Post on 29-Nov-2015
ENSAYO
Profesor: Oscar Vanegas
Estudiante: Juan Camilo Molano Código: 2112452
ANATOMÍA DE UNA INDUSTRIA MAJESTUOSA Y PODEROSA EN COLOMBIA
Y ACERCAMIENTO A LAS ENERGÍAS ALTERNATIVAS
La Industria Petrolera Colombiana ha sido en los últimos años el motor de la
Economía del país. El petróleo es el primer producto de exportación con el 55.4 %
del total de las exportaciones y el principal contribuyente a las finanzas del Estado.
Las regiones se vieron beneficiadas en sus recursos fiscales al recibir regalías por
un valor de 5.9 billones de pesos en los últimos 4 años.
Las características del subsuelo de nuestro país hizo posible la formación de
cuencas sedimentarias, estas son áreas de la superficie cuyo subsuelo presenta
una litología particular que la diferencian las otras circundantes a esta. Pues son
en estas depresiones de la superficie de la tierra donde se acumulan sedimentos a
lo largo de millones de años, dando origen a las rocas sedimentarias, que según
sea su tipo generan columnas estratigráficas, que detallan sus propiedades
petrofísicas, haciéndolas únicas y potencialmente contenedoras de hidrocarburos.
Colombia cuenta actualmente, según el último mapa de tierras editado por la
Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) el 9 de abril del 2012 (Anexo 1), 24
cuencas que geológicamente dividen al país:
CUENCAS SEDIMENTARIAS NO PRODUCTORAS
Actualmente las cuencas sedimentarias que no están produciendo crudo son:
1. Amagá (AMA)
2. Cauca-Patía (CAU PAT)
3. Cesar-Ranchería (CES RAN)
4. Chocó (CHO)
ABREVIATURANOMBRE DE
CUENCAABREVIATURA
NOMBRE DE
CUENCA
AMA Amagá LLA Llanos Orientales
ANP
Área no
prospectiva CAY Los Cayos
CAG PUT
Caguan-
Putumayo PAC PRF
Pacifico Profundo
Colombiano
CAT Catatumbo SIN SJ Sinú-San Jacinto
CAU PAT Cauca Patía SIN OFF Sinú Offshore
CES RAN Cesar Ranchería TUM Tumaco
CHO Choco TUM OFF Tumaco Offshore
CHO OFF Choco Offshore URA Urabá
COL Colombia VIM
Valle Inferior del
Magdalena
COR Cordillera Oriental VMM
Valle Medio del
Magdalena
GUA Guajira VSM
Valle Superior del
Magdalena
GUA OFF Guajira Offshore VAU AMAZ Vaupés-Amazonas
5. Chocó Marino (CHO OFF)
6. Colombia (COL)
7. Pacifico Profundo colombiano
(PAC PRF)
8. Los Cayos (CAY)
9. Sinú-San Jacinto (SIN SJ)
10.Sinú Marino (SIN OFF)
11.Tumaco (TUM)
12.Tumaco Marino (TUM OFF)
13.Urabá (URA)
14.Vaupés-Amazonas (VAU
AMAZ)
CUENCAS SEDIMENTARIAS PRODUCTORAS
Las cuencas sedimentarias productoras en Colombia son:
1. Cuenca de la Guajira (GUA)
2. Cuenca de la Guajira Marino (GUA OFF)
3. Cuenca del Valle inferior del Magdalena (VIM)
4. Cuenca del Valle medio del Magdalena (VMM)
5. Cuenca del Valle superior del Magdalena (VSM)
6. Cuenca del Caguán-Putumayo (CAG PUT)
7. Cuenca del Catatumbo (CAT)
8. Cuenca de los Llanos orientales (LLA)
9. Cuenca de la Cordillera Oriental (COR)
La mayor parte de los hidrocarburos del país viene de la cuenca de los Llanos
Orientales, de los campos Rubiales, Cusiana, Cupiagua, Caño Limón y Castilla; y
la mayor parte del gas producido en Colombia, proviene de la cuenca de la
Guajira, de los campos Chuchupa y Ballenas.
Colombia produce hoy más de un millón de barriles equivalentes (crudo y gas). La
mayor parte, el 90%, que se extraen provienen de campos maduros,
descubiertos hace más de una década, que hacen parte de la operación directa de
Ecopetrol o de los esquemas de asociación que reinaron en el país entre 1974 y
2003, con los que se descubrieron y se siguen administrando campos como Caño
Limón, Cusiana o los de gas de La Guajira. EL 10% restante de la producción
actual, unos 100 mil barriles equivalentes por día, son extraídos con el esquema
del nuevo contrato de la ANH, conocido como una concesión moderna, que
aunque ha mostrado sus bondades en términos de reactivación de la exploración y
de atracción de inversión, todavía no se ha traducido en significativas reservas de
hidrocarburos.
Los expertos coinciden en que la recuperación del sector petrolero y el buen
momento que en la materia vive Colombia obedecen al nuevo esquema de
contratación, unido por supuesto a otras credenciales que puede hoy mostrar el
país, como la mejora en la condiciones de seguridad, su fuerte institucionalidad y
el respeto permanente, en más de un siglo de historia petrolera, por las
condiciones pactadas contractualmente. Las reformas en Colombia siempre se
han aplicado para nuevos proyectos.
Las compañías y el mismo Gobierno advierten que, aunque se ha producido un
incremento significativo en la producción y ya se empiezan a dar pequeños
hallazgos, todavía no está despejado el panorama futuro del país. Insisten en la
necesidad de continuar por el camino actual, con persistencia, sin cometer los
errores de la década de los noventa cuando erradamente se pensó que, tras los
descubrimientos de Caño Limón y Cusiana, venía una gran bonanza, se
cambiaron las condiciones, se redujeron las actividades exploratorias y se frenó la
inversión.
Es por esta razón que se ha impulsado por todo el país trabajos de exploración y
explotación de petróleo y gas natural, pues Colombia cuenta con alrededor del
89% del área comprendida por todas las cuencas destinados para estos fines.
Las cuencas de mayor actividad exploratoria son las de los valles Superior y
Medio del Magdalena, Catatumbo, La Guajira, cordillera Oriental, Putumayo y
Llanos Orientales.
Colombia pasa por un auge de exploración y explotación de hidrocarburos y
minerales, respaldado por la masiva inversión extranjera directa, que el año
pasado subió cerca de un 90 por ciento a 13.234 millones de dólares, la mayoría
destinada a esos sectores.
El Ministerio de Minas y Energía publicó el desglose oficial por campo de las cifras
de producción de petróleo a diciembre de 2011. En promedio, en el país se
produjeron 914,000 bpd durante el 2011, un 16.4% más que en 2010. Durante el
4T11, la producción promedió 945,000 bpd, un incremento del 2.5% con respecto
al 3T11. Los meses recientes han mostrado que la producción ha tenido un
crecimiento menos dinámico, principalmente debido a las restricciones en el
transporte (ataques a oleoductos y bloqueos a las vías por la comunidad), una
situación que se vio reflejada en las cifras anunciadas para enero y febrero de
2012 cuando se produjeron 941,000 y 896,000 bpd respectivamente. El país
cuenta con reservas probadas de 2.000 millones de barriles de petróleo.
En tanto, la producción de gas natural subió marginalmente a 990 millones de pies
cúbicos por día (mpcd) en marzo, desde los 988 mpcd en igual mes del año
anterior, aunque cedió frente a los 1.010 mpcd en febrero.
Es de gran importancia conocer los campos petróleo y gas de mayor
transcendencia en el país, pues en todo el territorio nacional existen cerca de 378
campos en producción, 343 de crudo y 35 de gas natural.
PRINCIPALES CAMPOS DE PETRÓLEO EN COLOMBIA:
1. El campo Rubiales:
Ubicación: el campo petrolero Rubiales es el nombre dado a las concesiones
productoras de Rubiales y Piriri, situado en la cuenca de los Llanos Orientales a
465 kilómetros de Bogotá, y a 16 horas por tierra. Está ubicado a 160 kilómetros
de Puerto Gaitán, Meta, en la vereda que dio origen a su nombre: Rubiales, una
región cuya temperatura oscila entre 28 y 30 grados centígrados. Estos bloques
tienen conjuntamente una extensión de 59.600 hectáreas (área contratada) .El
campo se encuentra rodeado por el Contrato de Asociación Quifa que es un
bloque de exploración con una superficie de 1529 kilómetros cuadrados.
Descubierto en el año 1982, es hoy el principal campo productor del país.
Esquema de ubicación del campo rubiales
Características:
El campo tiene 400 pozos productores de petróleo. El crudo de Rubiales es 100%
pesado, de calidad extra gracias a que tiene poco azufre, níquel y vanadio.
Empresa operadora: El campo es propiedad de Ecopetrol que tiene una
participación de 57% y de Pacific Rubiales Energy (multinacional canadiense) con
43%.
Contrato: Piriri / Rubiales, vigente hasta el 2016
Producción: El campo Rubiales reportó una producción total de 180,274 bpd para
diciembre de 2011. En febrero de 2012, Ecopetrol reportó que la producción de
este campo estaba cerca de 175.000 bpd, lo que significa que el crecimiento del
campo Rubiales continuará siendo limitado a no ser que las compañías acuerden
desarrollar nuevas áreas comerciales, especialmente en lo que se conoce como la
“zona buffer”, que son las áreas cercanas a los límites del contrato y donde el
operador ha probado la extensión del reservorio (el nuevo techo de producción
para el campo estaría de cerca de 200.000 bpd). Al finalizar el año 2011 las
reservas probadas y probables fueron de 383.8 MMbbl (Medio Millón de barriles).
2. Campo Castilla:
Ubicación: El campo petrolero Castilla se encuentra localizado en el Municipio de
Castilla La Nueva al noroccidente del Departamento del Meta, a 55Kms de
Villavicencio, a 144 kilómetros de Bogotá, aproximadamente 4 horas. Esta
localidad cuenta con 8821 habitantes. En el casco urbano viven 3729 personas y
en la zona rural 5092. Por estar en la cuenca de los Llanos Orientales goza de Las
lutitas cretácicas, que son la principal roca fuente dentro de la cuenca. Una roca
fuente secundaria de origen principalmente continental la constituye la formación
Carbonera, la cual participó en las acumulaciones de aceite y gas.
Características: El proyecto inicio en el año 1975 por Chevron y se le dado a
Ecopetrol S.A. en el 2000. Posee un área de 23422,3522 hectáreas. El crudo
Castilla tiene. El campo Castilla es un yacimiento de aceite negro subsaturado,
con una gravedad de 12º API, lo que explica ser uno de los mayores productores
de crudo pesado, cuyo mecanismo de producción es empuje de agua fuerte,
soportado por un acuífero regional de gran tamaño, que ofrece como ventaja para
su explotación una alta temperatura de fondo y mantenimiento de presión estática.
El principal yacimiento productor es el Guadalupe Masivo, el cual cuenta con una
porosidad y permeabilidad promedio de 19% y 1,180 md, respectivamente.
Empresa operadora: Ecopetrol S.A., anteriormente Chevron.
Contrato: Cubarral
Producción: desde que Ecopetrol asumió la operación directa del campo Castilla,
fue un gran reto para la empresa colombiana, en primer lugar era el primer
contrato de asociación que finalizaba y había que implementar un esquema de
operación rentable para el país. Adicionalmente, no existía un clima comercial
favorable para la producción de crudos pesados y a ello se sumaba la restricción
legal para quema, destino principal de la producción de la Asociación Cubarral en
ese entonces a cargo de Chevron, su operador. Sin embargo, hoy los resultados
son muy alentadores el campo Castilla reporto una producción total en el año 2011
de 68.390 barriles diarios, según el informe estadístico petrolero (IEP) expedido
por la Asociación Colombiana del Petróleo. Ecopetrol anuncio en febrero de 2012
que la producción estuvo cercana a 123.000 bpd. En Castilla, por cada mil barriles
en el futuro 50 serán de petróleo y 950 de agua. Así las cosas, para lograr los 200
Kbpd, (un 20% de la producción que Ecopetrol aspira tener en 2015), la empresa
tendrá que producir, tratar y disponer ―en línea con las políticas ambientales
vigentes en el país― cuatro millones de fluido, de los cuales 3,8 millones serán
agua. Una parte importante del agua se irá a distritos de adecuación de tierras,
pero también se podría usar en reinyección al yacimiento para producir aún más
crudo.
3. Campo Castilla Norte:
Ubicación: en el departamento del Meta, en la cuenca de los Llanos Orientales.
Características: productor de crudo pesado, con una gravedad de 14º API.
Empresa operadora: Ecopetrol S.A.
Contrato: Castilla
Producción: según el informe estadístico petrolero (IEP) expedido por la
Asociación Colombiana del Petróleo en el 2011 el campo petrolero Castilla Norte
tuvo una producción total de 40.452 BPDC (Barriles Promedio Día Calendario).
4. Campo Caño Limón:
Ubicación: El campo Caño Limón está ubicado en la planicie oriental colombiana,
en el departamento de Arauca. Localizado en la Cuenca de loa Llanos Orientales.
Caño Limón fue hallado en 1980. Inició exportaciones en abril de 1986.
Características: Su API es de 29.5 grados y el contenido de azufre es 0.50%.
Produce principalmente de la formación Mirador. El mecanismo de producción es
empuje de agua proveniente de un extenso acuífero. El crudo Caño Limón se
transporta desde el campo hasta el puerto de Coveñas a través del oleoducto
Caño Limón - Coveñas. La capacidad de cargue es de 900 mil barriles, a una rata
de bombeo de hasta 35 mil barriles por hora. Para su exportación se cuenta con la
boya TLU 1. Desde su mismo nacimiento, su infraestructura de transporte
comenzó a ser objeto de duras acciones terroristas. Y, sin embargo, para los
expertos del mundo petrolero difícilmente la naturaleza colombiana volverá a parir
un yacimiento de tanta nobleza. O difícilmente el país podrá olvidar una de las
obras de ingeniería más extraordinarias del siglo XX, como lo es el oleoducto de
acero que atraviesa la geografía de oriente a occidente superando incluso
pendientes que bordean los 2.600 metros de altura. Actualmente continúa
teniendo problemas luego de una serie de ataques al oleoducto Caño Limón-
Coveñas, afectando la producción de corto plazo. Estos problemas de seguridad
con el oleoducto deben ser solucionados pronto por el gobierno, ya que la primera
fase del oleoducto Bicentenario se conectará con el oleoducto Caño Limón-
Coveñas y usará su capacidad ociosa para transportar el petróleo de la cuenca de
los Llanos. Según Ecopetrol, el oleoducto Bicentenario comenzaría a bombear
petróleo en julio de este año, aliviando algunas de las restricciones en el
transporte experimentadas por varios productores.
Empresa operadora: El campo es propiedad de Ecopetrol que tiene una
participación de 60% y de Occidental Petroleum de Colombia con 40%.
Contrato: Cravo Norte
Producción: según el informe estadístico petrolero (IEP) expedido por la
Asociación Colombiana del Petróleo en el 2011 el campo petrolero Caño Limón
tuvo una producción total de 38.686 BPDC (Barriles Promedio Día Calendario),
esta es una cifra muy inferior a la que tenia hace tan solo 5 años cuando estuvo
bordeando los 60.000 bpd, esto debido principalmente al declive de extracción de
crudo liviano en el país, Caño Limón presenta este tipo de crudo. La multinacional
informo que en enero del 2012 el campo tuvo una producción de 33.066 barriles
diarios.
5. Campo Quifa:
Ubicación: ubicado en el departamento del Meta, en la cuenca de los Llanos
Orientales
Características: el campo Quifa tiene un área de 152.735,9593 hectáreas, tierras
con crudos pesados de 13,5 grados API a 3.000 pies de profundidad.
Empresa operadora: Pacific Rubiales Energy (multinacional canadiense)
Contrato: Quifa
Producción: ha tenido sin duda alguna una progreso espectacular, según la
Asociación Colombiana del Petróleo desde el 2008 cuando apenas producía 14
BPDC y el último informe de enero del 2012 con 43.521 barriles diarios.
El Quifa fue el primer campo en Colombia en donde se probó la tecnología STAR
(Synchronized Thermal Additional Recovery), en julio del año pasado, Ecopetrol
S.A. y Pacific Rubiales Energy Corp. anunciaron el acuerdo. Las dos compañías,
luego de una etapa de estudios y pruebas en los laboratorios de investigación de
la Universidad de Calgary en Canadá y simulaciones numéricas, han concluido
que la implantación de tecnologías de combustión in situ, como “STAR”, es una de
las mejores opciones para aumentar el factor de recobro en los campos de crudo
pesado en Colombia. El proceso consiste en inyectar aire para generar
combustión espontánea y crear un frente de fuego. El gas de combustión que
queda en la parte superior empuja el petróleo hacia abajo, mientras que el agua
hace presión hacia arriba y este, atrapado entre dos, tiene que fluir hacia el sitio
con menos presión: el pozo productor. Quifa tiene las mejores condiciones para
aplicar esta tecnología: un acuífero fuerte y una alta permeabilidad de las rocas
que permiten el paso fácil del agua o crudo por sus poros. Siendo conservadores
acerca del potencial adicional de recobro que se lograría con STAR de 20%
(adicional al 16% en promedio de la recuperación primaria, para un recobro total
de 36%, menor que el +50% alcanzado en el laboratorio), y asumiendo que el
petróleo originalmente en sitio alcanza 4,838 millones de barriles en Rubiales y
2,617 de barriles en Quifa (según un evaluador independiente y estimaciones de la
administración) el potencial de reservas adicionales a través de recobro mejorado
es muy grande (para las dos compañías), alcanzado cerca de 877 millones de
barriles brutos para Rubiales y 523 millones de barriles brutos para Quifa. Sin
embargo el acuerdo es positivo para las dos compañías, pero Ecopetrol parece
ser el más favorecido. Hasta el momento el factor de recobro adicional alcanzado
por STAR es desconocido y el proyecto piloto mostrará sus resultados en 12 a 18
meses. Esta misma tecnología podría triplicar las reservas de crudo pesado del
país.
6. Campo Chichimene:
Ubicación: Campo Chichimene se encuentra ubicado al noroccidente del
Departamento del Meta. localizado en la cuenca de los Llanos Orientales. Hace 10
años Ecopetrol recibió el manejo directo del campo petrolero de Chichimene, una
vez finalizó el contrato de asociación que regia con la Chevrom Petroleum
Company desde 1975.
Características: En Chichimene el crudo es extra pesado, de 9 grados API. “Extra
pesado significa más pesado que el agua y por ello comienza a tener unas
dificultades con respecto a su manejo, su tratamiento y su transporte. Por eso
consideramos que es una familia nueva de crudos”, explica Casallas. El
yacimiento, que no es joven, está a más de 3.000 pies de profundidad y la energía
está comenzando a faltar. Así que en diciembre de 2012 se iniciará en Chichimene
la combustión in situ con inyección de aire, aprovechando el desarrollo tecnológico
que está patentando el ICP. Lo que la empresa espera es un incremento en el
factor de recobro del 10% al 40%, tasa óptima y más alta de inyección de aire.
Empresa operadora: Ecopetrol S.A
Contrato: Cubarral
Producción: Según Ecopetrol, en estos últimos años, el campo de Chichimene
ha logrado multiplicar su producción, la cual pasó de 5.754 BPDC (Barriles
Promedio Día Calendario), a 45.000 barriles diarios en febrero del 2012, según
reporto la compañía operadora.
7. Campo el Cira-Infantas:
Ubicación y antecedentes: el origen de la bonanza petróleo en Colombia esta a
15 minutos de Barrancabermeja, en un corregimiento hoy conocido como El
Centro, en su suelo se conserva el primer campo petrolero del país: el Cira-
Infantas. Ubicado en la parte central de la antigua Concesión de Mares,
departamento de Santander. Este campo empezó el 11 de noviembre de 1918,
hace 94 años, cuando fue expulsado petróleo y sorprendió a los trabajadores de la
Tropical Oil Company (Troco) y a los lugareños. Ubicado en la Cuenca Valle
Medio del Magdalena.
Características: El Campo es un anticlinal alargado, Es considerado un
yacimiento de aceite negro con 21 a 28 ºAPI. La producción proviene de arenas
terciarias cuyo espesor máximo es de 500 pies. Las arenas son de grano fino a
medio con porosidades alrededor del 25%.
Empresa operadora: Ecopetrol S.A.
Contrato: De Mares
Producción: Alcanzó su época dorada en los cuarenta, cuando aun seguía
brotando con fuerza hasta marcar una producción de 60.000 barriles diarios. Sin
embargo la historia del campo estuvo a punto de terminar a principios de este
siglo, pues los niveles bajaron drásticamente hasta 5500 barriles diarios, menos
del 1% del total nacional. La salvación llego en el 2005 con la alianza empresarial
entre Ecopetrol y la Occidental Andina. Desde el 2006 le están sacando el fluido a
la superficie con inyección de agua. La técnica ha dado frutos: de los 1900 pozos
de Cira-Infantas, 450 son productores inyectores; la producción en el 2011, según
el informe estadístico petrolero (IEP) expedido por la Asociación Colombiana del
Petróleo fue de 26.007 BPDC (Barriles Promedio Día Calendario). Pero la meta va
más allá y consiste en alcanzar 50.000 barriles en 2014, proyectando una nueva
fase de producción para 20 años. Es así como decimos que el campo petrolero
más antiguo del país aún tiene mucho para dar.
8. Campo Rancho Hermoso:
Ubicación: Rancho Hermoso, localizado a unos 70 kilómetros al suroriente de
Yopal, Casanare y a 240 kilómetros al noreste de Bogotá. Se encuentra en la
porción norte de la Cuenca de los Llanos, la cuenca de hidrocarburos más prolífica
de Colombia, es uno de los ejemplos de cómo la industria nacional puede convertir
una serie de pozos cerrados durante años en un próspero negocio. Llegar a
Rancho Hermoso toma cerca de hora y media por la vía que de Yopal conduce a
Aguazul y Tauramena. Los primeros 40 kilómetros por una vía pavimentada y los
siguientes por una ruta en regulares condiciones, dados los efectos del invierno,
que en esta región del país puede durar hasta ocho meses en el año.
Características: el Campo Rancho Hermoso es una estructura alargada de
tendencia norte-sur con cierre estructural triple en los lados norte, oeste y sur de la
estructura, que está truncada al este por una gran falla normal.
Empresa operadora: Canacol Energy Colombia
Contrato: Apiay
Producción: Canacol Energy completó la perforación y revestimiento del primer
pozo de desarrollo (RH14) planeado para el 2011. El pozo RH 14 fue perforado el
23 de diciembre de 2011 y alcanzó una profundidad total de 10,294 pies el 6 de
enero de 2012 en la formación Ubaque. En el pozo RH 14 se encontraron 125 pies
de espesor neto en cinco formaciones, que incluyen: C7 (22 pies, 20% de
porosidad), Mirador (19 pies, 25% de porosidad:), Cuervos-Barco (6 pies, 20% de
porosidad), Guadalupe (14 pies, 23% de porosidad:) y Ubaque (64 pies, 20% de
porosidad:). En el 2012 la empresa completó la perforación, revestimiento y
completamiento de los pozos Rancho Hermoso 15 y 17 (“RH 15” y “RH 17”).
En este sentido, dijo que el pozo RH 15 fue perforado aproximadamente a 1.6
kilómetros al oeste del pozo productor más cercano. Actualmente el pozo se
encuentra inyectando a una tasa estable de 20.000 barriles aproximados por día.
Así mismo, señaló que el 12 de febrero de 2012 se inició la perforación del pozo
RH 17 y el 22 de febrero del 2012 llegó a una profundidad total de 10,746 pies de
profundidad medida en la formación Ubaque.
Igualmente, la empresa completó el pozo RH 17 en la formación Mirador entre
9,723 - 40 pies de profundidad medida y equipó el pozo con una bomba electro-
sumergible.
El pozo ha sido puesto en producción permanente a una tasa estable final de
5.800 bopd aproximados, crudo de 34o API con un corte de agua del 1% a una
frecuencia de bombeo de 63 Hz.
En el último mes de 2011, la producción promedio fue aproximadamente 22.035
BPDC y en enero la compañía reportó una producción de 29.251 barriles diarios.
Adicionalmente Canacol planea adquirir 37 kilómetros cuadrados de sísmica 3D
para definir los canales de la formación Barco y Carbonera dentro del campo, para
perforación futura. La compañía planea invertir en este campo US$44 millones en
perforación, sísmica y expansiones civiles.
9. Campo Cupiagua:
Ubicación: ubicado en el municipio de Aguazul, departamento del Casanare. El
campo esta a 120 kilómetros de Bogotá. En la Cuenca de los Llanos, inicio
producción en 1993
Características: Cuenta con fluido de gravedad entre 43 y 46 º API, característica
propia del crudo liviano, muy apetecido internacionalmente por su gran calidad.
Empresa operadora: Equion Energía Limitada
Contrato: Recetor/SDLA
Producción: según el informe estadístico petrolero (IEP) expedido por la
Asociación Colombiana del Petróleo en el 2011 el campo petrolero Cupiagua tuvo
una producción total de 19.412 BPDC (Barriles Promedio Día Calendario), esta es
una cifra muy inferior a la que tenia hace tan solo 8 años, en el 2004, cuando
tuvo103.582 BPDC, esto debido principalmente al declive de extracción de crudo
liviano en el país. La multinacional informo que en enero del 2012 el campo tuvo
una producción de 13.963 barriles diarios.
10.Campo Guando
Ubicación: Cuenca del Valle Superior del Magdalena, localizado en
inmediaciones de la turística población de Melgar (Tolima). Ubicado a 110
kilómetros a suroeste de la capital Bogotá.
Empresa operadora: Petrobras Colombia Limited
Contrato: Boqueron
Producción: este campo presenta un volumen total recuperable de cerca de 126
millones de barriles. Según el informe estadístico petrolero (IEP) expedido por la
Asociación Colombiana del Petróleo en el 2011 el campo petrolero Guando tuvo
una producción total de 17.000 BPDC (Barriles Promedio Día Calendario),
disminuyendo su producción en los últimos años, con respecto al año 2010 con
28.873 BPDC. La multinacional informo que en enero del 2012 el campo tuvo una
producción de 15.223 barriles diarios.
11.Campo de Casabe:
Ubicación: El campo de Casabe, está ubicado en el departamento de Antioquia
en la frontera con Santander, inmerso en la Cuenca Valle Medio del Magdalena.
Desde principios de los 80, este campo logró aumentar su producción gracias a un
programa de inyección de agua.
Casabe fue descubierto en 1941 e inició su producción oficialmente cuatro años
después. Su pico lo alcanzó hace casi 50 años (1956), con 46 mil barriles por día.
La declinación lo llevó a producir 4.400 diarios a finales de los 70, cuando se
decidió realizar una inversión de más de US$300 millones para recuperar 70
millones de barriles adicionales.
Características: Casabe se caracteriza por un bajo nivel de recobro (24%) y la
disponibilidad de infraestructura de almacenamiento, tratamiento e inyección de
agua, sin contar que se encuentra a unos seis kilómetros de la Refinería de
Barrancabermeja.
Empresa operadora: Ecopetrol S.A.
Contrato: Casabe
Producción: Tras una alianza entre Ecopetrol y la firma Schlumberger, que
implicó el uso de nuevas tecnologías, se logró una importante recuperación que a
febrero del 2010 representó una producción de 15.397 barriles promedio por día,
muy por encima de los 5.250 que produjo en el 2003, antes de la alianza con la
multinacional de servicios petroleros. Según el informe estadístico petrolero (IEP)
expedido por la Asociación Colombiana del Petróleo en el 2011 el campo petrolero
Casabe tuvo una producción total de 16.587 BPDC (Barriles Promedio Día
Calendario), La multinacional informó que en enero del 2012 el campo tuvo una
producción de 17.054 barriles diarios.
12.Campo Cusiana-Chitamena:
Ubicación: Esta localizado en el departamento de Casanare, en la cordillera
oriental, cuenca de los Llanos Orientales. A 140 Km de Santa Fe de Bogotá, y está
entre los 270 y 550 metros sobre el nivel del mar. Tiene una extensión aproximada
de 150 Km2. En 1986 BP inició programas de exploración de hidrocarburos en el
piedemonte llanero de Colombia. En 1987 Brtitish Petroleum Exploration, perfora
el pozo Cusiana -1 en el marco del contrato Santiago de las Atalayas y Tauramena
suscrito entre Ecopetrol, BPX, Total y Tritón.
Es en este momento cuando se descubre el yacimiento más grande de Colombia
(1989),
Características: es productor de gas y aceite volátil, sus crudos son de calidad de
42 grados API y 0.11% de azufre que es <0.5, lo cual implica que es dulce. El
crudo no posee gases y sustancia corrosivas. Tiene un área de aproximadamente
150 Kilómetros cuadrados. Las rocas principales del campo son areniscas y
arcillas. La roca generadora del hidrocarburo fue la arcilla, rica en materia orgánica
de la denominada formación Gacheta de edad 90 millones de años
Empresa operadora: Equion Energia Ltd.
Contrato: Rio Chitamena/Tauramena
Producción: según el informe estadístico petrolero (IEP) expedido por la
Asociación Colombiana del Petróleo en el 2011 el campo petrolero Cusiana tuvo
una producción total de 8.832 BPDC (Barriles Promedio Día Calendario), esta es
una cifra muy inferior a la que tenia hace tan solo 8 años, en el 2004, cuando tuvo
50.397 BPDC, esto debido principalmente al declive de extracción de crudo liviano
en el país. Pero el gran contraste está en la producción de gas, según el IEP, este
campo produjo 107 millones de pies cúbicos por día, siendo el segundo mayor
productor de gas del país, por encima de él está el campo Chuchupa.
Según la información anterior podemos deducir que la Orinoquia es responsable
de 75% del petróleo que se produce de Colombia, El año pasado, según las cifras
del Ministerio de Minas y Energía, el 50,4 por ciento de toda la producción de
petróleo se generó en 10 campos, seis de ellos ubicados en el Meta, y los otros
cuatro en Arauca, Santander, Casanare y Putumayo, respectivamente. El origen
es como lo afirma el geólogo Héctor Benítez: “Toda esa zona fue un mar interior.
Allí se depositaron sedimentos, vegetación y animales que, sometidos a altas
presiones y temperaturas, produjeron petróleo”. La historia le dio la razón a
quienes en los años cuarenta notaron que esta región escondía una gran riqueza.
Ahora, mas que nunca, la Orinoquia esta de moda. Las proyecciones indican que
bajo el subsuelo de la región existen grandes cantidades, aún sin calcular, de
crudo pesado.
Actualmente, muchas empresas colombianas venden el crudo pesado a mayores
precios que el liviano, ya que importantes proveedores en el hemisferio occidental,
Ubicación de los principales campos petroleros del país
como Venezuela y México, redujeron su producción y refinerías en Estados
Unidos, China, India y el Caribe, que no tienen suficiente crudo pesado para
procesar, se ven obligadas a recurrir a países como Colombia. Esto explicaría en
parte la llegada masiva de compañías extranjeras que parece no tendrán fin.
Pero el hecho que alrededor de 40 importantes empresas de todas partes del
mundo hayan llegado desde el 2007, según datos de la Agencia Nacional de
Hidrocarburos, ANH, y que han suscrito contratos para actividades de evaluación
(TEA) o de exploración y producción (E&P), se debe principalmente al clima de
inversión, la estabilidad económica, la seguridad jurídica y reglas claras que ofrece
el país. Sin embargo debe recomendarse el mejoramiento de infraestructura y
seguir fortaleciendo la seguridad para seguir atrayendo futuras inversiones.
Para 2012 se espera que la producción total del país promedie 1,023,000 barriles
de petróleo por día, un incremento del 12.0% frente a los 914,000 bpd producidos
en promedio durante 2011. El desarrollo adicional de los campos existentes a sus
techos de producción y la declaración de comercialidad de nuevos
descubrimientos como Quifa Norte o CPE-6 serán los factores claves para
alcanzar tal nivel de producción. No obstante, 1) los problemas de seguridad
(ataques a la infraestructura de transporte por grupos ilegales); 2) los bloqueos de
vías debido al inconformismo social en las regiones productoras; 3) el lento
progreso en la construcción/expansión de los oleoductos; y 4) las demoras en el
otorgamiento de las licencias ambientales para perforar nuevos pozos (tanto de
desarrollo como exploratorios) son los principales retos a los cuales se enfrentan
todas las compañías que operan en Colombia y que ponen en riesgo el
cumplimiento de tales metas de producción.
PRINCIPALES CAMPOS DE GAS EN COLOMBIA:
13.Campo Chuchupa:
Ubicación: ubicado a 17 millas de Riohacha en la Cuenca de la Guajira Offshore.
En 1972 Chevron descubre el gas de la Guajira y en 1975 se perfora el primer
pozo de gas en la región. Hace 34 años un convenio entre Chevron y Ecopetrol
construyo una plataforma en altamar: Chuchupa A, desde la que se extrae gas, el
mismo que hoy sale del yacimiento directamente hasta las cocinas y los vehículos
de los habitantes de Bogotá y Medellin, y el mismo que Colombia le vende a
Venezuela desde hace dos años. Chuchupa A es una estructura de metal, una
verdadera isla de artificial, construida sobre pilotes sembrados en el lecho marino,
a 34 metros bajo la superficie del agua, y alcanza una altura de 30 metros sobre el
nivel del mar. Para detectar fugas del, combustible que es inoloro e incoloro, hay
33 sensores (de gas y de fuego).
En 1996 los colombianos necesitaron mas gas, lo cual hizo que ha Chuchupa A le
naciera una hermana, Chuchupa B, ubicada a cuatro millas al norte de la primera;
es un poco más pequeña, pero paradójicamente es más productiva, su producción
triplica a la de su hermana.
Características: un campo netamente productor de gas , presente en una bolsa
en forma de pera, de unos 1000 pies de profundidad, que equivale a la altura del
edificio Colpatria en Bogotá.En promedio la porosidad es del 25%. El promedio de
la saturación de agua es del 24%. La pureza del metano es superior al 97%. Es
importante destacar que Chuchupa “B” es controlado desde el cuarto de control de
Chuchupa “A”, pues todo esta sistematizado. Ningún operario la habita. La
plataforma Chuchupa “A” cuenta con 9 pozos de gas. Y Chuchupa “B”, cuenta con
tres pozos horizontales de gran capacidad, aprovechando el declive del lecho
marino, tecnología que hace posible su gran producción.
Empresa operadora: Chevron Petroleum Company
Contrato: Guajira
Producción: según el informe estadístico petrolero (IEP) expedido por la
Asociación Colombiana del Petróleo en el 2011 el campo Chuchupa (A y B)
produjo 590 millones de pies cúbicos por día.
14.Pauto Sur Piedemonte:
Ubicación: Cuenca Llanos Orientales, departamento de Casanare.
Empresa operadora: Equion Energia Limited, empresa fruto de la compra nen
2010 de los activos de BP en Colombia por parte de Ecopetrol, que tiene 51% y
Talisman Energy, 49%.
Contrato: Piedemonte
Producción: según el informe estadístico petrolero (IEP) expedido por la
Asociación Colombiana del Petróleo en el 2011 el campo Pauto Sur Piedemonte
produjo 95 millones de pies cúbicos por día.
15.Campo Ballenas:
Ubicación: es otra estación de la asociación Ecopetrol-Chevron, en la costa
guajira a 20 kilómetros de Riohacha, ubicada en la Cuenca de la Guajira. Es un
campo productor de gas, iniciado en enero de 1973 por la Texas Petroleum
Company
Características: Fue encontrado en calizas Miocénicas. Presenta porosidad con
valores hasta del 28%. Presenta valores de saturaciones de agua máximas de
88.3% y mínimas de 16.5%.
Empresa operadora: Chevron Petroleum Company
Contrato: Guajira
Producción: según el informe estadístico petrolero (IEP) expedido por la
Asociación Colombiana del Petróleo en el 2011 el campo Ballenas produjo 47
millones de pies cúbicos por día.
Ahora voy hablar acerca de un tema muy importante, que actualmente es prioridad
a nivel mundial por muchas naciones, la mayoría de estas desarrolladas que
cuentan con tecnología y equipo humano capacitado para la investigación. Este es
acerca de las energías alternativas.
Las energías alternativas surgen por la preocupación, en general, de todas las
personas ante los cambios bruscos de la naturaleza: como el calentamiento
global, la lluvia acida, más enfermedades: cáncer de piel por el contacto directo de
los rayos uv, enfermedades respiratorias y gastrointestinales por la gran emisión
de dióxido de carbono de los combustibles fósiles o saturación de residuos sólidos
por los humanos. Ahora hay que aclarar que nosotros no somos los únicos
afectados, hay un gran perjudicado del cual se desencadenan las anormalidades y
se desestabiliza el equilibrio que siempre hay en este…si es la naturaleza; cuando
esta pierde la armonía perfecta con la que funciona empiezan aquí los problemas,
para los que hacemos parte de ella.
En nuestro diario vivir podemos identificar, de cierta manera, cuales son las
energías no renovables, pues están son las que se encuentran en cantidades fijas,
finitas, que su proceso de formación es a la escala de miles de millones de años,
por ejemplo el petróleo, el carbón y el gas natural. Los cuales son sustancias
inflamables, que reaccionan con el oxigeno del aire, proceso conocido como
combustión, lo cual libera muchos gases contaminantes a la atmosfera y que a la
larga son las causantes de nuestras desgracias que vivimos actualmente.
Lamentablemente desde la revolución industrial, con la que inicia la edad
moderna, han sido empleados estos combustibles fósiles como fuente de
energías, hoy se le consideran las causantes de graves daños al medio ambiente,
por lo cual las han recriminado. Lo paradójico es que el mundo se mueve a través
de la energía, y somos totalmente dependientes a estas fuentes, sin ellas tal vez
nunca el conocimiento hubiera llegado a du esplendor, como lo es hoy, pues han
sido las impulsadoras del perfeccionamiento de las maquinas y por ende de la
industrias, bases económicas de cualquier nación.
Sin embargo, estamos viviendo desde no más de 10 años el verdadero auge de
las energías verdes, como alternativas a las que implica la quema de combustibles
fósiles. La causa principal es el agotamiento de estos recursos no renovables, más
que una conciencia ecológica, es el conflicto y la competencia por obtener
energía, el aumento de los precios de combustibles y la crisis energética de los
últimos tiempos. Debido a que el mundo demanda cada día mayor energía, esto
por el incremento demográfico, Países potencias que se les ha agotado sus
recursos y buscan no depender de los que aun poseen, impulsan investigaciones
en busca de energías sostenibles, es decir, aquellas que se produce y se usa de
forma que apoyen a largo plazo el desarrollo humano en el ámbito social,
económico y ecológico. Básicamente disminuir la dependencia global al consumo
de combustibles fósiles. Dentro de las más relevantes podemos detallar la
energía: eólica, mareomotriz, solar, las que funcionan con celdas de combustible,
de biomasa, hidroeléctrica, y por último una que no es renovable pero mantiene la
idea de alternativa: la nuclear.
1. La Energía Eólica:
Es una variable de la energía solar, pues se deriva del calentamiento
diferencial de la atmósfera y de las irregularidades de relieve de la superficie
terrestre. Durante el día el sol calienta el aire sobre tierra firme más que el que
está sobre el mar. El aire continental se expande y eleva, disminuyendo así la
presión sobre el terreno y haciendo que el viento sople desde el mar hacia las
costas. La rotación terrestre, la diferencia de temperatura y la presión
atmosférica tienen influencia en la dirección del viento. El contenido energético
del viento depende de su velocidad. Cerca del suelo, la velocidad es baja, pero
aumenta rápidamente con la altura. . Es por esto, que las mejores
localizaciones para las turbinas se encuentren en el mar, sobre colinas,
cercanas a la costa y con poca vegetación.
• La capacidad instalada a nivel mundial alcanzó los 196’630 Megavatios, de
los cuales 37’642 Megavatios fueron añadidos en 2010, cifra un poco
menor que la de 2009.
• La energía eólica tuvo un crecimiento de 23,6 % en el 2010, la tasa más
baja desde el año 2004 y la segunda más baja de la década anterior.
• Todas las turbinas instaladas en el mundo durante el año 2010 pueden
generar 430 Teravatios-hora por año, más que la demanda eléctrica del
Reino Unido, la sexta economía más grande del mundo, igualando el 2,5 %
del consumo eléctrico a nivel mundial.
• El sector eólico tuvo una facturación en 2010 de 40 billones de Euros y
empleó a 670’000 personas a nivel mundial.
• China se convirtió en el país con mayor capacidad instalada a nivel mundial
y el centro de la industria eólica a nivel internacional. Añadió 18’928
Megavatios durante el año, contabilizando más del 50 % de la capacidad
instalada a nivel mundial durante el 2010.
• Alemania mantiene la primera posición en Europa, con 27’215 Megavatios,
seguido por España con 20’676 Megavatios.
• la energía eólica en el mundo aumentó un 22,5% en 2010 y es equivalente
a 200 centrales nucleares, debido a la instalación en china de la mitad de
las nuevas turbinas; lo que equivale a 35,8 gw.
así lo informó en su reporte el consejo internacional de la energía eólica
(gwec), destacando que "este incremento eleva la cifra global a los 194,4
gw desde los 158,7 gw registrados en 2009." al respecto, steve sawyer,
secretario general de gwec, expresó que "se espera que esta tecnología se
expanda también en américa latina, especialmente en brasil y méxico,
además del norte de áfrica y el áfrica subsahariana."
• En 2011 se alcanzó una cifra récord de construcción de nueva
infraestructura con capacidad para generar 41 mil MW por energía eólica en
el mundo, sumando un total de 238 mil megawats de capacidad instalada
total. Con más de 80 países generando energía a través del viento, la
capacidad instalada en el mundo es suficiente para cubrir las necesidades
de 380 millones de personas.
• A finales del año 2009 el mundo produjo 20.093.6 TWh lo que es
equivalente a 4.480,8728 Mtep (Millones de Toneladas equivalentes de
petróleo)
2. La Energía Mareomotriz y de las Olas
Está relacionada al análisis de las fuerzas gravitatorias que actúan en un
equilibrio dinámico entre la Tierra, el Sol y principalmente la Luna, responsable de
la formación de las mareas, es decir, la diferencia entre las alturas medias de los
mares de acuerdo a una posición relativa entre estos tres astros.
El aprovechamiento de este fenómeno se da mediante las denominadas centrales
mareomotrices que utilizan una estructura que puede confundirse a simple vista
con un puente, y que colocan en contacto con el agua a unas turbinas
hidráulicas que se interponen al movimiento natural del agua.
Estas turbinas son conectadas a un alternador que se utiliza para la posterior
generación de la tan necesaria electricidad, transformación que se da sin la
generación de subproductos contaminantes, aunque no es tan popular debido a
su escaso rendimiento, además de que requiere una fuerte inversión en la
construcción de estas centrales, que en muchos casos generan un impacto
ambiental mayor al beneficio que se obtiene.
La conversión de energía térmica oceánica es un método de convertir en energía
útil la diferencia de temperatura entre el agua de la superficie y el agua que se
encuentra a 100 m de profundidad. Para el aprovechamiento es suficiente una
diferencia de 20 °C. Las ventajas de esta fuente de energía se asocian a que es
un salto térmico permanente y benigno desde el punto de vista medioambiental.
3. La Energía Solar
Se puede aprovechar de dos manera distintas:
• Energía Solar Térmica
• Energía Solar Fotovoltaica
El aprovechamiento de la Energía Solar Térmica consiste en utilizar la energía
calorífica obtenida a través de la radiación del sol para calentar un fluido que, en
función de su temperatura, se emplea para producir agua caliente e incluso vapor.
El aprovechamiento de la Energía Solar Fotovoltaica se realiza a través de la
transformación directa de la energía solar en energía eléctrica mediante el llamado
efecto fotovoltaico. Esta transformación se lleva a cabo mediante “células solares”
que están fabricadas con materiales semiconductores (por ejemplo, silicio) que
generan electricidad cuando incide sobre ellos la radiación solar
4. La Energía con Celdas de Combustible
Trata de un dispositivo electroquímico que convierte la energía química de una
reacción directamente en energía eléctrica. Por ejemplo, puede generar
electricidad combinando hidrógeno y oxígeno electroquímicamente sin ninguna
combustión. Estas celdas no se agotan como lo haría una batería, ni precisan
recarga, ya que producirán energía en forma de electricidad y calor en tanto se
les provea de combustible. En la práctica, la corrosión y la degradación de
materiales y componentes de la celda pueden limitar su vida útil. La manera en
que operan es mediante una celda electroquímica consistente en dos
electrodos, un ánodo y un cátodo, separados por un electrólito. El oxígeno
proveniente del aire pasa sobre un electrodo y el hidrógeno gas pasa sobre el
otro. Cuando el hidrógeno es ionizado en el ánodo se oxida y pierde un
electrón; al ocurrir esto, el hidrógeno oxidado (ahora en forma de protón) y el
electrón toman diferentes caminos migrando hacia el segundo electrodo
llamado cátodo. El hidrógeno lo hará a través del electrólito mientras que el
electrón lo hace a través de un material conductor externo (carga). Al final de
su camino ambos se vuelven a reunir en el cátodo donde ocurre la reacción de
reducción o ganancia de electrones del oxígeno gas para formar agua junto
con el hidrógeno oxidado. Así, este proceso produce agua 100% pura,
corriente eléctrica y calor útil, por ejemplo, energía térmica
5. La Biomasa
Es una fuente de energía basada en el aprovechamiento de materias orgánicas
de origen vegetal o animal, incluyendo los productos y subproductos resultantes
de su transformación. Bajo la denominación de biomasa se recogen materiales
energéticos de muy diversas clases: residuos forestales, residuos agrícolas
leñosos y herbáceos, residuos de procesos industriales diversos, cultivos
energéticos, materiales orgánicos contenidos en los residuos sólidos urbanos,
biogás procedente de residuos ganaderos o de residuos biodegradables de
instalaciones industriales, de la depuración de aguas residuales urbanas o de
vertedero, etc. Pueden también incluirse bajo la denominación de biomasa, los
biocombustibles, que tienen su principal aplicación en el transporte.
Los biocombustibles son combustibles sustitutos parciales, o en algunos casos
totales, de combustibles de origen fósil como la gasolina y el diesel; se obtienen
de la transformación de la biomasa e incluyen el etanol y el biodiesel. Caña de
azúcar, palma de aceite, yuca amarga y remolacha azucarera son utilizados hoy
en Colombia como materia prima de una industria joven: la de los biocombustibles.
Es joven por que la producción de estas energías alternativas comenzó, en el caso
del etanol, a partir de caña, en el 2005 y el del biodiesel, que se deriva de la
palma, en 2008.
La idea es que lo que se produzca en las trece plantas que funcionan en el país se
mezcle con gasolina y Acpm.
Actualmente en Colombia el combustible que se vende en las estaciones de
servicio tiene una mezcla de 92% de gasolina y 8% de etanol (biogasolina) con
esto se disminuyen en 27 por ciento las emisiones de monóxido de carbono en
carros nuevos, 45% en carros típicos colombianos de 7-8 años de uso y 20 por
ciento de hidrocarburos no quemados a nuestra atmósfera, con las positivas
consecuencias para la salud humana y ambiental. Y de 93% de Acpm y 7% de
biodiesel (biodiesel).
En biodiesel el mercado es liderado por Biocombustibles del Caribe, en Santa
Marta; Bio D, en Facatativá; y Ecodiesel, en Barrancabermeja. Alrededor de
280.000 personas viven de esta industria, 90% agropecuaria.
Una de las razones para que el Congreso de la República aprobara la ley del
alcohol carburante o Ley 693 de 2001, fue, precisamente, la necesidad de crear
empleo y desarrollo en las áreas rurales. La producción de un barril de alcohol
carburante genera en promedio de 6,8 empleos, y se comprometen por lo menos
42.000 hectáreas de caña de azúcar y 13.000 hectáreas de palma de aceite en la
de biodiésel.
Cálculos de la International Energy Agencia (IEA) señalan que en el 2050 en la
canasta energética, los biocombustibles pesaran 27%. Hoy tienen solo 2%.
6. La Energía Geotérmica
Es la manifestación de la energía térmica acumulada en rocas o aguas que se
encuentran a elevada temperatura en el interior de la tierra.
Para el aprovechamiento en zonas con condiciones térmicas especiales, por
ejemplo las zonas volcánicas, se hace circular en ellas un fluido que transporta
hasta la superficie la energía calorífica en forma de calor acumulado en las zonas
calientes.
La energía generada en función de su temperatura (alta, media o baja) es
aprovechada, bien para producir energía eléctrica, o bien para el calentamiento de
agua y calefacción.
La energía geotérmica tiene la principal ventaja de que su impacto ambiental es
mínimo, y tiene rendimientos que le permiten competir con el petróleo. Pero sus
principales desventajas son que requieren de grandes inversiones y que los
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campos geotérmicos son relativamente escasos y muchas veces se ubican en
zonas desfavorables.
7. La Energía Hidroeléctrica
Es el aprovechamiento de la energía potencial acumulada en el agua para generar
electricidad es una forma clásica de obtener energía. Alrededor del 20% de la
electricidad usada en el mundo procede de esta fuente. Es, por tanto, una energía
renovable pero no alternativa, estrictamente hablando, porque se viene usando
desde hace muchos años como una de las fuentes principales de electricidad.
La energía hidroeléctrica que se puede obtener en una zona depende de los
cauces de agua y desniveles que tenga, y existe, por tanto, una cantidad máxima
de energía que podemos obtener por este procedimiento. Se calcula que si se
explotara toda la energía hidroeléctrica que el mundo entero puede dar, sólo se
cubriría el 15% de la energía total que consumimos.
Desde el punto de vista ambiental la energía hidroeléctrica es una de las más
limpias, aunque esto no quiere decir que sea totalmente inocua, porque los
pantanos que hay que construir suponen un impacto importante. El pantano altera
gravemente el ecosistema fluvial. Se destruyen hábitats, se modifica el caudal del
río y cambian las características del agua como su temperatura, grado de
oxigenación y otras. También los pantanos producen un importante impacto
paisajístico y humano, porque con frecuencia su construcción exige trasladar a
pueblos enteros y sepultar bajo las aguas tierras de cultivo, bosques y otras zonas
silvestres.
A finales del año 2009 el mundo tuvo un consumo de hidroelectricidad de 740,3
tep x 10 ( tep= toneladas equivalentes de petróleo)
8. La energía nuclear
Es aquella liberada durante una reacción nuclear, esta energía está contenida
en el núcleo de los átomos y puede obtenerse por dos medios: Por fisión o
separación de los átomos pesados de uranio, o por fusión, que es el resultado
de la unión de isótopos de hidrógeno, que producen helio y energía.
Una reacción nuclear libera una gran cantidad de energía, resulta mil veces
más energética que una reacción química. La energía generada en un proceso
nuclear suele aparecer en forma de partículas subatómicas en movimiento que
al frenar en la materia circundante, producen energía térmica que se
transforma en energía mecánica a través de los motores de combustión
externa.
La energía nuclear, además de su aplicación para armamento, se utiliza
principalmente para generar energía eléctrica, generalmente a partir de la fisión
de uranio. Es en los reactores nucleares donde se produce y controla una
reacción nuclear en cadena.
Actualmente podemos distinguir entre dos tipos de reactores nucleares:
1- Los reactores de investigación, que usan los neutrones generados en el
proceso de fisión para producir radioisótopos o hacer estudios en materiales
2- Los reactores de potencia que utilizan el calor generado mediante el proceso de
fisión para producir electricidad, calefacción y sistemas de propulsión. Dentro de
los reactores de potencia, los más utilizados son los denominados “Reactor de
agua en ebullición” y “Reactor de agua a presión”.
La utilización de la energía nuclear genera una gran polémica entre sus
defensores y detractores, ya que a pesar de ser una forma limpia de generar
electricidad, que no emite gases que provoquen el efecto invernadero, es cara,
peligrosa y sus residuos altamente contaminantes a largo plazo. A finales del año
2009 el mundo produjo 377.750 MWe.
Como he mencionado anteriormente el planeta entero cada día demanda más
energía, la producción de petróleo, gas y carbón en el año 2009 del planeta
entero fue respectivamente: 3.820,5 Millones de tep, 2.696 Millones de tep y
3.408,6 Millones de tep, es así como cada nación hace sus mayores esfuerzos
para ser autosuficientes, o lograr alianzas con otros países. Es increíble imaginar
que hoy en día, en un solo año, la humanidad consume una cantidad de
combustibles fósiles que la naturaleza ha tardado un millón de años en producir.
La canasta energética varia cada año, pero lo seguro es que cada vez las fuentes
de energía no renovables van a ir disminuyendo su participación, pero no porque
sea pronto su fin, sino que es aquí donde entran a jugar un papel importante las
anergias alternativas, pues estas compensan el consumo de las fuentes
energéticas finitas. Ya que las ultimas investigaciones afirman que en el mundo las
reservas probadas de petróleo son de 181.7 Tep x 109 , de las reservas probadas
de gas son 1.687,41 Mtep y las de carbón ascienden a 826.001 Millones de
toneladas. El petróleo es el recurso que mas rápido se está agotando, poco a poco
como lo hemos podido presenciar el carbón y el gas natural aumentan su
consumo, para reemplazar el vacio dejado por el tan famoso en el siglo XX “oro
negro”. Lo seguro es que la superficie terrestre hay un universo por descubrir y por
ende va tener que pasar unos siglos más para que se acabe los recursos fósiles,
tiempo en el cual la humanidad debe unir esfuerzos para lograr avances
tecnológico y encontrar la manera de sustituir estos recursos no renovables. Lo
que hay que asegurar es que las energías alternativas es un medio para mitigar el
consumo del petróleo, gas y carbón y así hacer más duradera las reservas de
estos últimos. Claramente nunca las anergias “verdes” lograrían ocupar el espacio
de más del 80% en la canasta energética que es ocupada por las fuentes fósiles.
Estas reportaron el año pasado según la Agencia Internacional de Energía un
10,9% y la energía nuclear un 5,4 % en la matriz energética mundial.
A continuación presento el esquema de la canasta energética, y en ella el
porcentaje de cada fuente de energía consumida por el hombre:
ANEXOS
FUENTE: informe estadístico petrolero (IEP) expedido por la Asociación
Colombiana del Petróleo en el 2011
www.acp.com.co/assets/documents/asuntos%20economicos/IEP.xls
Formato de archivo: Microsoft Excel