Mostrando las entradas con la etiqueta lutitas. Mostrar todas las entradas
Mostrando las entradas con la etiqueta lutitas. Mostrar todas las entradas

lunes, diciembre 04, 2023

La Energía Geotérmica, para desarrollarse, acude a la Ingeniería de Petróleo

 

Por: Nelson Hernández

 

Para dar soluciones, técnica y económicamente viables, a la búsqueda de fuentes energéticas no emisoras de CO2, para construir una matriz energética global que contrarreste el cambio climático, se exploran diferentes vías para su concreción.

En esta expedición han tenido, hasta ahora, mayor desarrollo las fuentes energéticas solar y eólica. Quizás porque la tienen todos los países y son visibles. Pero hay una fuente, que siendo abundante y de existencia en todo el planeta, ha sido si se quiere ignorada: La ENERGIA GEOTERMICA.

 

Cuadro de texto: La energía geotérmica es una energía renovable que se obtiene mediante el aprovechamiento del calor del interior de la Tierra que se transmite a través de los cuerpos de roca o piedras calientes o conducción y convección, donde se suscitan procesos de interacción de agua subterránea y rocas, dando origen a los sistemas geotérmicos.
El término «geotérmico» viene del idioma griego: griego geo («Tierra»), y thermos («calor»); literalmente «calor de la Tierra». El interior de la Tierra está caliente y la temperatura aumenta con la profundidad. Las capas profundas están a temperaturas elevadas y, a menudo, a esa profundidad hay capas freáticas en las que se calienta el agua: al ascender, el agua caliente o el vapor producen manifestaciones en la superficie, como los géiseres o las aguas termales, utilizadas para baños desde la antigüedad. (Fuente: Wikipedia)









Ahora bien, todos los países tienen energía geotérmica, siendo su limitación económica de aprovechamiento:

  • La profundidad a la que se encuentra el magma y/o rocas con altas temperaturas. A mayor profundidad mayor costo económico.
  • Resistencia de los materiales para perforar el pozo, porque se deterioran con las altas temperaturas. Quaise Energy,  ha desarrollado un nuevo sistema de perforación que permite cavar hasta 20 Km mediante el uso de la tecnología llamada girotrones. Son unos tubos de vacío que emiten radiación de microondas de alta frecuencia y alta potencia.
  • El volumen de agua caliente (o vapor) obtenido del pozo. A mayor volumen y mayor temperatura, la economía de la geotérmica se hace más viable.

 



 

Las plantas de energía geotérmica consisten en circular agua a través de rocas calientes en las profundidades del subsuelo, y luego convertir la energía contenida en el agua caliente en electricidad en la superficie, al mover una turbina (generador) a vapor. En otras palabras, es el principio de las plantas termoeléctricas a vapor, el cual es obtenido mediante la quema de un combustible para calentar o convertir el agua en vapor.

 

Hasta ahora, solo había sido posible construir plantas geotérmicas económicas en regiones donde la roca caliente, porosa y permeable se encontraba a profundidades relativamente bajas.

 

Sin embargo, la tecnología siempre mejora lo existente, y esto es lo que ha logrado la empresa Fervo Energy,  al desarrollar proyectos geotérmicos novedosos para la entrega de energía libre de carbono, las 24 horas del día y los 7 días a la semana.

 

Para esos proyectos novedosos, FervoEnergy tomo para si las tecnologías del fracturamiento (fracking) y de perforación horizontal propias de la ingeniería de petróleo, y  utilizada recientemente en el desarrollo de las lutitas en los Estados Unidos, y que le ha permitido a ese país ser el primer productor mundial de petróleo.

 

Esta tecnología en la geotermia, lo que hace es fracturar la roca para incrementar la permeabilidad. Hay una diferencia importante con la aplicada a las lutitas, es que en la geotermia no se extrae fluidos (… se extrae es calor, utilizado como medio el agua), por lo cual se elimina (o se minimiza), si es el caso, los micros sismos que podrian originarse.

 

El uso de la perforación horizontal (hasta 1 Km), conlleva a mayor área de contacto del agua con el subsuelo caliente, traduciéndose en una mayor productividad de agua caliente por pozo, lo cual mejora marcadamente la economía de la planta eléctrica con base geotérmica.

 

Otro aspecto a resaltar, es que el ciclo agua – vapor – electricidad es cerrado. Es decir, el vapor de agua, luego de mover la turbina de generación eléctrica, es condensado y regresado al pozo para calentarla nuevamente, por lo que el reemplazo del agua gastada (o perdida) es mínimo.

 

De igual manera, las plantas carboeléctricas pueden tener una vida útil más prolongada, ya que la parte de generación de vapor seria eliminada (quema de combustible) y se le suministraría vapor producido geotérmicamente. Esta opción se debe a que con la metodología de FervoEnergy en cualquier lugar del mundo puede aprovecharse el potencial geotérmico, y lo único necesario seria perforar pozo o pozos en el área o superficie donde está instalada la carboeléctrica.

 

Google y FervoEnergy han unido esfuerzo para construir la primera planta piloto comercial de geotérmica en el estado de Nevada, USA. Esta planta en operación con una capacidad de 3.4 MW, permite a Google utilizar energía verde para alimentar sus centro de datos y oficinas, cumpliendo así su compromiso de utilizar energía libre de carbono en el 2030.

 

La extensión de la tecnología FervoEnergy a nivel mundial proporcionaría una fuente energética no emisora de CO2, ilimitada y no intermitente obteniéndose un costo reducido de la generación  eléctrica. Esto contribuye a eliminar la necesidad de combustibles fósiles en dicha generacion. Además, todos los países podrían incrementar su seguridad energética al generar energía con solar, eólica y geotérmica, por ser fuentes autóctonas. Esta última podría ayudar a eliminar la condición intermitente de la solar y eólica.

 

Finalmente, la energía geotérmica permitiría a la humanidad continuar su evolución sin generar CO2. Estimaciones indican que se podría alimentar la civilización durante 20 millones de años con solo utilizar el 0.1 % del calor de la tierra.

jueves, febrero 16, 2017

FRACKING



Fracking




Para enfrentar la caída del petróleo los países de la OPEP aplicaron a partir de 1982 recortes de su producción de petróleo. El objetivo era que al reducir la oferta los precios subieran.
Aquella medida, que ha debido ser excepcional, se transformó en una práctica usual de la organización.
No previó la OPEP que mientras más alto fuese el precio del petróleo y más inseguro su suministro, los países desarrollados buscarían alternativas. Tales alternativas tomaron tres vías complementarias: 1) Ahorro energético (todos los equipos y automóviles consumen hoy menos). 2) Agentes energéticos alternos (energía eólica, solar, autos eléctricos, etc.). 3) Nuevas tecnologías para producir hidrocarburos fuera de la OPEP.
En esta ocasión nos referiremos a esa tercera vía.
En Estados Unidos se ha desarrollado una tecnología conocida como “fracking” que permite extraer hidrocarburos, antes inaccesibles, de un tipo de rocas denominadas “lutitas petrolíferas” (Shale oil). Se trata de petróleo y gas atrapados en los poros y las capas de esas rocas y que no pueden extraerse por vías convencionales.
Consiste el “fracking” en provocar la fractura de las “lutitas petrolíferas” en el subsuelo, vía una fuerte presión hidráulica, inyectando en el yacimiento agua, arena y algunas substancias químicas. Al fracturarse, liberan grandes cantidades de hidrocarburos.
Las reservas de este tipo de hidrocarburos son tan abundantes en todo el mundo que han conducido a un cambio estructural en los mercados petroleros donde ha desaparecido el temor a la escasez que prevalecía.
Estados Unidos tiene las mayores reservas. También existen en Argentina, en toda Europa y en China. En Israel encontraron un yacimiento gigante de gas de lutitas (Shale gas) al cual han dado el nombre de Leviatán.
Debido al “fracking” la producción petrolera de Estados Unidos aumentó vertiginosamente –a razón de 1 millón de b/d por año– con lo cual ese país alcanzó una producción del orden de 8,98 millones de b/d y se transformó en el segundo mayor productor después de Arabia Saudita. Tal situación, sumada a una economía mundial débil, condujo a la aparición de excedentes de oferta petrolera y, por tanto, a una caída de los precios del petróleo.
La caída de los precios desestimuló temporalmente las inversiones en “fracking”. Pero recientemente la OPEP y algunos productores no OPEP, convinieron en resucitar la política de recortes petroleros para propiciar un aumento de sus precios. En conjunto convinieron en recortar en 1,8 millones de barriles diarios la producción.
Los precios reaccionaron, pero no al nivel que algunos esperaban. Específicamente la cesta venezolana, que el gobierno pregonaba sobrepasaría los 70 dólares, apenas ha superado los 45.
El mayor beneficiado parece ser Estados Unidos. Las inversiones en Shale oil que se habían estancado están reaccionando con vigor y el número de taladros destinados a esta actividad ha aumentando rápidamente, esperándose que la producción de Estados Unidos se eleve hasta 9,6 millones, su mayor nivel desde 1970. De hecho, uno de los mayores obstáculos en el desarrollo de “fracking” (aparte del impacto ambiental) eran sus mayores costos; sin embargo la curva de aprendizaje de esta tecnología ha conducido a un fuerte descenso en el costo por barril y también a reducir el daño ambiental.
Entre 2013 y 2016 el costo en boca de pozo en los mayores yacimientos de Shale oil en Estados Unidos cayó vertiginosamente. Veamos lo ocurrido en esas cuencas: en Eagle Ford (Texas), Bakken (Dakota del Norte), Niobrara (Colorado y Wyoming), Permian Delawere (Texas) y Permian Midland (Texas) el costo se ha venido reduciendo desde un máximo cercano a los 100 dólares por barril en 2013 hasta un promedio que oscila hoy alrededor de los 35 dólares. Si esta tendencia se mantiene, pronto veremos costos del orden de los 25 dólares por barril.
Más aún, recientemente el US Geological Service (USGS) anunció el descubrimiento del mayor yacimiento de petróleo de lutitas en Estados Unidos –el Midland Wolfcamp en Texas– cuyas reservas se calculan en unos 20.000 millones de barriles de petróleo y 16 billones de pies cúbicos de gas natural.
A lo anterior hay que agregar las medidas que viene anunciando el nuevo presidente de Estados Unidos –Donald Trump– en el sentido de promover la autosuficiencia energética mediante estímulos fiscales al “fracking”, además de la construcción del oleoducto Keystone que llevaría unos 800.000 b/d de crudo desde Canadá hasta el golfo de México.
¿Y Venezuela?
Mientras lo anterior ocurre en Estados Unidos, en Venezuela el costo de producción por barril se ha incrementado considerablemente. Aunque la falta de transparencia no permite disponer de cifras oficiales, algunos especialistas calculan que el costo de producción puede oscilar alrededor de los 18 dólares por barril, siendo más económico el petróleo convencional y más costoso el de la faja.
Venezuela debería estar preparándose para enfrentar el reto que le plantea el “fracking”. Pero ¿qué está haciendo al respecto nuestro gobierno? La respuesta es desalentadora. Sumido en un dogmatismo apabullante, el régimen continúa con su palabrería hueca evidenciando su incapacidad para manejar la situación.
Si los temas que ocupan la cabeza de los burócratas de Pdvsa tienen que ver con el “equilibrio del Universo”, “la paz planetaria” y “la creación de un mundo multicéntrico y pluripolar”, no me extraña que no tengan tiempo para ocuparse de cosas tan banales como el mantenimiento de nuestras refinerías y oleoductos y la progresiva destrucción de Pdvsa y Citgo.
Veamos algunos de los grandilocuentes lineamientos estratégicos trazados por la Asamblea de Pdvsa para enfrentar nuestro futuro petrolero:
“Continuar construyendo el socialismo bolivariano del siglo XXI, en Venezuela, como alternativa al sistema destructivo y salvaje del capitalismo” (pág. 292).
“Convertir a Venezuela en un país potencia en lo social, lo económico y lo político dentro de la gran potencia naciente de América Latina y el Caribe, que garanticen la conformación de una zona de paz en nuestra América” (pág. 294).
“Contribuir al desarrollo de una nueva geopolítica internacional en la cual tome cuerpo un mundo multicéntrico y pluripolar que permita lograr el equilibrio del Universo y garantizar la paz planetaria” (pág. 299).
El documento entero es un entramado de monsergas dogmáticas que muy poco tiene que ver con los lineamientos estratégicos que deberían servir  para enfrentar el reto concreto de los dramáticos cambios que se están presentando en los mercados petroleros.

sábado, marzo 16, 2013

Nuevas Tendencias en el Sector Hidrocarburos

Stephanie Osuna
Una nueva alternativa al gas convencional se presenta en el sector de hidrocarburos, pudiendo generar grandes beneficios a aquellos países que por tradición han sido importadores de gas y petróleo. 
El panorama de los combustibles fósiles, tales como el petróleo, el carbón y el gas natural, ha ido presentando cambios en los últimos tiempos, ya que poco a poco han surgido nuevas alternativas que pudiesen, de cierta manera, sustituirlos.
Venezuela, como bien se sabe, se ha caracterizado por ser un país rico en petróleo y uno de los principales exportadores de crudo. Por otro lado, hay países que son tradicionalmente importadores de hidrocarburos pero que, gracias al reciente auge que ha tenido el gas de esquisto o shale gas, se han vuelto más independientes en este sector. 
El gas de esquisto, es una nueva opción que se diferencia del gas convencional por su ubicación, profundidad y técnicas extractivas, el cual se ha ido descubriendo en algunos países que no poseen reservas de crudo o gas tradicional y que podrían generar un cambio en su economía, pues esto podría reducir la dependencia energética que han tenido de otros países.
Según algunos expertos en el tema, las reservas probadas de gas convencional alcanzan unos 187 billones de metros cúbicos y se encuentran en Rusia, Irán, Qatar, Arabia Saudita y Turkmenistán. Por su parte, se pudo dar a conocer que el shail gas recuperable se encontró en 32 países, lo cual duplica la disponibilidad de gas para el consumo. Entre algunos de los países que son mayores productores de este hidrocarburo se encuentran China, Estados Unidos, Argentina, México, Sudáfrica Australia, entre otros.
Esta fuente de combustible de energía se encuentra en el interior de una roca sedimentaria porosa denominada esquisto. El procedimiento más conocido para extraerlo es el fracking o fractura hidráulica y se aplica perforando la tierra y abriendo grietas en las formaciones rocosas que lo almacenan, seguidamente se inyecta agua con arena a una elevada presión en conjunto con otra serie de químicos y luego de la extracción del gas, la presión acumulada se libera y se devuelve el líquido a la superficie. 
Otra técnica para extraer el shale gas es la perforación horizontal que permite realizar pozos de mil a 3 mil metros de sección horizontal, a lo largo de la cual se crean diversas fracturas. Este método permite una optimización de los costos a la vez que se minimiza la huella en la superficie y de igual manera proporciona un contacto más amplio del pozo con la capa donde se encuentra el gas. 
Es importante destacar que independientemente de las técnicas utilizadas para la extracción del gas de esquisto, se deben tomar en cuenta todas las precauciones y cautelas ambientales necesarias para reducir el gasto de recursos así como los efectos dañinos que se puedan producir como movimientos sísmicos, contaminación de las aguas o perjuicios al paisaje.
De este modo, para que esta industria sea sostenible en cuanto a ecología se trata, es necesario aislar los pozos del subsuelo y los acuíferos por medio de una barrera protectora de acero y cemento, así se almacena el agua de retorno hasta su tratamiento y reutilización. Asimismo, la selección de los terrenos a explorar debe excluir áreas protegidas, parques naturales, cultivos permanentes, poblaciones y cualquier espacio que requiera modificaciones considerables de los accesos. 
En el caso de Europa, las legislaciones de protección ambiental son una de las más confiables del mundo, pues incluyen estudios de impacto ambiental. 
El desarrollo de shale gas en Norteamérica, está entusiasmando a otros países a evaluar sus recursos de gas no convencional, ya que esta innovación ha permitido que Estados Unidos considere la posibilidad de iniciar su autosuficiencia energética, pues ha pasado de representar del 1% de la producción doméstica en el año 2000, al 20% en el año 2010. Canadá, igualmente ha presentado una gran evolución en este sector, es por esto que ambos países ya se han propuesto numerosos proyectos de exportación de gas. 
En el caso de Europa, los principales yacimientos están ubicados en Polonia y Francia, y en Cantabria y País Vasco se están realizando algunas exploraciones. Igualmente, en Sudamérica, Argentina, Brasil y Chile poseen grandes depósitos de gas de esquisto y Uruguay y Paraguay también podrían pasar de ser importadores a productores de este recurso. 
En términos generales, el gas de esquisto podría ofrecer una importante independencia a los países que actualmente son importadores de hidrocarburos. Es un recurso que traerá beneficios económicos, pero que, como se mencionó anteriormente, por los posibles riesgos ambientales que traen consigo, es de suma importancia que las compañías del sector tomen en cuenta todas las medidas que preserven el medio ambiente.

martes, diciembre 04, 2012

Consumo de agua en la explotación del gas de lutitas (shale gas)



 Nelson Hernandez

La explotación de los hidrocarburos provenientes de formaciones de lutitas ha tenido que vencer los cuestionamientos en cuanto al uso del agua en el fracturamiento hidráulico, y la contaminación de los acuíferos por hidrocarburos. A los momentos, ambas problemáticas han sido superadas.

La contaminación de acuíferos se elimino mediante la instalación de tubería (casing) para aislar el acuífero atravesado por la perforación. Estos acuíferos que surten de agua a particulares y poblaciones (municipios), se encuentran generalmente a profundidades no mayores a 150 metros. Mientras que los yacimientos de lutitas están a profundidades no menores de 500 metros.

Por otra parte, el agua y la energía son interdependientes. El agua es esencial en el desarrollo de los recursos energéticos. A la inversa los recursos energéticos son necesarios para la producción, procesamiento, distribución y uso de los recursos hídricos.

El agua utilizada en la perforación de un pozo profundo para extraer gas de lutitas está entre 65000 y 600000 litros. Esta agua no es reutilizada.

El agua utilizada en la fracturación hidráulica, donde una mezcla de agua y arena se inyecta  en las profundidades del yacimiento a alta presión para crear pequeñas grietas en las lutitas y permitir que el gas fluya hacia la superficie. Un pozo horizontal promedio requiere 4.5 millones de galones de agua. Es de señalar que esta agua se utiliza una sola vez, es decir, no es recurrente en la producción de gas.

 La grafica anterior muestra el requerimiento de agua para varias fuentes de energía. Nótese que el gas de lutitas es el de menor cantidad[1], entre 0.84 y 3.7 galones por MMBTU.

Para efecto de dimensionar ciertos valores, veamos que significan 5 millones de galones de agua:
·         Es lo que consume la ciudad de Nueva York en 7 minutos
·         Lo utilizado por una planta termoeléctrica de 1000 MW con base a carbón en 2 horas de operación
·         El agua para regar por 25 días un campo de golf
·         El agua para regar 7.5 hectáreas de maíz en una temporada



































[1] Los parámetros promedios de un pozo de gas de lutitas son los siguientes: Tiempo de vida de 20 años. Producción diaria de gas 1 millón de pies cúbicos (164 BPE).  4.5 millones de galones de agua utilizada en el fracturamiento. Consumo de agua de 2.31 litros por millón de BTU.


Los mas leidos