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

6

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

ESTADÍSTICAS DE PRODUCCIÓN DE CRUDO 2011

Fuente: Ministerio de Minas y Energía

ESTADÍSTICAS DE PRODUCCIÓN DE GAS 2011

Fuente: Ministerio de Minas y Energía

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