HIDROCARBUROS

Son los compuestos orgánicos más simples y pueden ser considerados como las sustancias principales de las que se derivan todos los demás compuestos orgánicos. Son una fuente de energía y materia prima que el hombre ha sabido aprovechar para su beneficio, para el transporte aéreo, acuático y terrestre, generación de electricidad, las industrias químicas, farmaceúticas, militares y alimentarias, manufactura de plásticos y materiales diversos, incluyendo sus primeros usos: de salud, de impermeabilización, e iluminación.

Los hidrocarburos se clasifican en dos grupos principales, de cadena abierta y cíclicos. En los compuestos de cadena abierta que contienen más de un átomo de carbono, los átomos de carbono están unidos entre si formando una cadena lineal que puede tener una o más ramificaciones. En los compuestos cíclicos, los átomos de carbono forman uno o más anillos cerrados. Los dos grupos principales se subdividen según su comportamiento químico en saturados e insaturados.

Los hidrocarburos saturados de cadena abierta forman un grupo homólogo denominado alcanos o parafinas. El petróleo contiene una gran variedad de hidrocarburos saturados, y los productos derivados del petróleo como la gasolina, el aceite combustible, los aceites lubricantes y la parafina consisten principalmente en mezclas de estos hidrocarburos que varían de los líquidos más ligeros a los sólidos.

El grupo de los alquenos u olefinas está formado por hidrocarburos de cadena abierta en los que existe un doble enlace entre dos átomos de carbono.

Los miembros del grupo de los alquinos contienen un triple enlace entre dos átomos de carbono de la molécula. Son muy activos químicamente y no se presentan libres en la naturaleza.

EL PETRÓLEO

 

La palabra petróleo (del latín petro: piedra, oleum: aceite) significa ACEITE DE PIEDRA. El petróleo es un líquido oleoso bituminoso de origen natural, inflamable, cuyo color varía de incoloro a negro, y consiste en una mezcla completa de hidrocarburos con pequeñas cantidades de otros compuestos. También recibe los nombres de petróleo crudo, crudo petrolífero o simplemente “crudo”. En la industria petrolera, la palabra «crudo» se refiere al petróleo en su forma natural no refinado, tal como sale de la tierra. Este petróleo crudo es una mezcla de gran variedad de aceites minerales, llamados «hidrocarburos», pues sus moléculas están formadas por hidrógeno y carbono, excepto cuando hay contaminación de azufre y otras impurezas indeseables. Esta variedad de hidrocarburos forma una serie que va desde el asfalto grueso y pesado, o cera sólida a temperaturas ordinarias, hasta los aceites muy volátiles, tales como los que se encuentran en la gasolina, y técnicamente incluye también hidrocarburos gaseosos; bajo presiones suficientemente altas (como en el caso del gas propano encerrado en bombonas de gas doméstico). Estos gases son también líquidos, y bajo las presiones extremadamente altas que son creadas por la naturaleza en el subsuelo, todos estos hidrocarburos se encuentran generalmente presentes al principio en forma de petróleo crudo líquido.

La proporción de los diferentes hidrocarburos que integran el petróleo crudo varía en cada yacimiento, de lo que resulta la existencia de petróleos crudos que varían desde un líquido opaco, negro y grueso, tan pesado como el agua y que contiene muy poco, o nada de los hidrocarburos que se usan como gasolina, hasta aquellos crudos que pueden contener 40% o más de esos componentes de la gasolina, de color claro y transparente y con tres cuartos del peso del agua; en casos extremos, un yacimiento puede producir solamente hidrocarburos que se convierten en gases al salir a la presión de la superficie.

Aunque el crudo es solamente una simple mezcla de tal variedad de hidrocarburos, estos componentes no se separan por si solos, sino que hay que separarlos por medio de calor gradual, que hace evaporar primero los hidrocarburos livianos y luego, los más pesados; asimismo se puede calentar el crudo hasta convertirlo en gas y luego enfriarlo progresivamente, en cuyo caso los hidrocarburos pesados serán los primeros en convertirse en líquidos, luego los menos pesados, y así sucesivamente. Este último principio es la base principal en la refinación.

El petróleo se encuentra en grandes cantidades bajo la superficie terrestre y se emplea como combustible y materia prima para la industria química. El petróleo y sus derivados se emplean para fabricar medicinas, fertilizantes, productos alimenticios, objetos de plástico, materiales de construcción, pinturas o textiles y para generar electricidad. Es el más útil y abundante de los combustibles descubiertos por el hombre en la corteza terrestre. El petróleo puede estar en estado líquido o en estado gaseoso. En el primer caso es un aceite y en el segundo es conocido como gas natural. Según la teoría más aceptada, el origen del petróleo y del gas natural es de tipo orgánico y sedimentario.

El petróleo se forma bajo la superficie terrestre por la descomposición de organismos marinos. Los restos de animales minúsculos que viven en el mar se mezclan con las arenas y limos que caen al fondo en las cuencas marinas tranquilas. Estos depósitos, ricos en materiales orgánicos, se convierten en rocas generadoras de crudo. El proceso comenzó hace muchos millones de años, cuando surgieron los organismos vivos en grandes cantidades, y continúa hasta el presente. Los sedimentos se van haciendo más espesos y se hunden en el suelo marino bajo su propio peso. A medida que van acumulándose depósitos adicionales, la presión sobre los situados más abajo se multiplica por varios miles, y la temperatura aumenta en varios cientos de grados. El cieno y la arena se endurecen y se convierten en esquistos y arenisca; los carbonatos precipitados y los restos de caparazones se convierten en caliza, y los tejidos blandos de los organismos muertos se transforman en petróleo y gas natural.

Una vez formado el petróleo, éste fluye hacia arriba a través de la corteza terrestre porque su densidad es menor que la de las salmueras que saturan los intersticios de los esquistos, arenas y rocas de carbonato que constituyen dicha corteza. El petróleo y el gas natural ascienden a través de los poros microscópicos de los sedimentos situados por encima. Con frecuencia acaban encontrando un esquisto impermeable o una capa de roca densa: el petróleo queda atrapado, formando un depósito. Sin embargo, una parte significativa del petróleo no se topa con rocas impermeables sino que brota en la superficie terrestre o en el fondo del océano. Entre los depósitos superficiales también figuran los lagos bituminosos y las filtraciones de gas natural.

ORIGEN DEL PETRÓLEO

El origen del petróleo es todavía tema de debate entre los científicos. Si bien la hipótesis más aceptada es la que le atribuye un origen orgánico, hay otras opciones para explicar su origen.

Hipótesis inorgánica (de Mendelejeff)

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.

Hipótesis orgánica-vegetal (de Kramer) y orgánica animal (de 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. La teoría se basa en que 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 orgánicos 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) 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.

COMPOSICIÓN QUÍMICA

Todos los tipos de petróleo se componen de hidrocarburos, aunque también suelen contener unos pocos compuestos de azufre y de oxigeno; el contenido de azufre varia 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.

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 varía entre estos 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 el:

-Petróleo a base parafínica (fluidos);

-Petróleo a base asfáltica (viscosos);

-Petróleo a base mixta.

El petróleo a base asfáltica es negro, viscoso y de elevada densidad: 0,95 g/ml. En la destilación primaria produce 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 ciclohexano, y en hidrocarburos aromáticos como el benceno y sus derivados.

Los petróleos a base parafínica tienen color claro, son fluidos y de baja densidad: 85 g/ml. Rinden más nafta que los asfálticos. Cuando se refinan sus aceites lubricantes se separa la parafina. Mendoza y Salta poseen yacimientos de petróleos parafínicos. De estos petróleos se pueden extraer grandes cantidades de nafta, kerosene y aceites lubricantes.

Los de base mixta tienen características y rendimientos comprendidos entre las otras dos variedades principales. Después de destilar sus porciones más volátiles abandonan nafta 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.

PROSPECCIÓN

El hallazgo de yacimientos petrolíferos obedece a una tarea científicamente organizada, que se planifica con mucha antelación. Instrumentos de gran 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.

Para encontrar petróleo bajo tierra, los geólogos deben buscar una cuenca sedimentaria con esquistos ricos en materia orgánica, que lleven enterrados el suficiente tiempo para que se haya formado petróleo (desde unas decenas de millones de años hasta 100 millones de años). Además, el petróleo tiene que haber ascendido hasta depósitos porosos capaces de contener grandes cantidades de líquido. La existencia de petróleo crudo en la corteza terrestre se ve limitada por estas condiciones que deben cumplirse. Sin embargo, los geólogos y geofísicos especializados en petróleo disponen de numerosos medios para identificar zonas propicias para la perforación. Por ejemplo, la confección de mapas de superficie de los afloramientos de lechos sedimentarios permite interpretar las características geológicas del subsuelo, y esta información puede verse complementada por datos obtenidos perforando la corteza y extrayendo testigos o muestras de las capas rocosas. Por otra parte, las técnicas de prospección sísmica (que estudian de forma cada vez más precisa la reflexión y refracción de las ondas de sonido propagadas a través de la Tierra) revelan detalles de la estructura e interrelación de las distintas capas subterráneas. Pero, en último término, la única forma de demostrar la existencia de petróleo en el subsuelo es perforando un pozo. De hecho, casi todas las zonas petroleras del mundo fueron identificadas en un principio por la presencia de filtraciones superficiales y la mayoría de los yacimientos fueron descubiertos por prospectores particulares que se basaban más en la intuición que en la ciencia.

Un campo petrolero puede incluir más de un yacimiento, es decir, más de una única acumulación continua y delimitada de petróleo. De hecho, puede haber varios depósitos apilados uno encima de otro, aislados por capas intermedias de esquistos y rocas impermeables. El tamaño de esos depósitos varía desde unas pocas decenas de hectáreas hasta decenas de kilómetros cuadrados, y su espesor va desde unos pocos metros hasta varios cientos o incluso más. La mayoría del petróleo descubierto y explotado en el mundo se encuentra en unos pocos yacimientos grandes.

Para realizar la «exploración» se utilizan numerosos métodos:

– Métodos superficiales (geofísicos)

Son mediciones que se efectúan en la superficie de la tierra por medio de los estratos profundos. Lo métodos superficiales tienden a localizar en la corteza terrestre estructuras aptas para servir de trampas o receptáculos. No determinan la presencia de gases o petróleo.

+ Resistividad eléctrica

+ Análisis de suelos y sus hidrocarburos

+ Gravimetría: 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 1000 o 5000 metros entre si. 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 centrifuga, 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.

+ Magnetometría: El campo magnético terrestre varía con la latitud, pero también varía en forma irregular debido a la diferente permeabilidad magnética de las distintas rocas de la corteza terrestre. El magnetómetro es un instrumento de gran valor en la búsqueda de estructuras rocosas para obtener una apreciación de la estructura y la conformación de la corteza terrestre.

+ Sismografía: Se aplica este método haciendo 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 si 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 el 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.

– Métodos de exploración en profundidad (geoquímicos)

Para aplicar estos métodos se requiere la perforación de pozos profundos. Por este medio se analizan las muestras del terreno a diferentes profundidades y se estudian las características de los terrenos atravesados por medio de instrumentos especiales. Los métodos de exploración en profundidad tienen por finalidad determinar la presencia de gas o de petróleo; son métodos directos en la búsqueda del petróleo.

TRANSPORTE DEL PETRÓLEO

En el mundo del petróleo los oleoductos y los buques banqueros son los medios por excelencia para el transporte del crudo. El paso inmediato al descubrimiento y explotación de un yacimiento es su traslado hacia los centros de refinación o a los puertos de embarque con destino a la explotación.

Para ello se construye un oleoducto, trabajo que consiste en unir tubos de acero a lo largo de un trayecto determinado, desde el campo productor hasta el punto de refinación y/o de embarque. La capacidad de transporte de los oleoductos varía y depende del tamaño de la tubería. Es decir, entre más grande sea el diámetro, mayor la capacidad. Estas líneas de acero pueden ir sobre la superficie o bajo tierra y atraviesan la más variada topografía.

En la parte inicial del oleoducto una “estación de bombeo” impulsa el petróleo y, dependiendo de la topografía por donde éste pase, se colocan estratégicamente otras estaciones para que le permitan superar sitios de gran altura.

Los oleoductos disponen también de válvulas que permiten controlar el paso del petróleo y atender oportunamente situaciones de emergencia. EL gas natural se transporta en idénticas circunstancias, pero en este caso la tubería se denomina “gasoducto”. Hay ductos similares que cumplen funciones específicas: poliductos para gasolina y otros derivados; propanoductos para gas propano, combustoleoductos para combustóleo, etc.

Los buque-tanques son enormes barcos dotados de compartimientos y sistemas especialmente diseñados para el transporte de petróleo crudo, gas, gasolina o cualquier otro derivado. Son el medio de transporte más utilizado para el comercio mundial del petróleo. La capacidad de estas naves varía según el tamaño de las mismas y de acuerdo con el servicio y la ruta que cubran. Algunas pueden transportar cientos de miles de barriles e incluso millones.

REFINADO

Para obtener productos de características precisas y utilizar de la manera más rentable posible las diversas fracciones presentes en el petróleo, es necesario efectuar una serie de operaciones de tratamiento y transformación que, en conjunto, constituyen el proceso de refino o refinación de petróleos crudos.

El petróleo llega a las refinerías en su estado natural para el procesamiento. Una refinería es un enorme complejo donde ese petróleo crudo se somete en primer lugar a un proceso de destilación o separación física y luego a procesos químicos que permiten extraerle buena parte de la variedad de componentes que contiene. El petróleo tiene una gran variedad de compuestos, al punto de que de él se pueden obtener por encima de 2000 productos. En las destilerías se destila fraccionadamente al petróleo. Como está compuesto por más de 1000 hidrocarburos, no se intenta la separación individual de cada uno de ellos. Es suficiente obtener fracciones, de composición y propiedades aproximadamente constantes, destilando entre dos temperaturas prefijadas. La operación requiere de varias etapas; la primera de ellas es la destilación primaria, o topping.

Proceso De Topping o Destilación Primaria

El crudo se calienta a 350°C y se envía a una torre de fraccionamiento, metálica y de 50 metros de altura, en cuyo interior hay numerosos «platos de burbujeo». Un plato de burbujeo es una chapa perforada, montada horizontalmente, habiendo en cada orificio un pequeño tubo con capuchón. De tal modo, los gases calientes que ascienden por dentro de la torre atraviesan el líquido más frío retenido por los platos. Tan pronto dicho líquido desborda un plato, cae al inmediato interior.

La temperatura dentro de la torre de fraccionamiento queda progresivamente graduada desde 350°C en su base, hasta menos de 100°C en su cabeza. Como funciona continuamente, se prosigue la entrada de crudo caliente mientras que, de platos ubicados a convenientes alturas, se extraer diversas fracciones. Estas fracciones reciben nombres genéricos y responden a características bien definidas, pero su proporción relativa depende de la calidad del crudo destilado, de las dimensiones de la torre de fraccionamiento y de otros detalles técnicos.

De la cabeza de las torres emergen gases. Este «gas de destilería» recibe el mismo tratamiento que el de yacimiento y el gas seco se une al gas natural mientras que el licuado se expende en garrafas. Las tres fracciones líquidas más importantes son (de menor a mayor temperatura de destilación):

-Naftas: Estas fracciones son muy livianas (0,75 g/ml) y de baja temperatura de destilación: menor a 175°C. Están compuestas por hidrocarburos de 5 a 12 átomos de carbono.

-Kerosenes: Los kerosenes se destilan entre 175°C y 275°C, siendo de densidad mediana (0,8 g/ml). Sus componentes son hidrocarburos de 12 a 18 átomos de carbono.

-Gas oil: El gas oil es un líquido denso (0,9 g/ml) y aceitoso, que destila entre 275°C y 325°C. Sus hidrocarburos poseen más de 18 átomos de carbono.

Queda un residuo que no destila: el fuel oil, que se extrae de la base de la torre. Es un líquido negro y viscoso de excelente poder calorífico: 10000 cal/g. Una alternativa es utilizarlo como combustible en usinas termoeléctricas, barcos, fábricas de cemento y de vidrio, etc. La otra, es someterlo a una segunda destilación fraccionada: la destilación conservativa, o destilación al vacío, que se practica a presión muy reducida, del orden de pocos milímetros de mercurio. Con torres de fraccionamiento similares a las descriptas se separan nuevas fracciones que, en este caso, resultan ser aceites lubricantes, livianos, medios y pesados, según su densidad y temperaturas de destilación. El residuo final es el asfalto, imposible de fraccionar.

Destilación Secundaria o Cracking

Se entiende por cracking (romper en inglés) a los procedimientos de calor y presión que transforman a los hidrocarburos de alto peso molecular y punto de ebullición elevado, en hidrocarburos de menor peso molecular y punto de ebullición.

Hidrocarburos de muchos átomos de carbono no constituyentes de naftas, rompen su cadena y forman hidrocarburos de pocos átomos de carbono constituyentes de las naftas. Con el desarrollo de los motores a explosión, se hizo necesario aumentar la producción de las diferentes variedades de nafta. El cracking halló respuesta a esa demanda. Hay muchos procedimientos de craqueo.

Craqueo térmico en dos etapas

Se inicia la operación de carga con un petróleo reducido al 50%. La carga llega a un horno tubular donde la temperatura alcanza a 480°C y de allí pasa a la cámara de reacción, en la que se trabaja a 20 atmósferas y donde el craqueo se produce en función del tiempo.

La cámara se descarga y los hidrocarburos líquidos y vaporizados son llevados a una torre evaporadora en la que se separan en tres componentes: gas, nafta de cracking y diesel-oil, que son fraccionados en una torre fraccionadora.

El fuel-oil se extrae por la parte inferior de la torre evaporadora. Del fondo del rectificador se extrae gas-oil que se envía a un horno tubular de craqueo donde la temperatura es elevada a 525°C y de allí se junta con la del horno tubular pasando a la torre de craqueo siguiendo el ciclo.

El proceso de craqueo térmico, o pirólisis a presión, se desarrolló en un esfuerzo por aumentar el rendimiento de la destilación. No obstante, la eficiencia del proceso era limitada porque, debido a las elevadas temperaturas y presiones, se depositaba una gran cantidad de coque (combustible sólido y poroso) en los reactores. Esto, a su vez, exigía emplear temperaturas y presiones aún más altas para craquear el crudo.

Más tarde se inventó un proceso en el que se recirculaban los fluidos; el proceso funcionaba durante un tiempo mucho mayor con una acumulación de coque bastante menor. Muchos refinadores adoptaron este proceso de pirólisis a presión.

Craqueo catalítico con catalizador fluido

Este craqueo produce naftas de mejor calidad usando menores presiones. El empleado es una arcilla sólida y pulverizada que en forma de polvo fino se envía por una corriente de aire, comportándose como un fluido.

El proceso es el siguiente: la carga es un gas-oil que se vaporiza pasando por un horno vaporizador. La brea se separa en una torre y los vapores pasan a un horno recalentador donde se calientan a 500-510°C.

Los vapores se mezclan con el catalizador que viene de y la mezcla llega a la cámara de reacción a reactor, donde se produce el cracking a presión normal y a 480°C.

Los vapores ya transformados y la arcilla llegan a un separador donde las arcillas caen por gravitación y pasan a un horno regenerador que las depura quitándoles el carbón adherido para ser utilizadas nuevamente. Los vapores siguen a una torre fraccionadora de cuya cabeza se extrae nafta de gran poder octánico (70,80), de la parte media gas-oil que se lleva al cracking térmico y por la inferior un producto que vuelve al sistema por un reciclo.

El cracking aumenta el porcentaje de petróleo que se convierte en gasolina, como indica el siguiente cuadro:

Destilación simple Craqueo y posterior hidrogenación
Gasolina 23% 44%
Fuel-oil 44% 36%
Coque 3% 8%
Kerosene 14% 6%
Aceites lubricantes 13% 3%
Desperdicio 3% 3%

 

DISTRIBUCIÓN DEL PETRÓLEO

El destino final del petróleo y sus derivados es el consumidor final. En el proceso intervienen distribuidores mayoristas y minoristas, y se emplean todos los medios posibles para el transporte y venta. Se agrupan bajo esos vocablos las operaciones finales, pero no las más delicadas de la industria petrolífera, que consisten en transportar los productos salidos de la refinería, 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 oleoductos o 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 los gastos operacionales de distribución son mucho más elevados que los de una refinería, que cubre:

–         los oleoductos de productos

–         los barcos de cabotaje de alta mar

–         los transportes fluviales (canoas, lanchas, remolcadores)

–         los depósitos de almacenamiento

–         las vagones-cisterna

–         los camiones-cisterna (grandes transportes o pequeños distribuidores domésticos)

–         las estaciones de servicio

–         el avituallamiento de las aeronaves mediante camiones especializados y canalizaciones subterráneas

–         el suministro a los navíos en todos los puertos por barco-cisterna o por conducciones en el muelle unidas a depósitos

–         el llenado de botellas de gas licuado

 

DERIVADOS DEL PETRÓLEO

Combustibles

– Gasolina motor corriente y extra: Para consumo en los vehículos automotores de combustión interna, entre otros usos.

– Turbocombustible: (turbosina) Gasolina para aviones jet, también conocida como Jet-K

– Gasolina de aviación: Para uso en aviones con motores de combustión interna.

– ACPM o Diesel: De uso común en camiones y buses.

– Kerosene: Se utiliza en estufas domésticas y en equipos industriales.

– Cocinol: Especie de gasolina para consumos domésticos. Su producción es mínima.

– Gas propano o GLP: Se utiliza como combustible doméstico e industrial.

– Bencina industrial: Se usa como materia prima para la fabricación de disolventes alifáticos o como combustible doméstico.

– Combustóleo o Fuel Oil: Es un combustible pesado para homos y calderas industriales

– Disolventes alifáticos: Sirven para la extracción de aceites, pinturas, pegantes y adhesivos; para la producción de thinner, gas para quemadores industriales, elaboración de tintas, formulación y fabricación de productos agrícolas, de caucho, ceras y betunes, y para limpieza en general.

– Asfaltos: Se utilizan para la producción de asfalto y como material sellante en la industria de la construcción.

Petroquímicos

– Bases lubricantes: Es la materia prima para la producción de los aceites lubricantes.

– Ceras parafínicas: Es la materia prima para la producción de velas y similares, ceras para pisos, fósforos, papel parafinado, vaselinas, etc.

– Polietileno: Materia prima para la industria del plástico en general.

– Alquitrán aromático: (Arotar) Materia prima para la elaboración de negro de humo que, a su vez, se usa en la industria.

– Ácido nafténico: Sirve para preparar sales metálicas tales como naftenatos de calcio, cobre, zinc, plomo, cobalto, etc., que se aplican en la industria de pinturas, resinas, poliéster, detergentes, tensoactivos y fungicidas.

– Benceno: Sirve para fabricar ciclohexano.

– Ciclohexano: Es la materia prima para producir caprolactama y ácido adípico, con destino al nylon.

– Tolueno: Se usa como disolvente en la fabricación de pinturas, resinas, adhesivos, pegantes, thinner y tintas, y como materia prima del benceno.

– Xilenos mezclados: Se utilizan en la industria de pinturas, de insecticidas y de thinner.

– Alquilbenceno: Se usa en la industria de todo tipo de detergentes, para elaborar plaguicidas, ácidos sulfónicos y en la industria de curtientes.

Gas natural

El gas natural sirve como combustible para usos domésticos, industriales y para la generación de energía termoeléctrica. En el área industrial es la materia prima para el sector de la petroquímica. A partir del gas natural se obtiene, por ejemplo, el polietileno, que es la materia prima de los plásticos Del gas natural también se puede sacar gas propano. Esto es posible cuando el gas natural es rico en componentes como propanos y butanos, corrientes líquidas que se le separan.

Otros

El azufre que sale de las refinerías sirve para la vulcanización del caucho, fabricación de algunos tipos de acero y preparación de ácido sulfúrico, entre otros usos.

SUSTITUTOS

El petróleo es un recurso natural no renovable, ya que se agota. Va desapareciendo a medida que se utiliza sin ser posible su regeneración. Por esto, considerando la posibilidad de agotamiento, se buscan fuentes alternativas de energía.

Teniendo en cuenta las reservas disponibles y demás proyecciones, se considera que en el futuro harán falta fuentes de energía alternativas. Aunque existen muy pocas opciones si se tienen en cuenta la multiplicidad de aplicaciones que tiene el petróleo y la constante demanda de energía del mundo industrializado, aún existen posibles nuevas fuentes. Es probable que en los próximos años se realicen descubrimientos adicionales y se desarrollen nuevas tecnologías que permitan aumentar la eficiencia de recuperación de los recursos ya conocidos. En cualquier caso, el suministro de crudo alcanzará hasta las primeras décadas del siglo XXI.

La recuperación comercial de esquistos petroleros y la producción de crudo sintético todavía tienen que demostrar su viabilidad, y hay serias dudas sobre la competitividad de los costos de producción y los volúmenes de producción que pueden lograrse con estas posibles nuevas fuentes.

Los distintos problemas y posibilidades de fuentes alternativas como la energía geotérmica, la energía solar y la energía nuclear se analizan como recursos energéticos. El único combustible alternativo capaz de cubrir las enormes necesidades de energía del mundo actual es el carbón, cuya disponibilidad planetaria está firmemente establecida. El aumento previsto de su empleo llevaría aparejado un aumento del uso de la energía eléctrica basada en el carbón, que se utilizaría para un número cada vez mayor de procesos industriales. Es posible que se pueda regular su uso gracias a la moderna tecnología de ingeniería, con un reducido aumento de los costes de capital y de explotación.

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 eléctrica 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 l986 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 l00 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.

Por ser muy económica y fácil de transportar, la Orimulsión compite ventajosamente con el carbón y los combustibles derivados del petróleo, y básicamente requiere de todos los controles y equipos de protección ambiental que se utilizan para quemar carbón. Es de notar que, gracias a su proceso de manufactura, es posible ajustar algunas de sus especificaciones y hacerlo más adecuado para el cliente.

LA INGENIERÍA DEL PETRÓLEO

Los conocimientos y técnicas empleadas por los ingenieros de prospección y refinado proceden de casi todos los campos de la ciencia y la ingeniería. Por ejemplo, en los equipos de prospección hay geólogos especializados en la confección de mapas de la superficie, que tratan de reconstruir la configuración de los diversos estratos sedimentarios del subsuelo, lo que puede proporcionar claves sobre la presencia de depósitos de petróleo. Después, los especialistas en el subsuelo estudian las muestras de las perforaciones e interpretan los datos sobre formaciones subterráneas transmitidos a sensores situados en la superficie desde dispositivos de sondeo eléctricos, acústicos y nucleares, introducidos en el pozo de prospección mediante un cable. Los sismólogos interpretan las complejas señales acústicas que llegan a la superficie después de propagarse a través de la corteza terrestre.

Los geoquímicos estudian la transformación de la materia orgánica y los métodos para detectar y predecir la existencia de dicha materia en los estratos subterráneos. Por su parte, los físicos, químicos, biólogos y matemáticos se encargan de la investigación básica y del desarrollo de técnicas de prospección complejas.

Los ingenieros especializados son los responsables de la explotación de los yacimientos de petróleo descubiertos. Por lo general son especialistas en una de las categorías de operaciones de producción: instalaciones de perforación y de superficie, análisis petrofísico, y petroquímico del depósito, estimación de las reservas, especificación de las prácticas de explotación óptima y control y seguimiento de la producción. Muchos de estos especialistas son ingenieros químicos, industriales o eléctricos, o bien físicos, químicos, matemáticos o geólogos.

El ingeniero de perforación determina y supervisa el programa concreto para perforar el pozo, el tipo de lodo de inyección empleado, la forma de fijación del revestimiento de acero que aísla los estratos productivos de los demás estratos subterráneos, y la forma de exponer los estratos productivos del pozo perforado. Los especialistas en ingeniería de instalaciones especifican y diseñan los equipos de superficie que deben instalarse para la producción, las bombas de los pozos, los sistemas para medir el yacimiento, recoger los fluidos producidos y separar el gas, los tanques de almacenamiento, el sistema de deshidratación para eliminar el agua del petróleo producido y las instalaciones para sistemas de recuperación mejorada.

Los ingenieros petrofísicos y geológicos, después de interpretar los datos suministrados por el análisis de los testigos o muestras geológicas y por los diferentes dispositivos de sondeo, desarrollan una descripción de la roca del yacimiento y de su permeabilidad, porosidad y continuidad. A continuación, los ingenieros de depósito desarrollan un plan para determinar el número y localización de los pozos que se perforarán en el depósito, el ritmo de producción adecuado para una recuperación óptima y las necesidades de tecnologías de recuperación complementarias. Estos ingenieros también realizan una estimación de la productividad y las reservas totales del depósito, analizando el tiempo, los costes de explotación y el valor del crudo producido. Por último, los ingenieros de producción supervisan el funcionamientos de los pozos; además, recomiendan y ponen en práctica acciones correctoras, como fracturación, acidización, profundización, ajuste de la proporción entre gas y petróleo o agua y petróleo, o cualesquiera otras medidas que mejoren el rendimiento económico del yacimiento.

PRODUCCIÓN MUNDIAL Y ARGENTINA DE PETRÓLEO

PAÍS CONSUMO DE 1995

(millones de toneladas)

PRODUCCIÓN DE 1995

(millones de toneladas)

Estados Unidos 806,8 386,1
Japón 267,3
China 157,5 148,8
México 154,9
Arabia Saudita 426,5
Irán 182,8
Nigeria 89,3
Indonesia 73,8
Libia 67,9
Kuwait 104,4
Emiratos Árabes 112,8
Noruega 139,2
Venezuela 146,4
Argelia 56,8
Alemania 135,1
Italia 94,8
Corea del Sur 94,8
Egipto 46
Francia 89
Reino Unido 81,7 130,3
Canadá 80 93,8
India 72,5
TOTAL MUNDIAL 3172,5 3234,6
TOTAL OPEP 1330,6

El petróleo es quizás la materia prima más útil y versátil de las explotadas. En 1995, el primer productor era Arabia Saudita, que producía unos 426,5 millones de toneladas, es decir un 13,2%. La producción mundial era de 3234,6 millones de toneladas, de las cuales, Estados Unidos produjo un 11,9%, Irán un 5,7%, México un 4,9%, China un 4,6% y Venezuela un 4,5%.

Las reservas mundiales de crudo (la cantidad de petróleo que los expertos saben a ciencia cierta que se puede extraer de forma económica) suman unos 700.000 millones de barriles, de los que unos 360.000 millones se encuentran en Oriente Próximo.

Los estudios biológicos han revelado que la ubicación de los yacimientos petrolíferos está circunscrita a zonas bien definidas, que en tiempos lejanos constituyeron enormes cuencas ocupadas por aguas de los mares. En el hemisferio occidental una de dichas zonas, bañada por las aguas del Golfo de México y del Mar de las Antillas o Mar Caribe, se cuenta entre las más ricas del mundo, tanto en producción como en reservas. Esta incluye a Colombia, Venezuela, Trinidad, América Central, las Antillas, México y los estados norteamericanos de Florida, Luisiana, Georgia, Alabama, Misisipi, Arkansas y Texas.

Otra zona importante es la región mediterránea del Viejo Mundo que rodea al Golfo Pérsico, a los mares Negro, Caspio y Rojo, y al extremo oriental del Mediterráneo; enclavada entre los continentes de África, Europa y Asia, esta zona posee los enormes yacimientos de Irán, la Federación Rusa, Libia y Arabia.

Una tercera zona que ya ha contribuido con un porcentaje considerable de la producción mundial y presenta perspectivas de que su importancia será aún mayor, es la de Indonesia, con Nueva Guinea, Java, Sumatra y Borneo, islas situadas entre Asia y Australia.

Una cuarta zona que geó1ogos conceptúan como prometedora, es la que rodea el océano Ártico. Tanto en la región NO de Canadá como en la parte septentrional de Alaska, así como a lo largo de la costa septentrional de Siberia, se han descubierto afloraciones de petróleo y emanaciones de gas que revelan la existencia de grandes yacimientos.

Diseminadas por todo el mundo existen otras zonas petroleras, de área mucho más reducida que las cuatro que se acaban de mencionar. Están por ejemplo los yacimientos de California, en los EEUU; los de Bolivia y Argentina, en América del Sur; los de Alemania y Polonia, en los márgenes del Mar Báltico; los de Austria y Hungría, en Europa central; los de Birmania y finalmente, los de Japón, Sakhalín y Kamtchatka, en Asia.

La Argentina extrae anualmente alrededor de 26 millones de m3 de petróleo. No es una gran producción puesto que no llega al 1% del total mundial, pero ha alcanzado para el autoabastecimiento. Desde 1984 no se importa crudo, excepto en 1987. El factor decisivo ha sido la suplantación de combustibles líquidos por el gas natural. También contribuyó la disminución del consumo per cápita de naftas, cuyo precio se incrementó notablemente en 1988, debido a la aplicación de gravámenes.

Desde fines del siglo pasado se tenía conocimiento de la existencia de petróleo en el subsuelo argentino. Incipientes trabajos en Mendoza y Salta fracasaron. En 1907, mientras se buscaba agua potable para Comodoro Rivadavia (Chubut), surgió accidentalmente petróleo. Subsiguientemente se descubrieron otras cuencas, obligando a la creación de una repartición estatal: Yacimientos Petrolíferos Fiscales (YPF), que pasó casi totalmente a manos privadas.

Las cuencas petrolíferas actuales son cinco:

Cuenca patagónica

Se extiende alrededor de Comodoro Rivadavia (Chubut) y comprende Pico Truncado y Cañadón Seco, en el norte de Santa Cruz. Produce el 45% del total.

Cuenca mendocina

Principalmente en Barrancas y La Ventana, pues el distrito inicial Tupungato, está casi agotado. Aporta el 25% del total, pero con los yacimientos de Malargue superará dicho porcentaje. Como provincia, Mendoza es la primera productora del país.

Cuenca neuquina

El 20% se reparte entre Plaza Huincul (Neuquén) y otra zona más al norte, que llega a Catriel (Río Negro) y Medanito (La Pampa).

Cuenca salteña

Promisorios hace treinta años, Tartagal, Madrejones y Campo Durán se han estancado, y Caimancito (Jujuy) está en vías de extinción.

Cuenca austral

Situada a ambos márgenes del estrecho de Magallanes: El Cóndor y Cerro Redonde, en Santa Cruz, y la bahía de San Sebastián, en Tierra del Fuego, y probablemente en las inmediaciones de las Islas Malvinas.

 

PERFORACIÓN

 

El petróleo se halla a gran profundidad, generalmente a 500 o 4000 metros, aunque existen pozos de 5000 o 6000 metros de profundidad. 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.

La mayoría de los pozos petroleros se perforan con el método rotatorio. En este tipo de perforación rotatoria, una torre sostiene la cadena de perforación, formada por una serie de tubos acoplados. La cadena se hace girar uniéndola al banco giratorio situado en el suelo de la torre. La broca de perforación situada al final de la cadena suele estar formada por tres ruedas cónicas con dientes de acero endurecido. La broca se lleva a la superficie por un sistema continuo de fluido circulante impulsado por una bomba.

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 mayoría de los petróleos contienen una cantidad significativa de gas natural en solución, 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 de 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 pueden obtenerse 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.

Torre de perforación de petróleo

 

La torre de perforación rotatoria emplea una serie de tuberías giratorias, la llamada cadena de perforación, para acceder a un yacimiento de petróleo. La cadena está sostenida por una torre, y el banco giratorio de la base la hace girar. Un fluido semejante al fango, impulsado por una bomba, retira los detritos de perforación a medida que el taladro penetra en la roca. Los yacimientos de petróleo se forman como resultado de una presión intensa sobre capas de organismos acuáticos y terrestres muertos, mezclados con arena o limo. Como no tienen espacio para expandirse, el gas y el petróleo crudo están bajo una gran presión, y tienden a brotar de forma violenta por el agujero perforado.

Recuperación mejorada de petróleo

Cuando la producción primaria se acerca a su límite económico, es posible que sólo se haya extraído un pequeño porcentaje del crudo almacenado, que en ningún caso supera el 25%. Por ello, la industria petrolera ha desarrollado sistemas para complementar esta producción primaria que utiliza fundamentalmente la emergía natural del yacimiento. Los sistemas complementarios, conocidos como tecnología de recuperación mejorada de petróleo, pueden aumentar la recuperación de crudo, pero sólo con el coste adicional de suministrar energía externa al depósito. Con estos métodos se ha aumentado la recuperación de crudo hasta alcanzar una media global del 33% del petróleo presente. En la actualidad se emplean dos sistemas complementarios:

Inyección de agua: En un campo petrolero explotado en su totalidad, los pozos pueden perforarse a una distancia de entre 50 y 500 metros, según la naturaleza del yacimiento. Si se bombea agua en uno de cada dos pozos, puede mantenerse o incluso incrementarse la presión del yacimiento en su conjunto. Con ello también puede aumentarse el ritmo de producción de crudo; además, el agua desplaza físicamente al petróleo, por lo que aumenta la eficiencia de recuperación. En algunos depósitos con un alto grado de uniformidad y un bajo contenido en arcilla o barro, la inundación con agua puede aumentar la eficiencia de recuperación hasta alcanzar el 60% o más del petróleo existente. La inyección de agua se introdujo por primera vez en los campos petroleros de Pensilvania a finales del siglo XIX, de forma más o menos accidental y desde entonces se ha extendido por todo el mundo.

Inyección de vapor: La inyección de vapor se emplea en depósitos que contienen petróleos muy viscosos. El vapor no sólo desplaza el petróleo, sino que también reduce mucho la viscosidad (al aumentar la temperatura del yacimiento), con lo que el crudo fluye más deprisa a una presión dada. Este sistema se ha utilizado mucho en California, Estados Unidos, y Zulia, Venezuela, donde existen grandes depósitos de petróleo viscoso. También se están realizando experimentos para intentar demostrar la utilidad de esta tecnología para recuperar las grandes acumulaciones de petróleo viscoso (bitumen) que existen a lo largo del río Athabasca, en la zona centro-septentrional de Alberta, en Canadá, y del río Orinoco, en el este de Venezuela. Si estas pruebas tienen éxito, la era del predominio del petróleo podría extenderse varias décadas.

Perforación submarina

 

Otro método para aumentar la producción de los campos petroleros (y 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.

Las torres de perforación submarina consisten de una plataforma petrolera semisumergida que descansa sobre flotadores y está anclada al fondo. Los pozos marinos producen alrededor del 25% del petróleo extraído en todo el mundo.

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 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.

Vídeos :

Perforación de un pozo petrolero – YouTube 

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-.
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 selectiva
3) sello hidráulico entre el pozo madre y los ramales en la medida en que alguna de estas condiciones no sea indispensable, el proyecto 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 desviadoras
pueden 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 inflables
generalmente se utilizan para colgar cañerías en pozo abierto y/o aislar alguna zona.

 

Terminación del pozo

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 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), 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.

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 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.

WELLHEAD – ARBOL DE NAVIDAD PETROLERO

El wellhead (Cabezal de pozo) provee la base para el asentamiento mecánica del ensamblaje en superficie. Provee:1. Suspensión de tubulares (casings y tubings), concéntricamente en el pozo.

2. Capacidad para instalar en superficie un dispositivo de control de flujo del pozo como:

a) Un BOP (Blowout Preventer) para la perforación
b) Un Xmas Tree (Arbol de Navidad) para la producción o inyección3. Acceso hidráulico al anular entre casing para permitir el desplazamiento durante la cementación y entre el casing de producción y el tubing para la circulación del pozo.El propósito del Arbol de Navidad (Xmas Tree) es proveer un control de válvulas de los fluidos producidos o inyectados al pozo. El Xmas Tree es normalmente bridado al sistema de cabezal de pozo después de correr el tubing de producción. El diseño mostrado es uno de los más simples y comunes diseños, en él brevemente se puede ver que comprende 2 válvulas laterales de salida, normalmente una para la producción y otra para la inyección. Adicionalmente una tercera válvula de salida provee acceso vertical al tubing mediante herramientas de cable concéntricas o coiled tubing tools.La válvula inferior es la válvula máster y controla todo el acceso mecánico e hidráulico al pozo. En algunos casos, la importancia de esta válvula para brindar seguridad al pozo es tan alta que es duplicada. Todas las válvulas son en algunos casos tanto manualmente operadas como controladas remotamente hidráulicamente como en el caso de las plataformas marinas.

 

Glosario de términos petroleros

 

A

Abandono de pozos:
Es la actividad final en la operación de un pozo cuando se cierra permanentemente bajo condiciones de seguridad y preservación del medio ambiente.

Agua de formación:
Agua que se encuentra conjuntamente con el petróleo y el gas, en los yacimientos de hidrocarburos. Puede tener diferentes concentraciones de sales minerales.

API:
American Petroleum Institute, organismo estadounidense de la industria petrolera, fundada en 1920, la API es la organización de mayor autoridad normativa de los equipos de perforación y producción petrolera.

API gravedad:
Gravedad del petróleo, determinada a base de los estándares del American Petroleum Institute (API). A mayor gravedad API, mayor calidad del crudo y viceversa.

Área de exploración:
Bloque o superficie que se considera para realizar labores de exploración, según lo determina la Ley de Hidrocarburos.

Área probada:
Proyección en planta de una parte conocida del yacimiento correspondiente al volumen probado.

B

Barril:
Unidad de medida de volumen para petróleo y derivados; equivale a 42 galones americanos o 158.98 litros medidos a 60° Fahrenheit o 15.5° grados Celsius.

Bombeo mecánico:
Sistema artificial de producción en el que una bomba de fondo localizada en o cerca del fondo del pozo, se conecta a una sarta de varillas de succión para elevar los fluidos de este a la superficie.

Bombeo neumático:
Sistema artificial de producción que se emplea para elevar el fluido de un pozo mediante la inyección de gas a través de la tubería de producción, o del espacio anular de ésta, y la tubería de revestimiento.

C

Campo petrolero:
Área geográfica bien delimitada donde se lleva a cabo la perforación de pozos profundos para la explotación de yacimientos petrolíferos.

Capacidad de refinación:
Es la máxima cantidad de crudo en relación a las unidades de destilación de una refinería que puede ser procesado en un día.

Combustóleo (Fuel Oil) Residual:
Petróleo crudo que queda de la destilación primaria o residuo viscoso de proceso de refinación.

Complejo:
Serie de campos que comparten instalaciones superficiales de uso común.

Contrato de Operación Unificada:
Cuando PETROPRODUCCIÓN y la empresa privada, participan de la producción de crudo en un yacimiento compartido.

Contrato de participación:
El contratista invierte bajo su riesgo y reconoce a favor del Estado un porcentaje de la producción extraída del área del contrato. El contratista es propietario de todo el resto de la producción.

Contrato de prestación de servicios:
Asociación con inversionistas extranjeros para la exploración y producción petrolera en el país. La empresa extranjera corre con los gastos de exploración y producción, cuyos costos, gastos y amortizaciones de inversiones son reconocidos y pagados por el estado en dinero o especie. El estado permanece como dueño del petróleo .

Cracking:
Procedimientos de calor y presión que transforman a los hidrocarburos de alto peso molecular y punto de ebullición elevado en hidrocarburos de menor peso molecular y punto de ebullición.

D

Delimitación:
Actividad de exploración que incrementa, o disminuye, reservas por medio de la perforación de pozos delimitadores.

Densidad API:
Es la medida de la densidad de los productos líquidos del petróleo, derivado de la densidad relativa de acuerdo con la siguiente ecuación: Densidad API = (141.5/ densidad relativa) – 131.5. La densidad API se expresa en grados; la densidad relativa 1.0 es equivalente a 10 grados API.

Desarrollo:
Actividad que incrementa, o disminuye, reservas por medio de la perforación de pozos de explotación.

Descubrimiento:
Incorporación de reservas atribuible a la perforación de pozos exploratorios que prueban formaciones productoras de hidrocarburos.

E

Estaciones de bombeo:
Estaciones en las que se aumenta la presión en los ductos, a fin de que el producto fluya hasta alcanzar su destino final en forma homogénea.

G

Gas asociado:
Gas natural que se encuentra en contacto y/o disuelto en el aceite crudo del yacimiento. Este puede ser clasificado como gas de casquete (libre) o gas en solución (disuelto).

Gas natural:
Mezcla de hidrocarburos que existe en los yacimientos en fase gaseosa, o en solución en el aceite, y que a condiciones atmosféricas permanece en fase gaseosa. Este puede incluir algunas impurezas o substancias que no son hidrocarburos (ácido sulfhídrico, nitrógeno o dióxido de carbono).

Gas no asociado:
Es un gas natural que se encuentra en yacimientos a las condiciones de presión y temperatura originales que no contienen aceite crudo.

Gas seco:
Gas natural que contiene cantidades menores de hidrocarburos más pesados que el metano El gas seco también se obtiene de las plantas de proceso.

Gasolina:
Combustible que utilizan vehículos y aviones con motores a combustión interna, cuya principal característica es el número de octanos, el mismo que determina su calidad.

Geología:
Rama de las Ciencias Naturales que estudia la estructura y el desarrollo de la tierra, analizando particularmente los beneficios económicos que pueden obtenerse de la explotación del suelo y subsuelo.

Geoquímica:
Estudios correlativos a la geología y química, a través de los cuales se obtiene indicios de hidrocarburos.

H

Hidrocarburos:
Compuestos químicos constituidos completamente de hidrógeno y carbono.

L

Límite convencional:
Límite del yacimiento que se establece de acuerdo al grado de conocimiento, o investigación, de la información geológica, geofísica o de ingeniería que se tenga del mismo.

O

OLADE:
(Organización Latinoamericana de Energía) Organismo internacional que coordina la política energética de sus miembros, con el objetivo de lograr una más eficiente utilización de los recursos energéticos disponibles y la búsqueda de alternativas energéticas eficientes.

OPEP:
(Organización de países exportadores de petróleo) Grupo de naciones del cercano Oriente, Sudamérica, Asia y África, con grandes reservas petroleras, que se han agrupado para defender el precio de su principal recurso económico, mediante la fijación de techos de producción.

P

Petróleo:
Nombre genérico para hidrocarburos, incluyendo petróleo crudo, gas natural y líquidos del gas natural. El nombre se deriva del latín, óleum, presente en forma natural en rocas, petra.

Planta de recibo almacenamiento y distribución:
Conjunto de instalaciones y unidades que almacenan hidrocarburos o productos derivados del petróleo que se reciben por cualquier sistema de transporte, para posteriormente llevar a cabo su distribución.

Plataforma Fija:
Consiste en una estructura vertical hecha de secciones ó tramos de acero tubulares cimentados en el fondo del mar, con una cubierta colocada en la parte superior proporcionando el área para la instalación del equipo de perforación, instalaciones de producción y áreas habitacionales. La plataforma fija es económicamente factible para su instalación en profundidades hasta de 400 metros.

Plataforma flexible:
Consiste de una flecha o eje, una torre flexible y una estructura fundida en la que se apoya una cubierta convencional para las operaciones de perforación y de producción. Similar a la plataforma fija, la torre flexible soporta grandes fuerzas cambiantes debido a las corrientes oceánicas, y se utiliza generalmente en profundidades de agua de 500 metros.

Plataformas marinas:
Estructuras artificiales que se levantan sobre el lecho marino y que sirven de soporte a los equipos de perforación con la finalidad de explorar o explotar yacimientos petrolíferos. Estas pueden ser fijas, semifijas o auto elevables.

Plataformas terrestres:
Estructuras artificiales instaladas sobre el área de perforación (pera de perforación) que soportan el equipo de perforación.

Pozo petrolero:
Agujero perforado en la roca desde la superficie de un yacimiento a efecto de explorar o para extraer aceite o gas.

Pozos de desarrollo:
Pozos que se instrumentan para ser productivos, una vez explorado y localizado el campo petrolífero.

Producción Bruta:
Producción petrolera que incluye gas natural, agua y sedimentos.

Producción Neta:
Petróleo libre de agua, gas y sedimentos.

R

Ramales de gasoductos:
Tramos de tubería que derivan de un gasoducto principal y terminan en una planta endulzadora, en una planta petroquímica, o en una caseta de medición y control, entre otras.

Ramales de oleoductos:
Tuberías que sirven para transportar el aceite crudo desde una estación de recolección o partiendo de una estación de almacenamiento o planta de tratamiento, hasta su entronque con un oleoducto principal.

Reacondiciamiento de pozos:
Trabajos de mantenimiento a la infraestructura física de los pozos en producción, con el objeto de compensar la declinación de sus niveles productivos y/o incrementarles.

Recuperación mejorada:
Mecanismos que permiten obtener una mayor recuperación del petróleo existente en los reservorios, mediante el uso de métodos especiales (bombeo mecánico, eléctrico, hidráulico, uso de disolventes y microorganismos.

Refinería:
Conjunto de instalaciones petroleras destinadas al procesamiento del petróleo crudo a través de diversos métodos de refinación, a fin de obtener productos petrolíferos, tales como gasolinas, diesel, lubricantes y grasas, entre otros.

Reinyección de agua:
Introducción de agua al reservorio para incrementar la producción de petróleo a través de una mayor presión en dicho depósito.

Reinyección de gas:
Introducción de gas natural al reservorio para incrementar la producción de petróleo a través de una mayor presión en dicho depósito.

Reservas petroleras:
Volumen de hidrocarburos y sustancias asociadas, localizado en las rocas del subsuelo, que pueden ser recuperables económicamente con métodos y sistemas de explotación aplicables a condiciones atmosféricas y bajo regulaciones.

Reservas posibles:
Reservas que, con base en datos ingeniero-geológicos, tienen una baja probabilidad (10%) de ser comercialmente recuperables. Reservas que están basadas en interpretaciones geológicas y que pueden existir en áreas adyacentes a las áreas clasificadas como probables.

Reservas probables:
Reservas no probadas que, con base en los análisis de datos ingeniero-geológicos, tienen una alta probabilidad (por lo menos 50%) de que el volumen de hidrocarburos localizado en el yacimiento sea recuperable. Reservas en formaciones geológicas que parecen ser productoras con base en registros geofísicos, pero carecen de datos de núcleos o pruebas definitivas, y no son análogas a formaciones geológicas probadas en el campo. Estas reservas pueden ser clasificadas como probadas mediante la perforación de pozos.

Reservas probadas:
Volúmenes de hidrocarburos y sustancias asociadas, evaluadas a condiciones atmosféricas, las cuales por análisis de datos ingeniero – geológicos se estima, con razonable certidumbre, que serán comercialmente recuperables, con base en datos de yacimientos conocidos y bajo condiciones actuales económicas, métodos operacionales y regulaciones gubernamentales. El establecimiento de las condiciones económicas actuales incluye promedios de precios y costos históricos en un período de tiempo consistente con el proyecto.

Reservas remanentes:
Volumen de hidrocarburos recuperables, cuantificables a cualquier fecha posterior al inicio de la producción comercial, que todavía permanecen en el yacimiento.

Residuo:
Derivado del petróleo que ocupa la parte inferior de una columna de destilación en los procesos de refinación. Su alta viscosidad, bajo punto de escurrimiento, contenido de azufre en peso y metales, determinan que pare ser utilizado, deba ser mezclado con un diluyente apropiado como el diesel.

S

Sísmica 2D:
Método de prospección geofísica, a través del cual se determinan las condiciones geológicas favorables para la acumulación de hidrocarburo, obteniéndose datos estratigráficos en dos dimensiones e información planimétrica.

T

Taponamiento de pozos:
Acción de aislar de manera temporal o definitiva las formaciones geológicas atravesadas en la perforación que contengan aceite o gas, de tal forma que se eviten invasiones o manifestaciones de hidrocarburos en la superficie.

Técnica de recuperación:
Actualmente, en la explotación de campos se aplica el sistema de bombeo neumático continuo, que consiste en inyectar gas a alta presión a través del espacio anular entre las tuberías de revestimiento y producción, en cada uno de los pozos, haciéndolo pasar a la tubería de producción mediante las válvulas sub-superficiales de bombeo neumático para incrementar el volumen de hidrocarburos hacia la superficie.

Terminal de almacenamiento:
Unidad que se instala con la finalidad de almacenar hidrocarburos o productos derivados del petróleo que procedan directamente de una tubería de transporte para posteriormente ser conducidos por otro medio a centros de proceso o distribución.

Tubería de descarga:
Tubería mediante la cual se transportan los hidrocarburos desde el cabezal del pozo hasta el cabezal de recolección de la batería de separación, a la planta de tratamiento o a los tanques de almacenamiento.

Tuberías de productos:
Tuberías que transportan los fluidos procesados de las refinerías o plantas de tratamiento a las plantas de almacenamiento y distribución de productos, o a cualquier planta de proceso. Se designan adicionando al nombre del producto el sufijo ducto, como gasoducto.

Y

Yacimiento petrolero:
Depósito de hidrocarburos entrampados en rocas sedimentarias margo-arenosas a profundidades que varían de 200 a 7000 metros bajo el nivel medio del mar. Existen yacimientos en diversas estructuras geológicas tales como anticlinales, afallamientos, plegamientos recostados y recumbentes, así como en domos salinos, entre otras estructuras.

Tipos de yacimientos de petróleo

Yacimientos de petróleo (gas disuelto):

La temperatura del yacimiento es inferior a la temperatura critica. Si la presión del yacimiento es superior a la de saturación, inicialmente el yacimiento es monofásico. Si el yacimiento es saturado puede existir un gas-cap.

 

Yacimientos de gas sin condensación retrógrada:

La temperatura del yacimiento es superior a la temperatura critica de condensación. La mayor parte de estos gases dan condensados en las condiciones de superficie: se les denomina gases húmedos

Yacimientos de gas con condensación retrógrada:

La temperatura del yacimiento está comprendida entre la crítica y la crítica de condensación. Normalmente la presión inicial es muy próxima a la presión de rocío lo que provoca muy rápidamente una condensación de hidrocarburos en el yacimiento.

Para el análisis de los tipos de yacimientos de petróleo y su clasificación, utilizamos diferentes procedimientos, tales como:

Análisis de muestras de testigos

Diagrafías diferidas (“Electric Logs”): Se trata del registro continuo de las características de las formaciones atravesadas por un sondeo en función de la profundidad. Son fundamentales para la evaluación de formaciones.

  • Principales características registradas:
  • Resistividad y Potencial Espontáneo
  • Radiactividad natural (GR) y provocada (gamma-gamma y neutrón)
  • Velocidad y atenuación de ondas acústicas
  • Diámetro del sondeo, desviación, buzamiento de las capas.

* Permiten la determinación de la litología de las formaciones, porosidades, saturaciones, buzamientos y presencia de fracturas.

Existe una herramienta (RFT) que permite realizar micro-ensayos repetidos de la formación, obteniendo la distribución de la presión de los fluidos en la vertical, su tipo y una estimación de la permeabilidad.

  • Existen además diagrafías de producción, que permiten identificar los intervalos que contribuyen a la producción, tipos de fluidos, distribución de caudal.

Respecto a los análisis geológicos, los tipos de yacimientos de petróleo analizados son:

Sísmica 2D/3D:

  • Permiten obtener una imagen estructural precisa de las formaciones geológicas: generación de mapas en tiempo y en profundidad (“isobatas”), con la ayuda de las diagrafías acústicas obtenidas en los pozos y la determinación de mapas de espesores calibrados con los datos puntales de los pozos. En el caso de hidrocarburos gaseosos es posible su detección directa mediante análisis de amplitud.

La tectónica o microtectónica:

Para la determinación detallada de las fracturas a partir de los datos de testigos, diagrafías especiales (“imaging logs”) y estudios de superficie.

La sedimentología:

A partir de la descripción de testigos, ripios de perforación , y las diagrafías de pozo, se puede establecer los ambientes de deposición, la correlación de las formaciones, su extensión y las heterogeneidades (cambios de facies).

Los análisis químicos:

  • Para determinar la composición mineralógica de las formaciones, el contenido en materia orgánica y el origen de los hidrocarburos.

En ARGENTINA posee hoy cinco cuencas sedimentarias productivas de petróleo y gas, con yacimientos que en muchos casos superan los cien años de producción.

La Argentina posee una larga historia exploratoria y productiva de petróleo y gas en sus cuencas.

Antes del famoso descubrimiento de petróleo sucedido el 13 de diciembre de 1907 en Comodoro Rivadavia, existían emprendimientos privados que buscaron y explotaron petróleo en Jujuy, Salta, Mendoza y Neuquén a partir de manifestaciones de aceite en superficie.

Son muy interesantes las historias de estos pioneros, que a fines del siglo XIX, en condiciones precarias, se adelantaron a esta aventura de la búsqueda de asfaltos o breas que alimentaran el consumo de kerosene de la época.

A principios del siglo XX compañías privadas nacionales e internacionales comenzaron a operar áreas en el territorio argentino, pero el despegue productivo se produjo a partir de la creación de Yacimientos Petrolíferos Fiscales (YPF), en 1922, con operaciones de exploración y desarrollo productivo en varias cuencas del territorio.

La Argentina posee hoy cinco cuencas sedimentarias productivas de petróleo y gas, con yacimientos que en muchos casos superan los cien años de producción. En ese lapso se fueron descubriendo acumulaciones nuevas ligadas a la prospección de nuevos conceptos geológicos y a la aplicación de nuevas tecnologías como el uso de sísmica de reflexión o perforaciones para alcanzar mayor profundidad.

Los yacimientos del norte de la Argentina se encuentran en las provincias de Salta, Jujuy y Formosa, y están relacionados a las cuencas paleozoica y cretácica, siendo la primera predominantemente gasífera, condición que comparte con Bolivia, en lo que se conoce geográficamente como sierras subandinas.

Entre ellos los de Ramos, Aguaragüe o Acambuco son ejemplos de acumulaciones de gas en areniscas fracturadas de edad devónica, con pozos considerados profundos para la media nacional.

La cuenca cretácica, en cambio, es más petrolífera. En ella, yacimientos como Caimancito o Palmar Largo producen petróleo de reservorios carbonáticos y volcánicos a profundidades del orden de los 3000m a 4000m. Si bien la exploración del norte argentino continuó en las últimas dos décadas con exploración de riesgo, como fue el pozo profundo realizado en Ramos a 5800m en 2009 (figura 6 del artículo anterior), no hubo incorporaciones importantes de nuevas reservas en los últimos años, lo que se traduce a la fecha en una declinación permanente en su producción.

Más al sur, en la región centrooeste del país, se encuentra la cuenca cuyana, con rocas de origen continental y edad triásica, productora de petróleo solamente en la provincia de Mendoza. Se considera que la explotación comercial a escala comenzó en 1932, cuando el gobierno de la provincia le otorgó los derechos mineros a YPF del yacimiento Cacheuta.

Este campo era explotado desde 1886 por la Compañía Mendocina de Petróleo, que perforaba pozos a percusión con la dirección técnica de geólogos e ingenieros. YPF descubrió los yacimientos Tupungato en 1934, Barrancas en 1939, La Ventana en 1957 y Vizcacheras en 1962, entre los mayores.

Desde entonces no hubo incorporaciones significativas en la cuenca, que comparte con las de norte un estado de madurez productiva avanzado, con una producción declinante.

Hacia el sur y abarcando las provincias de Mendoza, Neuquén, Río Negro y La Pampa, se desarrolla la cuenca neuquina, de origen principalmente marino y de edad jurásico-cretácica.

Es la más importante del país por sus reservas y producción de petróleo y gas en yacimientos convencionales y por su potencial en recursos no convencionales.

Con una larga historia productiva, en sus primeras cinco décadas se hallaron yacimientos en las zonas cordilleranas de Mendoza y en la denominada Dorsal de Huincul .

A partir de la década del 60 comenzaron a descubrirse yacimientos de mayor envergadura como El Medanito-25 de Mayo (1962), Puesto Hernández (1968), Aguada Pichana (1970), Loma La Lata (1977), este último considerado la mayor acumulación de gas de la cuenca, y El Trapial-Chihuido de la Sierra Negra en la década del 90, considerados los más importantes en acumulaciones de petróleo convencional.

Con el nuevo siglo se descubrió otra gran acumulación en el borde nororiental, el yacimiento El Corcovo, que introdujo nuevas reservas de petróleo, de tipo pesado.

Asimismo, en los últimos años se iniciaron en la cuenca neuquina la perforación y la evaluación de un nuevo recurso de gas y petróleo, en varias formaciones entre las que se destaca la formación Vaca Muerta, denominada no convencional debido a las características del reservorio (baja porosidad y permeabilidad).

Hacia el sur, ya en ámbito patagónico se encuentra la cuenca del golfo San Jorge, con rocas de origen continental y edad jurásica y cretácico-terciarias, productora de petróleo en las provincias de Chubut y norte de Santa Cruz. Su desarrollo se inició en 1907, con el descubrimiento del yacimiento en Comodoro Rivadavia , desatando una gran actividad e incorporación de reservas entre la década del 30 y el 80, con descubrimientos de yacimientos como Diadema (1930), El Tordillo (1936), Cañadón Seco (1944), Cañadón León y Meseta Espinosa (1947), Cerro Dragón y El Huemul (1957) y Los Perales-Las Mesetas (1975), entre otros.

La incorporación de reservas petroleras en las últimas décadas se registra asociada a la exploración cercana a las zonas en producción. Por otra parte, la escasa exploración costa afuera de la cuenca no tuvo resultados comerciales al presente.

A la fecha es la principal cuenca productora de petróleo en el país aunque su participación en gas es menos importante.

Finalmente en el extremo sur de la Argentina, y compartida con Chile, se desarrolla la cuenca austral, que involucra a las provincias de Santa Cruz y Tierra del Fuego, tanto en su parte continental como marina.

Comprende rocas sedimentarias del Jurásico, Cretácico y Terciario, y está caracterizada por la producción de gas y petróleo. Su historia de descubrimientos se inicia en 1945 en la provincia de Magallanes, en Chile, con el yacimiento Cerro Manantiales de la formación Springhill, que se convirtió en el principal reservorio de la cuenca.

Una serie de importantes yacimientos de gas en la Argentina fueron encontrados en el continente, como Cóndor (1962), San Sebastián y Cerro Redondo (1962), Campo Boleadoras (1985) y Estancia La Maggie (1988).

A estos fueron sumándose otros en el mar, como Ara-Cañadón Alfa (1981), Vega Pléyade (1981) y Carina (1983). Hallazgos más recientes son los de María Inés (1994), Puesto Peter (1991), Barda Las Vegas (1998) y María Inés Sur (2003), en la provincia de Santa Cruz.

Si bien la actividad exploratoria se vio disminuida en los últimos años, existen expectativas de lograr nuevos descubrimientos pues es una de las regiones productivas más inmaduras en su exploración.