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INTRODUCCIÓN El petróleo es parte de las fuentes primarias de energía, al igual que la biomasa y la energía solar. Las principales fuentes de energía del mundo industrial actual son los combustibles fósiles: el carbón, el petróleo y el gas. Esto se debe a la relativa facilidad con la que se obtienen, y el aprovechamiento que se tiene de ellos con tan sólo un mínimo de procesamiento. Sin embargo, tienen la desventaja de que son recursos no renovables y que las emisiones atmosférica que emiten por su combustión son contaminantes. El petróleo como fuente energética ha constituido una liga directa con el desarrollo social y económico de la humanidad, además de que las investigaciones hechas sobre las propiedades y aplicaciones del petróleo, están relacionadas con la evolución de la industria. Del petróleo se dice que es el energético más importante en la historia de la humanidad; un recurso natural no renovable que aporta el mayor porcentaje del total de la energía que se consume en el mundo. 1. Al estudiar el Petróleo nos damos cuenta que la historia de éste se remonta desde el Antiguo Testamento en la Biblia donde era llamado betún. A lo largo de toda la historia se va haciendo mención de él, desde Herodoto, historiador griego de la antigüedad, quien sitúa los pozos de Petróleo cerca de Babilonia y en la isla de Zante, en el mar Adriático, desde donde aún, hoy, se extrae; Plinio nos habla del aceite mineral de Sicilia. En la antigua China y Japón se hacen referencias de este combustible, y Marco Polo, el gran viajero veneciano, nos habla del aceite de Bakú, sobre el mar Caspio, donde también hoy se sigue extrayendo. 2. Lo rudimentario de la metodología que utilizaban los hombres antiguamente para extraer un poco del “aceite

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INTRODUCCIÓN

El petróleo es parte de las fuentes primarias de energía, al igual que la biomasa y la energía solar. Las principales fuentes de energía del mundo industrial actual son los combustibles fósiles: el carbón, el petróleo y el gas.

Esto se debe a la relativa facilidad con la que se obtienen, y el aprovechamiento que se tiene de ellos con tan sólo un mínimo de procesamiento. Sin embargo, tienen la desventaja de que son recursos no renovables y que las emisiones atmosférica que emiten por su combustión son contaminantes.

El petróleo como fuente energética ha constituido una liga directa con el desarrollo social y económico de la humanidad, además de que las investigaciones hechas sobre las propiedades y aplicaciones del petróleo, están relacionadas con la evolución de la industria.

Del petróleo se dice que es el energético más importante en la historia de la humanidad; un recurso natural no renovable que aporta el mayor porcentaje del total de la energía que se consume en el mundo.

1. Al estudiar el Petróleo nos damos cuenta que la historia de éste se remonta desde el Antiguo Testamento en la Biblia donde era llamado betún. A lo largo de toda la historia se va haciendo mención de él, desde Herodoto, historiador griego de la antigüedad, quien sitúa los pozos de Petróleo cerca de Babilonia y en la isla de Zante, en el mar Adriático, desde donde aún, hoy, se extrae; Plinio nos habla del aceite mineral de Sicilia. En la antigua China y Japón se hacen referencias de este combustible, y Marco Polo, el gran viajero veneciano, nos habla del aceite de Bakú, sobre el mar Caspio, donde también hoy se sigue extrayendo.

2. Lo rudimentario de la metodología que utilizaban los hombres antiguamente para extraer un poco del “aceite mineral”. Además de los pocos conocimientos que se tenían acerca de tan preciado hidrocarburo.

3. La destilación es un proceso fundamental en la industria de refinación del petróleo, pues permite hacer una separación de los hidrocarburos aprovechando sus diferentes puntos de ebullición. La destilación atmosférica y al vacío es el primer proceso que aparece en una refinería. El petróleo se separa en fracciones que después de procesamiento adicional, darán origen a los productos principales que se venden en el mercado: el gas LPG (comúnmente utilizado en estufas domésticas), gasolina para los automóviles, turbosina para los aviones jet, diesel para los vehículos pesados y combustóleo para el calentamiento en las operaciones industriales.

4. Existe una gran competencia entre las grandes potencias por el dominio de los principales yacimientos petrolíferos, que acuden a todos los medios, incluso a la fuerza, para apoderarse de ellos, debido a la importancia que tiene el aceite mineral, tanto en tiempos de paz como de guerra, por su uso en automóviles, camiones, aeroplanos,

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barcos y tanques. Aparte de sus importantísimas aplicaciones como combustible y lubricante, sirve para otros numerosísimos usos.

5. El mercado del petróleo es un negocio global que involucra tanto a los países exportadores como a los países importadores. Así vemos que en las páginas de los diarios locales cada día aparece publicada alguna noticia de tan importante rubro: del aumento de la producción como del aumento o baja de los precios.

6. El encarecimiento de los precios de los productos derivados del petróleo en nuestro país puede ser considerado como una política para obligar al ahorro de consumo de energía, mayormente si ésta es generada a través de elementos importados como los derivados del petróleo.

7. El negocio del petróleo es un riesgo pemanente para los pozos y para los usuarios en materia de incendios y explosiones. Es por ello que las empresas involucradas toman las medidas necesarias para evitar cualquiera de estos desastres.

8. Los vertidos accidentales causados por naufragios o roturas de tuberías pueden causar mareas negras (apariciones de manchas de petróleo en el mar), lo que afecta tanto a peces como a aves, incluso al hombre.

En las refinerías el petróleo está sometido a temperaturas y presiones que lo pueden hacer explotar espontáneamente en caso de fuga.

Los hidrocarburos son sustancias altamente inflamables, por esto los incendios petrolíferos son muy difíciles de apagar y exigen técnicas de sofocamiento especiales.

El fumar o hacer fuego (trabajos de soldadura) cuando hay presencia posible de hidrocarburos está prohibido en dichos lugares.

Así mismo, el uso de radios de comunicación, teléfonos celulares o el uso de vehículos de gasolina en áreas donde el hidrocarburo, en alguna de sus presentaciones, está presente es improcedente.

En estas compañías hay un personal responsable las 24 horas del día, para que pueda dar las señales de aviso y tomar las primeras medidas para sofocar el daño.

Debemos agradecer a la Química moderna, ya que los productos extraídos del petróleo no terminan allí. En el automóvil que nos lleva al trabajo, no sólo la nafta que consume el motor es derivado del petróleo, también el caucho sintético de los neumáticos, el material plástico del volante, el tablero, los tejidos de fibras artificiales que tapizan los asientos y la pintura con la que tapamos el último choque.

Es difícil sospechar que el alcohol de la loción que refrescó el cutis de un hombre después de afeitarse, el cepillo de dientes y el jabón que uso para ducharse, los cosméticos que completan la rutina de aseo de su esposa, el detergente que usa en la cocina, el vinagre con que se enderezó la ensalada que acompañaba la comida, los envases y vajillas plásticas que conservan los alimentos que no se consumieron ese día;

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el vasito plástico donde tomamos el café y el carrizo con el que removemos el azúcar; en la bolsa donde botamos la basura antes de salir y los zapatos de goma que nos pondremos al llegar, todos ellos, provienen del petróleo.

Noche y día nos movemos en un mundo marcado por la huella petroquímica. Desde la cobija que abriga nuestro sueño hasta el disciplinado reloj que nos despierta cada mañana, muchos de los objetos que nos rodean son producto de esa rama de la industria, en la cual se sostiene gran parte de nuestro estilo y calidad de vida.

Si logramos imaginar cómo sería nuestra vida si no existieran los fertilizantes, los detergentes, las inyectadoras, los envases plásticos, las pinturas, los solventes, el nylon, las mangueras, y pare usted de contar, habremos entendido el significado y valor de la industria petroquímica. Por muchos que sean los metros que separan al petróleo bajo tierra de nuestra vista, su presencia, procesada y transformada, nos acompaña en cada día y espacio de nuestra vida, gracias a la petroquímica, por cuya obra los hidrocarburos derivan en artículos tan útiles al escolar como al astronauta, al ama de casa como al médico, al constructor y al agricultor, a la industria y al comercio.

Quienes hacen la petroquímica redescubren día a día el principio de transformación que por tanto tiempo afanó a los alquimistas y constatan el aporte que la ciencia y el desarrollo industrial dan a un mejor vivir. El petróleo forma parte de la naturaleza que se ofrece al hombre para ser transformada en su beneficio y la petroquímica es un gran invento del ser humano, por el cual éste pone la naturaleza a su servicio. Un invento que a cada paso marca una huella de bienestar y progreso. Como la que hace 29 años dejó el primer hombre en la Luna, con un zapato hecho con productos petroquímico

Recomendaciones

Debido a los cambios que ha ido experimentando nuestro entorno el problema de la contaminación ambiental ha dejado de ser el problema de unos cuantos para ser el problema de todos. Por esto la explotación de la actividad petrolera deberá atenerse a los principios de Desarrollo Sustentable, el cual reza: “Asegurarse de que las naciones actuales satisfagan sus necesidades y aspiraciones, sin comprometer la disponibilidad de recursos para las futuras generaciones, a fin de que satisfagan también sus necesidades y aspiraciones, todo ello en equilibrio con los límites de habilidad de los sistemas naturales para autorregenerarse, asegurando en todo momento un hábitat con aceptable calidad de vida”.

Estamos conscientes de que la explotación petrolera produce, necesariamente, desechos, sin embargo, recomendamos que estos desechos sean tratados adecuadamente y dispuestos en sitios seguros para evitar la contaminación del ambiente.

http://www.pdvsa.com

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Exhortamos a nuestros gobernantes a no quedarnos atrás y a que se creen leyes más severas en cuanto a contaminación producto del refinado y, por que no, del almacenamiento y aprovisionamiento de los derivados del petróleo (posibles derrames de producto).

Igualmente, advertimos al gobierno que de no tomarse las debidas sanciones para con las empresas que provoquen daños al ambiente, tal como se dio en el mes de marzo con la empresa Atlantic Pacific, S.A. (APSA), éstas no tomarán las debidas precauciones para evitar derrames y la consiguiente recolección y limpieza del área afectada.

Instamos al gobierno a que, así como protege la producción nacional de gasolina creando leyes de importación y extendiéndolas por más tiempo del acordado, también ampare a los consumidores de gasolina.

Prevenimos al gobierno de que, de no tomarse las medidas pertinentes en materia de construcción de viviendas en áreas cercanas, no sólo de plantas relacionadas con el petróleo sino de cualquier tipo de industria que provoque contaminación: del aire, agua, ruido, etc. la corrección del daño será más costosa, tanto para el Estado como para los habitantes del país.

Recomendamos que las emanaciones de las refinerías deben estar estrictamente limitadas y controladas a fin de evitar polución del aire, del suelo y de los ríos, así como los ruidos.

Le indicamos a las empresas que se dedican a trabajar con este hidrocarburo y sus derivados a que adecuen las instalaciones, con la ventilación adecuada, sin afectar el producto; a promover el uso de mascarillas y el equipo apropiado, así como rotar al personal para que las exposiciones de gases y demás, no afecten paulatinamente la salud de los empleados.

Aconsejamos a las compañías relacionadas con el aceite mineral a extender las prohibiciones de uso de artículos que produzcan chispas o fricciones, como los teléfonos celulares, radios de comunicación, cámaras fotográficas, linternas, etc.; y a disponer del equipo adecuado que pueda suplir las mismas necesidades que los anteriores.

Recomendamos al Departamento de Bomberos, a la refinería y a las empresas distribuidoras a capacitar al personal que labora allí, para que sepa que hacer en caso de alguna eventualidad, en materia de evacuación.

Igualmente que se hagan prácticas de evacuación en las áreas aledañas a las posibles zonas de desastre, tomando en cuenta el radio de acción del siniestro.

Debemos poner más cuidado en cuanto a prevención y no esperar los posibles efectos para tomar medidas. Para esto necesitamos el apoyo de instituciones como Protección Civil, Cuerpo de Bomberos y Cruz Roja, para que nos eduquen acerca de los pasos a

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seguir en el proceso: Antes, Durante y Después. Sólo así podremos tener una esperanza de que este país y sus habitantes puedan reaccionar del modo más apropiado.

Tenemos un país rico, rico en fauna, rico en flora, rico en variedad étnica y rico en “don de gentes”. Seamos garantes de que aquí se tomen todas las precauciones del caso y ayudemos todos a conservarlo así.

DEFINICION

El petróleo es un fluido algo espeso cuyo color varía bastante, así como su composición. A veces se presenta amarillo, otras verde, y otras casi negro. Generalmente tiene un olor muy desagradable y su densidad está comprendida entre 0´8 y 0´95. En composición varía tanto como en color, y en este sentido nos recuerda al carbón. Según el Diccionario Enciclopédico Ilustrado Océano Uno, petróleo es un:

“líquido aceitoso, de color oscuro, olor característico, más ligero que el agua, constituido por una mezcla de hidrocarburos líquidos naturales, que se encuentra generalmente almacenado en rocas del interior de la corteza terrestre”,

mientras que la definición que encontramos en el Diccionario Hispánico Universal, aunque similar, es un poco más completa:

“Líquido oleoso más ligero que el agua y de color oscuro y olor fuerte; se encuentra nativo en lo interior de la Tierra y a veces forma grandes manantiales. Es una mezcla de carburos de hidrógeno, que arde con facilidad, y después de refinado tiene diversas aplicaciones”.1

Al igual que el carbón, el petróleo se encuentra a muy distintas profundidades en la Tierra. En algunos lugares sólo hay que perforar algo más de quince metros para encontrarlo, mientras que en otros es necesario llegar hasta profundidades de dos mil o más metros.

El petróleo está almacenado en la Tierra en capas o estratos de roca porosa, tal como la piedra caliza o la arenisca, o en capas de arena o sobre una capa impermeable. Cuando estos estratos se encuentran cubiertos con rocas más duras, tenemos un campo petrolífero ideal.

ORIGEN1.

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La palabra petróleo del ( griego: πετρέλαιον ; proviene del latín “petroleum” o “petros” que significa piedra, y de “oleum” que significa aceite no porque sea aceite de piedra, sino por estar aprisionado entre piedras, que da como resultado el significado de “aceite de piedra” también conocido como oro negro o crudo.

Según la teoría más aceptada, el origen del petróleo (crudo) y del gas natural− es de tipo orgánico y sedimentario. Esa teoría enseña que el petróleo es el resultado de un complejo proceso físico−químico en el interior de la tierra, en el que, debido a la presión y las altas temperaturas, se produce la descomposición de enormes cantidades de materia orgánica que se convierten en aceite y gas.

Esa materia orgánica está compuesta fundamentalmente por el fitoplancton y el zooplancton marinos depositados en grandes cantidades en fondos anóxicos de mares o zonas lacustres del pasado geológico (fondo de los grandes lagos y en el lecho de los mares), al igual que por materia vegetal y animal.

Junto a esa materia orgánica se depositaron mantos sucesivos de arenas, arcillas, limo y otros sedimentos que arrastran los ríos y el viento (capas pesadas de sedimentos), todo lo cual conformó lo que geológicamente se conoce como rocas o mantos sedimentarios, es decir, formaciones hechas de sedimentos.

Entre esos mantos sedimentarios es donde se llevó a cabo el fenómeno natural que dio lugar a la creación del petróleo y el gas natural. La transformación química (craqueo natural) debida al calor y a la presión durante la diagénesis produce, en sucesivas etapas, desde betún a hidrocarburos cada vez más ligeros (líquidos y gaseosos) . Estos productos ascienden hacia la superficie, por su menor densidad, gracias a la porosidad de las rocas sedimentarias

Ese proceso de sedimentación y transformación es algo que ocurrió a lo largo de millones de años. Entre los geólogos hay quienes ubican el inicio de todo ese proceso por la época de los dinosaurios y los cataclismos.

Otros opinan que hoy se está formando de una manera similar el petróleo del mañana. Pero, debido a la lentitud del proceso formativo, la cantidad regenerada se considera como despreciable; por lo cual, el petróleo es un recurso no renovable.

En un comienzo los mantos sedimentarios se depositaron en sentido horizontal. Pero los movimientos y cambios violentos que han sacudido a la corteza terrestre variaron su conformación y, por consiguiente, los sitios donde se encuentra el petróleo.

Es por esto que la geología identifica hoy varios tipos de estructuras subterráneas donde se pueden encontrar yacimientos de petróleo: trampas petrolíferas como rocas impermeables, estructuras anticlinales, fallas, domos salinos, márgenes de diapiros salinos, etc.) se forman entonces los yacimientos petrolíferos.

En todo caso, el petróleo se encuentra ocupando los espacios de las rocas porosas, principalmente de rocas como areniscas y calizas. Es algo así como el agua que empapa

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una esponja. En ningún caso hay lagos de petróleo. Por consiguiente, no es cierto que cuando se extrae el petróleo quedan enormes espacios vacíos en el interior de la tierra.

Si tomamos el ejemplo de la esponja, cuando ésta se exprime vuelve a su contextura inicial. En el caso del petróleo, los poros que se van desocupando son llenados de inmediato por el mismo petróleo que no alcanza a extraerse y por agua subterránea.

Los orígenes del gas natural son los mismos del petróleo, pues, como se dijo antes, el gas es petróleo en estado gaseoso.

Cuando se encuentra un yacimiento que produce petróleo y gas, a ese gas se le llama "gas asociado". Pero también hay yacimientos que sólo tienen gas, caso en el cual se le llama "gas libre".

Otros yacimientos sólo contienen petróleo líquido en condiciones variables de presión y transferencia.

Generalmente el petróleo líquido se encuentra acompañado de gas y agua.

-Origen del petróleo

El tema del origen del petróleo sigue siendo un motivo de debate entre los hombres de ciencia, si bien la hipótesis generalmente aceptada es la que le atribuye un origen orgánico.

Existen varias opciones para explicar el origen del petróleo:

-Hipótesis inorgánica (de mendelejeff)

-Hipótesis orgánica (de engler-kramer)

Hipótesis inorgánica

Esta hipótesis sostiene que el petróleo se originó por la acción del agua sobre acetiluros metálicos con producción de metano y acetileno.

La presión y la temperatura originaron luego otras reacciones y polimerizaciones formando los otros componentes del petróleo.

Diversas informaciones de origen geológico (en los yacimientos de petróleo se han hallado siempre restos fósiles de animales y vegetales) han hecho que esta teoría fuera casi abandonada.

Algunos geólogos apoyan la hipótesis del origen abiogenético del petróleo y sostienen que al interior de la tierra existen hidrocarburos de origen estrictamente abiogenético. Los químicos Marcellin Berthelot y Dmitri Mendeleev, así como el astrónomo Thomas

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Gold llevaron adelante esta teoría en el mundo occidental al apoyar el trabajo de Nikolai Kudryavtsev en la década de 1950.[cita requerida] Actualmente, esta teoría es apoyada principalmente por Kenney y Krayushkin.[cita requerida]

La hipótesis del origen abiogenético del petróleo no ha sido descartada aún. Sus defensores consideran que se trata de "una cuestión todavía abierta." La extensiva investigación de la estructura química del querógeno ha identificado a las algas como la fuente principal del petróleo. La hipótesis del origen abiogenético no puede explicar la presencia de estos marcadores en el querógeno y el petróleo, así como no puede explicar su origen inorgánico a presiones y temperaturas suficientemente altas para convertir el querógeno en grafito. La hipótesis tampoco ha tenido mucho éxito ayudando a los geólogos a descubrir depósitos de petróleo, debido a que carece de cualquier mecanismo para predecir dónde podría ocurrir el proceso. Más recientemente, los científicos del Carnegie Institution for Science han descubierto que el etano y otros hidrocarburos más pesados pueden ser sintetizados bajo las condiciones del manto superior.]

Hipótesis orgánica-vegetal (kramer) y orgánica animal (engler)

Según estas teorías, el petróleo se formó por descomposición lenta a presión elevada y al abrigo de grandes depósitos de algas marinas (hipótesis vegetal) o de restos de pequeños animales (hipótesis animal) ayudados por el calor que esa gran presión originó. A continuación se desarrolla la teoría:

Durante la era terciaria en el fondo de los mares se acumularon restos de peces, invertebrados y de algas, quedando sepultados por la arena y las arcillas sedimentadas. Las descomposiciones provocadas por microorganismos, acentuadas por altas presiones y elevadas temperaturas posteriores, dieron origen a hidrocarburos. Al comenzar la era cuaternaria los movimientos orogénicos convulsionaron la corteza terrestre y configuraron nuevas montañas, la cordillera de los andes entre ellas. Los estratos sedimentarios se plegaron y el petróleo migró a través de las rocas porosas, como las areniscas, hasta ser detenido por anticlinales –pliegues con forma de a mayúscula- y por fallas que interrumpieron la continuidad de los estratos.

El petróleo ocupa los intersticios de rocas sedimentarias muy porosas, acompañado habitualmente de gas natural y de agua salada.

Este proceso de sedimentación y transformación es algo que ocurrió a lo largo de millones de años. Algunos geólogos ubican el inicio de todo este proceso, por la época de los dinosaurios y los cataclismos; mientras que otros opinan que hoy se está formando de una manera similar el petróleo del mañana. Pero, debido a la lentitud del proceso formativo, la cantidad regenerada se considera como despreciable; por lo cual, el petróleo es un recurso no renovable.

Los técnicos creyeron durante algún tiempo que el petróleo era de origen inorgánico, es decir, que se había formado dentro de la Tierra mediante reacciones químicas.

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Hoy día, los hombres de ciencia, convienen de manera casi general en que el petróleo se origina de una materia prima formada principalmente por detrito de organismos vivos acuáticos, vegetales y animales, que vivían en los mares, las lagunas o las desembocaduras de los ríos, en las cercanías del mar y que han permanecido enterradas por largos siglos.

El petróleo se encuentra únicamente en los medios de origen sedimentario. La materia orgánica se deposita y se va cubriendo por sedimentos; al quedar cada vez a mayor profundidad, se transforma en hidrocarburos, proceso que según las recientes teorías, es una degradación producida por bacterias aerobias primero y anaerobias luego. Estas reacciones desprenden oxígeno, nitrógeno y azufre, que forma parte de los compuestos volátiles de los hidrocarburos. A medida que los sedimentos se hacen compactos por efectos de presión, se forma la "roca madre". Posteriormente, por fenómenos de "migración", el petróleo pasa a impregnar arenas o rocas más porosas y más permeables (areniscas, calizas fisuradas, dolomías), llamadas "rocas almacén ", y en las cuales el petróleo se concentra, y permanece en ellas si encuentra alguna trampa que impida la migración hasta la superficie donde se oxida y volatiliza.

EXPLORACION

Actualmente el hallazgo de yacimientos petrolíferos no es obra librada al azar y obedece a una tarea científicamente organizada, que se planifica con mucha antelación. Instrumental de alta precisión y técnicos especializados deben ser trasladados a regiones a menudo deshabitadas, en el desierto o en la selva, obligando a construir caminos y sistemas de comunicación, disponer de helicópteros, instalar campamentos y laboratorios, etc

El petróleo puede estar en el mismo lugar donde se formó (en la "roca madre") o haberse filtrado hacia otros lugares (reservorios) por entre los poros y/o fracturas de las capas subterráneas. Por eso, para que se den las condiciones de un depósito o yacimiento de petróleo, es necesario que los mantos de roca sedimentaria estén sellados por rocas impermeables (generalmente arcillosas) que impidan su paso. Esto es lo que se llama una "trampa", porque el petróleo queda ahí atrapado. En términos geológicos, las capas subterráneas se llaman "formaciones" y están debidamente identificadas por edad, nombre y tipo del material rocoso del cual se formaron. Esto ayuda a identificar los mantos que contienen las ansiadas rocas sedimentarias.

Uno de los primeros pasos en la búsqueda del petróleo es la obtención de fotografías o imágenes por satélite, avión o radar de una superficie determinada. Esto permite elaborar mapas geológicos en los que se identifican características de un área determinada, tales como vegetación, topografía, corrientes de agua, tipo de roca, fallas geológicas, anomalías térmicas... Esta información da una idea de aquellas zonas que

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tienen condiciones propicias para la presencia de mantos sedimentarios en el subsuelo. También se utilizan sistemas magnéticos y gravimétricos desde aviones provistos de magnetómetros y gravímetros, con lo cual se recoge información que permite diferenciar los tipos de roca del subsuelo.

El conocimiento de la estructura del suelo es fundamental para la determinación racional de las posibilidades de existencia de los yacimientos.

Actualmente se utilizan los siguientes métodos de exploración:

1-Exploración superficial:

-Relevamientos topográficos en escala grande.

-Relevamientos geológicos superficiales, en zonas donde afloran rocas sedimentarias.

-Relevamientos geofísicos, basados en métodos:

-Gravimétricos, que estudian las pequeñas alteraciones de la gravedad, producidas por la vecindad de grandes masas de rocas densas.

Por medio de un instrumento especial llamado gravímetro se pueden registrar las variaciones de la aceleración de la gravedad en distintos puntos de la corteza terrestre. Se determina la aceleración de la gravedad (g) en puntos del terreno explorando lugares distantes 1.000 ó 5.000 metros entre sí.

Los valores obtenidos se ubican en un mapa y se unen los puntos donde g es igual obteniéndose líneas isogravimétricas que revelan la posible estructura profunda.

Así la existencia de curvas isogravimétricas cerradas señalan la existencia de un anticlinal de extensión semejante al área que abarca esa curva.

El valor g varía de acuerdo al achatamiento terrestre, fuerza centrífuga, altitud y densidad de la corteza terrestre.

Por eso el gravímetro señala la presencia de masas densas de la corteza constituidas por anticlinales que han sido levantados por plegamientos y se hallan más próximos a la superficie de la tierra.

Los métodos gravimétricos miden las fluctuaciones del campo de gravedad terrestre. Se utilizan especialmente para la localización de domos de sal, con frecuencia relacionados con el petróleo. Ello se debe a que la sal tiene una densidad mucho menor que otros tipos de

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sedimentos, y las acumulaciones salinas se señalan con un mínimo gravimétrico.

-Magnetométricos, que denuncian las pequeñas alteraciones magnéticas, producidas por las distintas permiabilidades magnéticas de las rocas cristalinas próximas. Se usan magnetómetros muy sensibles, que a veces suelen transportarse en aviones, para disminuir los efectos de masas férreas superficiales.

-Sismográficos, este método consiste en hacer estallar cargas de dinamita en pozos de poca profundidad, normalmente entre 10 y 30 pies, registrando las ondas reflejadas en las napas profundas por medio de sismógrafos combinados con máquinas fotográficas.

En la superficie se cubre un área determinada con dichos aparatos de alta sensibilidad llamados también "geófonos", los cuales van unidos entre sí por cables y conectados a una estación receptora.

Las ondas producidas por la explosión atraviesan las capas subterráneas y regresan a la superficie. Los geófonos las captan y las envían a la estación receptora, donde mediante equipos especiales de cómputo, se va dibujando en interior de la tierra.

Se puede medir el tiempo transcurrido entre el momento de la explosión y la llegada de las ondas reflejadas, pudiéndose determinar así la posición de los estratos y su profundidad, describiendo la ubicación de los anticlinales favorables para la acumulación del petróleo.

Toda la información obtenida a lo largo del proceso exploratorio es objeto de interpretación en los centros geológicos y geofísicos de las empresas petroleras.

Allí es donde se establece qué áreas pueden contener mantos con depósitos de hidrocarburos, cuál es su potencial contenido de hidrocarburos y dónde se deben perforar los pozos exploratorios para confirmarlo. De aquí sale lo que se llama "prospectos" petroleros.

Probablemente, la mayor contribución de la ciencia a la localización de nuevos pozos petrolíferos la representa un modelo especial de sismógrafo. Por más perfeccionados que sean los métodos de prospección geofísica, el único medio de estar absolutamente seguro de la existencia de un yacimiento de petróleo o de gas es utilizando el método del sondeo. El sondeo de reconocimiento sigue siendo de gran importancia en la prospección, a pesar de su elevado coste.

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La extensión de estos métodos terrestres a la prospección marina (offshore) supone resueltos los problemas de posicionamiento en alta mar: los levantamientos visuales deben remplazarse por cruces, de ondas hertzianas provenientes de estaciones de tierra o radio satélites.

Las zonas submarinas a explorar son posteriormente balizadas disponiendo en el fondo del mar emisores de ultrasonidos que permiten al navío situarse muy exactamente sobre sus objetivos.

Si bien resulta generalmente más cómodo prospeccionar en mar que en tierra, donde se choca con las dificultades de movimientos debido a la naturaleza o al hombre, la sísmica marina exige, sin embargo, la puesta a punto de métodos especiales, pues aunque sólo sea para no alterar el equilibrio ecológico de la fauna, las cargas de explosivos están prohibidos en las zonas pesqueras. La onda necesaria se obtiene, pues, por medio de una descarga eléctrica, por emisión brutal de aire comprimido o vapor de agua o mediante detonación de gas.

-Análisis de suelos, que determina la presencia de hidrocarburos hasta una profundidad no mayor de 15 cm.

-Análisis de hidrocarburos, que determina su presencia en el suelo y en perforaciones poco profundas. Con estos datos se confeccionan planos de posibles acumulaciones explotables de la zona.

2-Exploración Profunda.

Se realiza en zonas que se consideran favorables, mediante la perforación de pozos profundos:

PERFILAJE ELÉCTRICO, realizado con electrodos que se bajan a distintas profundidades de un pozo de exploración, para determinar la conductibilidad eléctrica de las distintas capas y sus probabilidades de contener petróleo.

PERFILAJE GEOQUÍMICO, que determina la presencia de vestigios de hidrocarburos en las capas profundas del subsuelo. Sus datos no pueden ser siempre adecuadamente interpretados.

PERFILAJE TÉRMICO, efectuado con termómetros de máxima y mínima, a distintas profundidades, que diferencia las capas por sus conductibilidades térmicas. También se usa para el control de operaciones de perforación de pozos (cementados, etc.)

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CRONOMETRAJE DE PERFORACIÓN, que por distintas velocidades, con que se atraviesan las capas, las individualiza.

FOTOGRAFÍA DE LAS PAREDES DE LOS POZOS, que también se utilizan para la individualización de las capas atravesadas.

Recientemente, se han ideado métodos muy modernos y rápidos, basados en:

LA RADIOACTIVIDAD DE LAS CAPAS, que es mucho mayor en las capas areniscas que pueden contener petróleo

El uso de la televisión para control de las perforaciones

La absorción de neutrones o modificación de su velocidad, producida por los yacimientos, que se practica para determinar su extensión.

Todos los datos reunidos, solamente proporcionan una posibilidad de existencia del yacimiento, que autoriza a realizar la gran inversión de capital requerida por la perforación de un pozo. Estos datos se concretan en la ejecución de planos estructurales, que determinan la ubicación más favorable para la perforación, y permiten el cálculo de las posibles reservas petrolíferas.

EXTRACCION DEL PETROLEO

La única manera de saber realmente si hay petróleo en el sitio donde la investigación geológica propone que se podría localizar un depósito de hidrocarburos, es mediante la perforación de un hueco o pozo. La profundidad necesaria del pozo varia con la zona y la estructura geológica. La extracción, producción o explotación del petróleo se hace de acuerdo con las características propias de cada yacimiento. Sacar petróleo de las entrañas de la Tierra es más fácil que extraer carbón.

Para poner un pozo a producir se baja una especie de cañón y se perfora la tubería de revestimiento a la altura de las formaciones donde se encuentra el yacimiento. El petróleo fluye por esos orificios hacia el pozo y se extrae mediante una tubería de menor diámetro, conocida como "tubing" o "tubería de producción".

Si el yacimiento tiene energía propia, generada por la presión subterránea y por los elementos que acompañan al petróleo (por ejemplo gas y agua), éste saldrá por sí solo. En este caso se instala en la cabeza del pozo un equipo llamado "árbol de navidad", que consta de un conjunto de válvulas para regular el paso del petróleo.

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Si no existe esa presión, se emplean otros métodos de extracción. El más común ha sido el "balancín" o "machín", el cual, mediante un permanente balanceo, acciona una bomba en el fondo del pozo que succiona el petróleo hacia la superficie.

El petróleo extraído generalmente viene acompañado de sedimentos, agua y gas natural, por lo que deben construirse previamente las facilidades de producción, separación y almacenamiento.

Una vez separado de esos elementos, el petróleo se envía a los tanques de almacenamiento y a los oleoductos que lo transportarán hacia las refinerías o hacia los puertos de exportación.

El gas natural asociado que acompaña al petróleo se envía a plantas de tratamiento para aprovecharlo en el mismo campo y/o despacharlo como "gas seco" hacia los centros de consumo a través de gasoductos.

En el caso de yacimientos que contienen únicamente gas natural, se instalan los equipos requeridos para tratarlo (proceso de secado, mantenimiento de una presión alta) y enviarlo a los centros de consumo

A pesar de los avances alcanzados en las técnicas de producción, nunca se logra sacar todo el petróleo que se encuentra (in situ) en un yacimiento. En el mejor de los casos se extrae el 50 ó 60 por ciento.

Por tal razón, existen métodos de "recobro mejorado" para lograr la mayor extracción posible de petróleo en pozos sin presión natural o en declinación, tales como la inyección de gas, de agua o de vapor a través del mismo pozo productor o por intermedio de pozos inyectores paralelos a éste.

PERFORACION

Introducción.

El hombre en el transcurso del tiempo ha venido investigando y explotando continuamente las diferentes fuentes energéticas que puedan encontrarse en el seno de la corteza terrestre tales recursos pueden ser renovables y no renovables. La explotación de los distintos recursos energéticos, debe ser racionalmente llevada a cabo por el hombre, para el bienestar de su comunidad y el de su entorno o medio ambiente.

DEFINICION 1

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Perforación (1).

Es la actividad de campo que consiste en mudar un taladro, vestir el equipo y conectar una mecha o una sarta de tubería de acero para penetrar las formaciones hasta construir un hoyo; Este se acondiciona y termina convirtiéndolo en un pozo petrolífero.

Métodos principales de perforación:

Existen tres métodos principales para perforar pozos:

a) Método de perforación a percusión o método a cable: Este método se remota a la época antigua, los chinos perforaban pozos de salmuera. El método nació con la industria petrolera en 1859. Aquí se utiliza una vara puntiaguda conectada a otra pesada que da rigidez, peso y estabilidad. Seguidamente se conecta un cable de perforación que hace efectivo el momento de impacto (altura x peso) de la barra contra la roca finalmente se conecta un cable de perforación al tope del percutor. Según este método, las herramientas se levantan a cierta altura para luego dejarlas caer libre y violentamente sobre el fondo del hoyo, la acción repetida ahonda el hoyo, despedazando la roca en formación. Este método se halla ya en desuso. Se emplea un trépano de acero duro, suspendido por medio de un cable, que penetra en el suelo por golpes verticales. El trépano es movido por un balancín.

Partes del equipo de perforación a cable:

1. Máquina de vapor

2. Correas de transmisión

3. Cable para achicar

4. Malacate

5. Malacate de transmisión

6. Malacate para carga pesada

7. Malacate para cable de perforación

8. Biela

9. Eje conector

10. Viga maestra (balancín)

11. Puntal mayor

12. Bases de la torre

13. Sótano

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14. Patas de la torre

15. Travesaños

16. Cornisa

17. Poleas.

b) Métodos de perforación rotatoria:

Se inicio en 1863 en Francia. En usa (Texas) se perforaron los primeros pozos petrolíferos en 1900. Este método es el comúnmente usado y contempla construir un hoyo mediante la rotación de una mecha, la cual se aplica peso. La sarta se hace girar a altas velocidades el número de juntas de tuberías de perforación se incrementa en la medida que se profundiza. Con este método, se protege las paredes del hoyo con resvestidores (tubos de acero mayor diámetro) y los recortes de rocas se extraen con la ayuda de un fluido de perforación, que se bombea por la tubería y retorna por el anular (espacio entre pared del hoyo y la tubería). Este nuevo sistema de perforación superó dificultades del método a cable.

c) Turbo-Perforación:

Consiste en colocar un "motor de fondo" en el Ensamblaje de Fondo o BHA (bottom hole assembly) de manera que con las presiones del fluido de perforación éste (el motor) a su ves con un rotor y un estator mas la configuracion interna de espiral hace que rote la mecha de perforación mientras se mantiene estable la sata de perforación.

Motores de Fondo En la perforación de pozos direccionales se utiliza motores especialmente diseñados para perforar una curva predecible desde vertical a horizontal y mantener una geometría constante, este motor tiene la particularidad de eliminar la rotación de la tubería mediante una fuerza de torsión pozo abajo, impulsada por el fluido de perforación, los motores traen incorporado un cuerpo de desvío (Bent Housing) ajustable de 0.5 a 3º, con la finalidad de permitirle a la mecha, construir inclinación y/o cambiar la dirección del hoyo sin rotación en la tubería y de perforar en forma recta cuando la sarta es rotada.

Taladros de Perforación:

Son equipos utilizados para perforar pozos de petróleo o gas en tierra o costa fuera. Su tamaño depende de la profundidad y características del yacimiento a perforar.

Tipos de Taladros:

En Tierra: Son llamados Taladros, perforan sobre la superficie terrestre o tierra firme. Pueden ser pequeños (Chivitos) los cuales se utilizan para perforar pozos someros, es decir de poca profundidad o Taladros Grandes para perforar pozos más profundos.

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Jack Up, Tritón o Autoelevadisas: Perfora pozos costa afuera, posee pilares que soportan la cubierta del equipo. Dichos pilares se apoyan en el fondo del mar o lago, y posterior mente se eleva la plataforma del nivel del agua.

Plataformas de Perforación: Es una estructura inmóvil a poca distancia de la costa, es decir, una vez levantada no se mueve del sitio de la perforación. Se perforan varios pozos desde la plataforma. La hay de estructura de acero, tipo cajón y de base de hormigón.

Sumergibles: Son equipos que permanecen en el fondo del mar o lago mientras perforan, son utilizados en aguas poco profundas. Tienen unos compartimientos que se inundan para que se pueda sumergir. Los hay de Barcazas de pilares, Sumergible Ártico, entre otros.

Semisumergibles: Es un equipo que perfora pozos costa afuera. Cuando se inundan los compartimientos hacen que el equipo se sumerja parcialmente a una profundidad determinada. Estos equipos hay que anclarlos para mantenerlos en su sitio durante la perforación. Pueden perforar pozos en aguas profundas.

Buques de Perforación: Es un grupo flotante y autopropulsado para perforaciones a corta y mediana distancia de la costa.

Partes de un taladro de perforación rotatoria: Existen muchas partes que conforman un equipo de perforación rotatoria. Una parte de ellas se encuentra en la superficie y otra parte en el subsuelo.

En la superficie encontramos:

Torre Cabria o Mástil (Derrick)

La plataforma del encuellador

Subestructura

La Corona o Cornisa

La Plataforma del encuellador

Subestructura

El bloque

El cuadrante (Kelly)

Equipos Elevadores

Poleas Fijas

Bloque Viajero (Traveling Block): Es polipasto o sistemas de poleas.

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Gancho (Hook)

Elevadores

Línea o Cable de Perforación

Línea viva

Ancla de Cable Muerto o Línea muerta

Malacate

Equipos Rotatorios Son los equipos utilizados para hacer girar la sarta de perforación. En algunos taladros se utilizan un sistema de Kelly y Mesa Rotaria y otros utilizan Top Drive.Unión Giratoria (Swivel)

Cuadrante (Kelly) Mesa Rotaria o Colisa

La colisa va instalada en el centro del piso de la cabria.

Top Drive

Un motor que hace girar el árbol de transmisión que esta en el Top Drive, en dicho árbol de transmisión va conectada la sarta de perforación y es este quien la hace girar. La sarta de perforación pasa por la mesa rotaria pero esta no gira.

En el Subsuelo:

Sarta de Perforación

Mecha o barrena de perforación (Bit)

Porta mechas, Barras o Lastrabarrenas (Drill Collar)

Drill Pipe o tuberia de perforación

Tubería de Transición Heavy Weight, Heavy Wall, Hevi Wate, Heavy WateEstabilizadores

Rectificadores o Reamer

Conexión (Tool Joint)

Cross Over

Martillo

Bit Sub

Centralizadores

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Procesos en la perforación. La perforación de un pozo de petróleo involucra una serie de procesos o fases, cada una de ella es particular u contemplan una serie de trabajos específicos.Planificación: Esta actividad previa exige la revisión cuidadosa del proyecto (a través del programa de perforación), para garantizar los materiales necesarios en el tiempo, así como del personal y equipos de servicio. Está operaciones se hace tanto en oficina como en el taladro.

Mudanzas:

Operación de traslado del equipo de perforación a la localización ordenada por geología ó yacimientos (departamento de la operadora) deben cumplirse con las normativas de seguridad firmado los protocolos necesarios para evitar perdidas.Armado del Equipo: Esta actividad se cumple en un tiempo breve, consiste en ensamblar todos los accesorios por partes involucradas para levantar la torre y conectar, mangueras, arrancar plantas, armar los BOP’s, etc.

Cementación:

Una vez perforada cualquier fase, se procede a correr un revestidor (sarta de tubos de acero de gran diámetro), hasta el fondo de la fase, se garantiza de está manera que se origina un espacio entre la pared del hoyo y la del revestidor (espacio llamado anular), seguidamente se hace arreglos en superficies (instalaciones y conexiones) para bombear lechada de cemento por la boca del hoyo, la cual asciende hasta llenar el espacio deseado del anular. Después de fraguar la lechada, se presuriza el hoyo a fin de verificar la integridad de la formación (no se debe vencer la presión de fractura del yacimiento).

Perfilaje:

Está actividad se comienza a realizar a partir del hoyo intermedio. Una vez concluida esta fase, se extrae la sarta de perforación y se procede a correr una herramienta de alta precisión, en el perfilaje se registra y por lo tanto evalúa las propiedades de las arenas y de los fluidos encontrados, tales como permeabilidad, porosidad, saturación etc.Cañoneo: es la operación de campo que pretender abrir la arena contentiva de petróleo con cargas explosivas para producir el pozo. Siempre se comienza a explotar las arenas en los pozos de abajo hacia arriba; a demás deben de guardar medidas rigurosas de seguridad, por el manejo de cargas explosivas y por otro lado, debido a que no se sabe como reacciona el pozo cuando se cañonee.

Completación:

Esta operación contempla meter en el hoyo y es a través de esa tubería de producción (tubing) conectada a otras herramientas. La sarta queda en el hoyo y es a través de esa tubería es que viaja el petróleo desde el fondo hasta superficies, la completación contempla herramientas como, botellas, puntas biseladas, niples, mangas de circulación, mandriles de gas lift, empacaduras, etc. Un hoyo se convierte en pozo, una vez que se deja dentro de él la sarta de producción (completación) y además se instala en la boca del mismo un sistema de válvulas denominada cabezal o arbolito para garantizar el flujo

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controlado, durante la producción es decir después de perforar, se retiran los impidereventones (BOP’s) y se instala el arbolito de navidad o de producción (christmas tree).Reacondicionamiento: Involucra los trabajos realizados para restaurar la producción de un pozo que bajó su tasa de producción por cualquier razón. Entre estros trabajos podemos nombrar Reparaciones, Servicios, Permanentes, Temporales, Estimulaciones, etc.

DEFINICION 2

Por rotación:

En este caso el trépano perfora el suelo animado de un movimiento de rotación. Este movimiento se lo imprime una mesa rotatoria.

El trépano se halla en el extremo de las barras de sondeo constituidas por caños de acero resistentes a la tracción, de 9 metros de largo que se enroscan unos a otros formando columnas. En la parte superior de esta columna se halla un dispositivo llamado cabeza de inyección.

El trépano al perforar deja detritos que se arrastran hacia arriba por medio de una espesa arcilla llamada barro de inyección que se inyecta a través de la cabeza de inyección. Este líquido baja por dentro de las barras de sondeo, sale por orificios del trépano y sube por el espacio ubicado entre las barras y la pared de perforación.

Este barro se depura por decantación y se vuelve a inyectar en un proceso continuo.

El barro, además de arrastrar los trozos de rocas y arenas, lubrica al trépano refrigerándolo y tapiza las paredes de la perforación impidiendo desmoronamientos.

La columna de barras de sondeo se sostiene por medio de un aparejo que permite subirla o bajarla y que se halla dentro de una torre de acero de unos 40 ó 50 metros de altura llamada derrick con forma de tronco de cono como esquematiza la figura.

Para evitar desmoronamientos se emplean entubamientos de acero que se fijan por medio de una lechada de cemento inyectado entre los tubos de acero y las paredes de perforación.

La columna se va introduciendo en el suelo conforme avanza la perforación y cuando el vástago de perforación de la parte superior llega al nivel de la mesa giratoria se suspende la perforación, se desenrosca el vástago y se agrega una nueva barra de sondeo, se añade entonces el vástago y se reanuda la perforación.

Actualmente el proceso rotativo se acelera haciendo que la perforación de las últimas capas profundas se realice por medio de descargas explosivas.

Una vez alcanzada la zona de producción se baja hasta cerca del fondo del pozo una cañería de acero de 7 cm de diámetro que en su extremo superior tiene válvulas y

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conexiones que permiten controlar el pozo. Estas válvulas y conexiones se denominan “Arbol de Navidad”.

Mientras se bajan las tuberías y se instala el “Arbol de Navidad” el pozo es mantenido bajo control llenándolo totalmente con inyección.

Terminadas las instalaciones se desaloja la inyección desplazándola con un fluido menos denso que el agua y el petróleo.

La perforación en el suelo marino sigue en términos generales los mismos lineamientos, pero se efectúa desde plataformas ancladas al lecho marino o que flotan y se sostienen en un mismo lugar. Son verdaderos complejos que disponen de todos los ejemplos y equipo necesarios para el trabajo petrolífero.

Produccion de petroleo

Luego de haber realizado la perforación, y debido a la presión del agua, de los gases acumulados sobre la superficie del petróleo y de los propios gases del petróleo, el mineral fluye naturalmente: surgencia natural.

En la mayoría de los casos esta surgencia natural decrece y el pozo deja de producir: el pozo está ahogado.

Se aplican entonces métodos artificiales entre los que se halla el bombeo neumático (gaslift) y el mecánico.

El bombeo neumático consiste en inyectar gas a alta presión entre la columna aisladora y la tubería. Este procedimiento se suele comenzar a aplicar antes de que la producción natural cese completamente.

El bombeo mecánico emplea varios procedimientos según sea la perforación.

El más antiguo, y que se aplica en pozos de hasta 2.400m a 2.500m de profundidad, es el de la bomba de profundidad.

Consiste en una bomba vertical colocada en la parte inferior de la tubería, accionada por varillas de bombeo de acero que corren dentro de la misma tubería movidas por un balancín ubicado en la superficie y movido por un motor.

Los Estados Unidos de América es el mayor extractor de petróleo, y hasta tal punto es así, que su producción viene a ser la mitad de la mundial. Pero esto en algún modo significa que posea la mitad de la existencia mundial de este producto. La razón es que los Estados Unidos de América ha desarrollado y está consumiendo con mayor rapidez sus recursos petroleros.

No cabe la menor duda de que el resto del mundo posee una cantidad de petróleo mucho mayor que la poseída por el gran coloso de América. En todo el mundo se producen

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alrededor de 6.000 millones de barriles por año y, como es sabido, cada barril contiene 160 litros.

Aparte de Estados Unidos de América, los otros grandes productores son: Rusia, Venezuela, Irán, Indonesia, México, Rumania, Irak, Colombia, Argentina, Trinidad, Perú, India y Birmania.

Canadá produce también una considerable cantidad, y se le abren, en este sentido, magnificas perspectivas. Las mayores reservas de petróleo en el mundo se encuentran, en efecto, en Athabaska (Alberta, Canadá). Según un cálculo oficial, se estiman las reservas de Athabaska en 100 billones de barriles, y, según otra estimación, también oficial, hay más del doble de la cantidad mencionada.

¿Por qué al perforar, el petroleo fluye con tanta presion?

El crudo atrapado en un yacimiento se encuentra bajo presión; si no estuviera atrapado por rocas impermeables habría seguido ascendiendo debido a su flotabilidad hasta brotar en la superficie terrestre. Por ello, cuando se perfora un pozo que llega hasta una acumulación de petróleo a presión, el petróleo se expande hacia la zona de baja presión creada por el pozo en comunicación con la superficie terrestre. Sin embargo, a medida que el pozo se llena de líquido aparece una presión contraria sobre el depósito, y pronto se detendría el flujo de líquido adicional hacia el pozo si no se dieran otras circunstancias. La mayor parte del petróleo contiene una cantidad significativa de gas natural en disolución, que se mantiene disuelto debido a las altas presiones del depósito. Cuando el petróleo pasa a la zona de baja presión del pozo, el gas deja de estar disuelto y empieza a expandirse. Esta expansión, junto con la dilución de la columna de petróleo por el gas, menos denso, hace que el petróleo aflore a la superficie.

A medida que se continúa retirando líquido del yacimiento, la presión del mismo va disminuyendo poco a poco, así como la cantidad de gas disuelto. Esto hace que la velocidad de flujo del líquido hacia el pozo se haga menor y se libere menos gas. Cuando el petróleo ya no llega a la superficie se hace necesario instalar una bomba en el pozo para continuar extrayendo el crudo.

Finalmente, la velocidad de flujo del petróleo se hace tan pequeña, y el coste de elevarlo hacia la superficie aumenta tanto, que el coste de funcionamiento del pozo es mayor que los ingresos que se pueden obtener por la venta del crudo (una vez descontados los gastos de explotación, impuestos, seguros y rendimientos del capital). Esto significa que se ha alcanzado el límite económico del pozo, por lo que se abandona su explotación.

Perforación submarina

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Uno de los logros más impresionantes de la ingeniería en las últimas décadas es la construcción y empleo de equipos de perforación sobre el mar. Estos equipos de perforación se instalan, manejan y mantienen en una plataforma situada lejos de la costa, en aguas de una profundidad de hasta varios cientos de metros. La plataforma puede ser flotante o descansar sobre pilotes anclados en el fondo marino, y resiste a las olas, el viento y —en las regiones árticas— los hielos.

Al igual que en los equipos tradicionales, la torre es en esencia un elemento para suspender y hacer girar el tubo de perforación, en cuyo extremo va situada la broca; a medida que ésta va penetrando en la corteza terrestre se van añadiendo tramos adicionales de tubo a la cadena de perforación. La fuerza necesaria para penetrar en el suelo procede del propio peso del tubo de perforación. Para facilitar la eliminación de la roca perforada se hace circular constantemente lodo a través del tubo de perforación, que sale por toberas situadas en la broca y sube a la superficie a través del espacio situado entre el tubo y el pozo (el diámetro de la broca es algo mayor que el del tubo). Con este método se han perforado con éxito pozos con una profundidad de más de 6,4 km desde la superficie del mar. La perforación submarina ha llevado a la explotación de una importante reserva adicional de petróleo.

El elemento humano.

Para llevar adelante las tareas de perforación, terminación y reparación de pozos es necesario un conjunto de personas con diferentes grados de especialización: ingenieros, geólogos, técnicos, obreros especializados y obreros; tienen responsabilidades directas como programación, supervisión, operación y mantenimiento, e indirectas, tales como las de las compañías proveedoras de servicios técnicos, productos químicos y fluidos de perforación, unidades de mezcla y bombeo de cemento u otros servicios de bombeo, unidades para correr registros eléctricos, trépanos y proveedores de servicios auxiliares como transporte de equipo, materiales, cargas líquidas, personal, etc.

El personal directo e indirecto involucrado en la perforación de un pozo, cuando se trata de perforación en tierra en pozos de desarrollo, asciende a una cantidad entre noventa y cien personas; en la medida que aumente la complejidad del trabajo, como, por ejemplo, en los pozos exploratorios profundos, pozos costa afuera, la cantidad de personal requerido puede llegar a duplicarse.

Un equipo perforador, de terminación o de reparación, opera las 24 horas del días, todos los días del año, con personal que trabaja en turnos rotativos de 8 horas.

PERFORACION 3

1. Perforación de pozos

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La única manera de saber realmente si hay petróleo en el sitio donde la investigación geológica propone que se podría localizar un depósito de hidrocarburos, es mediante la perforación de un pozo.

La profundidad de un pozo es variable, dependiendo de la región y de la profundidad a la cual se encuentra la estructura geológica o formación seleccionada con posibilidades de contener petróleo (por ejemplo, en mendoza hay pozos de 1.500 a 1.800 metros de profundidad, y al pozo promedio en la cuenca neuquina se le asigna una profundidad de 3.200 m., Pero en salta se ha necesitado perforar a 4.000 metros).

La etapa de perforación se inicia acondicionando el terreno mediante la construcción de “planchadas” y los caminos de acceso, puesto que el equipo de perforación moviliza herramientas y vehículos voluminosos y pesados. Los primeros pozos son de carácter exploratorio, éstos se realizan con el fín de localizar las zonas donde se encuentra hidrocarburo, posteriormente vendrán los pozos de desarrollo. Ahora para reducir los costos de transporte los primeros pozos exploratorios de zonas alejadas pueden ser perforados por equipos mucho más pequeños que hacen pozos de poco diámetro.

Los pozos exploratorios requieren contar con variada información: perforación, perfilaje del pozo abierto, obtención de muestra y cementación.

De acuerdo con la profundidad proyectada del pozo, las formaciones que se van a atravesar y las condiciones propias del subsuelo, se selecciona el equipo de perforación más indicado.

Hay diversas formas de efectuar la perforación, pero el modo más eficiente y moderno es la perforación rotatoria o trepanación con circulación de barro.

Fig. 1- un equipo perforador, de terminación o de reparación, Opera las 24 horas del día, los 365 días del año.

El equipo de perforación propiamente dicho consiste en un sistema mecánico o electromecánico, compuesto por una torre, de unos veinte o treinta metros de altura, que soporta un aparejo diferencial: juntos conforman un instrumento que permite el movimiento de tuberías con sus respectivas herramientas, que es accionado por una transmisión energizada por motores a explosión o eléctricos. Este mismo conjunto impulsa simultánea o alternativamente una mesa de rotación que contiene al vástago (kelly)2, tope de la columna perforadora y transmisor del giro a la tubería.

Paralelamente el equipo de perforación cuenta con elementos auxiliares, tales como tuberías, bombas, tanques, un sistema de seguridad que consiste en válvulas de cierre

2 Kelly, cuadrante, vástago: tubo de acero, con pasaje para el fluido de perforación, cuya sección transversal exterior puede ser triangular, cuadrada o hexagonal. Puede medir entre caras de 2 1/2 a 6 pulgadas y su longitud normal es de 12 m. Su función es la de permitir la transmisión del momento de torsión de la mesa rotatoria a la tubería de perforación y a su vez al trépano.

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del pozo para su control u operaciones de rutina, generadores eléctricos de distinta capacidad según el tipo de equipo, etc. Si a esto se agregan las casillas de distinto diseño para alojamiento del personal técnico, depósito/s, taller, laboratorio, etc., Se está delante de un conjunto de elementos que convierten a la perforación en una actividad y comunidad casi autosuficientes.

El trépano es la herramienta de corte que permite perforar. Es y ha sido permanentemente modificado a lo largo del tiempo a fín de obtener la geometría y el material adecuados para vencer a las distintas y complejas formaciones del terreno que se interponen entre la superficie y los hidrocarburos (arenas, arcillas, yesos, calizas, basaltos), las que van aumentando en consistencia en relación directa con la profundidad en que se las encuentra.

Hay así trépanos de 1, 2 y hasta 3 conos montados sobre rodillos o bujes de compuestos especiales; estos conos, ubicados originariamente de manera concéntrica, son fabricados en aceros de alta dureza, con dientes tallados en su superficie o con insertos de carburo de tungsteno u otras aleaciones duras: su geometría responde a la naturaleza del terreno a atravesar.

El trépano cuenta con uno o varios pasajes de fluido, que orientados y a través de orificios (jets)3 permiten la circulación del fluído. El rango de diámetros de trépano es muy amplio, pero pueden indicarse como más comunes los de 12 ¼ y de 8 ½ pulgadas.

Fig. 2- diferentes tipos de trépano

El conjunto de tuberías que se emplea para la perforación se denomina columna o sarta de perforación, y consiste en una serie de trozos tubulares interconectados entre sí mediante uniones roscadas. Este conjunto, además de transmitir sentido de rotación al trépano, ubicado en el extremo inferior de la columna, permite la circulación de los fluidos de perforación.

El primer componente de la columna que se encuentra sobre el trépano son los portamechas (drill collars), tubos de acero de diámetro exterior casi similar al del trépano usado, con una longitud de 9,45 m., Con pasaje de fluido que respeta un buen espesor de pared. Sobre los portamechas (o lastrabarrena) se bajan los tubos de perforación (drill pipes), tubos de acero o aluminio, huecos,que sirven de enlace entre el trépano y/o portamechas y el vástago (kelly) que da el giro de rotación a la columna. El diámetro exterior de estos tubos se encuentra en general entre 3 ½ y 5 pulgadas y su longitud promedio es de 9,45 m.

3 Orificios (jets): consiste en una o varias boquillas construídas en aleaciones especiales que al restringir el pasaje del fluido, aceleran su velocidad a través de las mismas, generando una mayor fuerza de impacto sobre el terreno a recortar.

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La rapidez con que se perfora varía según la dureza de la roca. A veces, el trépano puede perforar 60 metros por hora; sin embargo, en un estrato muy duro, es posible que sólo avance 30/35 centímetros en una hora.

Los fluidos que se emplean en la perforación de un pozo se administran mediante el llamado sistema de circulación y tratamiento de inyección. El sistema está compuesto por tanques intercomunicados entre sí que contienen mecanismos tales como:

Zaranda/s: dispositivo mecánico, primero en la línea de limpieza del fluido de perforación, que se emplea para separar los recortes del trépano u otros sólidos que se encuentren en el mismo en su retorno del pozo. El fluido pasa a través de uno o varios coladores vibratorios de distinta malla o tamaño de orificios que separan los sólidos mayores;

Desgasificador/es: separador del gas que pueda contener el fluido de perforación;

Desarenador/desarcillador: dispositivos empleados para la separación de granos de arena y partículas de arcilla del fluido de perforación durante el proceso de limpieza del mismo. El fluido es bombeado tangencialmente por el interior de uno o varios ciclones, conos, dentro de los cuales la rotación del fluido provee una fuerza centrífuga suficiente para separar las partículas densas por efecto de su peso;

Centrífuga: instrumento usado para la separación mecánica de sólidos de elevado peso específico suspendidos en el fluido de perforación. La centrífuga logra esa separación por medio de la rotación mecánica a alta velocidad;

Removedores de fluido hidráulicos/mecánicos;

Embudo de mezcla: tolva que se emplea para agregar aditivos polvorientos al fluido de perforación;

Bombas centrífugas y bombas a pistón (2 o 3): son las encargadas de recibir la inyección preparada o reacondicionada desde los tanques e impulsarla por dentro de la columna de perforación a través del pasaje o pasajes del trépano y devolverla a la superficie por el espacio anular resultante entre la columna de perforación y la pared del pozo, cargada con los recortes del trépano, y contaminada por los componentes de las formaciones atravesadas.

Las funciones del sistema son las siguientes: preparar el fluido de perforación, recuperarlo al retornar a la superficie, mantenerlo limpio (deshacerse de los recortes producidos por el trépano), tratarlo químicamente, según las condiciones de perforación lo exijan, y bombearlo al pozo.

Los fluidos de perforación, conocidos genéricamente como inyección, constituyen un capítulo especial dentro de los elementos y materiales necesarios para perforar un pozo. Su diseño y composición se establecen de acuerdo a las características físico-químicas

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de las distintas capas a atravesar. Las cualidades del fluido seleccionado, densidad, viscosidad, ph4, filtrado5, composición química, deben contribuir a cumplir con las distintas funciones del mismo, a saber: enfriar y limpiar el trépano; acarrear los recortes que genere la acción del trépano; mantener en suspensión los recortes y sólidos evitando su asentamiento en el interior del pozo cuando por algún motivo se interrumpa la circulación de la inyección; mantener la estabilidad de la pared del pozo; evitar la entrada de fluidos de la formación del pozo, situación que podría degenerar en un pozo en surgencia descontrolada (blow out); controlar la filtración de agua a la formación mediante un buen revoque; evitar o controlar contaminaciones no deseadas por contacto con las distintas formaciones y fluídos.

Como fluidos base de perforación se utilizan distintos elementos líquidos y gaseosos, desde agua, dulce o salada, hasta hidrocarburos en distintas proporciones con agua o cien por ciento hidrocarburos. La selección del fluido a utilizar y sus aditivos dependen de las características del terreno a perforar, profundidad final, disponibilidad, costos, cuidado del ambiente, etc.

Durante la perforación de un pozo se realiza el entubado del mismo con cañerías de protección, intermedias y/o de producción, y la posterior cementación de las mismas. Normalmente y con el fín de asegurar el primer tramo de la perforación (entre los 0 y 500 m. Apróx.), Donde las formaciones no son del todo consolidadas (arenas, ripios), hay que proteger napas acuíferas para evitar su contaminación con los fluidos de perforación y proveer de un buen anclaje al sistema de válvulas de control de surgencias (que normalmente se instalan al finalizar esa primera etapa). Se baja entonces un revestidor de superficie, que consiste en una tubería (casing), de diámetro interior mayor al del trépano a emplear en la siguiente etapa, y se lo asegura mediante la circulación del lechadas de cemento que se bombean por dentro de la tubería y se desplazan hasta el fondo, hasta que las mismas desbordan y cubren el espacio entre el caño revestidor y las paredes del pozo. Estas tuberías así cementadas aíslan al pozo de las formaciones atravesadas.

Durante la perforación también se toman registros eléctricos que ayudan a conocer los tipos de formación y las características físicas de las rocas, tales como densidad, porosidad, contenidos de agua, de petróleo y de gas natural.

Igualmente se extraen pequeños bloques de roca a los que se denominan “corazones” y a los que se hacen análisis en laboratorio para obtener un mayor conocimiento de las capas que se están atravesando.

Con toda la información adquirida durante la perforación del pozo es posible determinar con bastante certeza aspectos que contribuirán al éxito de una operación de terminación, tales como:4 pH: medida de la concentración del ión hidrógeno. Unidad de medida que da índices de acidez o alcalinidad del fluido de perforación. Siendo pH= 7 neutro, valores menores indican acidez y mayor alcalinidad.5 Filtrado: es la medición de la cantidad relativa de fluido perdido en los terrenos o formaciones permeables a través del revoque formado en la pared del pozo por el fluido de perforación.

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▪ profundidad, espesor y propiedades petrofísicas de la zona de interés;

▪ detección de posibles agentes perturbadores de la producción del pozo como, por ejemplo, aporte de arena;

▪ identificación de capas con potencial para generar problemas (presencia de acuíferos, capas con gases corrosivos, etc.).

Al finalizar la perforación el pozo queda literalmente entubado (revestido) desde la superficie hasta el fondo, lo que garantiza su consistencia y facilitará posteriormente la extracción del petróleo en la etapa de producción.

Fig. 3- plataforma de perforación vertical de un pozo

2. Perforación multilateral

la utilización de esta técnica es definir un pozo multilateral como aquel que a partir de una misma boca de pozo se accede con dos o más ramas, a uno o varios horizontes productivos.Hasta la fecha no se ha encontrado una manera de clasificar al tipo de pozo multilateral ya que la forma y variedad está solo limitada a nuestra imaginación y a las características de nuestros reservorios. Así podemos tener:

Vertical y horizontal al mismo reservorio.

Vertical y horizontal a distintos reservorios.

Dos o más dirigidos al mismo o distinto horizonte productivo.

Horizontal con dos o más ramas.

Vertical y varios horizontales a distintos reservorios.

La estructura final de un pozo multilateral será función del yacimiento y de los recursos tecnológicos disponibles

Ventajas técnico-económicas

Los primeros pozos múltiples fueron perforados en u.r.s.s. en la década del '50. En 1995, a raíz de la proliferación de los pozos y del estancamiento del precio del crudo, las empresas petroleras se vieron en la necesidad de extraer más petróleo por pozo. En este sentido los pozos horizontales pueden producir de 3 a 5 veces más que los pozos verticales en el mismo área –en casos especiales pueden llegar, como máximo, a producir hasta 20 veces más que los pozos verticales-.

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Es ahí donde se produce el auge de esta nueva tecnología. Por caso en ee.uu. Desde 1986 hasta 1989 se perforaron sólo 7 pozos mientras que en 1990 se perforaron aproximadamente 85 pozos; en la actualidad, un equipo de quince es para perforación de pozos horizontales, habiendo llegado, en los años 1994 y 1998, a representar uno de diez.

En general, los pozos horizontales tienen un costo de 1,2 a 2,5 veces más que los pozos verticales en el mismo área; por ello, en muchas zonas se recurre a la reterminación de pozos verticales como pozos horizontales puesto que ello implica una reducción del costo del 12 hasta el 56 % por metro, si lo comparamos con un nuevo pozo horizontal.

Entre las ventajas de esta nueva técnica, podemos agregar que en ee.uu. La utilización de pozos horizontales han incrementado las reservas comprobadas.

Los pozos ramificados son útiles por las siguientes razones:

Son muy rentables para la producción de horizontes múltiples delgados, ya que los recintos hacen las veces de fracturas mecánicas extensas.

En yacimientos donde hay un solo horizonte productor de gran espesor y con gran anisotropía vertical.

En yacimientos donde el gradiente de fractura vertical es mayor que el horizontal y la fractura se genera horizontalmente.

En pozos offshore donde el traslado de una plataforma es muy significativo en el costo total del pozo.

En yacimientos marginales donde es imperativo reducir los costos de producción y workover.

Con el advenimiento de la cultura por el cuidado del medio ambiente, este tipo de pozos reducen considerablemente el impacto ambiental (menos locaciones, menos aparatos de bombeo, menor ruido, menor cantidad de líneas de transporte, menos caminos, etc.

También se reducen costos de horas de equipo, cañerías, instrumental, supervisión, etc.

Grados de complejidad generalmente las empresas productoras de petróleo requieren 3 condiciones ideales de este tipo de tecnologías:1) conectividad del recinto principal con cada uno de los ramales 2) posibilidad de reingresar a los ramales en forma selectiva3) sello hidráulico entre el pozo madre y los ramales

en la medida en que alguna de estas condiciones no sea indispensable, el proyecto

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decrece en complejidad y costo. Es así que nacen los distintos grados de complejidad para los ml, a los que podemos dividir en 5 niveles:

Pozo principal y laterales abiertos

Pozo principal entubado y laterales abiertos

Pozo principal entubado y cementado

Laterales entubados pero no cementados

Pozo principal y laterales entubados con sello hidráulico en las uniones a través de cementación.

Integridad de presión en la unión llevada a cabo:

Por la terminación

Por el casing

Herramientas especiales

Cuando se realizan este tipo de pozos existen herramientas cuyo uso es casi una constante, y ellas son:· cuñas desviadoraspueden ser permanentes o recuperables y se las utiliza para desviar los pozos hacia el objetivo previsto fijándolas de la cañería madre. Existen también cuñas para pozo abierto, aunque estas no son recuperables.· packers inflablesgeneralmente se utilizan para colgar cañerías en pozo abierto y/o aislar alguna zona.

Fig. 4-en febrero de 1999, desplazamiento horizontal de 10.585 m., Con una longitud

Total de perforada de 11.184 m., Récord mundial de longitud perforada en su momento.

3. La terminación. El equipamiento.

Una vez finalizadas las tareas de perforación y desmontado el equipo, se procede a la terminación y reequipamiento del pozo que consiste en una serie de tareas que se llevan a cabo mediante el empleo de una unidad especial que permite el ensayo y posterior puesta en producción del mismo.

Dicha unidad consiste en un equipo de componentes similares al de perforación pero normalmente de menor potencia y capacidad ya que trabaja, en principio, dentro del pozo ya entubado, y por consiguiente, con menores diámetros y volúmenes que los utilizados durante la perforación, y por consiguiente, menor riesgo. El agregado de un

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mecanismo de pistones le permite realizar maniobras que consisten en la extracción artificial del fluido que contiene o produce el pozo por medio de un pistón con copas que sube y baja por el interior de la tubería de producción (tubing)6, conectado al extremo de un cable que se desenrolla y enrolla en longitudes previstas, según la profundidad, sobre un carretel movido mecánicamente. Mediante esta operación se pueden determinar el caudal y el tipo de fluido que la capa pueda llegar a producir.

Puede observarse que la operación de terminación implica una sucesión de tareas más o menos complejas según sean las características del yacimiento (profundidad, presión, temperatura, complejidad geológica, etc.) Y requerimientos propios de la ingeniería de producción. De la calidad de los procedimientos para satisfacer estos requerimientos dependerá el comportamiento futuro del pozo para producir el máximo potencial establecido por la ingeniería de reservorios.

4. Desarrollo de las tareas de terminación.

Una vez montado el equipo de terminación, se procede en primer lugar a la limpieza del pozo y al acondicionamiento del fluido de terminación, para luego, mediante los llamados “perfiles a pozo entubado”, generalmente radiactivos y acústicos, precisar la posición de los estratos productivos, los que fueron ya identificados por los “perfiles a pozo abierto”, como así también la posición de las cuplas de la cañería de entubación y por otra parte la continuidad y adherencia del cemento, tanto a la cañería como a la formación.

Habiéndose determinado los intervalos de interés, correlacionando los perfiles a pozo abierto y entubado, y comprobando la calidad de la cementación, es necesario poner en contacto cada estrato seleccionado con el interior del pozo mediante el “punzamiento” o perforación del casing y del cemento. Esto se realiza mediante cañones con “cargas moldeadas” unidas por un cordón detonante activado desde la superficie mediante un cable especial.

Cada uno de los estratos punzados es ensayado para determinar los volúmenes de fluido que aporta, así como la composición y calidad de los mismos (petróleo, gas, porcentaje de agua). Esto se realiza mediante “pistoneo” por el interior del tubing o “cañería de producción”. Se determina así si la presión de la capa o estrato es suficiente para lograr el flujo hacia la superficie en forma natural o si deben instalarse sistemas artificiales de extracción.

Puede suceder que durante los ensayos se verifique que existen capas sin suficiente aislamiento entre sí por fallas en la cementación primaria; en estos casos se realizan

6 Tubing: tubería de producción. Denominación norteamericana que define a las tuberías que se bajan por el interior de los revestidores de los pozos para petróleo y/o gas con el objeto de facilitar el flujo de los fluidos de formación a la superficie. El tubing es fácilmente removido para reparar o modificar el sistema de producción del pozo.

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cementaciones complementarias, aislando mediante empaquetaduras (packers) el tramo correspondiente al pozo.

Cuando la diferencia de propiedades de las distintas capas así lo justifica, se puede recurrir al tipo de terminación “múltiple”, que cuenta con dos columnas de tubing para producir dos intervalos diferentes, quedando también la alternativa de producir por el “espacio anular” entre el casing y los dos tubing un tercer intervalo. También es de norma, aunque muy poco frecuente, la producción triple mediante tres cañerías de producción.

Para el caso de terminación múltiple con dos o tres cañerías, el equipamiento debe incluir no solamente empaquetadores especiales, sino también cabezales de boca de pozo (en la superficie) de diseño particular, los que permiten el pasaje múltiple de cañerías. Por otra parte, el equipo de intervención del pozo o workover debe contar con herramientas especiales para maniobrar con múltiples cañerías a la vez, por lo que estas maniobras de intervención son mucho más riesgosas y delicadas y se requiere una más cuidadosa programación.

Nuevas técnicas en búsqueda de mejor productividad, tales como las descriptas para perforar pozos direccionales, han desarrollado equipos y materiales que permiten realizar la terminación y puesta en producción de pozos multilaterales con el acceso a varias capas de un mismo pozo o el acceso a una capa remota mediante un pozo extendido horizontalmente.

En caso de baja productividad de la formación, ya sea por la propia naturaleza de la misma o porque ha sido dañada por los fluidos de perforación o por la cementación, o incluso por el fluido de terminación, la formación productiva debe ser estimulada. Los procedimientos más utilizados son: la acidificación y la fracturación hidráulica.

La acidificación consiste en la inyección a presión de soluciones ácidas que penetran en la formación a través de los punzados, disolviendo los elementos sólidos que perturban el flujo de los fluidos.

La fracturación hidráulica consiste en inducir la fracturación de la formación mediante el bombeo a gran caudal y presión de un fluido que penetra profundamente en la formación, provocando su ruptura y rellenando simultáneamente la fractura producida con un sólido que actúa como agente de sostén. El agente generalmente utilizado es arena de alta calidad y granulometría cuidadosamente seleccionada que, por efecto de un mejoramiento artificial de la permeabilidad, facilitará el flujo desde la formación hacia el pozo a través de la fractura producida.

Fig. 5- pozo aguaragüe xp-1 (cuenca noroeste)

La necesidad de bajar costos en zonas de pozos de baja productividad llevó a utilizar en forma creciente técnicas y/o materiales que redujeron tiempos de manejo y costos de

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equipamiento. La búsqueda de minimizar los costos de equipamiento llevó a condicionar la geometría de los pozos a la producción esperada, a perforar pozos de poco diámetro denominados slim-holes. Estos pozos de diámetro reducido son terminados generalmente bajo el sistema tubing-less, que consiste en entubar el pozo abierto con tubería de producción (tubing), y luego cementarlo aplicando el mismo procedimiento que para un revestidor convencional.

Mediante la utilización de slim-holes los operadores han podido reducir los costos de perforación de los pozos entre un 40% y un 70%, reduciendo a su vez, costos y preocupaciones ambientales. La experiencia indica que la perforación de slim-holes no reduce usualmente la producción. Los slim-holes fueron utilizados inicialmente en ee.uu. En los años ’60; sobre 1.300 pozos que han sido perforados con una profundidad entre 300 y 1.000 metros en kansas, texas y canadá usando slim-holes de 21/2 a 27/8 pulgadas en casing, los operadores han tenido reducciones entre 40 y 50% en costos de tubería y de un 17% en gastos generales.

Hay varios ejemplos documentados de posteriores programas de perforación de slim-holes: en indonesia, durante el período 1983-1986, se lograron reducir los costos de perforación entre un 65 y 73%; por otra parte, en tailandia, mediante la perforación de slim-holes en su golfo de tailandia durante 1999, se registraron reducciones en los costos de hasta el 40%, pudiéndose comprobar además, que la productividad de los slim-holes fue mayor a la lograda con los pozos convencionales7.

El coiled-tubing y la snubbing unit son un material y una herramienta de trabajo de uso cada vez más frecuente: aunque se desarrollaron hace poco más de dos décadas, las nuevas técnicas de perforación, terminación e intervención de pozos necesitan utilizarlos cada vez más. El coiled-tubing, como su nombre lo indica, consiste en un tubo metálico continuo construido en una aleación especial que permite que se lo trate como a un tubo de pvc (cloruro de vinilo polimerizado), pero que posee las mismas características físicas de una tubería convencional de similar diámetro, con la siguiente ventaja: no es necesario manipularlo, ni estibarlo tramo por tramo para bajarlo o retirarlo del pozo, ya que se lo desenrolla o enrolla en un carretel accionado mecánicamente como si fuera una manguera. Esta última característica permite un mejor y más rápido manejo y almacenaje; por ello este tubo tiene múltiples aplicaciones tanto en la perforación de pozos dirigidos como en la terminación y reparación de los mismos.

Fig. 6- unidad de coiled tubing

Desde su aplicación inicial en los años ’60, el uso de coiled tubing se ha incrementado el punto que, en la actualidad, hay 750 unidades diseminados en todo el mundo, donde el 50% de ellos está siendo empleado en norteamérica.

7 Developments in well simulation and slim hole technology. Technology Connections. Petrolium Technology Transfer Council. Louisiana, EE.UU. Diciembre 2000.

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La perforación con coiled tubing se ha incrementado notablemente en los años ’90; a lo largo de 1999, alrededor de 1.200 pozos fueron perforados utilizando este material.

Las unidades de coiled tubing han sido empleadas inicialmente en alaska, omán, canadá, mar del norte y venezuela pero la perforación de pozos usando este material va en aumento en la medida que avanza la tecnología.

La snubbing unit es una máquina hidráulica que, reemplazando o superpuesta a una convencional, permite efectuar trabajos bajo presión, o sea sin necesidad de circular y/o ahogar al pozo para controlarlo. Esta condición de trabajo, que además de reducir tiempo de operación y costos ayuda a conservar intactas las cualidades de la capa a intervenir, consiste en la extracción o corrida de tubería mediante un sistema de gatos hidráulicos que mueven alternativamente dos mesas de trabajo en las que están ubicados juegos de cuñas accionados de manera hidráulica o neumática, que retienen o soportan la columna de tubos según sea necesario. Este sistema mecánico de manejo de tubería está complementado con un arreglo de cuatro válvulas de control de pozos, también accionadas de manera hidráulica, que funcionan alternativamente con la ayuda de un compensador de presiones, lo que posibilita la extracción o bajada de la tubería bajo presión.

Fig. 7- snubbing unit

El empleo conjunto de estas dos herramientas permite realizar tareas especiales de perforación.

PRODUCCIÓN

Los Estados Unidos de América es el mayor extractor de petróleo, y hasta tal punto es así, que su producción viene a ser la mitad de la mundial. Pero esto en algún modo significa que posea la mitad de la existencia mundial de este producto. La razón es que los Estados Unidos de América ha desarrollado y está consumiendo con mayor rapidez sus recursos petroleros.

No cabe la menor duda de que el resto del mundo posee una cantidad de petróleo mucho mayor que la poseída por el gran coloso de América. En todo el mundo se producen alrededor de 6.000 millones de barriles por año y, como es sabido, cada barril contiene 160 litros.

Aparte de Estados Unidos de América, los otros grandes productores son: Rusia, Venezuela, Irán, Indonesia, México, Rumania, Irak, Colombia, Argentina, Trinidad, Perú, India y Birmania.

Canadá produce también una considerable cantidad, y se le abren, en este sentido, magnificas perspectivas. Las mayores reservas de petróleo en el mundo se encuentran, en efecto, en Athabaska (Alberta, Canadá). Según un cálculo oficial, se estiman las

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reservas de Athabaska en 100 billones de barriles, y, según otra estimación, también oficial, hay más del doble de la cantidad mencionada.

A. Transportación del petróleo

El papel del transporte en la industria petrolífera es considerable: Europa occidental importa el 97% de sus necesidades, principalmente de África y de Oriente Medio y Japón el 100%. Pero los países que se autoabastecen están apenas mejor dotados, porque los yacimientos más importantes se encuentran a millares de kilómetros de los centros de consumo, en Estados Unidos como en Rusia, en Canadá como en América del Sur.

El petróleo gigante (superpetrolero), es el medio más económico para transportar energía, bajo la forma que sea; tiene asimismo la ventaja de una gran flexibilidad de utilización; en conjunto, los mares del mundo están surcadas permanentemente por una flota de un total de 244 M de capacidad, constituida por millares de unidades radio dirigidas en cada instante según las exigencias lógicas.

Los “buques-tanques”, barcos donde el petróleo es transportado, se construyen generalmente para este fin y son, en realidad, verdaderos tanques flotantes. Trabajar en ellos resulta muy desagradable, pues a bordo todo huele a petróleo. Por ello, sus tripulaciones reciben una buena paga.

En Europa, el aprovisionamiento de zonas industriales alejadas del mar exige el equipamiento de puertos capaces de recibir los superpetroleros de 300,000 y 500,000 Tm de carga, almacenamientos gigantes para la descarga y tuberías de conducción (pipe-lines) de gran capacidad.  

La pipe-line de petróleo bruto (oleoducto) es el complemento indispensable y a veces el competidor del navío de alta mar: en efecto, conduce el aceite del yacimiento situado a una distancia más o menos grande de tierra adentro, al puerto de embarque del yacimiento submarino a la costa más cercana; del yacimiento directamente a la refinería o finalmente, del puerto de desembarco a la refinería.

La instalación de un nuevo oleoducto requiere gran cantidad de estudios previos, en los cuales se tiene en cuenta todo lo que puede acortar o beneficiar el proceso del transporte. El sistema de transporte del petróleo por tuberías resulta tan eficiente y económico que existen hoy miles de kilómetros de ellas, que van desde los pozos de los que surge el preciado líquido hasta los establecimientos de refinación o hasta las estaciones y puertos de embarque del producto. El aceite mineral es bombeado por kilómetros y kilómetros a través de las tuberías del oleoducto. Una serie de estaciones

Tm: tonelada métrica

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de bombeo lo va empujando hasta que llega a las refinerías, en donde pasará los procesos de destilación.

Llevado por los buques-tanques, por vagones especiales o modernos oleoductos, el petróleo llega a la refinería.

B. Almacenamiento del petróleo

La necesidad de almacenar los recursos energéticos para controlar mejor su producción, su transporte, su distribución y su utilización es evidente en la medida en que se desea asegurar un abastecimiento abundante y regular de las industrias y de los consumidores. Ahora bien, la industria del petróleo como la del gas, están sometidas a riesgos de toda especie, cuyo origen puede ser debido a deficiencias técnicas, como las averías de las máquinas en las refinerías, a bordo de los buques o en los oleoductos; a causas naturales imprevisibles, como la incertidumbre en la prospección de los yacimientos, las tormentas en el mar y en tierra o los incendios; y también a problemas políticos, económicos y comerciales, como las crisis que afectan periódicamente las relaciones entre países productores y países consumidores.

El petróleo crudo se deposita en grandes tanques de acero, cada uno de los cuales tiene cabida para algunos centenares de barriles. Al calentarlo, la sustancia más ligera se convierte en un vapor que se recoge y se condensa. La temperatura permanece fija mientras se está evaporando dicha sustancia, pero tan pronto como toda ella ha sido transformada en vapor, la temperatura comienza a elevarse hasta alcanzar el punto de

ebullición de la siguiente, es decir, de la que hierve a temperatura más baja entre las que quedan. De esta forma se logra ir separando los distintos hidrocarburos que componen el petróleo.

1. Tipos de almacenamiento

En realidad, el almacenamiento debe quedar asegurado en cada etapa del camino recorrido por el petróleo para ir desde el pozo hasta el surtidor o la caldera. Entre los tipos de almacenamientos tenemos:

a. Almacenamiento del bruto

Es raro que una refinería pueda ser alimentada directamente a partir del yacimiento, debiendo existir una doble rotura de la continuidad del caudal en su trayecto intermedio por buque-cisterna o por oleoducto transcontinental, lo que obliga a mantener un stock de petróleo bruto de cinco días como media, tanto en el punto de embarque como en el de desembarque. La capacidad del terminal, o almacenamiento de cabeza de línea, debe tener en cuenta la capacidad unitaria (500.000 Tm) de carga para los más recientes

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superpetroleros. La cadencia irregular de llegada de los buques para cargar y descargar, la capacidad y el método de explotación de los oleoductos, y por último la necesidad, de almacenar aparte ciertos petróleos brutos menos sulfurosos.

b. Almacenamiento en la refinería

Se deben prever numerosos depósitos aguas arriba y abajo de cada unidad de proceso para absorber las discontinuidades de marcha debidas a los paros de mantenimiento y a los tratamientos alternativos y sucesivos de materias primas diferentes, para almacenar las bases, cuyos productos terminados serán sacados a continuación por mezcla, y para disponer de una reserva de trabajo suficiente a fin de hacer frente a las variaciones de envío, tales como la recogida de un gran cargamento recibido por mar.

c. Almacenamiento de distribución

Solamente una pequeña parte de la clientela puede ser abastecida directamente, es decir por un medio de transporte que una directamente el usuario con la refinería. En la mayoría de los casos, es más económico construir un depósito-pulmón, terminal de distribución, abastecido masivamente por el medio de transporte que viene de la refinería, ya se trate de conducciones (oleoductos de productos terminados), buques (para los depósitos costeros), barcazas fluviales, vagones cisterna o camiones cisterna. A partir de este depósito-pulmón, el consumidor será alimentado por un corto trayecto de grandes transportes por carretera o camiones de distribución.

d. Almacenamiento de reserva

Tras la crisis de 1956 (segunda guerra árabe-israelí) que condujo al racionamiento de la gasolina en ciertos países de Europa Occidental, la mayoría de ellos, introdujeron en

sus legislaciones normas de existencias de reserva obligatorias. En Francia, por ejemplo, las compañías petroleras deben poseer en todo momento en los depósitos de las terminales portuarias de las refinerías y de los almacenes de distribución una cantidad de producto igual a tres meses de consumo del mercado interno; sólo una cuarta parte de esta reserva puede conservarse en forma de petróleo bruto, no tratado; el resto debe estar formado por productos refinados disponibles inmediatamente.

Panamá cuenta con instalaciones Portuarias en Balboa, Roadman, Cristóbal, Charco Azul, Chiriquí Grande y Bahía Las Minas, las cuales están dotadas de infraestructuras de almacenamiento de combustibles.

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Cuenta además, con un oleoducto de 131 kilómetros de Longitud que trasiega de petróleo crudo del Pacífico al Atlántico. Este oleoducto tiene una capacidad de bombeo de 800,000 barriles por día y de 2.5 millones de barriles de almacenamiento en cada una de sus terminales, en el Pacífico (Charco Azul) y en el Atlántico (Chiriquí Grande).

En Panamá existen actualmente siete (7) Zonas Libres de Petróleo y una capacidad de almacenamiento de combustibles en el orden de los 14 millones de barriles.

En el Cuadro No. 1, se muestran las Zonas Libres de Petróleo, sus terminales y capacidad de almacenamiento.

Contra-

Tista

Adminis-

Trador

Terminal

Portuario

Calado Principal

Producto

Capacidad de

Almacenamiento

Barriles

Aeronáutica

Civil

Odgen aviation services Terrestre

-

Combustibles de aviación

16,190

Autoridad marítima de panamá

Atlantic pacific, s.a.

Cristóbal

37-40´

Combustibles marinos

1,540,000

Balboa 31-40´ 1,670,000

Petro-terminales

De pmá.

Petro-terminales de pmá.

Charco azul 70´

Derivados y crudo

2,500,000

Chiriquí grande

49´ 2,500,000

Petroport, s.a. Petroport, s.a.

Cristóbal 37-40´ Gas licuado 34,286

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Refinería panamá, s.a.

Refinería panamá, s.a.

Bahía las minas

39´ Crudo y derivados

3,670,000

Atlantic pacific, s.a.

Atlantic pacific, s.a.

Cristóbal

37-40´

Combustibles marinos

905,000

Alireza movil terminal, s.a.

Alireza movil terminal, s.a.

Roadman 1 33,5-38´ Combustibles marinos

1,000,000

Roadman 2 30-33,5´ Combustibles

Oleoducto - Marinos

Arraijan –howard

Combustibles de aviación

Almacenamiento total de panamá 13,835,476

2. Almacenamientos subterráneos

Los productos petrolíferos se almacenan en el suelo debido a la preocupación por la seguridad, siempre pensando en proteger los depósitos de atentados; además, es también una solución económica a los problemas de los grandes almacenamientos, que evita inmovilizar terrenos de valor o desfigurar el paisaje. Esta idea se presenta, hoy, de formas muy diversas:

a. Depósito enterrado

En lugar de construir cubas, cubetas y otros recipientes al ras del suelo, es muy fácil, con cierto suplemento de coste, construirlas en fosas que se rellenan a continuación, o en cavernas, canteras o minas de sal. Esta técnica no sólo es utilizada por las pequeñas instalaciones (estaciones de servicio, calefacción doméstica), también para las reservas militares estratégicas.

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b. Almacenamiento en la sal

El subsuelo encierra inmensos yacimientos de sal gema, en los cuales se pueden crear cavidades explotables como almacenamiento subterráneo de productos petrolíferos líquidos. Es suficiente perforar pozos por los cuales se inyecta agua dulce de lavado, que disuelve la sal y vuelva a subir a la superficie en forma de salmuera; al cabo de un cierto tiempo, se obtiene en la base de cada pozo una gran bolsa rellena de esta salmuera, que es agua saturada de sal. El pozo sirve a continuación para el rellenado de la cavidad por desplazamiento de la salmuera que es recogida en la superficie en un estanque a suelo abierto y luego para la recuperación del producto almacenado, empujado hacia lo alto por una reinyección de agua o de salmuera. El excedente de salmuera puede ser tratado para recuperar la sal o echado al mar ya sea con un curso de agua y respetando el porcentaje de salinidad, o mediante un oleoducto.

c. Caverna barrenada

Utilizando la excavación con explosivos y otras técnicas de perforación de toneles, es posible realizar galerías subterráneas de almacenamiento a una profundidad que debe ser tanto mayor cuanto más volátil sea el producto, a fin de que la presión hidrostática que reina en el subsuelo sea siempre superior a la tensión de vapor de este último.

d. Mina abandonada

Una antigua mina de hierro ya abandonada puede ser puesta de nuevo en servicio a fin de servir como almacenamiento, por ejemplo: para gas-oil.

e. Yacimiento en formación

El gas puede ser almacenado bajo presión en rocas porosas subterráneas, bien se trate de yacimientos agotados o estructuras geológicas vacías que presenten las características requeridas.

C. Proceso de refinación del petróleo

El petróleo crudo no es directamente utilizable, salvo a veces como combustible. Para obtener sus diversos subproductos es necesario refinarlo, de donde resultan, por centenares, los productos acabados y las materias químicas más diversas. El petróleo crudo es una mezcla de diversas sustancias, las cuales tienen diferentes puntos de ebullición. Su separación se logra mediante el proceso llamado “destilación fraccionada”. Esta función está destinada a las "refinerías", factorías de transformación y sector clave por definición de la industria petrolífera, bisagra que articula la actividad primaria y extractiva con la actividad terciaria.

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El término de refino, nos fue heredado en el siglo XIX, cuando se contentaban con refinar el petróleo para lámparas, se reviste hoy de tres operaciones:

La separación de los productos petrolíferos unos de otros, y sobre la destilación del crudo (topping).

La depuración de los productos petrolíferos unos de otros, sobretodo su desulfuración.

La síntesis de hidrocarburos nobles mediante combinaciones nuevas de átomos de carbono y de hidrógeno, su deshidrogenación, su isomerización o su ciclado,

obtenidos bajo el efecto conjugado de la temperatura, la presión y catalizadores apropiados.

En un inicio, el refino se practicaba directamente en los lugares de producción del petróleo, pero pronto se advirtió que era más económico transportar masivamente el crudo hasta las zonas de gran consumo y construir refinerías en los países industrializados, adaptando su concepción y su programa a las necesidades de cada país.

El petróleo crudo es depositado en los tanques de almacenamiento, en donde permanece por varios días para sedimentar y drenar el agua que normalmente contiene. Posteriormente es mezclado con otros crudos sin agua y es bombeado hacia la planta para su refinación.

Una refinería comprende una central termoeléctrica, un parque de reservas para almacenamiento, bombas para expedición por tubería, un apeadero para vagones-cisterna, una estación para vehículos de carretera para la carga de camiones cisterna. Es, pues, una fábrica compleja que funciona 24 horas diarias con equipos de técnicos que controlan por turno todos los datos.

Mientras que antes las antiguas refinerías ocupaban a centenares y a veces a millares de obreros en tareas manuales, sucias e insalubres, las más modernas están dotadas en la actualidad de automatismos generalizados para el control y la conducción de los procesos y no exigen más que un efectivo reducido de algunas personas.

En la industria de transformación del petróleo, la destilación es un proceso fundamental, pues permite hacer una separación de los hidrocarburos aprovechando sus diferentes puntos de ebullición, que es la temperatura a la cual hierve una sustancia.

Composición química

Todos los tipos de petróleo se componen de hidrocarburos, aunque también suelen contener unos pocos compuestos de azufre y de oxígeno; el contenido de azufre varía entre un 0,1 y un 5%. Dichos hidrocarburos pueden separarse por destilación fraccionada de la que se obtienen aceites ligeros (gasolina), vaselina, parafina, asfalto y aceites pesados.

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El petróleo contiene elementos gaseosos, líquidos y sólidos. La consistencia del petróleo varía desde un líquido tan poco viscoso como la gasolina hasta un líquido tan espeso que apenas fluye. Por lo general, hay pequeñas cantidades de compuestos gaseosos disueltos en el líquido; cuando las cantidades de estos compuestos son mayores, el yacimiento de petróleo está asociado con un depósito de gas natural.

La composición elemental del petróleo normalmente está comprendida dentro de los siguientes intervalos:

ELEMENTO % PESO

Carbono 84-87

Hidrógeno 11-14

Azufre 0-2

Nitrógeno 0.2

El petróleo es un líquido insoluble en agua y de menor densidad que ella. Dicha densidad está comprendida entre 0.75 y 0.95 g/ml. Sus colores varían del amarillo pardusco hasta el negro.

La composición varía con la procedencia. Se los clasifica según el tipo de hidrocarburos que predominan en:

Petróleo a base parafínica (fluídos);

Petróleo a base asfáltica (viscosos);

Petróleo a base mixta.

Petróleo a base asfáltica

Estos son negros, viscosos y de elevada densidad: 0,95 g/ml. En la destilación primaria producen poca nafta y abundante fuel oil, quedando asfalto como residuo.

Petróleos asfálticos se extraen del flanco sur del golfo de San Jorge (Chubut y Santa Cruz).

Estos petróleos son ricos en compuestos cíclicos como el ciclopentano y el ciclo hexano y en hidrocarburos aromáticos como el benceno y sus derivados.

Petróleos a base parafínica:

De color claro, fluidos y de baja densidad: 0.75-0.85 g/ml. Rinden más nafta que los asfálticos. Cuando se refina sus aceites lubricantes se separa la parafina.

En Mendoza y Salta poseen yacimientos de petróleos parafínicos.

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De estos petróleos se pueden extraer grandes cantidades de nafta, querosene y aceites lubricantes.

Petróleos de base mixta:

Tienen características y rendimientos comprendidos entre las otras dos variedades principales.

Después de destilar sus porciones más volátiles abandonan naftas y asfalto

Aunque sin ser iguales entre sí, petróleos de Comodoro Rivadavia (Chubut) y Plaza Huincul (Neuquén) son de base mixta.

Los componentes del petróleo más usados como combustibles son el Carbono y el Hidrógeno debido a que ellos se combinan fácilmente con el oxígeno iniciando la combustión.

1. Destilación Atmosférica y al Vacío

Este es el primer proceso que aparece en una refinería. El petróleo que se recibe por ductos desde las instalaciones de producción, se almacena en tanques cilíndricos de gran tamaño, de donde se bombea a las instalaciones de este proceso. El petróleo se calienta en equipos especiales y pasa a una columna de destilación que opera a presión atmosférica en la que, aprovechando la diferente volatilidad de los componentes, se logra una separación en diversas fracciones que incluyen gas de refinería, gas licuado de petróleo (LPG), nafta, queroseno (kerosene), gasóleo, y un residuo que corresponde a los compuestos más pesados que no llegaron a evaporarse.

En una segunda columna de destilación que opera a condiciones de vacío, se logra la vaporización adicional de un producto que se denomina gasóleo de vacío, y se utiliza como materia prima en otros procesos que forman parte de las refinerías para lograr la conversión de este producto pesado en otros ligeros de mayor valor. En este proceso, el petróleo se separa en fracciones que después de procesamientos adicionales, darán origen a los productos principales que se venden en el mercado: el gas LP (comúnmente utilizado en las estufas domésticas), gasolina para los automóviles, turbosina para los aviones jet, diesel para los vehículos pesados y combustóleo para el calentamiento en las operaciones industriales. Pero estos productos tienen que cumplir con una serie de especificaciones que aseguren su comportamiento satisfactorio.

Originalmente, las especificaciones tuvieron un enfoque eminentemente técnico, como el número de octano de la gasolina, o el de cetano del diesel, o el punto de humo del queroseno, o la viscosidad del combustóleo; actualmente, las consideraciones de protección ambiental han incorporado muchos más requerimientos, limitándose, por ejemplo en la gasolina, el contenido del azufre (este compuesto al quemarse, produce

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dióxido de azufre que al pasar a la atmósfera se oxida, y con el agua da origen a la lluvia ácida), el benceno (que es un hidrocarburo que tiene carácter cancerígeno), las olefinas y los aromáticos (que son familias de hidrocarburos altamente reactivas en la atmósfera, promotoras de la formación de ozono); la presión de vapor (que debe limitarse para reducir las emisiones evaporativas en los automóviles y gasolineras), e inclusive se requiere la presencia de

compuestos oxigenados que no ocurren naturalmente en el petróleo (estos compuestos favorecen la combustión completa en los motores automotrices).

Además de la destilación atmosférica y al vacío, los procesos de refinación más importantes son los siguientes:

2. Hidrotratamiento

En forma generalizada, en los combustibles de hoy día se reducen los compuestos de azufre, para evitar daños ambientales por lluvia ácida. Al proceso que se utiliza para este propósito y al cual se someten las diferentes fracciones que se obtienen en la destilación atmosférica y al vacío se le denomina hidrotratamiento o hidrodesulfuración, por estar basado en el uso de hidrógeno que reacciona con los compuestos de azufre presentes en los hidrocarburos para formar ácido sulfhídrico; en un procesamiento posterior, este compuesto se convierte en azufre elemental sólido que tiene una importante aplicación industrial. En el proceso ocurren reacciones adicionales que permiten complementar el tratamiento al eliminar también compuestos nitrogenados, convertir las olefinas en compuestos saturados y reducir el contenido de aromáticos. El hidrotratamiento requiere de altas presiones y temperaturas, y la conversión se realiza en un reactor químico con catalizador sólido constituido por gg-alúmina impregnada con molibdeno, níquel y cobalto.

3. Reformación de Nafta

Los cortes de nafta que se obtienen por destilación directa de cualquier tipo de petróleo presentan un número de octano muy bajo (45 a 55), y serían inaplicables para la gasolina que requieren los automóviles modernos (octanajes de 80 a 100). Es necesario entonces modificar la estructura química de los compuestos que integran las naftas, y para ello se utiliza el proceso de reformación en el que a condiciones de presión moderada y alta temperatura, se promueven reacciones catalíticas conducentes a la generación de compuestos de mayor octano como son los aromáticos y las isoparafinas. Simultáneamente en las reacciones se produce hidrógeno, que se utiliza en la misma refinería en los procesos de hidrotratamiento. Las reacciones son promovidas por catalizadores basados en gg-alúmina como soporte de metales activos (platino-renio o platino-estaño).

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4. Isomerización

Los isómeros son moléculas que tienen el mismo tipo y cantidad de átomos, pero con diferente estructura en su conformación. En el caso particular de las parafinas, que son hidrocarburos constituidos por cadenas de átomos de carbono asociados a hidrógeno, se tienen para una misma fórmula general (CnH(2n+2)) una gran variedad de estructuras; cuando la cadena de átomos de carbono es lineal, el compuesto se denomina parafina normal, y si la cadena es ramificada, el compuesto es una isoparafina.

En el grupo de parafinas que forman parte de las gasolinas, las isoparafinas tienen número de octano superior a las parafinas normales, de tal manera que para mejorar la calidad del producto se utiliza un proceso en el que las parafinas normales se convierten en isoparafinas a través de reacciones de isomerización.

La práctica es separar por destilación la corriente de nafta en dos cortes, ligero y pesado; el ligero que corresponde a moléculas de cinco y seis átomos de carbono se alimenta al proceso de isomerización, mientras que el pesado, con moléculas de siete a once átomos de carbono, es la carga al proceso de reformación antes descrito. Las reacciones de isomerización son promovidas por catalizador de platino soportado en gg-alúmina.

5. Desintegración Catalítica Fluida (FCC)

Este es un proceso de conversión de hidrocarburos pesados presentes en los gasóleos de vacío, que permite producir gasolina, y en consecuencia aumentar el rendimiento de este combustible en las refinerías, disminuyendo la producción de residuales.

El proceso FCC se basa en la descomposición o rompimiento de moléculas de alto peso molecular; esta reacción se promueve por un catalizador sólido con base en zeolitas en presentación pulverizada, que se incorpora a los hidrocarburos de carga en un reactor de tipo tubular con flujo ascendente. A la salida del reactor, el catalizador se separa de los productos de reacción a través de ciclones, y el coque que se genera y adhiere al mismo por las altas temperaturas de reacción, se quema en un equipo especial antes de recircularse al reactor; la energía liberada en el quemado sirve para dar parte del calentamiento de la corriente de carga.

En el proceso se producen, además de gasolina, productos más ligeros como gas seco (metano y etano) y fracciones de 3 a 5 átomos de carbono, de carácter olefínico, que se utilizan como materia prima en la producción de éteres y gasolina alquilada en procesos subsecuentes de la refinería. También se genera un producto pesado rico en aromáticos, conocido como aceite cíclico ligero, que se procesa en las hidrotratadoras de la fracción diesel, y otro denominado aceite decantado que se incorpora al combustóleo.

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6. Producción de Éteres

Con el propósito de reducir las emisiones de monóxido de carbono e hidrocarburos no quemados de los vehículos con motor a gasolina, se agregan a este combustible componentes que contienen oxígeno en su molécula, como es el caso de los éteres.

Estos componentes se dosifican en la gasolina para obtener un contenido de oxígeno de 1 a 2% en peso y, en virtud de su alto número de octano, contribuyen al buen desempeño de este combustible en los motores. Los componentes oxigenados utilizados en la formulación de gasolinas en México son el MTBE (metil tert-butil éter) y en menor grado el TAME (tert-amil metil éter).

Estos éteres se obtienen en las refinerías a partir de alcohol metílico, producido en los complejos petroquímicos, y de las olefinas ligeras producidas en los procesos de desintegración catalítica FCC, con el beneficio adicional de reducir el contenido de estas olefinas ligeras (importantes contribuyentes a la formación de ozono en la atmósfera) en la gasolina.

7. Alquilación

El proceso de alquilación es una síntesis química por medio de la cual se unen olefinas ligeras (propileno y/o butenos producidos en el proceso FCC antes descrito) con isobutano (proveniente de la fracción de gas LP recuperada en la destilación atmosférica del petróleo y complementada con corrientes equivalentes del procesamiento del gas natural). Al resultado de la síntesis se le denomina alquilado o gasolina alquilada, producto constituido por componentes isoparafínicos cuyos puntos de ebullición se ubican dentro del intervalo de la gasolina.

En sus inicios el proceso tuvo como objetivo obtener un combustible aplicable a aviones de turbohélice, y aumentar el rendimiento de gasolina a partir de las diversas corrientes ligeras producidas en la refinería, pero actualmente su objetivo es producir una fracción cuyas características tanto técnicas (alto octano) como ambientales (bajas presión de vapor y reactividad fotoquímica) la hacen hoy en día, uno de los componentes más importantes de la gasolina reformulada. La alquilación es un proceso catalítico que requiere de un catalizador de naturaleza ácida fuerte, y se utilizan para este propósito ya sea ácido fluorhídrico o ácido sulfúrico.

8. Fondo de Barril

La cada vez mayor disponibilidad relativa de crudo pesado, con altos contenidos de azufre y metales y bajos rendimientos de destilados, hace necesario el contar con unidades de proceso que permitan modificar estos rendimientos en conformidad con las demandas, produciendo combustibles con calidad ecológica.

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Esto apunta hacia la introducción de procesos de conversión que aumenten la producción de destilados y disminuyan los residuales pesados. A este tipo de procesos se les ha llamado en su conjunto procesos de fondo de barril, y constituyen ya una sección específica de la mayor parte de las refinerías.

En México, esta tendencia se justifica por la necesidad de procesar cada vez mayores proporciones de crudo tipo Maya. Entre las opciones de procesamiento, se tienen las orientadas a la producción de combustóleo de bajo contenido de azufre, utilizando el proceso de hidrotratamiento de residuos, aunque se empiezan a generalizar los esquemas de alta conversión, basados en hidrodesintegración profunda o en coquización, para aumentar el rendimiento de destilados a expensas de la desaparición del combustóleo.

Los procesos de hidrotratamiento se basan en la reacción catalítica del hidrógeno con los compuestos de azufre a condiciones severas de presión y temperatura, y con catalizadores de características muy especiales. Los procesos de hidrodesintegración se diferencian fundamentalmente en el tipo de catalizador, que se diseña para orientar las reacciones a la descomposición de las moléculas para generar productos ligeros; la presencia del hidrógeno permite que estos productos resulten de carácter no olefínico y bajos en azufre.

Por otro lado, los procesos de coquización consisten en la desintegración térmica no catalítica de los residuales; la ausencia de hidrógeno hace que los productos del proceso sean ricos en olefinas y azufre, requiriendo entonces procesamiento ulterior en las unidades de hidrotratamiento de destilados. Simultáneamente se produce coque de petróleo, compuesto constituido principalmente de carbón.

Otro proceso basado en la descomposición térmica, bastante antiguo pero aún presente en muchas refinerías, es el de reducción de viscosidad, orientado a la autogeneración de diluentes del combustóleo para reducir el uso de destilados valiosos que también se usan para este propósito.

9. Producción de Lubricantes

Dentro de la industria en general, los lubricantes juegan un papel fundamental, pues evitan que el contacto continuo entre partes móviles de una máquina provoque esfuerzos por fricción que puedan llevarla a un mal funcionamiento e inclusive a su destrucción.

Durante la refinación del petróleo es posible, si se desea, producir bases de lubricantes, las cuales deben cumplir en forma muy estricta con el rango de viscosidad que las caracteriza. La materia prima para obtener las bases de lubricantes es el residuo de la destilación atmosférica del petróleo, el cual se redestila a condiciones de vacío para generar cortes específicos que se denominan: especialidades, neutro ligero y neutro,

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generándose además en otro proceso de desasfaltización del residuo de vacío por extracción con solventes, cortes adicionales que se denominan: neutro pesado, pesado y cilindros.

En su conjunto, los cortes lubricantes requieren de un procesamiento posterior que involucra plantas de desaromatización y de desparafinación, indispensables para ajustar los índices de viscosidad, o sea la variación de la viscosidad del lubricante con la temperatura, que es la propiedad fundamental que define su calidad. Simultáneamente se produce parafina suave y parafina dura.

10. Endulzamiento y Recuperación de Azufre

La eliminación del ácido sulfhídrico (H2S) que acompaña al gas que se separa en la destilación atmosférica, y que está sobre todo presente en el gas resultante de los procesos de hidrotratamiento, es indispensable para evitar emisiones de azufre durante el quemado de dicho producto como combustible de la propia refinería.

La separación del H2S de los gases se realiza en un proceso que se denomina de endulzamiento, basado en la absorción en soluciones acuosas de aminas; la solución rica en sulfhídrico se regenera por agotamiento con vapor para recircularse a la absorción, y el H2S separado se procesa en unidades donde primeramente se realiza una combustión parcial del mismo para generar una proporción adecuada de H2S y SO2, que enseguida se hacen reaccionar catalíticamente para generar azufre elemental.

11. Procesamiento de Gas Natural

El gas natural está constituido principalmente por metano con proporciones variables de otros hidrocarburos (etano, propano, butanos, pentanos y gasolina natural) y de contaminantes diversos. El objetivo del procesamiento del gas natural es eliminar los contaminantes, incluyendo los componentes corrosivos (agua y ácido sulfhídrico, este último también por su carácter contaminante), los que reducen el poder calorífico (dióxido de carbono y nitrógeno) y los que forman depósitos sólidos a bajas temperaturas (nuevamente agua y dióxido de carbono), para después separar los hidrocarburos más pesados que el metano, que constituyen materias primas básicas para la industria petroquímica.

Las etapas normales en el procesamiento del gas natural son la deshidratación (eliminación de agua, usualmente con adsorbentes sólidos, como alúmina o mallas moleculares), el endulzamiento (eliminación de ácido sulfhídrico y dióxido de carbono con soluciones absorbentes en un esquema similar al descrito para los procesos de endulzamiento de gas de refinería), y la recuperación criogénica de etano e hidrocarburos más pesados (condensación de estos componentes a bajas temperaturas, del orden de 100oC, y destilación fraccionada de los líquidos condensados). Otras

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etapas complementarias son el fraccionamiento de los hidrocarburos recuperados y la conversión del ácido sulfhídrico a azufre.

12. Procesos Petroquímicos

Además de los combustibles, del petróleo se obtienen derivados que permiten la producción de compuestos químicos que son la base de diversas cadenas productivas que terminan en una amplia gama de productos conocidos genéricamente como productos petroquímicos, que se utilizan en las industrias de fertilizantes, plásticos, alimenticia, farmacéutica, química y textil, entre otras.

Las principales cadenas petroquímicas son las del gas natural, las olefinas ligeras (etileno, propileno y butenos) y la de los aromáticos. La cadena del gas natural se inicia con el proceso de reformación con vapor por medio del cual el metano reacciona catalíticamente con agua para producir el llamado gas de síntesis, que consiste en una mezcla de hidrógeno y óxidos de carbono. El descubrimiento de este proceso permitió la producción a gran escala de hidrógeno, haciendo factible la producción posterior de amoníaco por su reacción con nitrógeno, separado del aire. El amoníaco es la base en la producción de fertilizantes.

También a partir de los componentes del gas de síntesis se produce metanol, materia prima en la producción de metil-terbutil-éter y teramil-metil-éter, componentes de la gasolina; otra aplicación es su uso como solvente en la industria de pinturas.

La cadena del etileno se inicia a partir del etano recuperado del gas natural en las plantas criogénicas, el cual se somete a un proceso de descomposición térmica para producir etileno principalmente, aunque también se forma hidrógeno, propano, propileno, butano, butilenos, butadieno y gasolina pirolítica. Del etileno se producen un gran número de derivados, como las diferentes clases de polietilenos cuyas características dependen del proceso de polimerización; su aplicación se encuentra en la producción de plásticos, recubrimientos, moldes, etc.

Por otro lado, el etileno puede reaccionar con cloro para producir dicloroetano y posteriormente monómero de cloruro de vinilo, un componente fundamental en la industria del plástico, y otros componentes clorados de uso industrial. La oxidación del etileno produce oxido de etileno y glicoles, componentes básicos para la producción de poliéster, así como de otros componentes de gran importancia para la industria química, incluyendo las resinas PET (poli etilén tereftalato), actualmente usadas en la fabricación de botellas para refresco, medicinas, etc. El monómero de estireno, componente fundamental de la industria del plástico y el hule sintético, se produce también a partir del etileno, cuando éste se somete, primero a su reacción con benceno para producir etilbenceno y después a la deshidrogenación de este compuesto. El acetaldehído, componente básico en la producción de ácido acético y otros productos químicos, también se produce a partir del etileno.

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Otra olefina ligera, el propileno, que se produce ya sea por deshidrogenación del propano contenido en el gas LP, como subproducto en las plantas de etileno o en las plantas de descomposición catalítica fluida FCC de refinerías, es la base para la producción de polipropileno a través de plantas de polimerización. Otro producto derivado del propileno y del amoníaco es el acrilonitrilo, de importancia fundamental en la industria de las fibras sintéticas. Del propileno se puede producir alcohol isopropílico de gran aplicación en la industria de solventes y pinturas, así como el óxido de propileno; otros derivados del propileno son el ácido acrílico, la acroleína, compuestos importantes en la industria del plástico.

Como derivado de la deshidrogenación de los butenos o bien como subproducto del proceso de fabricación del etileno, se obtiene el 1,3 butadieno, que es una materia prima fundamental en la industria de los elastómeros, llantas para toda clase de vehículos, juntas, sellos, etc. Una cadena fundamental en la industria petroquímica se basa en los aromáticos (benceno, tolueno y xilenos). La nafta virgen obtenida del petróleo crudo contiene parafinas, nafténicos y aromáticos en el intervalo de 6 a 9 átomos de carbono. Esta fracción del petróleo, después de un hidrotratamiento para eliminar compuestos de azufre, se somete al proceso de Reformación BTX, el cual promueve fundamentalmente las reacciones de ciclización de parafinas y de deshidrogenación de nafténicos, con lo cual se obtiene una mezcla de hidrocarburos rica en aromáticos. Estos componentes se separan, primero del resto de los hidrocarburos a través de un proceso de extracción con solvente, y después entre ellos, por medio de diversos esquemas de separación. En procesos ulteriores se ajusta la proporción relativa de los aromáticos a la demanda del mercado, por ejemplo, convirtiendo tolueno en benceno por hidrodealquilación, o bien en la isomerización de xilenos, para aumentar la producción de orto-xileno.

Otro proceso fundamental es la desproporcionalización de los aromáticos pesados para incrementar la producción de benceno, tolueno y xilenos. Una vez separados los aromáticos, se inicia la cadena petroquímica de cada uno de ellos. El benceno es la base de producción de ciclohexano y de la industria del nylon, así como del cumeno para la producción industrial de acetona y fenol; el tolueno participa de una forma importante en la industria de los solventes, explosivos y en la elaboración de poliuretanos. Los xilenos son el inicio de diversas cadenas petroquímicas, principalmente la de las fibras sintéticas.

Cuadro No. 2 Procesos de la Industria del petróleo basados en la separación física de componentes aprovechando diversos principios como los siguientes:

Proceso Agente Ejemplos de aplicaciones

Destilación

Adición/remoción de calor

Separación del petróleo crudo en sus destilados.

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Absorción Solvente

Eliminación de CO2 y H2S hidrocarburos líquidos y gaseosos.

Adsorción Absorbente Separación de parafinas normales e isoparafinas.

Cristalización Remoción de calor

Eliminación de parafinas en el proceso de producción de lubricantes.

Filtración Material filtrante

Remoción de sólidos en corrientes de carga y en productos refinados.

Agotamiento Gas de arrastre

Recuperación de hidrocarburos de catalizador recirculado en plantas FCC.

Permeación Membranas

Recuperación de hidrógeno de corrientes gaseosas.

Ciclones Fuerza inercial

Remoción de finos de catalizador en el proceso FCC.

D. Derivados del petróleo

En Panamá el crudo es transformado en productos livianos y productos pesados como los siguientes:

1. Los gases licuados Butano y Propano: Se verifica que su composición y su volatilidad sean correctas a través de los dos criterios básicos: ensayo de evaporación (que mide el residuo fondo de botella) y tensión de vapor (que mide la presión relativa en el recipiente a la temperatura límite de utilización 50°C). Se usa como gas licuado para cocinar, combustión interna, calentadores, mecheros de laboratorios y lámparas de gas.

El análisis completo de un producto petrolífero ligero se hace por cromatografía en fase gaseosa, los diversos hidrocarburos, arrastrados sucesivamente por una corriente de gas portador, son detectados e identificados a la salida del aparato, y registrado su volumen relativo.

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2. Las Gasolinas: Sometidas a una garantía de utilización particularmente severa tanto como carburante como disolvente, debe, primeramente, estar compuesta por hidrocarburos de volatilidad correcta, lo que se verifica por medio de un test de destilación en alambique automático. Su comportamiento en un motor viene cifrado en laboratorio por diversos índices de octano que miden la resistencia de detonación y al autoencendido. La gasolina es de naturaleza incolora, pero el aspecto amarillo, rojo o azul de un carburante, conseguido por adición de un colorante artificial, facilita el control de los fraudes.

Regular: Se usa en motores de combustión interna de baja compresión, motores de lanchas, podadoras de césped y motores pequeños.

b. Super: Motores de combustión interna de mediana y alta compresión tales como automóviles de pasajeros y camiones pequeños.

3. Queroseno (kerosene): Producto básico de la industria petrolífera desde hace cien años. A fin de limitar los riesgos inherentes a la manipulación de un producto fácilmente inflamable, su volatilidad está limitada por un contenido en gasolina que se mantiene inferior al 10%, verificado en el test de destilación, mientras que otro aparato mide el punto de encendido, que es la temperatura a la cual un producto petrolífero calentado suavemente comienza a desprender suficientes vapores como para provocar su inflamación súbita al contacto con una llamita. Un petróleo bien depurado debe poder arder durante largas horas sin humear y sin desprender carbonilla, lo que se verifica empíricamente por medio de lámparas normalizadas.

En el caso de los carburorreactores, se mide además su resistencia a la corrosión, a la congelación y a la formación de emulsiones acuosas, así como su estabilidad térmica: este último test se realiza en el "fuel coker", aparato que reproduce en el laboratorio las condiciones de alimentación y de precalentamiento sufrida por el queroseno en los motores de reacción.

El aceite para lámparas representa aún hoy en día una cierta solución para el alumbrado. Se usa como combustible de aviones a reacción, aviones de pasajeros, helicópteros de turbina, como combustible para estufas (cocina rural), refrigeradoras, y la calefacción o las incubadoras.

4. Diesel Liviano: Este tipo de productos, intermedios entre los ligeros y los pesados, representa en Europa un importante porcentaje de los destinos del petróleo. El motor diesel es bastante menos exigente acerca de la calidad de su carburante que el motor de gasolina; sin embargo, es importante garantizar una gas-oil bien destilado: ni demasiado ligero e inflamable (ensayo de destilación y de punto de encendido), ni demasiado pesado (medida de la viscosidad y de la temperatura de congelación). Un ensayo en un motor especial normalizado verifica por último la predisposición del producto a

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inflamarse espontáneamente (índice de cetano). Utilizado en motores de combustión interna, autos de pasajeros, equipo pesado, calderas y quemadores industriales.

5. Diesel Marino: En motores de combustión interna marítimos y en turbinas de gas para generación eléctrica. También es usado en calderas de barcos industriales.

6. Combustóleo (Fuel Oil o Bunker C): Uso industrial de combustible para calderas para generar vapor o energía eléctrica por ejemplo: plantas termoeléctricas de energía (como las del I.R.H.E., en su tiempo, en Bahía Las Minas), también es usado para motores de propulsión marinos. El control de sus características afecta principalmente a:

La viscosidad, que se determina midiendo, a la temperatura de utilización, en el tiempo de flujo de una determinada cantidad de aceite a través de un orificio calibrado, verificando así que el producto podrá ser bombeado fácilmente.

La potencia calorífica, se evalúa en el calorímetro mediante la combustión en oxígeno de una cantidad pequeña de fuel-oil situada en una bomba metálica:

el contenido del azufre, que se obtiene igualmente con una bomba de oxígeno midiendo la cantidad de anhídrido sulfuroso producido:

el punto de encendido:

el contenido de agua y sedimentos.

7. Asfalto: Hasta hace poco, especialidad de algunas refinerías que los extraían de petróleos brutos particulares. Son productos de gran consumo exigidos en tonelaje creciente para la construcción de carreteras, autopistas, reparación de calles y caminos, para uniones de inmuebles, construcción de muros, para techo e impermeabilización, para la industria eléctrica, etc. Son objeto de ensayo de viscosidad, de penetración, de reblandecimiento y de ductibilidad (alargamiento).

El mercado de naves en tránsito por el Canal requiere también distintos grados de mezclas de los dos combustibles: Diesel Marino y Bunker conocidos también como IFO’S o Intermedios.

Cuadro No. 3 Promedio del rendimiento de un barril de crudo

Productos Livianos

(denominados así por su menor densidad y su alta volatilidad)

Gas licuado (lpg) 1 % Y 3 %

Gasolinas 21 %

Diesel 22 %

Queroseno

(kerosene)

8 %

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Productos Pesados

Diesel marino 8 %

Combustóleo o bunker 40 %

Además de los anteriores, podemos mencionar:

Los lubricantes (aceites de engrase): Extremadamente diversos según su destino, estos productos nobles de refino sufren primero los controles clásicos de inflamabilidad (punto de encendido) y de fluidez (viscosidad, punto de derrame), pero importa por encima de todo probarlos en las condiciones reales o simuladas de su utilización futura. Su estabilidad al calor y la oxidación, por ejemplo verifica 200ºC haciéndolo barbotear en corriente de aire durante doce horas: la viscosidad de un aceite mineral bien refinado es aproximadamente doblada a la salida de este tratamiento, mientras que la de una vegetal será dividida en dos.

Las parafinas (ceras de petróleo): La característica capital de estos derivados sólidos a temperatura normal, en su punto de fusión, que debe ser suficiente elevado para evitar el reblandecimiento de las bujías y el pegado intempestivo de los embalajes parafinados: se mide en el laboratorio anotando la palidez al enfriarse la parafina fundida que corresponde a los primeros síntomas de la solidificación.

E. Usos de los derivados del petróleo

Como se mencionó anteriormente el petróleo fue conocido en la antigüedad, pero hace relativamente poco tiempo que se lo industrializa, transformándolo en muchísimos productos útiles. Antiguamente, luego de extraer el queroseno de este mineral, el resto se desechaba.

Cuadro No. 4 Los derivados del Petróleo hace 100 años.

PETRÓLEO CRUDO

QUEROSENO (KEROSENE)

ACEITE NEGROGASOLINA

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A principios del pasado siglo del petróleo crudo sólo se extraía gasolina, queroseno y aceite negro. Hoy día, el petróleo es destilado, separándose así primero la nafta o gasolina, luego el kerosene y, por último, el gas-oil.

El petróleo o aceite mineral es una sustancia compuesta por muchas clases de hidrocarburos. Por medio del proceso conocido con el nombre de destilación fraccionada, son separados unos de otros estos hidrocarburos y se utilizan para una diversidad de propósitos. La destilación fraccionada se basa en el hecho de que cada uno de los componentes posee una temperatura de ebullición determinada, alcanzada la cual se transforma en vapor, separándose de los demás; a continuación la sustancia vaporizada se convierte en líquida por enfriamiento. Pues bien, por destilación fraccionada se obtienen entre otros los siguientes productos: gases, éter de petróleo, gasolina, kerosene, gas-oil, aceite combustible, aceites lubricantes, vaselina y parafina. Como residuo de la destilación quedan el alquitrán o pez y el coque.

Como el más valioso de todos los componentes del aceite mineral es la gasolina, y como la proporción de ésta en el petróleo es baja, se han ideado procedimientos especiales para aumentar la cantidad de gasolina a partir de un volumen determinado de petróleo. Esto se logra mediante lo que se conoce con el nombre de craqueo, palabra que deriva de la inglesa “cracking”, y que significa ruptura. Y efectivamente, mediante elevadas presiones y temperaturas se logra romper las moléculas de los productos más pesados y transformarlos en gasolina. También se puede obtener gasolina mediante la polimerización o condensación de los productos más ligeros, operación que consiste en unir moléculas simples para formar otras más complejas.

La nafta, según su calidad, se usa como combustible para automóviles o aviones, el queroseno (destila aproximadamente entre 150 y 300 oC), para el alumbrado, la calefacción y la fabricación de insecticidas. El gas-oil es un carburante utilizado en motores diesel. El fuel-oil, residuo que no se destilaba, es el combustible ideal para hornos y calderas, ya que no deja cenizas y genera mucho calor. Esto no termina allí, estos subproductos sirven de primera materia para elaborar otros de mucha utilidad. Los aceites que se usan para lubricar los motores de los automóviles y de los aviones, provienen de la destilación del fuel-oil, así como la parafina empleada en fabricar bujías e impermeabilizar papel; y la vaselina (de consistencia pastosa, de color blanco o amarillento) que se usa en la preparación de pomadas y cosméticos.

El asfalto es la parte más pesada del fuel-oil, que es el resto del petróleo que no destila. El asfalto es denso y viscoso, de color negruzco, a menudo lo vemos empleado, mezclado con arena, para pavimentar caminos, también es utilizado como revestimiento de muros.

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El alquitrán, obtenido por destilación seca, es un líquido viscoso y oscuro, de olor fuerte y desagradable. Durante mucho tiempo fue considerado como un desecho engorroso y maloliente. Pero luego de estudios químicos se descubrió que era una mezcla de numerosos compuestos llamados hidrocarburos aromáticos, sustancias que bajo la acción del calor se gasifican y se separan. Del alquitrán proviene el benceno, el tolueno, el xileno, el naftaleno (naftalina) y el antraceno.

El benceno es un líquido incoloro de olor característico que disuelve muy bien las grasas y otras sustancias, por lo que se lo usa mucho como quitamanchas y en la fabricación de barnices como disolvente de las resinas. Pero lo que más llama la atención es que este líquido incoloro ha dado origen a dos de las industrias más importantes del mundo: la de los colorantes y la de los perfumes artificiales.

Antiguamente, las sustancias tintóreas eran escasas y caras, y se extraían, casi en su totalidad, de productos animales y vegetales. Tan sólo los ricos y los nobles podían usar vestimentas teñidas con algunas de ellas. A partir del descubrimiento del benceno se lograron centenares de colorantes nuevos que, con sus matices brillantes y delicados, embellecen nuestras vestimentas, las telas que tapizan nuestros muebles, los tejidos de nuestros cortinados y los innumerables artículos de material plástico que adornan nuestros hogares.

Por el milagro de la química, con el derivado del alquitrán se obtienen sustancias que imitan el aroma de las flores y las plantas silvestres, tales como las esencias utilizadas en repostería y en la fabricación de perfumes para tocador y jabones.

Además del alquitrán también se obtienen la aspirina, que calma el dolor y ahuyenta la fiebre; la cafeína, que estimula el corazón; las sulfas, que tantas vidas salvan, y el T.N.T. o trinitrotolueno, poderoso explosivo. Pero las bondades del alquitrán no terminan allí, ya que de él se obtienen más de doscientas sustancias útiles al hombre.

El aguarrás mineral es otro subproducto del petróleo y se usa mucho en la industria de barnices y pinturas. No debe confundirse éste con el aguarrás vegetal o esencia de trementina, que se extrae del pino.

F. Fuentes alternas del petróleo (sustitutos)

Nadie sabe cuanto petróleo hay en el mundo. El doctor Arrhenius, famoso científico sueco, en cierta ocasión manifestó que el consumo mundial de petróleo estaba aumentando tan rápidamente, que para 1940 la humanidad ya habría consumido todos sus recursos. Obviamente, su aseveración fue un tanto exagerada, ya que desde su predicción se han descubierto nuevos campos. Todos los años se descubren nuevos pozos, pero también todos los años consumimos enormes cantidades en distintas aplicaciones. Aún así, pasarán muchas generaciones por la Tierra antes de que hayamos consumido en su totalidad el petróleo que hay en el subsuelo del planeta.

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El carbón que hay en el mundo es mucho más abundante que el petróleo, por tanto allí tenemos una esperanza para cuando ya se hayan agotado las reservas de petróleo. Probablemente se incremente el uso del “petróleo sintético” que es extraído del carbón. Esta transformación se logra mediante el proceso conocido como hidrogenación catalítica, y se realiza haciendo pasar hidrógeno gaseoso, a presión y temperatura determinada, por carbón en presencia de un catalizador. Durante la Segunda Guerra Mundial, Alemania se vio obligada a recurrir a este procedimiento, por carecer de petróleo natural.

Otra posible fuente de aceite mineral son los depósitos de esquisto bituminoso. El esquisto es una arcilla que está convirtiéndose lentamente en roca, y el esquisto bituminoso contiene betún. Éste, a su vez, contiene una cantidad considerable de petróleo que puede obtenerse destilando el esquisto. De cada mil kilogramos de esquisto se pueden obtener de 113 a 189 litros de petróleo crudo.

El alcohol es un sustituto del combustible. Pero la reserva de energía más abundante que tiene hoy el hombre es la de origen atómico, que puede considerarse inagotable. De forma que aunque el petróleo se agote, siempre será posible adaptar al consumo de la energía atómica todos los mecanismos que hoy requieren petróleo y sus derivados como fuente energética.

Los países necesitan del petróleo que mueve sus industrias y hace marchar sus vehículos. Por esto las naciones que poseen yacimientos de petróleo en abundancia pueden ser consideradas naciones ricas.

El petróleo es la fuente de energía más importante en la actualidad. El agotamiento progresivo de campos de petróleo tendrá por contrapartida la rentabilización de la explotación de otras fuentes naturales:

Las arenas bituminosas, cuyos yacimientos canadienses representan por sí solos 100 GTm◙ de aceite recuperable.

Los esquistos bituminosos, de los que se podrían sacar 1000 GTm de productos petrolíferos.

Las reservas de carbón y de lignito, que representan al menos 5000 GTm de petróleo sintetizable por hidrogenación, durante veinte siglos según el consumo actual.

Aún así, no hay que olvidar que existen inmensas zonas sedimentarias, en el Ártico, Alaska, Canadá, Groenlandia, Siberia y sus archipiélagos, que han sido poco explotadas.

En cuanto a las posibles fuentes alternas de energía, la participación mundial del petróleo en los diversos sectores se dirige, principalmente, hacia el transporte, industrial, comercial/residencial, y el sector eléctrico; observándose durante esta última

◙? GTm: Gigatoneladas métricas

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década una tendencia importante a sustituirlo por carbón y gas natural para la generación de electricidad. Debido a que el petróleo es una fuente abundante y confiable, y a que su dominio de aplicación en los sectores indicados es bastante elevado, existe un notorio interés en desarrollar nuevas tecnologías que permitan la incorporación de otras fuentes de energía capaces de competir con él.

El flujo de energía solar hacia la tierra es casi 20 mil veces el consumo energético humano actual. De esta energía, el 30% aproximadamente se refleja y un 50% se convierte en calor y es irradiada. La mayor parte de la energía restante es absorbida por el ciclo hidrológico del planeta. La utilización de estos recursos renovables es altamente favorable; sin embargo, durante los ochenta y los noventa se ha logrado poco progreso en cuanto a su aplicación y aprovechamiento industrial. Las energías alternas más relevantes y en curso de desarrollo tecnológico son: la energía eólica, que utiliza el viento; las energías fotovoltaica y térmica, que utilizan la energía solar; la geotermia, que aprovecha el calor extraído del subsuelo por el bombeo de aguas subterráneas alcanzadas con la perforación y fracturación de acuíferos; la energía obtenida de celdas de combustibles, la cual produce energía eléctrica a partir de la energía química en forma más eficiente y menos contaminante; la biomasa; la hidroelectricidad y la energía nuclear.

La energía de la biomasa hasta los momentos ha servido para atender necesidades de ciudades de menos de 10 mil personas. La geotermia depende de la existencia de altas temperaturas en el subsuelo, que no siempre están disponibles. La energía eólica está sujeta a los caprichos del aire, lo que la limita bastante a pesar de su desarrollo. Finalmente, las otras energías tienen limitaciones que les impiden penetrar el mercado energético liderado por el petróleo.

La contribución de las energías alternas dentro del panorama energético mundial representará, según nuestras estimaciones, aproximadamente el 15% del uso de la energía primaria mundial. Por lo tanto, su impacto sobre el mercado energético para sustituir al petróleo será bajo y sin efecto apreciable hasta el año 2030 o más.

Las energías alternas: solar, biomasa, geotérmica, eólica, hidroelectricidad y nuclear podrán encontrar nichos del mercado energético, pero sin competir ni afectar apreciablemente la energía y los combustibles obtenidos del petróleo. Otro factor muy importante es el costo de la generación de la electricidad con dichas tecnologías. E l costo de generación de energías alternas en la actualidad no compite con la producida por el petróleo. Los esfuerzos mundiales que se realizan para reducir el costo y aumentar la eficiencia en estas tecnologías, permitirán aumentar su competitividad con el petróleo más allá del año 2030.

Por otra parte, el esfuerzo tecnológico y las grandes inversiones que se realizan en EE.UU. y Japón para reducir el tamaño de las celdas de combustibles, con el fin de utilizarlas en los vehículos eléctricos, conducirán, en un plazo mayor a 15 años, a disminuir parcialmente el consumo de combustibles. Sin embargo, se estima que el

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impacto sobre la industria petrolera será bajo, aun si dichas celdas se aplican al sector eléctrico o automovilístico. Por los momentos, un obstáculo importante en la comercialización de dichos vehículos es su alto precio de venta. Es el caso del EV-1, de la General Motors, comercializado en California a un costo de 30,000 dólares/unidad.

El nuevo combustible: Orimulsión es fósil elaborado a partir de un bitumen natural. Ha sido ampliamente probado a escala comercial y representa una nueva alternativa para las plantas de energía eléctricas y otros usos industriales.

Este combustible, una mezcla de 70% de bitumen natural suspendida en 30% de agua, se obtiene mediante la aplicación de la tecnología de Imulsión, en respuesta a las necesidades de explotación de la Faja del Orinoco, en Venezuela. Los inicios de dicho combustible se remontan a las investigaciones iniciadas en 1986, conjuntamente por dos empresas dedicadas a la industria del petróleo, destinadas a desarrollar una tecnología que facilitara el transporte de los crudos pesados presentes en la Faja, hasta una planta mejoradora ubicada a más de 100 kilómetros de distancia. La utilización de hidrocarburos pesados como combustible parecía atractiva, así que se sugirió quemar el bitumen como una emulsión. La idea generó un conjunto de nuevos requerimientos: el flujo debería durar un año o más, soportar el manejo por bombas y oleoductos, quemarse como combustible líquido convencional y no contener contaminantes. Se llevaron a cabo ensayos exploratorios en Japón y Estados Unidos, con resultados muy prometedores en términos de combustión.

Los adelantos se combinaron para producir sistemáticamente alternativas mejoradas de Orimulsión hasta consolidar su actual manufactura. Ello permitió diseñar una estrategia destinada a introducir el bitumen emulsionado como un nuevo combustible alternativo para el sector eléctrico.

Orimulsión ha sido utilizada con gran éxito en plantas eléctricas en Canadá, Reino Unido, Japón, Dinamarca, China y Lituania, y su crecimiento se basa en que es un combustible ambientalmente limpio, con un alto poder calórico, precios competitivos y estables, que cuenta con el apoyo técnico suministrado por la empresa y respaldo gerencial para lograr las soluciones integrales asociadas a la utilización de Orimulsión.

Desde 1991, más de 15 millones de toneladas de Orimulsión han sido movilizadas en diversos tipos de tanqueros, con destino a Estados Unidos, Canadá, Dinamarca, Reino Unido, Italia, Lituania, Japón y China, comprobándose que Orimulsión mantiene sus propiedades no obstante la longitud de los viajes y las condiciones atmosféricas extremas.

G. Distribución

Se agrupan bajo este vocablo las operaciones finales, pero no las más delicadas, de la industria petrolífera, que consisten en transportar los productos salidos de las refinerías,

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almacenarlos en depósitos y puntos de venta y por último expenderlos a los clientes gracias a una red de comercialización que cubra el conjunto del territorio.

Ciertos clientes importantes pueden ser servidos directamente de las refinerías. Así es como una central eléctrica recibirá su fuel-oil directamente por oleoducto o por cisternas, pero, por regla general, la distribución exige un despliegue de medios múltiple en función de la infinita variedad de necesidades de los clientes, y no sólo por los productos en sí mismos, sino también por los servicios accesorios a la venta. En estas condiciones, las inversiones y gastos operacionales de distribución son mucho más elevados que los de una refinería, que cubre, como lo hace:

Los oleoductos de productos;

los barcos de cabotaje de alta mar;

los transportes fluviales (canoas, chalanas, remolcadores);

los depósitos de almacenamiento;

los vagones-cisterna;

los camiones-cisterna, grandes transportes de 35 Tm o pequeños distribuidores de fuel doméstico;

las estaciones de servicios, de las que las más modernas son verdaderos centros comerciales donde el automovilista encuentra todo lo que le hace falta para su coche y la distracción contra la monotonía de la autopista;

el avituallamiento de las aeronaves (150 Tm de carburorreactor para un Boeing "747") por medio de camiones especializados y una red de canalizaciones subterráneas;

el suministro a los navíos en todos los puertos por barco cisterna o por conducciones en el muelle unidas al depósito de fuel-oil;

el llenado de botellas de gas licuado (butano o propano).

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