Entrada número 100 o el problema con las minas en China

Para la entrada número 100 he intentado encontrar las respuestas a las preguntas planteadas por David en una entrada anterior:

Estaría bien una explicación sobre la seguridad de las minas chinas: ¿de verdad son tan peligrosas como las pintan en la tele? ¿por qué? proporcionalmente, ¿hay más o menos accidentes que en otras minas? etc

Para empezar, quiero recordar que todas las minas entrañan un riesgo desde el primer momento en que se perfora un hueco en los macizos rocosos a explotar. Hay un gran número de causas por las que se pueden producir accidentes en minería subterránea pero, desde mi punto de vista, las más comunes son debidas a la negligencia (voluntaria o involuntaria) de los responsables de la explotación.

Las medidas de seguridad más importantes en la mina son las que forman parte del buen funcionamiento de la misma, es decir: una buena ventilación que evite la formación de atmósferas nocivas y/o explosivas y un buen sostenimiento de las labores que evite un desprendimiento súbito de roca, así como la buena formación del personal que esté trabajando tanto en el interior como en el exterior de la mina.

A continuación os pongo un listado de los principales accidentes ocurridos en minas chinas y sus causas (sacado de aquí) desde el año 2000:

• 28 de septiembre de 2000: explosión causa 158 muertos y desaparecidos en mina de carbón en Guizhou
• 17 de julio de 2001: inundación de una mina de estaño provoca 70 muertos y más de 130 desaparecidos en Nadan
• 22 de julio de 2001: derrumbe de mina de carbón causa 89 muertos y 3 desaparecidos en Xuzhou
• 20 de junio de 2002: explosión en mina de carbón mata a 111 personas y desaparecen 4, en Jixi
• 22 de marzo de 2003: explosión de mina de carbón con 72 muertos en Shanxi
• 13 de mayo de 2003: explosión en mina de carbón con 83 mineros muertos en Luling
• 20 de octubre de 2004: explosión en mina de carbón con 148 muertos en Daping
• 20 de noviembre de 2004: incendio en mina de hierro con 68 muertos en Hebei
• 28 de noviembre de 2004: explosión en mina de carbón con 166 muertos en Chenjiashan
• 14 de febrero de 2005: explosión en mina (¿de carbón?) con 213 mineros muertos en Fuxin
• 19 de marzo de 2005: explosiones en dos minas (¿de carbón?) con 69 muertos en Shanxi
• 11 de julio de 2005: explosión en mina de carbón con 81 muertos y 2 desaparecidos en Xinjiang
• 7 de agosto de 2005: inundación en una mina causa 123 muertes en Guangdong
• 27 de noviembre de 2005: explosión en una mina con 51 muertos y más de 100 desaparecidos en Heilongjiang
• 6 de diciembre de 2007: explosión en una mina con 105 muertos en Linfen
• 22 de febrero de 2009: explosión en mina con 74 muertos en Shanxi
• 8 de septiembre de 2009: explosión en mina con 54 muertos en Pingdingshan

De los 17 accidentes mencionados, 13 son debidos a explosiones en minas de carbón (76%), 2 son debidos a inundaciones (11%), 1 es debido a un incendio (6%) y otro es debido a un derrumbe (6%). Claro que los porcentajes no son significativos, ni mucho menos, pero nos dan una idea de la causa de la mayoría de los accidentes.

Los derrumbes pueden producirse por diferentes motivos, ya sea por un fallo en el sostenimiento de la explotación, un error de cálculo de dicho sostenimiento, etc.; pero lo que se debe tener claro cuando se produce un derrumbe es que el macizo rocoso no podía soportar las presiones que los terrenos de cobertura ejercían sobre el hueco abierto.
Cuando se abre un hueco en un macizo rocoso se debe asumir que el terreno va a deformarse debido a una redistribución de las tensiones que soporta. Si estas tensiones son superiores a la que aporta el propio macizo, ayudado o no por un sostenimiento, el macizo se hundirá a una mayor o menor velocidad dependiendo del tipo de roca, pero finalmente colapsará.

En una mina es relativamente fácil que se produzcan incendios, ya sea provocados por una chispa que salta por el choque de rocas duras, por el choque de metal contra roca o metal contra metal, por un mal aislamiento en el tendido eléctrico de las galerías, etc. En minería de carbón es, si cabe, más fácil debido a la presencia de polvo de carbón en la atmósfera.

Una inundación de una mina puede deberse principalmente a una mala conducción tanto de las aguas de la propia mina, como de las aguas que circulan por el exterior de la misma y que pueden introducirse por pozos, grietas en la roca o simplemente por escorrentía. Si se quiere evitar que una mina se inunde se debe hacer una buena planificación de los desagües de la misma.
Aunque se debe tener en cuenta que, a veces, es inevitable o incluso rentable, dejar que una galería se inunde; pero evidentemente, nunca cuando se encuentren trabajadores en el interior.
Las aguas estancadas son otra fuente de contaminación de la atmósfera de la mina, ya que si se mueven se puede desprender SH2.

Las explosiones en las minas de carbón están ocasionadas principalmente por la presencia de dos gases: el grisú o metano y el monóxido de carbono.
El grisú procede de la propia capa de carbón, estando ocluido en las grietas o en la propia estructura del mineral (siendo éste último el más dañino, ya que puede dar lugar a desprendimientos súbitos de gas), se forma a la vez que el carbón y es consecuencia de su proceso de carbonización, en concreto del desprendimiento de volátiles de la materia carbonosa. Una concentración de entre el 5 al 14% de metano en la atmósfera ya es explosiva, alcanzando el máximo poder explosivo en el 9%.
El desprendimiento del grisú se produce cuando se abren huecos en la capa de carbón que se explota.
El monóxido de carbono o CO procede de la combustión incompleta del carbón, pero en el caso de la mina, la combustión no se debe considerar con llama y desprendimiento de grandes cantidades de calor. Esta combustión del carbón de debe ver como una oxidación muy lenta del carbón con desprendimiento de CO, ya que no se oxida completamente la materia carbonosa.
El CO es un gas tóxico, ya que una vez inhalado se combina con la hemoglobina de la sangre desplazando al oxígeno y provocando una muerte lenta e indolora. Pero el CO también es un gas explosivo, ya que el carbono no está totalmente oxidado (para ello tendría que tener la forma de CO2) y puede dar lugar a otra oxidación.
Los límites de explosividad del CO están entre el 12,5 y el 74% en volumen.

Volviendo al tema de la minería en China, es significativo que la mayoría de accidentes se produzcan por explosiones en minas de carbón. Esto indica que la minería en China se dedica casi exclusivamente a la extracción de carbón, y no es de extrañar, ya que debido a su crecimiento en lo que a desarrollo se refiere, en los últimos años está experimentando un aumento en la demanda de energía. Pero no solo eso, China es el mayor productor de carbón en el mundo.

Como principales causas de las catástrofes mineras en China se observan la corrupción, la negligencia en los protocolos de seguridad y la dependencia económica del carbón.
Debido a la privatización del sector minero, han aparecido gran cantidad de minas privadas en los últimos años, la gran mayoría de ellas no constan en las cifras oficiales y por ello carecen de controles en las medidas de seguridad. Éstos propietarios de capital privado no quieren invertir en medidas de seguridad.
Por otro lado, el gobierno cuenta con medidas legales para hacer pagar a los que no cumplan con las medidas de seguridad, pero normalmente los empresarios suelen ser personas influyentes y afines al gobierno y el castigo es prácticamente ridículo.
La mayoría de accidentes se producen por una explotación excesiva de las capas de carbón, por la presencia de demasiada gente en el fondo de la mina y, derivada de las anteriores, una ventilación deficiente.
Los mineros trabajan en condiciones de semiesclavitud y ante una situación de peligro deben obedecer las órdenes de los propietarios, que no son otras que seguir trabajando.

En 2008 murieron 3200 personas por accidentes en minas de China, mientras que en España de enero a abril de 2008 se produjeron 1240 accidentes mineros con solamente una víctima mortal.

Enlaces interesantes (01/11/2009 - 17/11/2009)

Nueva recopilación de enlaces que me han parecido interesantes sobre minería, energía y medio ambiente:

1. Turning an oil well and down-hole motors
2. China aprovecha
3. The World's dirtiest power plants
4. Peabody y Exelon
5. EROWI: Energy return of water invested
6. Scientific American path to sustainability: Let's think about the details
7. Shales and the gas within them
8. Geologists vote that Peak Oil is a concern
9. Natural gas drilling produces radioactive wastewater
10. Islas renovables: comunidades aisladas 100% sostenibles y rentables
11. El acuifero asfixiado de Algeciras
12. Looking back at peak global production of... gold
13. Book review: Oil on the Brain
14. Molinillos
15. Some predictions on the forthcoming Russian-Ukrainian gas 'crisis'

Espero que os gusten y os sirvan de ayuda, lo mismo que a mi.

La próxima entrada será la número 100 de Intentando cambiar el mundo, así que me gustaría que fuese una entrada participativa. Por ello me gustaría que me dejáseis sugerencias sobre temas que os gustaría que apareciesen en el blog, ya sea que me pidáis mi opinión sobre un tema en concreto, un trabajo de investigación sobre algo que os ronde la cabeza o cualquier cuestión sobre minería, energía o medio ambiente.

Transporte por cadena de GNL: la planta de regasificación

En entradas anteriores ya os expliqué el funcionamiento de una planta de licuefacción de gas natural y, una vez que el gas ha sido licuado, también os expliqué qué opciones de transporte marítimo había.
El tema de hoy es qué se hace con el gas natural licuado (GNL) una vez el buque metanero ha llegado a la terminal portuaria.

Una vez que el barco atraca en la terminal de la regasificadora, el gas tiene que descargarse, almacenarse y finalmente, regasificarse.


Descarga del GNL:

Como ya se explicó en entradas anteriores, los buques metaneros constan de unos brazos de carga y descarga, los cuales debían tener unas características de aislamiento para que no se produzcan descompresiones bruscas del gas en su carga o descarga, debían ser lo sificientemente rígidos y, a la vez, flexibles para no verse afectados por el movimiento en vaivén del barco una vez conectados a la terminal.
El número de brazos por cada buque suele ser de cuatro, dos de operación y uno en reserva en caso de emergencia, y otro más para el retorno de vapores al barco.
Os preguntaréis por qué hay que devolver vapores al barco a la vez que éste se está vaciando. Muy sencillo, hay que compensar el volumen de gas desplazado en el barco para que, debido al empuje del agua, no se desestabilice y pueda hundirse.
El ritmo de descarga debe ser constante y se diseña para que en una hora se descargue un 10% de la capacidad total del buque. Por ejemplo: si el buque tiene una capacidad total de 130000 metros cúbicos, la descarga se hará con un caudal de unos 12000 metros cúbicos a la hora.

El gas que se descarga es almacenado en tanques aislados térmicamente para evitar evaporaciones del gas.

Aunque se procura que tanto los procesos de carga y descarga como el transporte y almacenamiento de GNL sean estancos, es decir, que el gas permanezca en forma líquida durante todo el proceso, siempre va a haber una parte del gas que se evapore, por mínima que sea. Ésto es el 'boil off', del que también he hablado ya.
Pues bien, en el proceso de descarga del GNL en la planta de regasificación, también se produce un boil off que, por supuesto, va a ser aprovechado. Esta parte del GNL que se va a evaporar tiene tres aplicaciones o destinos: el primero y más importante, el de regreso al barco para compensar el volumen desplazado, el segundo en compresores criogénicos ya dentro de la propia planta para recuperar vapores y la tercera, y solo en caso de emergencia, hacia una antorcha de venteo.

Regasificación del GNL:

El boil off citado anteriormente se utilizará en el relicuador, para recuperar todo el gas evaporado y poder pasarlo a vapor.
Los compresores criogénicos son los que se encargan de comprimir los vapores de GNL y enviarlos hasta el relicuador.

En el relicuador, la corriente de vapores de GNL recuperados en los compresores criogénicos entra en contacto con una corriente de GNL procedente de los tanques de almacenamiento. El contacto entre fases hace que los vapores condensen y se mezclen con el resto del GNL, que a esa presión está subenfriado.

A continuación, el GNL es bombeado a alta presión hacia los vaporizadores.

Los vaporizadores suelen ser de dos tipos: de agua de mar o de combustión sumergida. Dependiendo de la época del año y de la situación geográfica se utilizan uno u otro y se mantiene también uno o el otro en reserva. Hay que decir que los vaporizadores de agua de mar tienen menores costes de operación y mantenimiento, además de un menor impacto ambiental.

Vaporizadores de agua de mar:
El GNL se introduce por unos tubos de aluminio desde la parte inferior, mientras que el agua de mar se introduce por la parte superior y cae por gravedad, circulando ambos fluidos en contracorriente para favorecer el intercambio de calor. De esta manera, cuando el GNL ha ascendido unos dos metros, ya se ha vaporizado y en los cinco metros siguientes alcanza una temperatura superior a 0ºC.

Vaporizadores de combustión sumergida:
El GNL circula a través de un serpentín sumergido en una cuba de agua. El agua se calienta mediante quemadores sumergidos que se alimentan con gas natural, como es lógico.

Odorización y distribución del gas:

Una vez el gas ha sido vaporizado, se conduce a una estación de regulación y medida, donde se le da al gas la presión adecuada al transporte que se vaya a utilizar, normalmente por gasoducto a baja presión, que es el gas que llega a las ciudades.

Pero antes de enviar el gas a la red queda un paso importante, odorizarlo. El metano como tal no posee un olor característico, a menos que provenga de la putrefacción de materia orgánica. Por esto, y por seguridad en la manipulación del gas, se odoriza con mercaptanos para, en caso de fuga, que sea fácilmente detectable y se tomen las medidas pertinentes.


Las imágenes que he utilizado se pueden encontrar en:
bahiasdebizkaia.com; Plantas y procesos de regasificación
Un artículo en el periódico El Mercurio de Valparaíso
AGNChile; Gas Natural Licuado
GNLQuintero; Vaporizadores para la regasificación de GNL

Enlaces interesantes (13/10/09 - 29/10/09)

Nueva recopilación de enlaces sobre energía, minería y medio ambiente de los últimos días.

1. Damming the Yangtze: Are a few Hydropower Pojects Better than a lot of Small Ones?
2. El problema de las subvenciones y las renovables
3. Los problemas en EEUU con el filtrado de cenizas y VOC's de las centrales de carbón
4. La patronal minera amenaza con "medidas drásticas" si no vuelven los incentivos al carbón
5. A Massive Decline in Carbon Emissions?
6. ¿Cómo invertirías mil millones contra el cambio climático?
7. Carbón de España
8. Drilling deviated wells and a couple of legal terms
9. Future in a Flat Spin: Horizontal Wind Turbines
10. Solar superpower: Should Europe run on Sahara sun?
11. Canada's tar sands may be just too dirty
12. Un error en las reglas del juego

Cualquier comentario será bien recibido.

Fracciones medias derivadas del petróleo: los gasóleos

Retomando la serie de los derivados del petróleo que empezó con las gasolinas y los querosenos, es el turno ahora de las fracciones medias, es decir, los gasóleos. Los gasóleos son combustibles derivados del petróleo que se utilizan en los motores diesel, principalmente. Para empezar, hay que decir que en España existen tres tipos de gasóleos, con diferentes especificaciones y usos:

• Gasóleo A: el típico de automoción, obligatorio para vehículos diesel que circulen por vías públicas. No se le añaden colorantes ni trazadores y presenta un color amarillento.
  
• Gasóleo B: es el utilizado para vehículos agrícolas, maquinaria pesada y barcos. Se le añade un colorante rojo.
  
• Gasóleo C: es el combustible de las calderas domésticas (o no) de gasóleo. Se le añade un colorante azul.

Nota: el motor de un coche puede funcionar independientemente con un gasóleo A o B, ya que ambos están diseñados para obtener un buen comportamiento en el ciclo diesel, el problema de llenar el depósito de tu coche con gasóleo B es que estás defraudando al estado debido a que, igual que las gasolinas, el gasóleo B lleva un trazador que permite saber con un sencillo análisis si ése es o no el gasóleo que debería llevar tu coche. Obviamente el fraude está en que el gasóleo A tiene un mayor coste debido a los impuestos y, en caso de que la Guardia Civil de Tráfico compruebe que por ahorrarte unos euros has repostado gasóleo B, puede caerte una buena multa.


En general, todos los gasóleos tienen en su composición un número de átomos de carbono entre 10 y 24, y destilan entre 150 y 380ºC. Sus densidades (a 15ºC) varían desde 0,820 kg/L a 0,900 kg/L.
La composición, en cuanto a tipos de hidrocarburos, sería de: 50% parafinas e isoparafinas, entre el 10 y el 15% de hidrocarburos nafténicos, entre 20 y 25% hidrocarburos aromáticos, y menos del 5% de olefinas e hidrocarburos residuales.

Para hablar del índice de Cetano, primero hay que hablar de lo que es el retardo, y antes de hablar del retardo, hay que saber cómo funciona un motor diesel.
Como no soy una experta en motores diesel, lo voy a simplificar mucho: en estos motores se comprime el aire y se calienta, cuando alcanza la temperatura óptima recibe la inyección de gasóleo y se produce el autoencendido o combustión sin bujía. Ahora bien, el retardo es el tiempo que pasa desde que se inyecta el gasóleo y se produce la explosión, y el índice de cetano está inversamente relacionado con el retardo.

El índice de cetano se basa en la medida de dos hidrocarburos, similar al proceso del índice de octano de las gasolinas, éstos son el cetano que recibe el índice 100 y el metilnaftaleno que recibe el índice 0. Como ya se ha dicho, el índice de cetano es inversamente proporcional al retardo, y toma valores entre 45 y 60, siendo el valor medio 50 de IC.
Las relaciones de compresión en los motores diesel pueden llegar a ser de 22:1 y alcanzándose temperaturas de hasta 600ºC; por lo que tampoco es muy conveniente un IC demasiado alto, ya que provocaría un retardo muy pequeño con respecto al diseño del motor.

Los gasóleos deben diseñarse en función del clima y de la estación del año en la que vayan a ser consumidos, ya que, al estar compuestos por hidrocarburos más pesados que, por ejemplo, la gasolina, es más fácil que algunos de estos solidifiquen a bajas temperaturas. (Aunque también hay gasolinas de verano y de invierno, que se diferencian por contener hidrocarburos de mayor o menor punto de inflamación, respectivamente).
Otra diferencia, aparte de la composición (y derivada de ésta), de los gasóleos con respecto de las gasolinas, es que éstos producen cenizas en su combustión, mientras que las gasolinas no.

Quizá algunos os preguntéis por qué el gasóleo, estando compuesto por hidrocarburos más pesados, tiene unas especificaciones oficiales de emisiones más altas que las gasolinas. Es bastante sencillo de explicar, y es que las emisiones se expresan como los kilogramos de CO2 que se emiten por cada litro de combustible que se quema: es obvio que, con una densidad (en kg de combustible por litro) mayor que la de la gasolina, el gasóleo contiene hidrocarburos de cadena más larga (más átomos de carbono) y, por tanto, el contenido de CO2 (también en kg/L) de los gases de combustión va a ser mayor.

Las imágenes las podéis encontrar aquí y aquí bajo licencia Creative Commons.

Enlaces interesantes (30/09/09 - 13/10/09)

Una nueva entrega de enlaces que me han parecido interesantes de los últimos días. Están ordenados por fecha de publicación, de más antiguo a más reciente en el tiempo.

1. Sale adelante una iniciativa para restaurar las cuencas mineras
2. Paradojas nórdicas
3. Deep Oil, Deep Unknowns
4. Investigadores leoneses realizan el primer inventario del patrimonio geológico de la provincia
5. Whither The Oil Drum?
6. Contaminantes, cada vez menos
7. Water Floods and Improving Oil Flow
8. Green job subsidies will destroy far more jobs than they create
9. La producción de energía hidráulica desciende hasta su mínimo histórico
10. Reserves and Resources
11. Why the 'peak oil' debate is irrelevant
12. The Switch to Winter Gasoline and a Primer on Gasoline Blends
13. Book Review - Power of the People
14. Las térmicas vuelven a quemar carbón nacional para compensar la baja producción hidráulica
15. Half a trillion barrels more than we thought?

Espero que os resulten interesantes también a vosotros y que no os parezcan muchos esta vez ;-)

Transporte por cadena de GNL: la planta de licuefacción

El transporte por cadena de GNL (Gas Natural Licuado) consta de las siguientes fases: licuefacción, almacenamiento de GNL, transporte marítimo y regasificación.
Del transporte marítimo ya he hablado aquí, así que esa parte me la saltaré.

La planta de licuefacción:

Para hablar de la cadena de GNL, hay que empezar hablando de la planta de licuefacción, pues en ella es donde se enfría el gas para reducir su volumen (ya en entradas anteriores se dijo que el gas natural reduce 600 veces su volumen si se enfría a una temperatura de -160ºC).

El proceso de licuefacción tiene un gran costo económico y energético, por lo que se emplea solamente cuando la distancia al punto de consumo es excesivamente grande como para que sea rentable la construcción de un gasoducto terrestre.
Para reducir este elevado coste, se aplica al gas una presión ligeramente superior a la atmosférica, con lo que no se necesita una temperatura tan baja y se ahorra considerablemente en el coste de construcción de los tanques de almacenamiento y transporte (al reducir los materiales de aislamiento).

El gas de alimentación a la planta se suministra a temperatura ambiente y a la presión de operación de la red de gas.
En el ciclo de licuefacción se opera a presiones de entre 50 y 55 bares, comprimiéndose el gas a la entrada para facilitar la circulación del gas a través de todo el tratamiento.
Las fases de tratamiento del gas son las siguientes:

• Unidad de eliminación de gases ácidos: el gas puede contener residuos de CO2 y azufre después de haber sido tratado con anterioridad a pie de yacimiento. En esta unidad se hace pasar el gas a través de una torre de relleno en contracorriente con una solución de aminas, donde los gases ácidos quedan retenidos y se obtiene un "gas dulce".

• Unidad de deshidratación y eliminación de mercurio: una vez obtenido el gas dulce saturado de agua, pasa a la unidad de deshidratación, donde se enfría con propano para condensar gran parte del agua y separarla del gas. Después de enfriarlo, el gas pasa a través de tamices moleculares, donde queda retenida el agua residual y los mercaptanos. La temperatura a la que se enfría el gas está condicionada por la temperatura a la que se empiezan a formar hidratos, que bloquearían las tuberías de salida del gas. A continuación el gas se hace pasar por la unidad de eliminación de mercurio, que consiste en un lecho de carbón activado donde se retiene. A la salida de la unidad hay un filtro donde se retienen las partículas sólidas que pueda arrastrar el gas.

• Unidad de licuefacción:el gas tratado y seco se enfría a una temperatura previa de entre -20 y -35ºC, de esta manera los hidrocarburos más pesados se condensan con el fin de que no hagan peligrar el proceso criogénico posterior. El gas pobre resultante se compone principamente de metano y etano, que se envían a la sección de licuefacción. El gas condensado se lleva a una unidad de fraccionamiento, donde se separan los distintos componentes del gas: metano, etano, propano y butano, que se encontraban disueltos. La corriente líquida resultante, compuesta solamente por hidrocarburos más pesados se saca de la unidad y se almacena para otros usos. El proceso de licuefacción se basa en ciclos frigoríficos, en los cuales se aprovecha la mayor temperatura de condensación de un compuesto (etano, propano, nitrógeno o mezclas de ellos) para poder utilizar aire o agua como medio de condensación. Con despresurizaciones súbitas, se consigue un descenso brusco de la temperatura, que se aprovecha para enfriar el foco caliente (en este caso el gas) quitando el calor necesario para la vaporización del refrigerante.

Tras este tratamiento, el gas ya pasa a los tanques de almacenamiento de GNL y posteriormente al buque metanero para su transporte por mar.

Las imágenes las podéis encontrar aquí, aquí y aquí, bajo licencia Creative Commons.

Enlaces interesantes (13/09/09 - 30/09/09)

Otra entrega más de enlaces interesantes sobre minería, energía y medio ambiente.

• The Drilling Part of Creating an Oil Well
• An Urban Legend Falls
• Book Review: Investment Oportunities for a Low Carbon World (Geothermal + Efficiency)
• The Zero Growth Mind
• Radiación nuclear: dosis aceptadas y criterio ALARA
• Methane mining could trigger killer gas cloud
• Oil Prices and the €uro
• Geothermal power quakes find defenders
• Turkmenistan Natural Gas
• Fair carbon means no carbon for rich countries
• ¿La generación de energía con carbón fuera del mercado eléctrico?
• Book Review: Crude World
• Environmental Impacts of oil Sands Development in Alberta
• Burying Climate Change: Efforts Begin to Sequester Carbon Dioxide from Power Plants
• El Gobierno recupera el incentivo al consumo de carbón autóctono
• 9 Environmental Boundaries We Don't Want to Cross
• ... Petróleo, ¿hasta cuándo?
• China to remain reliant on coal for the long term: govt official
• Una empresa invertirá cinco millones en Villaobispo de Otero en un proyecto de generación de energía a partir de biomasa
• En Bolsa, mejor carbón que renovables
• The Second Wave of Mining
• Can Wind Power Be Stored?
• Solo el gas y las renovables crecen en su aportación a la cesta energética
• El cambio climático no hay quien lo pare
• Las renovables aportan ya el 30% de la generación eléctrica
• Post-human Earth: How the planet will recover from us

Y ésto es todo por hoy.
Prometo hacer un post más largo y didáctico en breve, siguiendo con la temática del GNL.

Comienzo del curso universitario

En la Escuela de Minas de León, las clases no empiezan hasta el próximo día 6 de octubre.

Mañana, día 1, le daremos la bienvenida a los alumnos de nuevo ingreso y por eso, como miembro de la comisión de fiestas de Santa Bárbara 2009 me tomo la libertad de invitaros a todos a la primera fiesta universitaria del curso que tendrá lugar mañana a las 23:00 horas en el pub El Divino (C/ La Paloma, 3) en el Barrio Húmedo. Podréis confirmar asistencia en este evento de Facebook (también hay uno en Tuenti). Si no sois de León, aquí encontraréis cómo llegar.

Los que vayáis, no dejéis de comentármelo, os estaré muy agradecida.

Perdón por el spam y por salirme del tema principal del blog.

Enlaces interesantes (20/08/09 - 10/09/09)

De nuevo os dejo una lista de enlaces sobre energía, minería y medio ambiente de las últimas semanas:

• Disruptive technologies are so overrated
• Conclusiones del curso de verano "El reto energético ante el cambio climático: tecnologías para una energía sostenible"
• My Point Exactly
• Other methods of breaking rock
• Canada's Oil Sands - Part 1
• China mine blast kills 11
• Can Oil be Recycled?
• Industria da luz verde al proyecto de CO2 para El Bierzo con 11 millones de euros para el prototipo de captura
• Happy 150th, Oil! So long, and thanks for Modern Civilization
• Let's imagine a sudden oil shortage
• Casing a well
• Biofuel Pretenders
• Ciclo de vida de la biomasa (biocombustibles o bioelectricidad) (I) Eficiencia energética
• Hammers, water, lasers make deep drilling easier
• Oil well pressures - What brings the oil out
• WWF alerta de que en 2014 el carbón superará al petróleo como principal fuente energética del mundo

Recomiendo la lectura de cuatro de los enlaces por encima de los demás: el del ciclo de vida de la biomasa, 'Casing a well', 'Oil well pressures' y el último sobre el incremento del consumo de carbón.
Para preguntas y sugerencias, los comentarios están abiertos y siempre es un placer contestaros.
Esta vez he tardado más y por eso también hay más enlaces.

Me congratula informar a mis lectores de que por fin he aprobado Ampliación de Tecnología de Combustibles, lo cual me aporta muchísimo más material para el blog.

Transporte marítimo de gas natural

El transporte del gas natural se puede llevar a cabo mediante dos procedimientos: a través de gasoductos, si la distancia al destino de consumo no es excesiva y el transporte se realiza por tierra; y en buques metaneros, licuado a -160ºC, cuando el yacimiento se encuentra a una gran distancia del punto de consumo. (Eso ya lo expliqué muy brevemente aquí).

Previamente al transporte, el gas debe ser licuado para reducir su volumen unas 600 veces y que así se pueda transportar mayor cantidad de gas en un menor volumen (y a un menor coste... relativo).
Para licuarlo, el gas es tratado en la planta de licuefacción, situada en el origen (a pie de yacimiento o conectada a él mediante gasoducto, dependiendo de las características del gas). En esta planta, primeramente, se hace una eliminación de gases ácidos: desulfuración y descarbonatación, que podrían provocar corrosión en las tuberías por las que pasa el gas. Después el gas pasaría a una unidad de deshidratación y eliminación de mercurio: se elimina el agua para que no se congele y obstruya los conductos de la unidad de licuefacción y el mercurio se elimina por su toxicidad.
Una vez el gas ya ha sido tratado, pasa a la unidad de licuefacción, donde, mediante sucesivos ciclos frigoríficos, el gas se enfría hasta -160ºC y pasa a estado líquido.
Cuando el gas ya ha sido licuado, se carga en el buque mediante unos brazos que deben ser lo suficientemente flexibles para conectar el barco (a merced del movimiento de mareas y olas) con la terminal (el elemento fijo). Estos brazos están aislados térmicamente para evitar evaporaciones del gas y los riesgos de explosión que eso conlleva. Los brazos suelen ser tres, dos para la carga y uno de seguridad, en caso de que se tenga que bombear el gas de nuevo a la terminal o a una antorcha de venteo.

Ahora ya es el momento de hablar de los buques:

Obviamente, han de mantenerse las condiciones criogénicas de almacenamiento del gas durante el transporte, pero es inevitable que una parte del gas, por pequeña que sea, se evapore.
Esta pequeña parte evaporada es lo que se conoce como 'boil-off' y depende del tipo de sistema de contención del buque, de la cantidad de GNL (Gas Natural Licuado) que se transporte y la temperatura exterior del barco: no es lo mismo que navegue por el Trópico o que lo haga por el Atlántico Norte.
Los diseños actuales de los barcos garantizan un 'boil-off' de 0,15% (del total de la carga) al día, aunque siempre son de entorno al 0,13% al 0,10%.

Como una parte de la carga se evapora, es lógico que pueda ser aprovechada de alguna manera. Pues bien, estos buques, desde los años 60, cuentan con un sistema de caldera dual para quemar fuelóleo y el gas evaporado que, de otra forma daría lugar a sobre presiones en los tanques con el consecuente riesgo de explosiones y/o emisiones contaminantes a la atmósfera.
Actualmente se conserva el modelo de construcción tradicional, pero también se han introducido mejoras en los buques de nueva construcción en los cuales se han instalado sistemas de propulsión diesel eléctricos, que queman también la parte evaporada de la carga.

El transporte del GNL bajo estas condiciones tan severas exige la utilización de materiales adecuados a las bajas temperaturas y aislamiento térmico que permita la mínima entrada posible de calor del exterior (por termodinámica sabemos que el calor se traslada siempre del foco caliente al foco frío).
Al conjunto formado por el tanque y el aislamiento se denomina sistema de contención, habiendo varias patentes que, principalmente se dividen en dos tipos:

• Tanques de membrana
• Tanques esféricos independientes autoportados

Para los tanques de membrana existen tres patentes, basadas las tres en el mismo principio: la disposición de dos barreras para contener y aislar el GNL.
La barrera primaria está diseñada para soportar y absorber las deformaciones debidas a los cambios extremos de temperatura, soportar el peso del GNL y los esfuerzos que transmite la estructura del barco. Esta barrera se constituye por una chapa de INVAR de 0,7 mm de espesor para una de las patentes o por una chapa de acero inoxidable de 1,2 mm de espesor corrugado para la otra.
La barrera secundaria se forma por otra chapa de INVAR de 0,7 mm de espesor para la primera patente o por 'Triplex', material a base de fibra de vidrio y papel de aluminio, para la segunda.
El aislamiento también es diferente para cada una de las patentes, siendo para la primera cajas de madera rellenas de bolas de perlita, formando dos espacios aislantes independientes. Para la segunda de las patentes se utiliza como aislante espuma de poliuretano reforzada por fibra de vidrio rellenando el espacio entre dos tableros de madera.


Para los buques con sistema de contención de esferas, cada tanque consiste en una esfera de aleación de aluminio apoyada sobre un soporte cilíndrico, que se une a la esfera por su ecuador. Será el soporte cilíndrico el que vaya soldado al casco del buque, no la esfera.
No existe un aislamiento propiamente dicho, sino que se aplica a la superficie de la esfera espuma de poliuretano o poliestireno para controlar los esfuerzos térmicos de la estructura.
Las esferas se construyen independientemente del casco del buque y se colocan una vez construido éste en el lugar indicado.

Las fotografías que ilustran el artículo las podéis encontrar aquí, aquí, aquí, aquí y aquí, todas bajo licencia Creative Commons.

Blog Day 2009 (más vale tarde...)

Tendreis que disculparme por no haber hecho esta entrada el lunes, que era el día del blog. Estoy de exámenes y no tengo demasiado tiempo para dedicarle al blog (a internet en general).

Ahora es cuando se supone que tengo que recomendar 5 blogs de los que leo y que me gusten, allá van:

1. R-Squared Energy Blog, de Robert Rapier. El blog trata sobre energía y está escrito por un Ingeniero Químico con mucha experiencia en el sector petrolífero. Está en inglés, ya que la buena información sobre energía en español no abunda.
2. Energía y Sostenibilidad, de la red de blogs Madri+d y con varios autores, todos ellos profesionales del sector energético. Como el anterior, éste blog también trata sobre energía y de una manera más cercana a nosotros. Lo que más me gusta de este blog es la objetividad con la que manejan los datos.
3. The Oil Drum, también de varios autores y en inglés. Si bien éste está más centrado en la industria petrolífera y en ocasiones es muy técnico, es de mis favoritos, pero no lo recomiendo a nadie que tenga un bajo nivel de inglés y sin conocimientos básicos sobre la industria del petróleo.
4. Física en la Ciencia Ficción, de Sergio L. Palacios. Muchos ya conoceréis este blog, Sergio es el profesor de Física que a muchos nos gustaría haber tenido.
5. co2, de Antón Uriarte. Algunos dicen que es un negacionista, otros que posee la verdad absoluta, yo creo que como geógrafo tiene un gran conocimiento del clima y sabe manejar muy bien los datos en los que se basa.

Pero evidentemente esos cinco no son todos los que están, ni están todos los que son, así que aquí van un par de menciones especiales:

• Ciencia con paciencia, de Daniel Pastor Galan (Deneb). Hace un tiempo que lo descubrí y desde entonces intercambiamos comentarios, podría decirse que es una amistad blogueril. Recomiendo sobre todo su sección de "geofotos".
• Ciencias y Cosas, de Andrés Rodríguez. Hace tiempo coincidí con él en una página de cuyo nombre no quiero acordarme, otra de esas amistades blogueriles.

¿Tenéis vosotros alguna recomendación más? ¿Algún blog que me haya saltado? ¡Comentad, comentad, que el mundo se va a acabar! (O eso dicen).

Enlaces interesantes (06/08/09 - 19/08/09)

Comienzo hoy una nueva sección donde compartiré los enlaces a noticias y artículos sobre energía, minería y ecología que más importantes, interesantes o simplemente curiosos me han parecido, en un periodo de, digamos, unas 2 semanas.

Los de las primeras semanas de agosto son éstos:

• Senate votes to ban mountain wind turbines, de Winston-Salem Journal. Senadores estadounidenses pretenden prohibir la colocación de generadores eólicos para la producción comercial de energía eléctrica en zonas de montaña. Alegan que éstos dañan el paisaje.
• Mud, mud, glorious mud, de The Oil Drum. Artículo técnico sobre la perforación, concretamente sobre la importancia que tienen los lodos de perforación en la extracción del petróleo.
• Shut down of nuclear reactors a risk to cancer and heart disease patients, de Scientific American. Muchos desconocen que los hospitales necesitan de los subproductos que se generan en las reacciones nucleares para tratar y diagnosticar a sus pacientes. Algunos médicos temen que, ante el cierre de cada vez más centrales nucleares, el suministro de esos productos necesarios para el tratamiento de los pacientes sea cada vez más escaso.
• A better alternative to Cash for Clunkers, de R-Squared Energy Blog. Cash for Clunkers es una iniciativa del gobierno de Estados Unidos para incentivar la economía dando facilidades a los propietarios de vehículos fabricados en los últimos 25 años y con un consumo igual o superior a las 18 millas por galón (una milla es aproximadamente 1,5 km y un galón unos 4 litros). El autor del artículo propone un aumento de los impuestos de la gasolina y no un "premio" para los que cambien su coche por otro nuevo y que consuma menos.
• Energy costs in drilling, de The Oil Drum. Artículo técnico sobre la perforación con agua a presión.
• Mining the technosphere: solutions for industrial ecosystems, de The Oil Drum. Muy recomendable echar un vistazo a los dos pdf que enlaza el artículo. La ingeniería no solo ha de encargarse de explotar los recursos naturales, sino también de gestionarlos y cuidarlos.
• Wheat gets worse as CO2 rises, de New Scientist. Contrario a lo que se pueda pensar de que las cosechas serían mejores y más abundantes en un ambiente con una mayor concentración de CO2, una concentración alta de CO2 en la atmósfera hace que las plantas contengan una menor cantidad de proteínas y que las relaciones entre aminoácidos y trazas de otros elementos sean menos balanceadas.
  
• As Arctic Ocean warms, megatonnes of methane bubble up, de New Scientist. Artículo sobre la problemática que implica el calentamiento del agua de los océanos referente a la liberación de miles de toneladas de metano a la atmósfera.
• Can oil companies accurately measure greenhouse gas emissions?, de Scientific American. Las compañías petrolíferas protestan ante la aprobación de una ley que les exige un informe anual sobre sus emisiones.
• Notes on energy efficiency, de R-Squared Energy Blog. Mitos sobre el ahorro de energía.
• Developed countries' demand for biofuels has been 'disastrous', de The Guardian. Los cultivos energéticos masivos están provocando situaciones problemáticas en los países en desarrollo, afectando al medio ambiente y a las personas que trabajan en ellos, que se ven sometidas a una semi esclavitud.
• The coming oil crisis, de The Oil Drum. Artículo de opinión sobre lo que nos aguarda con la escasez de petróleo.
• Oil spills, the media and the oil industry, de Scientific American. ¿Hablan los medios de todos los vertidos importantes o solo de los que más venden? ¿Realmente las compañías petrolíferas están tomando medidas para que se produzcan cada vez menos accidentes de este tipo en nuestros mares y océanos?
• Terrible twos near for natural gas, de Forbes. La bajada de los precios por metro cúbico de gas natural está provocando el cierre de pozos en Estados Unidos.
• ¿Cómo se puede conocer la geología del interior de la Tierra?, de Ciencia con Paciencia.

Espero que os sea útil o, al menos, entretenida esta recopilación de enlaces sobre energía, minería y medio ambiente de los últimos 15 días.

Segundo aniversario

Hace ya dos años que empecé a escribir en éste blog. Al principio lo hacía solamente para pasar el rato, pero con el paso del tiempo y, sobre todo, conforme iba avanzando en los conocimientos propios de la carrera que estoy estudiando me he ido atreviendo con temas más o menos polémicos y más o menos técnicos (según un pajarito, muy técnicos).

Espero que os haya gustado tanto como a mí leer y participar en Intentando cambiar el mundo. Estoy muy contenta de que el número de lectores sea más o menos constante y os agradezco a todos que sigais ahí, aunque mis publicaciones no sean ni mucho menos constantes.

Y eso es todo por hoy, no pienso escribir un mega artículo de recopilación, porque no soy una super blogger hiper famosa (los cuales abundan últimamente, pero más que serlo, se lo creen y hasta se atreven a "cerrar por vacaciones").

Muchas gracias a todos los que habéis ayudado a que Intentando cambiar el mundo haya llegado hasta lo que es hoy.

La relación H/C en los combustibles

La relación entre los átomos de hidrógeno (H) y los de carbono (C) que contiene un combustible es muy importante a la hora de reducir las emisiones de CO2 en el origen, es decir, que dependiendo del combustible que utilicemos, tendremos una relación H/C diferente, ya que la composición en hidrógeno y carbono varía de un combustible a otro.

Una mayor cantidad de carbono dará lugar también a una mayor cantidad de CO2, ya que:

C + O2 ---> CO2

es bastante sencillo.
Una mayor cantidad de carbono también implica un mayor poder calorífico, eso debe estar presente en el razonamiento.

Por otra parte, la presencia de hidrógeno en el combustible nos va a formar agua (en forma de vapor normalmente, pero ésto depende de la temperatura a la que se produzca la combustión - por encima de 100ºC todos sabemos que el agua cambia de estado, en condiciones normales-), ya que:

H2 + 1/2 O2 ---> H2O

también sencillo, pero en este caso el agua que se forma va a hacer que disminuya el poder calorífico durante la combustión, ya que el agua absorberá parte del calor generado: para la formación de 1 mol de H2O a partir de 1 mol de H2 y 1/2 mol de O2 (en forma gaseosa) se absorben del ambiente 68.3Kcal (entalpía de formación del agua). En éste enlace viene muy bien explicado.

Pues bien, la relación H/C de un combustible no es más que el cociente entre los átomos de hidrógeno y los átomos de carbono que lo componen.
Por ejemplo, el metano (CH4) cuya composición es de 4 átomos de hidrógeno frente a solamente uno de carbono tendría la siguiente relación:

H/C = 4/1 = 4

Cuanto mayor sea la relación H/C de un combustible menores serán sus emisiones de CO2 respecto de las de H2O, ya que tendrá menor cantidad de carbono que de hidrógeno.

Por poner otros ejemplos, el petróleo tiene una relación H/C de 2,2 y el carbón de 1,2; luego podremos decir que el metano, con una relación de 4, emite menos CO2 que el petróleo y el carbón, con relaciones menores. Obvio.

Pero cuidado, una relación H/C demasiado alta reduciría en exceso el poder calorífico, debido a lo que ya he explicado sobre la entalpía de formación del agua. Con lo que reduciríamos las emisiones de CO2, pero también reduciríamos el poder calorífico, lo cual en algunos procesos industriales puede ser crítico.

La relación H/C (junto con otros muchos parámetros) ayudan a elegir correctamente el combustible a utilizar en los diferentes casos.

Imagen: A. Belani en Flickr, bajo licencia Creative Commons.

Arenas bituminosas

(Artículo sugerido por Alima)

Las arenas bituminosas son conocidas por varios nombres: arenas de alquitrán, arenas de petróleo, petróleo crudo extrapesado o, en inglés: tar sands, oil sands, extra heavy oil, shale oil (aunque ésto último es diferente de lo que se conoce como arenas bituminosas).

Las arenas bituminosas son compuestos de arena, arcilla, agua y bitumen.
El bitumen es una forma de presentación del petróleo, muy densa y viscosa, llegando incluso a presentarse en forma sólida (shale oil o pizarra bituminosa).
El producto que se obtiene de las arenas bituminosas tiene una composición promedio de 83,2% de carbono, 10,4% de hidrógeno, 0,94% de oxígeno, 0,36% de nitrógeno y 4,8% de azufre.
A simple vista podemos decir que es una mezcla muy rica en carbono, pobre en hidrógeno y con un alto contenido en azufre, respecto al resto de crudos. Por eso es tan viscoso y con tan alta densidad, al representar el carbono gran parte de su composición y estando éste en cadenas hidrocarbonadas muy largas.
Normalmente su densidad se encuentra por debajo de los 10 grados API, mientras que la densidad de los crudos más convencionales se encuentra entre los 30 y los 40.
Su viscosidad es tan alta que no son capaces de fluir por sí solos, alcanzando los 10000 cPo (centipoises), comparándola con la viscosidad de los crudos convencionales que es de unos 5 cPo.

Los bitúmenes han sido muy utilizados a lo largo de la historia, sobre todo como aislantes de la humedad en la construcción (alquitrán), también como adhesivo y como subproductos de la gasificación del carbón.

Explotaciones actuales:

En la actualidad, las arenas bituminosas se explotan principalmente en Canadá y Venezuela, copando estos dos países casi la totalidad de las reservas mundiales de este tipo de crudos. Hay otras explotaciones, no tan rentables ni desarrolladas, en Estados Unidos, Rusia, República del Congo y Madagascar.

Reservas mundiales:

En Canadá y Venezuela se encuentran tantas reservas de arenas bituminosas como de crudo convencional en el resto del mundo.

Las reservas de este tipo de crudos representa las dos terceras partes de las reservas totales, siendo reconocidas como tales hace bien poco, a raíz de la crisis energética que venimos sufriendo desde 2007.

Los yacimientos que más crudo aportan son los de Athabasca Oil Sands en Canadá y la Faja Petrolífera del Orinoco en Venezuela.

Métodos de extracción:

• Minería de superficie: este método es aplicable en los casos en los que el estrato o bolsa de bitumen esté a una profundidad que permita el movimiento del terreno, normalmente entre 40 y 60 metros de profundidad. Las arenas se extraen mediante excavadoras y se transportan en camiones para su posterior tratado o refinado.

Posteriormente a la extracción, las arenas son tratadas con una disolución de agua y sosa cáustica (hidróxido de sodio, NaOH) en un proceso de agitación. La arena sedimenta en el agua y el petróleo flota en la superficie.

• CHOPS: Cold Heavy Oil Production with Sand o cold flow. Éste método solo es aplicable cuando el crudo es lo suficientemente fluido. Consiste en desplazar grandes masas de arena para que el crudo cercano pase a ocupar su lugar y poder extraerlo mediante pozos.

Una de las ventajas del cold flow es que es más barato que la extracción mediante minería de superficie, pero la recuperación del crudo es menor, en torno a un 5 o un 6%. Otro de los inconvenientes sería el almacenaje de las arenas movidas, aunque puede solucionarse empleándolas en pavimentación o almacenándolas en cavidades salinas.

• CSS: Cyclic Steam Stimulation o inyección de vapor. Éste método se lleva utilizando desde los años 50 en la industria convencional del petróleo. Consiste en inyectar vapor a temperaturas que oscilan entre los 300 y los 400ºC en periodos de semanas o meses (dependiendo de la viscosidad del crudo, de la producción que se quiera, etc.), cuando ha pasado el periodo de tiempo necesario, se perfora un pozo para que el calor empape la formación rocosa. Finalmente el petróleo se extrae mediante bombeo de forma convencional.

El proceso es cíclico, cuando el bombeo ya no es suficiente, se vuelve a inyectar el vapor y se vuelve a comenzar el ciclo: inyección, calor, bombeo.
Con este proceso se recupera entre el 20 y el 25% del crudo, aunque el coste de inyectar el vapor es muy alto.

• SAGD: Steam Assisted Gravity Drainage. El proceso consiste en perforar dos pozos horizontales en la zona de las arenas bituminosas, uno en el fondo de la formación rocosa y otro aproximadamente 5 metros por encima, normalmente en un yacimiento se perforan varios pares de pozos. El vapor se inyecta por el pozo superior, el cual hace que el bitumen se disuelva y pueda fluir por el pozo inferior y ser bombeado hasta la superficie.

El SAGD tiene la ventaja de que es más barato que el CSS y permite una recuperación del crudo del 60%.
Es un proceso en fase de desarrollo y tiene otras aplicaciones en la industria energética.

• VAPEX: Vapor Extraction Process. Es similar al SAGD, pero en lugar de vapor lo que se inyecta al yacimiento son disolventes.
  

Éste método tiene la ventaja de que es más eficiente energéticamente hablando, ya que no se necesita un vapor calentado y, por lo tanto, no hay pérdidas energéticas por calor, además de que se mejora la calidad del crudo antes de su extracción.

• THAI: Toe to Heel Air Injection. Es un proceso totalmente nuevo que consiste en la combinación de un pozo vertical por el que se inyecta aire y un pozo horizontal por el que se extrae el crudo. Consiste en quemar una parte del crudo que existe en el yacimiento, creando una pared de calor con el resto del crudo, que se reblandece y se hace más fácil de extraer; además de que la combustión selectiva permite obtener un crudo de mejor calidad y más ligero sin tratamientos posteriores a la extracción.

Es muy difícil controlar la combustión de un yacimiento y por ello éste método no es muy utilizado.

Efectos sobre el medio ambiente:

Los proyectos de extracción de petróleo mediante arenas bituminosas afectan al terreno, al agua, al aire e, indirectamente, afectan al cambio climático debido a que los productos derivados del petróleo básicamente son combustibles y emiten gases de efecto invernadero en su combustión.

Efectos sobre el aire:
a largo plazo, estos proyectos no afectan a la calidad del aire, aunque pueden producirse emisiones puntuales de sulfuro de hidrógeno (SH2), que es un gas incoloro, tóxico, combustible y con olor desagradable (dicen que huele a huevos podridos).

Efectos sobre el terreno:
obviamente, estos proyectos implican el desplazamiento de grandes masas de tierra, afectando así a acuíferos y provocando deforestación.
Se estima que es necesaria una tonelada de arena bituminosa para la extracción de un barril de petróleo.
Los proyectos de extracción de crudo deben llevar en este caso un equivalente a la declaración de impacto ambiental y un plan de recuperación del terreno.

Efectos sobre el agua:
en los procesos de extracción que impliquen un tratamiento posterior de las arenas se utilizan entre 2 y 4,5 volúmenes de agua por cada volumen de crudo producido (es decir, que por cada metro cúbico producido se utilizan entre 2 y 4,5 metros cúbicos de agua).
Si no se desarrolla un sistema de depuración de aguas antes de verterlas a ríos o lagos, éstos se verán contaminados, comprometiendo la salubridad en el curso bajo de los ríos (de hecho, en todo el curso del río).

Para escribir éste artículo me he basado en los siguientes:
Oil Sands en Wikipedia(en)
Arenas de alquitrán en Wikipedia(es) (artículo vergonzosamente escaso)
Tar sands/Oil sands en The Oil Drum

Las imágenes que he utilizado están bajo licencia Creative Commons y las he sacado de aquí, aquí, aquí, aquí y aquí.

Más artículos sobre el petróleo en Intentando Cambiar el Mundo: 1, 2, 3, 4, 5 y 6