EL PETROLEO, SUS CAMPOS EN COLOMBIA Y LA REALIDAD VS ENERGIAS ALTERNATIVAS

Sorprenden las buenas noticias en materia energética para nuestro país. La última de ellas la presentó Francisco Alzuru, director de Hansberger Emerging Latin America Fud, quien dice que en la presente década Colombia podría producir más petróleo que Venezuela.

Los cálculos de Alzuru se basan en que mientras algunos países registran caídas en la producción, Colombia está creciendo fuertemente en la extracción del crudo. La correcta política del gobierno en la materia ha llevado al descubrimiento y exploración de nuevos pozos y fomentado una legislación competitiva para el mercado. Hoy en el país hay más de cien multinacionales de todo el mundo trabajando en el tema petrolero.

La razón, buena parte del incremento en la producción que se registra en la actualidad proviene de la recuperación secundaria de pozos que fueron altamente productivos en décadas anteriores

Por otra parte, con el fin de encontrar más campos de exploración y extracción de hidrocarburos, Colombia está alistándose para entrar en la tendencia de la operación 'offshore', es decir 'costa afuera'. La ANH ya ha firmado 14 contratos de exploración y producción en áreas costa afuera en los últimos tres años.

A diciembre de 2005, las reservas alcanzaban los 1.453 millones de barriles, la mayoría de ellas concentradas en campos hoy catalogados como maduros, algunos de ellos con más de 70 años de historia de producción.

Frente a este panorama, Ecopetrol ha hecho esfuerzos importantes sobre sus campos maduros, que hoy día han logrado sostener la producción total del país en un promedio de 527 mil barriles por día, frente a una meta de 510 mil barriles.

Si se habla de cuencas petroleras en Colombia, la más atractiva por su potencial, es la del piedemonte de la cordillera Oriental, en los departamentos del Meta y Casanare hasta Arauca y Norte de Santander.

Parte de la estrategia incluyó proyectos como La Cira – Infantas, emprendido en asocio con Oxy, que a diciembre mantiene una producción de 7.340 barriles, con un incremento de más de 40% respecto a 2005. El campo Cantagallo, también en el Valle Medio del Magdalena, triplicó su producción en tres años, al pasar de 4.000 barriles a más de 12 mil.

Castilla, es otro ejemplo, esta vez con crudo pesado, el cual pasó de 21 mil barriles a casi 60 mil bpd. Por su parte, el campo de Casabe ha mostrado importantes aumentos de la producción en los últimos años al pasar de 5.000 barriles en promedio diarios en 2003 a 7.800 barriles diarios a finales de este año.

Ecopetrol es una de las grandes beneficiarias de la dinámica que tiene la actividad petrolera en el país. A julio de este año, el Grupo Empresarial Ecopetrol logró

extraer 707.300 barriles diarios y estima que, a finales del año, alcance la meta de los 750 mil barriles. Todo esto hace de esta una empresa sólida y rentable que genera excelentes utilidades para sus accionistas.

El crudo de Castilla es utilizado para producir asfalto, que por su consistencia pesada debe ser movilizado en carrotanques por el país y no a través de un ducto. Uno de los objetivos principales de la empresa es adelagazarlo mediante procesos de alto desarrollo tecnológico que lo procesen y permitirían al país superar la escasez por la disminución de crudo en las actuales áreas de explotación, dice Ecopetrol.

Si Ecopetrol quiere seguir siendo una empresa petrolera, tendrá algún día que manejar proyectos Costa Afuera, siguiendo el buen ejemplo de Pemex, Petrobras y Pdvsa. Con el proyecto Guajira, Ecopetrol tiene la oportunidad de adquirir experiencia en este tipo de proyecto, sin mayores riesgos y con una utilidad asegurada muy importante para Ecopetrol y para el país.

El país debe saber que en estos momentos de crisis petrolera, en donde tendremos que importar petróleo a partir del 2005, el gas se constituye en una posibilidad real de ingresos a la Nación y por lo tanto es absurdo, desde todo punto de vista, que Ecopetrol le entregue el manejo y parte de la producción incremental de La Guajira hasta el 2016 a la multinacional Chevron Texaco, con el falso argumento de que Ecopetrol no está en capacidad de invertir US$ 40 millones en el proyecto.

Colombia posee una variedad de campos petroleros y de gas que son: Chuchupa Ballena, Caño Limón, La Cira- Infantas, Opón, Casabe, Cantagallo, Payoa y Provincia, Lizama, Palagua, Velásquez, El difícil, Guepaje, Cicuco, Río de Oro, Tibú, Río Zuila, Tisquirama, Guaduas, Rondón, Cusiana, Cupiagua, Morichal, Orocué, Jordán, Corocoa, Estero, Apiay, Guando, Ortega, Dina, Río Cerbas,

San Francisco, Tello, Castilla, Valdivia- Almagro, Rubiales, Chuyuraco, Toroyaco, San Antonio, Nor oriente, El pilón, Temblador. Pero solo describiremos aquellos que son los más importantes en el país.

CAMPO CHUCHUPA

En las profundidades del océano Atlántico, a 17 millas de Riohacha, la capital de La Guajira, se halla uno de los ecosistemas marinos más completos del mundo. Este ecosistema se ha creado en el transcurso de los años gracias a la presencia de las bases de las plataformas de gas Chuchupa A y B, operadas por la Asociación Guajira, formada por Ecopetrol y Chevron-Texaco desde 1974.

En ese lugar, rodeado de un mar de color azul profundo se extrae la mayoría del gas natural que consumen diariamente las empresas y las familias en Colombia. Los campos de gas de La Guajira (Chuchupa, Ballena y Riohacha) producen en la actualidad 72% del gas del país, entre 300 y 500 MPCD.

La producción de este campo, que ha suministrado gas durante 31 años seguidos, comenzó a declinar en el 2002 cuando alcanzó su pico máximo de producción.

La Asociación Guajira firmado hace dos años y que tiene como compromiso para ChevronTexaco planear y ejecutar este proyecto en su totalidad. La idea es sacar el gas remanente de los campos de La Guajira con la aplicación de nuevas tecnologías.

Para ello, inicialmente se van a perforar tres pozos horizontales desde la plataforma Chuchupa B. La ventaja de estos pozos sobre los verticales es que abarcan una mayor extensión del campo, logrando extraer una mayor cantidad de hidrocarburo. Con el desarrollo del proyecto, Colombia podrá extraer las reservas de gas de este campo submarino, mínimo hasta el año 2030.

El incremento en las exportaciones de gas a Venezuela y que se transporta por el gasoducto binacional proviene de los campos Chuchupa-Ballenas que opera la Chevron. En el caso del campo Chuchupa, el gas que sale es “libre”. Se le llama así porque no viene acompañado de otros hidrocarburos.

CAMPO CAÑO LIMON

Hace 25 años, justo en el año 1983, se conoció en Colombia la noticia de un hallazgo petrolero en Arauca, cuyas reservas inicialmente fueron calculadas en 60 millones de barriles y que terminó siendo el mayor descubrimiento en la historia del país, con reservas cercanas a los 1.200 millones de barriles. más de 90.000 barriles por día, y que se constituye en uno de los mejores ejemplos de que petróleo y desarrollo pueden ir de la mano.

Su API es de 29.5 grados y el contenido de azufre es 0.50%. La producción actual alcanza 100,000 barriles por día, de los cuales ECOPETROL posee el 60% y el restante 40% es de sus asociados.

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.

Atrajo la atención de la industria petrolera mundial, y su crudo liviano se convirtió en uno de los más atractivos en el comercio internacional de hidrocarburos. Su descubrimiento significó que tres años después, en 1986, Colombia ganara una condición que ha logrado mantener durante casi un cuarto de siglo: ser un país autosuficiente y exportador neto de petróleo.

La historia de Caño Limón nos pone de manifiesto una enseñanza clave para la industria petrolera: perseverancia. Esa perseverancia fue la que demostró Occidental de Colombia para llegar a encontrar ese tesoro escondido en el subsuelo araucano. En Caño Limón hay reservas probadas de 1.000 millones de barriles de un petróleo semipesado, en los primeros ocho años de vida productiva, Caño Limón ha generado ingresos netos de 6,560 millones de dólares. De ellos, el 80 por ciento (5.230 millones de dólares) le han quedado al Estado colombiano.

Fuentes de la multinacional Occidental, operadora del campo, estiman que incluso el yacimiento puede tener tal magnitud como para prolongarse hasta territorio venezolano. El yacimiento de Caño Limón (Arauca), considerado el primer gran descubrimiento petrolero de Colombia en los últimos quince años, está a punto de demostrar que tiene más crudo de lo que hasta ahora se creía.

Aunque la producción ha comenzado a declinar, luego de que durante 1989 y 1992 se mantuviera en niveles superiores a los 230.000 barriles diarios, los tres socios del contrato Cravo Norte, donde está ubicado el campo petrolífero, van a reactivar la búsqueda de hidrocarburos.

Ecopetrol opera el oleoducto con una participación de 50%, mientras que Occidental tiene una participación de 44% y Repsol-YPF tiene el 6% restante. En la actualidad, el campo entero tiene 180 pozos operando cuando todo marcha con normalidad

CAMPO LA CIRA INFANTAS

Los campos La Cira-Infantas están ubicados en la parte central de la antigua Concesión de Mares, al oriente del río Magdalena y al sur del río Sogamoso, abarcando un área de 160 kilómetros cuadrados y a 22 kilómetros de Barrancabermeja. Son los campos de mayor producción a lo largo de la historia.

En el 2011 la meta de LCI es continuar ofreciendo oportunidades de crecimiento, de trabajo y de una mejor calidad de vida para todos. Este reto requiere del compromiso de los vecinos, líderes, firmas contratistas, las dos compañías asociadas en el contrato de colaboración empresarial de La Cira-Infantas: Ecopetrol S.A. y Occidental Andina, LLC. a través de su política de RSE y por supuesto, la Administración Municipal y Gobernación.

El campo se caracteriza por tener las mayores reservas de petróleo “in situ” de Colombia, estimadas en 3.500 millones de barriles. Sin embargo, su factor de recobro a lo largo de casi un siglo de producción es de aproximadamente 20%. Es decir, de cada diez barriles que existen en el subsuelo, sólo dos se podrían extraer.

Este factor de recobro responde a los procesos y tecnologías usadas desde el inicio de la explotación del campo en los años 20, pero es bajo con respecto a los estándares actuales en otros campos petroleros de Colombia y el mundo. Hoy se encuentra en su etapa de agotamiento, con cerca de 5.500 barriles por día, cuando en su pico, en los 60, el campo bordeó los 60.000 barriles por día.

Ecopetrol invitó en julio de 2003 a un grupo de compañías de alto perfil y con reconocida experiencia mundial en este tipo de proyectos. Entre las ocho firmas invitadas estaban BP, Total, Chevron-Texaco, Nexen, China National Oil Corporation y Occidental de Colombia.

El proyecto no sólo es importante para el país, por el aumento de las reservas recuperables y la mayor producción, sino para la región, que se beneficiaría de las inversiones y del impulso a la economía y al empleo, y para Ecopetrol, que reviviría uno de los campos que dio comienzo a su historia, para beneficio de sus trabajadores y de su nuevo rol de empresa eficiente.

En la actualidad se han perforado en el área de La Cira-Infantas 1.703 pozos, de los cuales 572 son productores y 60 son inyectores de agua. La producción promedio de aceite es hoy de cerca de 5.500 barriles por día. Infantas: El pozo descubridor del campo fue el Infantas 2, terminado en abril de 1918. La producción máxima del campo se obtuvo en 1939, con 53 mil barriles por día. El pico de producción secundaria se alcanzó en octubre de 1974, con una tasa de 11.780 barriles por día.

CAMPO CASABE

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.

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.

El campo de Casabe, ubicado en el departamento de Antioquia en la frontera con Santander, no ha sido ajeno a las labores de recuperación secundaria. Desde principios de los 80, este campo logró aumentar su producción gracias a un programa de inyección de agua.

El campo Casabe alcanzó una producción de 8021 barriles por día el pasado 20 de octubre. Este logro es el resultado del esfuerzo conjunto de todas las áreas operativas y administrativas de la Empresa y del trabajo en equipo realizado de la Alianza Tecnológica con Schlumberger, la cual se encuentra en ejecución desde mediados del 2004.

Durante la Alianza Casabe se han perforado 25 pozos productores y se han realizado 80 trabajos de reacondicionamiento (52 en pozos productores y 28 en pozos inyectores).

Para el próximo año se tienen recursos comprometidos para la perforación de 36 pozos (22 inyectores y 14 productores), 53 trabajos de reacondicionamiento en

pozos inyectores y corrida de sísmica 3D. Con estos trabajos se proyecta inundar con agua dos áreas nuevas del campo y perforar varios pozos de avanzada.

CAMPO CANTAGALLO

Ubicado en los límites de los departamentos de Bolívar y Santander, Yariguí-Cantagallo es un campo atípico: sus más de 100 pozos se distribuyen a lo largo de cuatro islas con el río Magdalena como vecino principal.

Siempre bajo la operación directa de Ecopetrol, Cantagallo –como generalmente se le conoce– fue uno de los campos insignia de Colombia en las décadas de los cincuenta y los sesenta. Su clímax de producción se dio en 1963, cuando de sus pozos se extrajeron 20.000 barriles diarios. Pero desde 1965 comenzó una declinación continúa que llegaría a su punto más bajo en 2003, cuando produjo menos de 5.000 barriles diarios.

CAMPO PAYOA Y PROVINCIA

El campo de gas de Payoa, tiene una capacidad promedio de 21.8 MPCD, una capacidad pico de 33.95 MPCD, su gasoducto tiene una longitud de 48,217 KM y un diámetro de 6 pulgadas. Las Monas tiene tres campos productores -Payoa, La Salina y Corazón- que junto con Provincia, el mismo campo que Payoa pero operado por la petrolera estatal Ecopetrol en lugar de Petrosantander, han producido 300.000 barriles de petróleo y 1,3 billones de pies cúbicos de gas en su historia.

Se realizó la restauración de 33.741 m2 de áreas erosionadas en el campo Provincia y en el gasoducto Lisama-El Centro, así como la recuperación de 246.685 m2 de áreas contaminadas y 25.587 m3 de lodos contaminados. El campo petrolero de Provincia y Bonanza, que produce 10.000 barriles diarios de petróleo y 75.000 pies cúbicos de gas pasó a manos del Estado, tras finalizar un contrato de concesión a 30 años.

CAMPO CUSIANA

El campo Cusiana está ubicado en el piedemonte llanero colombiano en el departamento del Casanare, en las estribaciones de los Llanos Orientales a 240 Km. al Noroeste de Bogotá. Este campo se encuentra dentro de los contratos de asociación Santiago de las Atalayas, Tauramena y Río Chitamena; firmado por la compañía estatal Colombiana ECOPETROL con la asociada que fue conformada inicialmente por las compañías petroleras BP, TOTAL Y TRITON.. Allí se explota el crudo que lleva su nombre y cuya características de calidad son 42 grados API y 0.11% de azufre. La producción actual en promedio es de 42,000 barriles por día (reporte a marzo de 2005).

Desde la década pasada el nombre de Cusiana ha sido sinónimo del mejor petróleo encontrado en Colombia y de uno de los más cotizados en los mercados mundiales. Ahora Cusiana ha comenzado a aportar su gran producción en millones pero de pies cúbicos de gas. Y lo está haciendo a pasos agigantados.

La antigua BP (ahora 51% Ecopetrol y 49% Talisman) buscará convertir al campo Cusiana en uno de los más importantes del país, con la aplicación de nuevas tecnologías de inyección de los pozos petroleros de este yacimiento.

Wavefront Technology Solutions Inc. es una empresa dedicada la optimización de la inyección de fluidos para mejorar el rendimiento y la rentabilidad en el sector de hidrocarburos. Esta empresa anunció que Equión Energía Limited ejecutará cinco pruebas con tecnología Powerwave en su producción en el campo Cusiana.

El objetivo será incrementar la producción actual de 45.000 barriles de petróleo por día y 270 millones de pies cúbicos diarios de gas, así como optimizar las reservas probadas de 94 millones de barriles.

CAMPO MORICHAL

El Campo Morichal está ubicado al Sur del Campo Jobo, separado de este por la falla principal del campo. El descubrimiento del mismo se hace con la perforación del pozo MPG-4-1 en el año 1958, y es a partir de 1961 cuando empieza la producción comercial. El Campo presenta un POES de 9.945 MMBLS con Reservas Primarias en MMBLS de 987.

El campo Morichal cuenta con 306 pozos perforados productores de petróleos y un promedio de 24 pozos activos, 154 pozos cerrados por razones operacionales y 128 están abandonados (conforme al informe presentado al MEM, el día 30 de Septiembre del año 2000).

El Campo Morichal, al igual que el Campo Jobo presenta yacimientos: JOBO 03, JOBO 05, JOBO 06, JOBO 07, JOBO 12, JOBO 25, JOBO 102, JOBO 105, JOBO 106, JOBO 107 Y JOBO 196 (Miembro Jobo) y MORICHAL 03, MORICHAL 04, MORICHAL 05, MORICHAL 07 Y MORICHAL 08, MORICHAL 27 Y MORICHAL 107 (Miembro Morichal), separadas por una lutita (Miembro Yabo) y por un sistema de fallas principales y secundarias.

Los fluidos presentes en estos yacimientos varían entre 10 y 12º API para los del Miembro Jobo y 8.5 a 10.4º API para los del Miembro Morichal. Estos yacimientos producen por gas en solución y por empuje de agua. Los principales yacimientos son Jobo-03/Morichal-03, Jobo-07/Morichal07 y Morichal-08.

El Campo Morichal se encuentra ubicado en el estado Monagas a unos 93 kilómetros al sur franco de la ciudad de Maturín, y a unos 70 km al noroeste de Puerto Ordaz (Ciudad Guayana). Limitado hacia el Este por el Campo Pilón y hacia el Norte y Noroeste por el Campo Jobo. El petróleo en Morichal es Extrapesado con gravedades que oscilan entre 8° y 12° API.

La formación productora está conformada por la Formación Oficina, la cual a su vez está constituida de más antiguo a más joven por los miembros: Morichal, Yabo, Jobo y Pilón. Esta Formación, tiene un espesor aproximado de 1100', que están incluidos en una profundidad promedio que va desde 3100'-4200'. El

propósito de este estudio es el miembro Morichal, cuyo tope se encuentra a una profundidad promedio de 3450'.

CAMPO RUBIALES

El Campo Rubiales es la zona petrolera más al sureste de los Llanos Orientales Colombianos. Se encuentra ubicado a 167 Km de Puerto Gaitán - Meta y a 465 Km de Bogotá. El recorrido en avión desde Bogotá es de aproximadamente una hora.

Tiene una extensión de 59.600 hectáreas (área contratada) y un área exploratoria (Bloque Quifa) de aproximadamente 153.000 Km. Campo Rubiales tiene 400 pozos de cuya producción está encargada Pacific Rubiales, con una participación de Ecopetrol que representa el 80 por ciento.

Aunque esta semana Campo Rubiales volverá a producir 225.000 barriles diarios de petróleo, su ritmo habitual, nadie puede cantar victoria. Los hechos violentos que protagonizaron 600 empleados y contratistas generaron pérdidas millonarias a la Nación, pues el bombeo del crudo se paralizó durante dos días, cada uno de los cuales le representan al erario 20 millones de dólares.

El ministro de Minas y Energía, Hernán Martínez, explicó que inicialmente se creía que el campo serviría para sacar 100 millones de barriles del petróleo crudo, pero ahora se estima que podrían ser 500 millones, lo cual lo convertiría en el hallazgo más importante de los últimos 10 años.

CAMPO EL PILON

El Campo Pilón se encuentra ubicado al este del Campo Jobo, teniendo como principal miembro productor el yacimiento Oficina-1 el cual fue descubierto en Julio de 1936 con la perforación del pozo PC-1. El campo se encuentra ubicado el Este del Campo Jobo y presenta Petróleo original en Sitio de 2.356 MMBLS con Reservas Primarias en MMBLS de 353. La gravedad API promedio es de 13.1º.

La producción del yacimiento fue bastante irregular por problemas de mercado hasta el año 1970, cuando la producción se regulariza al incrementar la perforación de desarrollo.

La estrategia del Campo Pilón, es con ligeras variaciones, la misma que caracteriza toda la parte sur de la Cuenca Oriental (Formación Mesa, Freites, Oficina y Temblador). La geología estructural predominante está representada por un monoclinal con buzamiento de 4 a 5º al norte. Pertenece a la Formación Oficina de Edad Mioceno y su profundidad promedio es de 3250 pies. El yacimiento se encuentra limitado al Sur por una falla cuyo salto es de 200 pies y desplazamiento de 250 a 300 pies, que sirve como barrera de acumulación de petróleo pesado.

El yacimiento se ha dividido en seis arenas separadas por lutitas identificables en todo el campo y presenta una capa de gas primaria, cuyo contacto original está definido a 3125 pies y está asociado a un acuífero con el contacto original

localizado a 3415 pies. De acuerdo al comportamiento de producción y presión del yacimiento, se ha determinado que básicamente los mecanismos primarios de producción son influjo de agua y empuje por gas en solución, siendo el primero el principal.

CAMPO EL TEMBLADOR

El Campo Temblador está situado en la parte Sur - Central del Estado Monagas, aproximadamente ciento cinco (105) kilómetros al Sureste de la Ciudad de Maturín y fue descubierto a través de la perforación del pozo TT-1 (yacimiento Oficina-59) en Septiembre de 1936; localizado acumulaciones de crudo mediano y pesado en la Formación Oficina.

El área total del campo es de 2350 acres y presenta Petróleo Original en Sitio de 797 MMBLS con Reservas Primarias en MMBLS de 271. El yacimiento produce por un acuífero muy activo.

La estructura puede considerarse como un homoclinal fallado en el cual los estratos de las formaciones petrolíferas buzan con un ángulo de dos a cuatro grados hacia el Norte, en dirección de la cuenca.

El petróleo y el gas producidos en el Campo provienen de los miembros Jobo y Morichal. El Miembro Jobo posee una gran capa de gas por lo que la explotación de la zona de petróleo se presenta complicada y el miembro Morichal posee un acuífero muy activo lo que ha ocasionado que la caída de presión sea poca.

COLOMBIA PODRIA SER POTENCIA EN ENERGIAS ALTERNATIVAS!!

El agotamiento de las fuentes tradicionales de energía (combustibles fósiles) ha puesto a la mayoría de países del mundo a encontrar soluciones en energías alternativas. Colombia tiene un gran potencial en la generación de este tipo de energías por su posición geográfica y ya está trabajando en ello.

La Agencia Internacional de Energía (AIE) dice que la base de la vida moderna del mundo depende en un 80% del petróleo y que a medida que los países se industrializan y sus poblaciones aumentan, también crece el consumo de energía.

En Colombia la producción de energía primaria proviene de la hidroelectricidad, por la abundancia de agua en la mayoría de zonas del país, y en un segundo lugar de los combustibles fósiles (petróleo, gas y carbón), cuyas reservas ya se están agotando.

Por eso el Gobierno Nacional en los últimos años ha invertido en el desarrollo y aplicación de tecnologías alternativas de producción de energía, que funcionen con recursos renovables, para solucionar el problema de la crisis energética mundial y contribuir a un medio ambiente más limpio.

Según La Unidad de Planeación Nacional Minero Energética (UPME), las energías renovables cubren actualmente cerca del 20% del consumo mundial de electricidad.

Energía solar: Es la fuente primaria de luz y calor en la tierra, por esta razón se puede considerar como una fuente renovable; para generarla, se usa como fuente la radiación solar que llega a la Tierra. Este tipo de energía es gratuita, no genera emisiones y es silenciosa.

Además es una de las pocas tecnologías renovables que pueden ser integradas al paisaje urbano y es útil en zonas rurales de difícil acceso. En Colombia se podría generar en mayor escala en las zonas del Magdalena, La Guajira, San Andrés y Providencia.

Energía Eolica: El viento es aire en movimiento, una forma indirecta de la energía solar, este movimiento de las masas de aire se origina por diferencia de temperatura causada por la radiación solar sobre la tierra. Cuando el aire se calienta, su densidad se hace menor y sube, mientras que las capas frías descienden, así se establece una doble corriente de aire.

La energía eólica puede transformarse principalmente en energía eléctrica por medio de aerogeneradores, o en fuerza motriz empleando molinos de viento. Es una energía segura y gratuita, pero tiene las desventajas de que la velocidad del viento es variable y poco confiable, los aerogeneradores producen ruido y la vida silvestre puede verse afectada, ya que existe el riesgo que las aves caigan en ellos y mueran.

En Colombia la zona norte cuenta con las mejores potencialidades para generar este recurso. Por ejemplo, en la Alta Guajira, Empresas Publicas de Medellín (EPM) puso en funcionamiento el primer parque eólico, Jepirachí, con 15 aerogeneradores que aportan 19.5 megavatios al Sistema Interconectado Nacional.

Energía de Biomasa: La biomasa es cualquier material de tipo orgánico proveniente de seres vivos que puede utilizarse para producir energía. Se produce al quemar biomasa, como madera o plantas. Este tipo de energía emite poco dióxido de carbono y podría ser una solución a los métodos alternativos para eliminar desechos (entierro de basura y quema al aire libre). La dificultad es que requiere alta inversión de capital y su rentabilidad sólo se vería a largo plazo.

En Colombia se tienen estudios de producción de biomasa con el bagazo de la caña, que se estima una producción anual de 1.5 millones de toneladas y de cascarilla de arroz, con la que se producen más de 457.000 toneladas al año. Las zonas más adecuadas para generar esta energía son los Santanderes, los Llanos Orientales y la Costa Atlántica.

Energía Hidráulica: Es aquella que usa como fuente, la fuerza del agua de ríos y lagos. Se transforma mediante las plantas de generación hidráulica y genera electricidad. La hidroelectricidad es un método altamente eficiente en la generación de electricidad y no contamina. Sólo es aconsejable para los países

que tienen climas y topografías apropiadas, como Colombia, donde hay un gran desarrollo de estas infraestructuras.

Para generar este tipo de energía se deben construir represas, que pueden incluir la desviación del curso de ríos, inundación de tierras arables y el desplazamiento de personas. Por otro lado, los hábitats silvestres son afectados y los peces pueden morir atrapados en las turbinas.

Energía de los Océanos: Los océanos cubren más del 70% de la energía terrestre. En ellos se pueden encontrar dos tipos de energía: la térmica que proviene del calentamiento solar y la mecánica a partir de las mareas y las olas. El sol calienta la superficie de los océanos en una proporción muy alta, en comparación con las zonas profundas, de esta manera se crea una diferencia de temperaturas que también puede ser aprovechada, pero es insegura por los fenómenos a que están sujetos los océanos.

Energía Geotérmica: Proviene del calor procedente del centro de la tierra. Se transforma mediante perforaciones muy profundas para usar la fuerza calorífica bajo la superficie de la tierra para producir electricidad. Está energía es libre de contaminación, pero cuesta dos o tres veces más de lo normal y es limitada en zonas con actividad tectónica.

Una de las maneras de evitar el calentamiento global es la utilización de energías alternativas o también conocidas como energía renovable. Se obtiene de fuentes naturales virtualmente inagotables, unas por la inmensa cantidad de energía que contienen, y otras porque son capaces de regenerarse por medios naturales.

Las proyecciones de consumo mundial de energía realizadas por diferentes organismos muestran que la demanda de energía continuará creciendo de manera sostenida, y los combustibles fósiles continuarán dominando la canasta energética mundial. Sin embargo las tasas de crecimiento no son uniformes en todos los países. Las zonas de Asia y de Sur América presentan tasa más altas que la de los países desarrollados.

Los recursos energéticos son suficientes para atender la demanda por lo menos durante las tres próximas décadas, pero se plantean interrogantes sobre la seguridad del abastecimiento, el impacto ambiental y las grandes inversiones necesarias en infraestructura energética.

Uno de los resultados más importantes es que el comercio energético se expandirá rápidamente. En particular, los países y regiones consumidoras de petróleo y gas natural, verán incrementar sus importaciones de manera dramática. El comercio de energéticos incrementará la dependencia mutua entre las naciones, pero a la vez incrementará las preocupaciones sobre la vulnerabilidad del abastecimiento energético, dado que la producción seguirá estando concentrada en un número pequeño de naciones. En este sentido, los esfuerzos para cambiar hacia energéticos no-fósiles pueden tener un impacto de importancia sobre la dependencia de las importaciones.

La demanda de gas natural crecerá más aceleradamente que cualquier otro combustible fósil, al punto que para el 2030 se espera que el consumo doble al actual modificando la participación del GN del 23% actual hasta el 28% en la canasta energética mundial. Cerca del 60% de la nueva demanda de gas natural será tomada por plantas de generación.

La demanda de carbón mineral también continuará creciendo, pero a un ritmo muy inferior que el petróleo y el gas. India y China serán responsables por dos terceras partes del incremento de la demanda de carbón a nivel mundial. El consumo de carbón para el sector eléctrico seguirá siendo su nicho natural de mercado.

A pesar de que algunos países han expresado recientemente interés renovado en la Energía Nuclear, su rol declinará marcadamente, debido a que muy pocos reactores se construirán en el futuro. Su participación en la demanda mundial de energía primaria alcanzará un máximo de 7% hacia el 2010, para luego caer hasta

5% en el 2030. La generación con base en combustible nuclear caerá más drásticamente, desde 17% en el 2000 hasta sólo 9% en el 2030.

Las energías renovables jugarán un papel creciente en la mezcla mundial de energía primaria. La hidrogenaría mantendrá estable su participación en la canasta, pero su participación en generación decrecerá lentamente.

Las otras energías renovables crecerán más rápido que en cualquier otra forma de energía primaria, cerca del 3.3% anual durante el período estudiado. A pesar de ello, las renovables no hídricas, continuarán siendo una parte pequeña de la torta energética mundial.

Crear energía a partir del agua salada es una idea muy innovadora sin embargo aun no es claro el proceso por medio del cual se obtendría de nuevo agua dulce ya que si no se puede revertir el proceso seria una gran perdida de este recurso.

En el helio cultivo se debe considerar el tamaño de las áreas necesarias para generar este hidrocarburo/ etanol ya que si son extensivas zonas las requeridas en relación al producto, no será eficiente.

La piezoelectricidad es una manera sencilla de generar energía, si las placas son ubicadas en lugares con un gran flujo de personas como los centros de las ciudades.

La conversión de energía termal marina requiere una gran inversión y considero es una propuesta poco útil.

La generación de energía a partir de heces humanas es increíble, lo único preocupante a mi manera de ver es ¿cómo seria la recolección de dichos residuos? ¿Ocasionarían un sin número de enfermedades en los lugares donde se llevara a cabo este proceso?, son preguntas a considerar a la hora de realizar este proyecto.

La energía a partir de burbujas de aire es una manera muy innovadora, pero hay que considerar la cantidad de energía que se produciría, esta podría ser muy útil para sostener actividades domesticas pero no sabemos si es suficiente para grandes industrias ya que se requerirán grandes cantidades de estas.

Las vibraciones inducidas por vórtices podrían tener éxito pero seria un método agresivo con el medio ambiente y podrían alterar el ambiente de las especies que allí habitan.

La minería lunar permite obtener un recurso que en un principio genera energía, el problema será cuando este se acabe, ya que es un elemento que se encuentra en la luna y no es renovable.

La creación de paneles solares es una alternativa muy costosa, pero no deja de ser una buena idea.

La tecnología del hidrógeno puede ser una de las alternativas energéticas al petróleo que permita sortear los problemas ambientales que plantea el actual uso de combustibles fósiles, que es insostenible, pero sólo en el plazo de varias décadas, y a condición de que se invierta masivamente desde ahora.

El hidrógeno es el elemento más ligero, más básico y más ubicuo del universo. Cuando se utiliza como fuente de energía, se convierte en el combustible eterno. Nunca se termina y, como no contiene un solo átomo de carbono, no emite dióxido de carbono.

El hidrógeno es un elemento químico que contiene energía y que puede ser almacenado en forma líquida o gaseosa. Es 14 veces más ligero que el aire, incoloro, inodoro y no tóxico, ya que su único producto luego de la combustión es agua.

Se obtiene por la descomposición química del agua en oxígeno e hidrógeno partir de la acción de una corriente eléctrica (electrólisis) generada por fuentes de energía renovable (solar fotovoltaica, eólica, etc.). Este proceso divide el agua, produciendo oxígeno puro e hidrógeno.

El hidrógeno obtenido puede ser comprimido y almacenado en celdas por varios meses hasta que se lo necesite. El hidrógeno representa energía almacenada, se puede quemar como cualquier combustible para producir calor, impulsar un motor, o producir electricidad en una turbina.

Distintos estudios sostienen que tal conversión mejoraría la calidad del aire, la salud humana y el clima, sobre todo si se utilizara el viento en la generación de la electricidad necesaria para extraer el hidrógeno del agua en un proceso sin contaminación. Tal conversión podría evitar anualmente millones de casos de enfermedades respiratorias y decenas de miles de casos de hospitalización.

En conclusión todas estás alternativas para producir energía son fascinantes, unas mas que otras, y que tienen una gran alternativa de presentar un rango alto en la canasta energética, ya que en el planeta existen grandes cantidades de recursos que podríamos aprovecharlos para crear y abastecer la demanda energética, pero bueno esto no es todo color de rosa porque tenemos todos los recursos, y nos queda la gran duda del porque no colocamos en practica para empezar a crear este tipo de energías alternativas; esto radica en que sí, poseemos todo lo necesario pero es fundamental hacer un estudio a profundidad sobre la obtención y ver mas allá de lo que creemos, observar que este tipo de energías que se dan por medio de la naturaleza producen una energía muy baja la cual no abastecería lo suficiente con la demanda energética mundial, ni una novena parte, se necesitarían sobre explotar los recursos y no dejar tiempo para que estos se regeneren, y sin embargo todavía no alcanzaría a sobrellevar dicha carga, y aparte estaríamos destruyendo nuestro medio ambiente, que después seria muy difícil recuperarlo.

Aparte esto no es el único inconveniente que se presentaría, también existe la dificultad que para llevar a cabo esta explotación y generación de energía, se necesitaría mucha inversión monetaria, para tan poco beneficio a la hora de obtener los resultados, por lo tanto seria un gasto no convencional, para la canasta energética y el bolsillo de todos los consumidores.

Es un gran mito de que muy pronto el petróleo se va a acabar, sí, puede que ya se halla extraído bastante o gran parte de este de la tierra, pero siguen habiendo cuerpos que años atrás y recientemente se siguen sedimentando e irán formando poco a poco o en varios años mas petróleo para otras generaciones, la gran noticia de las energías alternativas es mas idea de las personas ecologistas que de la propia realidad que circunda sobre el petróleo, lo único recomendable es saber sobrellevar la demanda energética ahorrando y no malgastando tanta energía y seguir invirtiendo en investigaciones acerca de un mayor recobro de los pozos petrolíferos, y con ello hallando una forma de mejorar el uso y rendimiento de dicho compuesto para bienestar de todos conllevando a un gran desarrollo a nivel mundial.