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Gas de esquisto, un puente hacia más calentamiento global
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UXBRIDGE, Canadá, ene (IPS) - Cientos de miles de pozos para extraer gas de esquisto se perforan en Estados Unidos y Canadá liberando a la atmósfera grandes cantidades de metano, un potente contaminante, afirman nuevos estudios.
La producción de gas de esquisto genera entre 40 y 60 veces más emisiones de gases invernadero que el convencional, indicó Robert Howarth, de la Universidad Cornell, en el estado de Nueva York.
"A corto plazo también deja una huella de gas invernadero mayor que el petróleo o el carbón", apuntó Howarth, uno de los autores de "Venting and Leaking of Methane from Shale Gas Development" (Ventilación y filtración de metano por el desarrollo de gas de esquisto), que se publicará en la revista Climatic Change.
Este último estudio sigue a una controvertida investigación publicada por Howarth y sus colegas en abril de 2011 y que fue el primer análisis exhaustivo sobre emisiones de gases invernadero liberadas por la extracción de gas de esquisto mediante la fractura hidráulica.
El estudio mostró que cuando se perforan los pozos con esa técnica se filtran grandes cantidades de metano, lo que supone una significativa amenaza al clima global.
"Nos atenemos a la conclusión de nuestra investigación de 2011", remarcó Howarth.
La investigación socava la lógica del sector energético, según la cual el gas de esquisto es un "puente" hacia un futuro energético con pocas emisiones de dióxido de carbono (CO2).
Los argumentos se basan sobre el hecho de que el gas natural (principalmente metano) tiene la mitad de CO2 que el carbón, y cuando se quema para generar energía eléctrica es mucho más eficiente que este.
Pero esos beneficios quedan más que opacados por las filtraciones de metano tanto en el pozo, en el proceso de fractura, como en la entrega del gas y enviarlo al sistema de distribución.
Howarth y sus colegas estiman que entre 3,6 y 7,9 por ciento de todas las filtraciones derivadas de la obtención de gas de esquisto, llamadas "emisiones fugitivas", son peores que quemar petróleo o carbón.
El metano tiene 105 veces más potencial para recalentar la atmósfera que el dióxido de carbono en los primeros 20 años, tras lo cual pierde rápidamente esa capacidad.
Si se liberan grandes cantidades de metano mediante fractura hidráulica, lo que es altamente probable dado los cientos de miles de nuevas perforaciones previstas para las próximas dos décadas, las temperaturas globales podrían dispararse de los 0,8 grados actuales a 1,8 en los próximos 15 a 35 años, según Howarth, lo que podría desatar un periodo crítico con acontecimientos climáticos catastróficos.
"Nuestra principal preocupación es que las emisiones de metano de las próximas dos décadas harán que el sistema climático entero traspase un gran punto crítico", dijo a IPS.
Un estudio del Centro Nacional de Investigaciones Atmosféricas de Estados Unidos concluyó en septiembre de 2011 que las filtraciones de metano significan que el gas natural ofrece pocas ventajas respecto del carbón.
Aun si las filtraciones son de uno o dos por ciento, bastante menos que las estimadas por Howarth, sería apenas mejor que seguir quemando carbón, concluyó el estudio "Coal to gas: the influence of methane leakage" (Del carbón al gas: la influencia de las filtraciones de metano).
La fractura hidráulica implica cavar de forma vertical entre 500 y 3.000 metros en la roca de esquisto y luego de forma horizontal unos 1.000 metros o más a lo largo de la formación geológica.
Luego se bombean químicos y grandes cantidades de agua bajo tierra a una presión lo suficientemente fuerte para fracturar la roca, liberando el gas en la cañería.
Las primeras veces que se utilizó la fractura hidráulica fue en el sureño estado de Texas a principios de los años 90, pero fue en limitadas ocasiones. Pero las nuevas tecnologías desarrolladas en los últimos ocho años hicieron posible alcanzar depósitos de gas más profundos y ampliamente dispersos.
La Ley de Política Energética de 2005, del gobierno de George W. Bush (2001-2009), exoneró a la fractura hidráulica de la normativa prevista en la Ley de Agua Limpia, lo que allanó el camino a la fiebre del gas de esquisto.
En los últimos años, la producción de gas de esquisto creció 48 por ciento al año, según la Administración de Información de Energía de Estados Unidos.
Hay unas 400.000 perforaciones en territorio estadounidense y decenas de miles más previstas para el próximo año o dos. El público se preocupa cada vez más por la contaminación del agua y del aire, la escasez del recurso líquido, la perturbación del tejido social de barrios rurales y hasta por los terremotos.
El gobierno de Ohio dejó de utilizar la fractura hidráulica este mes en una parte del estado tras la asociación de una serie de sismos con la inyección de desperdicios bajo tierra.
La fractura hidráulica requiere inyectar entre 10 y 15 millones de litros de agua y 200.000 litros de químicos. Además, el resultante líquido residual suele estar demasiado contaminado para ser reutilizado, por lo que se bombea a lo más profundo de la tierra o se deja en estanques especiales.
La industria del gas niega que la técnica contamine acuíferos y perforaciones de agua potable, pese a las cientos de denuncias que hay desde hace años. Pero son pocas las investigaciones independientes al respecto.
Estudiosos de la Universidad Duke analizaron el año pasado 68 sitios donde se aplicó la fractura hidráulica y encontraron agua subterránea con concentraciones de metano 17 veces superiores a los pozos ubicados donde no se estaba usando esa técnica. Algunos niveles eran superiores a los de riesgo de la "acción inmediata".
La Agencia de Protección Ambiental de Estados Unidos comenzó el año pasado su primer estudio en profundidad sobre los riesgos de esa técnica para el agua potable. Los resultados preliminares divulgados a fines de 2011 mostraron que el líquido estaba contaminado con benceno, un conocido cancerígeno y uno de los químicos utilizados en la fractura hidráulica.
Desde una perspectiva climática, el gas de esquisto es ciertamente peor que el convencional, indicó Zeke Hausfather, especialista en energía de Efficiency 2.0, en Nueva York, que trabaja con compañías de electricidad.
Pero Hausfather cuestiona los resultados de Howarth sobre que el gas de esquisto es peor que el carbón, pues este último libera más dióxido de carbono y, mientras el metano se mantiene en la atmósfera solo una década, el CO2 permanece miles de años.
"Hay mucha incertidumbre respecto de la filtración de metano y la mayoría de las argumentaciones se basan en estimaciones", dijo Hausfather a IPS.
Frente a la fuerte resistencia de la industria, la Agencia de Protección Ambiental propuso normas que obliguen a capturar el metano cuando se complete la perforación. Son necesarias, pues las consideraciones económicas por sí solas no pudieron generar las reducciones necesarias, indicó Anthony Ingraffea, de la Universidad Cornell, y uno de los colaboradores de Howarth.
Pero conectar las filtraciones de metano al final de la producción, desde la boca del pozo a las tuberías de transmisión, las estaciones de compresión y las cañerías de distribución, de varias décadas de antigüedad, bajo las calles de ciudades y pueblos de Estados Unidos y Canadá, sería extraordinariamente caro, indicó Ingraffea.
"¿Se gastaría mejor el dinero en construir pequeñas redes de electricidad y usar otras tecnologías para avanzar hacia un futuro energético realmente verde?", preguntó (FIN/2012)
fuente: ipsnoticias.net Por Stephen Leahy
Tecnología neuquina para el petróleo se exporta a Mexico
foto/elcomahueonline.com.ar
“Vendimos el equipo y el know how”, dijo el socio de Grupo Oas
Un equipo que incorpora un novedoso sistema para “desparafinar” los pozos petroleros, desarrollado por una empresa del Parque Industrial local, será exportado en los próximos días a México. La Empresa vendió equipo y know how.
El sistema, según explicó una fuente vinculada a la empresa, fue concebido y fabricado por técnicos locales y se viene usando en la industria petrolera de la región y actua como cuando uno destapa una caneria por dentro.A modo de comparación explicó que con los pozos ocurre algo similar a lo que pasa con las arterias dañadas del organismo humano: se angostan perdiendo conductividad.
Lo novedoso del equipo local es que en lugar de usar petróleo o agua caliente para destapar las cañerías, incorpora el vapor.“Vendimos el equipo y el know how”, dijo el socio de Grupo Oas, Marcelo Viaggio quien dijo a Río Negro que la firma opera en la desparafinación con agua y petróleo caliente a presión en la industria petrolera de la cuenca neuquina.
Sostuvo que “innovamos con el vapor” y en la incorporación de mayor confort para el operario del equipo y por eso nos llamaron de México, al tiempo que estimó que el mes que viene viajará un grupo de técnicos de la empresa para poner en marcha el equipo en un yacimiento situado en plena selva mexicana.Viaggio señaló que “supimos interpretar la necesidad de las empresas y los operarios y por eso tenemos la flexibilidad para realizar modificaciones”. Dijo que en agosto del año pasado, técnicos de una empresa que es contratista de Pemex viajaron a Neuquén para conocer in situ el funcionamiento del equipo y allí se pudo concretar el negocio.
“Desde el Parque Industrial de Neuquén estamos exportando tecnología al país que está al lado del país más importante del mundo y principal generador de todo el equipamiento petrolero”, dijo orgulloso Viaggio. El equipo que se venderá será móvil para trabajar en un área donde hay diez o doce pozos, de los 5.000 que posee el país centroamericano. El nombre del equipo es Hot Water Oil Steam que es fabricado íntegramente en la planta que posee en el PIN. El equipo permite aligerar la producción mediante la inyección de vapor, limpieza de equipos de tubing, equipos piletas y lineas de conducción y también dosificar productos químicos.
A diferencia de otros equipos que son separados, éste es un módulo compacto y automatizado que genera vapor, calienta agua, calienta petróleo, dosifica químicos, y los bombea en forma independiente o simultánea a alta presión y caudal, con o sin temperatura.
Otro derrame petrolero en Medanitos
foto/RioNegro.com.ar
Desde YPF aseguraron que los superficiarios no los dejaron entrar a reparar la pérdida.
La empresa YPF dijo que sería un sabotaje de los superficiarios que tienen parada la planta
Un significativo derrame de petróleo en el yacimiento Medanitos se registró durante la noche del jueves.
Desde la empresa YPF -que opera en lugar- dijeron que se habría tratado de un sabotaje ocasionado por los superficiarios que mantienen parada la planta, desde el pasado 23 de diciembre, a causa de un conflicto que se inició a raíz del pedido de la remediación ambiental en el lugar.
El derrame, según se informó, se produjo por varias pinchaduras en un oleoducto, lo que ocasionó que el petróleo comenzara a brotar y se extendiera por más de 200 metros a lo largo; como así también logró alcanzar más de 100 metros hacia cada uno de sus lados quedando como muestra la tierra ennegrecida por líquido espeso que traspasó la superficie.
A raíz de este hecho, los superficiarios -descendientes de Bibiana García- permitieron el acceso a las empresas TCB, RA Servicios, Astra y Mapu-Co que comenzaron a reparar el caño y a limpiar los sectores afectados por el derrame.
Excavando a pala
A punta de pico y pala, durante la mañana de ayer se pudo ver a operarios de Mapu-Co excavando pozos desde 30 a 60 centímetros de profundidad, conteniendo los residuos y en algunos casos, aún quedaban lamparones con líquido; en tanto, las máquinas cavaban las áreas más gruesas y la tierra contaminada era depositada en un camión de la petrolera TCB.
Si bien la empresa sostuvo que se habría tratado de un sabotaje, los propietarios del campo dijeron que “el campo está atravesado por caños de más de 40 años” y tal como pudo verse, los mismos están altamente corroídos, por lo que se colocó grampas en los tramos más dañados.
Los superficiarios -que acampan en el lugar desde el 23 de diciembre- manifestaron que “el jueves a la noche empezamos a escuchar un ruido extraño que parecía provenir de la tierra, como si se tratara de borbotones de agua en ebullición” y tras recorrer la zona, llamaron a la empresa para avisar lo sucedido, “pero no nos atendieron”, dijo una de las manifestantes en el lugar donde está el desperfecto.
Sin embargo, la petrolera no hizo referencia a ningún llamado y sostuvo su preocupación por lo sucedido y la urgencia de comenzar a realizar las tareas de remediación de la manera más urgente posible.
Vale destacar, que días pasado en el mismo yacimiento, la caída de un rayo afectó a la estación transformadora hecho que se sostuvo por cuatro días ya que el personal de YPF no habría tenido el permiso por parte de los superficiarios para ingresar al lugar a reparar el desperfecto.
El acontecimiento alertó a la petrolera ya que en eso de tener la planta paralizada significaba el desabastecimiento de crudo en áreas de Catriel y 25 de Mayo, situación que dio inicio al instancia de diálogo.
fuente: www.rionegro.com.ar
Bolivia: falta de pericia retrasa explotación de litio
foto/www.scidev.net
El Salar de Uyuni, en Bolivia, concentra alrededor de 40 por ciento de las reservas mundiales de litio
[LA PAZ, BOLIVIA] Los retrasos en los esfuerzos de Bolivia por capitalizar sus ricas reservas de litio están siendo en parte atribuidos a la falta de experiencia científica en la materia dentro del país.
La fuerte demanda mundial de carbonato de litio para baterías recargables de teléfonos celulares y computadoras portátiles ha triplicado su precio en menos de una década hasta alcanzar unos US$ 6.000 por tonelada.
Pero una planta piloto prevista para comenzar a producir carbonato de litio con fines de investigación en 2009 ha sido aplazada hasta mayo de 2012. Y la primera planta para industrializar la producción de litio —que originalmente se esperaba que comenzara a producir baterías de litio en 2014— ha sido retrasada hasta fines de 2015.
Luis Alberto Echazú, gerente de recursos evaporíticos de la estatal Corporación Minera Boliviana (Comibol), dijo a los medios locales el mes pasado (17 de enero) que ha habido retrasos en la firma de contratos, así como también desafíos técnicos, sociales y ambientales que explican los retrasos.
Pero algunos expertos también culpan a la falta de experiencia científica, y a la lenta respuesta de las universidades para hacer frente a las necesidades científicas del país.
Argentina, Bolivia y Chile tienen alrededor de 85 por ciento de las reservas mundiales conocidas de litio.
Bolivia tiene la mitad de ellas, principalmente en el Salar de Uyuni, pero no está logrando capitalizarlas, a pesar de que el gobierno boliviano emitió un decreto en 2008 para promover la explotación industrial de litio.
José Bustillos, director de investigación y desarrollo de la Gerencia Nacional de Recursos Evaporíticos (GNRE), dijo a SciDev.Net que se ha hecho un importante progreso desde entonces.
“GNRE se creó para desarrollar tecnología que permita obtener elementos de mayor valor agregado del Salar de Uyuni, se implementó un laboratorio de vanguardia para analizar salmueras y cristales, se formó un comité científico, y se construyó una plata piloto para la producción de carbonato de litio”, dijo.
Pero los críticos señalan que la producción aún no ha comenzado, ni siquiera en la planta piloto, a pesar del decreto de 2008 que comprometía al país comenzar a producir 40 toneladas mensuales de carbonato en un plazo de 18 meses.
Juan Carlos Zuleta, analista independiente, dijo a SciDev.Net que Bolivia carece de las condiciones científicas y tecnológicas necesarias para industrializar la producción de litio.
Las características climáticas, geológicas y químicas de Uyuni han dado lugar a elevados costos de producción, agregó. Las concentraciones de litio en la salmuera de Uyuni equivalen a una sexta parte de las que existen en el desierto de Atacama en Chile, por ejemplo, y el salar boliviano está sujeto a inundaciones estacionales.
Estos problemas requieren procesos innovadores de extracción, pero Bolivia carece de experiencia en explotación, extracción y procesamiento de esos minerales, explicó Zuleta, quien culpa a las universidades por no satisfacer las necesidades científicas del país.
Pedro Crespo, viceministro de Ciencia y Tecnología, admitió que el desmantelamiento del Instituto Minero Metalúrgico en 1985 condujo a una escasez de expertos en minería. “No se ha formado gente”, dijo a SciDev.Net, e instó a las universidades a aunar esfuerzos con el gobierno para contribuir a la capacitación en el sector minero.
Enrique Velazco, director ejecutivo de la Fundación INASET (Instituto de Asistencia Social, Económica y Tecnológica para la Industria), dijo a SciDev.Net que Bolivia necesitará mejores estrategias tecnológicas y geopolíticas si quiere transformarse en un jugador importante en el mercado mundial del litio.
“Parece que tenemos deficiencias importantes, no solo en recursos humanos calificados, sino también en acceso a la tecnología”, señaló Velazco.
fuente: scidev.net
CONSUMO RECORD HISTORICO
viernes, 17 de febrero de 2012
foto/www.msal.gov.ar
El miércoles se superó un nuevo tope histórico en la demanda de energía, al alcanzar los 21.949 megavatios.
La demanda del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) registró en enero una suba interanual de 5,5 por ciento y fue el mes en el que más energía eléctrica se consumió en la historia, superando el anterior record que se había registrado en julio pasado. Y la demanda de potencia registró, en promedio, un incremento de 8 por ciento. Así lo informó la Fundación para el Desarrollo Eléctrico (Fundelec), que indicó que también hubo record de consumo de potencia tanto en enero como durante los primeros días de febrero. Según el Ministerio de Planificación, ayer se superó un nuevo tope histórico en la demanda de energía, al alcanzar los 21.949 megavatios.
El término energía se refiere a la cantidad de electricidad requerida a lo largo de un día o semana, mientras que la potencia alude a la demanda de electricidad en un momento determinado. En enero, la demanda neta total del MEM fue de 10.793,2 gigavatios por hora (GWh), mientras que en el mismo período de 2011 había sido de 10.231 GWh. Es decir que hubo una suba interanual de 5,5 por ciento.
De este modo, enero quedó como el mes de mayor consumo eléctrico de la historia, por delante de julio de 2011 (10.562,6 GWh), agosto de 2011 (10.311,6 GWh) y enero de ese mismo año (10.231 GWh), los otros períodos donde se habían registrado marcas históricas. En lo referido a la comparación intermensual, la suba fue de 6,9 por ciento en comparación con el registro de diciembre de 2011.
Pero febrero no se queda atrás. El Ministerio de Planificación informó que anteayer se alcanzaron los 21.949 megavatios registrados a las 15.10. Este resultado superó al anterior, que había sido alcanzado el pasado 7 de febrero (21.907 megavatios). Según la cartera que conduce Julio De Vido, el sistema se encuentra operando normalmente con más de 2500 megavatios de reserva, “ya que desde 2003 la capacidad instalada aumentó más del 40 por ciento, es decir 7500 megavatios”.
Durante el primer mes del año, salvo Chubut, que utilizó más autogeneración, todas las empresas o provincias marcaron subas de sus requerimientos al MEM. Las principales fueron Santiago del Estero, que tuvo una suba de 22 por ciento, seguido por Jujuy (19 por ciento), San Juan (16 por ciento), San Luis (15 por ciento), Tucumán (15 por ciento), La Pampa (14 por ciento) y Mendoza (12 por ciento).
En relación con la demanda de potencia, enero de 2012 tuvo, en promedio, picos que fueron 8 por ciento mayores a los consumos de potencia del mismo período que 2011 y un 9,7 por ciento mayor a los de 2009.
Según Fudenlec, la matriz de generación eléctrica estuvo dada por el aporte hidroeléctrico en un 25,4 por ciento de la demanda, el nuclear 5,3 por ciento, y las generadoras de fuentes alternativas (eólicas y fotovoltaicas) aportaron un 0,03 por ciento. El resto fue a partir del gas.
fuente: www.pagina12.com.ar
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