federales, y se otorgaron créditos fiscales de la Sección 29 para el gas no convencional , incluido el gas de esquisto, desde 1980 hasta 2000. [29]
Aunque el trabajo del Instituto de Investigación del Gas y el Proyecto de Esquisto Gasífero del Este habían aumentado la producción de gas en la cuenca meridional de los Apalaches y la cuenca de Michigan, a finales de los años 1990 el gas de esquisto todavía se consideraba marginal o poco rentable sin créditos fiscales, y el gas de esquisto proporcionó sólo el 1,6% de la producción de gas de Estados Unidos en 2000, cuando expiraron los créditos fiscales federales. [28] El Proyecto de Esquisto Gasífero del Este había probado una amplia gama de métodos de estimulación, pero el DOE concluyó que la estimulación por sí sola no podía hacer que los esquistos gasíferos del este fueran económicos. [33] En 1995, el Servicio Geológico de los Estados Unidos señaló que la futura producción de gas de los esquistos del este dependería de futuras mejoras en la tecnología. [34] Sin embargo, según algunos analistas, los programas federales habían plantado las semillas del auge del gas de esquisto que se avecinaba. [35]
En 1991, Mitchell Energy (ahora Devon Energy ) completó la primera fractura horizontal en el yacimiento de esquisto Barnett de Texas, un proyecto subvencionado por el Instituto de Tecnología del Gas , que se financió con un impuesto federal a 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 del yacimiento de esquisto Barnett tuvo un gran éxito con los pozos verticales, y no fue hasta 2005 que los pozos horizontales que se perforaban en Barnett superaron en número a los pozos verticales. [28] 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 el yacimiento de esquisto Barnett. El entonces vicepresidente de Mitchell Energy recordó: "No se puede restar importancia a la participación del DOE". [36]
Mitchell Energy comenzó a producir gas de Barnett Shale en el norte de Texas en 1981, pero los resultados al principio no fueron rentables. La compañía perseveró durante años en la experimentación con nuevas técnicas. Mitchell pronto abandonó el método de fractura de espuma desarrollado por el Eastern Gas Shales Project, a favor de fracturas de gel de nitrógeno-agua. Mitchell logró la primera terminación de fractura altamente económica de Barnett Shale en 1998, utilizando fracturación con agua resbaladiza. [37] [36] Según el Servicio Geológico de los Estados Unidos : "No fue hasta el desarrollo del yacimiento de Barnett Shale en la década de 1990 que se desarrolló una técnica adecuada para fracturar esquistos" [38] Aunque Mitchell experimentó con pozos horizontales, los primeros resultados no fueron exitosos, y el auge de Barnett Shale se convirtió en un gran éxito con los pozos verticales. 2005 fue el primer año en que la mayoría de los nuevos pozos de Barnett perforados fueron horizontales; para 2008, el 94% de los pozos de Barnett perforados fueron horizontales. [28]
Desde el éxito de Barnett Shale, el gas natural de esquisto ha sido el que más rápido ha contribuido a la energía primaria total (EPT) 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. [39]
En 1996, los pozos de gas de esquisto en los Estados Unidos produjeron 0,3 billones de pies cúbicos (8.500 millones de metros cúbicos), el 1,6% de la producción de gas de ese país; en 2006, la producción se había más que triplicado hasta alcanzar 1,1 billones de pies cúbicos (31.000 millones de metros cúbicos) al año, el 5,9% de la producción de gas de ese país. En 2005, había 14.990 pozos de gas de esquisto en los Estados Unidos. [40] En 2007, se completaron en los Estados Unidos un récord de 4.185 pozos de gas de esquisto. [41]
En 2005, la exploración energética de Barnett Shale en Texas , resultado de nueva tecnología, inspiró confianza económica en la industria y pronto se realizaron operaciones similares en todo el sudeste, incluso en Fayetteville Shale en Arkansas y Haynesville Shale en 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 sobre la estimación anterior para el esquisto de Marcellus realizada por el Servicio Geológico de los Estados Unidos . El informe circuló por toda la industria. [42] En 2008, Engelder y Lash habían notado que se estaba produciendo una fiebre del gas [42] y que había un arrendamiento significativo por parte de Range Resources , con sede en Texas , Anadarko Petroleum , Chesapeake Energy y Cabot Oil & Gas . [43]
El esquisto de Antrim , del Devónico superior , produce gas a lo largo de una franja que atraviesa la parte norte de la cuenca de Michigan . Aunque el esquisto de Antrim ha producido gas desde la década de 1940, el yacimiento no estuvo activo hasta fines de la década de 1980. A diferencia de otros yacimientos de gas de esquisto, como el de Barnett, el gas natural del de Antrim parece ser gas biogénico generado por la acción de bacterias sobre la roca rica en materia orgánica. [44]
En 2007, el yacimiento de gas de Antrim produjo 136 mil millones de pies cúbicos (3,9 mil millones de metros cúbicos) de gas, lo que lo convirtió en la decimotercera fuente más grande de gas natural en los Estados Unidos. [2]
El primer pozo de esquisto de Barnett se completó en 1981 en el condado de Wise . [45] La perforación se expandió en gran medida 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 el esquisto de Antrim , el esquisto de New Albany y el esquisto de Ohio , las terminaciones de esquisto de Barnett son mucho más profundas (hasta 8000 pies). El espesor del Barnett varía de 100 a 1000 pies (300 m), pero la mayoría de los pozos económicos se ubican donde el esquisto tiene entre 300 y 600 pies (180 m) de espesor. El éxito del Barnett ha estimulado la exploración de otros esquistos profundos.
En 2007, el yacimiento 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 los Estados Unidos. [2] El yacimiento de gas de 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 yacimiento de gas de Barnett (lo que no significa que no haya producción, ya que todavía hay muchos pozos perforados pero que aún no se han cosechado).
La formación de esquisto de Caney en la cuenca de Arkoma es el equivalente estratigráfico de la formación de esquisto de Barnett en la cuenca de Ft. Worth. La formación se ha convertido en productora de gas desde el gran éxito del yacimiento de Barnett. [46]
Entre 2008 y 2009 se perforaron pozos para producir gas de esquisto de Conasauga, en el Cámbrico, en el norte de Alabama. [47] La actividad se desarrolla en los condados de St. Clair, Etowah y Cullman. [48]
El yacimiento de esquisto de Fayetteville, de la era 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 1.500 a 6.500 pies (460 a 1.980 m). El gas de esquisto se producía originalmente a través de pozos verticales, pero los operadores están recurriendo cada vez más a pozos horizontales en Fayetteville. Entre los productores se encuentran SEECO, una subsidiaria de Southwestern Energy que descubrió el yacimiento, y Chesapeake Energy . [49]
La formación de esquisto Floyd , de la era misisipiana, es un objetivo actual de exploración de gas en la cuenca Black Warrior del norte de Alabama y Mississippi . [50] [51]
En 1916, el Servicio Geográfico de los Estados Unidos informó que Colorado por sí solo tenía suficientes depósitos de esquisto petrolífero para producir 20.000 millones de barriles de petróleo crudo; de los cuales, 2.000 millones de barriles de gasolina podrían refinarse. [52] Bill Barrett Corporation ha perforado y completado varios pozos de gas en el esquisto de Gothic. Los pozos están en el condado de Montezuma, Colorado , en la parte sureste de la cuenca de Paradox . Un pozo horizontal en Gothic fluía 5.700 MCF por día. [53]
Aunque el yacimiento de esquisto de Haynesville, en el noroeste de Luisiana , produce gas desde 1905, ha sido el foco de la actividad moderna de gas de esquisto sólo desde que Cubic Energy realizó un descubrimiento de gas en noviembre de 2007. El descubrimiento de Cubic Energy fue seguido por un anuncio en marzo de 2008 de Chesapeake Energy de que había completado un pozo de gas en el yacimiento de esquisto de Haynesville. [54] También se han perforado pozos de esquisto de Haynesville en el noreste de Texas, donde también se lo conoce como Bossier Shale. [55]
Entre 2008 y 2010, Encana (ahora Ovintiv ) acumuló una "gran posición de tierra" (250.000 acres netos) a un "precio medio de 150 dólares por 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 del esquisto Collingwood y del esquisto Utica suprayacente. [56]
A principios de mayo de 2010 se llevó a cabo la subasta de tierras públicas de Michigan en uno de los "yacimientos de petróleo y gas más prometedores de Estados Unidos". [57]
El esquisto de New Albany, del Devónico-Misisipi, produce gas en el sureste de la cuenca de Illinois , en Illinois , Indiana y Kentucky. New Albany ha sido productor de gas en esta zona durante más de 100 años, pero la mejora de la tecnología de terminación de pozos ha aumentado la actividad de perforación. Los pozos tienen una profundidad de entre 250 y 2000 pies (610 m). Se dice que el gas tiene un origen biogénico y termogénico mixto. [58]
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 el yacimiento era TXCO Resources. [59] Todos los pozos de gas habían sido verticales hasta 2008, cuando TXCO perforó y completó varios pozos horizontales. [60]
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Las lutitas devónicas superiores de la cuenca de los Apalaches , que se conocen con diferentes nombres en diferentes áreas, han producido gas desde principios del siglo XX. La principal zona de producción se extiende a lo largo de las fronteras estatales de Virginia , Virginia Occidental y Kentucky , pero a través del centro de Ohio y a lo largo del lago Erie hasta el Panhandle de Pensilvania . Más de 20.000 pozos producen gas de las lutitas devónicas 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 la lutita de Chattanooga , también llamada lutita de Ohio . [61] 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 devónicas desde Kentucky hasta Nueva York . [62]
Se estima que el yacimiento de esquisto Marcellus en Virginia Occidental, Pensilvania y Nueva York, que en un tiempo se consideró agotado, aún contiene entre 168 y 516 billones de pies cúbicos (14,6 billones de metros cúbicos) disponibles con perforación horizontal. [63] Se sugirió que el yacimiento de esquisto Marcellus y otros yacimientos de esquisto devónicos de la cuenca de los Apalaches podrían abastecer de gas natural al noreste de los EE. UU. [ 64]
En octubre de 2009, Gastem, una empresa canadiense que había estado perforando pozos de gas en la formación de esquisto de Utica en Ordivician , Quebec , perforó el primero de sus tres pozos de esquisto de Utica permitidos por el estado en el condado de Otsego, Nueva York . [65]
El esquisto devónico Woodford en Oklahoma tiene un espesor de entre 15 y 91 m (50 y 300 pies). Aunque la primera producción de gas se registró en 1939, a fines de 2004, solo había 24 pozos de gas de esquisto Woodford. A principios de 2008, había más de 750 pozos de gas de Woodford. [66] [67] Al igual que muchos yacimientos de gas de esquisto, Woodford comenzó con pozos verticales, luego se convirtió predominantemente en un yacimiento de pozos horizontales. El yacimiento se encuentra principalmente en la cuenca Arkoma del sureste de Oklahoma, pero algunas perforaciones han extendido el yacimiento al oeste hasta la cuenca de Anadarko y al sur hasta la cuenca de Ardmore. [68] 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 del esquisto Woodford alcanzó su punto máximo y estaba disminuyendo. [69] [70] [71]
En 2010, el desarrollo de los recursos de esquisto generó 600.000 puestos de trabajo en los Estados Unidos. [72] [73] El gas natural doméstico asequible es esencial para rejuvenecer las industrias química, manufacturera y siderúrgica. [74] Existe la preocupación de que estos cambios puedan revertirse si aumentan las exportaciones de gas natural. [75] 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 $4.4 mil millones anuales en ingresos fiscales federales, estatales y locales, y estimular $16.2 mil millones en inversiones de capital por parte de la industria química. [76] 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 de gas de esquisto y los precios más bajos del gas natural ayudarán a los fabricantes estadounidenses a emplear a 1.000.000 de trabajadores para 2025, mientras que los menores costos de las materias primas y la energía podrían ayudarlos a reducir los gastos de gas natural en hasta 11.600 millones para 2025. En diciembre de 2011, la Asociación Estadounidense del 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 $2.000 para 2035. [77] Se invertirán más de $276 mil millones en la industria petroquímica de los EE. UU. y la mayor parte en Texas. [78] Debido a la aparición del gas de esquisto, el consumo de carbón disminuyó a partir de 2009. [79] [80]
Un estudio de 2017 concluye que la fracturación hidráulica contribuyó al crecimiento del empleo y a salarios más altos: "la nueva extracción de petróleo y gas condujo a un aumento del empleo agregado en Estados Unidos de 725.000 y a una disminución del 0,5 por ciento en la tasa de desempleo durante la Gran Recesión ". [31] Las investigaciones muestran que los pozos de gas de esquisto pueden tener un impacto adverso significativo en algunos precios de las viviendas, ya que las viviendas que dependen del agua subterránea pierden un 13% de valor, mientras que las viviendas con agua corriente experimentan un aumento del 2-3%. El aumento de precio de estas últimas probablemente se deba a los pagos de regalías que reciben los propietarios de las propiedades por el gas extraído bajo sus tierras. [81]
La cuestión de si se debe exportar gas natural ha dividido a la comunidad empresarial. Fabricantes como Dow Chemical están luchando con 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 compañías energéticas han estado trabajando para aumentar el precio del gas natural convenciendo al gobierno de que les permita exportar gas natural a más países. [74] A los fabricantes les preocupa que el aumento de las exportaciones perjudique a la industria manufacturera al hacer que suban los precios de la energía en Estados Unidos. [75] Varios estudios sugieren que el auge del gas de esquisto ha dado al sector manufacturero de uso intensivo de energía de Estados Unidos una ventaja competitiva, causando un auge en las exportaciones de ese sector, lo que sugiere que la unidad de dólar promedio de las exportaciones del sector manufacturero de Estados Unidos casi ha triplicado su contenido energético entre 1996 y 2012. [30] [82]
En 2014, muchas empresas tuvieron un flujo de caja negativo; sin embargo, las empresas que tuvieron un flujo de caja positivo se centraron en la calidad de la tierra en lugar de la cantidad. [83] En 2016 y 2020, el exceso de oferta mundial hizo que los precios del gas natural cayeran por debajo de los 2 dólares por millón de unidades térmicas británicas : 2,50 dólares fue el mínimo para que los productores estadounidenses tuvieran un flujo de caja positivo en 2020. [84] La producción estadounidense fue de 92 mil millones de pies cúbicos por día (Bcf/d) en 2019. [85]
Un estudio de 2015 concluyó que los auges de la industria del esquisto aumentan el apoyo local a los conservadores y a los intereses conservadores. “El apoyo a los intereses conservadores aumenta y los candidatos políticos republicanos ganan votos después de los auges, lo que lleva a que casi se duplique la probabilidad de un cambio en el cargo. Todo este cambio se produce a expensas de los demócratas”. [86]
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Las quejas sobre la exposición al uranio y la falta de infraestructura hídrica surgieron como preocupaciones ambientales por la fiebre del uranio. [87] [88] En Pensilvania, la controversia ha rodeado la práctica de liberar aguas residuales del "fracking" en ríos que sirven como reservas de consumo. [89]
La liberación de metano que contribuye al calentamiento global es un motivo de preocupación. [90]
Un equipo de investigadores que publicó en Energy Policy identificó varias fuentes de gas de esquisto, incluidas las de Utica, Marcellus y Woodford, como "bombas de carbono" o proyectos de combustibles fósiles que generarían más de una gigatonelada de emisiones de dióxido de carbono si se extrajeran y quemaran en su totalidad. [91]
La palabra “fracking”, argot para fracturación hidráulica , ha entrado en el idioma inglés. [92]
La gran fiebre del gas de esquisto [93] se refiere al crecimiento de la extracción de gas de esquisto no convencional a principios del siglo XXI.
Pensilvania apareció en el documental ambiental nominado al premio Oscar , [94] Gasland de Josh Fox en 2010. [95] La mayor parte del rodaje de la película dramática de 2012 de Gus Van Sant , Promised Land , protagonizada por Matt Damon , tuvo lugar en el área de Pittsburgh, aunque el escenario es el norte del estado de Nueva York .
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