jueves, julio 14, 2011

Hidratos de gas: ¿Un sustituto del petroleo?

Parecen trozos de hielo, pero echan a arder al acercarles una llama. Se ocultan bajo el suelo marino junto a los litorales continentales, se llaman hidratos de gas, y “pueden convertirse en una de las principales fuentes de energía si se desarrollan técnicas económicamente rentables para extraer su metano”, según el Departamento de Interior norteamericano.

Los hidratos de gas son probablemente una de las principales reservas de hidrocarburos que quedarán disponibles a largo plazo. El más común de estos compuesto, es el hidrato de metano. Su estructura es bien curiosa: 20 moléculas de agua se disponen en los 20 vértices de un dodecaedro, formando una auténtica jaula que atrapa a una molécula de metano. Es una especie de hielo que ocupa los poros de los sedimentos oceánicos, y sólo es estable a profundidades de más de 500 metros (de agua).

Los científicos calculan que los hidratos de gas del planeta contienen más de 10 billones de toneladas de carbono (en forma de metano), entre el doble y el triple que la reserva mundial de combustibles fósiles (donde el carbono está en forma de petróleo, carbón y gas natural). En rigor, los hidratos de gas son también combustibles fósiles, porque su metano proviene de la actividad de antiguas bacterias.

Los depósitos de esta posible fuente energética están repartidos por los sedimentos oceánicos de los litorales continentales -a veces enterrados 1.000 metros bajo el suelo marino-, y también en las regiones polares.

“El principal problema para la utilización industrial de los hidratos de gas es que ocurren como menas finamente dispersas por los sedimentos del suelo oceánico”, dice a EL PAÍS Martin Hovland, investigador de la petrolera de origen noruego Statoil. “Es sabido lo difícil que resulta extraer menas dispersas de tierra firme, por ejemplo en las minas abiertas de oro y cobre. Si uno tiene que procesar grandes cantidades de sedimentos en aguas profundas, el gasto energético no compensa realmente”. “Por lo tanto”, prosigue Hovland, “mi opinión es que los hidratos de gas seguirán siendo una destacada oportunidad de investigación para los científicos académicos durante mucho tiempo. Del mismo modo, hay un montón de oro y aluminio en este planeta, pero cuesta demasiada energía extraerlo y refinarlo”.

A finales de la década pasada, investigadores de la Universidad de Moscú y el Instituto Tecnológico Geominero de España, a bordo de un buque oceanográfico ruso, descubrieron abundantes depósitos de hidratos de metano en el golfo de Cádiz, a una profundidad de 900 metros. Repsol tiene plataformas en la zona, pero a sólo 100 metros de profundidad. A estos depósitos se unen ahora los recién descubiertos bajo el suelo del mar de Alborán.

Los hidratos de gas pueden liberar al mar grandes burbujas de metano (a veces llamadas volcanes de fango), lo que les ha procurado una publicidad no solicitada. “Las burbujas de metano procedentes del suelo oceánico”, anunció en 2003 el servicio de noticias del Discovery Channel, “pueden ser responsables de los misteriosos naufragios en el Triángulo de las Bermudas, según ha confirmado una investigación australiana”.

Es cierto que las aguas del sureste de Estados Unidos, que forman el vértice occidental del Triángulo de las Bermudas, son particularmente ricas en sedimentos con hidratos de gas. Pero, cuando salieron de allí las burbujas de metano capaces de causar naufragios, “el barco más avanzado técnicamente era un tronco de árbol hueco”, como señala Dillon.

Las burbujas de metano, en cualquier caso, tienen interés para los científicos del clima, porque el efecto invernadero del metano supera en 21 veces al del dióxido de carbono. Y los hidratos de gas almacenan una cantidad de metano 3.000 veces mayor que el disuelto en la atmósfera. Los futuros métodos de extracción, por tanto, deberán poner un especial cuidado en evitar fugas a la atmósfera.

Los hidratos de gas se conocían como curiosidades académicas desde el siglo XIX, aunque no recibieron la atención de la industria hasta los años treinta, cuando se comprobó que causaban atascos en las conducciones de gas natural, que por entonces empezaban a extenderse a latitudes relativamente frías. La capacidad del agua para congelarse en jaulas dodecaédricas por encima de los 0ºC fue conocida originalmente como un engorro para la industria energética. Pero esa misma capacidad puede convertirse en el petróleo del futuro.

Derrames de petróleo en costa noreste de China afectan calidad de agua

Las autoridades marítimas de China dijeron el día 12 que dos derrames de petróleo ocurridos cerca de la costa noreste del país en el último mes afectaron negativamente la calidad del agua en una "amplia área marítima", además contaminaron gravemente 840 kilómetros cuadrados de zonas marinas.

Una área de 3.400 kilómetros cuadrados en la Bahía Bohai de China resultó afectada por derrames, y la calidad del agua en la zona se desplomó del nivel I a los niveles III y IV, anunció hoy la Oficina del Mar del Norte de China de la Administración Estatal Oceánica (AEO), en un comunicado de prensa.

Los derrames petroleros, ocurridos en el yacimiento petrolero Penglai 19-3 en la bahía, también han contaminado severamente 840 kilómetros de áreas marítimas en la bahía. Esto provocó que la calidad del agua en el área llegara a sus niveles más bajos. Se ha detectado petróleo derramado en muestras de sedimento tomadas de áreas cercanas al yacimiento petrolero, indica el comunicado de prensa.

El yacimiento petrolero alberga plataformas operadas por ConocoPhillips China (COPC), subsidiaria del gigante industrial estadounidense ConocoPhillips, por un acuerdo de desarrollo conjunto con la Corporación Nacional de Petróleo Submarino (CNOOC), el mayor productor de petróleo marítimo de China.

El primer derrame petrolero fue reportado a la Oficina del Mar del Norte de China de la AEO por ConocoPhillips el 4 de junio, y el segundo derrame se reportó el 17 de junio. Las filtraciones fueron controladas para el 19 y el 21 de junio, respectivamente.

La AEO dijo que COPC será multada con 200.000 yuanes (30.770 dólares USA) por los derrames de hidrocarburo.

Además, hoy ocurrió otro derrame petrolero a la 1:30 horas en el yacimiento petrolero Suizhong 36-1 de CNOOC, también ubicado en la Bahía Bohai. El derrame fue causado por una avería en el sistema de control de la plataforma central del yacimiento petrolero, de acuerdo con un informe presentado por la oficina de CNOOC en Tianjin citado en un comunicado de la AEO.

Se calcula que entre 0,1 y 0,15 metros cúbicos de petróleo se derramaron, contaminando una área de un kilómetro cuadrado, indica el comunicado.

CNOOC está utilizando mantas absorbentes de petróleo y dispersantes para limpiar el derrame, y la AEO envió un helicóptero y utiliza sensores remotos vía satélite para monitorear la situación, añadió.

 

América Latina posee un quinto de las reservas mundiales

El modelo de consumo de energía de origen fósil, puesto en cuestión por los ambientalistas, no parece estar en peligro en América Latina y el Caribe, dado el gigantesco salto en las reservas probadas de petróleo en los últimos años.
 
Las existencias conocidas de petróleo de la región ya llegan a 20 por ciento de los casi 1,7 billones de barriles que hay bajo tierra en el mundo.

El abanderado es Venezuela, que en febrero se convirtió en el país con más cantidad de ese combustible en el subsuelo del planeta al certificar 297.000 millones de barriles, gracias el crudo pesado de la Franja del Orinoco,

Mientras que el aumento de los descubrimientos confirmados desde 2009 fue de 20 por ciento en el orbe, en América Latina y el Caribe fue de 40 por ciento. Venezuela concentra 85 por ciento de las reservas de crudo de la región, que a su vez es la segunda con más cantidad en el mundo, detrás de Medio Oriente, con 55 por ciento, según las cifras recopiladas por la Organización Latinoamericana de Energía (Olade) para el seminario que finalizó este miércoles tras dos días de sesiones en Quito.

Los datos divulgados en el I Seminario Latinoamericano y del Caribe de Petróleo y Gas, organizado por la Olade en colaboración con el Ministerio de Recursos Naturales No Renovables del Ecuador, indican que la región cuenta al menos con 345.000 millones de barriles de crudo para extraer.

"No sé si son el 85 por ciento, pero la verdad es que el incremento de reservas probadas implica que nuestro país seguirá siendo uno de los cuatro o cinco primeros jugadores globales en el mundo de los hidrocarburos por muchas décadas más", comentó entusiasmado a IPS Nelson Martínez, director ejecutivo de PDVSA América, división de la estatal Petróleos de Venezuela.

Brasil logró en los últimos años importantes descubrimientos en el subsuelo del océano Atlántico próximo a sus costas, como el campo Tupi en 2007, con 33.000 millones de barriles posibles, y el campo Júpiter en 2008, con 12.000 millones de barriles, lo cual hizo que hoy cuente con cinco por ciento de las reservas latinoamericanas.

Según datos de la Olade, Argentina tenía en 2009 reservas petroleras que le alcanzarían, sin nuevos descubrimientos, para 11 años, Brasil para 18, Colombia para ocho, Ecuador para 34, México para 11 y Venezuela para 201 años. También Uruguay tiene por primera vez en prospección varias zonas en tierra y en su zona soberana del océano Atlántico, con informes primarios auspiciosos.

Fuente: www.ipsnoticias.net 

Pacific se alista para nuevo gran hallazgo de petróleo

Nuevo bloque tendrá la misma magnitud que el de Rubiales; ambos están en los Llanos Orientales.

Este hallazgo viene a fortalecer el buen momento de la compañía, cuyas ganancias antes de impuestos y descuentos en el primer semestre ya superaron el resultado de todo el 2010.

La petrolera canadiense Pacific Rubiales aseguró que se alista para el descubrimiento de un nuevo gran hallazgo de petróleo en los Llanos Orientales, que tendrá el mismo tamaño del campo Rubiales, que a la fecha sustenta más del 76 por ciento de su producción, que ya llegó a los 230.000 barriles por día.

El presidente de la compañía, Ronald Pantin, aseguró que el próximo 2 de agosto se presentará a consideración del Consejo Directivo de la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH), una propuesta para cambiar el tipo de contrato del bloque CPE-6, pasándolo de la categoría de evaluación técnica (TEA) al rango de exploración y producción (E&P), lo cual permitirá iniciar en forma nuevas perforaciones para extraer el hidrocarburo. De acuerdo con el directivo, las expectativas de producción son bastante favorables, al punto que se estima que el tamaño del campo será similar al de Rubiales. "Fuimos a la zona norte y al sector sur y nos dio un área gigantesca. Ahora comenzamos la parte del centro a perforar, porque el área es muy grande", señaló.

El campo CPE-6 está ubicado a 80 kilómetros al suroeste de los campos Rubiales y Quifa, también en el departamento del Meta, y se extiende sobre una zona de 750.000 hectáreas, en las cuales ya se han perforado seis pozos estratigráficos que han arrojado resultados positivos en el último año. En este bloque Pacific Rubiales tiene una participación del 50 por ciento, mientras que la otra mitad está en manos de la firma Talisman, a través de un contrato en donde el operador es Meta Petroleum, filial de Pacific Rubiales.
AUMENTARÁ LA PRODUCCIÓN

Pacific Rubiales aspira a producir 500.000 barriles diarios (b/d) de crudo en Colombia en el 2015, más del doble de su actual producción, que es de 230.000 b/d, dijo este miércoles su director, Ronald Pantin. "No veo trabas a nuestro crecimiento. Hace tres años producíamos 14.000 b/d, hoy estamos en 230.000 b/d y esperamos llegar a los 500.000 b/d en tres o cuatro años más", declaró Pantin en una conferencia de empresas y centros de estudio de petróleo y gas del área andina.

"Tenemos un éxito del 83 por ciento en nuestras exploraciones petroleras. La producción de nuestros pozos en el campo de Rubiales (Meta, Llanos Orientales) está entre 1.500 b/d y 2.000 b/d cada uno.

Colombia va a pasar a ser un gran productor petrolero", añadió el ejecutivo. Con una producción de 930.569 b/d de crudo el pasado mes de junio, Colombia se ubica actualmente como el tercer productor petrolero de Suramérica, después de Venezuela y Brasil, y antes de Ecuador.

Pacific Rubiales tiene hasta ahora en Colombia reservas netas de 316 millones de barriles de petróleo. Esta semana, la compañía recibió permisos ambientales para continuar perforaciones en los campos Quifa del sur y Quifa del norte (Meta), donde espera llegar a una producción de 60.000 b/d a fines de este año.

Además, para 2012, Pacific Rubiales planea la construcción de un terminal marítimo en Cartagena, al que llegará un oleoducto desde Coveñas (Sucre). Pacific Rubiales, asociada con la estatal Ecopetrol, forma parte de una decena de petroleras extranjeras que comenzaron a explotar crudos y gas en Colombia en los años recientes.

Por: Omar G. Ahumada Roja 
        Revista Portafolio.co

miércoles, julio 13, 2011

Energías renovables en Medio Oriente

Energía es el detonador vital para el desarrollo y crecimiento de cualquier país. No se puede abordar el tema energético sin plantear conceptos como cambio climático, economía, población, medio ambiente e incluso seguridad. Actualmente, seguridad energética significa la diversificación de las fuentes energéticas con el fin de disminuir la dependencia nacional tanto de fuentes de energía fósil –carbón, gas natural, petróleo–, o bien uranio, como en el peor de los escenarios energéticos limitar la dependencia a una sola fuente energética.

Hoy 90% del consumo total de energía a nivel global se origina de fuentes no renovables y únicamente el porcentaje restante proviene de fuentes como la energía hidráulica, bioenergía, geotermia, mareomotriz, solar y eólica. Lo atractivo de las energías renovables soslaya en su capacidad de autoregeneración, es decir, en el origen de su fuente natural infinita proporcionando independencia energética y un inmenso potencial de desarrollo. Así lo está aprendiendo la región de Medio Oriente y el Norte de África (MENA, por sus siglas en inglés), región que, a pesar de sus problemas políticos y en medio de su despertar democrático, ha estado realizando singulares proyectos en pro de la diversificación y su seguridad energética nacional.

Si algo caracteriza a la región MENA es el inmenso potencial para el desarrollo especial de la energía solar y eólica. Particularmente, el Reino de Marruecos sobresale por un ambicioso plan a favor de la energía solar para que en 2020 el país del Norte de África cuente con 5 grandes plantas solares con una capacidad superior a los 2,000 megavatios. Marruecos está interesándose cada vez por esta clase de proyectos orientados a fuentes energéticas renovables por cuestiones de seguridad energética y hoy está captando montos considerables de inversión verde que fomenten dichos proyectos.

Otro ejemplo en pro de la diversificación energética es el Reino de Jordania. Este país de la región de Medio Oriente prioriza proyectos que promuevan el mayor uso de la energía hidrológica. Jordania no cuenta con salida directa al mar, salvo una pequeña parte limitante con el Golfo de Acaba que conecta con el Mar Rojo, y constantemente sufre los peligros tanto de sequías prolongadas como erosión del suelo, no obstante dicho país tomó la iniciativa de hacer eficiente el uso de sus fuentes energéticas, ya que fuera de que el país dependa bastante del petróleo y gas natural, la Autoridad de Aguas de Jordania (WAJ, por sus siglas en inglés) es el consumidor número uno de energía eléctrica en dicho país, de ahí la urgencia por emprender medidas serias y ambiciosas para revertir este panorama. Actualmente, Jordania está captando inversión extranjera europea para focalizarla en el ramo hidrológico con la meta de hacer un uso eficiente del agua que es traída del Valle del Jordan y diversificar sus fuentes energéticas.

Otra experiencia significativa la constituye Egipto. La mayor ventaja de dicho país del África septentrional es el enorme potencial con el que cuenta para el desarrollo de la energía eólica. Esto lo convierte en el país con el mejor sitio mundial para aprovechar y hacer uso al máximo de su locación para obtener electricidad gracias a su estratégica locación tanto política como geográfica. Esto ha derivado en una inversión extranjera sumamente ambiciosa en la región del MENA con el proyecto eólico de Zafarana. Principalmente, Alemania y Dinamarca están invirtiendo junto con Egipto en este singular proyecto que hoy se constituye como el mayor parque eólico de toda África ubicado a un costado del Mar Rojo que ha servido como pionero para emprender otros parques eólicos en el área de Gabel El-Zait y la región del Golfo de Suez.

En las anteriores experiencias de la región del Medio Oriente y Norte de África destaca el denominador de las fuentes energéticas tanto por cuestiones de seguridad energética como detonadores de inversión en pro de las energías renovables y beneficios económicos que aúnan objetivos de desarrollo para los países de la región del MENA. Curiosamente todas las anteriores experiencias tuvieron como elemento sustancial para el desarrollo de proyectos de energías renovables el común denominador de inversión europea siendo Alemania el principal Miembro de la Unión Europea que destina fondos a la promoción y desarrollo de las energías renovables en países en desarrollo.

Todos están ganando, hoy en la región del Medio Oriente y Norte de África se lleva a cabo DESERTEC, proyecto que tiene como objetivo aprovechar la inmensa cantidad de sol en la zona del Mediterráneo y Norte de África para que empresas en su mayoría alemanas provean de energía renovable y baja en emisiones no sólo al país, sino a todo el continente Europeo en los próximos años.

Por un lado, los países en desarrollo captan inversión en pro del desarrollo de energías renovables, además tienen la oportunidad de ingresar al mercado de bonos de carbono gracias a estos proyectos en pro de las renovables y lo más significativo diversifican sus fuentes energéticas para mejorar su seguridad energética. Por el otro, los países industrializados contribuyen con su liderazgo a subrayar la responsabilidad histórica para afrontar los actuales desafíos ambientales y climáticos, aunado a la promoción de proyectos que fomenten el mayor uso de las renovables y como en el caso singular de Alemania, reforzar el concepto que un país con una meta ambiciosa de reducción de Gases de Efecto Invernadero a corto plazo (40% para 2020 en base a 1990) se convierte sumamente atractivo para la inversión de mayor capital orientado a las fuentes renovables, creación de patentes y desarrollo tecnológico en dichas áreas que se traducen en oportunidades de exportación y nuevos mercados para sus productos.

Por: Sergio García Sánchez 
       Energiadebate.com

Shale gas transforma la matriz energética de Norteamérica

El auge de esta nueva tecnología de explotación ha llevado a la reducción del precio del gas natural.

La nueva década inicia con un cambio relevante en la geografía del mercado global de la energía.

La aplicación de nuevas tecnologías para la explotación de los complejos yacimientos de gas natural no asociado atrapados en arcillas compactas, conocidos como shale gas, le están dado la vuelta a la canasta de energía de Norteamérica, e incluso, plantea escenarios en los que cambiaría la actual dinámica del mercado y esta región es punta de lanza.

La tecnología para el shale gas, hoy sólo disponible en Estados Unidos, se basa en métodos de fracturación hidráulica de las capas arcillosas de los yacimientos, por lo que el desarrollo y explotación de estas reservas están directamente ligadas al suministro de agua que se inyecta, a presiones de 41 mil kilopascales aproximadamente 6 mil libras) por pulgada cuadrada, para romper las formaciones rocosas a gran profundidad. 

El primer impacto de las innovaciones en la fracturación hidráulica fue en extremo positivo: entre 2007 y 2008 las reservas de gas natural en Estados Unidos pasaron de 1,342 trillones de pies cúbicos a 2,011 trillones de pies cúbicos, un crecimiento aproximado de 50%, esto en tan sólo un año, gracias a la incorporación de los yacimientos de shale gas a las reservas probadas de gas natural en ese país.

Antes de la nueva tecnología, las reservas de shale gas no se contabilizaban en las reservas comercialmente explotables, pues su extracción con los métodos hasta ese momento existentes resultaba poco o nada rentable. Hoy, el escenario ha cambiado y generó el segundo gran impacto: una transformación en la matriz energética de Norteamérica. Por ejemplo, se estima que poco a poco el gas natural y las energías verdes desplacen al petróleo y sus derivados y tengan una mayor predominancia como energía primaria en la capacidad de generación eléctrica adicional del futuro.


Hacia finales de 2008, un tanto inesperadamente, el precio del gas natural en Norteamérica comenzó a bajar, resultado de la crisis económica global y su consecuente baja en la demanda de energía. Sin embargo, este valle se ha prolongado, generando estabilidad en el precio del hidrocarburo a niveles menores a los 5 dólares por millón de BTU. La expectativa común de los analistas es que este escenario de estabilidad y precio bajo se prolongue durante 2011, derivado de la lenta e inestable recuperación económica y demanda industrial, así como de la incorporación de volúmenes de shale gas a las reservas probadas de gas natural de la región.

Paradójicamente, hace 10 años, el mercado del gas natural de Norteamérica era de los más caros del mundo. Hoy, la región tiene a su favor el precio más bajo para este energético, incluso por debajo de Rusia o Argentina, y éste es el tercer gran impacto de la incorporación del shale gas. Como referencia observamos el precio del gas natural licuado (GNL), en Altamira y Cove Point (Maryland), es menos de la mitad de España, Corea o Japón.


Así, Norteamérica observa que la tendencia del precio del gas natural se va separando de la tendencia del precio del petróleo, que obedece a un mercado global.

La disponibilidad de tecnología y la abundancia de reservas de gas en campos convencionales en otras zonas del mundo, provocan que el shale gas todavía no tome la relevancia que ha adquirido en Norteamérica. Sin embargo, poco a poco la abundancia de este tipo de campos hará que, en la medida en que declinen los campos convencionales, estas fuentes no convencionales de gas incrementen su peso en las reservas y producción internacional.


La participación del shale gas en la producción total de gas natural en Estados Unidos va en aumento y las expectativas hacia el futuro lo plantean incluso como una fuente de producción que permitirá reducir la dependencia a las importaciones de gas natural en Estados Unidos.


Sin embargo, la innovación tecnológica no es la única razón que provoca el posicionamiento del gas natural en la matriz energética mundial. Por su naturaleza es un combustible más limpio, que provoca menores emisiones de bióxido de carbono con relación al petróleo. De esta manera, el gas natural será en las próximas décadas el complemento perfecto de las energías verdes o renovables


Tomado de: Energiadebate.com

Pemex produce más y también contamina

Petróleos Mexicanos (Pemex) tiene un dilema: o mantiene el nivel de producción de petróleo crudo en poco más de 2.5 millones de barriles diarios o cumple con los límites de quema y venteo de gas natural impuesto por la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH).

De acuerdo con los resultados más recientes de este 2011, la paraestatal no puede alcanzar el objetivo planteado en las “Disposiciones técnicas para evitar o reducir la quema y el venteo de gas en los trabajos de exploración y explotación de hidrocarburos”.

 Este programa le señala un máximo de 154 millones de pies cúbicos diarios (mmpcd) de promedio anual sin considerar el yacimiento de Cantarell, pero una vez que se suma la producción de este campo, la cifra se dispara y rebasa las metas en varios cientos de puntos porcentuales.
Esto significa que Pemex no reaprovecha el gas natural. Dentro de las mejores prácticas de la producción petrolera este gas asociado se utiliza para dos fines: reinyectarlo a los pozos y mantener así los niveles de presión que sostienen los volúmenes de producción o para almacenarlo y comercializarlo en el mercado mexicano, el cual es deficitario en este insumo y cada año dedica millones de dólares en importar gas desde Sudamérica.

Desde 2009, Pemex debe cumplir con metas impuestas por la CNH, para disminuir el desperdicio y la contaminación que propicia el calcinamiento y venteo de todo ese gas.

Según el Banco Mundial, el volumen declarado por Pemex en esta situación ubica a México dentro de las veinte naciones que más airean o queman gas y que en conjunto contribuyen con 60% del gas quemado y aventado a la atmósfera en todo el planeta.

De hecho, todo este desperdicio de gas natural quemado y enviado a la atmósfera tuvo un valor superior a los 14 mil millones de dólares entre el año 2000 y abril 2010. Con lo que se hubieran podido construir casi 15 centrales hidroeléctricas como El Cajón.

Prohibida la exploracion petrolera en los ecosistemas coralinos de San Andres

Así lo informó el Ministerio de Ambiente, Vivienda y Desarrollo Territorial. Según esta cartera, también quedaron restringidas en estas zonas las actividades de acuicultura, pesca industrial de arrastre y la extracción de componentes de corales para la elaboración de artesanías.

"La inclusión de estos temas responde a la necesidad de resguardar ecosistemas estratégicos. Se cobija además a páramos y humedales de importancia internacional-Ramsar- y a los manglares", afirmó el viceministro de Ambiente, Carlos Castaño Uribe.

El hecho de que el Plan de Desarrollo blinde estos territorios de importancia ecológica, le pondría un obstáculo definitivo a la exploración de petróleo que se pretende desarrollar en San Andrés y Providencia, y que afectaría la zona Sea Flower, área protegida y reserva de la biosfera.

El nuevo texto también limita las actividades agropecuarias, de exploración o explotación de hidrocarburos y minerales en zonas de páramo.

La referencia para conocer la ubicación de estos ecosistemas, vitales para el abastecimiento de agua, se tomará con base en el Atlas de Páramos de Colombia, del Instituto Alexander von Humboldt, esto mientras se tenga una cartografía más detallada.

El petróleo se dispara, pese a los esfuerzos por controlarlo

A pesar de los esfuerzos internacionales para mantener los precios bajos, el petróleo ha retomado su trayectoria alcista.

Luego de una caída inicial, los futuros del crudo treparon por encima de los niveles imperantes antes de que la Agencia Internacional de Energía (AIE) anunciara a fines de junio un plan para inyectar en el mercado 60 millones de barriles de petróleo provenientes de sus reservas de emergencia. El petróleo cerró el viernes a U$S 96,20 por barril en Nueva York. El contrato a futuro del crudo acumula un alza de más de 6% desde su nivel más bajo, al que llegó luego de que se anunciara la intervención.

El repunte en la cotización del petróleo Brent, la referencia del mercado europeo, ha sido más pronunciado. Los futuros del Brent han subido 13% desde los niveles más bajos. Solamente la semana pasada, se dispararon casi 6%.

Los inversionistas han pasado por alto el petróleo adicional en el mercado y se han centrado en las expectativas de que la implacable demanda de crudo, especialmente de consumidores como China, seguirá impulsando los precios. Varios bancos de Wall Street han revisado al alza sus pronósticos sobre los precios del petróleo, argumentando que la decisión de la AIE no aliviará las preocupaciones de largo plazo sobre el suministro. La mayor cotización del crudo deja en evidencia el escaso control de los gobiernos sobre los precios del petróleo y los mercados financieros en general.

Se trata de la tercera vez que la AIE coordina la liberación de las reservas estratégicas de sus países miembros. La decision fue interpretada por la mayoría de los analistas como una forma alternativa de "relajamiento cuantitativo", orientada a reducir el precio del petróleo y estimular la economía, aunque la institución domiciliada en París aseguró que la medida fue impulsada por la pérdida de la producción libia y un alza estacional en la demanda de las refinerías.


Los integrantes de la AIE liberaron reservas en 1991, luego de que Irak invadiera Kuwait, lo que hizo que los precios cayeran más de 30% en un solo día y siguieran bajos durante años.

En 2005, se recurrió de nuevo a las reservas para solucionar la escasez de suministro que se produjo cuando el huracán Katrina azotó el Golfo de México y se necesitaron cuatro meses para que los precios se recuperaran.

En esta ocasión la caída duró apenas tres días.

"Lo que sea que esté causando el optimismo en los mercados financieros está haciendo que la gente piense que la demanda por el petróleo en el futuro será mayor de lo que habían previsto", dijo John Shages, que supervisó el programa de reservas estratégicas de petróleo de Estados Unidos entre 2004 y 2007 y que ahora dirige la consultora Strategic Petroleum Consulting.

La recuperación ha sido tan acelerada que se ha llegado a hablar de una nueva acción coordinada de la AIE, cuyos miembros tienen más de 4.000 millones de barriles de petróleo crudo y productos equivalentes. 

Tanto la Casa Blanca como la AIE han indicado su disposición a inyectar más reservas estratégicas si lo estiman necesario. "Los operadores asumen que se trata de algo que ocurrirá una sola vez", dice Shages, "pero podrían llevarse una sorpresa".

Los analistas del banco de inversión Goldman Sachs reiteraron la semana pasada su opinión de que el crudo Brent, que el viernes cerró en U$S118,33 el barril, puede llegar hasta U$S130 por barril en los próximos doce meses.

Los analistas de J.P. Morgan Chase, por su parte, elevaron en 5% su pronóstico para el precio Brent y calculan que promediará U$S112 el barril este año. El banco de inversión incrementó su pronóstico para el barril de referencia en EE.UU de US$93 a US$98 el barril.

La inyección de reservas de emergencia no impactará significativamente el equilibrio mundial entre la oferta y el suministro y "el crecimiento de la demanda de petróleo impulsada por las expectativas de un crecimiento económico moderado será suficiente para reducir los inventarios de petróleo", lo que presionará al alza los precios, escribieron en una nota la semana pasada los analistas de Goldman Sachs.

Se espera que la Reserva Estratégica de Petróleo del Departamento de Energía de EE.UU confirme hoy los ganadores entre los bancos y empresas que ofertaron por petróleo en una subasta.

J.P. Morgan y Barclays figuran entre las firmas financieras que aparentemente están entre los oferentes que tuvieron éxito en un resultado preliminar, informó el Departamento de Energía de EE.UU.

Los detalles de la venta de reservas que ya se conocen sugieren que el crudo no será transformado en productos como gasolina y gasoil tan rápidamente como se pensó originalmente. Más del 80% será guardado en barcazas y otras instalaciones, de acuerdo con los resultados preliminares de la subasta, lo que sugiere que el petróleo será almacenado por un tiempo.

Puesto que los inventarios de petróleo comercial están cerca de sus niveles más altos, los operadores podrían querer almacenar las reservas, una maniobra que les da una mayor flexibilidad para vender el crudo más adelante.

Fuente: The Wall Street Journal

martes, julio 12, 2011

Derrame de crudo en el río Yellowstone por avería de ExxonMobil

Sin recuperarse completamente de los daños causados por el derrame de la plataforma petrolera en el golfo de México de la compañía British Petroleum, en 2010, Estados Unidos afronta desde el pasado fin de semana el desastre de otro vertido, esta vez de la compañía ExxonMobil, que reportó la liberación de al menos mil barriles de petróleo al río Yellowstone por la rotura de una tubería.

Un comunicado de la petrolera precisa que la avería se produjo en la noche del viernes, entre las ciudades de Laurel y Billings, estado de Montana, y que el crudo había llegado hasta ese momento a los 130 kilómetros de distancia, por lo que las autoridades locales tuvieron que forzar las evacuaciones en las márgenes del río.

ExxonMobil reconoce no obstante, que el desastre fue detectado en la mañana del domingo y aunque la tubería ha sido taponada, admite la gravedad del accidente y subraya que trabaja a fondo para solucionar el problema y determinar las causas que lo ocasionaron.

Gary Pruessing, presidente de la compañía, asegura en el texto que ya se ha puesto en marcha “un plan detallado” que indica públicamente cómo se está limpiando el petróleo que aparece y cómo se buscan más restos.

El Departamento de Desastres y Emergencias de Montana apunta a priori a las graves inundaciones que sufren varios estados del centro y norte del país como la posible causa de la ruptura de la tubería, situación que también está complicando los trabajos de limpieza.

Las autoridades temen que la corriente traslade el petróleo al río Missouri, del que el Yellowstone es un afluente, y que la consiguiente marea negra llegue hasta Dakota del Norte. Los equipos de respuesta estatales y de Exxon recurrieron ayer a diversos mecanismos para tratar de absorber el petróleo en el río, y esperaban recibir refuerzos especializados en la respuesta a vertidos: “Estamos trayendo a expertos de todo el país para poder limpiar el crudo”, agregó Pruessing.

La reputación de la compañía, la mayor empresa petrolera que cotiza en bolsa en el mundo, quedó marcada en 1989 cuando el petrolero Exxon Valdez encalló en la costa de Alaska y vertió más de 40 millones de litros de crudo al mar, en lo que se considera una de las mayores catástrofe medioambientales de la historia. Tras ese accidente, que marcó un antes y un después en la industria petrolera estadounidense, Exxon se esmeró en mejorar sus estándares de seguridad.

La nueva guerra de las Malvinas

Argentina y Reino Unido han vuelto a declararse la guerra por las Malvinas. Esta vez parece que no habrá disparos, pero sí dardos verbales envenenados e, incluso, insultos.

Hace casi año y medio comenzaronlas escaramuzas que condujeron a lo que ahora se ha convertido en una guerra abierta. El motivo: El petróleo. Un simple pero contundente argumento.

El 14 de este mes se cumplieron 29 años del final de la Guerra de las Malvinas, con la que la dictadura militar argentina quiso cohesionar a un país que le había dado la espalda y luchaba por recuperar la libertad. La sangrienta represión no había surtido el efecto previsto y el pueblo argentino se rebelaba contra quienes habían secuestrado su libertad.

Ese aniversario fue aprovechado por la presidenta Cristina Fernández para recordar que lo que habían perdido era solo una batalla, pero no la guerra. El momento escogido fue la visita de Ban Ki-moon que, en su campaña para la reelección, se pasó por Buenos Aires. La presidenta le ofreció su apoyo a cambio de que la ONU tratase sobre el estatus del archipiélago. La respuesta desde Londres fue tajante. El primer ministro David Cameron respondía que las Falklands (Malvinas) siempre serían británicas y que eran innegociables. La presidenta montaba en cólera y tachaba de “estupideces” las palabras del mandatario británico.

La guerra dialéctica había sido declarada, pero ¿por qué se reabre el conflicto ahora? ¿Por qué en el 29 aniversario y no en el 28, el 27 o en el 25?

La respuesta está en el común denominador de la mayoría de los conflictos de finales del siglo XX y principios del XXI: el petróleo.

En Darfur se disputan campos petrolíferos. En Irak, la entrada de las tropas norteamericanas dejó las puertas de los museos y de los ministerios de Sadam abiertas a los saqueadores, todas menos las del Ministerio del Petróleo, bien guardadas por los soldados del Tío Sam. En Afganistán, pese a que el 11-S fue un poderoso argumento, no hay un solo análisis del conflicto que ignore lo estratégico del territorio afgano para los oleoductos rusos.

‘ES LA GUERRA’ En el archipiélago que mira a la Tierra de Fuego, las taladradoras de Desire Petroleum comenzaron a rasgar el subsuelo frente a sus costas. Londres había concedido a la empresa británica los permisos para buscar petróleo en la zona. Fue el 2 de febrero de 2010 cuando comenzaron los trabajos y con ellos estallaba la nueva guerra, esta vez no por la tierra, sino por lo que esta esconde.

La respuesta de Buenos Airesno se hizo esperar y amplió las restricciones a la navegación en la zona para dificultar los trabajos y la comercialización de los hidrocarburos que pudieran encontrar los británicos. Unas trabas importantes en el caso del gas, que normalmente se debería comercializar en la propia Argentina.

La alternativa de venderlo aBrasil o Chile requiereuntransporte largo para el primero y difícil para el segundo, debido a la situación del archipiélago. Todas estas circunstancias, unidas a la beligerancia de Buenos Aires, hicieron que las acciones de la compañía se precipitaran a la baja. No obstante, las 9.000 toneladas de material de exploración embarcados en el puerto escocés de Aberdeen ya estaban en las Malvinas y ya no había marcha atrás. La presidenta CristinaFernández anunció entonces que, descartando la vía armada, iban a realizar “todas las acciones diplomáticas de reclamación y de protesta”.

LA ARMADA, VIGILANTE El Reino Unido, sin embargo, ponía por delante la disuasión militar como medida para aplacar las iras argentinas. El primer ministro de entonces, el escocés Gordon Brown, aseguró haber tomado “todas la medidas necesarias” para la protección de las islas, mientras que el hoy ministro de Exteriores y entonces miembro de la oposición conservadora,William Hague, avanzaba sus intenciones pronosticando que él “enviaría un buque que visitase regularmente la región para dar una señal de firmeza a los argentinos, un error que cometimos en 1982 y que ahora no debemos repetir”.

La tensión se rebajó cuando a finales de marzo de 2010, Desire Petroleum anunciaba que el petróleo hallado es escaso y su comercialización es “inviable”. No obstante, la empresa no se dio por vencida. El costo económico y diplomático era demasiado para abandonar y continuó en su empeño.

Nueve meses más tarde, la compañía volvió a hacer un anuncio. Esta vez sí había encontrado un pozo “de calidad”. Corrían los primeros días de diciembre y había pasado poco más de un mes de la muerte de Néstor Kirchner. Su esposa y presidenta, Cristina Fernández, debía reorganizar gobierno y partido, así que anotó en la agenda el anuncio y esperó...

Con el peronismo oficial bajo su mando y con la decisión de presentarse a la reelección tomada, la presidenta reabrió la caja de Pandora diplomática con motivo del 29 aniversario del final de la guerra. Cristina Fernández calificaba al Reino Unido de “burda potencia colonial en decadencia en pleno siglo XXI”.

Desde Londres, explicaron a Fernández su visión de las cosas. El actual ministro de Defensa,William Fox, señaló la pasada semana que “los políticos al otro lado del mundo pueden protestar todo lo que quieran, pero no cambiarán nuestra resolución política de retener la independencia y la soberanía de las islas Malvinas, de ir en su defensa y mantener la disuasión lo mejor que se pueda”. Y para aclararlo un poco más aseguró tajante que “tenemos un mensaje muy claro: que tenemos tanto el poder naval, si es necesario, y, sin duda, la intención de asegurar que las Islas Malvinas se mantengan libres”.

El petróleo se dispara, pese a los esfuerzos por controlarlo


A pesar de los esfuerzos internacionales para mantener los precios bajos, el petróleo ha retomado su trayectoria alcista.

Luego de una caída inicial, los futuros del crudo treparon por encima de los niveles imperantes antes de que la Agencia Internacional de Energía (AIE) anunciara a fines de junio un plan para inyectar en el mercado 60 millones de barriles de petróleo provenientes de sus reservas de emergencia. El petróleo cerró el viernes a U$S 96,20 por barril en Nueva York. El contrato a futuro del crudo acumula un alza de más de 6% desde su nivel más bajo, al que llegó luego de que se anunciara la intervención. 
 
El repunte en la cotización del petróleo Brent, la referencia del mercado europeo, ha sido más pronunciado. Los futuros del Brent han subido 13% desde los niveles más bajos. Solamente la semana pasada, se dispararon casi 6%.

Los inversionistas han pasado por alto el petróleo adicional en el mercado y se han centrado en las expectativas de que la implacable demanda de crudo, especialmente de consumidores como China, seguirá impulsando los precios. Varios bancos de Wall Street han revisado al alza sus pronósticos sobre los precios del petróleo, argumentando que la decisión de la AIE no aliviará las preocupaciones de largo plazo sobre el suministro. La mayor cotización del crudo deja en evidencia el escaso control de los gobiernos sobre los precios del petróleo y los mercados financieros en general.

Se trata de la tercera vez que la AIE coordina la liberación de las reservas estratégicas de sus países miembros. La decision fue interpretada por la mayoría de los analistas como una forma alternativa de "relajamiento cuantitativo", orientada a reducir el precio del petróleo y estimular la economía, aunque la institución domiciliada en París aseguró que la medida fue impulsada por la pérdida de la producción libia y un alza estacional en la demanda de las refinerías.

Los integrantes de la AIE liberaron reservas en 1991, luego de que Irak invadiera Kuwait, lo que hizo que los precios cayeran más de 30% en un solo día y siguieran bajos durante años.

En 2005, se recurrió de nuevo a las reservas para solucionar la escasez de suministro que se produjo cuando el huracán Katrina azotó el Golfo de México y se necesitaron cuatro meses para que los precios se recuperaran. En esta ocasión la caída duró apenas tres días.

"Lo que sea que esté causando el optimismo en los mercados financieros está haciendo que la gente piense que la demanda por el petróleo en el futuro será mayor de lo que habían previsto", dijo John Shages, que supervisó el programa de reservas estratégicas de petróleo de Estados Unidos entre 2004 y 2007 y que ahora dirige la consultora Strategic Petroleum Consulting.

La recuperación ha sido tan acelerada que se ha llegado a hablar de una nueva acción coordinada de la AIE, cuyos miembros tienen más de 4.000 millones de barriles de petróleo crudo y productos equivalentes.

Tanto la Casa Blanca como la AIE han indicado su disposición a inyectar más reservas estratégicas si lo estiman necesario. "Los operadores asumen que se trata de algo que ocurrirá una sola vez", dice Shages, "pero podrían llevarse una sorpresa".

Los analistas del banco de inversión Goldman Sachs reiteraron la semana pasada su opinión de que el crudo Brent, que el viernes cerró en U$S118,33 el barril, puede llegar hasta U$S130 por barril en los próximos doce meses.

Los analistas de J.P. Morgan Chase, por su parte, elevaron en 5% su pronóstico para el precio Brent y calculan que promediará U$S112 el barril este año. El banco de inversión incrementó su pronóstico para el barril de referencia en EE.UU de US$93 a US$98 el barril.

La inyección de reservas de emergencia no impactará significativamente el equilibrio mundial entre la oferta y el suministro y "el crecimiento de la demanda de petróleo impulsada por las expectativas de un crecimiento económico moderado será suficiente para reducir los inventarios de petróleo", lo que presionará al alza los precios, escribieron en una nota la semana pasada los analistas de Goldman Sachs.

Se espera que la Reserva Estratégica de Petróleo del Departamento de Energía de EE.UU confirme hoy los ganadores entre los bancos y empresas que ofertaron por petróleo en una subasta.

J.P. Morgan y Barclays figuran entre las firmas financieras que aparentemente están entre los oferentes que tuvieron éxito en un resultado preliminar, informó el Departamento de Energía de EE.UU.

Los detalles de la venta de reservas que ya se conocen sugieren que el crudo no será transformado en productos como gasolina y gasoil tan rápidamente como se pensó originalmente. Más del 80% será guardado en barcazas y otras instalaciones, de acuerdo con los resultados preliminares de la subasta, lo que sugiere que el petróleo será almacenado por un tiempo.

Puesto que los inventarios de petróleo comercial están cerca de sus niveles más altos, los operadores podrían querer almacenar las reservas, una maniobra que les da una mayor flexibilidad para vender el crudo más adelante.

Fuente: The Wall Street Journal 

Petróleo: una bonanza sin crudo



Una producción récord y buenos precios internacionales son los ingredientes del llamado boom petrolero que le ha representado al país el 40% de las exportaciones. Sin embargo, los grandes hallazgos de crudo aún no se concretan y las reservas estimadas en 2 millones 58 mil barriles se agotan.

La producción de petróleo en Colombia ha llegado a los niveles más altos de su historia. El país está produciendo alrededor de 927 mil barriles diarios, la cifra más alta después de 1999, cuando se alcanzó una producción de 788 mil barriles. Y las expectativas son mejores: el Ministerio de Minas y Energía estima que la producción pronto superará el millón, y para el 2014 será de un millón 150 mil. Todo un hit petrolero.


También han jugado a favor los precios internacionales del crudo. El barril, como nunca, ha logrado cifras récord y el precio actual oscila alrededor de los 93 dólares. Precio y producción son los elementos de lo que muchos han denominado “bonanza” petrolera.


Desde el 2007 se ha acelerado de manera importante la producción nacional: de 531 barriles para ese año, se pasó a 785 mil en el 2010. Este panorama desbordado de optimismo, sin embargo, no es completo. Los expertos advierten que las reservas del país se agotan y si no se descubren nuevos yacimientos en menos de 10 años, se tendrá que importar crudo.


Germán Corredor, director del Observatorio Colombiano de Energía, destaca que en la historia petrolera del país tan solo se han descubierto 4 ó 5 grandes yacimientos, como es el caso de Caño Limón y Cusiana. “Desde hace 20 años no hemos tenido noticia de un gran hallazgo. De suerte que se han encontrado pequeños depósitos que han mantenido las reservas estables, pero no hay un incremento importante de estas, aunque sí de la producción”. 

Reservas: ¿hasta cuándo?


A diciembre del 2010, las reservas nacionales de petróleo ascendieron a 2.058 millones de barriles, y según las proyecciones oficiales, la autosuficiencia se mantendrá hasta el 2020. Sin un aumento significativo, una producción creciente y mejor tecnología para extracción en los campos maduros, en pocos años el país no podrá abastecerse.


Bajo esta mirada, ¿es posible hablar de una bonanza petrolera? ¿Hasta cuándo será autosuficiente el país en materia de combustibles?. Alejandro Martínez, presidente de la Asociación Colombiana del Petróleo (ACP), en una entrevista concedida a UN Periódico a finales del 2010, explicó cuáles han sido las razones del buen momento del petróleo. “Lo que ha ocurrido es que se ha podido aumentar el nivel de recobro en campos pequeños, que se habían descubierto con anterioridad, con base en cuantiosas inversiones y utilizando tecnología de punta. Esto ha sido posible por dos factores: la política petrolera, proclive a inversiones en campos viejos, y una disparada del precio del petróleo, que tradicionalmente estaba entre 17 y 18 dólares”.


En esta industria, las compañías multinacionales son bastante optimistas. La inversión privada ha crecido ostensiblemente y de acuerdo con los estimativos de la ACP, en los próximos años se podrían hallar cerca de 3.600 millones de barriles de petróleo.

Reservas: ¿hasta cuándo?. A diciembre del 2010, las reservas nacionales de petróleo ascendieron a 2.058 millones de barriles, y según las proyecciones oficiales, la autosuficiencia se mantendrá hasta el 2020. Sin un aumento significativo, una producción creciente y mejor tecnología para extracción en los campos maduros, en pocos años el país no podrá abastecerse.


Bajo esta mirada, ¿es posible hablar de una bonanza petrolera? ¿Hasta cuándo será autosuficiente el país en materia de combustibles?


Alejandro Martínez, presidente de la Asociación Colombiana del Petróleo (ACP), en una entrevista concedida a UN Periódico a finales del 2010, explicó cuáles han sido las razones del buen momento del petróleo. “Lo que ha ocurrido es que se ha podido aumentar el nivel de recobro en campos pequeños, que se habían descubierto con anterioridad, con base en cuantiosas inversiones y utilizando tecnología de punta. Esto ha sido posible por dos factores: la política petrolera, proclive a inversiones en campos viejos, y una disparada del precio del petróleo, que tradicionalmente estaba entre 17 y 18 dólares”.


En esta industria, las compañías multinacionales son bastante optimistas. La inversión privada ha crecido ostensiblemente y de acuerdo con los estimativos de la ACP, en los próximos años se podrían hallar cerca de 3.600 millones de barriles de petróleo.

“Se espera incorporar 3.600 millones de barriles nuevos en esta década. Eso implica unos 90 pozos exploratorios perforados al año y más de 4.000 millones de dólares anuales de inversión extranjera durante la próxima década; estos niveles, así como las cifras en materia de explotación y de nuevas reservas que nos llevarían a contar a partir del 2012 con más de un millón de barriles de producción diaria durante diez años, son noticias excelentes para el país”, anticipó Martínez.


Para encontrar el recurso, Ecopetrol –cuya producción representa el 61% del total del país– ha iniciado una intensa labor exploratoria. La empresa lidera proyectos en un área cercana a los 17 millones de hectáreas, a diferencia del 2002 cuando tan solo exploró en 9 millones.


Por el lado de las multinacionales, la tendencia es la misma: explorar. En Colombia, el sector privado participa con el 50% de la inversión para proyectos orientados a encontrar petróleo. El reto es ubicar nuevos yacimientos que permitan mantener la tendencia creciente de la producción. 

Prudencia ante las cifras


Carlos Rodado Noriega, ministro de Minas y Energía, muestra un optimismo moderado y prefiere evitar palabras como “boom” o “bonanza”. Para el funcionario, es evidente el auge de los hidrocarburos; esto a su vez se ha visto reflejado en el incremento de los ingresos en el sector. “Tenemos que ser conscientes de que, cuando se hacen proyecciones de precios y cantidades, es necesario incluir factores de incertidumbre. Hay que tener un poco de prudencia”.


Gran parte de este buen momento se debe a la producción de crudos pesados, poco apreciados hace algunos años. Estos se distinguen de los ligeros porque su rendimiento en gasolina es menor, es más denso y viscoso, lo que aumenta los costos de extracción, transporte y refinación. 

Los campos de Rubiales y Castilla, en los Llanos Orientales, se constituyen en una de las reservas más importantes de crudos pesados en el país. Durante los últimos cinco años se ha disparado su producción, y empresas como Pacific Rubiales Company, con presencia en el campo Rubiales, reportan una producción aproximada a los 200 mil barriles diarios.
Académicos y economistas señalan la importancia de desarrollar nuevos talentos, invertir en conocimiento y apalancar grandes proyectos de infraestructura. Ciencia y tecnología son palabras clave para hacer la transformación de un país exportador de materias primas a una nación con una industria petroquímica fortalecida, que pueda competir en los mercados internacionales. ¡Que el buen momento que atraviesan los hidrocarburos permita ver sus beneficios aún en la escasez!


¿Por qué los crudos pesados se volvieron tan importantes? El profesor Sergio Lopera, de la Facultad de Minas de la Universidad Nacional en Medellín, explica que “el precio del barril en los mercados volvió muy atractiva la extracción de esta clase de crudo. Extraer crudo Castilla cuesta 7 u 8 dólares el barril, en un escenario de precios de 9 dólares el barril no es negocio, pero cuando los precios suben como ha sucedido estos últimos años, el crudo Castilla perfectamente se puede vender por encima de los 50 dólares”.


Sin grandes nuevos hallazgos y con proyectos de exploración en ejecución a toda máquina, el desafío más inmediato es desarrollar una tecnología que permita reducir la incertidumbre en la etapa de exploración.


 Fuente: Unimedios





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