Suplemento dia del gas 2015 03 05

Suplemento Especial Jueves 5 de marzo de 2015 Año XXI - número 8.334

Prevención de accidentes Consejos para un mayor ahorro de gas y para mejorar la seguridad en los hogares.

Uso vehicular

PÁGS. 10 y 11

PÁgs. 12 y 13

Sigue creciendo en el país el parque automotor a GNC.

La Industria, el consumo y el futuro

Día del Gas

El país y la provincia de Neuquén están asistiendo a un mayor desarrollo hidrocarburífero. Recursos, cifras y eventos de un sector en pleno crecimiento.

2 LMNeuquÉn

DÍA DEL GAS

jueves 5 de marzo de 2015

Llevar gas de Comodoro a Buenos Aires, una odisea En 1945 se decretó en el país el Día de la Nacionalización del Gas.

L

a fecha del 5 de marzo es de gran relevancia en la historia del gas argentino.

En 1945, el ingeniero Julio Canessa le explicó a Juan Domingo Perón el proyecto que posibilitaría un mayor desarrollo del gas argentino.

Uno de los componentes del proyecto fue crear la Dirección Nacional de Gas del Estado y, como medida inicial, llevar a Capital Federal el gas que se venteaba en Comodoro Rivadavia.

El ypefiano Canessa consiguió que el 5 de marzo de 1945 se decrete el Día de la Nacionalización del Gas. En enero de 1946 se creó una unidad independiente de Yacimientos Petrolíferos Fiscales (YPF): la Dirección Nacional de Gas del Estado (GdE), que quedó a cargo de su mentor, el ingeniero Canessa.

Fue esa entidad la que logró la construcción del gasoducto Comodoro Rivadavia-Buenos Aires, que fue terminado en 1.949.

La obra, de 1.605 kilómetros de longitud, posibilitó que el fluido llegara a Buenos Aires. Antes de esa iniciativa, los hogares utilizaron carbón y otros combustibles que eran importados. Esto generaba excesivos costos para el país y por elevación, muy caro para las familias.

Como se reseñó, esta nueva unidad se quedo con el transporte y

110.000

son los kilómetros de red de ductos que permiten el abastecimiento de gas en todo el país.

distribución de gas. Luego llegaría el descubrimiento de los yacimientos gasíferos en Salta, lo que motivó la construcción del gasoducto de Campo Durán a Buenos Aires.

En forma posterior, ese ducto se unió a áreas de Bolivia, avanzando así en la posibilidad de importar el fluido desde el vecino país.

Más tarde, la Patagonia dejó aflorar el recurso en la cuenca neuquina, concretamente en los yacimientos de Loma de la Lata.

A partir de esos hallazgos, se comenzó a proyectar –y luego construir– los gasoductos Neuba I y II, de Neuquén a Buenos Aires.

Le siguió, luego, el ducto que uniría Neuquén con Mendoza, hacia el este permitiendo llevar el gas a otras regiones del país.

Fechas opuestas

Tal como lo informó en 2006 la revista Intergas, la historia del gas argentino tiene dos fechas claves: una fue la del 5 de marzo y todo el proyecto del ingeniero Canessa. La segunda es la del 28 de diciembre de 1992, cuando el por entonces presidente Carlos Menem privatiza Gas del Estado (GdE)

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DÍA DEL GAS

jueves 5 de marzo de 2015 Bruno Tornini

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La industria crece al compás del gas no convencional La formación Vaca Muerta permitió una expansión de casi el 24% el año pasado.

S

egún datos de la Subsecretaría de Hidrocarburos de Neuquén, durante el segundo semestre de 2014 el petróleo obtenido de la formación Vaca Muerta (shale oil) alcanzó el 18,08% de la producción total de petróleo de la provincia. Este dato marca un veloz crecimiento si se toma en cuenta que durante el primer semestre del año 2014, Vaca Muerta entregó el 11,5% del total provincial de ese hidrocarburo.

Algo parecido se aprecia en la producción de gas: el que se extrajo de formaciones no convencionales alcanzó el 23,77% del total producido por la provincia de Neuquén, lo que implica un 7,35% respecto del primer semestre.

Cuenca neuquina

Esta área geológica de la que el mundo habla “es la principal formación de shale en la Argentina.

Su gran potencial se debe a sus características geológicas y su ubicación geográfica”, explican La empresa de desde YPF. bandera nacional Agrega la informatiene 12 mil km2 ción de empresa argenpara explotar en tina que “la formación Vaca Muerta se encuenhidrocarburos. tra en la Cuenca Neuquina, al sudoeste del país, y tiene una superficie de 30 mil km2, de los cuales YPF posee la concesión

YPF

AFP

de más de 12.000 km2, sobre los que han realizado estudios para evaluar con más precisión el potencial de los recursos. Los resultados obtenidos han permitido confirmar que Vaca Muerta tiene un enorme potencial para la obtención de gas (308 TCF-Trillones de Pies Cúbicos) y que cuenta con importantísimos recursos de petróleo que alcanzan los 16,2 miles de millones de barriles”.

Se indicó que “la formación tiene entre 60 y 520 metros de espesor, lo que permite en algunos casos el uso de perforación vertical, con lo que se reduce significativamente los costos de extracción y mejora

la viabilidad económica para la extracción de estos recursos”.

Se explica desde YPF que la formación Vaca Muerta, a diferencia de lo que ocurre con otras formaciones de shale, se encuentra alejada de centros urbanos, lo que facilita notablemente las operaciones de la industria.

“Otra ventaja es que se encuentra a una profundidad mayor a los 2.500 metros, muy por debajo de los acuíferos de agua dulce, lo cual hace más segura su extracción y disminuye los riesgos ambientales”, se indicó.

Fuentes: shaleargentina.org.ar e YPF

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DÍA DEL GAS

Las expo del petróleo y el gas llega a Argentina Este año habrá tres grandes eventos en el país, y en abril Neuquén será sede de uno de ellos.

jueves 5 de marzo de 2015

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r ge n t i n a s e r á sede, dur ante este año, de al menos tres eventos de carácter internacional relacionados con la actividad hidrocarburífera, en especial en lo que tiene que ver con la industria no convencional.

Sobre esta última, la provincia de Neuquén viene jugando un rol destacado a partir de fenómenos como el de la formación Vaca Muerta.

“La importancia que adquirió el país por el yacimiento Vaca Muerta la posicionó como una de las principales sedes del mundo en materia de los no convencionales, en momentos en que la baja internacional del precio del petróleo afectó a jugadores de la producción tradicional”, se informa desde el portal de noticias Shale Seguro.

Los eventos son considerados de gran nivel y tienen reconocimiento mundial. La primera de las actividades previstas para este año tendrá lugar los días 18 y 19 de mayo, en el Sheraton Hotel de Buenos Aires.

Se trata de Argentina Shale Gas & Oil Summit, un espacio que contará con conferencias y exhibiciones referidas al impulso que cobró la industria no convencional en la Argentina. Tal como se anuncia, esta iniciativa promete ser una oportunidad para que las compañías puedan mostrar sus productos o servicios hacia clientes actuales o potenciales y proveer oportunidades para establecer más contactos.

Los organizadores explican que el encuentro “combinará presentaciones y debates dirigidos por moderadores que serán seguidos por una ronda de preguntas con el público”.

“El primer día se centrará en el futuro del esquisto en Argentina, navegando por el panorama legislativo, la experiencia de agentes y entendiendo la geomecánica de la pizarra Argentina”, agregan.

Durante el segundo día, uno de los temas centrales será cómo manejar el impacto medioambiental, el compromiso público, como ampliar las oportunidades de inversión, la administración de redes de suministro; así como también se discutirá cómo cubrir la brecha de habilidades en Argentina. Se presentarán, además, numerosos estudios de casos, donde se observa la innovación técnica dentro de la Del 23 al 25 de industria.

“Shale Gas & Oil junio, la ciudad Summit 2015 es de Neuquén una conferencia y será sede de exposición de dos días que sirve como la Cumbre plataforma para esMundial en timular la explotaAmérica Latina ción del gas de pizarra en Argentina. La de Petróleo atracción investigay Gas No rá las posibilidades Convencional. actuales y futuras para la industria del gas de pizarra, reuniendo a funcionarios superiores y expertos técnicos con agentes y titulares de licencias”, indican.

Neuquén En junio será el turno del World Shale Oil & Gas Latin America

jueves 5 de marzo de 2015

Muestra

La Oil & Gas se realiza cada dos años. Esta vez, tendrá lugar en octubre en La Rural de Buenos Aires.

Summit. Este evento, avalado por YPF-Tecnología, se desarrollará entre el 23 al 25 de ese mes y ofrecerá ponentes del más alto nivel de los gobiernos extranjeros, empresas petroleras internacionales, empresas de servicios y reguladores para la transferencia de conocimiento y experiencia en diferentes lugares del mundo.

La Cumbre Mundial en América Latina de Petróleo y Gas No Convencional cuenta con el apoyo de la Unión Internacional de Gas, el Instituto de Siderurgia Argentino y la Agencia de Desarrollo Económico de Neuquén y se traslada en su cuarto año a la provincia de Neuquén, que lo llevará al corazón de las reservas de petróleo no convencional y a un paso más cerca de descubrir oportunidades de inversión en América Latina.

Expo

En la segunda mitad del año, se realizará el Argentina Oil & Gas Expo, organizado por el Instituto Argentino del Petróleo y el Gas (IAPG). Contará con más de 250 empresas participantes y durará desde el 5 al 8 de octubre.

Los principales protagonistas del mercado energético del país estarán presentes en esta exposición, que se realizará en el predio de La Rural (Buenos Aires). Están programadas rondas de negocios y espacios de intercambio en temas educativos y laborales.

Cada dos años el Instituto Argentino del Petróleo y del Gas (IAPG) organiza la Argentina Oil & Gas Expo convocando a los más destacados especialistas para diseñar estrategias que permitan seguir desarrollando una de las industrias que mueve el mayor volumen de negocios del mundo.

Fundamentalmente para promover y potenciar un espacio de intercambio comercial que involucre al conjunto de los empresarios representantes de la cadena de valor del petróleo y gas e industrias relacionadas; asumiendo siempre el compromiso de respetar el medio ambiente.

La Exposición Internacional del Petróleo y del Gas es considerada uno de los principales eventos de la industria de los hidrocarburos en la región.

Para su décima edición se proyecta la participación de 250 empresas en una superficie de 35.000 m², con la presencia de 30.000 visitantes profesionales.

En paralelo se llevará a cabo el 2° Congreso Latinoamericano y del Caribe de Perforación, Terminación, Reparación y Servicio de Pozos que contará con la concurrencia de destacados oradores de nivel internacional

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DÍA DEL GAS

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jueves 5 de marzo de 2015

Argentina, 2ª potencia mundial en shale gas

Escenario. Al país se le abre un interesante panorama energético a futuro.

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a Energy Information Administration (EIA) de los Estados Unidos posiciona al país como la segunda potencia mundial en shale gas y cuarta en shale oil. Estas estimaciones abren un nuevo panorama energético. De esa manera, la organización de la 10ª edición de la Argentina Oil and Gas 2015 anunció la realización de uno de los principales eventos de la industria de los hidrocarburos de la región.

“Para su décima edición, la Argentina Oil and Gas (AOG) proyecta la participación de más de 250 empresas en una superficie de 35.000 m² donde pondrá de relieve todas las innovaciones y soluciones en Exploración y Producción de Petróleo y Gas; Distribución (Petróleo-Gas-LPG); Transporte (Petróleo-Gas-LPG); Refinación, elaboración y comercialización (Petróleo-Gas-LPG); Compañías de Servicios Especiales y Proveedor de Materiales y Equipos”, se informó desde la organización de la AOG 2015.

Información de mercado

En Argentina, con más de 100 años de experiencia y más de 66 mil pozos perforados, la industria del petróleo y del gas se ha convertido en una de las más seguras y limpias.

Tal como se explica desde el sitio oficial de AOG 2015 (www. aogexpo.com.ar).

Las estimaciones sobre el potencial del shale gas y shale oil abren un nuevo panorama energético.

La Energy Information Administration (EIA) ubicó al pais en

36.800.000 miles de m3.

Algunas cifras

55%

es la cantidad de gas de todo el país que produce la provincia de Neuquén.

De la información se desprenden algunos indicadores que describen el escenario actual del sector hidrocarburífero y su potencial.

Actualmente en el país, la cantidad de pozos perforados es de 1.242.

Es de 310 la cantidad de equipos activos (perforación, reparación, terminación e intervención).

La cantidad de pozos en producción (gas y petróleo) es de 23.896.

La producción promedio de gas es de 129.033 miles de m3/día.

La producción promedio de petróleo es de 651.000 barriles por día.

Hay 14.250 kilómetros de gasoductos operativos (hasta 36”).

La capacidad de transporte de gas es de 140.000 miles de m3/día.

Provincias los primeros lugares en shale gas y en shale oil, con 802 TCF (medida americana-trillones de pies cúbicos) de recursos técnicamente recuperables de gas y 27.000 millones de barriles.

Es factible que el desarrollo de los recursos no convencionales multiplique 40 veces las reservas actuales de gas y 10 las de petróleo permitiendo un aumento significativo de la producción.

Horizonte

“En los próximos años, teniendo una matriz energética primaria fuertemente orientada a los hi-

drocarburos, se necesitará aumentar la capacidad operativa y de servicios relacionados con la industria del petróleo y del gas” se informó.

Para satisfacer las crecientes demandas del upstream (exploración y producción), midstream (transporte por tuberías, ferrocarril, barco o camión, almacenamiento y la comercialización) y downstream (refinamiento del petróleo crudo y procesamiento del gas natural), se precisarán desde equipos, productos químicos, elementos de seguridad industrial y servicios de ingeniería hasta desarrollo de

software específico, entre muchos otros productos.

Compañías nacionales e internacionales ya están operando en la región, sobre todo en la formación de Vaca Muerta (Cuenca Neuquina) y en la roca madre D-129 de la Cuenca del Golfo San Jorge.

En 2014 se estimó que la producción anual de petróleo alcance cifras que ronden los 30.800.000 m3. Del total de la producción anual, el 63% se obtiene por extracción primaria y el 37% por extracción secundaria. La producción anual de gas natural se había proyectado en

Los estados productores de petróleo participan con un 30% Neuquén, un 23% Chubut, un 21% Santa Cruz, 14% Mendoza, 5% Río Negro y el 7% restante lo aportan Tierra del Fuego, Salta, La Pampa, Formosa, Jujuy y el Estado Nacional.

En gas natural Neuquén lo hace con el 55%, seguido por Salta con el 15%, Tierra del Fuego con el 11%, Santa Cruz con el 10%, Chubut con el 4%, y el 5% restante es aportado por las provincias de Mendoza, Río Negro, La Pampa, Formosa, Jujuy y el Estado Nacional

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Fuente: IAPG, AOG y Secretaría de Energía de la Nación.

jueves 5 de marzo de 2015

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jueves 5 de marzo de 2015 Sebastian Farina Petersen

El tight gas de Sierra Barrosa marca el pulso productivo de YPF Proyectos. Buenos resultados en el desarrollo de gas de arenas compactas por parte de la empresa argentina. Este año se espera superar la producción de 2014.

U

no de los proyectos más exitosos de gas de YPF en la Cuenca Neuquina es e l de s a r ro l l o del activo Sierra Barrosa Aguada Toledo, donde este año se espera superar los 6.000.0000 de metros cúbicos diarios del fluido. En 2014 la producción llegó a 5.400.000 metros cúbicos diarios de gas.

En la compañía nacionalizada, Sierra Barrosa y el gas de arenas compactas (tight gas sand) repre-

sentan una de las niñas mimadas en tiempos de real necesidad energética de Argentina y con el negocio del petróleo de baja seducción como consecuencia de la baja del precio del barril.

No obstante, a la producción de gas hay que sumar un interesante incremento en la producción de petróleo (del orden del 6%) y un proyecto de recuperación secundaria muy viables muy cercana del que fuera el gigante de la producción gasífera: el yacimiento Loma La Lata. La producción diaria de crudo llega a 7.000 barriles.

El proyecto Sierra BarrosaAguada Toledo prevé un total de 120 pozos hasta 2016 y en este momento concentra la actividad de media docena de equipos perforadores que van a la formación Lajas, de tight gas. Hay además seis equipos de workover y dos de pulling.

En total, este año YPF prevé realizar un total de 49 pozos nuevos además de 35 reparaciones que permitirán llegar a los objetivos planteados por la compañía.

“Sierra Barrosa-Aguada Toledo representa en los dos últimos años

uno de los principales vectores de crecimiento de gas asociado al proyecto Lajas tight. Actualmente el proyecto de gas tight nos encontramos en una nueva etapa, yendo a perforar posiciones de mayor riesgo, avanzadas con el objetivo de ampliar el horizonte de producción y reservas”, explicó una fuente de la compañía.

Es que, además del proyecto de tight gas, la empresa se encuentra en plena ejecución del proyecto de recuperación secundaria de Aguada Toledo. Allí se contempla incrementar la producción de pe-

tróleo. Para ello se realizan obras de mejora en baterías y plantas de tratamiento de crudo con el objeto de aumentar nuestra capacidad de manejo de producción bruta.

Resultados

Los resultados en la zona de aledaña a Plaza Huincul-Cutral Co y Loma La Lata son muy buenos para la compañía. Es que en los últimos años desde sus yacimientos se consigue alrededor del 50% del total de la producción gasífera de YPF en todo el país Fuente: YPF

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jueves 5 de marzo de 2015

Los yacimientos no convencionales Recurso entrampado. Se trata del crudo y gas que se encuentra en las arenas compactas o en la roca madre.

Sebastian Farina Petersen

Se trata de rocas almacén (areniscas) de gas natural, caracterizadas por una baja permeabilidad pero que contienen una acumulación importante y continúa de hidrocarburos.

Shale Gas

C

profundidades, en concreto, en lo que se conoce como arenas compactas. Es por ello que se llaman yacimientos no convencionales.

Para extraer, ya sea el Shale Gas como el Tight Gas, se deben realizar fracturas hidráulicas en esos reservorios que se encuentran a mayor profundidad que los yacimientos tradicionales.

De esa manera, se logra extraer el gas que permanece entrampado los pequeños poros de la formación.

Este tipo de operaciones requieren de mayores inversiones para extraer el fluido y para ello, se debe apelar a la exploración y posterior explotación del recurso almacenado en las arenas compactas (tight gas) o a través del shale gas, que es el que se encuentra entrampado en la roca madre.

Existen varios tipos de reservas

4.000

metros es la profundidad estimada que tendrán los pozos.

denominadas no convencionales o no tradicionales, entre ellas el metano de capas de carbón (coal bed methane), gas de areniscas con baja permeabilidad (tight gas sands) y gas de lutitas compactadas y laminadas (gas shale o shale gas).

Tight gas sands

on la declinación de los principales yacimientos de petróleo y gas, algunos países comenzaron a buscar el recurso en otros estratos del subsuelo, concretamente en las arenas compactas y en la roca madre.

En los yacimientos convencionales, el recurso se encuentra en formaciones que, por sus características, permite su extracción más fácil.

Es por ello que, como lo hizo Estados Unidos oportunamente en el área oeste, se debió buscar el gas más allá (en profundidad) de los yacimientos convencionales.

Así fue que se debió aumentar en la inversión en exploración y se comenzó a buscar el recurso en otras

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Tal como lo explica un artículo de www.streamlng.com, el gas de esquistos o shale gas es la denominación del gas natural que se encuentra en yacimientos de esquisto.

Igual que la pizarra, el esquisto es una roca metamórfica producida cuando sedimentos ricos en arcillas son enterrados profundamente en la corteza terrestre. Sin embargo el esquisto, a diferencia de la pizarra, ha sido llevado a zonas más profundas de la corteza, a mayor presión y temperatura que la pizarra. Por eso la trasformación de los minerales arcillosos y el grado de compacidad alcanzado por la roca es mayor. Es por lo tanto de baja porosidad y permeabilidad.

Se diferencia del gas convencional por su ubicación y profundidad (roca almacén vs. roca madre en el caso de shale gas) y por las técnicas extractivas que se emplean.

En ese contexto, Argentina y su formación neuquina Vaca Muerta, entre otras, aparece con un gran potencial en lo que se refiere a recursos no convencionales

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Más inversiones en tight gas

P

etrobras Argentina anuncia la inversión de u$s 622 millones en Neuquén.

Meses atrás, la empresa Petrobras Argentina anunció una importante inversión en la provincia de Neuquén.

Se trata del desarrollo en la formación Punta Rosada, donde la empresa prevé una inversión estimada en 622 millones de dólares.

A fines del año pasado, Petrobras anunció que tal iniciativa contempla la perforación de 44 pozos de hasta 4000 metros de profundidad para la búsqueda del tight gas.

Asimismo, se indicó en esa ocasión que el plan de inversiones estipula el período 2015 y 2016, un desembolso que ascendería a 245 millones de dólares y se perforarán al menos 15 pozos que agregarán 1,4 millones de m3 por día a la producción de gas de la provincia del Neuquén.

Como se explicó, de esta manera Petrobras Argentina asumió el compromiso de aumentar la producción y de incrementar las reservas de gas. La compañía fue una de las pioneras en el desarrollo de tight gas en el país.

Además, para este proyecto Petrobras Argentina incorporó un nuevo equipo de perforación de 1500 HP. El área Río Neuquén se encuentra en producción desde 1975, cuando comenzó el desarrollo de los reservorios convencionales de las formaciones Lotena, Sierras Blancas, Quintuco y Mulichinco.

Actualmente, se están produciendo 565 mil m3/d de estas formaciones, sobre un total de 804 mil m3/d del área Río Neuquén.

“En el año de su vigésimo aniversario en el país, y con un plan de inversiones con foco en la exploración y producción de hidrocarburos, Petrobras Argentina refuerza su compromiso con el país y continúa contribuyendo al crecimiento de la producción de petróleo y gas”, indicaron desde la empresa

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Riesgo

El mal funcionamiento de artefactos o conexiones precarias puede generar accidentes.

Disfrutar del confort del gas con recaudos El monóxido de carbono es el enemigo silencioso que está en todos los hogares. Algunas medidas para prevenir accidentes.

T

odos los años ocurren accidentes a causa del monóxido de carbono, muchas veces por el uso incorrecto de los artefactos a gas o por falta de conocimiento de las medidas de seguridad y prevención.

El gas natural ingresa a los hogares por medio de la instalación interna y, operado de manera correcta y segura, no implica ningún riesgo; por eso, es importante que estemos atentos al estado de los artefactos y de la instalación interna de nuestras viviendas para no exponernos a ningún tipo de peligro.

El monóxido de carbono es producido por la combustión incompleta de elementos combustibles, como la madera, el carbón a leña, el carbón mineral, el gasoil, el kerosene, la gasolina, el butano, el propano y el gas natural.

Se genera por el mal funcionamiento de los artefactos a gas, la escasa ventilación y la falta de mantenimiento o deterioro de las instalaciones internas. Si es inha-

lado en grandes cantidades puede provocar daños cerebrales irreversibles, e incluso la muerte.

Es un gas altamente tóxico, pero a pesar de esto no tiene propiedades indicadoras que permitan su reconocimiento.

Es inodoro, incoloro, insípido y no irritante.

Peligrosidad

El monóxido es altamente peligroso debido a que si se respira entra en la sangre y anula su capacidad de transportar oxígeno. Al respirar aire con monóxido de carbono, éste ocupa el lugar del oxígeno en las células obstruyendo su camino normal.

Los síntomas de intoxicación con monóxido de carbono son similares a los de una gripe o malestar estomacal: dolores de cabeza, nauseas, vértigo, confusión, vómitos y agitación al respirar.

La exposición continua a niveles elevados de CO produce inconsciencia, daño cerebral y puede ocasionar la muerte.

Primeros auxilios

Lo primero que debe hacerse

cuando una persona se intoxica con monóxido de carbono es realizar una rápida intervención que favorezca la respiración.

Es importante sacar a la persona del ambiente contaminado y hacerla respirar al aire libre. De ser necesario, se debe solicitar atención médica con suministro de oxígeno.

Recomendaciones

Para evitar accidentes con monóxido de carbono, se recuerdan algunos consejos y buenas prácticas que, atento a lo expuesto anteriormente, nunca están de mas.

Se debe verificar periódicamente con instaladores matriculados el funcionamiento de los artefactos a gas.

Es importante verificar el estado

de los conductos de evacuación de gases y ventilaciones.

Además, hay que mantener una ventilación permanente de los ambientes donde funcionan artefactos a gas, aun en los meses de invierno.

Por otra parte, se debe controlar que las rejillas de ventilación de los ambientes donde funcionan artefactos a gas no estén obstruidas.

Los gasistas matriculados son los únicos que pueden hacer o modificar una instalación de gas, de acuerdo con lo establecido en las disposiciones y normas para la ejecución de instalaciones domiciliarias de gas.

Se debe verificar el buen estado de la llama del quemador. Siempre debe ser de color azul con los extremos transparentes. En caso de que se torne amarilla o anaranjada, es porque algo está funcionando mal.

En los ambientes cerrados, los artefactos deben ser preferentemente de tiro balanceado.

Los calefones y calefactores de tiro natural y las estufas de tiro infrarrojo no deben colocarse en baños o dormitorios por su elevado consumo de oxígeno.

Todos los artefactos deben poseer una identificación de aprobación reconocida por el Enargas.

No hay que utilizar hornallas ni el horno para calefaccionar la casa, ya que consumen mucho oxígeno del ambiente.

Es importante que toda nueva instalación, modificación y colocación de nuevos artefactos sea realizada por un gasista matriculado e inspeccionada por personal técnico de la distribuidora de gas

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Fuente: Camuzzi

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Pequeñas costumbres, grandes cambios Una mejor utilización del recurso para ahorrar más.

E

l gas natural es un recurso no renovable y, a medida que se lo utiliza, se reduce su disponibilidad para futuras generaciones.

Por eso es muy importante tomar conciencia y utilizar solo la energía necesaria.

Entre las recomendaciones de Camuzzi Gas del Sur para la utilización responsable del gas natural en los hogares, se recordó apagar el piloto de los artefactos a gas que

no se utilicen y realizar un mantenimiento periódico de los artefactos a gas. De ese modo, se estará ganando en seguridad y no se derrochará energía por desperfectos técnicos del equipo.

Para el caso de la cocina se recomienda utilizar el horno en forma moderada, ya que consume el equivalente a tres hornallas.

Usar recipientes pequeños y con tapas para concentrar el calor, evitando que la llama sobrepase el fondo del recipiente. La llama que sobresale no aporta mayor

DÍA DEL GAS calor y, si está destapado, se pierde temperatura. Al calentar agua, cargar solo la cantidad que se va a utilizar.

Es conveniente no usar la cocina ni el horno para calefaccionar el ambiente: es peligroso y menos eficiente que una estufa. No permitir el desborde de líquidos o alimentos sobre las hornallas, ya que pueden obstruir los quemadores.

Cerrar la perilla de las hornallas inmediatamente después de usarlas.

Cuando lo que se esté cocinando alcance el punto de ebullición, disminuir la llama. Cuando alcance el punto de cocción, apagar la hornalla.

No dejar el fuego encendido si no se lo utiliza. No se deben instalar cocinas bajo ventanas, ventiluces o en áreas de corrientes de aire ya que puede apagarse una hornalla y generar un accidente.

Calefones y termotanques

En este tipo de artefactos, se recuerda no mezclar el agua fría con la caliente.

En el caso del calefón, se debe regular la temperatura del agua caliente con la palanca botonera, o abriendo más la canilla, pero evitando mezclarla con la fría: Se ahorrará gas y prolongará la vida útil del artefacto.

Si se trata de termotanques, se debe regular su temperatura y aíslar térmicamente el artefacto

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cuando esté colocado fuera de la vivienda.

No instalar termotanques ni calefones de tiro natural sobre piletas y/o cocinas.

Se recomienda no dejar correr el agua caliente que no se utiliza. Se derrocha gas y agua. Utilizar agua fría cuando la caliente no sea indispensable.

Calefactores

Se recomienda calefaccionar solo los ambientes que se utilizan. En los meses de invierno se

deben acondicionar los ambientes a una temperatura razonable (20º aproximadamente). Es conveniente no exagerar con la temperatura.

No tapar los artefactos de calefacción con muebles o cortinas, porque se reduce el aprovechamiento calórico del artefacto y se pueden producir incendios.

Para retener el calor en los ambientes se debe verificar el estado de cierre de puertas y ventanas, y los ambientes deben tener ventilación permanente

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Cada vez hay más vehículos a GNC El mercado del Gas Natural Comprimido mantiene un crecimiento sostenido.

A

rgentina es uno de los principales países del mundo con mayor parque automotor impulsado por el Gas Natural Comprimido (GNC).

Según datos del Enargas, en enero pasado el total de vehículos habilitados para funcionar con GNC alcanzó la cifra récord de 1.702.000 unidades.

En la comparación interanual,

el parque se había situado en 1.550.000 unidades, lo que marca, entre otros aspectos, una tendencia creciente de manera sostenida con relación a ese tipo de combustible vehicular.

“La marca lograda el primer mes de 2015 supone un crecimiento interanual del 8,36 por ciento, muy por encima del 2,3 registrado el mismo período un año atrás.

Buenos Aires sigue siendo la provincia con más cantidad de autos circulando a GNC, seguida por

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14.572

es la cantidad de vehículos a GNC en la provincia de Neuquén a enero de 2015.

17.411

unidades a GNC conforman el parque automotor de la provincia de Río Negro a enero de 2015.

Córdoba, Santa Fe y Mendoza”, explica un artículo publicado por el portal surtidores. com.

Argentina ocupa el cuarto lugar en el panorama mundial a Gas Natural Comprimido, ubicándose detrás de Irán, China y Pakistán. El país oriental es el que posee más estaciones de carga (5.730) y Pa-

kistán es el segundo, con 2.997.

En todo el planeta operan 25.500 puntos de venta diseminados en 2.900 ciudades y se estima que a fines de 2020 despacharán el fluido 38.000 bocas de expendio.

“El gas natural es el único combustible abundante, amigo del medio ambiente, viable económi-

camente y con la infraestructura necesaria para abastecer a toda la flota mundial automotriz por los próximos 40 años”, según indica la publicación .

Y agrega que el promedio mundial indica que circular a GNV/GNC es un 66 por ciento más económico que moverse a nafta y cuesta un 33 por ciento menos en comparación con el gasoil.

Medio ambiente

Los motores a GNC emiten un 25 por ciento menos de dióxido de carbono que la nafta y un 35 menos que el gasoil. El CO2 contribuye al cambio climático global por causa del efecto invernadero.

Además, el uso de GNC reduce la emisión de monóxido de carbono en un 95 por ciento con respecto a la nafta, la de hidrocarburos en un 80 y la de óxidos de nitrógeno en un 30 por ciento.

A diferencia de las naftas, el gas vehicular no contiene aditivos tóxicos de plomo orgánico ni benceno.

No es tóxico o corrosivo y es incapaz de contaminar napas de agua.

Por eso, no hay riesgo ambiental en caso de fugas, a diferencia de las nocivas consecuencias medioambientales que causan los derrames de petróleo.

El GNC tiene 70 años de historia, está ampliamente probado y sus progresos tecnológicos son constantes

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Fuente: surtidores.com

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Argentina

Argentina sigue exportando su exitoso modelo

exporta tecnología GNC a más de 35 países por más de 200 millones de dólares anuales.

México está interesado en avanzar hacia un mayor uso de tecnología en Gas Natural Comprimido.

E

n forma reciente, Nación, a través del Ministerio de Industria, avanzó con las autoridades del gobierno mexicano en la integración productiva en áreas estratégicas como GNC, gas y petróleo.

Como se informó desde el organismo nacional, la ministra de Industria argentina, Débora Giorgi, y el secretario de Economía mexicano, Ildefonso Guajardo Villarreal, firmaron días atrás un memorándum de entendimiento sobre cooperación industrial en bienes y servicios para la industria del gas y del petróleo. Por otra parte, se acordó la realización en abril en la Argentina de un seminario sobre la tecnología de gas natural comprimido (GNC), seguido de rondas de negociación, los que contarán con la asistencia de funcionarios y empresarios mexicanos interesados en conocer la experiencia desarrollada en el país para concretar líneas de transferencia tecnológica.

Uno de los momentos clave de la misión llevada a cabo por las autoridades argentinas fue la reunión

mantenida con pares mexicanos reducción de la contaminación aten la Comisión Nacional de Hi- mosférica, en particular en la ciudrocarburos (CNH). El encuentro dad México.

A partir del manifiesto interés fue encabezado por la ministra de Industria, Débora Giorgi, quien de las autoridades mexicanas en expuso sobre la industria de bie- promover el aumento del factor de recuperación de nes de capital para los yacimientos loinsumos de petróleo Nuestro país cales, se realizó una y gas. En particular, disertó sobre el alto tiene un parque presentación técnica bienes de cadesarrollo logrado automotor de sobre pital e insumos para en la Argentina por 1,7 millones recuperación secunel sistema de GNC, daria del petróleo, con 1,7 millones de de vehículos en donde resumió vehículos impulsados impulsados la experiencia de 70 por ese combustible por GNC. años en la materia y dos mil estaciones en el país. Afirmó de servicio habilitaque desde el 2010, das. Giorgi presentó, el 44 por ciento de la además, el catálogo producción petrolera argentino de la industria de GNC, una valiosa he- en la Argentina se obtuvo mediante rramienta que compendia la oferta esta tecnología, generándose una amplia oferta de bienes y servicios, actual de insumos y equipos.

Uno de los aspectos que las auto- por parte de 108 empresas relevaridades mexicanas buscan mejorar das, con 324 insumos y bienes de capital. es la calidad del aire.

Giorgi disertó sobre las facetas económica y ambiental de la re- Conversión conversión del parque automotor a Entre los temas mencionados en el GNC, perfil este último que podría encuentro, se destacó el reemplazo resultar clave para el logro de una de 3.000 millones de litros al año

de líquidos, con la consiguiente reducción de la contaminación del aire urbano; el prestigio internacional de sus marcas de cilindros, kits de conversión, equipos de compresión y despacho; el desarrollo y la implementación de legislación y normativa de avanzada.

Un caso paradigmático que citó el vicepresidente del INTI,

José Esperón, es la reciente instalación del sistema de GNC en la alimentación del buque comercial de pasajeros “Papa Francisco”, que cubre la ruta fluvial Buenos Aires-Montevideo. También mencionó que existe tecnología disponible para transporte de pasajeros, la que en la actualidad se exporta a México

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14 LMNeuquÉn

DÍA DEL GAS

jueves 5 de marzo de 2015

Conceptos de “reservas” y “recursos” hidrocarburíferos La Secretaría de Energía de la Nación ha establecido las definiciones de estos dos términos y en sus diferentes tipos.

L

a Secretaría de Energía de la Nación, a través de la Resolución 324/2006, ha establecido que las empresas de exploración y concesionarias de explotación de hidrocarburos deberán presentar en forma anual -a efectuarse hasta el 31 de marzo del año siguiente al que se certifica- la información correspondiente a las reservas comprobadas, probables y posibles, y los recursos de petróleo crudo y gas natural, según corresponda, tanto hasta el final del período de cada concesión, como hasta el final de la vida útil de cada yacimiento, de acuerdo con las correspondientes definiciones.

Reservas

Son aquellos volúmenes estimados de hidrocarburos líquidos y gaseosos (petróleo crudo, condensado o gasolina natural, gas natural, líquidos provenientes del gas natural y “Las reservas sustancias asociadas), que se anse consideran ticipa podrán ser ‘comprobadas’ comercialmente recuperados en cuando la un futuro definiproductividad do de reservorios conocidos, bajo comercial del las condiciones reservorio se económicas, el régimen legal y las apoya en ensayos prácticas de prode producción ducción imperantes a la fecha de real o pruebas de esa estimación. la formación”.

El grado de incertidumbre relativo puede ser acotado clasificando las reservas como “comprobadas” y “no comprobadas”.

Las reservas no comprobadas tienen menor certeza en la recuperación que las reservas comprobables y pueden, además, clasificarse en reservas probables y reservas posibles, denotando progresivamente incrementos en el grado de incertidumbre en la recuperación de las mismas.

Las reservas no incluyen los volúmenes de hidrocarburos líquidos o gaseosos mantenidos en inventarios y, si fuera necesario, pueden reducirse para uso o pérdidas de procesamiento para los informes financieros.

Producción

Las reservas pueden ser producidas por energía natural del reservorio o por la aplicación de métodos de recuperación mejorada.

Los métodos de recuperación mejorada incluyen todos los mé-

todos que suministran energía adicional a la energía natural o alteran las fuerzas naturales en el reservorio para incrementar la recuperación final.

Ejemplos de tales métodos son: mantenimiento de presión, reciclo, inyección de agua, métodos térmicos, inyección de químicos y el uso de fluidos de desplazamiento miscible e inmiscible.

Otros métodos de recuperación mejorada pueden ser desarrollados en el futuro a medida que la tecnología de la industria del petróleo evolucione.

En general, las reservas son consideradas “comprobadas” cuando la productividad comercial del reservorio se apoya en ensayos de producción real o pruebas de la formación.

Comprobadas

En este contexto, el término “comprobadas” se refiere a las cantidades reales de reservas de hidrocarburos y no solo a la productividad del pozo o del reservorio.

Las reservas posibles son aquellas reservas “no comprobadas” que, del análisis de los datos geológicos y de ingeniería, sugieren que son menos factibles de ser comercialmente recuperables que las reservas probables.

Recursos

Se denomina recursos a todas las cantidades estimadas de hidrocarburos líquidos o gaseosos o de ambos, contenidos naturalmente en los reservorios y que pueden ser recuperados y utilizados bajo las condiciones tecnológicas existentes en el momento de la evaluación.

Por lo tanto, para ser considerados, es un requisito que no exista en el momento del análisis viabilidad económica o comercialidad de la explotación.

De tal forma, los hidrocarburos considerados no recuperables por ser su producción antieconómica o por falta de mercado se llaman “recursos”.

En el futuro, estos recursos pueden volverse recuperables si las circunstancias económicas y/ o comerciales cambian, o si se producen desarrollos tecnológicos apropiados o son adquiridos datos adicionales.

Neuquén es la provincia que concentra la mayor proporción de reservas y de producción de gas natural del país

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Fuente: Estudio “Evolución de las reservas de hidrocarburos en Argentina entre 2002 y 2013”- Instituto Argentino de la Energía “General Mosconi”.

DÍA DEL GAS

jueves 5 de marzo de 2015

15 LMNeuquÉn Sebastian Farina Petersen

Más

de 15 años lleva IRAM desarrollando ensayos y estudios de normas técnicas.

IRAM y los laboratorios para el boom petrolero Desde el organismo de certificación se trabaja en el desarrollo de normas técnicas para todo el ciclo industrial.

R

Ing. Adrián Morano (*)

ecientemente, como es bien sabido, se han descubierto en Argentina grandes yacimientos de hidrocarburos no convencionales, el llamado shale gas o shale oil”. Estos yacimientos, situados principalmente en Vaca Muerta, provincia de Neuquén, constituyen una verdadera oportunidad para el autoabastecimiento y el desarrollo económico y social del país.

Dentro de esta realidad petrolera tan prometedora, el Instituto Argentino de Normalización y Certificación (IRAM) no es un actor ajeno pues viene desarrollando normas técnicas desde sus diferentes organismos de estudio.

Desde su sector de Normalización se estudia el ciclo completo de la industria petrolera: tanto el “upstream” como el “downstream”.

Dentro del “downstream” existen normas IRAM de requisitos y de métodos de ensayo referidas a prácticamente toda la columna de destilación: desde el crudo que ingresa hasta el fondo de la columna, donde se separan los asfaltos y el coque, pasando por los destilados intermedios como los lubricantes, combustibles pesados, gasoil, kerosenes, naftas, y el gas natural que destila por tope.

Esta nueva realidad de contar con el crudo proveniente de los yacimientos no convencionales requiere de un ámbito profesional en donde los productores y laboratoristas puedan intercambiar experiencias para su tratamiento, tanto en los laboratorios de planta como

en ensayos interlaboratorios.

Ensayos

Un ensayo interlaboratorio consiste en un conjunto de ensayos de comparación en donde los distin-

tos laboratorios evalúan su desempeño entre sí.

Si bien las grandes petroleras participan de este tipo de ensayos internacionalmente, allí no es posible intercambiar la experiencia personal

de los laboratoristas con otras empresas como sucede en el IRAM. Aquí, los subcomités IRAM de Petróleo Crudo, Métodos de Laboratorio y Números de Octanos vienen desarrollando desde hace más de 15 años ensayos interlaboratorios y el estudio de normas referidas tanto al petróleo crudo como a los distintos combustibles, compartiendo una experiencia valiosísima y elevando los estándares de producción.

La elección de una determinada membrana para filtrar un crudo, el diferente comportamiento de los crudos no convencionales o la mezcla de solventes que se utilice para disolver una muestra para el análisis del contenido de cloruros puede ser determinante para un ensayo y, por ende, para evitar la corrosión de toda una planta petroquímica.

Este tipo de conocimiento práctico es el que circula libremente cuando los representantes de diferentes empresas que trabajan diariamente con crudo se conocen entre sí e intercambian experiencia.

Todos aprenden de todos, y este conocimiento adquirido durante los interlaboratorios de crudo redunda en un mayor beneficio para las empresas, que ven acrecentada su eficiencia en los análisis. (*)Coordinador de Normalización Gerencia de Química y otras tecnologías.

IRAM Comahue

16 LMNeuquÉn

domingo 4 de mayo de 2014