lunes, 14 de octubre de 2013

Metro de Madrid se actualiza: 1,1 millones en las obras de mejora de la Línea 1

Metro de Madrid acomete la última fase de los trabajos de impermeabilización y consolidación del túnel que une las estaciones de Bilbao y Vodafone Sol, que han supuesto una inversión de 1,12 millones de euros. El consejero de Transportes, Infraestructuras y Vivienda, Pablo Cavero, visitó un tramo del túnel en obras, donde comprobó las tareas que se están realizando para acondicionar el túnel.

Cavero comprobó los trabajos que se están finalizando en el tramo que une las estaciones de Bilbao y Vodafone Sol. Durante todo el verano se ha trabajado las 24 horas, por lo que se podrá recuperar el servicio antes de lo previsto. La obra se ha centrado en inyectar cemento para conseguir la impermeabilización y consolidación de la estructura del túnel.
El consejero de Transportes, Infraestructuras y Vivienda de la Comunidad de Madrid destacó que “desde Metro se trabaja las 24 horas al día para que la línea 1 del suburbano, una de las preferidas por los madrileños con más de 90,6 millones de viajes en 2012, recupere su total funcionamiento lo antes posible. Se trata de una actuación muy importante ya que este túnel, el más antiguo de la red, inaugurado el 17 de octubre de 1919, forma parte de la historia del Metro de Madrid y por lo tanto estas obras están intentando respetar y preservar para el patrimonio una estructura casi centenaria”.
Las obras consisten en la impermeabilización y consolidación del túnel, que se ha reforzado mediante inyecciones de lechada de cemeproyecciones de mortero de cemento, sobre la correspondiente armadura de acero.
Los equipos de trabajo han limpiado los revestimientos y han realizado las labores de picado, destapando la estructura resistente del túnel y procediendo a su impermeabilización y refuerzo. Asimismo, se han realizado perforaciones para inyectar lechada de cemento, que ha consolidado la estructura. También ha finalizado la colocación de láminas de PVC, y la instalación de mallas metálicas de refuerzo y proyectado de mortero.

Trabajos finales
En su visita, el consejero comprobó cómo ya se están realizando los trabajos finales que corresponden a la reposición y reconfiguración de las instalaciones como la línea aérea y las correspondientes pruebas del sistema de electrificación, la distribución de energía, la instalación de las señalización y equipamiento de vía, las comunicaciones, que implican el conexionado y normalización de los sistemas de comunicaciones, y la reconfiguración de los sistemas de explotación del Puesto de Mando y los equipos distribuidos en la línea.
Previamente a estas obras, el túnel de la Línea 1 fue sometido a otras actuaciones de protección de la vía, instalaciones de seguridad y salud, ocupaciones de pozos de ventilación y de compensación, desvíos de tráfico, alumbrado provisional, desmontaje de línea aérea y de circuitos de señales, energía y comunicaciones.
La ejecución de estos trabajos ha obligado a interrumpir el servicio entre las estaciones de Bilbao y Vodafone Sol. Además, también han afectado al servicio entre las estaciones de Bilbao y Cuatro Caminos, que no cuentan en ese tramo con la infraestructura necesaria para que los trenes cambien de vía (sólo se puede utilizar una vía para dar servicio en los dos sentidos), de tal modo que entre Bilbao y Cuatro Caminos se prestará el servicio en ambos sentidos en una sola vía.
Por este motivo, recordó el consejero, “Metro ha elegido el periodo estival para llevar a cabo estas obras, aprovechando la menor demanda de viajeros, con el fin de evitar molestias a los usuarios habituales”. Además, “la red mallada de Metro en el Centro de la ciudad hace posible que a través de otras líneas de Metro se pueda llegar a todas las estaciones afectadas, por ejemplo a Bilbao por la línea 4, a Tribunal por la 10 y a Gran Vía por la 5”.
La línea 1 discurre entre las estaciones de Pinar de Chamartín y Valdecarros, con una distancia de 23,320 kilómetros. Tiene un total de 33 estaciones, 54 accesos desde la calle (sin contar la entrada de Renfe de la estación de Atocha) y 38 vestíbulos. Es una de las líneas preferidas por los viajeros de Metro: en 2012 tuvo más de 90,6 millones de viajes, siendo solo superada por la Línea 6 con casi 100 millones.

La primera de España
Esta línea de Metro es la primera que entró en funcionamiento en España. Fue inaugurada oficialmente el 17 de octubre de 1919 por el rey Alfonso XIII, en su primer tramo entre Puerta del Sol y Cuatro Caminos, con una longitud de 3,48 kilómetros y 8 estaciones. Otro de los momentos históricos de la Línea 1 tuvo lugar el 1 de febrero de 1961, con la entrada en funcionamiento de la prolongación al norte, desde la calle Bravo Murillo hasta la Plaza de Castilla, con dos nuevas estaciones. Un año más tarde, el 2 de julio, se inauguró la prolongación al sur bajo la avenida de la Albufera con dos nuevas estaciones hasta Portazgo.
Esta línea tuvo otras mejoras significativas entre los años 1986 y 1999. En 1988 se abrió la estación Atocha Renfe, que comunicaba de forma subterránea con el nuevo complejo de Cercanías y la estación terminal de largo recorrido de Puerta de Atocha.
Sus últimas ampliaciones se cerraron en el año 2007. Por una parte se extendió hacia el norte, punto que no había variado en más de 40 años y, por otro lado, al sur, hacia el Ensanche de Vallecas. Por el norte la línea creció desde Plaza de Castilla hasta Pinar de Chamartín, con 5,3 kilómetros y tres nuevas estaciones. En cuanto al tramo sur, la prolongación sirvió para dar servicio al Ensanche de Vallecas, con tres nuevas estaciones desde Congosto hasta Valdecarros.
“Madrid cuenta con uno de los mejores metros del mundo”, insistió Cavero. “Cinco millones de madrileños tienen una estación de Metro a menos de 10 minutos de su domicilio o centro de trabajo, y más de diez millones de turistas hacen uso también de nuestro Metro”. Por este motivo, afirmó sentirse “orgulloso de los servicios públicos que tenemos y trabajamos para que, en estos tiempos de crisis, mantengan su prestigio, siendo además conscientes de que esos magníficos servicios públicos son también un factor esencial de atracción de inversión y de confianza en nuestra región”, concluyó.
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FCC construirá Metro Riad. El mayor contrato internacional de construcción en España

El metro de Riad, con 176 kilómetros, será el más largo del mundo en construcción. El plazo de ejecución de las obras es de cinco años y empleará a más de 15.000 personas. Junto a FCC, participan en el consorcio los coreanos de Samsung, los franceses de Alstom, los holandeses de Strukton, Freyssinet Saudi Arabia y las ingenierías española Typsa y francesa Setec.

FCC ha logrado un nuevo hito en la historia de la construcción internacional. El Grupo de Servicios Ciudadanos figura entre los adjudicatarios de uno de los lotes para la construcción del metro de Riad (Arabia Saudi), con un presupuesto global estimado por encima de los 16.300 millones de euros, dos veces y media lo que supuso el tren Medina-La Meca. Se trata del mayor contrato internacional de la historia de la construcción en el que ha participado como adjudicataria una empresa española. En concreto, el Grupo de Servicios Ciudadanos lidera un consorcio para la construcción de las líneas 4, 5 y 6 del metro de la capital saudí por un valor de 6.070 millones de euros.
El consorcio liderado por FCC está integrado también por los coreanos de Samsung y los franceses de Alstom, entre sus principales integrantes. El grupo adjudicatario lo completan los holandeses de Strukton, Freyssinet Saudi Arabia, los españoles de Typsa y los franceses de Setec. El plazo de ejecución de las obras será de cinco años y su construcción dará empleo a más de 15.000 personas.
La Autoridad para el Desarrollo de Riad (ADA, por sus siglas en inglés) ha adjudicado al consorcio liderado por FCC un paquete de los tres que constaba el concurso para la construcción del metro de la capital del país árabe, el más grande del mundo en proyecto con 176 kilómetros de longitud. Este tercer lote consiste en el diseño y la construcción de las líneas 4 (naranja), 5 (amarilla) y 6 (púrpura), que constarán de 25 estaciones para las que serán necesarios un total de 64,6 kilómetros de vías de metro, 29,8 kilómetros de viaductos, 26,6 kilómetros de vías subterráneas y 8,2 kilómetros de vías de superficie.
Según Juan Béjar, vicepresidente y consejero delegado de FCC, esta adjudicación acredita “la reputación internacional de las empresas españolas de infraestructuras y específicamente de FCC, cuyas referencias han sido determinantes para el éxito en la licitación”. Y añade: “El metro de Riad es un proyecto que encaja en la nueva estrategia internacional de FCC en su área de construcción, centrada en infraestructuras y países en los que mejor podemos poner en valor las capacidades de nuestra empresa”.
Este proyecto de las autoridades saudíes figura entre las licitaciones de obra civil de mayor cuantía del mundo en la actualidad. El proceso se inició en julio del año pasado, cuando 37 consorcios integrados por líderes mundiales del sector de la construcción, suministradores de material rodante y sistemas ferroviarios se interesaron por el concurso. Entre estos consorcios candidatos sólo se precalificaron cuatro: el liderado por los alemanes de Siemens y Vinci, el encabezado por Bombardier y OHL, el de los italianos de Ansaldo y los austriacos de Strabag y el de FCC.
El consorcio liderado por FCC empleará para la construcción de las tres líneas adjudicadas tres tuneladoras (del tipo TBM), de casi 10 metros de diámetro. Los trenes que funcionarán en estas líneas tienen dos coches, operarán sin conductor y serán suministrados por Alstom. En cuanto a las estaciones serán de cuatro tipos: elevadas, de superficie, subterráneas e intercambiadores para la conexión entre diferentes líneas.

El proyecto de metro más grande del mundo
Las seis líneas que componen el proyecto global del metro de la capital saudí tendrán una longitud superior a los 176 kilómetros, lo que le convierten en el mayor suburbano del mundo en proyecto actualmente. Para su construcción se requerirán 600.000 toneladas de acero (equivalentes a 80 veces al empleado para construir la Torre Eiffel), 4,3 millones de metros cúbicos de hormigón (11 veces el utilizado en Burj Khalifa, el rascacielos más alto del mundo), y más de 30.000 trabajadores, de los que más de la mitad corresponde al lote del consorcio liderado por la empresa española.
El nuevo servicio público de transporte es una oportunidad para transformar la ciudad de Riad. La nueva infraestructura de transporte reducirá la congestión del tráfico, reforzará e impulsará la economía del reino de Arabia y mejorará la calidad de vida de los ciudadanos sauditas.
La ciudad de Riad actualmente tiene 5,7 millones de habitantes con una proyección de 8, 3 millones para 2.030. El metro es una solución a los problemas de tráfico diarios, con 7,4 millones de desplazamientos, de los cuales sólo el 2% se realiza actualmente en transporte público.

FCC en Oriente Medio
Con este contrato, el Grupo de Servicios Ciudadanos refuerza su presencia en Arabia, donde ya trabaja desde hace más de dos años a través de FCC Aqualia para optimizar la red de abastecimiento de agua de Riad, de una extensión superior a los 6.000 kilómetros. Estas operaciones de mejora dan empleo a 160 personas y permitirán ofrecer un mejor servicio a más de tres millones de habitantes.
Este contrato fue el primero de gestión de agua concedido a una empresa española en Oriente Medio. En este mercado, pocos meses después, FCC Aqualia se adjudicó un nuevo contrato, en este caso de operación y mantenimiento del sistema de saneamiento y depuración en el emirato de Abu Dhabi.
FCC dispone de oficinas también en Qatar y Kuwait. Actualmente construye en Qatar dos pasarelas para peatones y la fase II de los trabajos de urbanización de Barzán en Al Wajba, a 15 Kilometros de la capital catarí. Ha realizado obras singulares en la zona como el Cricket Stadium de Dubai.

Amplia experiencia internacional en construcción de metros
La construcción de las líneas 4,5 y 6 del metro de Riad La línea 1 se une a la amplia experiencia del Grupo FCC en este tipo de líneas de ferrocarril metropolitano en todo el mundo. En el exterior, el Grupo ha participado en la construcción del Metro de Lisboa (tramo Alameda-Expo) y en la prolongación de la línea 2 del Metro de Atenas, que incluyen las estaciones de Peristeri y Anthoupoli, de nueva construcción, y el metro de Delhi, en la India.
Actualmente construye la línea 1 de metro de Panamá, con un presupuesto que supera los 1.000 millones de euros, el metro de Toronto-York Spadina (Tysse) en Canadá, que incluye la construcción de los túneles Norte y de la estación Highway 407, por un importe total de 304 millones de euros y la construcción del tramo 1 de la línea 5 del metro de Bucarest (Rumanía) por un importe de 267 millones de euros, el metro de Málaga y la línea 9 del metro de Barcelona.
En España ha desarrollado la construcción de la prolongación de la línea 10 del Metro, los tramos I y III de Metrosur, la línea 8 metro Barajas-T4, y la línea 3, Legazpi-Villaverde en Madrid. En Barcelona ha sido la encargada de diversos tramos de obras de las líneas 2,5 y 9.

FCC en el mundo
FCC comienza su andadura internacional en el año 2004. En este momento, el 56% de los ingresos provienen de mercados internacionales, donde FCC se encuentra entre los principales Grupos en servicios medioambientales y desarrollo de infraestructuras. Europa supone el 81% de los ingresos de FCC con un crecimiento del negocio de 13% en América y en el resto del mundo.
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El cañón de Zumaia

El cañón Zumaia es uno de los accesos a la nueva estación Zurbaranbarri, de la línea 3 del metro de Bilbao. Presenta la singularidad de un trazado complicado, en una zona urbana con alta presencia de construcciones y viviendas de todo tipo. En concreto, la constructora se encontró ante la imposibilidad de ejecutar un tramo de entorno a 15 metros que discurría bajo la cimentación de un edificio antiguo, prácticamente descalzando sus zapatas (la clave del túnel pasaba a menos de 2 m de algunas zapatas).
El planteamiento fue el de realizar un presostenimiento del terreno bajo las zapatas, que en el momento de excavar y descargar el terreno se cargara con el peso del edificio, ofreciendo una continuidad total en las condiciones de cimentación del edificio. Dicho presostenimiento consistió en un paraguas de micropilotes ejecutado desde el frente de excavación, que se iba apoyando a medida que se excavaba, en pases muy cortos y controlando los posibles asientos del edificio, en cerchas pesadas tipo HEB 160 cada 70 cm. Tras ello, el sostenimiento se completaba con el gunitado de toda la sección para asegurar el correcto contacto entre las cerchas y el paraguas.
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Un nuevo hito: La línea 3 del Metro de Bilbao concluirá en 2016

La consejera de Medio Ambiente y Política Territorial del Gobierno Vasco, Ana Oregi, fija para diciembre del año 2016 la finalización de las obras de la Línea 3 del Metro de Bilbao aunque buena parte de los tramos e infraestructuras estarán concluidas a finales de 2014: es el caso de los recorridos San Antonio/Etxebarri, Txurdinaga/Casco Viejo, Uribarri y la nueva estación de Matiko.

La Línea 3 de metro, que unirá los Distritos 2 y 3 con el centro de la Villa y las Líneas 1 y 2 de Metro Bilbao actualmente en servicio, cuenta ya con un trazado definitivo, que permitirá ampliar el área de influencia del proyecto y mejorar las condiciones de accesibilidad a las nuevas estaciones. Según este trazado, la Línea 3 tendrá finalmente una longitud de 5.885 metros y contará con seis estaciones en el municipio de Bilbao: Otxarkoaga, Txurdinaga, Zurbaranbarri, Casco Viejo, Uribarri y Matiko.

Mejoras en el proyecto
El nuevo trayecto permitirá dar servicio a alrededor de 70.000 personas, que contarán con metro cada cinco minutos. La construcción de la Línea 3 supondrá una inversión total de 153 millones de euros. Una de las particularidades del trazado definitivo de la Línea es que la parada del Casco Viejo no será terminal sino de conexión. De este modo, tras recorrer Otxarkoaga, Txurdinaga y Zurbaranbarri, los usuarios de la Línea 3 accederán a la estación del Casco Viejo, donde tendrán correspondencias con las Líneas 1 y 2 de Metro Bilbao.
A partir de la estación del Casco Viejo, la Línea 3 se prolongará hasta el Distrito 2, concretamente a los barrios de Uribarri y Matiko. De esta forma se reducen los tiempos de viaje en torno a dos minutos para los viajeros de Otxarkoaga, Txurdinaga y Zurbaranbarri en conexión con el Casco Viejo. Esto no afecta a los vecinos y vecinas de Uríbarri y permite integrar en la Línea 3 la estación de Matiko.
Este nuevo trazado permitirá suavizar las curvas propuestas en el anterior proyecto, lo que redundará en una mejor accesibilidad a las nuevas bocas de metro que se abrirán en el Distrito 2, una zona de grandes pendientes a los pies del monte Artxanda.

Para 2016
En el año 2016 concluirán las obras de toda la línea  con el tramo Etxebarri-Txurdinaga, la estación del Casco Viejo y la instalación de elementos de electrificación, catenarias, mobiliario y señalización. 
La consejera Oregi, en comparecencia ante la comisión de Medio Ambiente y Política Territorial del Parlamento Vasco explicó que el incremento del 38% en el presupuesto de la Línea 3 del metro bilbaíno, estimado en el año 2004 en cerca de 151 millones de euros, a su actualización de 208 millones en 2012, se ha debido a la actualización anual de precios.
“Además –ha matizado Oregi–, a ello es necesario añadir los problemas geotécnicos surgidos en Txurdinaga, al ser necesaria la modificación de su proyecto original de túnel  debido a la composición del subsuelo, lo que ha significado 17 millones más en el presupuesto”.
En el caso concreto del túnel de Txurdinaga, y a pesar de la realización previa de catas, la aparición de un subsuelo menos compacto de lo deseable, motivó que los técnicos trasladasen unos metros, tanto en distancia como en profundidad, el proyecto de caverna buscando, como así ha ocurrido, un espacio y condiciones idóneas en la roca para la construcción del actual túnel.

Otras mejoras y plazos
También se han introducido mejoras, teniendo en cuenta propuestas realizadas por el Ayuntamiento de Bilbao, cuyo coste se sitúa en 7,8 millones de euros, así como el nuevo acceso de Zurbaranbarri (2,8 millones), la nueva estación del Casco Viejo presupuestada en 13 millones y la estación y urbanización del entorno  de Matiko  valorado en 13,5 millones.
Según ha explicado la consejera, “este departamento trabaja codo a codo con el Ayuntamiento de Bilbao y conla Diputación Foralde Bizkaia para incluir todas aquellas aportaciones que favorezcan el interés de los vecinos y que conduzcan a una mejora de la movilidad urbana”.
Está previsto que, para finales de 2016, todos los trabajos estén finalizados. La Diputación Foralde Bizkaia indicó en diversas ocasiones al anterior ejecutivo vasco la necesidad de que esas modificaciones en el presupuesto requerían una adecuación del convenio y del presupuesto final que ello iba a suponer. Desde que el actual Gobierno Vasco se ha hecho cargo de la gestión de Transportes e Infraestructuras se ha planteado la modificación del Convenio con la Diputación Foral de Bizkaia ambas instituciones suscribiran un nuevo convenio que garantice la financiación y el desarrollo del proyecto. La coordinación entre las tres instituciones, Ayuntamiento Diputación y Gobierno, es permanente junto a vecinos y Juntas de Distrito.
La finalización para el año 2014 de buena parte de los trabajos en los tramos San Antonio/Etxebarri, Txurdinaga/ Casco Viejo, Uribarri y Estación de Matiko va a suponer menos molestias a los vecinos y vecinas de esas zonas ya que solo afectarán en los dos últimos años a Etxebarri/Txurdinaga y a la estación del Casco Viejo. La colocación final de señales, catenarias y otros elementos es una labor más sencilla y menos aparatosa.
“Lo cierto es que Bilbao, y todos los barrios de esta línea, se beneficiarán de un apropiado medio de transporte urbano como lo están demostrando las Líneas I y II del Metro, ganando con ello calidad y confort urbano, mejora medioambiental y agilidad en los desplazamientos ciudadanos”, ha concluido Ana Oregi.
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La plataforma “Cajun Express” en el puerto de Las Palmas de Gran Canaria

Las Palmas de Gran Canaria ha consolidado su protagonismo como escala “off shore”, dando así cobertura a un sector en notable crecimiento en el Golfo de Guinea, donde las prospecciones y extracciones de petróleo están al alza. Esto es posible gracias a un tejido empresarial sólido y competitivo, reparaciones navales capaces desde el punto de vista técnico, una logística consolidada, diversos servicios auxiliares y una Autoridad Portuaria competente y formada por profesionales que demuestran con su trabajo constante y exitoso su amor por su puerto. Uno de los ejemplos más recientes es la presencia de la plataforma “Cajun Express”, que llegó para una estancia de un mes, aproximadamente, con la finalidad de realizar reparaciones navales y avituallamiento, antes de emprender una nueva campaña en el oeste de África.
Propiedad de Transocean y abanderada en Liberia, la plataforma está contratada por el plazo de un año por la firma escocesa Cairn Energy para una campaña de prospecciones en aguas de Senegal, Mauritania y Marruecos. Arribó al puerto de Las Palmas a remolque del remolcador de altura “Uranus”. Se trata de una plataforma semisumergible de la clase “Forex Xpress” preparada para perforar en ambientes moderados y profundidades de hasta 8.500 metros.
Con la llegada de esta plataforma, han coincidido en el puerto grancanario cuatro unidades de esta naturaleza: “GFS Artic I”, propiedad de Transocean, fondeada desde hace varios meses frente a Vegueta, pendiente de alquiler o comprador; “Noble Globetrotter II”, en viaje de estreno, subcontratada por Shell; y “Stena Drillmax”, que se encuentra en trabajos de mantenimiento a cargo de ASTICAN.
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Comienza la cuenta atrás. Extracción de petróleo en aguas de Canarias y Marruecos

La plataforma Cajun Express, de 114 metros de eslora, 60 de manga, 114 de altura y casi 24.000 toneladas de peso, contratada por la petrolera escocesa Cairn Energy para perforar en aguas de Marruecos, comenzará a primeros de octubre sus trabajos a unos 555 kilómetros al noreste de Canarias. Mientras en el lado español Repso, cuenta con autorización para perforar cerca de Lanzarote y Fuerteventura.

Los Gobiernos de Marruecos y España avanzan en su intención de realizar prospecciones petrolíferas en el Atlántico, en aguas cercanas a Canarias, con la oposición de las instituciones insulares, del sector turístico de las islas orientales y de los grupos ecologistas. A falta de una delimitación de las aguas jurisdiccionales en la zona, ambos gobiernos han autorizado prospecciones cada uno a su lado de la mediana, una línea imaginaria equidistante entre las costas marroquíes y canarias.
Según las estimaciones de Repsol, los yacimientos podrían contener 1.400 millones de barriles y se podrían extraer 140.000 barriles al día, el 10 por ciento del consumo nacional, una cantidad sin precedentes en España.

Cairn Energy
En el lado marroquí la petrolera escocesa Cairn Energy se prepara para empezar en octubre o noviembre los sondeos al lado de las cuadrículas en las que el Gobierno de España ha autorizado a Repsol a perforar a sesenta kilómetros de las costas de Lanzarote y Fuerteventura.
Además, la plataforma Cajun Express, contratada por Cairn Energy, comenzará a primeros de octubre sus trabajos a unos 555 kilómetros al noreste de Canarias.
Las prospecciones que hará Repsol, asociada con la alemana RWE y la australiana Woodside, están pendientes del proceso de evaluación de impacto ambiental.
La zona económica de 200 millas sigue sin estar reconocida y las aguas más allá de las doce millas siguen siendo internacionales, si bien la mediana funciona tácitamente como la línea divisoria entre los dos países.
Mientras las catas próximas a las Islas deben salvar rigurosos planes medioambientales y ajustarse a las estrictas medidas de protección y seguridad medioambiental europeas, en el país vecino se han dado permisos de exploración en zonas que abarcan una extensión trece veces mayor que las otorgadas por España.
Los bloques más cercanos son los de Foum Draa (el primer pozo está en curso y debería iniciarse en breve); Sidi Moussa (la primera exploración está prevista para 2014); Tarfaya «Offshore»; Juby Maritime I, II y III (entre dos y cuatro operaciones de exploración entre 2013 y 2014), y Boujdour Offshore Shalow I.

Problemas políticos
El Cabildo de Lanzarote ha sido desde el principio la institución más combativa y en 2004 consiguió del Tribunal Supremo la revocación de los permisos por falta de medidas de control medioambiental.
Las autorizaciones quedaron paradas durante los gobiernos del PSOE, que se comprometió a no reactivarlas sin el acuerdo de las instituciones canarias.
Con el regreso al poder del PP y con el canario José Manuel Soria como ministro de Industria, en marzo de 2012 se concedieron de nuevo los permisos a Repsol.
Desde entonces, la oposición de las instituciones canarias ha sido inequívoca, con el presidente regional, Paulino Rivero, a la cabeza.
La negativa de las instituciones canarias, aunque bienvenida por los grupos ecologistas, ha sido muy criticada por el PP de Canarias, defensor de los beneficios económicos de una eventual explotación.
Sin embargo, el Gobierno canario argumenta que las islas sólo asumen riesgos en esta operación, mientras que todos los beneficios serán para una compañía privada.
En su día, el Gobierno central ofreció crear una tasa para Canarias sobre la extracción de los hidrocarburos y el Gobierno canario respondió anunciando un impuesto sobre esa actividad con efectos disuasorios, pero de momento nada se sabe de esas iniciativas.
Aunque los pronunciamientos institucionales no dejan lugar a dudas de la oposición de Canarias a las prospecciones, la unanimidad interna está lejos de producirse.
Hay voces dentro de Coalición Canaria y entre los empresarios, sobre todo en las islas occidentales, que se han pronunciado a favor del petróleo si hay garantías medioambientales y de beneficios económicos.
El secretario general del PSOE de Canarias, José Miguel Pérez, dijo poco antes de convertirse en vicepresidente del Gobierno autonómico que era partidario de las prospecciones "con los ojos cerrados", aunque después ha mostrado su oposición.
El PP tampoco se libra de las contradicciones, y mientras en la Comunidad Valenciana y en Baleares se opone a las prospecciones por sus riesgos medioambientales y para el turismo, en Canarias las apoya.
El Cabildo de Fuerteventura ha asegurado que ni el Real Decreto que otorgó los permisos de prospecciones en busca de hidrocarburos frente a las costas de Fuerteventura y Lanzarote (diciembre de 2001) ni en el más reciente por el que se convalidaron estos permisos por parte del Ministerio de Industria (marzo de 2012) autorizan a Repsol y sus socias petroleras multinacionales a perforar en el fondo marino de Canarias a más de 3.500 metros.
Los portavoces de la multinacional petrolera afirman que ambos Reales Decretos no fijan profundidad límite para perforar, y adelantan que primero perforarán a 3.500 metros y luego a más de 6.000 metros de profundidad.

El “Rowan Renaisance de Repsol”
La compañía Repsol contrató en el tercer trimestre del año 2012 los servicios del buque “Rowan Renaissance”, para perforar pozos en las «aguas ultraprofundas» próximas a Canarias, limítrofes con las marroquíes.
La multinacional ha contratado dos barcos al objeto de perforar en aguas ultraprofundas, los denominados “Mylos Ocean” y “Rowan Renaissance”. El primero, para la campaña de perforación en el bloque brasileño BM-C-33, con la finalidad de delinear los tres descubrimientos realizados por Repsol» en ese área; y el segundo, preferentemente, para perforar en el oeste de África (Angola y Namibia), Canarias y el Golfo de México-EEUU.
El buque “Rowan Renaissance” es de nueva construcción. Una vez terminado, estará dotado de tres grúas de 100 toneladas; dispondrá de una cubierta variable con capacidad de carga de 20.000 toneladas y de cinco bombas de lodo, entre otras especificaciones técnicas. Además, es capaz de perforar pozos a profundidades de 40.000 pies y cuenta con una autonomía mínima de 75 días. La empresa constructora, Hyundai Heavy Industries, prevé entregar el buque en Corea del Sur a finales de este año.
Rowan Companies plc., ya ha formalizado el contrato con una duración de tres años con Repsol y se espera que entre en vigor, es decir, que el barco comience sus operaciones de sondeo en las mencionadas zonas, durante el primer trimestre del 2014. En el primer año, la tarifa aproximada que Rowan Companies plc. calcula percibir con el buque operativo en el oeste de África ronda los 624.000 dólares al día, dependiendo de la zona de trabajo. Los dos años siguientes en el Golfo de México, en torno a 614.000 dólares al día, según estimaciones de uno de sus directivos, Mark Keller, difundidas en una publicación especializada.
Keller, que es su vicepresidente ejecutivo, no solo se ha mostrado entusiasmado con el contrato suscrito con el gigante español, sino que también ha subrayado el incremento de la actividad prospectiva en África Occidental.
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martes, 16 de abril de 2013

La evolución de la especie: Nueva perforadora de cimientos Mito 60 de Fraste

Con la nueva MITO 60 completamente rediseñada y remodelada, Fraste presenta la incorporación más a su gama de perforadoras para cimientos.

Presentada en la pasada edición de Geofluid 2012, celebrada en Piacenza (Italia), la máquina atrajo el interés y la aprobación de todos los visitantes del stand de la marca Fraste, que en España distribuye Tecop, S. A. Además de la indiscutible calidad y reputación que caracteriza a cada modelo, la Fraste MITO 60 incorpora un fuerte componente de innovación tecnológica. Además de presentar grandes mejoras con respecto al modelo anterior, en especial de todo el sistema de las articulaciones de la antena, la nueva máquina incluye dos importantes primicias:
  • Bastidor oscilante, que permite una flexibilidad completa y una perfecta estabilización de la máquina en cualquier condición de la tierra.
  • Tambor para la carga automática de barras de perforación sin ninguna intervención manual del operador que permite una seguridad absoluta en todas las fases trabajo y maniobra. La compañía ha subido un vídeo a su cala de Youtube, donde es posible ver la máquina en operación (http://youtu.be/Z4QBvMeNF8Y).

Fraste en la próxima bauma
En bauma, Fraste exhibirá algunos de los modelos más representativos de sus plataformas de perforación de pozos de agua, exploración mineral, fundación, geotérmica, micropilotes, ingeniería civil, doble giratorio, sísmicos. El departamento técnico estará disponible para mostrar las nuevas máquinas y los últimos desarrollos realizados para proporcionar máquinas de perforación cada vez más avanzadas y de alta calidad.
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Una oportunidad de futuro: España cuenta con recursos de gas no convencional para 39 años

El Consejo Superior de Colegios de Ingenieros de Minas de España ha presentado un informe sobre las potencialidades del gas no convencional en nuestro país y las técnicas de fracking (fracturación hidráulica) para su obtención.

A pesar de que la importación de hidrocarburos ha sido, y es, un lastre para el crecimiento económico en nuestro país, la realidad está mostrando que las situaciones irreversibles pueden cambiar.
En Estados Unidos, una economía también altamente dependiente de los hidrocarburos importados, la situación está siendo revertida gracias al expansivo crecimiento de la producción de gas y petróleo procedente de las pizarras y areniscas de baja permeabilidad, y no se descarta que, en el futuro, pase ser un exportador neto.
La explotación de los hidrocarburos no convencionales en EEUU ha permitido disponer de gas abundante, que cuesta sólo un 20% del precio que paga el mercado europeo, con lo que se convierte en un extraordinario dinamizador de la vida económica, con casi dos millones de empleos creados y la expectativa de duplicar la cifra en la próxima década, con la consiguiente entrada de dinero en la arcas públicas y la reducción del déficit externo.

Informe ‘Una oportunidad de futuro’
En España, los recursos potenciales de gas natural no convencional cubrirían durante 39 años la actual demanda de gas del país, una estimación que incluso podría duplicarse después de una investigación exhaustiva, como ha ocurrido en el Reino Unido. Esta es una de las conclusiones del informe ‘Gas no convencional, una oportunidad de futuro’, impulsado el Consejo Superior de Colegios de Ingenieros de Minas de España, codirigido por Ángel Cámara, catedrático de Ingeniería Química y Combustibles de la Universidad Politécnica de Madrid y decano del Colegio de Ingenieros de Minas del Centro de España, y Fernando Pendás, catedrático de Hidrogeología, Geología del Petróleo y Estratigrafía de la Universidad de Oviedo.En su elaboración ha participado una veintena de expertos pertenecientes a la comunidad científica, organizaciones empresariales y representantes de los sindicatos UGT y CCOO, comprometidos en la sostenibilidad del abastecimiento energético y la protección del medio ambiente.
El Informe describe la dependencia energética española, más de 56.000 millones de euros/año en importaciones de hidrocarburos, que supone un lastre para el crecimiento económico del país. Una cifra que debería cambiar ante la tendencia energética global encaminada a reducir las emisiones, diversificar las fuentes y poner en valor recursos inexplorados como el gas no convencional.
En un modelo energético bajo en emisiones de CO2, el gas natural está llamado a ejercer un protagonismo transitorio ya que su combustión por unidad de energía emite la mitad de CO2 que el carbón y un tercio menos que el petróleo. Estados Unidos, el gas no convencional ha permitido reducir un 9% las emisiones de CO2 desde 2007. El gas natural juega un papel trascendental como energía de base y los cálculos estiman que los recursos de gas no convencional podrían al menos triplicar las actuales reservas, de manera que se elevaría la vida media de los recursos mundiales de gas de los actuales 60 años a más de 250 años.
Los recursos de hidrocarburos no convencionales están mejor distribuidos geográficamente que el petróleo y el gas convencional, lo que contribuye a reducir los desequilibrios globales de los países energéticamente dependientes y a disminuir la tensión mundial por el control de los hidrocarburos.
Entre 2000 y el 2012, Estados Unidos pasó de una producción cero a diez veces el consumo anual de gas en España. Más de 200.000 pozos abiertos dinamizaron la economía creando dos millones de empleos y rebajando la factura del gas a un 20% del precio que se paga en Europa. La Agencia Internacional de la Energía se preguntaba a finales del pasado año: “¿Estamos entrando en una edad de oro del gas?”
En el informe Gas no convencional, una oportunidad de futuro del Consejo Superior de los Colegios de Ingenieros de Minas, se profundiza en la tecnología de la fracturación hidráulica y en la descripción de los riesgos que conlleva.

Consumo de agua y utilización de aditivos
Es la estimulación hidráulica para extracción de hidrocarburos y consiste en inducir a grandes profundidades -2.000/6.000 metros- una o varias fracturas subverticales para incrementar la permeabilidad de la roca que alberga los recursos, mediante la inyección de agua a alta presión (99,5%) con arena y otros fluidos (0,5%). Así, se facilita el drenaje de los hidrocarburos hacia el pozo de extracción y de allí al sistema de transporte y los puntos de consumo.
En los últimos años, la tecnología ha reducido considerablemente el uso de agua, que se recupera y reutiliza, aplicándose probadas técnicas para aislar los acuíferos de los pozos. Los volúmenes de agua varían en función de las características geológicas del yacimiento, pudiendo ser más elevados al inicio de la actividad, pero en general se estima que la cantidad de agua necesaria para la fracturación en un pozo es equivalente al riego de un campo de golf como el del Club de Campo de Madrid.
La cantidad necesaria oscila entre 1.000 y 2.000 metros cúbicos en cada etapa de estimulación, lo que hace un consumo total para un pozo entre 10.000 y 30.000 m3. Comparativamente, la energía generada con gas no convencional precisa una décima parte del agua necesaria para producir lo mismo partiendo del carbón y una milésima parte menos que partiendo del etanol.
Los aditivos están registrados púbicamente (información disponible en la web www.fracfocus.org) y se avanza hacia productos cada vez más amigables con el medioambiente. En Europa están autorizados por el reglamento REACH y su composición también es de acceso público, así como la identificación de sus riesgos y las precauciones a adoptar en su manejo.
El Informe ‘Gas no convencional, una oportunidad de futuro’ señala que los compuestos químicos utilizados en el fracking son de uso común en la industria alimentaria, farmacéutica, automovilística, etcétera, los podemos encontrar en salsas, maquillajes, antioxidantes, entre otros productos cotidianos.
La EPA americana está realizando análisis a pie de pozo sobre la afección al agua potable, cuyas primeras conclusiones y recomendaciones estarán disponibles en 2014.
En cuanto al gas metano, no es venenoso pero debe vigilarse el riesgo de filtraciones a los acuíferos de abastecimiento durante la extracción. Como ejemplo, en Estados Unidos, la Agencia del Medio Ambiente identificó 18 casos de intrusión de metano en acuíferos por lo que están elaborando una nueva normativa que garantice la estanqueidad.

Radioactividad
Y en cuanto a la radiactividad detectada en algunas aguas de retorno durante el proceso exploratorio, está totalmente probado que no tiene origen en la fracturación hidráulica, ya que ésta no utiliza ningún elemento radiactivo, como ocurre en algunos procesos industriales. Si se detecta radicación es natural e inherente a muchas formaciones pizarrosas. Aún así, en los casos detectados en Norteamérica no llegó a valores mínimos para tomar precauciones fuera de la vigilancia permanente y la descontaminación periódica de los equipos.

Episodios sísmicos
En 2011, cerca de Blackpool, en una zona de baja sismicidad, se registró un episodio sísmico de magnitud 2,3 de la escala Richter, mientras se realizaba una fracturación hidráulica en un pozo del entorno. El gobierno británico prohibió la fracturación hidráulica, mientras investigaba las causas y los expertos descubrieron la existencia de una falla no identificada en los estudios previos. En diciembre se han reanudado las operaciones tras establecer un procedimiento preventivo a la sismicidad inducida y el ejecutivo británico ha declarado su apuesta por la extracción de gas no convencional y por liderar esta actividad en Europa.

Uso del suelo
El Informe señala que la ocupación del suelo es uno de los focos de preocupación social –no de riesgo- pero que las referencias localizadas siempre en los mismos emplazamientos con un elevado número de pozos son una excepción. La ocupación del suelo en el gas no convencional es semejante a la del gas convencional, con la ventaja de que la perforación de pozos con una sección horizontal subterránea permite ubicar varios pozos desde un único emplazamiento, minimizando el impacto y la afección a la población local (ruido, tráfico rodado y vías de acceso). Traducido en cifras, un emplazamiento de 2,5 hectáreas o inferior, puede cubrir un área de explotación de más de cinco kilómetros cuadrados de superficie que no se ve.

Marco regulatorio
En los Estados Unidos el hecho de que el propietario de terreno sea también dueño de los recursos minerales que alberga su subsuelo ha contribuido de un modo relevante a la exploración y extracción de gas natural ya sea convencional o no. Este esquema permite una compensación directa y relevante al dueño del terreno, incentiva el desarrollo local de la actividad y, en algunos casos favorece la apertura de un número excesivo de pozos para lo que debería ser una explotación racional del recurso.
En España ni el titular del terreno ni las administraciones territoriales se benefician, algo que puede cambiar si prospera una resolución del Congreso de los Diputados (26-02-12), que insta al Gobierno a estudiar “la implantación de un tributo que grave la extracción de hidrocarburos en territorio nacional, incluidas sus aguas territoriales, cuya recaudación se podrá destinar a financiar aquellas Comunidades Autónomas y Entidades Locales de la región donde se produzca la extracción”.

Normativa ambiental
En la fase preliminar en que se encuentran las prospecciones en España, la legislación vigente se considera suficiente en el corto plazo. El marco regulatorio general sobre seguridad e impacto ambiental en la exploración del gas no convencional es el mismo de cualquier otra actividad industrial, así como la normativa de aguas.
A largo plazo y a medida que se aproxime una hipotética explotación comercial, será necesario contar con una normativa nacional que agilice la tramitación administrativa de los permisos y licencias, refuerce el papel de las comprobaciones ex post mediante auditorías medioambientales y técnicas, regule específicamente aspectos técnicos concretos y estimule incentivos locales para trasladar retornos económicos al ámbito donde se generan los impactos. El éxito económico que ha supuesto la extracción de gas no convencional en Estados Unidos y Canadá debería es una referencia para una Europa dependiente energéticamente y justificaría por sí solo su desarrollo en este continente.

Conclusiones
Reproducimos a continuación algunas conclusiones y recomendaciones del Informe ‘Gas no convencional, una oportunidad de futuro’, elaborado a instancias del Consejo Superior de Colegios de Ingenieros de Minas de España.

  • La perforación horizontal y la fracturación hidráulica está probada y madura, mejora de forma constante en la reducción del uso del agua y aditivos, en la localización precisa de fracturaciones y en el incremento de la sección horizontal de los pozos productores.
  • España debe considerar un recurso energético que reduciría la dependencia energética y crearía empleos y riqueza.
  • Comparativamente con otros países europeos, España es un país por explorar en hidrocarburos.
  • El potencial exploratorio español es considerable y existen notable interés de compañías nacionales y extranjeras en adquirir derechos mineros. En cinco años se han otorgado más de 70 permisos exploratorios y 40 están pendientes de adjudicar.
  • Con evidencias de recursos de hidrocarburos pendientes de reconocer y empresas dispuestas a invertir no debería demorarse la exploración.
  • Como en cualquier otra actividad industrial, los riesgos asociados pueden ser prevenidos y mitigados mediante una gestión eficiente y respetuosa con el medio ambiente. Es necesario implementar la aplicación de las últimas tecnologías disponibles para salvaguardar la salud, la seguridad y el medio ambiente.
  • En Estados Unidos, la extracción de gas no convencional ha logrado dinamizar la economía, crear empleo y disponer de gas al 20% del precio que se paga en Europa.
  • La gestión eficiente de los riesgos, donde el factor humano es fundamental, debe basarse en las mejores prácticas internacionales, la implementación de sistemas regulatorios, el control ex post mediante auditorias, la mejora continua de los procesos de exploración y una extracción derivada del aprendizaje inteligente.
  • Con la tecnología y los controles adecuados, la industria de la extracción del gas no convencional tiene un riesgo similar a cualquier otra industria extractiva o transformadora.
Nota de los autores
El catedrático de Ingeniería Química y Combustibles de la Universidad Politécnica de Madrid y decano del Colegio de Ingenieros de Minas del Centro, Ángel Cámara, y el catedrático de Hidrogeología, Geología del Petróleo y Estratigrafía de la Universidad de Oviedo, Fernando Pendás, autores del informe, subrayan acerca de este documento que es fruto de la participación de numerosas entidades y colectivos, procedentes de ámbitos tan dispares como son: universidad, sindicatos, administraciones públicas, empresas y organizaciones empresariales de nuestro país, comprometidos por la sostenibilidad del abastecimiento energético y la protección del medio ambiente.
La profundización en la explotación del gas no convencional desde perfiles y visiones tan diferentes no ha sido fácil. A lo largo de los meses de preparación hubo notables discrepancias y serias discusiones, siempre en un ámbito de respeto y juego limpio, como no podía ser de otra manera dada la calidad humana y profesional de todos los integrantes del Grupo de Trabajo que lo ha elaborado.
Los resultados expuestos en el Informe reflejan el amplio consenso alcanzado por el Comité de Redacción, tras reflexivos debates técnicos, sin juicios a priori, inspirados por el rigor y el conocimiento.
A lo largo del informe se profundiza en la puesta al día de las tecnologías empleadas y en el trasfondo de los incidentes medioambientales ocasionados por esas tecnologías, teniendo en cuenta todos los ámbitos geográficos en donde se están aplicando, pero fundamentalmente en los EEUU, que con 40.000 pozos perforados para la extracción de gas no convencional y con algo más de medio millón de operaciones de fracturación hidráulica, disponen de la más amplia experiencia.
En cualquier actividad humana, y particularmente en la actividad industrial, ya sea extractiva (petróleo, gas, minerales) o transformadora (química, alimentaria, etc.) los riesgos en la salud, la seguridad y el medio ambiente deben ser gestionados de manera eficiente a través de operaciones basadas en las mejores prácticas, la implementación de sistemas regulatorios, junto con la investigación continua en la optimización y la mejora de los procesos llevados a cabo.
En definitiva, resulta necesario conocer cuáles son los hipotéticos riesgos y definir las líneas de actuación para prevenirlos, minimizarlos, mitigarlos y, cómo no, evitarlos.
Las dos principales tecnologías actualmente utilizadas para la explotación del gas no convencional, la perforación horizontal y la fracturación hidráulica, están sobradamente desarrolladas para ser aplicadas, con un riesgo asumible, similar a las otras actividades industriales.
En la fase preliminar en que se encuentran las prospecciones en nuestro país, puede afirmarse que la legislación actual es suficiente en el corto plazo. Sólo se necesita dar cumplimiento a la vigente Ley de Hidrocarburos. Si es mayor el plazo, entonces se precisa una adecuación del marco regulatorio, así como una mayor colaboración entre los diversos organismos públicos, las empresas y la universidad.
En España está todo por hacer en materia de gas no convencional y la expectativa de considerables recursos prospectivos, se ha puesto de manifiesto con la creciente solicitud de permisos de exploración, 27 en el último año de los que se han otorgado 19, la mayoría teniendo como objetivo el gas de pizarras.
No tiene sentido renunciar en nuestro país a un recurso energético que permitiría, entre otros beneficios, crear miles de puestos de trabajo, reducir la notable dependencia energética, mejorar la balanza de pagos, incrementar la competitividad, incrementar los ingresos fiscales y reducir las emisiones de efecto invernadero.
Merece la pena insistir en que en España se importa el 99% de los hidrocarburos consumidos. En 2011 la factura derivada de la importación de productos energéticos (petróleo, gas y carbón) ascendió a 56.000 millones de euros, aproximadamente el 4% de PIB. Cualquier actuación tendente a revertir esta situación, tiene el beneficioso doble efecto de mejorar nuestra balanza de pagos y la creación de numerosos puestos de trabajo. Sin embargo, la actividad exploratoria está paralizada. Las compañías no han podido desarrollar sus planes de labores con normalidad, dentro de los plazos establecidos por la vigente Ley de Hidrocarburos. Estando prácticamente todas las inversiones exploratorias, comprometidas y no comprometidas, paralizadas.
A pesar de estas expectativas, los autores perciben el largo camino que hay que recorrer para reducir los actuales mitos que envuelven a este importante recurso energético.
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Geotermia de baja entalpía, un recurso renovable en el ahorro energético en edificación

¿Qué es la geotermia? Si consultamos el diccionario de la Real Academia Española de la Lengua (www.rae.es), encontramos dos acepciones para el término:
1. f. Conjunto de los fenómenos térmicos internos del globo terrestre.
2. f. Estudio científico de estos fenómenos, considerados como una fuente de energía.
El presente artículo se centra en la segunda acepción y, más concretamente, en la aplicación directa del mencionado estudio científico y de la tecnología asociada al aprovechamiento de los recursos energéticos, en forma de calor, de la Tierra.


Por Roberto Arranz Revenga – Geo Praxis Ingenieros S.L. – r.arranz@geo-praxis.es

Intuitivamente, cuando oímos hablar del calor procedente de la Tierra, nos viene a la mente el vulcanismo, los geiseres o las aguas termales. Sin embargo, son raros los lugares en los que se da este tipo de fenómenos geológicos. En países como Alemania, Suecia o Países Bajos, a pesar de no existir vulcanismo, se vienen aprovechando los recursos geotérmicos del terreno desde hace más de cuarenta años. ¿Cómo lo hacen?
Comencemos con un modelo matemático contrastado con las mediciones sobre el terreno, que nos servirá para generalizar el comportamiento térmico del subsuelo. Esta modelización es válida para los primeros trescientos metros del subsuelo, que son los que están afectados por la energía procedente del Sol. Los primeros quince metros del terreno presentan una temperatura variable a lo largo del año, debido a la fluctuación de la temperatura del aire y la radiación solar durante el transcurso de las estaciones climáticas. A mayor profundidad, las fluctuaciones de temperatura se irán amortiguando hasta llegar a una profundidad de unos quince metros, donde la temperatura se considera constante e igual a la temperatura media anual en la superficie del terreno.
A partir de los trescientos metros, la temperatura varía debido al calor interior del planeta y presenta un gradiente geotérmico que hace que esta aumente progresivamente una media de 3º C por cada 100 m de descenso.
Según este modelo, podemos aprovechar la energía térmica del subsuelo de diferentes formas, en función de la temperatura a la que operemos. Y para cada temperatura emplearemos tecnologías totalmente diferentes.

Geotermia de alta entalpía
La Tierra es un planeta geológicamente vivo; esto es, su núcleo está caliente debido a procesos internos del planeta y en determinadas zonas se presentan anomalías que hacen que el gradiente geotérmico sea muy superior a los 3? C habituales, por lo que pueden alcanzarse temperaturas de más de 100? C a pocos cientos de metros de la superficie. En dichas zonas se emplea tecnología de geotermia de alta entalpía (o temperatura), que permite generar vapor de agua que mueve turbinas para producir electricidad. En estos casos, las instalaciones son grandes y costosas, pero muy rentables, puesto que la fuente de calor es el propio subsuelo, una fuente de calor inagotable y gratis mientras que las condiciones geológicas no varíen, algo que puede tardar millones de años en ocurrir.

Geotermia de baja entalpía
Por otra parte, podemos aprovecharnos de la capacidad del subsuelo de mantener temperaturas constantes de los primeros trescientos metros y aprovechar su enorme inercia térmica para climatizar y obtener agua caliente sanitaria, con un coste energético muy pequeño. Hablamos de geotermia de baja entalpía (o temperatura).
En estos casos, se hace circular fluido caloportador en dos circuitos (primario y secundario) en una serie de bucles en circuito cerrado, aunque hay casos en los que el circuito primario es abierto, haciendo pasar energía térmica de un bucle a otro con la variación térmica correspondiente en ambos.

Aprovechamiento energético de la geotermia de baja entalpía
Existen múltiples tecnologías para el aprovechamiento de esta energía de baja entalpía, pero el método más extendido, por su sencillez, versatilidad y, sobre todo, por el enorme ahorro energético que supone, es el empleo de bombas de calor geotérmicas, cuyo funcionamiento está basado en el ciclo termodinámico de Carnot, que recoge la figura adjunta. El rendimiento térmico será mucho mejor si la variación de temperatura entre el foco caliente y el frio es pequeña. Esto hace que dicho sistema sea más eficiente frente a los sistemas de aire acondicionados aéreos convencionales.
Dentro de este tipo de maquinas, la más empleada es la de ciclo compresión-expansión de gas.
Su funcionamiento no dista mucho del de un frigorífico casero, empleando como circuito primario sondas geotérmicas enterradas y como circuito secundario el interior de la propia edificación. Según este planteamiento, podemos obtener calefacción y refrigeración con la misma instalación, simplemente situando el foco frío en el terreno y el caliente en el edificio para el caso de la calefacción y al revés si queremos refrigeración. Por tanto, en verano inyectamos el calor en el terreno y en invierno extraemos dicho calor para cederlo al edificio desde el subsuelo. Se puede llegar, en algunos casos, a un balance cero de energía para el conjunto del año.
Para medir su rendimiento energético, se suele emplear el COP (Coefficient of Performance), que definimos como el cociente entre la energía calorífica (calefacción o refrigeración) producida y la energía empleada para producirla. Lo ideal es que esta última sea energía renovable.
El COP es la denominación de una medida de rendimiento térmico instantáneo. Como el régimen de carga de la bomba de calor no es constante, se emplea otro índice, el SPF (Seasonal Performance Factor) o factor de rendimiento estacional. Se trata del cociente entre la energía térmica entregada durante un periodo de tiempo y la energía aportada durante ese mismo periodo. Este nuevo índice nos permite cuantificar más fácilmente el ahorro energético global.
EL COP típico de una bomba de calor geotérmica (agua-agua) suele ser cinco, mientras que un sistema de aire acondicionado convencional (aire-aire) no suele pasar de un COP igual a tres.

Geotermia horizontal
En este tipo de geotermia se emplea una serie de tuberías de polietileno de alta densidad, que forman bucles superpuestos situados en zanjas o extensiones de terreno previamente vaciadas a escasa profundidad de la superficie (normalmente 1,5 metros como máximo).
En el caso referido, el coste es menor que otras alternativas porque la obra civil es relativamente barata, al tratarse de trabajo de movimiento de tierras únicamente, pero se necesita mucha superficie disponible, sobre la que no se puede plantar nada.
El terreno varía mucho de temperatura y se estabiliza por la acción de la atmosfera. Aun así, presenta un mayor rendimiento que los intercambiadores por convección de aire.
Existe una variante en el que los bucles de despliegan en un lago o río, disipando en el agua el exceso de calor o frío. Siempre hay que tener los permisos correspondientes del organismo con competencias en medio ambiente.

Geotermia vertical
En esta modalidad se emplean sondas geotérmicas verticales, separadas un mínimo de siete metros entre sí, para llevar a cabo el intercambio térmico con el terreno. Suele emplearse en caso de disponer de poco espacio.
Una sonda geotérmica vertical consiste en un sondeo de profundidad variable entre 50 a 150 metros, en el que se ha introducido una serie de pares de tuberías de polietileno de alta densidad, selladas al terreno mediante un mortero especial de alta conductividad térmica.
La técnica empleada para realizar las perforaciones vendrá indicada por la naturaleza del terreno que se va a perforar, teniendo en cuenta que, una vez perforado el sondeo, hay que introducir las tuberías sin dañarlas, y sellarla mediante mortero térmico, que debe rellenar todos los huecos existentes entre las tuberías y el terreno, de forma que queden fijadas al terreno y, sobre todo, las aísle para evitar posibles escapes del fluido caloportador en caso de rotura de las tuberías.
Cada par de tuberías va unido con un codo en forma de U soldado en fábrica, de forma que la sonda está hecha de una sola pieza. Por cada par de tuberías circula un fluido caloportador, que intercambia calor con el terreno. Todas ellas forman un único circuito primario que está conectado a la bomba de calor.
En cada sondeo se suele colocar uno o dos pares de tuberías en U o bien sistemas más compactos de sonda multiconducción, normalmente coaxiales.
Existen otros métodos de aprovechamiento de la inercia térmica del terreno, como son la losa y los pilotes termoactivos. En este caso, se colocan las tuberías de polietileno atadas a las armaduras de estos elementos estructurales, del lado del terreno, de forma que actúan con él como intercambiadores térmicos.
Son de menor diámetro y mayor longitud que las sondas verticales y tratan de aprovechar los recursos existentes. Se trata de soluciones imaginativas y de bajo coste, puesto que el único sobrecoste es la tubería de polietileno, al estar el resto de los elementos previamente presupuestados. Resultan interesantes, sobre todo, si existen grandes superficies o muchos metros de pilotes proyectados.

Los sistemas de intercambio de calor con el edificio
Una vez generado el calor o el frío en la bomba geotérmica, hay que distribuirlo allá donde se necesite.
El sistema que proporciona mayor ahorro energético son los suelos o techos radiantes en todas sus variantes, debido al empleo de temperaturas más templadas y una mayor inercia térmica. Tiene sus limitaciones y no siempre es posible su empleo.
Otro sistema muy empleado es el sistema de radiadores de baja temperatura o el denominado sistema de ventiloconvectores (fancoils).
En todos los casos, se emplea como fluido refrigerante agua desionizada con los aditivos necesarios en cada caso particular.
Cada sistema tiene sus aplicaciones concretas y es importante trabajar con la propiedad y con el arquitecto para llegar a la solución más adecuada en cada caso.

Fluidos caloportadores
El fluido caloportador por excelencia, en el circuito primario, es el agua desionizada. Su bajo precio y su elevada capacidad térmica hacen que sea el producto más adecuado para esta tarea.
Si se prevé que la temperatura pueda ser inferior a 0? C, es preciso añadirle algún tipo de aditivo para disminuir su punto de congelación por debajo de los -10? C. En general, las bombas de calor geotérmicas se desconectan automáticamente al llegar a -5? C.
Se puede elegir una amplia gama de anticongelantes, como el metanol, etanol y el propilenglicol, entre otros.
A la hora de seleccionar uno, se debe tener en cuenta el precio, el pH (Un pH demasiado bajo podría dañar o acortar drásticamente la vida útil de las bombas de circulación) y, por último, la toxicidad. Este último punto es crítico, puesto que un escape de producto podría contaminar el subsuelo, en especial, acuíferos que pudieran ser atravesados por los pozos geotérmicos.
Debido a estos factores, se suele emplear propilenglicol (propano-1,2-diol), que es considerado seguro. Es un producto relativamente común con infinidad de usos técnicos, farmacéuticos e incluso como aditivo alimentario, metabolizándose en ácido láctico en caso de ingestión.
Existen otros sistemas que emplean salmueras, pero no están demasiado extendidos y sólo se emplean para sistemas de calefacción.

El problema del ‘modelizado’ del terreno
El ‘modelizado’, u obtención de un modelo matemático que explique el funcionamiento del terreno frente al intercambio de calor de una sonda térmica, es complejo.
Si leemos la bibliografía existente sobre transferencia de calor, nos solemos encontrar con modelos demasiado simples y simplificados, que se basan en un espacio semi-infinito de propiedades térmicas constantes a lo largo del tiempo. Este modelo es válido para el estudio de determinados aspectos del problema, pero no tiene validez práctica a la hora de dimensionar el sistema.
Existe una infinidad de factores que hacen que el problema no sea trivial. Uno de ellos es la falta de homogeneidad del terreno, que hace que cada parte del suelo se comporte térmicamente de forma diferente y, por tanto, que existan gradientes térmicos verticales dentro del propio sondeo. Si a esto añadimos la posible existencia de acuíferos atravesados por la sonda vertical, el problema se complica todavía más.
El régimen de trabajo de la sonda no es constante, ni diaria ni estacionalmente, puesto que la demanda de frío/calor varía a lo largo del día y de los meses. Incluso se llega a invertir la dirección de flujo de calor del verano al invierno. Si añadimos el hecho de que la capacidad térmica del suelo no es infinita, nos encontramos con que la temperatura del terreno no es constante, ni siquiera a lo largo de la misma jornada.
Por tanto, nos encontramos ante un problema en el que no nos encontramos en régimen estacionario, sino ante una sucesión de flujos de calor variables a lo largo del tiempo y también del espacio. La solución analítica del problema no es viable, ante la imposibilidad de generalizar y de la enorme complejidad del sistema de ecuaciones diferenciales a resolver en caso de conseguirlo.
Lo normal es emplear programas informáticos basados en métodos de simulación. Estos programas se basan en la información ‘conocida’ del terreno como materiales que se han de atravesar, su potencia, presencia de agua, presencia de corrientes subterráneas, propiedades térmicas de estos materiales y sobre todo datos climáticos de la zona que nos permitan ‘adivinar’ cuál será el régimen de carga diario/mensual, con el fin de afinar al máximo la simulación.
Aun así, no deja de ser una aproximación y si la potencia calorífica demandada es demasiado grande, es preciso comprobar las simulaciones mediante ensayos in situ. Existe un ensayo normalizado denominado TRT (Test de respuesta térmica), que se realiza sobre una sonda geotérmica totalmente terminada y que nos proporciona valores reales medidos directamente sobre el terreno. Infelizmente, este ensayo es caro y no sería práctico su uso a no ser que la cantidad de sondeos que se van a realizar lo justifique, so pena de sufrir una gran desviación sobre los valores previstos por la simulación.
Las simulaciones se suelen hacer para un periodo de, al menos, treinta años. Esto permite conocer qué temperatura final tendrá el terreno una vez transcurrido ese periodo. Si el sistema no está bien dimensionado, podemos encontrarnos con suelos demasiado calientes o demasiado fríos, no aprovechables, después de un tiempo.

Consecuencias de un mal proyecto y/o una mala ejecución
Las principales consecuencias de un proyecto incorrectamente concebido o ejecutado suelen ser de dos tipos. Por una parte, un menor ahorro energético del previsto (suponiendo un uso inteligente y racional del sistema). Y, por otra, el agotamiento del recurso geotérmico en sí, debido a que el suelo se sobrecalienta o se subenfría.
Estos dos problemas suelen ir de la mano. Si, además, esto se prolonga en el tiempo, el terreno pierde su capacidad de recuperación y queda saturado térmicamente.
No obstante, aunque el proyecto esté bien dimensionado y ejecutado, esto no implica que se deba descuidar el manejo de la instalación. Además, factores como el correcto aislamiento del edificio no deben menospreciarse, puesto que puede hacer que la inversión realizada no se pueda amortizar.

Costes y rentabilidad
Tanto el coste como la rentabilidad de una instalación geotérmica de baja entalpía dependen mucho del uso que se haga de ellos y, sobre todo, de las dimensiones de la instalación.
Normalmente, el mayor peso del coste final de una instalación geotérmica recae sobre las sondas geotérmicas terminadas (perforación, sonda y sellado). La perforación tiene unos gastos fijos mínimos que permiten que, a partir de un número determinado de metros de perforación, el coste por metro sea menor.
No tiene sentido dar precios, puesto que depende de muchísimos factores, como son la geología que determinaran el coste de la perforación, las propiedades térmicas del terreno, que determinarán el número de taladros, su profundidad y separación y por último el uso que se le dé que a su vez dependerá del clima de la zona. Otros factores son el coste mínimo para cualquier instalación, por encima del cual el aumento de potencia instalada no supone un incremento demasiado grande en el precio final de la instalación.
Por otra parte, cuanto mayor sea la potencia instalada, mayor será el ahorro energético conseguido.
Así pues, es mucho más rentable y con un menor precio por vivienda, climatizar veinte adosados que una vivienda unifamiliar. Del mismo modo, climatizar una vivienda unifamiliar que se usa durante todo el año es rentable, mientras que una vivienda unifamiliar, que se usa sólo un par de meses al año, podría ser poco viable desde un punto de vista financiero.
El coste para una vivienda unifamiliar es moderadamente elevado, pero se rentabiliza en pocos años.

Conclusiones
Si bien la geotermia de baja entalpía ha sido empleada con éxito en Europa del norte y central, así como en Estados Unidos durante más de cuarenta años, en países como España, su introducción apenas estaba comenzando cuando se produjo la ruptura de la burbuja inmobiliaria. Esto ha ralentizado su implantación, pero no lo ha detenido. El encarecimiento de la energía hace que siga siendo una solución excelente para la climatización, por sí sola o con otras tecnologías.
Es versátil y consume energía eléctrica que puede generarse mediante energías renovables como la energía solar fotovoltaica, con lo que el ahorro energético es todavía mayor.
Según el RITE en vigor, en el momento de escribir este artículo, una instalación geotérmica de baja temperatura puede sustituir en parte o totalmente la aportación solar obligatoria para edificios de nueva construcción. Además, está subvencionada.
Queda mucho camino por recorrer y parece que el camino es el abaratamiento de las instalaciones y la mejora del rendimiento energético, empleando nuevas tecnologías, así como la sinergia de todos los medios tecnológicos de ahorro energético disponibles en la actualidad.
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