Introducción.

Las investigaciones históricas han comprobado que el petróleo, o aceite mineral (petrae = piedra y oleun = aceite, en latín) fue conocido desde la remota antigüedad. Con betún -asfalto derivado del petróleo- se asentaron los ladrillos de la torre de Babel y se calafateó el arca de Noé. Los egipcios lo utilizaron en embalsamamientos por lo menos desde el 7000 a. C. En el siglo III los chinos excavaron pozos y lo aprovecharon como iluminante. Sin embargo, la primera explotación moderna se concreta en 1854 cuando DRAKE, auxiliado por un herrero, perfora un pozo de 21 metros de profundidad en Titusville (Pennsylvania, EE.UU.).

Petróleo, líquido oleoso bituminoso de origen natural compuesto por diferentes sustancias orgánicas. Se encuentra en grandes cantidades bajo la superficie terrestre y se emplea como combustible y materia prima para la industria química. Las sociedades industriales modernas lo utilizan sobre todo para lograr un grado de movilidad por tierra, mar y aire impensable hace sólo 100 años. Además, 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.

Las naciones de hoy en día dependen del petróleo y sus productos; la estructura física y la forma de vida de las aglomeraciones periféricas que rodean las grandes ciudades son posibles gracias a un suministro de petróleo abundante y barato. Sin embargo, en los últimos años ha descendido la disponibilidad mundial de esta materia, y su coste o costo relativo ha aumentado. Es probable que, a mediados del siglo XXI el petróleo ya no se use comercialmente de forma habitual.

Formación

El petróleo se forma bajo la superficie terrestre por la descomposición de organismos marinos. Los restos de animales minúsculos que viven en el mar —y, en menor medida, los de organismos terrestres arrastrados al mar por los ríos o los de plantas que crecen en los fondos marinos— se mezclan con las finas 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.

Composición:

Propiedades del petróleo.

El análisis químico revela que el petróleo está casi exclusivamente constituido por hidrocarburos, compuestos formados por dos elementos: carbono e hidrógeno. Esta simplicidad es aparente porque, como el petróleo es una mezcla -y no una sustancia pura- el número de hidrocarburos presentes y sus respectivas proporciones varían dentro de límites muy amplios. Es químicamente incorrecto referirse al “petróleo”, en singular; existen muchos “petróleos”, pero cada uno con su composición química y sus propiedades características. En efecto:

• Son líquidos insolubles 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.

• Algunas variedades son extremadamente viscosas mientras que otras son bastante fluidas.

Es habitual clasificar a los petróleos dentro de tres grandes tipos considerando sus atributos específicos y los subproductos que suministran:

Petróleos asfálticos	Petróleos parafínicos:	Petróleos mixtos:
Negros, viscosos y de elevada densidad: 0.95 g/ml. En la destilación primaria producen poca nafta y abundante fuel oíl, quedando asfalto como residuo. Petróleos asfálticos se extraen del flanco sur del golfo de San Jorge (Chubut y Santa Cruz).	De color claro, fluidos y de baja densidad: 0.75-0.85 g/ml. Rinden más nafta que los asfálticos. Cuando se refina sus aceites lubricantes se separa parafina. Mendoza y Salta poseen yacimientos de petróleos parafínicos.	Tienen característi- cas y rendimientos comprendidos entre las otras dos varie-dades principales. Aunque sin ser iguales entre sí, pe-tróleos de Comodoro Rivadavia (Chubut) y Plaza Huincul (Neu-quén) son de base mixta.

Como en otros combustibles, los compuestos de azufre comunican mal olor al petróleo y sus derivados. Como generan dióxido de azufre: SO2, en la combustión, contribuyen a la contaminación del ambiente. Los petróleos argentinos, por fortuna, contienen menos de 0.5 % S.

La gota de un líquido viscoso desciende lentamente a medida que se deforma. La de un líquido fluido rueda casi esférica.

Evolución histórica del aprovechamiento del petróleo.

Los seres humanos conocen estos depósitos superficiales de petróleo crudo desde hace miles de años. Durante mucho tiempo se emplearon para fines limitados como el calafateado de barcos, la impermeabilización de tejidos o la fabricación de antorchas. En la época del renacimiento, el petróleo de algunos depósitos superficiales se destilaba para obtener lubricantes y productos medicinales, pero la auténtica explotación del petróleo no comenzó hasta el siglo XIX. Para entonces, la Revolución Industrial había desencadenado una búsqueda de nuevos combustibles y los cambios sociales hacían necesario un aceite bueno y barato para las lámparas. El aceite de ballena sólo se lo podían permitir los ricos, las velas de sebo tenían un olor desagradable y el gas del alumbrado sólo llegaba a los edificios de construcción reciente situados en zonas metropolitanas.

La búsqueda de un combustible mejor para las lámparas llevó a una gran demanda de 'aceite de piedra' o petróleo, y a mediados del siglo XIX varios científicos desarrollaron procesos para su uso comercial. Por ejemplo, el británico James Young y otros comenzaron a fabricar diversos productos a partir del petróleo, aunque después Young centró sus actividades en la destilación de carbón y la explotación de esquistos petroleros. En 1852, el físico y geólogo canadiense Abraham Gessner obtuvo una patente para producir a partir de petróleo crudo un combustible para lámparas relativamente limpio y barato, el queroseno. En 1855, el químico estadounidense Benjamin Silliman publicó un informe que indicaba la amplia gama de productos útiles que podían obtenerse mediante la destilación del petróleo.

Con ello empezó la búsqueda de mayores suministros de petróleo. Hacía años que la gente sabía que en los pozos perforados para obtener agua o sal se producían en ocasiones filtraciones de petróleo, por lo que pronto surgió la idea de realizar perforaciones para obtenerlo. Los primeros pozos de este tipo se perforaron en Alemania entre 1857 y 1859, pero el acontecimiento que obtuvo fama mundial fue la perforación de un pozo petrolero cerca de Oíl Creek, en Pennsylvania (Estados Unidos), llevada a cabo por Edwin L. Drake, el Coronel, en 1859. Drake, contratado por el industrial estadounidense George H. Bissell —que también proporcionó a Sillimar muestras de rocas petroleras para su informe— perforó en busca del supuesto 'depósito matriz' del que parece ser, surgían las filtraciones de petróleo de Pennsylvania occidental. El depósito encontrado por Drake era poco profundo (sólo tenía una profundidad de 21,2 metros) y el petróleo era de tipo parafínico, muy fluido y fácil de destilar.

El éxito de Drake marcó el comienzo del rápido crecimiento de la moderna industria petrolera. La comunidad científica no tardó en prestar atención al petróleo, y se desarrollaron hipótesis coherentes para explicar su formación, su movimiento ascendente y su confinamiento en depósitos. Con la invención del automóvil y las necesidades energéticas surgidas en la I Guerra Mundial, la industria del petróleo se convirtió en uno de los cimientos de la sociedad industrial.

origen geológico del petróleo.

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

El yacimiento no debe imaginarse como un gran “lago” subterráneo. El petróleo ocupa los intersticios de rocas sedimentarias muy porosas, acompañado habitualmente de gas natural y de agua salada.

Corresponde señalar semejanzas entre carbones y petróleos:

• Ambos combustibles tuvieron origen orgánico pero se formaron en épocas geológicas distintas.

• Y, como recursos naturales no renovables, el consumo humano los agotará indefectiblemente.

localización de cuencas petrolíferas.

El hallazgo de yacimientos de petróleo no es obra librada al azar y obedece a una tarea científicamente organizada, que se planifica con mucha antelación. Instrumental de alta precisión y técnicos especializados deben ser trasladados 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. Los estudios realizados se desarrollan según el siguiente ordenamiento:

• Relevamiento geográfico, que incluye la aerofotografía

• Relevamiento geológico para identificar terrenos sedimentarios con posibilidad de contener petróleo.

• Aplicación de métodos geofísicos:

Con gravitómetros se mide la aceleración de gravedad terrestre: g, que disminuye ligeramente donde hay petróleo de menor densidad que las rocas que le rodean. Con magnetómetros se aprecian variaciones del campo magnético. También hay determinaciones de

conductividad eléctrica del terreno. Y, finalmente, se detecta con sismógrafos las ondas sísmicas provocadas por la detonación de cargas explosivas. Todos estos procedimientos son concurrentes y permiten determinar la dirección, extensión e inclinación de los estratos presuntivamente petrolíferos.

• Perforación de prueba:

Las muestras de rocas tomadas a distintas profundidades son analizadas química y geológicamente. La Argentina no solamente explora su territorio sino que gracias a una plataforma móvil semisumergible, cuyo costo fue de 200 millones de dólares, ha iniciado el estudio del lecho marino en la desembocadura del río de la Plata y en el golfo de San Jorge (Chubut). Las operaciones con este equipo tienen un costo diario de 100.000 dólares.

En promedio se demora diez años y se invierte un ingente capital antes de decidir si la explotación puede ser afrontada con relativo éxito.

Prospección

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.

extracción de petróleo.

Ubicado un yacimiento, se perfora el terreno hasta llegar al mismo. Se monta una torre metálica de 40 - 50 metros de altura que sostendrá los equipos y el subsuelo se taladra con un trépano que cumple un doble movimiento: avance y rotación. Tanto el trépano como la barra que lo acciona tienen conductos internos para que circule una suspensión acuosa de bentonita, arcilla amarillenta de adhesividad apropiada. Esa suspensión enfría al trépano y arrastra el material desmenuzado hacia la superficie.

En su boca los pozos tienen 50 centímetros de diámetro pero éste es de menor a mayor profundidad. Antes se perforaba verticalmente pero ahora se trabaja en cualquier dirección usando barras articuladas. Estos dispositivos permiten “dirigir” el trépano, sorteando obstáculos. Así, en Comodoro Rivadavia, se extrae petróleo de yacimientos situados bajo la ciudad sin necesidad de erigir torres en el núcleo urbano.

En Mendoza hay pozos de 1500 a 1800 metros pero en Salta se ha necesitado 4000 metros de profundidad. A medida que progresa la perforación se insertan caños de acero, adosados al terreno con cemento, para impedir desmoronamientos e infiltración de agua. En la proximidad del yacimiento escapan gases. Entonces se extreman las precauciones. En algunas oportunidades la gran presión de dichos gases origina la surgencia natural, espontánea y descontrolada, con riesgos de inflamación. Después el petróleo fluye lentamente siendo conducido a depósitos. Cuando la presión natural disminuye el petróleo se bombea mecánicamente.

El rendimiento promedio de los pozos argentinos no es alto, está comprendido entre 10 y 20 m3 /día. En casos excepcionales se registran hasta 500 m3 /día. Los países anglosajones valúan el volumen extraído en una unidad convencional: el barril. Un barril equivale a 36 galones, cada uno de ellos de 4 ½ litros, de donde:

1 barril = 36 x 4.5 litros = 162 litros = 0.162 m3

Producción primaria

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 roca 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.

Recuperación mejorada de petróleo

En el apartado anterior se ha descrito el ciclo de producción primaria por expansión del gas disuelto, sin añadir ninguna energía al yacimiento salvo la requerida para elevar el líquido en los pozos de producción. Sin embargo, 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 energía 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: la inyección de agua y la inyección de vapor.

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 Pennsylvania 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.

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

Refinado

Una vez extraído el crudo, se trata con productos químicos y calor para eliminar el agua y los elementos sólidos y se separa el gas natural. A continuación se almacena el petróleo en tanques desde donde se transporta a una refinería en camiones, por tren, en barco o a través de un oleoducto. Todos los campos petroleros importantes están conectados a grandes oleoductos.

tratamiento y transporte del petróleo crudo.

El petróleo extraído del pozo se denomina crudo. Como no se lo consume directamente, ya en el propio yacimiento sufre algunos tratamientos:

• Separación de gases:

Cuatro gases, que están disueltos a presión en el crudo, se separan con facilidad.

El metano: CH4, y el etano: C2H6, componen el gas seco, así llamado porque no se licúa por compresión. El gas seco se utiliza como combustible en el yacimiento o se inyecta en los gasoductos, mezclándolo con el gas natural.

Otros dos hidrocarburos, el propano: C3H8, y el butano: C4H10, constituyen el gas húmedo que se licúa por compresión. El gas líquido se envasa en cilindros de acero de 42 - 45 kg, comercializados como “Supergas” y también en garrafas de 10 - 15 kg. La apertura de la válvula, que los recoloca a presión atmosférica, lo reconvierte en gas.

• Deshidratación:

Decantado en grandes depósitos, el crudo elimina el agua emulsionada.

El crudo se envía de los yacimientos a las destilerías que, en nuestro país, están en los centros de consumo y no en la región productora. Se recurre a diversos medios:

• Por vía terrestre: vagones - tanque del ferrocarril o camiones con acoplado.

• Por vía marítima: buques petroleros, también llamados barcos cisterna o buques - tanque, con bodegas de gran capacidad. Japón ha botado petroleros gigantescos, “supertanques” con 400 metros de eslora, que acarrean hasta 500.000 m3.

• Mecánicamente el crudo se transporta por oleoductos de 30 - 60 cm. de diámetro con estaciones en el trayecto para bombardearlo, calentándolo para disminuir su viscosidad. Los poliductos se destinan al transporte alternativo de los diferentes subproductos.

destilación simple y fraccionada.

Destilar significa calentar un líquido hasta convertirlo en sus vapores que, cuando son enfriados, retornan al estado inicial. Un aparato para la destilación simple consta de:

• Un balón de destilación, con tubo lateral para la salida de los vapores.

• La temperatura se mide con un termómetro cuyo bulbo enfrenta al tubo de desprendimiento.

• Un refrigerante condensa a los vapores. El tubo por el cual se desprenden está dentro de otro, más grueso, con circulación de agua fría a contracorriente con dichos vapores.

• El líquido condensado se recolecta dentro de un recipiente adecuado.

• La destilación simple se efectúa al separar un líquido -agua- de una solución que contiene un sólido disuelto no da vapores, queda retenido en la solución residual. El agua obtenida es pura: agua destilada.

Sometida a destilación simple una solución de dos líquidos -por ejemplo: alcohol y agua- no se consigue separarlos. Ambos suministran vapores: el alcohol hierve a 78ºC y el agua, a 100ºC, y, consecuentemente, están presentes en el vapor desprendido. Con todo, las primeras fracciones destiladas contienen más alcohol que agua, pero a medida que la temperatura aumenta, también aumenta el porcentaje de agua en el líquido recogido. Si cada fracción se destila varias veces sucesivas, se mejora posiblemente la separación de los componentes.

• Para solucionar el caso mencionado: separación de dos líquidos disueltos entre sí, se recurre a la destilación fraccionada. Entre el balón de destilación y el refrigerante se intercala una columna de fraccionamiento, que puede ser otro refrigerante, vertical y de bolas. Los vapores calientes que ascienden por dentro del mismo encuentran al líquido condensado que cae. En su contacto íntimo ocurren intercambios de calor, cuyo resultado es semejante al de muchísimas destilaciones simples sucesivas. En definitiva, el líquido recogido es casi puro.

destilación primaraia del petróleo crudo.

En las destilerías se destila fraccionadamente a petróleo. Como está compuesto por más de 1.000 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 requieres varias etapas; la primera de ellas es la destilación primaria o topping.

El crudo se calienta a 350ºC 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, haciendo 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 inferior.

La temperatura dentro de la torre de fraccionamiento queda progresivamente graduada desde 350ºC en su base, hasta menos de 100ºC en su cabeza. Como funciona continuamente, se prosigue la entrada de crudo caliente mientras que de platos ubicados a convenientes alturas se extraen 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 como Supergás o en garrafas. Las tres fracciones líquidas más importantes son, de arriba hacia abajo -es decir, de menor a mayor temperatura de destilación- :

Naftas:

Estas fracciones son muy livianas (densidad = 0.75 g/ml) y de baja temperatura de destilación: menor de 175ºC. Están compuestas por hidrocarburos de 5 a 12 átomos de carbono.

Naftas sin plomo:

Desde la década del ´20 se conoce que el agregado de un compuesto de plomo, el tetraetil plomo (C2H5)4Pb, mejora el encendido y el funcionamiento del motor.

Las investigaciones médicas demostraron que el plomo que va a la atmósfera es incorporado por los seres vivo, pasa a la sangre y a partir de ahí puede localizarse en diferentes órganos como el cerebro, los riñones o los huesos.

En los motores, no siempre la combustión de nafta o del gas-oíl es completa y, como consecuencia, pueden salir por el caño de escape productos tóxicos como el monóxido de carbono (CO), óxidos de nitrógeno o hidrocarburos no quemados.

Una manera de evitarlo es colocar, dentro del caño de escape, un dispositivo llamado catalizador o convertidor catalítico, que transforma estos gases en otros no dañinos como el dióxido de carbono, nitrógeno y vapor de agua.

Pero este dispositivo se deteriora si la nafta contiene tetretil plomo.

Ésta es otra razón que ha determinado que en los países más desarrollados se imponga el uso de las naftas sin plomo, a las que también se llama “naftas ecológicas”.

En América latina, especialmente en Brasil, Chile y Argentina, se han adoptado normas estrictas sobre la limitación de este peligroso aditivo.

Kerosene:

Los kerosenes destilan entre 175ºC y 275ºC, siendo de densidad mediana (densidad = 0.8 g/ml). Sus componentes son hidrocarburos de 12 a 18 átomos de carbono.

Gas oíl:

El gas oíl es un líquido denso (0.9 g/mol) y aceitoso, que destila entre 275ºC y 325ºC. 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: 10.000 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 segundo 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, liviano, medios y pesados, según su densidad y temperaturas de destilación. El residuo final es asfalto, imposible de fraccionar. En la Argentina se dispone de casi un millón de metro cúbicos anuales de asfalto, utilizado para pavimentación e impermeabilización de techos y cañerías.

aprovechamiento de la biomasa.

La fuente principal de la síntesis orgánica es el petróleo y el carbón. Ambos son considerados recursos no renovables ya que su formación demanda miles de años.

En general, no se los aprovecha bien sino que se los quema para producir energía y solo una pequeña parte es utilizada para la obtención de productos orgánicos renovables, los más utilizados son: los residuos de la madera y de la caña de azúcar, tallos de trigo y de maíz, cáscara de cereales, la quitina que cubre las valvas de los crustáceos y el estiércol de los vacunos.

Los residuos de madera y otros como tallos y hojas de la caña de azúcar, transformados en aserrín, cuando son expuestos a una temperatura de 1.000ºC, se descomponen produciendo gases, líquidos y sólidos en forma de polvo de carbón, que puede ser utilizado como combustible.

En los países como la India, partiendo de los residuos ricos en materia orgánica como el estiércol, se obtiene, por un proceso de fermentación, el gas necesario para que una granja pueda abastecerse de energía.

Los procedimientos utilizados en la actualidad para aprovechar estos materiales son todavía muy complejos y su rendimiento es bajo. En pocos años, con la aplicación de técnicas mejoradas, se espera obtener, partiendo de la biomasa, una cantidad de energía suficiente como para reducir el consumo de petróleo.

petroquímica.

Hasta ahora hemos considerado el uso del petróleo, de sus derivados y del gas natural como combustibles, es decir, como fuentes de calor o de propulsión. Pero la tendencia actual, en nuestro país y en todo el mundo, es buscar otras fuentes de energía y utilizar gran parte del petróleo y del gas para transformarlos en productos que, a su vez, originan otros de gran demanda, como las fibras textiles, los detergentes, los plásticos, los medicamentos, etc.

La industria de transformación que utiliza petróleo, gas natural o de refinería como materias primas se llama petroquímica.

Ésta es una industria reciente, que nació en los Estados Unidos de América en 1918 pero que se desarrolló a partir de la Segunda Guerra Mundial, ante la necesidad de producir explosivos, caucho artificial para los equipos y fibras textiles para las vestimentas. Fuera de ese país, se destacaron por sus investigaciones y realizaciones Gran Bretaña, Holanda, Italia, La República Federal Alemana y Japón.

En Latinoamérica, el primer lugar le corresponde a México y luego siguen Brasil, Venezuela y la Argentina.

En los últimos años comenzaron a instalarse en nuestro país “polos petroquímicos”, se construyeron en luna misma región diferentes plantas donde la materia prima sufre sucesivas transformaciones hasta llegar al producto fina. Las más importantes realizaciones en este sentido son: Petroquímica Bahía Blanca y Petroquímica General Mosconi (Ensenada, provincia de Buenos Aires).

productos que elabora la petroquímica.

Se pueden dividir los productos según su utilización en:

• Solventes, entre los cuales se encuentran diversos alcoholes, acetona y otros que se usan en la extracción de esencias para perfumes o de aceites de semillas oleaginosas, limpieza de ropas, etcétera:

• Productos químicos industriales, tales como el negro de humo para pinturas y neumáticos; azufre para preparar ácido sulfúrico; aditivos para la nafta; anticongelantes para radiadores, etcétera;

• Detergentes, que en gran parte reemplazan a los jabones y son más eficaces cuando se emplean aguas duras;

• Productos químicos agropecuarios, tales como fertilizantes y herbicidas, cuyo uso determina aumentos en el rendimiento de las tierras cultivadas; insecticidas para combatir depredadores como la langosta e insectos portadores de diversas enfermedades;

• Plásticos, como el polietileno, el polipropileno, el cloruro de polivinilo, etcétera, que al ser moldeados permiten la fabricación de innumerables objetos: tubos, envases, cubiertas impermeables, juguetes, materiales para la construcción;

• Fibras sintéticas, variedades de plásticos que se transforman en filamentos continuos por el pasaje a través de finos orificios; por ejemplo: el nailon, el dacrón, el poliéster, etcétera.

destilación secundaria, o cracking.

Los petróleos argentinos, en general, producen poca cantidad de naftas. El porcentaje promedio respecto del crudo destilado es el 10%. Para aumentarlo se emplea un tercer procedimiento: la destilación secundaria, destilación destructiva o cracking. Las fracciones “pesadas” como el gas oíl y el fuel oíl se calientan a 500ºC, a presiones del orden de 500 atm, en presencia de sustancias auxiliares: catalizadores, que coadyuvan en el proceso. De allí que se mencione el “craking catalítico”. En esas condiciones la molécula de los hidrocarburos más “livianos”, esto es, de menor número de átomos de carbono en su molécula. La siguiente ecuación ilustra el hecho acaecido:

C18H38 = C8H16 + C8H18 + CH4 + C

La ruptura de la molécula de 18 átomos de carbono origina nuevos hidrocarburos, dos de ellos de 8 átomos de carbono cada uno, iguales a los que componen naftas. Otro hidrocarburo formado es el metano: CH4. Y queda un residuo carbonoso: el coque de petróleo.

Las fracciones obtenidas mediante el cracking se envían a torres de fraccionamiento para separar:

• Gases,

• Naftas y eventualmente kerosene,

• Y residuos incorporables a nuevas porciones de gas oíl y fuel oíl. Gracias al cracking se eleva el rendimiento en naftas hasta el 40-50%. En 1980 la Argentina ha consumido alrededor de 6 millones de metros cúbicos de motonafta -nafta para automotores-, volumen que no se habría obtenido de no ser por el cracking.

Naftas

Las fracciones obtenidas en las destilaciones son refinadas sufriendo tratamientos físicos y químicos que ajustan su composición, eliminan componentes perjudiciales y mejoran las características técnicas de cada subproducto. Así, por ejemplo, la refinación de naftas consiste en:

• Redestilaciones para separar variedades de distinta densidad y temperatura de destilación, relacionada con la volatilidad.

• Tratamiento con ácido sulfúrico y subsiguiente neutralización con soluciones alcalinas.

• Filtración a través de arcillas adsobentes.

Uno de los objetivos de la refinación es liberar a la nafta de compuestos de azufre, que comunican mal olor y producen gases corrosivos. Otro es evitar que se depositen “gomas” semisólidas originadas por la acción del aire y la luz sobre algunos hidrocarburos, que obturan filtros y carburadores.

En nuestro país se elaboran dos tipos de nafta para automotores, nafta común y nafta especial. La diferencia reside en la antidetonancia, propiedad vinculada con el funcionamiento de los motores a explosión.

Estos motores cumplen un ciclo de cuatro etapas sucesivas:

• Admisión:

El carburador suministra una mezcla de vapores de nafta y de aire con las proporciones exactas para su combustión total. Esta mezcla penetra en los cilindros del motor.

• Compresión:

El pistón comprime la mezcla combustible.

• Explosión:

En el momento de la máxima compresión la bujía, conectada a un sistema eléctrico sincronizado, hace estallar una chispa que inicia la combustión.

• Expulsión:

Los gases de la combustión provocan el retroceso del pistón y salen por el escape. El cilindro queda en condiciones para reiniciar el ciclo.

Una nafta “detona” cuando su combustión es prematura y comienza durante el período de compresión, antes de que el pistón complete su recorrido. El conductor percibe un “golpeteo” porque, frenado el movimiento del pistón, el motor vibra innecesariamente. Este defecto se agudiza en motores de alta compresión alimentados con nafta común: se rebajan su potencia y velocidad.

La detonación por sola compresión se vincula con la estructura molecular de los hidrocarburos presentes en las naftas. Dos de ellos interesan particularmente:

• El heptano: C7H16

El heptano tiene 7 átomos de carbono alineados, uno a continuación del otro. Es muy detonante y explota fácilmente por compresión.

• Y el isooctano: C8H18

Los 8 átomos de carbono del isooctano forman una cadena corta, con ramificaciones laterales. No explota por compresión y, por consiguiente, es antidetonante.

Se mide la antidetonancia con una escala convencional: los grados octano.

• Al heptano puro se le asigna antidetonancia nula: 0 grados octano.

• El mayor valor de la escala: 100 grados octano, corresponde al isooctano, buen antidetonante.

El porcentaje de isooctano en una mezcla de ambos hidrocarburos expresa los grados octano de la misma.

Ejemplo:

Una mezcla con 75% de isooctano y 25% de heptano tiene 75 grados octano.

La antidetonancia de una nafta se determina con un motor de prueba. Se lo hace funcionar con la nafta estudiada y después se ensayan mezclas patrones, con distintos porcentaje de isooctano y heptano. Alguna de ellas se comportará como la nafta investigada. Su porcentaje de isooctano equivale a los grados octano de dicha nafta. En otras palabras, una nafta de 80 grados octano tiene la misma antidetonancia que una mezcla de 80% de isooctano y 20% de heptano.

Las naftas comunes tienen 80 - 82 grados octano. Las naftas especiales elevan su antidetonancia a 90 - 92 grados octano. Las aeronaftas, de composición química ligeramente distinta de las comunes, alcanzan los 120 - 130 grados octano. El octanaje se mejora sensiblemente con el agregado de plomo - tetra - etilo. Una ínfima. Una ínfima cantidad de este aditivo: 0.03%, transforma una nafta común en nafta especial. Ofrece, sin embargo, un inconveniente: se deposita plomo metálico dentro del cilindro. Para obviar este problema se incorpora un segundo aditivo: dibromo - etileno, encargado de convertir al plomo en bromuro de plomo, sustancia, volátil que sale del cilindro disuelta en los gases de combustión. Los automotores contribuyen notablemente a la contaminación ambiental.

• Evaporan naftas de los depósitos y de los derrames, durante cargas y descargas;

• Los gases expulsados, cuando la combustión es incompleta, contienen monóxido de carbono, gas tóxico,

• Y también es tóxico el bromuro de plomo volatilizado.

Éter de petróleo, solvente nafta y “bencina” son variedades de naftas consumidas en la industria y en tintorerías, por su poder disolvente. En particular, disuelven bien aceites y gasas, tanto comestibles como lubricantes, y caucho.

Nunca se manipularán naftas u otros líquido inflamables en las cercanías de una llama o de un aparato productor de chispas eléctricas. Concretado un accidente, nunca se arrojará agua sobre la nafta inflamada. El líquido, insoluble en agua y de menor densidad que ella, flota y se desparrama sin apagar. Se debe procurar impedir el contacto del aire con el combustible, cubriendo con un recipiente, una manta o, a falta de otro material, con tierra.

Craqueo térmico

El proceso de craqueo térmico, o pirólisis a presión, se desarrolló en un esfuerzo para aumentar el rendimiento de la destilación. En este proceso, las partes más pesadas del crudo se calientan a altas temperaturas bajo presión. Esto divide (craquea) las moléculas grandes de hidrocarburos en moléculas más pequeñas, lo que aumenta la cantidad de gasolina —compuesta por este tipo de moléculas— producida a partir de un barril de crudo. 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 de coquefacción 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.

Alquilación y craqueo catalítico

En la década de 1930 se introdujeron otros dos procesos básicos, la alquilación y el craqueo catalítico, que aumentaron adicionalmente la gasolina producida a partir de un barril de crudo. En la alquilación, las moléculas pequeñas producidas por craqueo térmico se recombinan en presencia de un catalizador. Esto produce moléculas ramificadas en la zona de ebullición de la gasolina con mejores propiedades (por ejemplo, mayores índices de octano) como combustible de motores de alta potencia, como los empleados en los aviones comerciales actuales.

En el proceso de craqueo catalítico, el crudo se divide (craquea) en presencia de un catalizador finamente dividido. Esto permite la producción de muchos hidrocarburos diferentes que luego pueden recombinarse mediante alquilación, isomerización o reformación catalítica para fabricar productos químicos y combustibles de elevado octanaje para motores especializados. La fabricación de estos productos ha dado origen a la gigantesca industria petroquímica, que produce alcoholes, detergentes, caucho sintético, glicerina, fertilizantes, azufre, disolventes y materias primas para fabricar medicinas, nylon, plásticos, pinturas, poliésteres, aditivos y complementos alimenticios, explosivos, tintes y materiales aislantes.

Porcentajes de los distintos productos

En 1920, un barril de crudo, que contiene 159 litros, producía 41,5 litros de gasolina, 20 litros de queroseno, 77 litros de gasoil y destilados y 20 litros de destilados más pesados. Hoy, un barril de crudo produce 79,5 litros de gasolina, 11,5 litros de combustible para reactores, 34 litros de gasoil y destilados, 15 litros de lubricantes y 11,5 litros de residuos más pesados.

otros subroductos del petróleo.

Con la refinación de kerosenes se logran que quemen sin humo y sin olor, siendo aptos para cocinas, estufas y faroles. Se reduce convenientemente su volatilidad para que inflamen después de ser calentados. La temperatura de inflamación ha sido reglamentada y siempre será mayor de 40ºC. Algunas variedades son consumidas por aviones a reacción y tractores agrícolas.

El gas oil es utilizado en los motores DIESEL, o de combustión interna. El fuel oíl, por su parte, es el combustible “pesado” de la industria: usinas termoeléctricas y fábricas. Su poder calorífico es muy alto: 10.000 - 11.000 cal/g. Anualmente son despachados en el país 12 millones de m3 de gas oíl.

Los aceites lubricantes interponen una delgadísima capa líquida entre dos superficies metálicas en movimiento atenuado el desgaste por frotamiento. Su refinación es complicada debido a la diversidad de calidades preparadas que se identifican mediante el número SAE (sigla tomada de Society of Automotive Engineers). Este número, que varía de 10 en 10, desde 10 a 250, se establece según la densidad, la viscosidad, las temperaturas de inflamación y de congelación y otras propiedades físicas y químicas. El motor de automóvil requiere aceite de 40 SAE. Para engranajes de maquinarias se usará de 80 SAE, más denso y más viscoso. Las grasas lubricantes son semisólidas. Se preparan empastando aceites lubricantes con jabones, resina, glicerina, grafito, etcétera.

Todos los aceites lubricantes son desparafinados durante su refinación. Para ello se enfrían a -30ºC, filtrando después. Se separa la parafina, semisólida y de bajo punto de fusión. Es empleada en fósforos, velas, cartón impermeabilizado, aislante eléctrico y otros usos menores. La vaselina es semejante pero blanda y untuosa al tacto.

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 funcionamiento 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.

De acuerdo con las reservas conocidas y el ritmo de extracción, los expertos predicen que hacia el 2030 se agotaría el petróleo natural. Medio siglo es un lapso muy breve como para despreocuparse del problema: la juventud actual deberá afrontar ineludiblemente el problema. Un primer síntoma de la crisis energética se manifestó en 1973 cuando la Organización de Países Exportadores de Petróleo -O.P.E.P.- decidió regular la producción y cuadruplicar el precio en el término de un año, conmoviendo la economía mundial. Numerosas son las propuestas para encarar la situación:

• Intensificar la búsqueda d yacimientos, no descartando ni la Antártida ni el lecho de los mares.

• Reactivar con mejores técnicas los pozos creados por bajo rendimiento.

• Racionalizar el consumo, retornando al carbón en instalaciones fijas y sustituyendo hidrocarburos gaseosos por hidrógeno y monóxido de carbono.

• Incrementar la explotación de la energía hidroeléctrica y acelerar los estudios referidos a energía solar, energía geotérmica y energía derivada de las mareas, por tratarse de fuentes renovables.

• Renovar la elaboración de nafta sintética, intentada durante la segunda Guerra mundial.

Entre tanto, la producción se ha estabilizado en los 2.800 millones de metros cúbicos anuales. La U.R.S.S., con el 20% de dicho total, y los EE.UU con otro 15%, encabezan la nómina de productores. Pero este último país necesita de la importación para satisfacer sus necesidades. Consecuentemente Arabia Saudita -también con el 15% de la producción mundial: 425 millones tn/año- es el exportador predominante, dado su ínfimo consumo. Sus vecino en el Medio Oriente: Irán, Kuwait, Irak y los Emiratos Árabes Unidos controlan un 25% adicional.

Dieciséis países, con producciones por encima del millón de barriles diarios (50 millones tn/año) abarcan el 90% de la producción mundial. Diez de ellos integran la O.P.E.P.

Según las estadísticas la Argentina ocupa un modesto 18º lugar. Los 28 millones de m3 extraídos en 1980 representan el 1% del total mundial. Pero, dada su población, dicho volumen corresponde al 90% del mercado interno.

La adquisición de 2 ½ millones de m3 de crudo y 1 millón de m3/año de naftas y otros derivados, constituye una gravosa carga pues insume más de 1.000 millones de dólares (15% del valor de todas las importaciones).

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 (Y.P.F.). En la actualidad, con 60.000 técnicos, empleados y obreros, se ha convertido en la primera industria nacional de índole no agropecuaria. Entre las múltiples funciones que desempeña figuran:

• La exploración sistemática del territorio.

• La extracción, transporte y almacenamiento, construyendo oleoductos y poliductos y administrando una flota petrolera de 500.000 tn de capacidad.

• La obtención y distribución de subproductos.

• La investigación científica contando con un gran laboratorio en Florencio Varela (Buenos Aires).

• Las negociaciones y el control de empresas privadas, nacionales y extranjeras, que extraen y destilan petróleo para sí o para Y.P.F. La participación privada abarca el 30% de la producción y ha sido regido por diferentes legislaciones.

La promoción social, económica y cultural de las áreas bajo su dependencia. Un índice elocuente es la transformación de Comodoro Rivadavia (Chubut), un caserío insignificante en 1907, en una progresista ciudad de 100.000 habitantes siete décadas después.

• En su oportunidad inició la extracción de carbón en Río Turbio (Santa Cruz) y se encargó del gas natural.

• Cuenca patagónica:

Se extiende alrededor de Comodoro Rivadavia (Chubut) y emprende 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 Matargüe superará dicho porcentajes. Como provincia, Mendoza es la primera productora del país.

• Cuenca neuquina:

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

• Cuenca salteña:

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

• Cuenca austral:

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

Las reservas cubicadas se estiman en 500 millones de metros cúbicos, suficientes para los próximos 15 años. Pero el futuro no es desalentador puesto que:

• Todavía no se ha relevado íntegramente el territorio continental,

• Y la plataforma submarina del Atlántico sur y, eventualmente de la Antártida podrían contener 20.000 millones de m3.

Es obligación imperiosa de la Argentina dejar de ser un país “con petróleo” para transformarse en un país “petrolero” que cubra sus necesidades y exporte eventualmente los excedentes.

naftas sintéticas y carburantes.

Resolver la escasez de combustibles líquidos no es novedad. Desde la década del ´30 se estudió la posibilidad de fabricar naftas “artificialmente” por medio de la síntesis, combinando carbono e hidrógeno. Se perfeccionaron métodos que parten de carbón y lignito dispersados en alquitranes de hulla. Bajo el efecto de altas temperaturas, grandes presiones y en presencia de catalizadores, se obtienen productos que, destilados fraccionadamente, dan naftas, gas oíl y aceites lubricantes. Alemania aplicó masivamente estos procedimientos durante la segunda Guerra mundial, siendo después abandonados por razones económicas: el costo de la nafta sintética es varias veces mayor que el de la nafta natural. El progresivo encarecimiento de esta última ha hecho renacer las perspectivas de esta industria.

Otra experiencia, ya ensayada anteriormente, se ha propuesto en Tucumán. Para aumentar el volumen de nafta se le adiciona hasta un 10% de alcohol absoluto, libre de agua. El contenido de alcohol y el grado de humedad son esenciales en estas “mezclas carburantes” pues, sobrepasado cierto límite, el combustible líquido se segrega en dos capas distintas. Desde luego, para que este carburante sea redituable debe producirse alcohol abundante y barato, gracias a la fermentación de malezas azucareras.

Volumen de producción y reservas

El petróleo es quizá la materia prima más útil y versátil de las explotadas. En 1994, el primer productor era Arabia Saudí, que producía unas 427,5 millones de toneladas, es decir un 13,3%. La producción mundial era de 3.209,1 millones de toneladas, de las cuales, Estados Unidos produjo un 12,0%, Rusia un 9,8% Irán un 5,5%, México un 5,5%, China un 4,5% y Venezuela un 4,3 por ciento.

Reservas

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

Proyecciones

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. Sin embargo, según los expertos no hay casi perspectivas de que los nuevos descubrimientos e invenciones amplíen la disponibilidad de petróleo barato mucho más allá de ese periodo. Por ejemplo, el campo petrolero de Prudhoe Bay, en Alaska, es el mayor descubierto nunca en el hemisferio occidental. Se prevé que la cantidad total de crudo que se podrá recuperar en ese campo será de unos 10.000 millones de barriles, suficientes para cubrir las necesidades actuales de Estados Unidos durante algo menos de dos años; sin embargo, en Occidente sólo se ha descubierto un campo así en más de un siglo de prospecciones. Además, las nuevas perforaciones no han detenido la disminución continua de las reservas mundiales de crudo que comenzó durante la década de 1970.

Alternativas

A la vista de las reservas disponibles y de las pesimistas proyecciones, parece evidente que en el futuro harán falta fuentes de energía alternativas, aunque existen muy pocas opciones si se tienen en cuenta las ingentes necesidades de energía del mundo industrializado. 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 costes 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 en el artículo 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.

Gas licuado de petróleo (GLP), mezcla de gases licuados, sobre todo propano o butano. El GLP se obtiene a partir de gas natural o petróleo, se licúa para el transporte y se vaporiza para emplearlo como combustible de calderas y motores o como materia prima en la industria química. Véase también Recursos energéticos; Combustible gaseoso.

Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP), organización internacional que se ocupa de coordinar las políticas relativas al petróleo elaboradas por sus estados miembros. La OPEP, que fue fundada en 1960, está constituida por 12 países: Argelia, Gabón, Indonesia, Irán, Irak, Kuwait, Libia, Nigeria, Qatar, Arabia Saudí, los Emiratos Árabes Unidos y Venezuela (Ecuador se incorporó en 1973, pero abandonó la organización en 1992). La sede de la OPEP se encuentra en Viena (Austria). Su autoridad suprema es la Conferencia, compuesta por altos representantes de los gobiernos miembros, que se reúnen al menos dos veces al año para definir las líneas políticas a seguir respecto a las exportaciones petroleras. El Comité de Gobernadores aplica las resoluciones de la Conferencia y gestiona la organización.

A finales de la década de 1950, la producción mundial de petróleo excedía de forma considerable a la demanda. El precio del crudo cayó, y con él las cantidades que las compañías petroleras internacionales pagaban a las naciones productoras. La OPEP fue creada como reacción ante esta caída de los pagos. Además de pasar a formar parte de la OPEP, algunos países productores nacionalizaron la producción de petróleo y los equipos de refinado de las compañías petroleras, con lo que generaron grandes ingresos.

A principios de 1970 la demanda internacional de petróleo empezó a ser mayor que la oferta, y entre 1973 y 1974 la OPEP elevó los precios del crudo en casi un 400% e incrementó el precio del barril hasta casi 12 dólares. En 1979 y 1980 los miembros de la OPEP votaron a favor de una segunda ronda de subidas, lo que llevó el precio del barril por encima de los 30 dólares y aumentó los problemas de inflación de los países industrializados. Gobiernos y bancos subieron los tipos de interés, con lo que se agudizaron los problemas de amortización de deudas que aún sufren la mayoría de los países en vías de desarrollo. Como consecuencia de esto, los efectos combinados de las medidas de ahorro que se aplicaron en las naciones consumidoras de petróleo y de la recesión económica hicieron disminuir la demanda. La presión a la baja de los precios se vio potenciada por el hallazgo de nuevos campos petroleros y por la incapacidad de varios miembros de la OPEP de cumplir con las cuotas de producción impuestas por la organización con el fin de defender los precios. A comienzos de 1986 el precio del barril había descendido a menos de 10 dólares. Los precios subieron más tarde, aunque rara vez han pasado de 20 dólares el barril, excepto durante el periodo (1986-1991) que culmina en la guerra del Golfo Pérsico, en el que los precios aumentaron de forma temporal hasta alcanzar los 25 dólares el barril.

• En 1976, en parte para ayudar a compensar a otros países en vías de desarrollo por los efectos que las subidas del precio del petróleo habían tenido en sus economías, se creó el Fondo de la OPEP para el Desarrollo Internacional. Además de mantener la balanza de pagos (de los países en vías de desarrollo, sobre todo), este órgano proporciona préstamos y ayudas preferenciales para realizar programas de desarrollo económico y social. Su capital, que en un principio fue de 800 millones de dólares, había ascendido en los primeros años de la década de 1990 a más de 3.000 millones.

RECAPITULACIÓN GRAFICA

Exploración de la

Cuenca petrolífera

Gas seco Gas natural

Extracción

Gas húmedo Supergás

Garrafas

Destilación primaria

Topping

Naftas

Kerosenes

Gas oíl

Fuel oíl

Destilación conservativa Destilación destructiva

Al vacío Craking

Aceites

Lubricantes

Asfalto Parafina Coque de

Vaselina petróleo

Recuperación Asistida de Petróleo

Introducción

La recuperación asistida es generalmente considerada como la tercer o última etapa de la secuencia de procesamiento del petróleo, en ciertos casos se la considera como una producción terciaria. El primer paso o etapa inicial del procesamiento del petróleo comienza con el descubrimiento del yacimiento, utilizando los mismo recursos que la naturaleza provee para facilitar la extracción y la salida del crudo a la superficie (generalmente se utiliza la expansión de los componentes volátiles y/o el pumping o bombeo forzado para removerlo hacia la superficie. Cuando se produce una considerable disminución de esta energía, la producción declina y se ingresa en la etapa secundaria donde energía adicional es administrada al reservorio por inyección de agua. Cuando la inyección de agua deja de ser efectiva por la evaluación entre una pequeña extracción de crudo y un elevado costo de la operación, se considera de mayor provecho el tratamiento del pozo. Se inicia en este punto el tratamiento terciario o recuperación asistida del pozo de petróleo. El pozo se encuentra en la etapa final de su historia utilizable y por lo tanto se comienza a entregarle al mismo energía química y térmica con el fin de aprovecharlo y recuperar al máximo la producción. Actualmente el desarrollo de la técnica de recuperación permite aplicar este método en cualquier momento de la historia útil del pozo, siempre y cuando sea obvia la necesidad de estimular la producción.

El total de la producción de petróleo, combinando el proceso o etapa primaria y secundaria es del orden del 40 % respecto de la cantidad original de materia prima en el lugar. Por eso, la recuperación asistida es de trascendental importancia en el trabajo con el pozo para aprovechar al máximo el rendimiento económico y útil del mismo.

Antes de iniciar la recuperación asistida, el operador debe recoger tanta información como le sea posible acerca del pozo y del estatus y de las condiciones de saturación del reservorio. Este estudio se realiza mediante ensayos que involucran técnicas analíticas y geológicas acerca de la morfología del terreno. Toda esta cadena de información fundamenta las bases racionales para la predicción de reservas recuperables de petróleo mediante las distintas técnicas que puede involucrar una recuperación asistida. Los procedimiento de recuperación involucran la inyección de compuestos químicos disueltos en agua, inyección de gases miscibles en alternación con las aplicaciones de agua, la inyección de las denominadas micellar solutions (que son microemulsiones compuestas por sulfactantes, alcoholes y aceites crudos.), la inyección de vapor, y la combustión in-situ.

Quizás el dato más crítico acerca de la recuperación asistida es la saturación de los reservorios de petróleo. El inversionista debe evaluar la recuperación estimable de petróleo por aplicación de la recuperación asistida en función de los gastos que se generaran a consecuencia de la implantación de esta técnica, o de los estudios que se deben realizar, o de los equipos nuevos que se deben adaptar a las instalaciones existentes. La elección del proceso también se halla relacionada con la cantidad de petróleo que se estima en el lugar, la profundidad del reservorio, la viscosidad del crudo, etcétera. Consecuentemente, numerosos métodos de recuperación han sido descubiertos recientemente para la mejor adaptación a las necesidades y requerimientos del reservorio saturado.

El procedimiento químico general de una recuperación asistida, utilizando el método específico de polímeros alcalinos. Por lo general, la introducción de productos químicos a un pozo se encuentra precedidas por un preflush (esto consiste en la inyección de agua de baja salinidad o de contenidos salinos determinados por adición a la misma de cantidades específicas.) para producir un buffer acuoso compatible entre el reservorio de alta salinidad y las soluciones químicas, las cuales pueden ser adversamente afectadas por las sales en solución. Los aditivos químicos son del tipo de detergentes (generalmente petróleosulfonados.), polímeros orgánicos (para incrementar la eficacia del removido en un reservorio heterogéneo.) y micellar solutions. La solución alcalina u otras soluciones son inyectadas luego de que se halla realizado el preflush del pozo. Dicha inyección se halla proseguida por la inyección de una solución de polímeros ( usualmente un poliacrilamida o polisacárido) para incrementar la viscosidad del fluido, ganar espacio y minimizar pérdidas por dilución o channeling. Finalmente, la salinidad del agua adicionada que siga a la inyección del polímero es aumentada respecto de la concentración normal que caracterizan a los fluidos petroquímicos.

Otro tipo de recuperación asistida de reservorio saturado, consiste en la inyección de gas y desplazamiento del crudo por soluciones miscibles como se observa en la figura 1.2. La adición de dióxido de carbono es una de las técnicas más utilizadas en las instalaciones de recuperación en la actualidad. El mecanismo principal para la movilización del petróleo por gases miscibles son:

• Disminución de la viscosidad del fluido hasta solubilización del gas en el crudo,

• y aumento del volumen de la fase oleica.

La solución de dióxido de carbono, la cual es altamente soluble en el petróleo crudo cuando se aplica a alta presión, provoca una apreciable ondulación del petróleo. Tres tipos de inyección de dióxido de carbono han sido descubiertas y aplicadas: 1) Inyección del gas en porciones seguidas de la adición de agua, como se ilustra en la figura 1.2; 2) inyección de agua saturada con el dióxido de carbono; y finalmente, 3) inyección del gas a presión elevada.

Diversas técnicas han emergido de métodos térmicos de recuperación asistida y la elección de uno u otro depende de la evaluación del reservorio y de la economía. Los procedimientos térmicos, son especialmente utilizados en la recuperación de crudos pesados, del orden APIº< 20.

Steam Flooding (tratamiento con vapor).

Es un proceso simple en un comienzo. El vapor es generado en la superficie e inyectado por la cañería principal de manera que el contenido del pozo se disipe hacia cañerías laterales y emerja a la superficie. Este método se basa en una combinación de condiciones térmicas, reducción de la viscosidad del fluido y presión (la presión con que el fluido es disipado hacia los conductos periféricos.). El mecanismo del desplazamiento del petróleo es una combinación de cambios físicos interaccionantes, tales como la reducción de la viscosidad y la destilación del vapor, la cual puede ser visualizada por el avance separado frontal como se muestra en la figura 1.3. un esfuerzo considerable es requerido para tratar al agua hirviente y a los gases resultantes de la combustión del crudo procesado, que frecuentemente contiene compuestos de nitrógeno y sulfuros.

Una segunda técnica de recuperación asistida se basa en un simple pozo de inyección y un pozo de producción o extracción. En el primero, el se inyecta vapor permitiendo que se transfiera calor a las proximidades del depósito, que anteriormente poseía una buena producción el petróleo, antes que se comience a bombear. El bombeado se realiza hasta que la producción decline debajo de un nivel aceptable, en este momento se debe repetir el ciclo de inyección de vapor.

El tercer método de recuperación asistida requiere una ignición in-situ del deposito de petróleo manteniendo un frente de combustión mediante la inyección de aire u oxigeno. Muchas zonas diferentes experimentan con las reservas como se muestra en la figura 1-5. Este mecanismo es complejo, pero el frente de combustión ( y la producción de petróleo) produce una ordenada manera de forzar fuera de él una mezcla de gases de combustión, vapor, agua caliente, y petróleo movilizado. El proceso puede llevarse a cabo hasta que el frente de combustión se ha extendido en un radio tan grande desde el pozo de inyección de aire, que continuar con la inyección de aire no es más técnica o económicamente factible.

Estos, métodos de recuperación asistida implican el uso de una de las muchas técnicas que se probaron para averiguar si eran técnicamente factibles. Ningún método de recuperación asistida es tan general, sin embargo, estos pueden ser utilizados en cualquier situación.

La evidencia de un origen biogenético del petróleo resta fuerza al análisis de los diferentes petróleos, los cuales son grandes mezclas de hidrocarburos que contienen compuestos del nitrógeno, azufre y oxigeno en cantidades variadas que dependen del origen del petróleo.

Consecuencias ambientales del uso de la recuperación asistida.

El uso de aditivos químicos y combustibles en los pozos petrolíferos introdujo una nueva dimensión de consecuencias ambientales. La recuperación asistida requiere de un gran numero de compuestos químicos en los pozos petrolíferos, los cuales en muchos casos están en las cercanías de una zona poblada o en zonas de campos y granjas. Los problemas ambientales llegan debido a que una gran cantidad de productos químicos, como los detergentes, bases, polímeros orgánicos, alcoholes entre otros, deben ser almacenados y utilizados en un área relativamente pequeña. Las nuevas reglamentaciones acerca le la contaminación del aire, agua, y tierra, y los nuevos controles y regulaciones, son más contemplativas que las utilizadas en caso de una técnica de recuperación primaria o secundaria.

La polución del aire causada por el uso continuo de métodos térmicos para la recuperación de petróleo en las cercanías de una población poseen una reglamentación especifica que restringe las cantidades de óxidos de azufre y nitrógeno y los hidrocarburos que pueden ser liberados. Esto tubo un gran impacto económico en los métodos térmicos de recuperación asistida ya que el tratamiento o recuperación de los efluentes es necesario en todos los casos.

Cuando químicos líquidos o gaseosos son inyectados bajo tierra para la recuperación, son necesarios controles para eliminar las emisiones de vapores de los depósitos y los bombeadores. También deben considerarse los químicos inyectados como una potencial fuente de contaminación de el agua de las napas subterráneas que pueden tener comunicación con el deposito de petróleo, debido a fracturas, grietas, pozos abandonados, cementación incompleta, etc. Por lo tanto cada técnica de recuperación asistida lleva con sigo como carga el cuidado del medio ambiente.

Inundación por polímeros.

La inundación por polímeros consiste en agregar polímeros al agua subterránea, para hacer decrecer su movilidad. El resultado es un incremento en su viscosidad y a la vez decrece la permeabilidad de la fase acuosa que ocurre con algunos polímeros, causa una de su baja el radio de movilidad. Esta baja incrementa la eficiencia de la inundación a través de un aumento de la eficiencia de recuperación y una disminución de la zona de saturación de petróleo. La irreversible saturación del petróleo no decrece hasta que la saturación del petróleo lo haga. La mayor eficiencia en la recuperación constituye el incentivo económico para la utilización de inundación por polímeros, generalmente, la inundación por polímeros puede ser económicamente viable únicamente cuando el radio de movilidad de las aguas subterráneas es grande, el reservorio es altamente heterogéneo o una combinación de los mismos.

Los polímeros pueden ser usados en la producción de petróleo de tres maneras:

• En tratamientos en pozos cercanos para mejorar la performance de los inyectores de agua o los bombeadores de agua, mediante el bloqueo de zonas de alta conductividad

• Como agente que puede unir zonas de alta conductividad en las profundidades del reservorio.

• Como agente que reduce la movilidad del agua o el radio de movilidad del agua/petróleo.

El primer modo no es realmente una inundación por polímeros debido a que el verdadero agente del petróleo no es el polímero. Realmente la mayoría de las técnicas de recuperación asistida por polímeros están orientadas en el tercer modo.

La movilidad decrece en una inundación por polímeros por la inyección de agua que contiene un gran peso molecular (polímero soluble en agua). Las interacciones con la salinidad son importantes, particularmente para ciertas clases de polímeros. Virtualmente todas las propiedades de las inundaciones químicas dependen de la concentración de iones específicos más que de la salinidad solamente. La fase acuosa que contiene solamente cationes divalentes (dureza) y más critica a las propiedades químicas que las mismas concentraciones de T.D.S..

Porque del gran peso molecular (1 a 3 millones) solo una pequeña cantidad alrededor de 500g/m3 de polímero llevaran a cabo un sustancial aumento en la viscosidad del agua.

Método por solventes.

Uno de los más modernos métodos para producir petróleo adicional es a través del uso de solventes para extraer el petróleo del medio permeable. En el comienzo de la década del 60 (aquellos años locos) el interés se centro en la inyección gas de petróleo licuado en pequeñas cantidades y luego fue desplazado por la utilización de gas seco. Este proceso se volvió económicamente menos atractivo cuando el uso del solvente se incremento. Más tarde en la década del 70, el interés de los métodos de recuperación asistida por solventes resurgieron, por un incremento en el precio del petróleo y más confianza en la habilidad para estimar la recuperación asistida durante este periodo el uso de solventes comienza a decaer en relación al uso de dióxido de carbono y otros fluidos.

Dos fluidos que mezclados en todas proporciones dan una fase de un único fluido son miscibles. Por esto los agentes miscibles se mezclan en todas proporciones con el aceite para ser desplazados. Pero muchos agentes parcialmente miscibles exhiben solo miscibilidad alrededor del crudo de petróleo en si mismo, por eso nosotros usamos la inundación térmica de solvente. en este texto. Muchos solventes, por supuesto, serán miscibles con crudo bajo las condiciones apropiadas, pero todos los solventes de interés comercial son inmiscibles en fase acuosa.

Los solventes de inundación se refieren a aquellas técnicas de recuperación asistida cuya principal función de recuperación es porque de extracción, disolución, vaporización, solubilización, condensación, o alguna otra fase de comportamiento que cambia el comportamiento del crudo. Estos métodos tienen otros, a veces muy importantes, mecanismos de recuperación (reducción de la viscosidad, solubilización en gas, etc.), pero el mecanismo primario debe ser la extracción.

Esta extracción puede ser llevada a cabo por muchos fluidos: alcoholes orgánicos, ketonas, hidrocarburos refinados, gas de petróleo condensado, gas natural y gas licuado, dióxido de carbono, nitrógeno, aire, entre otros.

La catástrofe más grave de la historia

El 24 de marzo de 1989 ocurrió en el sur de Alaska el derrame de petróleo que -según Greenpeace- "mató más vida silvestre que ningún otro derrame conocido en la historia". El barco cisterna Exxon Valdez encalló en el arrecife de Bligh, en la bahía Prince William, lanzando al mar 41.635.000 litros de petróleo crudo.

El ecosistema de la región quedó devastado. La marea negra contaminó 1.600 kilómetros de costas y se extendió por 3.300 kilómetros cuadrados. Murieron 33.000 aves acuáticas, 1.000 nutrias, 30 focas, 17 ballenas y 14 leones marinos. Según un informe de Greenpeace publicado en febrero de 1999, diez años después sólo dos especies silvestres -las águilas calvas y las nutrias- se habían recuperado. Michael Pollem aseguró a Clarín que "en el suelo de Alaska, a 30 centímetros de la superficie aún hoy sacamos restos de petróleo. Esto demuestra la magnitud del desastre". El caso del Exxon Valdez también terminó en la Justicia. Y los informes del Northern Testing Laboratories, que preside el biólogo Pollem, fueron claves para que los perjudicados ganaran una demanda por 5.000 millones de dólares contra la empresa Exxon. "El de Alaska fue el episodio ecológico más grave del mundo. Los restos de petróleo llegaron hasta Japón, a miles de kilómetros del lugar del accidente", dijo Pollem. En el Río de la Plata, el antecedente más cercano al derrame de Magdalena fue el de Punta del Este. El 8 de febrero de 1997 el buque panameño San Jorge lanzó 200 toneladas de petróleo frente a esas playas, arruinando el verano. Los ecologistas aseguran que el transporte de petróleo ya es una "actividad de altísimo riesgo" en esta zona.

Aspectos Fundamentales.

El petróleo es una mezcla compleja de hidrocarburos, en la que predominan los alcanos, los cicloalcanos y los aromáticos.

• Origen: animal - vegetal (teoría actual).

• Aplicaciones: principal fuente para la obtención de combustibles gaseosos y líquidos.

• Gas natural: porción gaseosa que acompaña al petróleo (metano y pequeñas cantidades de otros hidrocarburos).

• Los principales componentes del gas licuado son el propano y el butano.

• Separación de los componentes del petróleo: por destilación.

• Cracking o pirólisis: procedimiento que permite aumentar y mejorar el rendimiento de un petróleo en naftas.

• Índice de octanos: capacidad de una nafta para el buen funcionamientos de un motor de combustión interna (antidetonancia). Se lo mejora por procesos de isomerización, alquilación y aromatización.

• Poder calorifico del petróleo: 11.500 kcal/kg (aproximadamente).

Los derivados no combustibles del petróleo se utilizan para la síntesis de gran cantidad de productos: alcoholes, caucho, acetona, plásticos, colorantes, disolventes (petroquímica).

Bibliografía:

• Mericiología V

• Química V (Química Orgánica)

• Química Orgánica

Editorial Kapelusz

• Enciclopedia Sintesoft Premier 97

• Enciclopedia Encarta

• Enciclopedia Salvat

Índice. Pág

Presentación...........................................................................................01

Investigación.

Petróleo: introducción.............................................................................02

Formación...............................................................................................03

Composición...........................................................................................04

Evolución Histórica del Aprovechamiento del Petróleo..........................05

Origen Geológico del Petróleo................................................................06

Localización de Cuencas Petróliferas.....................................................07

Prospección............................................................................................08

Extracción del Petróleo...........................................................................09

Producción Primaria................................................................................10

Recuperación Mejorada del Petróleo......................................................11

Inyección de Agua..................................................................................11

Inyección de Vapor.................................................................................12

Perforación Submarina...........................................................................12

Refinado del Petróleo.............................................................................13

Tratamiento y Transporte del Petróleo Crudo.........................................13

Destilación Simple y Fraccionada...........................................................14

Destilación Primaria del Petróleo Crudo.................................................15

Naftas......................................................................................................16

Naftas sin plomo.....................................................................................16

Kerosene.................................................................................................17Gas oíl.....................................................................................................17 Aprovechamiento de la Biomasa............................................................18

Destilación Secundaria o Cracking.........................................................20 Naftas......................................................................................................21

Craqueo Térmico....................................................................................24

Alquilación y Craqueo Catalítico.............................................................24

Porcentajes de los Distintos Productos..................................................25

Otros Subproductos del Petróleo............................................................25

Recuperación Asistida del Petróleo - Introducción -.............................26

Steam Flooding (Tratamiento con Vapor)...............................................28

Consecuencias Ambientales del Uso de la Recuperación Asistida........29

Inundación por Polímeros.......................................................................30

Método por Solventes.............................................................................31

Ingeniería del Petróleo............................................................................32

Producción Mundial y Argentina de Petróleo..........................................33

Naftas Sintéticas y Carburantes..............................................................36

Volumen de Producción y Reservas.......................................................37

Reservas.................................................................................................37

Proyecciones...........................................................................................37

Alternativas.............................................................................................38

Recapitulación Gráfica............................................................................40

Aspectos Fundamentales.......................................................................41

Noticias Sobre Petróleo.

La Catástrofe más Grave de la Historia..................................................43

El Adelantado del Petróleo Español.......................................................44

El Testigo de la Quimera del Petróleo....................................................45

Magdalena: Un Famoso Biólogo Estudia el Impacto Ecológico.............48

El Petróleo y la Política...........................................................................50

Estados Unidos Estudia un Embargo Naval...........................................53

Ilustraciones.

Contaminación Ambiental por Combustión de Petróleo.........................56

Petrolero..................................................................................................57

Refinería del Petróleo.............................................................................58

Torre de Perforación Marina...................................................................59

Torre de Perforación de Petróleo............................................................60