Sunday, June 11, 2017

Nuevas fisuras en reactores nucleares en Bélgica


Roberto Ochandio, 11 Junio 2017
 
Mientras en la Argentina seguimos entusiasmados promoviendo la energía nuclear, en Europa se presenta un nuevo problema que suma al descrédito de este tipo de energía.




Mientras en Europa se inspecciona y se comunica libremente los resultados de las inspecciones, en la Argentina seguimos ciegos, sin información independiente sobre el verdadero estado de las tres centrales nucleares: Atucha 1, Atucha 2, y Embalse.

Mientras en los Estados Unidos y Europa se considera como "viejos" a reactores de 35 y 40 años de edad, planeándose las fase final de desactivación y descontaminación de los mismos, en la Argentina se prolonga la vida útil de Atucha 1 por 20 años más.

A continuación, las últimas noticias sobre este tipo de energía que tiene embobados a nuestro presidente y al gobernador de Rio Negro.

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Se descubrieron docenas de nuevas fisuras en reactores nucleares en Bélgica
https://www.rt.com/news/391826-belgium-nuclear-reactor-cracks/

La publicación RT.com nos informa el 11 de Junio de 2017 que se descubrieron nuevas fisuras
en dos reactores nucleares en Bélgica. De acuerdo a esta publicación, las últimas inspecciones con ultrasonido detectaron un número sustancial de nuevas micro fisuras en los reactores nucleares de las usinas eléctricas de Tihange y Doel. Este es un cambio respecto al último estudio realizado hace tres años, de acuerdo a informes de los medios belgas y alemanes.
Se descubrieron por lo menos 70 nuevas fisuras en el reactor nuclear Tihange 2 durante una inspección con ultrasonido en el mes de Abril de este año, de acuerdo a la agencia informativa Belga. En Noviembre pasado ya se habían descubierto unas 300 nuevas fisuras en el tanque del reactor Doel 3, de acuerdo a la agencia tagesschau.de.

El Ministro de Interior belga, Jan Jambon, confirmó las micro fisuras en Tihange 2 después de una investigación parlamentaria presentada por el lider del Green Group, Jean-Marc Nollet, tal lo informado por la agencia DW. Las nuevas fisuras en Doel 3 todavía no han sido confirmadas.

Las fisuras no presentan ningún peligro para la operación de la plantas nucleares, de acuerdo a la compañía operadora Engie-Electrabel, quien realizó las inspecciones bajo instrucciones de la Autoridad Regulatoria Atómica Belga (FANC por sus siglas en francés).

La operadora dijo que las nuevas fallas fueron descubiertas gracias a "un posicionamiento diferente del equipo de ultrasonido."  Engie-Electrabel sostiene que, en la medida que las fisuras no se expandan, no presentan un peligro para la operación del reactor.

El grupo ambientalista Nucléaire Stop trató de "irresponsable" a Engie-Electrabel, y criticó a esta operadora por mantener en operación el reactor en Tihange 2 pese a un incremento de 2,22 por ciento en sus fallas.

En Febrero del 2015 FANC anunció que se habían encontrado 3.149 fisuras en Tihange, mientras que se descubrieron 13.047 fisuras en Doel. La compañía operadora ahora deberá presentar análisis adicionales de la situación para el mes de Septiembre.


Tihange se encuentra a unos 60 kilómetros de la frontera con Alemania, mientras que Doel está a 150 kilómetros de distancia, cerca de Antwerp. Los alemanes que viven en el área cerca de esta frontera han presionado al gobierno para que obligue a Belgica a cerrar estos viejos reactores.

Ambos reactores han experimentado pérdidas y fisuras por cierto tiempo. Doel 3 tiene una capacidad de 1.006 megavatios, mientras que Tihange 2 tiene una capacidad de 1.008 megavatios. Estos reactores tienen casi 35 años pero todavía generan alrededor de 14% de la capacidad generadora de ese país.




Friday, March 3, 2017

Radio Nacional Esquel y la avanzada minera en el Chubut

En la nota enviada el 14 de Diciembre de 2016 por el Poder Ejecutivo Nacional, Subsecretaría de Energía Nuclear, al Concejo Deliberante de la ciudad de Esquel, se pone énfasis en que no existen planes para la explotación de uranio en Cerro Solo en el año 2017. De acuerdo a este organismo, en la eventualidad de considerarse la explotación de uranio esta decisión no se tomaría en forma unilateral.

Esta nota se contrapone a lo publicado por organismos internacionales - con información provista por la CNEA - sobre el potencial de minería de uranio en la Argentina, lo cual indica un doble discurso del gobierno nacional con el cual se oculta a la población los riesgos a los que se está expuesto de comenzarse con dichas explotaciones.

Por ejemplo:

El Organismo Internacional de Energía Atómica (OIEA o IAEA por sus siglas en inglés)) en su perfil de energía nuclear para Argentina elaborado en en el 2015 (1), en su sección 2.7 Ciclo de Combustibles incluyendo Gestión de Residuos, página 21, describe el potencial de Cerro Solo y otras áreas en Chubut y otras provincias argentinas a la par que detalla las investigaciones en cada uno de los potenciales  yacimientos de uranio.

Por su parte, la Asociacion Nuclear Mundial (World Nuclear Association) es más específica en su informe publicado en Noviembre de 2016. Este informe está titulado Energía Nuclear en la Argentina (2) y en la sección titulada "Recursos de Uranio", página 6, dice textualmente:

"La CNEA está desarrollando estudios de factibilidad para la minería planeada en el depósito de Cerro Solo en la Provincia de Chubut a partir de 2018. Los recursos asegurados razonablemente son de 4600 toneladas de uranio ubicado en areniscas. Estos planes están complicados por una prohibición provincial contra las minas a cielo abierto"

Es decir que se está activamente explorando la región, investigando métodos, optimizando procesos, y se están preparando estudios de factibilidad al mismo tiempo que se reconoce la existencia de restricciones legales a esa explotación.

Coincidiendo (?) con estos estudios y declamaciones del Poder Ejecutivo, nos enteramos que el uranio empobrecido obtenido en la planta de enriquecimiento de Pilcaniyeu, "no es un residuo sino un material con valor comercial", de acuerdo a lo informado por el Ejecutivo Nacional en respuesta al pedido de informes enviado por la Senadora Odarda, de Rio Negro. Este material radiactivo se sigue acumulando en la planta de Pilcaniyeu ante la eventualidad que su valor en el mercado internacional permita beneficiarse con su comercialización. No existen planes para la descontaminación de esos materiales o su reconversión para evitar daños a largo plazo.

También coincidentemente (?) se nombra en Radio Nacional Esquel a agentes pro mineros para promover sus discursos hacia la meseta y zona cordillerana chubutense, preparando así el terreno para una eventual explotación del uranio y otros metales pesados. Esto sucede en la misma ciudad en la cual el 83% de los habitantes ya le dijo no a la actividad minera.

Esto nos dice que existen demasiadas coincidencias, inexplicables estudios de explotación en una provincia que específicamente prohibe la minería a cielo abierto, y además dualidad de información: un mensaje para organismos e inversores internacionales y otro mensaje para no alertar y alarmar a la población.

Los chubutenses debemos estar en alerta máxima ante esta nueva avanzada minera. Localmente  debemos repudiar los intentos de difundir el mensaje corporativo minero a través de Radio Nacional,  "La Radio De Todos", la cual una vez más se prostituye para proclamar mensajes oficialistas. 

Estimo que el próximo paso de esta avanzada minera será un ataque a la ley provincial 5001, que prohibe la minería metalífera a cielo abierto. Esto abriría las puertas a estas explotaciones exponiendo la integridad de los pobladores de la zona, del río Chubut, y de las personas ubicadas río abajo y viento abajo en la costa provincial.

Roberto Ochandio
Marzo 2017



Wednesday, September 21, 2016

Fracking con dióxido de carbono

Fracking con dióxido de carbono
Roberto Ochandio, Septiembre 2016

La revista Petroquímica (Petroquímica, 2016) informa que la compañía San Antonio Internacional fracturó otro pozo no convencional en Aguada del Cajon, Neuquén. La gran novedad es que esta vez en vez de usar agua se usó dióxido de carbono (CO₂) para fracturar la formación gasífera. De la mano de San Antonio Internacional este método llega ahora a la Argentina, siendo promocionado por esa publicación como el gran invento que ayudará a preservar el agua y mejorará la extracción cada vez más difícil de hidrocarburos.

Pero, para visualizar mejor el panorama que presenta este nuevo método, es necesario ahondar un poco en los detalles para entender los riesgos de fracturar con CO₂.

Descripción de la fractura hidráulica usando CO₂

En la fractura hidráulica tradicional se usa agua mezclada con una multitud de productos químicos más arena como agente de sostén. Este sirve para mantener abiertas las fracturas y permitir el paso del gas o petroleo a través de formaciones impermeables que normalmente impiden dicho flujo.

La fractura con CO₂ se realiza siguiendo los mismos pasos que durante la fractura con agua, aunque se usan distintos equipos para comprimir el CO₂ y mezclarlo con la arena y los necesarios productos químicos.



                                      Figura 1. Operación de fractura con CO₂. (Gentileza FloCO2 Ltd.)

Cuando se usa CO₂ en vez de agua, el problema es cómo hacer para que el CO₂ pueda transportar el agente de sostén hasta el fondo del pozo y dentro de las fracturas. Para solucionar este problema, se lleva al CO₂ al llamado estado súper crítico de presión y temperatura (*), lo cual lo convierte en una espuma con características tanto liquidas como gaseosas. La capacidad de transportar el agente de sostén depende de la viscosidad del CO₂ y su capacidad de permanecer en estado súper crítico.

La limitada experiencia actual indica que las fracturas hechas con CO₂ producen inicialmente más gas o petróleo porque desarrollan una red de fracturas más extensa y compleja que las hechas con agua. La bajísima viscosidad del CO₂ permite crear fracturas tridimensionales con una mayor extensión vertical y a mucha menor presión, mientras que las fracturas hechas con agua o hidrocarburos viscosos tienden a generar facturas planares (American Geophysical Union, 2016).

Problemas documentados de esta nueva tecnología

Sin embargo hay un límite a la presión que se pueda hacer durante la fractura, y ese límite está dado por la necesidad de controlar la extensión de la fractura. En otras palabras: si bien fracturar con CO₂ puede resultar en un aumento de la productividad inicial del pozo, todavía falta una evaluación más completa de los beneficios o problemas que puedan resultar de la aplicación de esta técnica.

Hace solo un par de años General Electric (GE) todavía estaba desarrollando este método pero lo consideraba en un estado muy primitivo. En ese momento no se creía que pudiera reemplazar al agua para las fracturas debido a los desafíos técnicos para conseguir la viscosidad adecuada del CO₂ y la infraestructura necesaria para implementarla (Reuters, 2014). Al mismo tiempo GE fue cautelosa al indicar los probables riesgos ambientales resultantes de la captura, compresión, transporte y uso del CO₂ en estas operaciones. Entre estos riesgos se menciona la imposibilidad de construir tuberías que transporten el CO₂ hasta cada uno de los pozos para su uso en fractura, indicando que el transporte de CO₂ requerirá un tránsito mucho mayor de camiones, con el consiguiente impacto en la red vial, la seguridad de las personas y el riesgo de pérdidas.

Problemas después de la fractura

Una vez completada la fractura le sigue un proceso de purga y venteo para eliminar subproductos indeseables del gas natural recuperado en superficie. Si bien el CO₂ se inyecta en estado súper crítico, después de la fractura el gas natural producido lo empuja a la superficie llegando no ya en estado súper crítico sino simplemente en su forma gaseosa normal.

Si no se lo captura queda librado a la atmósfera durante la purga posterior a la fractura, y, por ser más liviano que el aire, migra hacia la atmósfera superior contribuyendo al efecto invernadero. Sin embargo, capturar el CO₂ en la boca de pozo y separarlo del gas natural producido por el fracking no es una tarea fácil ni barata dado que se requieren altas inversiones en equipamiento especial para separar el CO₂ de los otros gases y luego transportarlo y almacenarlo en forma segura.

Una vez capturado al CO₂ se lo puede reusar en otra fractura o se lo puede inyectar bajo tierra según el procedimiento conocido como Captura y Almacenamiento de Carbón. La publicación de la Revista Petroquímica no menciona que se haya capturado el CO₂ resultante de esa fractura, lo cual implica que San Antonio liberó las 597 toneladas usadas de CO₂ a la atmósfera. Al contribuir a la liberación de gases de efecto invernadero, este experimento contradice los esfuerzos que se hacen a escala mundial para detener el calentamiento global.

Captura y Almacenamiento de Carbón

Para almacenar el carbón primero hay que perforar un pozo hasta encontrar una formación permeable rodeada por dos formaciones impermeables que impidan escapes del CO₂. Luego se inyecta el dióxido de carbono llenando las porosidades de las rocas con este gas a gran presión. Como medida de seguridad se instalan válvulas de control en el pozo para prevenir posibles escapes del gas hacia la superficie.

Sin embargo, los pozos usados para almacenar el CO₂ tienen las mismas limitaciones de todo otro pozo usado en la industria petrolera, es decir fallas estructurales que impiden una buena aislación de las formaciones geológicas. Estudios independientes demuestran que las cementaciones usadas para aislar las cañerías de entubación desarrollan fallas que permiten el escape del CO₂ o cualquier otro gas que se quiera almacenar (SINTEF Petroleum Research, 2013).


Figura 2. Posibles vías de escape de CO en un pozo entubado. Diagrama cortesía de Celia, M. A. et al, 2004. Quantitative estimation of CO leakage from geological storage: Analytical models, numerical models, and data needs.

En la provincia de Alberta, Canada, existen proyectos para inyectar el CO₂ en formaciones subterráneas. Los requerimientos para este proceso implican garantías de que no habrá pérdidas de CO₂ en el futuro previsible, típicamente 1000 años de sellado inviolable. Un estudio organizado por la Universidad de Calgary con fondos públicos y de compañías privadas (Wabamun, 2008) analiza las condiciones bajo las cuales los pozos inyectores de CO₂ pueden desarrollar pérdidas que impidan cumplir con estas previsiones (Well Design, 2010). Además de los problemas de diseño y construcción de los pozos se pone énfasis en dos fallas características comunes a todos los pozos, tanto productores como inyectores, por efecto del CO₂: un aumento de la permeabilidad del anillo de cemento y aumento de la corrosión del acero de las cañerías en presencia de agua. En otras palabras: no solo es imposible garantizar la estabilidad de los sellos geológicos que contienen al CO₂, sino que las herramientas y métodos actuales son incapaces de asegurar la captura indefinida del CO₂ inyectado.

Desmintiendo las garantías que divulga la industria petrolera, la publicación Scientific American indica que las zonas aptas para almacenar el CO₂ no serían las mismas formaciones productivas sino las que se encuentran por debajo de formaciones impermeables de esquistos (Scientific American, 2012). Sin embargo, después de múltiples fracturas hidráulicas a gran escala estas rocas ya habrán perdido la impermeabilidad original y por lo tanto no podrán garantizar el sello efectivo de los depósitos de CO₂. En otras palabras, la fractura hidráulica y el almacenamiento de CO₂ en la misma zona no son compatibles.

Esto nos dice que manipular hoy el CO₂ esperando esconderlo indefinidamente bajo tierra no es realmente una opción viable. La Captura y Almacenamiento de Carbón es una técnica que todavía está en pañales. Nada ni nadie puede garantizar que los sellos formados por rocas impermeables puedan durar por toda la eternidad, por lo tanto inyectar el CO₂ bajo tierra por ahora es como esconder la basura bajo la alfombra y cruzar los dedos para que no se produzcan fugas de gases.

Si bien hay lugares en el mundo donde se ha inyectado el CO₂ bajo tierra en forma continuada por varios años (Sleipner, Noruega), no existen métodos que permitan asegurar esta captura a través del tiempo. Por ejemplo, nada puede garantizar la estabilidad de estas capturas ante un terremoto que sacuda los sellos geológicos originales. De la misma manera, nadie puede predecir el comportamiento del planeta en reacción a los cambios inducidos por el calentamiento global. Por ahora estos experimentos no pasan de ser un intento de los países y compañías privadas para cumplir con las cuotas de carbón estipuladas para cada país por el acuerdo de Kioto.

La evidencia indica que la sociedad está en condiciones de cuestionar la fractura experimental de San Antonio. Esta compañía es irresponsable al implementar esta técnica sin prever métodos para almacenar definitivamente el CO₂. Tambien son irresponsables los editores de la revista Petroquímica al anunciar solamente los éxitos de esta fractura sin mencionar las consecuencias ambientales graves a las que exponen a toda la humanidad. Sobre todo se debe cuestionar a la Secretaría de Ambiente de Neuquén por permitir ese experimento sin evaluar todas las consecuencias del mismo.


(*) Estado Súper crítico del CO₂
Estado de este gas cuando se lo somete a temperaturas mayores a 31,1 grados Celsius y presiones mayores a 73 atmósferas.

Referencias

American Geophysical Union. Wiley Online Library, 2016.
Acoustic emission monitoring of hydraulic fracturing laboratory experiment with supercritical and liquid CO₂

Petroquímica Nº322, Julio/Agosto 2016
San Antonio realizó la mayor fractura con CO₂ a nivel regional.

Reuters, 2014: Fracking with CO₂ to replace water a distant goal, GE says

Scientific American, 2012.
Can Fracking and Carbon Sequestration Coexist?

SINTEF Petroleum Research. ScienceDirect, 2013
Potential Leakage Paths along Cement-Formation Interfaces in Wellbores; Implications for CO₂ Storage

Wabamun Area CO₂ Sequestration Project (WASP), 2008

Well design and well integrity.
Wabamun area CO₂ sequestration project (WASP). Pp 15 y 17.


























Thursday, August 4, 2016

Combustión Subterránea de Carbón en Pcia Buenos Aires

Evaluación preliminar del método de Gasificación Subterránea del Carbón (UCG)

(Roberto Ochandio, Abril 2015)


La minería de carbón tradicional implica una gran cantidad de tiempo, recursos y personal y contiene muchos retos tales como cambios drásticos en los paisajes, altos costos de maquinaria, riesgo elevado para el personal y el transporte posterior a la extracción. La minería convencional también tiene otros problemas, como el hundimiento del terreno, entornos de trabajo peligrosos, inundaciones localizadas, y la acumulación de metano en los subsuelos de las casas cercanas.

El carbón es el combustible fósil que tiene la mayor cantidad del elemento carbono, y su combustión está asociada con altas emisiones de CO₂. El valor calórico de las fuentes de combustibles fósiles varía, con valores típicos de 50 GJ/ tonelada para el gas natural, 45 GJ/tonelada para el petróleo crudo y 30 GJ/tonelada para el carbón. Por lo tanto, el carbón tiene las emisiones de CO₂ más altas por unidad de energía térmica producida (1).

Breve descripción del sistema UCG



La Gasificación Subterránea del Carbón (UCG por sus siglas en inglés) es un nuevo método de extracción de carbón que está siendo investigado y que evita muchos de los problemas de la minería tradicional del carbón. UCG implica la combustión de carbón in-situ durante la cual se gasifican las vetas de carbón produciendo gas sintético (syngas), usado en la generación de energía o como materia prima de la industria química. En su forma básica, UCG consiste en inyectar aire u oxígeno a presión dentro de la veta de carbón, activar la combustión del carbón dentro de la veta, y extraer los gases resultantes por medio de otro pozo. En superficie se separa el syngas de otros gases indeseados y se lo envía a usinas para la generación de electricidad.

Después de un estudio preliminar usando métodos sismográficos de superficie, se perforarán pozos de estudio para evaluar las características geológicas de la región, delimitar el área de explotación, y analizar la disposición, tamaño y características de las vetas de carbón. Finalmente se comenzará la explotación con pares de pozos inyector/productor. A medida que se agotan las vetas, se desplaza la operación hacia una nueva veta. Esto implica la perforación de nuevos pares de pozos inyector/productor hasta cubrir toda el área de explotación. En total la explotación de UCG puede resultar en la perforación de decenas, o centenas, de pozos. Al finalizar la vida útil del yacimiento estos pozos deberán ser abandonados siguiendo procedimientos pre-establecidos.

Ventajas de UCG

  • Permite acceder a reservas de carbón previamente consideradas fuera de alcance, expandiendo de esta manera el volumen de reservas de carbón.
  • Elimina los riesgos para los trabajadores de la minería tradicional.
  • Evita el transporte a superficie de grandes volúmenes de carbón y la posterior eliminación de residuos.
  • Concentra la combustión del carbón en un espacio cerrado, evitando la emisión directa de gases contaminantes a la atmósfera.
  • Evita los daños ambientales de la minería tradicional, a cielo abierto o por galerías.

Desventajas de UCG

El proceso de UCG da como resultado la generación de monoxido de carbono (CO), hidrogeno (H), dióxido de carbono (CO₂), metano (CH₄), etano (C₂H₆), agua, alquitrán y cenizas. Este proceso también puede generar otros subproductos, incluyendo ácido sulfhídrico (H₂S), arsénico (As), mercurio (Hg), y plomo (Pb).

Estos subproductos del proceso UCG presentan un peligro ambiental en las inmediaciones de la veta por el filtrado de materiales orgánicos e inorgánicos en el agua subterránea. Los ensayos preliminares mostraron que este método puede crear un riesgo significativo para las aguas subterráneas en los estratos adyacentes.

Cualquier escape de estos gases tóxicos tendrá graves consecuencias en la salud de los operarios, poblaciones cercanas, animales, y el medio ambiente por su contribución al efecto invernadero.

Riesgos asociados a UCG: Contaminación del agua

La contaminación del agua subterránea alrededor de las zonas UCG está causada principalmente por uno de los siguientes mecanismos: la dispersión y penetración de los productos de pirólisis de la veta de carbón en las capas de rocas circundantes, la emisión y la dispersión de altos contaminantes con los productos del gas después de la gasificación, y la migración de residuos por lixiviación y penetración de aguas subterráneas. Además, los gases fugados, tales como dióxido de carbono, amoníaco y sulfuro, pueden cambiar el valor de pH de los estratos locales una vez que están disueltos (1).

De acuerdo al informe del Laboratorio Livermore, la integridad de los pozos es fundamental para proteger los acuíferos y controlar la combustión del carbón. Los pozos deben ser ubicados en lugares donde no existan deformaciones en la roca ni hundimientos que originen el colapso de las cañerías de entubación. Más aun, basándose en las experiencias realizadas en los EEUU, se recomienda realizar ensayos periódicos para verificar la integridad de los pozos (2).

Los pozos usados para la inyección del aire y la recuperación de gases y agua están expuestos a los mismos daños estructurales que los pozos de petróleo, aunque magnificados por las altas presiones y temperaturas en las que se realiza la operación. Esto implica pérdidas debido a corrosión de cañerías y cementaciones deficientes que pueden llegar a contaminar los acuíferos.

Tal como en pozos de petróleo, la falta de verticalidad de los mismos impiden una correcta formación del anillo de cemento y la posibilidad de aislar perfectamente las zonas críticas del pozo. Si se usan perforaciones direccionales para conectar la cámara de combustión con el pozo extractor será imposible lograr una buena aislación del anillo de cemento.

La experiencia indica que no hay pozo perfecto. En la industria del petróleo, un 6% de todos los pozos nuevos tienen fallas estructurales. Con el tiempo, todos los pozos tendrán cañerías corroídas y contaminación debido a fugas de gases y líquidos a través de las cañerías o las cementaciones.

No todas las formaciones carboníferas tienen las mismas características físicas. En algunos casos, si la permeabilidad del carbón es demasiado baja esto puede afectar la combustión y disminuir el rendimiento de la operación. Si así fuera una de las maneras de mejorar el proceso es fracturando la formación carbonífera usando el mismo método que en la explotación del petróleo. Como consecuencia pueden presentarse los mismos daños ambientales y riesgos para la salud.

La presión a la cual se inyecta el aire dentro del pozo es crítica no solo para lograr una buena combustión, sino también para evitar que los gases eyecten hacia arriba a los productos tóxicos producidos durante este proceso, los cuales pueden contaminar los acuíferos superiores. Si bien el riesgo de contaminación puede limitarse manteniendo presiones negativas en el generador subterráneo, no existe ninguna manera de asegurar de antemano que éste será el caso en todas las implementaciones de este sistema en nuestro país.

Riesgos asociados a UCG: Daño ambiental permanente

Una vez consumido todo el carbón en una zona se debe proceder al abandono de la misma, lo cual incluye una limpieza total de la formación agotada para extraer los contaminantes remanentes en el fondo del pozo. Ademas, se debe taponar los pozos a intervalos determinados para impedir flujos hacia la superficie. Sin embargo, la experiencia en yacimientos petroleros demuestra que estos procedimientos muy rara vez se llevan a cabo porque ninguna compañía quiere invertir en procedimientos que no reditúan ganancias, sobre todo al finalizar un emprendimiento. Comodoro Rivadavia y Plaza Huincul dan prueba de la magnitud del problema, donde es común escuchar a vecinos quejándose de surgimientos de gas, petróleo, o agua de formación a través de los muchos pozos abandonados en esas zonas.

El área afectada por esta explotación, incluyendo pozos, cañerías, caminos, plantas de tratamiento de gas, usinas para generación de energía, y plantas químicas que usen el gas producido, muy difícilmente pueda volverse a su estado natural después de la intensa actividad industrial sobre la misma.

Riesgos asociados a UCG: Contaminación con Dióxido de carbono

La combustión del carbón bajo tierra produce CO₂, al igual que la combustión de otros combustibles fósiles. Sin embargo, de todos los fósiles usados en combustión, el carbón tiene actualmente la mayor emisión de CO₂ por unidad de energía producida. Al ser más liviano que el aire el CO₂ se desplaza hacia la atmósfera superior donde contribuye al efecto invernadero y posterior calentamiento global.

En lineas generales, quemar los depósitos de carbón para producir syngas nos asegura el acceso a una forma de energía hasta ahora inaccesible. Al mismo tiempo también nos asegura la continuidad de las emisiones de CO₂ que tanto están afectando el planeta. En momentos en que la humanidad está desesperada tratando de encontrar maneras de contaminar menos, este método garantiza un aumento de la contaminación y el calentamiento global por cientos de años más, un calentamiento que los seres vivos hoy ya no son capaces de soportar.



Riesgos asociados a UCG: Imprescindible la aplicación de tecnologías CCS

De acuerdo al informe presentado por Livermore (2), para poder implementar el método de UCG es imperativo implementar conjuntamente las tecnologías de Captura y Almacenamiento de carbón (CCS). Sin embargo, las técnicas para comprimir y almacenar el CO₂ están todavía en estado experimental, son ineficientes y distan de ser seguras. En ningún caso se debe tratar de implementar UCG sin su correspondiente CCS, dado su impacto final en el calentamiento global.

Riesgos asociados a UCG: Hundimientos

Las cavidades creadas durante la combustión del carbón pueden dar lugar a hundimientos del terreno que colapsen o deformen las cañerías de los pozos. En yacimientos poco profundos los hundimientos puede conectar directamente la zona de combustión con los acuíferos superiores. En yacimientos mas profundos el peligro es que los desmoronamientos den lugar a grietas por las cuales puedan escaparse los fluidos tóxicos.

Existen métodos para evaluar la geología de las formaciones sedimentarias y ayudar a seleccionar lugares apropiados para estas operaciones. Sin embargo, en todos los casos se recomienda realizar evaluaciones periódicas de hundimientos en superficie. Eso nos dice claramente que los estudios y selección previa no son todavía suficientes para garantizar la integridad y estabilidad de las formaciones subyacentes, exponiendo a estas operaciones a futuros cuestionamientos.

Conclusión

La información disponible sobre este método experimental nos dice que, si bien nos permite alcanzar reservas de carbón previamente inaccesibles, al mismo tiempo introduce todos los riesgos de contaminación tan comunes a la explotación tradicional del carbón, principalmente por medio de la liberación de grandes volúmenes de dióxido de carbono, más la contaminación de los acuiferos.

Tal como en otros métodos de minería, la población queda expuesta a contaminación del agua y del aire, envenenamiento con productos altamente tóxicos, daño potencial a las edificaciones, impacto ambiental producido por cañerías e instalaciones de superficie, y un pasivo ambiental que deberán absorber las futuras generaciones.


Referencias

(1) Review of underground coal gasification technologies and carbón capture.
Stuart J Self, Bale V Reddy and Marc A Rosen

(2) Best practices in Underground Coal Gasification
Elizabeth Burton, Julio Friedman, Ravi Upadhye
Lawrence Livermore National laboratory





Monday, July 18, 2016

Un año más de sequía – Alerta para la población de Chubut

Roberto Ochandio – Julio 2016

El centro de investigación Isciences (1) de los EEUU publicó información detallando los lugares del mundo donde habrá anomalías en la disponibilidad de agua, tanto déficits como excesos, hasta Marzo de 2017 (2). Esta información es usada por gobiernos, compañías privadas, y agricultores de todo el mundo para tomar decisiones estratégicas teniendo en cuenta el elemento básico para cualquier desarrollo, es decir, el agua.

Para la confección de estos pronósticos se usó datos de observaciones reales desde Abril hasta Junio de 2016 combinados con pronósticos meteorológicos para los próximos nueve meses.

En el mapa las zonas azules indican excesos de disponibilidad de agua, mientras que las zonas rojas indican déficit excepcionales.

(A) datos reales para el período Abril-Junio 2016;
(B) pronostico para el período Julio-Septiembre 2016
(C) pronostico para el período Octubre-Diciembre 2016
(D) pronostico para el período Enero-Marzo 2017



Indice Compuesto de Anomalías hídricas – Abril 2016-Marzo 2017


El mapa nos muestra cantidades excepcionales de agua para las provincias de Mendoza y La Rioja, que, dada la geografía de esas provincias, quizás se traduzcan en correntadas e inundaciones.

Al mismo tiempo nos muestra el déficit previsto para la región cordillerana patagónica, de los dos lados de la cordillera. La sequía del período Abril-Junio 2016 ya la conocemos y la podemos medir en los caudales escasos de los ríos Senguer y Chubut. Lo alarmante es que la sequía se prolongará por el resto del período evaluado.

Esta información es preocupante, sobre todo ante la falta de reacción de los gobernantes que siguen con sus planes de desarrollo minero e industrial como si el cambio climático no fuera ya una alarmante realidad. Tanto la minería como la industria petrolera cuentan con el apoyo oficial para proyectos basados en el consumo de cantidades industriales de agua.

La desaparición del Lago Colhué Huapi y el escaso o nulo caudal del Rio Senguer son una señal de alarma que no debe ser ignorada. Si a la crítica situación actual se le suma un pronostico meteorológico netamente desfavorable, cualquier gobierno razonable asumiría su responsabilidad de resguardar la provisión de agua para el uso de la población.

Esto fue lo que aparentemente quiso decir el gobernador Das Neves, cuando prometió resguardar los recursos hídricos de la provincia. Sin embargo, acto seguido, aprobó la operación de la planta de procesamiento de arenas para fractura hidráulica en Dolavon. Al mismo tiempo mira con ojos tiernos a las propuestas de las compañías mineras para la extracción de uranio, la puesta en marcha del lamentable proyecto Navidad, y las inversiones petroleras en la cuenca del Golfo San Jorge.

En este mundo al revés en que nos han sumido nuestros gobernantes, debemos actuar decididamente para impedir que los grandes capitales y sus aliados en el gobierno condenen a los habitantes de la provincia y a sus actividades tradicionales.


(1) ISciences – Global Water Monitor & Forecast

(2) ISciences - Global Water Monitor & Forecast Watch List July 15, 2016