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  • La minería se automatiza cada día más

    Cristina Marquez

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    Minas robotizadas, puertos de embarque con tecnología de punta y minería a control remoto. Estas tecnologías encabezan el listado de las innovaciones mineras más eficaces del mundo. Países como Australia y Canadá se destacan hoy por sus centros de investigación y fuertes inversiones en el mejoramiento de la tecnología extractiva.

    En Latinoamérica, Chile y Perú, los dos países con más experiencia en la extracción de minerales, empiezan a modernizarse con tecnología extranjera, que no solo mejora la eficacia de la explotación y la ubicación de nuevos yacimientos, sino que también contribuye al cuidado ambiental.

    La tecnología minera australiana es de las más demandadas en los países con yacimientos de minerales y metales. Allí, los gigantes de la minería como BHP Billiton, Fortescue Metals Group y Río Tinto Group se disputan el liderazgo en el desarrollo de software minero.

    Las tres empresas cuentan con concesiones en Pilbara, al este de Australia. Sus maquinarias están instaladas en extensiones gigantes de terrenos desérticos, donde hay grandes cantidades de cobre y hierro.

    Pero a diferencia de otros grandes proyectos mineros del mundo, los procesos de exploración y explotación están totalmente automatizados. Eso disminuye los residuos, mejora la eficiencia energética y agilita las operaciones mientras se reduce la necesitad de mover el equipo y darle mantenimiento preventivo.

    Fortescue Metals, una empresa que también explora yacimientos de cobre y oro en Ecuador desde el 2009, en el proyecto Cascabel en Imbabura, opera una de las cadenas de suministro integrado más eficientes de ese país. Ellos logran transportar hasta 36 000 toneladas de hierro desde sus centros mineros hasta cinco puertos en Port Hedland (Australia), y casi la totalidad del proceso se hace sin intervención humana.

    Esta empresa también es la propietaria del ferrocarril de cargas más rápido del mundo. Tiene una capacidad de carga de 42 toneladas y se mueve a 80 kilómetros por hora, a lo largo de un tendido férreo de 620 kilómetros. Esa tecnología que fue desarrollada durante unas tres décadas agiliza el envío del mineral a China, donde están sus principales clientes.

    “En Ecuador estamos iniciando nuestras operaciones, estamos tomando muestras y analizando el tipo de tecnología que utilizaremos. Periódicamente viajamos con dos expertos para realizar estudios”, cuenta Tony Swiericzuk, director de desarrollo de negocios de la firma.

    BHP Billiton destaca por su centro remoto de operaciones. Está equipado con tecnología que les permite monitorear 1 500 kilómetros de rieles, dos estaciones separadas en el puerto Herb Elliott, y operar la maquinaria que extrae cobre en su mina en Pílbara, a unos 2 000 kilómetros de distancia, todo esto a control remoto.

    En Perú la tecnología minera se enfoca al descubrimiento de nuevos yacimientos. En ese país, con una larga trayectoria en explotación minera, los avances de los últimos 25 años han sido vitales para el desarrollo de la industria, según Ricardo Labó, quien fue viceministro de Minas y Energías de Perú, y representó a su país en el foro de minería Latin American Down Under, que fue en Australia.

    Entre los proyectos mineros más importantes de ese país están La Granja con una inversión de unos USD 5 000 millones, Quellaveco, con una inversión de USD 4 882 millones, y Minas Conga, con una inversión de 4 800 millones.

    La Granja es el proyecto de explotación de cobre más grande de Perú. Está ubicado en Cajamarca y fue concesionado en el 2006 a la empresa australiana Río Tinto. Ellos invirtieron unos USD 800 millones solo en la etapa de exploración.

    En el 2015, debido al potencial cuprífero de la zona, Río Tinto amplió el proyecto. Para ellos el desafío principal fue el alto nivel de arsénico que contenía el suelo donde están las grandes cantidades de cobre, por lo que ensayan nuevos métodos químicos de separación de minerales.

    La tecnología minera australiana es de las más demandadas en los países con yacimientos de minerales y metales. Países de la región como Perú y Chile usan sus innovaciones. Foto: Cristina Márquez / LÍDERES
    La tecnología minera australiana es de las más demandadas en los países con yacimientos de minerales y metales. Países de la región como Perú y Chile usan sus innovaciones. Foto: Cristina Márquez / LÍDERES

  • Un soporte para extraer petróleo

    Alberto Araujo
    (I)
    redaccion@revistalideres.ec

    La idea surgió en la mente de un estadounidense a finales de los años 90. El ingeniero químico-matemático nacido en el estado de Kansas, Leo Schraeder, llegó al Ecuador hacia 1981, con la empresa de insumos químicos Petrolight, que trabajaba para Texaco.

    En esa empresa norteamericana que operaba los campos petroleros en Ecuador en consorcio con Cepe, conoció a Greys Amores y se casó con ella, para establecerse definitivamente en el país.

    Pero en su mente y corazón, Leo Schraeder tenía las ganas de emprender e identificó una necesidad en los sistema eléctricos que se utilizaban en el país, para dar energía a las bombas electrosumergibles de los pozos petroleros.

    Cuando un campo comienza a producir, el yacimiento donde se aloja el petróleo tiene energía propia generada por la presión subterránea. Es decir que cuando se perfora el yacimiento, el petróleo que se aloja en su interior fluye hacia la superficie de forma espontánea y sin requerir de mecanismo artificial alguno.

    No obstante, cuando los campos ya son antiguos -como es el caso de la mayoría de áreas petroleras en el Ecuador que ya llevan más de 30 años en producción- se requiere de un sistema de levantamiento artificial.

    Es decir, con la ayuda de una bomba hidráulica, mecánica o electrosumergible se extrae el petróleo que naturalmente ya no puede fluir del yacimiento.

    En el funcionamiento de las bombas electrosumergibles entran los conectores eléctricos que Leo Schraeder comenzó a diseñar en 1998. Él se dio cuenta de que los conectores tradicionalmente utilizados no eran muy eficientes, tenían puntos vulnerables y demoraban mucho en instalar.

    Sin embargo, no fue hasta el año 2010 que decidió hacer una inversión con un grupo de socios para comenzar a producir y patentar este tipo de conectores eléctricos.

    Es así que creó la empresa de soluciones de ingeniería Surfco de quien es gerenta su hija Natasha Schraeder y que poco a poco se ha abierto campo en el sector petrolero del país con productos fabricados en el Ecuador.

    Natasha Schraeder explica que la firma ecuatoriana fabrica alrededor de 40 piezas que conforman estos conectores.

    Con máquinas de control numérico computarizado, los trabajadores de Surfco moldean cilindros de acero inoxidable, aluminio y material similar al plástico que soportan altas presiones, voltajes y temperaturas, para crear las piezas que conforman los conectores eléctricos de las bombas para los pozos petroleros.

    Estos sistemas de conectores eléctricos básicamente cumplen la función de llevar la energía desde la superficie a las bombas que extraen el petróleo en el subsuelo.

    El sistema está conformado por una suerte de tubería de acero inoxidable, que tiene un diámetro de unos 3 centímetros y una altura cercana a un metro.

    Este tubo tiene el nombre de ‘Hanger’ y recibe en su interior un cable trifásico que alimenta de energía a la bomba. El cable a su vez se enchufa con una especie de martillo llamado ‘Cobra’, que a su vez se conecta con un transformador que entrega la energía.

    Al menos tres ventajas tiene este producto de fabricación nacional con respecto a sus directos competidores de marca extranjera, indica Natasha Schraeder.

    En primer lugar no requiere de empalmes o conexiones manuales del cableado, que sube de la bomba del pozo hacia la superficie. En su lugar, los conectores de Surfco tienen un sistema de enchufe mucho más seguro. Ya que el petróleo que se extrae sale también con gas, el sistema de enchufe es más seguro y evita posibles explosiones, dice la Gerenta.

    Adicionalmente, el sistema presenta una serie de sellos y está recubierto por dos líquidos o epóxicas que evitan cualquier entrada de gases del pozo y de esta manera previene explosiones.

    Finalmente, este sistema se puede instalar en una hora y media, lo que implica un ahorro significativo de costos y de tiempo, en relación con los sistemas de conectores tradicionales que tardan entre tres y cuatro horas en instalarse.

    Ramiro Añazco, gerente de operaciones de Pañaturi, empresa que brinda servicios en el bloque 15, destaca que los conectores de Surfco son muy confiables y han pasado pruebas rigurosas en los pozos donde trabajan.

    La empresa ha instalado más de 400 equipos, principalmente en los campos de Petroamazonas.

    En la planta de Surfco en el norte de Quito, los colaboradores moldean piezas de acero inoxidable en máquinas de control numérico computarizado de alta. Foto: Patricio Terán / LÍDERES
    En la planta de Surfco en el norte de Quito, los colaboradores moldean piezas de acero inoxidable en máquinas de control numérico computarizado de alta. Foto: Patricio Terán / LÍDERES

  • ‘La volatilidad del precio del crudo es permanente’

    PEDRO MALDONADO O. Redacción Quito / LÍDERES

    El cubano-americano Jorge Piñón estará en Quito para participar en el Encuentro Anual de la Energía y el Petróleo 2013, este 26 de noviembre. El Semanario LÍDERES conversó con él, mediante correo electrónico, para conocer su punto de vista sobre tres puntos: el futuro del precio del petróleo, la extracción de crudo en esquisto y el modelo de contratos de prestación de servicios.

    Piñón recuerda la volatilidad del precio del petróleo, en especial la registrada en el 2008, y cree que el desenvolvimiento de las economías de China, India y Brasil será clave para el sector energético, el próximo año. Al ser consultado sobre el petróleo de esquisto señala que se trata de un proceso de alto costo y de una compleja tecnología que está constantemente en desarrollo, particularmente en los EE.UU. Sobre los contratos de prestación de servicios sostiene que es un modelo que se usa cada vez con más frecuencia, aunque impiden que las multinacionales petroleras aporten con capital, tecnología y experiencia operacional.

    ¿Qué se puede esperar para el 2014 en lo que tiene que ver con los precios de petróleo?
    Todo depende de las economías emergentes como China, India, Brasil, de las que esperamos que tengan un crecimiento moderado. Siendo así, el precio del barril de petróleo (Brent) debe mantenerse en su rango actual de USD 100 – USD 115 por barril.

    De mantenerse el precio actual ¿quiénes serán los beneficiados?
    Países con reservas de petróleo y gas no-convencionales y en aguas profundas por explotar como Venezuela, Brasil, Guyana-Surinam, Argentina, Canadá, EE.UU., Uruguay y México serían los beneficiados ya que se necesita un precio mínimo de USD 75 o 100 por barril para que la monetización de estas reservas sean rentables. Crudos no convencionales y de aguas profundas (es decir a más de 3 000 metros de profundidad) requieren complejas y costosas tecnologías. Podemos apreciar los retos presupuestales que compañías como Pdvsa (Venezuela), Petrobras (Brasil), YPF (Argentina) y Pemex (México) están confrontando recientemente.

    Y por el contrario, si el precio disminuye, ¿quiénes serán los afectados?
    Los afectados serían en concreto los países exportadores de crudo en la región…Venezuela, México, Ecuador, Colombia, etc. Los beneficiados por una baja en los precios del petróleo serían los países importadores de hidrocarburos, principalmente aquellos en América Central y el Caribe.

    Ecuador fija su presupuesto anual con un precio mínimo del barril de crudo. Para el 2014 el presupuesto del Estado se armó con un precio del petróleo de USD 86,40. ¿Qué pasaría en una economía dependiente de petróleo -como la ecuatoriana- si el precio del crudo en el 2014 se ubica por debajo de lo que se fijó en el presupuesto anual?
    Veo como un nivel racional el rango de USD 80 a 90 por barril para el uso presupuestario o para justificar la renta económica (inversión de capital) en proyectos de exploración y producción de hidrocarburos. Estas cifras deben estar dentro de un rango de riesgo de USD 70 a 120 por barril. (La) volatilidad de precios a corto plazo, por razones no fundamentales que no afectan estructuralmente el balance de la oferta y demanda de hidrocarburos, no se debe de tomar en cuenta. Se necesita una alta disciplina y confianza en los modelos económicos que usa el Estado para estos cálculos. Recuerden la volatilidad de los precios del petróleo crudo del 2008 a hoy: un alza a USD 144 por barril en julio del 2008 y un desplome en seis meses a menos de USD 33 por barril en diciembre del 2008. Dos años más tarde estábamos de nuevo dentro de un rango de precios alrededor de los USD 100 por barril. Las decisiones estratégicas se toman por factores económicos fundamentales; no por la volatilidad económica o política a corto plazo.

    ¿Qué pasará ante la extracción de petróleo y gas de esquisto en gigantescos depósitos en el subsuelo o en las profundidades de los océanos?
    Como mencionamos anteriormente, la extracción de petróleo y gas natural de formaciones de esquisto es un proceso de alto costo y de una compleja tecnología que está constantemente en desarrollo con nuevos descubrimientos y aplicaciones de proceso, particularmente en los EE.UU., el cual se ha convertido en el ‘laboratorio in situ’ para la industria y operadores. En nuestra opinión países como Argentina, México y Brasil, donde se encuentran las mayores reservas de esquisto en América Latina, todavía están a cinco años de llegar a un alto nivel de producción de gas y líquidos de esquisto. Esta nueva producción de hidrocarburos no convencionales puede tener un impacto de crear una sobre oferta e impactar los precios del petróleo, en particular si las economías emergentes no aumentan su tasa de crecimiento económico… Se necesitan precios de petróleo superior a los USD 100 por barril para poder monetizar reservas de hidrocarburos no convencionales.

    ¿Qué tan comunes son los contratos de prestación de servicios como los que se manejan en Ecuador?
    Son más comunes ya que compañías de servicio como Halliburton, Schlumberger, Baker-Hughes y otras lo están aceptando. Ese es su negocio -ofrecer servicios técnicos y productos- para la extracción de hidrocarburos. Pero no son operadores, ni aportan capital como lo harían las multinacionales petroleras. Ese será el dilema que enfrenta la reforma energética en México; si solamente ofrecen contratos de servicios, no abren la puerta a las multinacionales que aportaría capital, tecnología, y experiencia operacional, es decir el ‘know-how’ basada en sus operaciones por todo el mundo.

    ¿Cómo se manejan los contratos con las empresas petroleras en países como Brasil, Argentina, Colombia…?
    No solamente se ofrecen contratos de servicios, principalmente en yacimientos maduros. También ofrecen contratos de ‘concesiones’ o ‘participación en producción’ donde el socio (la multinacional) recibe su compensación basada en un porcentaje de la producción petrolera. Ojo, no en las reservas; en estos casos las reservas petroleras (subsuelo) continúan siendo propiedad del Estado.

    ¿Qué tan atractivos son los contratos de prestación de servicios?
    El problema está en que muchos países cambian las reglas del juego en medio del partido… caso de Venezuela y Argentina. El problema está en la continuidad de la política petrolera de nuestros países.

    ¿Por qué los países como Venezuela o Argentina cambian las reglas de juego en la mitad del partido?
    Por razones puramente políticas. Esperan resultados positivos a corto plazo ante sus compromisos populistas, poniendo en riesgo el futuro económico de próximas generaciones.

    HOJA DE VIDA. Jorge Piñón

    Recorrido en el sector energético

    Cargo. Es director del Programa de Energía y Medioambiente para América Latina y el Caribe del Jackson School of Geosciences, de la Universidad de Texas. También es director interino del Centro Internacional de Política Energética y Medioambiental.

    Carrera. Ocupó cargos directivos en firmas como Amoco Corporation y en BP.

    En la región. Analista de temas regionales de energía y geopolítica del petróleo y gas natural en A. Latina.

    «Se necesita una alta disciplina y confianza en los modelos económicos que usa el Estado  para los cálculos del precio del barril de petróleo que se fija en el presupuesto».