Petróleo

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Prospección y cateo

Los petróleos son líquidos oleosos, bituminosos, de origen natural, compuestos por diferentes sustancias orgánicas. También reciben los nombres de petróleos crudos, crudos petrolíferos o simplemente crudos. Se encuentran en grandes cantidades bajo la superficie terrestre y se emplean como combustibles y materia prima para la industria química. Las sociedades industriales modernas los utilizan sobre todo para lograr un grado de movilidad por tierra, mar y aire impensable hace sólo 100 años. Además los petróleos y sus derivados se emplean para fabricar medicinas, fertilizantes, productos alimenticios, objetos de plásticos, materiales de construcción, pinturas y textiles y para generar electricidad.

Los petróleos varían por su composición y sus propiedades físicas, desde los petróleos de color claro, ricos en gasolina, a los petróleos negros y densos de una viscosidad tan grande que no fluyen a las temperaturas ordinarias. Estos últimos son muy asfálticos.

La mayoría de los petróleos crudos tienen olor desagradable que se debe a la presencia de ácido sulfhídrico y compuestos orgánicos de azufre.

Estado natural:

El petróleo se encuentra relativamente distribuido en todas partes del mundo, almacenado formando grandes yacimientos en el interior de la tierra, a profundidades desde cerca de la superficie hasta 2000 y más metros, y su composición varía mucho de acuerdo a su procedencia. En el interior de la tierra se encuentra formando bolsones y acompañado generalmente por una capa inferior de agua salada y una superior de gas a presión. El petróleo se extrae por perforación del suelo. A veces de los agujeros abiertos por las sondas, surge el petróleo directamente a causa de la presión interna que reina en la bolsa, pero más tarde se termina la explotación por bombeo.

Composición química:

El petróleo crudo consiste esencialmente en una mezcla compleja de hidrocarburos de diferentes puntos de ebullición, a menudo acompañados por pequeños porcentajes de oxígeno, azufre y compuestos nitrogenados. Los crudos varían, de acuerdo a su origen, en su composición química.

Los petróleos crudos, de acuerdo a sus componentes, se clasifican en tres clases: los de base parafínica, que contienen muy poca cantidad de asfalto, pero producen hidrocarburos sólidos de la serie parafínica con la fórmula general CnH2n+2; los de base nafténica, que dejan un residuo pesado oscuro o asfalto. Predominan en estos residuos los hidrocarburos de la serie nafténica, con la fórmula general CnH2n; los hidrocarburos que contienen el petróleo crudo son de la siguiente serie:

parafínica
oleofínica
acetilénica
diolefínica
aromáticos
nafténicos

Además, se ha encontrado en crudos de Borneo y California, hidrocarburos y homólogos del grupo de la naftalina. También en el petróleo del Cáucaso se encuentran hidrocarburos del grupo del antraceno. Los que predominan son los parafínicos, nafténicos y aromáticos.

El oxígeno y sus compuestos se han encontrado en los diferentes crudos en distintas formas, ya sea como: oxígeno libre, ácidos grasos y sus derivados, ácidos nafténicos, fenoles, asfalto y cuerpos resinosos. Su contenido varía de 2 a 3 %, aunque hay crudos que llegan a tener hasta 6,9 %. Se han separado numerosos ácidos nafténicos del petróleo crudo.

Los fenoles se han encontrado en algunos crudos, especialmente en California.

El asfalto y los cuerpos resinosos que se encuentran en los petróleos en cantidades variables, se forman evidentemente por oxidación y polimerización de ciertos hidrocarburos del crudo.

El azufre se encuentra en el crudo en la siguiente forma: azufre libre, ácido sulfhídrico, compuestos orgánicos: tiofeno (C4H4S) y sus homólogos, sulfuros de alquilo ((CnH2n+1)2S), mercaptanos (CnH2n+1SH), etc.

En general, el crudo de peso específico mayor, contiene mayor porcentaje de azufre que los de peso específico menor.

Los porcentajes de azufre en el crudo varían de 0,04 a 4 %; algunos crudos contienen aún porcentajes mayores.

El nitrógeno se encuentra en casi todos los crudos bajo la forma de quinoleínas en cantidades variables. Estas bases consisten principalmente en alquilquinoleínas.

Los porcentajes, por lo general, son menores al 1 %, oscilando entre 0,5 y 0,05 %. Algunos crudos de California y de Japón contienen porcentajes elevados de nitrógeno.

Propiedades físicas del petróleo y sus derivados:

Coloración: el color del petróleo varía del amarillo al rojo pardo, siendo las clases más oscuras, opacas. Los aceites de bajo peso específico (0,777 a 0,789) son amarillos, los medianos (0,792 a 0,820) ámbar, y los aceites más pesados son oscuros. Por luz reflejada, el aceite crudo es usualmente verde, debido a la fluorescencia. Por lo general, su tonalidad se oscurece con el aumento de su peso específico, que se incrementa al aumentar su porcentaje de asfalto. Los hidrocarburos puros son incoloros, pero a menudo se colorean por oxidación, especialmente los no saturados. Los compuestos que dan color pertenecen a la clase de los hidrocarburos aromáticos; el color depende de su estructura molecular.

Olor: Es característico y depende de la naturaleza y composición del aceite crudo. Los hidrocarburos no saturados dan olor desagradable, como ocurre con los petróleos mexicanos y los de la zona vecina a Texas (Estados Unidos) debido al ácido sulfhídrico y otros compuestos de azufre. Los petróleos crudos de California, Rusia y Rumania tienen olor aromático. Los de Pensilvania tienen olor agradable a gasolina. En otros aceites el olor varía, dependiendo de la cantidad de hidrocarburos livianos y de las impurezas.

Peso específico: El petróleo es más liviano que el agua. Su peso específico es influenciado por factores físicos y por la composición química del crudo, pudiendo oscilar, en términos generales, entre 0,75 y 0,95 Kgr./lt. Aumenta con el porcentaje de asfalto.

Viscosidad: Es la medida de la tendencia a fluir, siendo de gran importancia en los aceites lubricantes y fuel-oil. Es usualmente el tiempo necesario para que un volumen dado de aceite, a una temperatura definida, fluya a través de un pequeño orificio. Se mide con viscosímetro. Todos emplean en general el mismo principio. Se controla la temperatura dentro de la taza y en el baño cuidadosamente, y cuando se ha alcanzado la temperatura deseada, se abre el orificio y se deja fluir el líquido a un frasco de capacidad conocida. El tiempo necesario para llenar el frasco es la viscosidad requerida (Saybolt Universal y Saybolt Furol). En el Engler se toma con respecto al agua.

Los petróleos crudos tienen diferentes viscosidades; algunos son muy fluidos y otros muy viscosos. Los aceites compuestos de hidrocarburos de las series CnH2n-2 y CnH2n-4 son viscosos. Los petróleos pesados en general están compuestos por gran cantidad de estos hidrocarburos.

La viscosidad aumenta con el peso específico. La viscosidad de los aceites del mismo peso específico pero de diferente origen, no es la misma. Esto se debe a su diferente composición química.

De esta propiedad depende la calidad de los aceites lubricantes que contiene.

Solubilidad: Es insoluble en agua, sobre la cual sobrenada por su peso específico menor. A esto se debe su peligrosidad cuando se derrama en los puertos, o cuando es necesario combatir incendios en los tanques de almacenaje.

Es soluble en benceno, éter, cloroformo, y otros solventes orgánicos.

Poder calorífico: Está comprendido entre las 9000 y 12000 calorías. Éste disminuye al aumentar la densidad. Ejemplo:

Para una densidad de 0,815 Kgr./lt. es igual a 11000 Cal/lt..

Para una densidad de 0,915 Kgr./lt. es igual a 10700 Cal/lt..

Reseña histórica:

El petróleo (del latín petra: piedra y óleum: aceite) y sus derivados naturales (betún asfáltico o asfaltita y gas natural), fueron conocidos y utilizados desde la remota antigüedad.

El aceite mineral es conocido desde muy antiguo, sobre todo en forma de betún, que es el residuo obtenido después de evaporar productos livianos. Se lo menciona ya en la Biblia: la cuna de Moisés y el arca de Noé habrían sido pintados con él a fin de volverlos estancos.

Hacia el 520 antes de Cristo se lo empleaba ya como combustible en Babilonia, aprovechando su elevado poder calorífico; y en Egipto se embalsamaban los muertos con una mezcla de betún y de materias aromáticas.

Numerosos autores antiguos han señalado la presencia de petróleo: Heródoto, Plinio, Plutarco, etc.

También lo usaron: los caldeos para unir ladrillos e impermeabilizar vidrios; los romanos y griegos en sus campañas bélicas, para dardos incendiarios; los persas, para fines religiosos (fuegos sagrados alimentados por gas natural); los incas y los aztecas en medicina, arquitectura, etc.

En Asia las poblaciones muy antiguas del Cáucaso y del Tíbet veneraban como manifestaciones divinas los chorros de nafta inflamada que surgía del suelo.

La industria del petróleo es, sin embargo, muy reciente: La explotación racional moderna comenzó en el siglo XIX. El primer pozo de América del Norte, perforado en Pensilvania (Estados Unidos) por el coronel Drake, fue de cien metros de profundidad, surgiendo espontáneamente petróleo en el lugar del agua que se buscaba. La ciudad de Bucarest estuvo alumbrada con petróleo desde 1857, y los primeros petróleos rumanos hicieron su entrada en el mercado comercial.

Origen:

Las siguientes son las hipótesis formuladas para explicar su formación:

Teoría Inorgánica: Según los trabajos de Berthelot (1886), Mendeleieve (1897) y Moissan (1902), la formación de los aceites minerales se debería a la descomposición de carburos metálicos por la acción del agua. Las aguas de filtración, en contacto con los carburos metálicos contenidos en las profundidades del suelo, darían hidrocarburos acetilénicos de cadena corta, que se transformarían en hidrocarburos saturados, cada vez más complejos, por polimerización y condensación.

Así es como una hipótesis emitida por Sabatier y Senderens, hace intervenir una reacción catalítica con fijación de hidrógeno, en presencia de metales como el níquel, en estado muy dividido.

Algunos geólogos han pensado vincular la formación de aceites minerales a fenómenos volcánicos: en efecto, los restos de terrenos eruptivos, a menudo contienen hidrocarburos, y el azufre, producto volcánico por excelencia, constituye casi constantemente las tierras petrolíferas. Se comprueba también, en el curso de las erupciones, un desarrollo de hidrocarburos gaseosos, que podrían polimerizarse en el curso de los fenómenos postvolcánicos.

Pero esta hipótesis no encara la posibilidad de descomposición de los petróleos a temperatura de las bocas de erupción, que es muy elevada, y aunque se ha verificado en algunos yacimientos (Cáucaso, Rumania, Galicia), no ha sucedido lo mismo en las regiones petrolíferas de Canadá, Texas y Rusia del Norte.

Teoría Orgánica: Según el naturalista alemán Hunt, los petróleos se habrían formado en el curso de los siglos por descomposición de plantas y de animales marinos. En apoyo de esta hipótesis se invoca generalmente la presencia de sal gema y de restos orgánicos en los sondajes petrolíferos. La destilación bajo presión del aceite de hígado de bacalao o de cuerpos grasos provenientes de animales marinos mostraría, según el químico Egler, que los petróleos se originan por la acción del calor central, ejercido bajo fuertes presiones, sobre los cadáveres fósiles de estos animales.

Apoyaría la hipótesis del origen animal de estos aceites el poder rotatorio que posee la mayor parte de ellos, que probablemente se debe a la presencia de colesterina. Desgraciadamente, los yacimientos de petróleo se encuentran en terrenos antiguos, donde la geología nos enseña que la vida se hallaba muy poco desarrollada.

Teoría Microorgánica: Sería muy posible que la génesis de los petróleos derivase, al menos en parte, de formas animales y vegetales de organización muy primitiva, como las algas, las diatomeas, los protozoarios (foraminíferas). La descomposición por el agua de plancton marino, y sobre todo del Faulschlamm, limo de las profundidades constituido por plantas y animales microscópicos, podría proporcionar petróleo en ciertas condiciones. Lo que parece confirmar esta idea es la coexistencia de antiguas líneas costeras o de formaciones marinas, con ciertos yacimientos.

En la actualidad se acuerda más crédito a la hipótesis orgánica. Además, varias comprobaciones dan a esta hipótesis cierto grado de verosimilitud:

La ubicación de los yacimientos, casi siempre en las vecindades de las plataformas continentales, actuales o pretéritas.
La presencia de agua salada en la mayoría de los mismos.
La existencia en ellos de sustancias de indudable origen animal.
La elaboración artificial de mezclas similares a los petróleos, obtenidas sometiendo grasas de peces a presiones y temperaturas elevadas.

Para explicar la enorme cantidad de sustancia madre necesaria para la producción de miles de millones de toneladas de petróleo, extraídas hasta el presente, han sido menester, en cierta época, un hundimiento o una brusca modificación de las condiciones de vida, que provocó la muerte de numerosos animales marinos. Para el químico rumano Mrazec, no sería extraña a la transformación de restos orgánicos, una acción microbiana anaerobia, y el biólogo francés Laigret ha demostrado que el bacillus perfringens puede producir fermentaciones, dando metano e hidrocarburos análogos a los petróleos.

Distribución geológica:

El petróleo se ha formado en mayor o menor grado en todas la formaciones marina antiguas. Siendo líquido puede moverse o emigrar con el gas que lo acompaña hasta quedar atrapado en alguna estructura geológica apropiada, como un anticlinal cubierto por estratos impermeables, o una trampa debida a una falla. Cuando el petróleo sube a fallas o grietas, resulta lo que se llama un manadero, y los aceites volátiles y el gas escapan, dejando por lo general una masa asfáltica.

Las rocas que contienen el petróleo suelen ser arenas o areniscas porosas, pero en algunos casos son calizas porosas.

Búsqueda o localización de yacimientos (Prospección):

Uno de los primeros pasos en la búsqueda del petróleo es la obtención de fotografías o imágenes por satélites, 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 , tipos de roca, fallas geológicas, anomalías térmicas, etc. (relevamientos topografía y geológicos). Esta información da una idea de aquellas zonas que tienen condiciones propicias para la presencia de mantos sedimentarios en el suelo.

Toda la información obtenida a lo largo del proceso exploratorio es objeto de interpretación en los centros geológicos y geofísicos de las empresas petroleras. Pero, en ultimo término, la única forma de demostrar la existencia de petróleo en el subsuelo es perforando un pozo. De hecho, casi todas las zonas petrolíferas 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 petrolífero puede incluir más de un yacimiento, es decir, más de una única acumulación continua y delimitada de petróleo. De hecho, pueden 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 mayor parte del petróleo descubierto y explotado en el mundo se encuentra en unos pocos yacimientos grandes.

Cuando nació la industria petrolífera, era muy sencillo localizar yacimientos, porque se explotaron los muy superficiales, cuya existencia era conocida o porque fueron descubiertos por obra del azar. Pero la creciente importancia de esta industria, originó una búsqueda intensa y racional de nuevos yacimientos, que se transformó en un a verdadera ciencia, con aportes de la Geología, la Física, la Química, etc.

Para interpretar los métodos de exploración, hay que recordar que la corteza del planeta está formada por la yuxstaposición de distintas capas de rocas, que se depositaron sobre la primitiva de granito, que cubrió al magma. Estas rocas pueden ser:

Magmáticas o eruptivas, como el granito.
Sedimentarias, formadas por el acarreo del aire o del agua, de los materiales provenientes de la degradación de otras más antiguas (erosión), como las arcillas, arenas y areniscas (arenas consolidadas por un cemento natural, como el carbonato de calcio).
Metamórficas, que se producen cuando las anteriores sufren grandes presiones y temperaturas muy elevadas, a considerables profundidades, como pizarras (arcillas consolidadas), gneis (granito con sus componentes: cuarzo, mica y feldespato estratificados), etc.

De ellas, solamente son porosas las arenas, areniscas y algunas calcáreas, de las sedimentarias. Sus poros pueden ser ocupados por los gases, el petróleo y el agua salada, que constituyen los yacimientos, disponiéndose de arriba hacia abajo, en el mismo orden de sus densidades crecientes (primero los gases, luego el petróleo y finalmente el agua salada).

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Estas capas, primeramente se estratificaron en posición horizontal (Figura 1). Pero luego se plegaron o fracturaron, bajo la acción de la actividad volcánica, formando diversas estructuras. Algunas retuvieron a los petróleos que migraron de zonas vecinas hasta quedar atrapados en las trampas naturales formadas. Si en está migración recorren una capa porosa que termina en la superficie, dan origen a un yacimiento de asfalto porque sus componentes volátiles se evaporan.

Las estructuras favorables más conocidas, capaces de retener al petróleo, interrumpiendo su migración natural, son: anticlinales (Figura 2), pliegues (Figura 3), fallas directas (Figura 4a-) o inversas (Figura 4b-).

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

Ya se ha visto cuáles son las condiciones estructurales más favorables para la acumulación de petróleo, y ahora se puede hablar sobre los trabajos necesarios para dar con él. Actualmente se utilizan los siguientes métodos de exploración:

Exploración superficial:
Exploración aérea: Se realiza mediante la fotografía vertical tomada en la forma que indica la figura 5. En este procedimiento, el geólogo, utiliza prácticamente los mismos métodos que en los estudios que efectúa sobre el terreno, tales como el estudio de la inclinación de los estratos y el de las variaciones en el color de los terrenos, y en la vegetación que los cubre. Las fotografías aéreas vistas con aparatos especiales, revelan con sorprendente claridad los detalles geológicos de una región aún cuando sea boscosa.

Estos detalles permiten el trazado de un plano de la posible estructura de las capas por debajo de la superficie y se determina así la existencia o no de condiciones favorables para la acumulación del petróleo.

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Exploración geológica:

Métodos indirectos: Los trabajos geológicos del campo completan las informaciones obtenidas con las fotografías aéreas. Los geólogos buscan los afloramientos de las formaciones (Figura 6). Asimismo miden las direcciones o rumbos y las inclinaciones. Se recogen muestras de las piedras para que los paleontólogos procuren determinar la edad de la roca mediante las fósiles y otras sustancias encontradas en ella.

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En aquellos casos en que los estudios superficiales, llamados métodos indirectos de exploración, no permiten obtener una informa-ción completa o parcial de la estructura, la apertura de zanjas o la extracción de testigos de terrenos por perforaciones poco profundas, pueden suministrar datos útiles. Este procedimiento se emplea con frecuencia en las regiones tropicales, en las que los estratos están recubiertos en general por gruesas capas de tierra vegetal.

Métodos directos: Cuando los métodos indirectos de exploración no pueden ser empleados, o fallan los resultados, se recurre a la perforación de pozos destinados a determinar la posición de ciertos "horizontes llaves" importantes, o sea, que se puede llevar a localizar estructuras favorables. En igual forma, la presencia de una napa porosa en ciertos pozos y su ausencia en otros, puede ser indicio de la posible existencia de una acumulación de origen costero en el área intermedia. Asimismo, y muy a menudo, las fallas son visibles en la superficie.

En otros casos, una mancha de terrenos oscura rodeada por tierras de otra coloración, sin relieve apreciable, puede ser el resultado de la erosión de capas superiores que han dejado al descubierto otras inferiores de distinto color; esto puede ser indicio de la existencia de una probable estructura anticlinal.

Otras veces, los estratos muestran poca variación en el aspecto aparente, pero se los distingue por el examen de los fósiles que contienen, aunque estos sean a veces de dimensiones microscópicas y, por este medio; se puede llegar a determinar la estructura de los mismos. Algunos de estos fósiles se ven en la figura 7.

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Exploración geofísica y geoquímica:

Los métodos geofísicos y geoquímicos pueden ser definidos como la aplicación práctica de los principios de la física y de la química. Estos principios han sido empleados por los geólogos por más de cien años, tanto en las investigaciones de carácter científico como en las exploraciones de yacimientos mineros. El término exploración geofísica se hizo de uso corriente a principios de 1920 al introducirse en la industria petrolera el empleo de nuevos instrumentos de exploración, tales como el magnetómetro y el sismógrafo. El término exploración geoquímica empezó a utilizarse aproximadamente en 1936, en la industria del petróleo, varios métodos de análisis químicos, como técnica especial para la exploración de yacimientos petrolíferos.

Clasificación de los métodos de exploración geofísica y geoquímica:

Gravimetría: Consiste en medir las diferencias que existen en la fuerza de gravedad, que es una fuerza que atrae todos los cuerpos hacia el centro de la Tierra. Para ello se vale de un instrumento llamado gravímetro, que se usa en gran escala en la actualidad.

Un gravímetro consiste en una complicada balanza a resorte de alta precisión que registra las más pequeñas variaciones que se producen en la fuerza de gravedad. Esta fuerza está influenciada por la distribución en el subsuelo, de las rocas de diferentes densidades. Quiere decir que, al obtener las variaciones de la fuerza de gravedad, se puede determinar con cierta aproximación la naturaleza de esas rocas.

El método consiste en registrar distintos valores de la gravedad, dentro del área a explorarse mediante estaciones distantes de 800 a 1600 metros entre sí. Los valores obtenidos en cada estación son registrados más tarde en el mapa de la zona y, en base a los mismos, se trazan líneas o contornos.

Estos contornos suelen reflejar la existencia de estructuras profundas. Así, por ejemplo, la obtención de curvas o contornos cerrados de un elevado valor, indicarán la existencia de un anticlinal de una extensión aproximada a la del área, cubierta por dichas curvas o contornos.

Magnetometría: El magnómetro moderno puede describirse como una forma más perfeccionada y precisa de la aguja de inclinación magnética utilizada durante casi un siglo, en la búsqueda de mineral de hierro. Con él se miden las variaciones magnéticas de las capas o estratos en varios puntos y para ello el geofísico va tomando sobre la región cuidadosas lecturas a intervalos regulares. Si las capas están descansando horizontalmente, el magnetómetro dará la misma lectura, cualquiera que sea el sitio donde se lo coloque, y, si se encuentran subiendo en una dirección, las lecturas observadas en el instrumento, pueden no ser uniformes, pero cambiarán proporcionalmente a medida que la estructura se va acercando a la superficie.

Después que el geofísico ha estudiado la región con su magnetómetro, transporta las lecturas a un mapa y lo analiza para verificar si existe suficiente cambio de dichas lecturas como para indicar la existencia de una estructura.

En muchos casos los resultados deberán controlarse con la balanza de torsión u otro método, antes de iniciar la perforación de un pozo.

De la balanza de torsión sólo se dirá, por ser muy complicada, que es un instrumento mucho más seguro y de mayor sensibilidad que el magnetómetro, y se usa para estudiar los cambios de densidad en los estratos profundos. Su diseño se basa en la ley de la gravitación universal.

Un método rápido de efectuar este trabajo en zonas extensas consiste en someterlas a una exploración magnética desde un avión provisto de los instrumentos necesarios.

Sismografía: Determina las velocidades de propagación de ondas sísmicas, provocadas por estallido de cargas superficiales de dinamita, que penetra en el suelo, reflejándose en ciertas capas, como las calcáreas y se detectan con sismógrafos sensibles, ubicados en zonas vecinas a la de explosión. Estas determinaciones permiten calcular la profundidad a que se encuentra la capa reflectora. Repitiendo las medidas, se puede establecer el perfil de dicha capa y los de las capas vecinas.

Análisis de suelo: Determina la presencia de hidrocarburos hasta una profundidad no mayor de 15 centímetros.

Análisis de los hidrocarburos del suelo: Determina su presencia en el suelo y en perforaciones poco profundas. Con estos datos se confeccionan planos de posibles acumulaciones explotables de la zona.

Exploración profunda:

Para éstos se realiza la perforación de pozos profundos. Estos métodos requieren:

La obtención de muestra del terreno a distintas profundidades del pozo y el análisis de los mismos en laboratorios especiales.
La medición directa, a diferentes profundidades, de las propiedades y características de los terrenos atravesados mediante el empleo de instrumentos especiales.

Entre estos métodos pueden mencionarse por ejemplo los siguientes:

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: 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 de mínima, a distintas profundidades, que diferencia las capas por sus conductibilidades térmicas.

También se usa para el control de operaciones de perforación de pozos (cementado, etc.).

Cronometraje de perforación: Por las distintas velocidades con que se atraviesan las capas, las individualiza.

Fotografía de las paredes de los pozos: También se utiliza para la individualización de las capas atravesadas.

Últimamente, se han ideado métodos muy modernos y rápidos, basados en radiactividad de las capas, mucho mayor en las areniscas que pueden contener petróleo; absorción de neutrones o modificación de su velocidad, producida por los yacimientos, que se practica para determinar su extensión, etc.

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.

Métodos de perforación:

Método a percusión

Equipo de perforación: Los siguientes son los principales elementos que forman parte del equipo de perforación:

Torre de perforación: Es la estructura de metal que soporta todo el peso del equipo y sostiene las poleas que bajan y suben el trépano.
Trépano: Es la herramienta que realiza la perforación y la apertura del pozo. Es de acero con bordes cortantes y puede pesar hasta 1500 Kgr.
Barra maestra: Está unida al trépano y aumenta su peso.
Poleas: Son las que permiten levantar el peso de la "sarta" con poco esfuerzo.
Balancín: Imprime un movimiento alternativo de ascenso y descenso a la barra maestra.
Motor: Es la unidad que imprime toda la fuerza motriz necesaria en el equipo.
Cuchara: Es la herramienta con la que se extrae todo el material disgregado.

El trépano va disgregando poco a poco las diversas capas de terreno que encuentra. Sus formas y dimensiones dependen de la naturaleza del terreno. Éste está unido a una barra maestra que sostiene con un cable de acero conectado a un balancín, que es accionado por un motor. El cable del trépano pasa sobre poleas soportadas por la torre de metal. Periódicamente se retira el trépano para extraer los materiales o detritos, con una herramienta llamada cuchara.

Por su lentitud, actualmente ha caído en desuso, empleándose únicamente en pozos poco profundos.

Método a rotación:

Equipo de perforación: Los principales elementos que conforman un equipo de perforación, y sus funciones, son los siguientes:

Torre de perforación: Es una estructura metálica en la que se concentra prácticamente todo el trabajo de perforación. Su altura oscila entre los treinta y cincuenta metros, y es capaz de soportar hasta 50 toneladas.
Tubería de perforación (tubing): Son los tubos de acero que se van uniendo a medida que avanza la perforación.
Trépano: Son los que perforan el subsuelo y permiten la apertura del pozo. Son huecos y suelen estar formados por tres ruedas cónicas con diente de acero endurecido.
Aparejos: Es la unidad que enrolla y desenrolla el cable de acero con el cual se baja y se levanta la "sarta" de perforación y soporta el peso de la misma.
Sistemas de lodos: Es el que prepara, almacena, bombea, inyecta y circula permanentemente un lodo de inyección que cumple varios objetivos: lubrica al trépano, sostiene las paredes del pozo y saca a la superficie el material sólido que se va perforando. El lodo esta formado por una suspensión acuosa de una arcilla especial, la bentonita.

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Sistema de cementación: Es el que prepara e inyecta un cemento especial con el cual se pegan a las paredes del pozo, tubos de acero que componen el revestimiento del mismo. Esto se llama entubamiento (casing).
Motores: Es el conjunto de unidades que imprimen la fuerza motriz que requiere todo el proceso de perforación.

La mayoría de los pozos petrolíferos se perforan con el método rotatorio. En este método, el trépano, animado de movimiento de rotación, recorta el terreno, en lugar de disgregarlo por percusión.

El trépano se atornilla a una serie de tubos de acero que forman las barras de sondeo, que giran impulsadas por la mesa rotativa, ubicada en la base de la torre, y unida por una transmisión a cadena con los motores del cuadro de maniobras.

La mesa rotativa tiene en el centro un agujero cuadrado (para evitar que el vástago de perforación se deslice), por el cual pasa una columna de perforación de la misma sección, que desciende conforme avanza el trépano.

De la parte superior de la torre se suspenden aparejos que permiten levantar y bajar los pesados equipos.

Se inicia la perforación con el movimiento de la mesa rotativa hasta que resulte necesario el agregado de nuevas barras de sondeo, que se enroscan a la primera. Estas barras miden aproximadamente 9 metros (33pies).

La operación se repite todas las veces necesarias.

Los esquistos son arrastrados hasta la superficie mediante el bombeo de lodo de inyección, que se inyecta por entre la tubería y el trépano y asciende por el espacio anular que hay entre la tubería y las paredes del hueco.

El material que se saca sirve para tomar muestras y saber que capa rocosa se está atravesando y si hay indicios de hidrocarburos.

Durante la perforación también se extraen pequeños bloques de roca a los que se denominan "testigos" y a los que se hacen análisis en laboratorio para obtener un mayor conocimiento de las capas que están perforando.

Para proteger el pozo de derrumbes, filtraciones o cualquier otro problema propio de la perforación, se pegan a las paredes del hueco, por etapas, tubos de revestimiento con un cemento especial que se inyectan a través de la misma tubería y se desplaza en ascenso por el espacio anular, donde se solidifica.

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

Desde que comienza la perforación se instala en la boca del pozo un conjunto de pesados equipos con diversas válvulas que se denominan "preventoras", para evitar así que el petróleo brote a chorros cuando se descubre.

Si el yacimiento tiene energía propia, generada por la presión subterránea y por los elementos que acompañan al petróleo (por ejemplo gas y agua), este saldrá por sí sola. 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.

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 o 60 %.

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 agua o de vapor (a través del mismo pozo productor o por intermedio de pozos inyectores paralelos a éste):

Inyección de agua: Al bombear agua, se puede mantener o incluso incrementar la presión del yacimiento en su conjunto. Con ello también se puede aumentar el ritmo de producción de crudo; además, el agua desplaza físicamente al petróleo, por lo que aumenta la eficiencia de recuperación.

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 reduce mucho la viscosidad (al aumentar la temperatura del yacimiento), con lo que el crudo fluye más deprisa a una presión dada.

El tiempo de perforación de un pozo depende de la profundidad programada y las condiciones geológicas del subsuelo. En promedio se estima entre dos a seis meses.

Perforación Submarina:

Otro método para aumentar la producción de los campos petrolíferos —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. Los pozos marinos producen alrededor de 25% del petróleo extraído en todo el mundo y llevan a la explotación de una importante reserva adicional de petróleo.

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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.

El petróleo en Argentina:

A principios del siglo XX tuvo lugar al descubrimiento de petróleo en la zona de Comodoro Rivadavia.

Un factor de constante análisis dentro de la actividad petrolera lo constituyen las reservas, las que deben incrementarse por lo menos en la misma proporción que el consumo. Para ello es necesaria la permanente exploración y evaluación de las cuencas sedimentarias, lo que conforma una de las variables económicas de mayor riesgo para las empresas petroleras.

Nuestro país cuenta con numerosas cuencas sedimentarias, pero hasta el momento sólo cuatro de ellas han proporcionado hidrocarburos de manera rentable.

La cuenca Neuquina y la cuenca de Golfo de San Jorge, contiene el 75 % del total de las reservas comprobadas en el país, un 39% y un 36% respectivamente. También estas cuencas son las que aportan la mayor cantidad de petróleo (la cuenca Neuquina, un 43% y la cuenca del Golfo de San Jorge, un 35%) del total de la producción petrolera Argentina.

Una vez extraído el petróleo crudo es necesario su refinamiento en las destilerías, a las que es conducido generalmente a través de oleoductos. Las principales destilerías del país se encuentran en La Plata (Buenos Aires), Luján de cuyo (Mendoza), San Lorenzo (Santa Fe), Campo Duran (Salta), Plaza Huincul (Neuquén), Dock Sud (Buenos Aires). El petróleo procesado es destinado principalmente a la obtención de gas-oil (37%), naftas (28%), fuel-oil (12%) y kerosene (5%).

Bibliografía

La bibliografía utilizada para la realización de esta monografía fue:

Carlos Gini Lacorte: Química Industrial, primera parte. Ed. El Ateneo. Buenos Ares, 1946.
Enciclopedia Visor, tomo 19. Ed. Visor Enciclopedias Audiovisuales S.A. Argentina, 1999.
Diccionario Enciclopédico Quillet, tomo VII. Editorial Argentina Arístides Quillet. Argentina, 1968.
Editorial Kapelusz, S. A. Agentina, 1964.