Índice:

Prólogo……………………………………………………………………………… ..3

El petróleo: Origen, Formación y Obtención……………………………………4

¿Qué es el Petróleo?………………………………………………………….5

Origen del Petroleo…………………………………………………………….6

Tª de Engler sobre el origen del petróleo…………………………………...9

Formación y Preservación del petróleo a partir de la materia orgánica..10

Evolución y Maduración de la M.O. que dará lugar al Petróleo…………12

Problemas para la generación de Petróleo………………………………..16

Composición generalizada del Petróleo…………………………………...17

Migración de los Hidrocarburos…………………………………………….23

Las rocas almacén de los Hidrocarburos………………………………….25

Localización de los yacimientos……………………………………………28

Búsqueda y Captura del Petróleo………………………………………….29

Producción de Petróleo en el Mar………………………………………….38

Purificación, Transporte y Refino del Petróleo.

Conversión Residuos Refinería……………………………………………….…40

Purificación del Petróleo…………………………………………………….41

Transporte del Petróleo……………………………………………………...42

Refino del Petróleo…………………………………………………………...44

Conversión de los Residuos de Refiniería en Productos útiles…………57

Productos y Derivados del Petróleo

Recuperación de Subproductos…………………………………………………60

Productos y derivados del Petróleo………………………………………...61

Recuperación de Subproductos…………………………………………….67

Lodos de Tanques de Crudo………………………………………………..68

El Medio Ambiente y su Protección……………………………………………..70

Protección del Medio Ambiente…………………………………………….71

Sistema Integral para el Tratamiento de Lodos aceitosos y Aguas Residuales de la Industria Petrolera……………………………………….74

Hidroprocesamiento de Crudos y Fracciones Pesadas………………….80

Tratamiento que reciben los Suelos contaminados por Hidrocarburos...90

Procedencia de los materiales contaminados por Hidrocarburos……..104

Depósitos de Seguridad……………………………………………………105

Una Alternativa: La incineración…………………………………………..108

Impactos Ambientales……………………………………………………………114

Impacto Ambiental de la Industria Petrolera……………………………..115

Impacto Ambiental de los Aceites Usados……………………………….117

La Biotecnología………………………………….……………………………….120

La Biotecnología…………………………………………………………….121

Economía y Petróleo……………………………………………………………...127

La Economía del Petróleo en el mundo………………………………….128

Notas de Prensa…………………………………………………………………..131

Un mar de Crudo…………………………………………………………...132

Vertido en aguas de las Islas Galápagos………………………………..142

Noticias extraídas del diario español “El País”…………………………..153

Glosario……………………………………………………………………………..159

Glosario………………………………………………………………………160

Bibliografía…………………………………………………………………………167

Bibliografía…………………………………………………………………..168

Prólogo

Quisiera señalar, que al finalizar el trabajo, las opiniones que he encontrado han sido muy diversas dependiendo de la fuente de información.

Ha sido difícil encontrar información científico-técnica sobre la producción detallada del petróleo.

Cuando la fuente de información era la propia industria petrolera, su información era un tanto partidista, y contrastaba con la opinión más divulgativa por parte de los medios de comunicación ecologistas.

Después de toda la información recogida desde Internet sobre el tema, en las páginas web de las industrias petroleras, parece ser que por su parte, ponen todos los medios necesarios para evitar los desastres ecológicos.

Que son industrias, que teniendo como meta la productividad ponen los medios adecuados para que su actividad industrial sea compatible con el medio ambiente que les rodea.

Un ejemplo de ello es el apartado dedicado a la “Protección del Medio Ambiente”, que lo he obtenido de la web de combustibles Shell de Argentina, que habla de la seguridad de sus instalaciones y previsión de accidentes, sus sensores en oleoductos que revelan señales de corrosión, su control sobre las emanaciones gaseosas…

También aclaran que si ocurre un accidente, la causa más común es un fallo humano.

Para contrastar esta información, he buscado artículos medioambientales. En ellos se afirma la inseguridad de las plataformas de perforación, la poca resolución que tendrían ante un desastre ecológico, las pocas medidas preventivas, el interés ante todo económico sin contemplar el medio ambiente, y un largo etc.…

Por ello he añadido en el trabajo, artículos de prensa de distintos medios de comunicación, en los que se muestran las consecuencias, debidas a las pocas medidas de seguridad que adoptan estas industrias, o al poco interés que tienen por el medio ambiente, anteponiendo sus intereses económicos.

Con todo esto, quiero decir que en éste, como en otros trabajos, hay que ser cauta a la hora de opinar. No dudo que habrá industrias que tomarán o habrán tomado todas las precauciones para no contaminar, pero también se dan casos de desastres ecológicos por negligencia, humana, o no.

El petróleo: Origen, Formación y Obtención.

¿ Qué es el petróleo?

El petróleo es una mezcla, en la que coexisten en fases sólida, liquida y gas, compuestos denominados hidrocarburos.

Los hidrocarburos están constituidos por átomos de carbono e hidrógeno y pequeñas proporciones de heterocompuestos con presencia de nitrógeno, azufre, oxígeno y algunos metales, ocurriendo en forma natural en depósitos de roca sedimentaria. Su color varía entre ámbar y negro.

La palabra petróleo significa aceite de piedra.

Origen del petróleo

El problema de la génesis del petróleo ha sido, por mucho tiempo, un tópico de investigación de interés. Se sabe que la formación del petróleo esta asociada al desarrollo de rocas sedimentarias, depositadas en ambientes marinos o próximos al mar, y que es el resultado de procesos de descomposición de organismos de origen vegetal y animal que en tiempos remotos quedaron incorporados en esos depósitos.

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

Se conoce de su existencia y utilización desde épocas milenarias. Se tiene noticia de que en otro tiempo, los árabes y los hebreos empleaban el petróleo con fines medicinales. En México los antiguos pobladores tenían conocimiento de esta sustancia, pues fue empleada de diversas formas entre las cuales se cuenta la reparación de embarcaciones para la navegación por los ríos haciendo uso de sus propiedades impermeabilizantes.

Pero la historia del petróleo como elemento vital y factor estratégico de desarrollo es relativamente reciente. Las exploraciones petroleras iniciaron hace más de cien años (en 1859, Edwin Drake inició una nueva época cuando encontró petróleo en Pennsylvania, a una profundidad de sólo 69 pies), cuando las perforaciones se efectuaban cerca de filtraciones de petróleo; las cuales indicaban que el petróleo se encontraba bajo la superficie.

El pozo de Edwin Drake en Pennsylvania, perforado en 1859.(Izquierda) En el decenio 1920-1930, EE.UU. era ya un importante productor de petróleo

Hoy día, se utilizan técnicas sofisticadas, como mediciones sísmicas, de microorganismos e imágenes de satélite. Potentes computadoras asisten a los geólogos para interpretar sus descubrimientos. Pero, finalmente, sólo la perforadora puede determinar si existe o no petróleo bajo la superficie.

Se ha encontrado petróleo en todos los continentes excepto en la Antártida.

En su estado natural se le atribuye un valor mineral, siendo susceptible de generar, a través de procesos de transformación industrial, productos de alto valor, como son los combustibles, lubricantes, ceras, solventes y derivados petroquímicos.

El petróleo no se encuentra distribuido de manera uniforme en el subsuelo hay que tener presencia de al menos cuatro condiciones básicas para que éste se acumule:

	- Debe existir una roca permeable de forma tal que bajo presión el petróleo pueda moverse a través de los poros microscópicos de la roca.
	- La presencia de una roca impermeable, que evite la fuga del aceite y gas hacia la superficie.
	- El yacimiento debe comportarse como una trampa, ya que las rocas impermeables deben encontrarse dispuestas de tal forma que no existan movimientos laterales de fuga de hidrocarburos.
	- Debe existir material orgánico suficiente y necesario para convertirse en petróleo por el efecto de la presión y temperatura que predomine en el yacimiento.

A dia de hoy, existe una alta dependencia en el mundo del petróleo y la inestabilidad que caracteriza el mercado internacional y los precios de este producto, han llevado a que se investiguen energéticos alternativos sin que hasta el momento se haya logrado una opción que realmente lo sustituya, aunque se han dado importantes pasos en ese sentido.

El petróleo es uno de los más importantes productos que se negocian en el mercado mundial de materias primas. Las bolsas de Nueva York (NIMEX) y de Londres (IPC) son los principales centros donde se transa, pero también tiene un mercado "spot" o al momento. Los precios se regulan por unos marcadores o "precios de referencia", entre los que sobresalen el WTI, Bren, Dubai.

A los países productores se les denomina "independientes" y entre los principales se encuentran el Reino Unido, Noruega, México, Rusia y Estados Unidos. Este último es el mayor consumidor de petróleo, pero al mismo tiempo es uno de los grandes productores.

Colombia forma parte de este grupo de naciones, aunque su participación se considera "marginal" tanto en reservas como en producción y volúmenes de exportación. No es, por consiguiente, un país petrolero.

El petróleo contiene tal diversidad de componentes que difícilmente se encuentran dos tipos idénticos. Estos componentes que lo forman, entre muchas otras propiedades, se diferencian por su volatilidad (dependiendo de la temperatura de ebullición).

Al calentarse el petróleo, se evaporan preferentemente los compuestos ligeros (de estructura química sencilla y bajo peso molecular), de tal manera que conforme aumenta la temperatura, los componentes más pesados van incorporándose al vapor.

Las curvas de destilación TBP (del inglés “true boiling point”, temperatura de ebullición real) distinguen a los diferentes tipos de petróleo y definen los rendimientos que se pueden obtener de los productos por separación directa. La industria mundial de hidrocarburos líquidos clasifica el petróleo de acuerdo a su densidad API (parámetro internacional del Instituto Americano del Petróleo, que diferencia las calidades del crudo). Así, entre más grados API tenga un petróleo, mejor es su calidad.

Los petróleos de mejor calidad son aquellos que se clasifican como:

• "Livianos", "suaves" o "dulces": Son aquellos que tienen más de 26 grados API.

• Los "intermedios": Son aquellos que se sitúan entre 20º y 26º API

• Los "pesados": Son aquellos que están por debajo de 20º API.

Teoría de Engler sobre el origen del petróleo

Las teorías originales, en las que se atribuyó al petróleo un origen inorgánico (Berthelott y Mendeleyev) han quedado descartadas:

Uno de los supuestos acerca del origen del Petróleo lo constituye la Teoría de Engler(1911):

1ª etapa: Depósitos de organismos de origen vegetal y animal se acumulan en el fondo de mares internos (lagunas marinas).

Las bacterias actúan, descomponiendo los constituyentes carbohidratos en gases y materias solubles en agua, y de esta manera son desalojados del depósito.

Permanecen los constituyentes de tipo ceras, grasas y otras materias estables, solubles en aceite.

2ª etapa : A condiciones de alta presión y temperatura, se desprende CO2 de los compuestos con grupos carboxílicos, y H2O de los ácidos hidroxílicos y de los alcoholes, dejando un residuo bituminoso.

La continuación de exposiciones a calor y presión provoca un craqueo ligero con formación de olefinas (protopetróleo).

3er etapa: Los compuestos no saturados, en presencia de catalizadores naturales, se polimerizan y ciclizan para dar origen a hidrocarburos de tipo nafténico y parafínico. Los aromáticos se forman, presumiblemente, por reacciones de condensación acompañando al craqueo y ciclización, o durante la descomposición de las proteínas.

Formación y preservación del petróleo a patir de la materia orgánica

La materia orgánica proveniente de los seres vivos es reciclada en el Ciclo del Carbono, pero alrededor del 0.1% escapa de él y es enterrada. Se estima que ese 0.1% supone un total de 20x1035 Tm3 de materia orgánica fósil. A pesar de la magnitud de estas cantidad, sólo una molécula de CO2 de cada millón se convierte en económicamente explotable.

Las condiciones que llevan a la acumulación de combustibles fósiles son:

• Abundancia de materia orgánica. En determinadas ocasiones es también importante la diversidad.

• Aporte de materia orgánica a los sedimentos.

• Medio de baja energía en que pueda sedimentar.

• Alto potencial de preservación.

El Fitoplacton, es el principal contribuyente para la materia orgánica, y su producción está relacionada a variable física y químicas:

• Así, la luz es fundamental, pues determina la zona fótica

• También es importante el aporte de nutrientes, de los que los más importantes son fosfatos y nitratos, que se generan a través de descomposición bacteriana. En este sentido son muy importantes en los océanos las zonas de productividad, en las que las corrientes provocan el ascenso de los nutrientes.

La preservación de la materia orgánica también es importante, y se da con dos condiciones:

• Zonas con altas tasas de deposición que entierran los restos orgánicos impidiendo que los carroñeros los consuman. De todos modos, este punto ha sido puesto en duda en los últimos años, dado que en presencia de las otras condiciones, el enterramiento puede ser lento.

• Cuerpos de agua estratificados con fondos anóxicos, que se generan cuando un cuerpo de agua dulce llega a otro salado más denso y flota por encima de él, impidiendo la mezcla de aguas y, por tanto, la renovación del contenido en oxígeno.

En medios continentales la acumulación se da en lagos estratificados o pantanos anaeróbicos.

En resumidas cuentas: El petróleo se origina de una materia prima formada principal­mente por detritos de organismos vivos acuáticos, vegetales y animales, que vivían en los mares, las lagunas o las desembocaduras de los ríos, o en las cercanías del mar. Se encuentra únicamente en los medios de origen sedimentario. La materia orgánica se deposita y se va cubriendo por sedimentos; al quedar cada vez a mayor profundidad, se transforma en hidrocarburos, proceso que, es una degradación producida por bacterias aerobias primero y anaerobias después.

Estas reacciones desprenden oxígeno, nitrógeno y azufre, que forman parte de los compuestos volátiles de los hidrocarburos.

A medida que los sedimentos se hacen compactos por efectos de la presión, se forma la "roca madre". Posteriormente, por fenómenos de "migración", el petróleo pasa a impregnar arenas o rocas más porosas y más permeables (areniscas, calizas fisuradas, dolomías), llamadas "rocas almacén", y en las cuales el petróleo se concentra y permanece en ellas si encuentra alguna trampa que impida la migración hasta la superficie donde se oxida y volatiliza, perdiendo todo interés como fuente de energía.

Evolución y maduración de la materia orgánica que dará lugar al petróleo

Cuando la materia orgánica es enterrada, empieza a sufrir importantes procesos hasta convertirse en hidrocarburos.

Estos procesos pueden dividirse en tres etapas: diagénesis, catagénesis y metagénesis.

- La diagénesis: es la serie de procesos que sufre la materia orgánica desde su enterramiento hasta que se transforma en kerógeno(*) (Especificaré qué es el Kerógeno al final de este encabezado) y empieza la generación de petróleo.

La materia orgánica incluida en arcillas que se compacta sufre reacciones bastantes complejas. El punto de inicio de estas reacciones son los cuatro biopolímeros principales: carbohidratos, proteínas, ligninas y lípidos.

En los primeros estados de la diagénesis los biopolímeros son fragmentados en estructuras más simples llamadas geomonómeros, los cuales, más tarde, vuelven a polimerizarse y se transforman en geopolímeros. Durante estos procesos la materia orgánica pierde casi todo el N, mucho O y S, y algo de H y C.

Estos procesos se dan en un principio por la acción de bacterias y procesos químicos no biológicos, y más tarde por cracking térmico. En general la transición a geopolímeros es muy rápida: de cientos a miles de años.

- La catagénesis: Tiene lugar según el Kerógeno es calentado. La catagénesis es el estado en que a partir del Kerógeno se genera petróleo y gas.

- La metagénesis: Es el último estado en que cesa la generación de petróleo y gas, pero se sigue generando mucho metano ( CH4) por alteración del crudo previamente generado.

El gas natural que contiene entre un 75-85% de metano, normalmente se encuentra asociado con depósitos de petróleo; estos depósitos son el legado de las plantas marinas que vivieron y murieron en mares interiores hace millones de años. Son embargo, no todo el metano de la tierra es “metano antiguo”, se estima que las bacterias metanógenas* que viven en las termitas y en los sistemas digestivos de los animales herbívoros producen cerca de 2000 toneladas de metano por año.

Podemos añadir, que el gas natural es un gas incoloro y se añade deliberadamente trazas de compuestos de azufre, como el etanodiol, con el fin de advertir algún escape peligroso.

El kerógeno remanente es casi grafito en esta etapa.

En general, la generación de los hidrocarburos está fuertemente asociada a la profundidad de enterramiento.

La profundidad de generación depende del gradiente geotérmico local, del tipo de kerógeno y de la historia de enterramiento.

A pocas profundidades sólo se genera metano biogénico.

.- Entre 1 y 2 Km de profundidad empieza la catagénesis.

.- Antes de los 3 km. comienza la zona de formación de petróleo; a esta zona se le llama la ventana de hidrocarburos.

.- Entre los 3 y 3.5 km. se pasa a la catagénesis tardía; es la principal zona de formación de gas, y se generan tanto gas húmedo como metano.

.- A más de 4 km. la roca madre se transforma en supermadura. En este punto empieza la metagénesis y sólo se genera metano.

* En este proceso la temperatura también es muy importante, por lo cual podemos realizar una división en base a ella:

.- A los 60º C empieza la generación principal; los petróleos formados son pesados y ricos en componentes NSO

.- Con el incremento de temperatura los petróleos se van haciendo sucesivamente más ligeros.

.- A los 100º C se produce la máxima generación.

.- Por encima de 100º C la generación disminuye y se forman condensados (gases con petróleos mezclados).

.- La ventana de hidrocarburos se cierra a unos 175º C.

.- La generación directa desde el kerógeno acaba a 225º C.

.- La generación de metano acaba a 315º C, aunque la reducción de porosidad puede provocar que el gas no sea económicamente explotable.

Observamos el gráfico en el que viene la influencia de la temperatura:

El tiempo y la temperatura se compensan de modo que una cuenca joven caliente y una vieja fría pueden generar hidrocarburos, aunque en el caso de la cuenca vieja tardará mucho más tiempo que la primera en generar hidrocarburos.

(*) El Kerógeno: El kerógeno es la fracción de la materia orgánica insoluble en disolventes orgánicos que queda tras la diagénesis. Se compone de fragmentos orgánicos diseminados, que pueden agruparse en unidades llamadas macerales:

• Vitrinita: principal tipo en muchos kerógenos, y principal componente del carbón. Aparece en casi cualquier medio deposicional.

• Exinita: derivado de algas, esporas, polen y ceras. No es muy común. Indica un medio lacustre o marino somero.

• Inertinita: proviene de varias fuentes que han sido muy oxidadas durante la deposición.

• Amorfinita: no es un componente "real" de los macerales, ya que incluye todos los componentes amorfos. Son los componentes más interesantes de cara a la formación de petróleo, pues, al estar más machacados, madura a menores temperaturas

El kerógeno, según su origen y composición, se puede dividir en cuatro tipos:

• Tipo I: derivado sobre todo de lípidos; tiende a producir crudos ricos en hidrocarburos saturados. Es el kerógeno más productor de petróleos.

• Tipo II: derivado de fuentes marinas mezcladas. En general se compone de partículas amorfas, provenientes de la descomposición del placton y de los animales superiores. Tiende a producir aceites ricos en aromáticos y nafténicos, y genera más gas que el tipo I.

• Tipo III: rico en vitrinita, tradicionalmente se ha pensado que tenía poca capacidad para formar petróleo y generaba sobre todo gas seco. En los últimos años se están descubriendo yacimientos de petróleo basados en kerógeno del Tipo III.

• Tipo IV: rico en inertinita; casi no produce petróleo ni gases.

Tipos de Kerógeno: Es el producto final de la diagénesis. Se trata de materia orgánica insoluble en disolventes orgánicos a causa de su gran peso molecular. La parte soluble es el bitumen.

En general las rocas sedimentarias contienen mezclas de todos los tipos

Problemas para la generación del petróleo

A pesar de que, por su abundancia, el petróleo parezca una materia prima fácilmente generable, debe darse una larga serie de condiciones para su generación.

En primer lugar debe existir una roca que contenga materia orgánica en cantidades suficientes; (rocas madre) y suelen ser de arcillas. A pesar de todo, en general las rocas madres contienen sólo entre 1% y 2% de materia orgánica.

A continuación la roca madre debe ser enterrada a una profundidad suficiente como para que la materia orgánica contenida pueda madurar hasta convertirse en petróleo. Para ello es necesario que la roca se encuentre dentro de una cuenca sedimentaria que sufra procesos de subsidencia (hundimiento por su propio peso) y enterramiento, con un aporte suficiente de sedimentos; esto limita el número de cuencas en el mundo al 50% de las existentes.

Generación, migración y acumulación del petróleo

Dentro de la roca madre, no toda la materia orgánica se transforma en petróleo. De hecho, se estima que el 70% de la materia orgánica no se transforma, y permanece como un residuo insoluble, por lo que el rendimiento de las rocas madres es aproximadamente el 30%.

Pero este porcentaje no es el del petróleo que finalmente obtenemos, pues se estima que sólo el 1% del petróleo generado es capaz de migrar hacia la roca almacén (la roca en que finalmente lo encontraremos) y acumularse en ella, mientras que el 99% no llega a migrar o se pierde debido a que no existe un sello que impida que el crudo escape de la roca almacén.

Y hay que añadir otro factor más: La cantidad de petróleo recuperable; en general, menos del 60% del petróleo es económicamente recuperable, por problemas de presión, cantidad, viscosidad….

composición generalizada del petróleo

El petróleo es una mezcla líquida que contiene cientos de sustancias, incluyendo aproximadamente 150 hidrocarburos, aproximadamente la mitad de los cuales son alcanos y cicloalcanos, principalmente alcanos lineales y cíclicos, compuestos aromáticos y nafténicos. Dependiendo del número de átomos de carbono y de la estructura de los hidrocarburos que integran el petróleo, se tienen diferentes propiedades que los caracterizan y determinan su comportamiento como combustibles, lubricantes, ceras o solventes

Estos hidrocarburos pueden presentarse como gas natural, aceite crudo líquido o asfalto sólido o semisólido. Son compuestos básicamente formados por hidrógeno y carbono, aunque también pueden presentar en su estructura nitrógeno, azufre y oxígeno.

De ellos el azufre es el más abundante en crudos y asfaltos, aunque también puede presentarse en gases como H2S; según la concentración de éste último decimos que un gas o hidrocarburo es dulce o agrio.

El nitrógeno suele ser alto en gases y asfaltos, pero no en crudos. En los gases suele aparecer como N2, que provoca un descenso en la capacidad calorífica del gas natural.

También pueden contener oxígeno los hidrocarburos:

En asfaltos son habituales los hidrocarburos de alto peso molecular conocidos como NSO, debido a la presencia de nitrógeno, azufre y oxígeno.

Al aumentar el peso molecular de los hidrocarburos las estructuras se hacen verdaderamente complejas y difíciles de identificar químicamente con precisión. Un ejemplo son los asfaltenos que forman parte del residuo de la destilación al vacío. Estos compuestos, además, están presentes como coloides en una suspensión estable que se genera por el agrupamiento envolvente de las moléculas grandes por otras cada vez menores para constituir un todo semicontinuo.

Los hidrocarburos puede dividirse, según las estructuras que forman, en cuatro componentes:

• Parafinas o alcanos: estructuras en cadena con la fórmula general CnH2n+2, donde n puede variar entre 1 (el metano) y 40, lo que determina algunas de sus propiedades:

- Las parafinas con n=1 forman gases secos (compuestos en exclusiva de metano).

- Las que tienen n<5 forman gases húmedos (compuestos de varios elementos).

- Las que tienen 5<n<15 son en general líquidas.

- Las que presentan valores muy altos son casi sólidas.

Por lo tanto, podemos apreciar cómo el número de carbonos presentes en la estructura, determina directamente la viscosidad de los hidrocarburos.

Los alcanos se consideran inertes y se degradan con relativa facilidad.

Isoparafinas: son las estructuras de las parafinas pero con ramificaciones:

Olefinas: Se forman al presentarse dobles uniones entre los átomos de carbono.

• Naftenos o cicloalcanos: estructuras en anillo con fórmula CnH2n. Sus propiedades son equivalentes a las de las parafinas y, junto a ellas, son los principales componentes (60%) de la mayoría de los crudos.

• Aromáticos: anillos hexagonales de carbono con enlaces simples y dobles alternantes. Las unidades básicas son los anillos de benceno. Son líquidos en condiciones normales y su presencia se incrementa según el crudo es más pesado

Los aromáticos y otros componentes volátiles poseen alta toxicidad. Los hidrocarburos aromáticos polinucleados son cancerígenos y persisten durante mucho tiempo en el suelo

• Resinas y asfaltenos: Son compuestos de cadenas de anillos bencénicos enlazados, con gran cantidad de otros elementos, los llamados NSO. Las resinas y los asfaltenos son los componentes más pesados de los crudos y los principales en asfaltos.

Los crudos suelen ser clasificados en base a estos cuatro componentes, habitualmente utilizando el diagrama triangular de Tissot y Welte (1978).

La química de los hidrocarburos es muy importante, pues dependiendo de ella se obtienen los diferentes productos; así, por ejemplo, la gasolina se obtiene de hidrocarburos con n entre 7 y 12.

En general, cuanto mayor número de carbonos en las estructuras, se obtendrán componentes más pesados, desde los gases a los asfaltos.

Una parte importante de los hidrocarburos son los gases licuefactados, que podemos dividir en tres tipos:

• LGN, líquidos de gases naturales: Son hidrocarburos líquidos que se obtienen de los gases extraídos del yacimiento. Un tipo importante de LNGs es el de los condensados, que son crudos muy ligeros extraídos por exolución de hidrocarburos disueltos en gases.

• GLP, gases licuados del petróleo: Son gases pesados disueltos en el petróleo que se licuefactan a altas presiones para su transporte.

• GNL, gas natural licuado: Es una mezcla de gases, con una proporción de metano superior al 70%. Se encuentra en la naturaleza como una fase propia, bien acompañando al petróleo, bien como yacimiento exclusivo.

• También existe una forma poco usual de gases de hidrocarburos atrapados en celdillas de hielo: hidratos de gases.

También hay que señalar, que el Petróleo se puede clasificar según la clase de hidrocarburos que predominan, teniendo asi, tres tipos de petróleo:

• Petróleo de base parafínicas: Predominan los hidrocarburos saturados o parafínicos. Son muy fluidos de colores claros y bajo peso específico (aproximadamente 0,85 kg./lt).

Por destilación producen abundante parafina y poco asfalto.

Son los que proporcionan mayores porcentajes de nafta y aceite lubricante. Pertenecen a este tipo los Vespucio (Salta) y Tupungato (Mendoza) en nuestro país.

• Petróleo de base asfáltica o nafténica: Predominan los hidrocarburos etilénicos y diétilinicos, cíclicos ciclánicos (llamados nafténicos), y bencénicos o aromáticos. Son muy viscosos, de coloración oscura y mayor peso específico (aproximadamente 0,950 kg/lt)

Por destilación producen una abundante residuo de asfalto. Las asfaltitas o rafealitas argentinos fueron originadas por yacimientos de este tipo, que al aflorar perdieron sus hidrocarburos volátiles y sufrieron la oxidación y polimerización de los etilénicos.

A este tipo de yacimientos pertenecen algunos de Comodoro Rivadavia.

• Petróleo de base mixta: De composición de bases intermedias, formados por toda clase de hidrocarburos: Saturados, no saturados (etilénicos y acetilénicos) y cíclicos (ciclánicos o nafténicos y bencénicos o aromáticos).

La mayoría de los yacimientos mundiales son de esto tipo. A el corresponden casi todos los de Comodoro Rivadavia.

Migración de los hidrocarburos

El petróleo no suele encontrarse en el lugar en el que se genera. La generación de petróleo se produce a partir de la materia orgánica que se encuentra en sedimentos de grano fino, como arcillas; a estos sedimentos se les llama rocas madre. Posteriormente el petróleo se traslada a sedimentos de grano más grueso, como areniscas, por medio de un proceso llamado migración; estas rocas suelen llamarse rocas almacén.

Existen dos tipos de migración: primaria, desde la roca madre a la almacén, y secundaria, dentro de la roca almacén.

Mientras que la migración primaria se produce siempre a través de cortas distancia, la secundaria se puede dar a distancias muy largas.

- Migración primaria: Es un proceso poco conocido, al existir dos problemas:

* El pequeño tamaño del poro.

* La baja solubilidad de los hidrocarburos en el agua.

En cuanto al problema de la porosidad se sabe que se suele formar una serie de pequeñas fracturas que pueden actuar como vías de transporte.

Con respecto a la solubilidad, el transporte en solución puede ser válido para los aromáticos ligeros y las parafinas.

Existe otra teoría, la del protopetróleo, que supone que en la migración primaria no se transporta petróleo, sino precursores que contienen compuestos NSO, como ácidos y alcoholes.

De todos modos la presencia de estos componentes en rocas madre inmaduras es baja, y además parece complicado que estos precursores generen petróleo en la roca almacén.

Otra teoría posible es la formación de micelas, en las que las moléculas orgánicas polares se unen y orientan. Estas estructuras pueden llevar, según el tamaño, hidrocarburos adheridos o en su interior. Estas micelas forman jabones que aumentan la solubilidad del petróleo.

A pesar de todo, las micelas aparecen en los yacimientos al nivel de trazas y, además, en general, son demasiado grandes (60 Å) para pasar a través de los poros, problema que también se presenta para el paso del petróleo por medio de gotas.

De todas maneras, la sobrepresión incrementa la separación entre poros y podría permitir el paso de gotas y micelas.

Tipos de micelas: Los círculos representan la parte hidrófila y los palitos la parte hidrófoba.

También se ha desarrollado dos modelos sin implicación de aguas:

• El primero implica la expulsión de gas con soluciones a altas presiones. Esto ocurre en rocas profundamente enterradas, bajo la ventana de hidrocarburos, y sería importante en condensados e hidrocarburos muy ligeros.

• El segundo modelo implica migración a través de una red tridimensional orgánica, aunque es poco posible debido a la escasez de materia orgánica.

- Migración secundaria: Es mucho mejor conocida que la primaria. Se produce dentro de la roca almacén y el petróleo migra en forma de gotas a través de conductos hacia zonas de acumulación, como techos de anticlinales o fallas. La gran porosidad de la roca almacén permite el paso de grandes gotas.

Existen tres factores principales en la migración secundaria:

• La flotabilidad (buoyancy), que provoca que las gotas se muevan hacia arriba con una fuerza dependiente de la diferencia de densidad entre el petróleo y el agua de formación.

• La presión capilar impide a las gotas pasar a través de pequeños poros, deformándose.

• Los gradientes hidrodinámicos, según su sentido, favorecen o impiden el ascenso de las gotas.

Generalmente la migración secundaria ocurre a lo largo de la dirección de las capas, y puede cubrir lateralmente distancias de hasta 100 km.

La migración lateral suele ir acompañada de la vertical, siendo a veces la predominante.

Las rocas almacén de los hidrocarburos

Cuando encontramos hidrocarburos, no lo hacemos en la roca en la que se han generado (roca madre) sino en otra a la que han migrado posteriormente (roca almacén).

Por lo tanto, el conocimiento de los procesos que afectan a las rocas almacén, resultan fundamentales para conseguir el máximo rendimiento en la exploración y producción de hidrocarburos.

Encontramos las siguientes características importantes a tener en cuenta en la roca almacén:

* La porosidad: es la medida de los espacios huecos en una roca, y resulta fundamental para que ésta actúe como almacén:

Porosidad = % (volumen de huecos / volumen total) x 100

La porosidad se expresa como ø. Casi todos los almacenes tienen un ø entre 5% y 30%, y la mayoría entre 10% y 20%.

Existen varios tipos de porosidad según la conexión de sus poros:

• Conectada: poros conectados por un solo lado.

• Interconectada: poros conectados por varios lados. Las corrientes de agua pueden desalojar el gas y el petróleo.

- Aislada: poros aislados.

Los poros conectados e interconectados constituyen la porosidad efectiva.

También podemos clasificar la porosidad, en función de su origen, como:

- Porosidad primaria: se forma durante la deposición. Puede ser de varios tipos:

.- Intergranular: típica de areniscas, en general presenta buenas interconectividad y permeabilidad. La porosidad efectiva es casi equivalente a la total.

.- Intragranular: es la más típica de fragmentos esqueléticos, y raramente se conserva.

- Porosidad secundaria: se forma por procesos post de posicionales. Se forma tras la deposición. Los tipos son:

.- Fenestral: se desarrolla donde hay espacios en la roca mayores que los poros normales. Es característica de pelmicritas de lagoon en las que las deshidratación causa fractura y plegamiento. Es rara de encontrar.

.- Intercristalina: se da entre cristales, y es la más general en muchos depósitos. Se da sobre todo en dolomitas.

.- Solución: es común en carbonatos, aunque también se puede dar en areniscas. Puede ser de dos tipos: móldica o vuggy (que puede extenderse hasta hacerse cavernosa). La porosidad efectiva puede ser baja al no estar conectados los poros.

.- De fractura: se da en cualquier roca que sea frágil a los esfuerzos, aunque también puede deberse a descarga de sobreenterramiento y erosión subsiguiente, o bien por reducción de volúmenes debido a enfriamiento. Las fracturas son a veces rellenadas por cementos.

* La permeabilidad (K): Es el segundo factor importante para la existencia de un almacén. Es la capacidad de una roca, para que un fluido fluya a través de ella, se mide en darcys, que es la permeabilidad que permite a un fluido de un centipoise de viscosidad fluir a una velocidad de 1 cm/s a una presión de 1 atm/cm. Habitualmente, debido a la baja permeabilidad de las rocas, se usan los milidarcies.

La ley de Darcy sólo es válida cuando no hay reacciones químicas entre el fluido y la roca, y cuando hay una sola fase rellenando los poros.

La permeabilidad media de los almacenes varía entre 5 y 500 milidarcies, aunque hay depósitos de hasta 3.000 - 4.000 milidarcies.

Para ser comercial, el petróleo debe fluir a varias decenas de milidarcies.

La relación entre Porosidad - Permeabilidad: La porosidad es independiente del tamaño de grano, al contrario que la permeabilidad, que desciende con el tamaño de grano; además, tanto permeabilidad como porosidad son directamente dependientes de la granoselección de un depósito.

Otro parámetro textural importante es la fábrica, es decir, el modo en que los granos se colocan.

Así, debemos considerar dos aspectos: el empaquetamiento y la orientación:

• El empaquetamiento depende sobre todo de los procesos post de posicionales.

• La orientación tiene un papel importante en la permeabilidad.

A parte de las características ya descritas de las rocas almacén, es necesario señalar que el 90% del petróleo aparece en areniscas y carbonatos en proporciones similares.

La mayoría de las acumulaciones se dan en almacenes heterogéneos con barreras de permeabilidad.

Localización de los yacimientos

Paradójicamente, los lugares donde hay petróleo están, por lo general, situados a bastante distancia de las zonas de consumo. Las tres zonas con mayor producción mundial son Oriente Medio, la antigua URSS y EE.UU., que producen el 70% del crudo en el mundo.

Oriente Medio: Es el primer productor mundial de petróleo con más del 30% de la producción. En esta zona se dan unas condiciones óptimas para la explotación, por la abundancia de anticlinales, fallas y domos salinos que crean grandes bolsadas de petróleo. Su situación costera y en pleno desierto, facilita la construcción de pipe-lines (éstos pueden ir perfectamente en línea recta durante miles de kilómetros), y puertos para desalojar el crudo. Arabia Saudí es le país de mayor producción en esta zona con el 26% de la producción total.

E.E.U.U.: Aunque tiene una producción muy alta, no es suficiente para satisfacer su consumo interno, por lo que se ve obligado a importar. La zona de los Apalaches fue la primera en ser explotada y actualmente ya casi no queda petróleo, por lo que ahora las explotaciones se centran en las zonas de California, Kansas, Oklahoma, costa del Golfo de México, Texas, Luisiana y la zona central de las Rocosas.

Antigua URSS: Comenzó a producir petróleo en 1870. Actualmente los países que la formaban extraen suficiente crudo como para cubrir sus necesidades, e incluso para exportar. Los yacimientos más importantes se encuentran en el Cáucaso, Asia central, entre el Volga y los Urales, Siberia y Sajalín.

China: A pesar de que empezó a extraer su petróleo hace muy poco tiempo en 1952, consiguió desde 1970 el suficiente como para autoabastecerse y exportar en pequeñas cantidades. Los yacimientos están muy alejados de los centros de consumo y de los puertos.

Venezuela: Comenzó su explotación de crudo en 1914 a manos de la compañía Shell. Fue uno de los países más importantes hasta 1960 cuando se vio superado por la antigua URSS y Oriente Medio. Sus yacimientos más importantes se emplazan en la zona del Orinoco.

Búsqueda y captura del petroleo

Exploración y prospección: Esta tarea debe iniciarse por la búsqueda de una roca cuya formación se haya realizado en medio propicio, dicha roca debe ser lo suficientemente porosa para almacenar una cantidad rentable de líquido, el tercer requisito es la localización de las trampas que hayan permitido la concentración de petróleo en puntos determinados de ella. Los procedimiento de investigación se inician con el estudio de bibliografía y cartografía del sector, seguido luego por sondeos geológicos.

Computadora que simula las condiciones del yacimiento: Ayuda a elevar al máximo la recuperación del petróleo

El petróleo trata de fluir naturalmente hacia arriba, de una zona de presión alta a una de presión baja. Si es posible, llega a la superficie de la tierra y aflora. Afortunadamente para el mundo moderno, parte de ese petróleo ha sido atrapado en yacimientos.

Un yacimiento de petróleo no es, como muchos creen, un enorme lago subterráneo de hidrocarburos. A menudo es una roca aparentemente sólida que revela, cuando se la observa mejor, que tiene miles de pequeñas cavidades o poros.

El petróleo migra lentamente hacia arriba moviéndose de una cavidad a otra y, a veces, pasando por fracturas. Cuando choca con un estrato impermeable, se queda en los poros de la roca petrolífera y se forma una acumulación de petróleo.

Los hidrocarburos suben lentamente hacia la superficie, por grietas en la roca o a través de poros diminutos e interconectados de las areniscas. A veces, quedan atrapados por una capa de roca impermeable que impide que sigan migrando hacia arriba o hacia los lados. Entonces habrá un yacimiento que espera ser descubierto.

Al principio la búsqueda de petróleo se realizaba al azar. Aparte de perforar en lugares donde el petróleo afloraba a la superficie, muchos pozos de exploración se hacían "siguiendo una corazonada" a menudo con desalentadores resultados.

Ahora la exploración petrolera se ha hecho mucho más científica; pero, aun contando con moderna tecnología y la experiencia de geólogos y geofísicos expertos, esta actividad está plagada de incertidumbres.

La exploración petrolera se enfrenta con el hecho de que la superficie de la tierra tiene una historia complicada.

Los geocientíficos saben que parte de la corteza terrestre, que abarcan continentes y océanos, se han transladado con relación a otras.

Cuando los continentes se separaron, zonas que eran tierra quedaron sumergidas por el mar: esas zonas se convirtieron en lugares de deposición de rocas petrolíferas. Al producirse colisiones las enormes fuerzas originadas levantaron cadenas de montañas, estrujaron las rocas en plegamientos y las echaron unas sobre otras, para formar estructuras complejas. Algunas de éstas son favorables para la acumulación de petróleo.

Una de las estructuras más comunes es el anticlinal, en la cual las capas tienen la forma de una cúpula o arco. Debajo del anticlinal, puede encontrarse un yacimiento de hidrocarburos, sellado por una capa impermeable. Si se perfora un pozo a través de esta cubierta, hasta llegar al yacimiento, se puede sacar petróleo a la superficie.

Un anticlinal, en que la comba de la roca ha formado una cúpula, es una "trampa" típica. El gas se acumula en la parte superior, mientras que la roca que está por debajo del petróleo se llena de agua.

Después se escogen ciertas áreas para estudiarlas en mayor detalle. los geólogos estudian los afloramientos de roca y analizan muestras de roca y de los fósiles que puedan contener, a fin de tener elementos que indiquen sus orígenes y edad. Los estudios geofísicos proporcionan datos adicionales, indicando como se disponen las rocas debajo de la superficie. Esos estudios incluyen medidas de los campos gravitacional y magnético.

En concreto, los estudios geofísicos magnéticos, denuncian las pequeñas alteraciones magnéticas, producidas por las distintas permeabilidades magnéticas de las rocas cristalinas próximas. Se usan magnetómetros muy sensibles, que a veces suelen transportarse en aviones, para disminuir los efectos de masas férreas superficiales de la tierra, porque éstos son afectados por el tipo y distribución de las rocas de la corteza terrestre.

Sin embargo, hoy en día, el estudio sísmico es mucho más importante, que consiste en determinar las velocidades de propagación de ondas sísmicas, provocadas por estallido de cargas superficiales de dinamita, que penetran 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 la cual, a mayor intervalo, mayor profundidad. Repitiendo las medidas, se puede establecer el perfil de dicha capa, y de los de las capas vecinas.

Tales estudios pueden indicar también qué tipo de rocas se encuentran bajo la superficie, ya que diferentes rocas transmiten el sonido a diferente velocidad.

En zonas alejadas, las ondas sonoras pueden producirse por medio de dinamita, que hace detonar a pocos metros bajo la superficie del suelo. En regiones densamente pobladas o ambientalmente sensibles, en las cuales no es conveniente usar explosiones, se utilizan camiones vibrosísmicos.

Antes de la perforación, el estudio sísmico es la única manera de recoger información detallada de las zonas submarinas.

La dinamita era el medio sísmico utilizado en el mar, pero actualmente se emplean cañones de aire comprimido, que generan ondas sonoras al liberar grandes burbujas de aire comprimido bajo la superficie del agua.

Los estudios sísmicos más avanzados son tridimensionales, con las líneas sísmicas dispuestas en una cuadrícula densa y colocadas con precisión por medio de las últimas técnicas de navegación. Los datos registrados son procesados en modernas computadoras, que producen una imagen tridimensional muy exacta de las formaciones y estructuras subyacentes. El proceso es costoso: un estudio sísmico tridimensional en el mar cuesta 15.000 dólares por kilómetro cuadrado, según el lugar y las condiciones reinantes. Por otra parte, la perforación de un pozo puede llegar a costar millones de libras esterlinas, de manera que el tiempo y el dinero empleado en estudios exactos son una buena inversión, ya que ayudan a situar correctamente los pozos y reducen al mínimo las pérdidas en pozos secos.

También por el análisis de suelos, que determina la presencia de hidrocarburos hasta una profundidad no mayor de 15 cm, podemos saber si hay o no petróleo.

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

Se puede optar también por la perforación de pozos profundos, pero se debe realizar en zonas consideradas como favorables.

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

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

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

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

Fotografía de las paredes de los pozos, que también se utilizan para la individualización de las capas atravesadas.

Ultimamente, se han ideado métodos muy modernos y rápidos, basados en: radioactividad de las capas, mucho mayor en las areniscas que pueden contener petróleo; empleo de la televisión para control de perforación; absorción de neutrones o modificación de su velocidad, producida por los yacimientos, que se practica para determinar su extensión, etc.

Hay que recalcar, que 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 favorables para la perforación, y permiten el cálculo de las posibles reservas petrolíferas.

Perforación: Los pozos se perforan con herramientas rotatorias de perforación, que actúan según el principio del berbiquí del carpintero.

El instrumento cortante es la barrena, que tiene puntas fuertes de metal o, a veces, de diamante, capaces de taladrar las más duras rocas.

La barrena está suspendida de una sarta de perforación, formada por tramos de barillaje, que se van agregando a medida que penetran la barrena . Ésta se hace girar por medio de una mesa de rotación que está en el piso de la plataforma o, más comúnmente ahora, con un motor colocado en el pozo.

Barrena Moderna

Con el tiempo la barrena se gasta y tiene que ser reemplazada. Toda la sarta que pesa más de 100 toneladas debe ser levantada hasta la superficie y desarmada sección por sección a medida que va subiendo.

Se coloca la nueva barrena y se la hace bajar lentamente a medida que se ponen otra vez las secciones de la sarta.

En un pozo profundo, esta operación, denominada viaje, puede tomar la mayor parte de un turno de 12 horas. Hasta hace poco la sarta de perforación era manipulada por la cuadrilla de perforación.

A fin de aumentar la seguridad y reducir los costos de perforación, se van utilizando ahora equipos perforadores automáticos, con operaciones mecanizadas de movimiento de varillaje y controles electrónicos.

Uno de los materiales esenciales para el trabajo de perforación es el "lodo" o fluído de perforación. Es una mezcla especial de arcilla, diversos productos químicos y agua que se bombea constantemente hacia abajo por el varillaje y sale por los agujeros que tiene la barrena. La corriente de lodo retorna hacia arriba por el espacio anular que queda entre la sarta de perforación y la pared del agujero perforado, y arrastra consigo fragmentos de roca cortados por la barrena En la superficie, el lodo recuperado se tamiza y vuelve a bombearse al pozo. Los fragmentos (ripios) que quedan en el tamiz indican el tipo de roca que van encontrando la barrena y puede exhibir indicios de petróleo cuando se va llegando a una formación petrolífera. El lodo enfría la barrena y evita escape de gas o petróleo cuando la barrena penetra en una trampa.

El equipo de perforación es grande y pesado; antes de poder perforar en zonas alejadas, a veces es necesario construir caminos cortando selvas o cruzando desiertos a fin de llegar a ellas.

Ahora para reducir los costos de transporte los primeros pozos explorados de zonas alejadas pueden ser perforados por equipos mucho más pequeños que hacen pozos de poco diámetro.

La rapidez con que se perfora varía según la dureza de la roca. A veces, la barrena puede perforar 60 metros por hora; sin embargo, en un estrato muy duro, es posible que sólo avance 30 centímetros en una hora. La mayoría de los pozos petrolíferos tienen entre 900 y 5000 metros de profundidad; pero en ciertos casos se perforan pozos de siete u ocho mil metros.

Normalmente los pozos son verticales; en algunas ocasiones especialmente en el mar, es necesario perforar pozos que se desvían de la vertical para llegar a más puntos desde una misma plataforma.

Esto se denomina "perforación desviada". Los desarrollos recientes han hecho posible desviarse hasta 90 grados de la vertical. Esta técnica se conoce como "perforación horizontal" , y en ciertos casos puede aumentar la productividad de un pozo.

Perforación vertical de un pozo

Durante la perforación, es necesario poner especial cuidado cuando la barrena se acerca a una formación que contiene petróleo y gas. La alta presión que se encuentra en las trampas de petróleo puede hacer subir el petróleo y gas de golpe a la superficie, cuando la barrena atraviesa la roca impermeable.

Esas erupciones eran comunes en los comienzos de la explotación petrolera, pero actualmente, los técnicos de perforación están capacitados para evitarlo ya que contaminan el medio ambiente, presentan un alto riesgo de incendio y desperdician hidrocarburos.

El supervisor de perforación puede deducir que existen riesgos de erupción cuando los ripios que suben del pozo tienen trazas de petróleo o cuando los instrumentos de la plataforma indican que está aumentando la presión en el pozo. Entonces puede bombear un lodo más pesado para detener el avance del petróleo o cerrar válvulas especiales, llamadas controladores de erupciones situadas en la cabeza del pozo.

Durante las operaciones de perforación y por medio de registros se recoge valiosa información sobre el yacimiento a distintas profundidades. Los ripios que llegan a la superficie se examinan para descubrir trazas de hidrocarburos y sus contenidos de fósiles. Los registros con cable examinan las propiedades eléctricas, acústicas y radioactivas de las rocas, que rinden indicaciones sobre el tipo de roca, su porosidad y la cantidad de fluído que contiene.

A veces, se extraen trozos de rocas o "testigos" para examinarlos en el laboratorio.

El primer pozo que se perfora en una zona se conoce como "pozo exploratorio". Si se encuentra petróleo, se perforan otros pozos para determinar los límites del yacimiento. Estos son los "pozos de evaluación". Si se decide explotar el yacimiento, algunos de estos pozos de evaluación pueden convertirse en pozos productores.

Sin embargo, hay muchos factores que deben estudiarse antes de poner en producción un yacimiento.

*¿Cuánto petróleo contiene el yacimiento y cuánto costará extraerlo? (Los costos dependen, entre otras cosas, de la profundidad y la facilidad con que fluye el petróleo a la superficie).

*¿Qué distancia media entre el yacimiento y los posibles mercados?.

*¿Cuántos pozos se necesitan y dónde deben situarse?.

*¿Qué instalaciones de tratamiento del petróleo se necesitarán?

Cuando se decide poner en producción un yacimiento, se coloca un conjunto de tubos y válvulas, llamado "árbol de Navidad" o "de conexiones", en cada colector de producción, para controlar el flujo del petróleo desde el pozo.

En ciertas condiciones, el petróleo llega naturalmente a la superficie empujado por la presión del yacimiento: pero, a veces, es necesario instalar bombas de balancín u otros métodos de elevar los fluidos artificialmente.

Desde la cabeza del pozo, el petróleo pasa por un oleoducto, a una estación colectora donde llega el petróleo de varios pozos. La estación cuenta con un equipo que separa el petróleo y también extrae el agua. Una vez que el yacimiento está en producción se necesita administrarlo correctamente para asegurar que se recupere todo el petróleo que sea posible. En algunos casos, la manera más simple de aumentar la producción es perforar pozos intermedios adicionales.

En otros casos, la presión del yacimiento debe mantenerse con la inyección de agua o gas comprimido por pozos inyectores especiales.

Inyección de agua

Inyección de Gas

En algunos casos, los índices de producción de petróleo pueden mejorarse inyectando agua o gas comprimido en el yacimiento.

Producción de petróleo en el mar

Gracias a los grandes avances de la ingeniería ahora, es posible construir plataformas más altas que la mayoría de los rascacielos del mundo y anclarlas al fondo del mar, en una lámina de agua de más de 400 metros de profundidad. Estas plataformas contienen miles de toneladas de equipos y pueden alojar a cientos de personas que trabajan en turnos, para que el petróleo se produzca, almacene y bombee a tierra firme sin interrupciones.

En yacimientos más pequeños, puede no justificarse económicamente utilizar esas enormes estructuras fijas. Los técnicos han inventado ingeniosos sustitutos, tales como los sistemas flotantes de producción.

Estos son embarcaciones semi-sumergibles de perforación o buques tanque utilizados para el tratamiento y almacenamiento de petróleo que fluye por tubos verticales que conectan el buque a los pozos que están en el lecho marino.

En los sistemas de producción submarina no hay una plataforma para cada yacimiento; el petróleo se bombea desde los pozos y colectores que están en el lecho marino a una plataforma de un yacimiento cercano.

En el futuro, muchos yacimientos más pequeños en zonas tales como el mar del Norte podrían explotarse en forma de satélites utilizando tales sistemas.

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DiDiferencias de profundidad: Se han diseñado diversos sistemas a fin de atender a las diferencias en la profundidad de las aguas y el tamaño de los yacimientos y también para tratar de encontrar métodos cada vez menos costosos ( diagrama no hecho a escala).

Se estima que casi un tercio del petróleo del mundo procede de yacimientos submarinos, y en particular, del Mar del Norte, el Golfo Pérsico, y el Golfo de México, donde se construyó en 1947 (imagen en blanco y negro), una de las primeras plataformas marinas, en sólo siete metros de agua

Purificación,Transporte y Refino del Petróleo.

Conversión Residuos Refinería.

Purificación del petróleo

El petróleo tal como surge, no puede procesarse industrialmente, sin separarlo antes del gas y el agua salada que lo acompañan.

- Separación del gas: Se efectúa en una batería de tanques, en los cuales, por simple reposo el gas se separa espontáneamente.

- Destrucción de la emulsión agua salada-Petróleo: Es uno de los problemas de difícil resolución que afronta la industria petrolífera. Se trata de resolverlo en distintas formas:

1.- Se previene la formación de emulsiones, evitando la agitación de la mezcla de agua salada y petróleo, en las operaciones de surgencia.

2.- Lavado con agua de la emulsión, seguido con una decantación posterior.

3.- Decantación en tanques de almacenamiento.

4.- Centrifugado de la emulsión

5.- Calentado, para disminuir la viscosidad de los petróleos densos

6.- Métodos químicos, térmicos o eléctricos (que son los mas efectivos para desalinizar y deshidratar, trabaja a 11.000 voltios).

Una vez purificado, se lo envía a tanques de almacenaje y de ellos, a las destilerías, por oleoductos u otros medios de transporte (buques cisternas, vagones tanques, etc.)

Transporte del petróleo

Por oleoductos: La manera más práctica de transportar petróleo por tierra es bombeándolo por oleoductos. Los oleoductos para el crudo generalmente son de gran diámetro (a veces de más de un metro); a lo largo de su recorrido y a intervalos regulares hay estaciones de bombeo que hacen que el petróleo avance continuamente a unos cinco kilómetros por hora.

La construcción de un oleoducto que puede tener que cruzar montañas, ríos o desiertos, constituye una gran tarea de ingeniería, que por lo general es realizada conjuntamente por varias empresas que contribuyen a la enorme inversión de capital necesaria.

A medida que aumenta la producción de petróleo en el mar se van construyendo más oleoductos submarinos. Estos se tienden con barcazas tiendetubos especiales, en las cuales se sueldan los tramos de tubo de acero antes de colocarlos en el lecho marino.

Si el oleoducto es de pequeño diámetro el tubo puede desenrollarse desde un gigantesco carrete para tenderlo directamente en el lecho marino, evitándose así la necesidad de soldar en el mar. Cuando se transporta crudo pesado, puede ser necesario poner aislamiento térmico en el oleoducto, para que el petróleo fluya con facilidad. Las tuberías de menor diámetro generalmente se tienden en una trinchera para protegerlas del equipo usado por los buques pesqueros.

Buques tanque: En los albores de la industria, el petróleo crudo generalmente se refinaba cerca del lugar de producción. A medida que aumentaba la demanda de una variedad de productos, sin embargo, se hizo más conveniente transportar el petróleo crudo a refinerías situadas en los países consumidores.

Al principio el hidrocarburo era transportado en barriles de madera en buques cargueros (de aquí que la unidad de medida sea el "barril", que equivale a 35 galones imperiales o 159 litros). Después Marcos Samuel, el fundador de Shell Transport and Trading, adoptó la idea de construir buques que eran, en realidad, tanques flotantes. Así nacieron los buques petroleros.

La principal característica del diseño de un buque petrolero es la división del espacio de transporte de la mercancía en cisternas separadas, con lo cual pueden segregarse diferentes tipos de petróleo o sus productos y se evita el excesivo movimiento de la carga durante las travesías.

Las máquinas, los camarotes y el puente de mando generalmente se encuentran en la popa. De esta manera las máquinas y el alojamiento de la tripulación quedan alejados de la carga inflamable.

Los petroleros modernos son eficientes y adaptables, pueden transportar diversas clases de petróleo crudo o productos, tales como el fuel oil, gasoil, combustibles para turbinas o aceites lubricantes. El petróleo crudo a menudo viaja a lugares distantes en grandes buques tanque, los mayores pueden llevar 400.000 toneladas de hidrocarburos. Los productos, por otra parte, tienen generalmente un destino más cercano y van en embarcaciones de menor tamaño de alrededor de 30.000 tpm. Estos buques tiene muchos tanques y un sistema más complejo de bombas y tuberías, a fin de mantener separados los distintos tipos de carga.

Algunos buques tanque pueden transportar productos "negros" y "blancos". En este caso, tienden a ser más grandes; por ejemplo, para la exportación de productos de las nuevas refinerías del Medio Oriente se utilizan petroleros de 80.000 tpm.

Hace 10 años, un buque tanque mediano de 250.000 tpm consumía 190 toneladas de combustible por día, marchando a toda máquina. Actualmente, los nuevos petroleros necesitan menos de un tercio de esa cantidad y el consumo de combustible puede reducirse aun más operando a menor velocidad. Como el combustible representa un tercio de los costos de operación, tales ahorros son importantes.

Los gastos del personal también se controlan estrictamente y la tripulación consiste, término medio, en 20 personas; sin embargo, se tiene cuidado de no poner en peligro las normas técnicas y de seguridad.

Buque tanque: El petróleo solía transportarse en barriles, hasta que se impuso la idea de construir buques que fueran tanques flotantes.

Refinación del petróleo

El petróleo es una mezcla de líquidos y gases disueltos en ellos, no muy útil en su estado crudo.

En la refinería, el petróleo crudo se transforma por procesos físicos y químicos en una amplia gama de productos útiles. Hay más de 900 refinerías en funcionamiento en todo el mundo; y más de un cuarto de ellas se encuentran en Estados Unidos. Muchas tienen avanzados equipos de conversión que les permite usar tipos diferentes de petróleo crudo y proporcionar la gama de productos que necesita cada mercado.

* En una refinería se persiguen los siguientes objetivos:

• Fraccionamiento del crudo mediante destilación

• Convertir las fracciones de menor demanda en fracciones como la gasolina y similares mediante craqueo.

• Elevar la calidad de las gasolinas por reformado.

• Depurar los productos anteriormente obtenidos por refino total.

* Comprende dos grandes sectores: el de la refinación y el de petroquímica. A su vez, la Refinación se divide en dos etapas

Destilación primaria, por la cual se elaboran productos intermedios y terminados: Nafta virgen, kerosene, gas-oil y crudo reducido.

Refinación propiamente dicha, etapa mucho más compleja -en la cual incluye la primera- dirigida a obtener productos de mayor calidad (productos finales), como gas licuado, motonaftas, fuel-oil, aceites lubricantes, etc. La distinción o diferencia básica entre destilación primaria y refinación propiamente dicha, es que, en tanto en la primera no hay transformación química, limitándose al proceso a modificaciones en el estado físico, es esta última se opera aquel tipo de transformación.

De la destilación primaria - como queda dicho- se obtienen los productos intermedios, así llamados porque entre ellos y los productos finales media una etapa de refinación que eleva su valor.

* Conceptos Preliminares: En la destilación primaria se verifican cinco conceptos físicos fundamentales:

• Vaporización: Pasaje del estado liquido al vapor, por calentamiento

• Condensación: pasaje del estado de vapor al estado liquido, por enfriamiento.

• Fraccionamiento: separación de fracciones de hidrocarburos de diferentes densidades y puntos de ebullición.

• Densidad: Es la relación entre el peso y el volumen unitario de un cuerpo o sustancia, a una determinada temperatura. Este concepto es sinónimo del peso específico.

• Punto de Ebullición: Es la temperatura de un liquido, a la cual la presión de vapor del mismo iguala a la presión atmosférica.

DESTILACION PRIMARIA. SINTESIS DESCRIPTIVA.

En términos generales, el de la destilación primaria es un proceso continuo de transformaciones físicas, que se verifican a partir de la vaporización del petróleo crudo sometido a determinadas temperaturas. Estos vapores, al ser enfriados, se condensan, volviendo al estado liquido en forma de productos como nafta virgen (llamada así porque en esa etapa no a sufrido aún transformación química), kerosene, gas-oil, etc.

En este proceso - que tiene lugar en la torre fraccionaria- inciden la densidad y el punto de ebullición de los líquidos obtenidos por condensación del vapor; estos líquidos se “fraccionan”, depositándose de arriba hacia abajo y viceversa en platos separadores, también llamados de burbujeo, del interior de la torre. Arriba, lo hacen los de menor peso (densidad) y punto de ebullición; mas abajo aquellos en que esos valores aumentan.

Los subproductos o cortes, como también se los denomina, son extraídos, finalmente, por una de las partes laterales de la torre, a distintas alturas.

El petróleo crudo, proveniente de los tanques de almacenaje, es bombeado hacia un horno o alambique donde se lo calienta a temperaturas que pueden llegar hasta los 380ºC.

Esta operación de calentamiento tiene por objeto vaporizar el crudo, para, su posterior fraccionamiento en la torre de destilación. Este fraccionamiento consiste en separar del petróleo crudo los diferentes cortes de hidrocarburos, según sus distintos puntos de ebullición y densidades.

Los productores más livianos se obtienen por la parte superior de la torre, en tanto los más pesados son extraídos de la parte media y el fondo. La fracción superior gas y nafta es sometida a una etapa de enfriamiento para su condensación y separación en el separador de gas, obteniéndose, entonces, gas y nafta virgen (así llamada por no haber sufrido aún ninguna transformación química, su punto de ebullición es inferior a los 175º C, formado por una mezcla de hidrocarburos con cadenas de 4 a 12C, predominando las de 7 y 8C). El reflujo de ésta se utiliza para mantener la temperatura constante, en la parte superior de la torre, función que -a distintas alturas de la misma- cumplen también los otros reflujos que aparecen marcados en el diagrama. Mantener la temperatura constante es una condición necesaria para obtener los subproductos o cortes en sus respectivas especificaciones (nafta, kerosene, gas-oil, etc.).

Descendiendo a niveles inferiores de la torre se extrae el corte denominado kerosene, de mayor densidad que la nafta, compuesto por hidrocarburos de 10 a 17C de mayor peso molecular. Su punto de ebullición está entre los 150 y 275º C.

El kerosene pasa a la torre despojadora donde es sometido a una inyección de vapor con el objeto de arrastrar los hidrocarburos livianos (nafta) que lleva disueltos todavía. Estos hidrocarburos livianos retornan al nivel superior de la torre.

En el caso del gas-oil, cuyo punto de ebullición está entre 275 y 300º C, formado por cadenas de hidrocarburos de más de 5C, se repite la misma operación en la respectiva torre despojadora con reflujo de los hidrocarburos más livianos a la parte media de la torre.

En cuanto al crudo reducido (llamado así por que se le han sacado los cortes más livianos) sale por la parte inferior de la torre debido a ser el de mayor peso, está constituido por una mezcla de hidrocarburos con cadenas de elevado número de C.

El kerosene y el gas-oil van directamente a la venta; el gas se utilizará como combustible y en petroquímica y -tras tratamiento posterior- para elaborar motonaftas. El crudo reducido, a su vez, también en otra etapa posterior será utilizado para obtener otros subproductos de refinería como gas licuado, motonaftas, gas-oil, diesel-oil, fuel-oil, asfaltos, carbón.

Platos de Burbujeo o separadores. Tienen una fundamental importancia para la verificación del proceso continuo que se opera en el interior de la torre de fraccionamiento, por el cual los vapores del petróleo crudo se condensan dando los distintos cortes o subproductos a distintas alturas de la misma.

Al poner en contacto íntimo a los vapores que ascienden desde el fondo de la torre con los líquidos ya condensados, permiten que ese vapor se condense a su vez, cuando su densidad y su punto de ebullición coinciden con la del líquido del corte del plato respectivo. El vapor burbujea en la masa líquida a través de un dispositivo

Llamado tacita de burbujeo, diseminados en la superficie del plato o bandeja. Esa función puede ser cumplida también por los orificios de platos o bandejas separadores de otro tipo que, precisamente, se caracterizan por ese sistema distinto. Hay en la torre bandejas o platos de burbujeo que son, además, colectores de los cortes acumulados y por donde los mismos tienen salida al exterior.

La Torre “En la torre de fraccionamiento entran vapores que se condensan al ponerse en contacto con fracciones líquidas más frías que descienden de la parte superior de aquella. Esta operación se realiza en forma continua: Vapores a cierta temperatura que ascienden desde el fondo y se condensan a distintas alturas por efecto de menores temperaturas que provienen de los líquidos ya condensados en las partes superiores, repitiéndose de ésta forma una y otra vez el ciclo”.

Una torre de destilación funciona manteniendo ese régimen durante lapsos prolongados: Meses, años. Esta construida en distintos tipos de acero y su altura y diámetro varían según las cantidades de procesamiento.

REFINACION PROPIAMENTE DICHA. Síntesis descriptiva.

En términos generales se trata de todo un proceso o conjunto de procesos integrados para la obtención del máximo rendimiento en productos de mayor valor comercial y demanda del mercado.

* Conceptos Preliminares: En la refinación debe tenerse en cuenta los siguientes conceptos preliminares que a continuación pasamos a definir:

* Catalizador: Es un agente que acelera las reacciones químicas permitiendo operar en condiciones más simples. Este elemento el catalizador es de esencial importancia en la mayoría de los procesos de refinación. Un ejemplo: La unidad de craqueo catalítico de la refinería de La Plata tiene un consumo anual aproximado de 2.500.000 lo que da una erogación, por tal concepto, de US$ 2.000.000 al año.

* Destilación secundaria o Craqueo: (cracking): Palabra inglesa que significa romper. Es la aplicación del fenómeno de ruptura de las cadenas largas de C de los hidrocarburos de elevados puntos de ebullición, producida por el calor a elevada temperatura, que fue explicada por Young en 1885. Los restos, bajo la acción de la temperatura y la presión se reconstituyen formando otros hidrocarburos de cadenas más cortas.

Los resultados obtenidos dependen de la temperatura:

Entre 400 y 500º C, se obtienen hidrocarburos gaseosos y líquidos de bajos puntos de ebullición.

Por encima de los 500º C, se forman hidrocarburos no saturados

A más de 600º C se producen hidrocarburos aromáticos.

Y a los 1000º C, solamente resiste el metano (CH4), mientras que los hidrocarburos restantes se descomponen en sus elementos C y H.

A todas la temperaturas se forman porcentajes variables de C y gases no condensables.

Por razones económicas y técnicas suelen usarse catalizadores, utilizados para acelerar las reacciones más convenientes para la producción de hidrocarburos que mejoran las características de la nafta.

El craqueo puede ser térmico o catalítico. El primero se produce en ciertas condiciones de temperatura, presión y tiempo de reacción. El segundo, se produce en diferentes condiciones operativas de menor severidad respecto a la temperatura, presión y tiempo de reacción, debido a la presencia de los llamados catalizadores de craqueo.

* Mezcla de Naftas: Para la mezcla de naftas se parte de lo que se denomina el “pool de naftas”, conformado por: la nafta virgen; nafta de reformación; nafta de coqueo y nafta de cracking catalítico.

Todas estas naftas, obtenidas en los diferentes procesos de refinación, deben mezclarse en diferentes condiciones, con el agregado de otros agentes químicos para que lleguen a la condición de poder ser comercializadas como naftas súper o común. Las naftas son incoloras. Para diferenciarlas se le agregan colorantes. Así, la nafta súper es de color azul, en tanto la común es amarilla. Entre los agentes químicos que se le agregan figuran los que permiten un control de calidad para que el producto no pueda ser falsificado, para inhibir la corrosión, etc.

* Los subproductos intermedios son sometidos a diferentes procesos. Básicamente, se trata de estos cinco: Destilación al vacío, coqueo, Craqueo catalítico, Reformación catalítica y Concentración de gases.

* Destilación al vacío: En la destilación primaria habíamos dicho que la temperatura de operación del horno llegaba hasta los 380o centígrados. Por encima de esta temperatura y a la presión atmosférica, comienza a producirse el llamado craqueo (rompimiento molecular) de las moléculas de hidrocarburos en los enlaces químicos C-C, operándose entonces una transformación química.

Ahora bien, trabajando la torre de destilación en condiciones de presiones muy bajas disminuyen los puntos de ebullición de los diferentes hidrocarburos, pudiéndose operara a mayores temperaturas (420º - 430º C) sin producirse el fenómeno de craqueo. Entonces es posible someter el crudo reducido de topping en una torre de vacío y extraerle fracciones de hidrocarburos del orden de la densidad de los gas-oil que no pudieron ser extraídos en la primera etapa de destilación.

1ª) Fracciones livianas, que emergen por la parte superior de la torre; un condensador la subdivide en:

Parte volátil no condensada, separada por una bomba de vacío

Gas-oil que se obtiene por la parte superior y media de la torre de vacío, de características no comerciales, pasa a la etapa de craqueo catalítico.

2º) Aceite lubricante liviano, condensado en un refrigerante y recogido en un depósito.

3º) Aceite lubricante pesado, procesado como el anterior. Antes de condensarse, estas porciones pasan por torres despojadoras, donde el vapor de agua les quita los productos más volátiles que arrastran para llevarlos nuevamente a la torre.

El producto que sale del la unidad de vacío se deriva a la unidad de coqueo y a los tanques de almacenaje de fuel-oil comercial, por una parte, cuando se trabaja con un crudo de ciertas características; al variar éstas se puede obtener, entonces, de ese mismo fondo, los asfaltos en su diferente tipos comerciales.

* Coqueo (o craqueo térmico): Esta operación consiste en la transformación química de hidrocarburos pesados, por acción del calor y presión, produciéndose en estas condiciones la descomposición de moléculas de elevado peso molecular en otras en otras de menor peso.

C12H26 --------- > C6H14 + C6 H12 + Calor

(Parafina) (Olefina)

El fondo de la unidad de vacío, es decir, el producto que sale de allí, se introduce como carga en la unidad de coqueo, con el objeto de someterlo a temperaturas del orden los 510º C y transformarlo en subproductos de mayor valor. Se obtiene: gases, nafta, diesel, gas-oil pesado y carbón sólido.

* El fuel-oil o petróleo crudo reducido, sufre el craqueo térmico en las siguientes etapas:

Precalentamiento en la torre de fraccionamiento

Compresión con una bomba a 28 Kg./cm² y pasaje al horno de craqueo.

Craqueo en la cámara de reacción, que es donde se produce el craqueo, a una temperatura de hasta 480º C

descompresión en la válvula reductora de presión.

Gasificación en la cámara de evaporación instantánea. La porción gaseosa sale por arriba y el residuo de fuel-oil de craqueo sale por abajo

Fraccionamiento en la torre de fraccionamiento a la cual penetra por la parte inferior. En ella se obtienen 2 porciones:

1ª) Nafta e hidrocarburos gaseoso, que salen por la parte superior.

2º) Hidrocarburos pesados, que salen por abajo y se mezclan con el fuel-oil, para iniciar otro ciclo de craqueo.

Aparte se fracciona la nafta por condensación en refrigerantes, separándola de los gases (metano, etano, eteno, etc.), que aprovecha la industria petroquímica.

* Craqueo catalítico: Se basa en una propiedad de los catalizadores: la aceleración de los velocidad de reacción, en forma diferencial.

Data del año 1936, siendo superior al craqueo térmico (coqueo) por la calidad de la nafta obtenida, que es de 77 a 81 a octanos.

Entre los distintos procesos en uso, uno de los mas comunes es el de lecho-fluido, que utiliza como catalizador arcilla natural o una mezcla sintética de alúmina y sílice, finamente pulverizadas, que se comportan como fluidos cuando se incorporan a una corriente gaseosa.

Esta unidad, se carga con gas-oil pesado proveniente de las unidades de destilación al vacío y coqueo.

El proceso consta de las siguientes etapas:

Craqueo a presión atmosférica y 450 a 500º C aproximadamente, en un reactor, en presencia del catalizador finamente pulverizado.

Separación del catalizador, que se envenena al cubriese con el C producido, en un regenerador donde se quema dicho C. El catalizador precipita en la parte inferior, siendo enviado al reactor mediante una corriente de aire, para intervenir en otro ciclo.

Fraccionamiento de los vapores que sufrieron el craqueo, que de la parte superior del reactor pasan a la torre de fraccionamiento, donde se dividen en 3 porciones:

1º Nafta, cuyos vapores escapan por la parte superior de la torre y se condensan en refrigerantes; generalmente se la somete a una redestilación.

2º Gasoil catalítico liviano, utilizado como combustible liviano

3º Gasoil catalítico liviano, que puede destinarse al craqueo térmico; pero generalmente se le hace sufrir un nuevo ciclo catalítico, aprovechándose en este caso la arcilla al volver al reactor.

* Reformación catalítica: La nafta virgen de destilación primaria es un subproducto de baja calidad, no comercializable, por contener un bajo número de octano. Su composición química, no obstante, puede reformarse (en otra estructura molecular) con el objeto de elevarle el número de octanos,

A Tal efecto se utiliza el proceso denominado reformación catalítica. El catalizador utilizado en esta operación contiene metales muy valiosos, como por ejemplo platino, de tal manera que las naftas reformadas con estos catalizadores se llaman “naftas al platino”. La nafta virgen se introduce como carga a la unidad de reformación catalítica (6), obteniéndose los siguientes productos: gases y nafta reformada al platino.

* Concentración de gases: Esta unidad tiene como objeto reunir los gases provenientes de todas unidades de refinación, con el fin de fraccionarlos y obtener por destilación los productos siguientes: gas residual (para uso petroquímico y combustible), propanos y butanos (gas licuado).

* Refinación de productos: Los subproductos se someten a una refinación en tratamientos físicos y químicos muy variados, que los purifican y especialmente cumplen 2 objetivos:

Eliminar componentes con propiedades nocivas para la aplicación a que se los destinan.

Mejorar las características aprovechables en sus aplicaciones, mediante el agregado de sustancias adecuadas.

* Los subproductos comunes son:

Nafta para automotores: Las naftas están integradas por mezclas muy

complejas de hidrocarburos de todas las series, procedentes de las destilaciones primaria y secundaria (térmica y catalítica).

Sus componentes fundamentales son: hidrocarburos saturados, no saturados, cíclicos ciclánicos (nafténicos) y aromáticos o bencénicos. Sus porcentajes dependen del petróleo utilizado; y sus puntos de ebullición varían entre los límites distanciados:

40º C y 225º C.

Los productos más volátiles facilitan el arranque del motor; y los mas pesados, deben ser reducidos para asegurar una distribución pareja de la mezcla carburada (el carburador la reduce a gotitas muy pequeñas mezcladas con aire) en los cilindros.

• La nafta común argentina cumple con los requisitos del ”Bureau of Mines” de Estados Unidos, que establece las características siguientes:

Antes de los 62º C debe destilar el 10%.

Antes de los 117º C debe destilar el 50%.

Antes de los 170º C debe destilar el 90%.

La nafta común tiene 72 número octano, la super 90.

Los motores modernos, utilizan compresiones cada vez mayores para lograr rendimientos mejores. Por consiguiente se necesitan naftas de número de octano elevado. Y como las naftas procedentes de la destilación primaria detonan antes que las de cracking, es indispensable mezclarlas con porcentajes crecientes de estas últimas

Así se logran altos números de octano y al mismo tiempo, un mejor aprovechamiento de los petróleos para la obtención del más importante de sus subproductos.

El refinado de las naftas consiste en la eliminación de sustancias innecesarias, como los hidrocarburos no saturados y compuestos de S, N y O. Que la luz y el aire transforman pro oxidación y polimerización en gomas que obstruyen cañerías y válvulas. Entre los variados procedimientos, puede citarse el tratamiento con ácido sulfúrico concentrado (agitándose enérgicamente durante 90 minutos; decantación de las impurezas disueltas por el ácido; neutralización con soda cáustica).

Se mejora con procesos de isomerización, polimerización y alquilación (aumento del número de octano) de hidrocarburos.

Naftas para aviación: Está compuesta por una mezcla de hidrocarburos más volátiles que los de la anterior.

Responde a las siguientes especificaciones:

A 70º C debe destilar 10%

A 100º C debe destilar 15%

A 125º C debe destilar 90%

Su poder calorífico debe ser 10350 cal/kg.

Su punto de congelación - 60º C.

Su número de octano puede ser de 100 a 120 y más aún.

Es decir que puede ser más antidetonante que le octano puro, o sea que admite un grado de compresión mayor que el sin encendido espontáneo.

Se elaboran con nafta común y gasolina (mezcla de hidrocarburos muy volátil, fácilmente inflamable, que se fracciona de los gases del petróleo).

Naftas livianas: Son mezclas de hidrocarburos muy volátiles, que se utilizan en la industria como solventes y para análisis de laboratorio. Según la nomenclatura de Y.P.F son: Bencina A, Bencina B, Nafta industrial A, Pentano y Hexano.

Naftas pesadas. En nuestro país también se las conoce con el nombre de agricol, que YPF clasifica como Kerosene.

Son mezclas de hidrocarburos de puntos de ebullición más elevados. Se usan en motores agrícolas (tractores, etc.)

Kerosenes: Recordemos que están formados por la porción que destila entre 150 y 275º C; pero según la demanda, estos límites pueden experimentar ligeras variantes, ya que parte de sus hidrocarburos componentes pueden enviarse a las naftas o al gasoil. Está integrado casi exclusivamente por hidrocarburos con 10 a 17C.

Legalmente, su punto de inflamación debe superar los 40º C, para que en frío no produzca vapores inflamables (un fósforo encendido, arrojado sobre un recipiente de kerosene debe apagarse). Esta característica evita accidentes entre usuarios modestos, que por diversas causas pueden ser imprudentes.

Debe responder a las siguientes especificaciones:

• a 200º C debe destilar un 35%.

• Su punto seco se logra a 280º C.

• Coloración: Incolora o ligeramente amarillenta. Olor característico.

• Peso específico: 0,8 a 0,81 kg./lt

Su refinación es similar a la de las naftas. Como es un producto muy económico, no es muy cuidadosa; la luz y el aire pueden oxidar y polimerizar sus hidrocarburos, formando gomas que dificulta su empleo. Por lo tanto debe guardarse en depósitos cerrados al abrigo de la luz y durante períodos cortos.

Se utiliza como combustible doméstico (colorado rosa), o como solvente (colorado amarillo)

En las siguientes dos páginas, podemos observar el tratamiento por refinación del petróleo.

Obtención de productos del petróleo

* He obtenido un listado de una empresa especializada en protección ambiental, en la que aparecen los residuos del refino del petróleo, de la purificación del gas natural y del tratamiento pirolítico del carbón clasificados como peligrosos o no peligrosos:

Residuos del refino del petróleo:

05 01 02

Lodos de desalación

Peligroso

05 01 03

Lodos de fondos de tanques

Peligroso

05 01 04

Lodos de aquil ácido

Peligroso

05 01 05

Derrames de hidrocarburos

Peligroso

05 01 06

Lodos oleosos procedentes de operaciones de mantenimiento de plantas o equipos

Peligroso

05 01 07

Alquitranes ácidos

Peligroso

05 01 08

Otros alquitranes

Peligroso

05 01 09

Lodos de tratamiento in situ de efluentes que contienen sustancias peligrosas

Peligroso

05 01 10

Lodos del tratamiento in situ de efluentes, distintos de los mencionados en el código 05 01 09

No peligroso

05 01 11

Residuo procedentes de la limpieza de combustibles con bases

Peligroso

05 01 12

Hidrocarburos que contienen ácidos

Peligroso

05 01 13

Lodos procedentes del agua de alimentación de calderas

No peligroso

05 01 14

Residuos de columnas de refrigeración

No peligroso

05 01 15

Arcillas de filtración usadas

Peligroso

05 01 16

Residuos que contienen azufre procedentes de la desulfuración del petróleo

No peligroso

05 01 17

Betunes

No peligroso

05 01 99

Residuos no especificados en otra categoria

No peligroso

Residuos de la purificación y transporte del gas natural:

05 07 01

Residuos que contienen mercurio

Peligroso

05 07 02

Residuos que contienen azufre

No peligroso

05 07 99

Residuos no especificados en otra categoria

No peligroso

Residuos del tratamiento pirolítico del carbón:

05 06 01

Alquitranes ácidos

Peligroso

05 06 03

Otros alquitranes

Peligroso

05 06 04

Residuos de columnas de refrigeración

No peligroso

05 06 99

Residuos no especificados en otra categoria

No peligroso

Conversión de los Residuos de Refinería en productos útiles

Hace poco, se ha trabajado mucho en la conversión de los residuos de refinería en productos útiles.

En la hidroconversión ("Hycon"), se agrega hidrógeno al residuo. El hidrógeno es extraído del gas natural o se obtiene como subproducto de la reformación. Los residuos también pueden procesarse extrayéndoles carbono que es la base de muchas técnicas de coquificación con las cuales se obtiene coque que puede usarse como combustible.

Las técnicas que se emplean en una refinería dependen de los tipos de petróleo crudo que deben refinarse y de las necesidades del mercado. Se comercializan internacionalmente más de cien crudos distintos y una refinería moderna puede tener que procesar hasta 20 tipos en el curso de un año.

Los diversos mercados necesitan productos diferentes. En EE.UU., casi un quinto de las familias poseen tres o más vehículos; una refinería que provea al mercado estadounidense necesitará producir una gran proporción de gasolina. Los mercados cambian constantemente a medida que la gente ahorra energía o pasa a usar otros combustibles.

En los últimos años, muchas refinerías han invertido grandes sumas en instalaciones de conversión, instalando computadoras para controlar las operaciones de refinerías e introducido planes de manejo de energía, todo esto con la finalidad de aumentar su flexibilidad, para satisfacer mejor los requerimientos del mercado.

* Las características del crudo, así como la cantidad y calidad de productos que se desean obtener determinan los procesos que deben incorporarse a la refinería.

• La mayor parte de los productos obtenidos en el proceso de destilación primaria se someten a hidrotratamiento para eliminar principalmente azufre y nitrógeno (Lo vemos con amplitud en el siguiente apartado).

• Para la generación de las gasolinas se incorporan procesos como reformación catalítica, síntesis de éteres (MTBE y TAME), alquilación e isomerización de pentanos-hexanos, balanceados de tal forma que la mezcla resultante cumplan con la especificación establecida.

• Los gasóleos de vacío se someten a desintegración catalítica fluida para generar mayor cantidad de destilados ligeros, principalmente gasolina.

• El residuo de vacío puede también someterse a hidrodesintegración o a coquización para aumentar el rendimiento de destilados, o a procesos de hidrotratamiento o reducción de viscosidad para generar combustóleo

* Existen muchas operaciones en los procesos de la industria del petróleo basadas en la separación física de componentes aprovechando diversos principios de separación química de sus componentes.

Proceso	Agente	Ejemplos de aplicaciones
Destilación	Adición/Remoción de calor	Separación del petróleo crudo en sus destilados
Absorción	Solvente	Eliminación de CO2 y H2S de hidrocarburos líquidos y gaseosos
Absorción	Adsorbente	Separación de parafinas normales e isoparafinas
Cristalización	Remoción de calor	Eliminación de parafinas en el proceso de producción de lubricantes
Filtración	Material filtrante	Remoción de sólidos en corrientes de carga y en productos refinados
Agotamiento	Gas de arrastre	Recuperación de hidrocarburos de catalizador recirculado en plantas FCC
Permeación	Membranas	Recuperación de hidrógeno de corrientes gaseosas residuales
Ciclones	Fuerza inercial	Remoción de finos de catalizador en el proceso

Separación física de componentes:

* Los productos tienen que cumplir con una serie de especificaciones que aseguren su comportamiento satisfactorio.

Esto se logra con una serie de transformaciones químicas que ocurren en los diversos procesos que constituyen una refinería, donde se modifica la estructura de los hidrocarburos:

Descomposición:

• Desintegración térmica

• Reducción de la viscosidad

• FCC

• Hidrodesintegración

• Coquización

• Gasificación

Rearreglo Molecular:

• Reformación

• Isomerización

• Hidrodesulfuración

• Hidrogenación de olefinas

• Hidrogenación selectiva de Diolefinas

• Saturación de aromáticos

• Deshidrohalogenación

Construcción molecular:

- Alquilación

• Eterificación

• Polimerización

• Dimerización

Productos y Derivados del Petróleo.

Recuperación de Subproductos.

Productos y Derivados del Petróleo

Un grupo de productos merece una mención especial: son los productos químicos, muchos de los cuales derivan del petróleo.

La industria petrolera está estrechamente relacionada con la petroquímica de hecho, muchas plantas petroquímicas comparten las instalaciones con las refinerías de petróleo.

Esa industria proporciona productos que compiten con otros derivados de recursos naturales que escasean: caucho sintético en vez de natural; detergentes en vez de jabón.

También ofrece productos completamente nuevos que han transformado nuestra existencia diaria: objetos de plástico para el hogar, envases para los supermercados, telas de fácil cuidado, tintes, adhesivos y pinturas.

La industria química depende de los suministros de petróleo como alimentación para la producción de miles de artículos que hacen más confortable y práctica la vida moderna.

Algunos de los muchos artículos que nos son familiares y que se fabrican con productos químicos:

El automóvil: Los neumáticos están hechos de cauchos sintéticos; los asientos, de poliuretano; el aislamiento de los cables y la caja de la batería, de materiales plásticos. Bajo el capó: el fluido de frenos utiliza un derivado de los éteres glicólicos

Artículos para deportes: El equipo de navegación a vela necesita resinas, disolventes, plásticos y adhesivos; en los esquíes se usan plásticos y adhesivos.

En la Cocina: En el aislamiento eléctrico, el piso y los utensillos, se emplean plásticos; en los adhesivos y accesorios, resinas.

En la sala de estar: En el equipo electrónico, se usan resinas y en las cintas de video, discos, alfombras y cortinajes, materiales plásticos.

Con disolventes y resinas se fabrican pinturas para diversos usos.

* Una vez que se han fabricado los derivados del petróleo, se presenta la compleja tarea de distribuirlos a los clientes.

Para escoger la mejor manera de transportar los productos, deben tenerse en cuenta los fletes, las cantidades a enviar y las distancias entre el punto de distribución y el usuario.

Los derivados del petróleo se utilizan principalmente en el transporte, la calefacción, el alumbrado y la generación de electricidad. No obstante, el petróleo es una mercancía con gran diversidad de aplicaciones; constituye la alimentación para fabricar lubricantes, parafinas, lustres, muchos productos farmacéuticos y cosméticos.

El sector petroquímico también proporciona innumerables artículos de gran valor para la industria y para nuestra vida diaria.

Los productos refinados del petróleo generalmente salen de la refinería a granel, aunque algunos se envasan en latas o bidones listos para su uso.

Los grandes consumidores como las centrales eléctricas y los fabricantes de productos químicos pueden recibir el suministro directamente de la refinería por el oleoducto o por carretera, ferrocarril o vía marítima.

Los consumidores de menores cantidades son abastecidos, por lo general, desde centros de abastecimiento y distribución llamados terminales.

Desde estos centros los productos se transportan hasta los clientes en naves, camiones tanque o vagones cisterna.

Productos a distribuir por medio de un camión tanque

Para una compañía petrolera la tarea de organizar la distribución es compleja, ya que debe asegurar que se entregue el producto correcto en el lugar que corresponda, en el tiempo y en las cantidades necesarias. Además, se hacen grandes esfuerzos y mucha investigación para que los clientes tengan productos de calidad, así como servicios y asesoramiento técnicos.

Pueden distinguirse siete u ocho grupos principales de productos, pero hay muchos grados diferentes dentro de cada grupo según las aplicaciones.

Los productos obtenidos de las fracciones más ligeras se utilizan generalmente para el transporte, la calefacción y el alumbrado: la nafta es una importante materia prima para la industria petroquímica.

El GLP normalmente se suministra en cilindros o en otros recipientes portátiles y se utiliza mucho en el hogar, los hoteles, restaurantes, etc., para cocina y calefacción. En algunos países tales como Argelia y Holanda, constituye un combustible para automóviles. En el Japón, la mayoría de los taxis marchan con GLP.

Sin embargo, el combustible más relacionado con el automóvil es, por supuesto, la gasolina. Actualmente el automovilista espera que su vehículo arranque bien en las mañanas frías, y que marche con suavidad. Por eso la gasolina moderna contiene una avanzada mezcla de aditivos, tales como agentes antihielo y antidetonantes, detergentes, etc. Las compañías petroleras trabajan en estrecho contacto con los fabricantes de motores, para desarrollar combustibles apropiados a los modernos diseños de motor.

Antiguamente, la gasolina sólo era uno de los productos que se vendían en las tiendas de provisiones. A medida que aumentaba la demanda se fueron estableciendo estaciones de carga algunas de las cuales también tenían taller de reparaciones.

En las modernas estaciones de servicios se pone énfasis en la rapidez y en la conveniencia. Algunas están abiertas las 24 horas y tienen surtidores autoservicio con un sistema de pago con tarjetas electrónicas. En muchas estaciones de servicio, también se venden no sólo diversos accesorios para el automóvil, sino también alimentos o flores, o se ofrece un servicio de limpieza de ropas o de cafetería.

El keroseno se utiliza en las aeronaves de todo el mundo. El mercado es importante ya que esas aeronaves recorren anualmente mucho más de un billón y medio de kilómetros, alrededor del planeta, en rutas de pasajeros. En muchos países en desarrollo el keroseno tiene gran utilidad para producir luz y calor, como sustituto de escasos recursos naturales, como por ejemplo la leña.

El gasoil se utiliza en los motores diesel de los camiones, autobuses, furgones, trenes y buques y también encuentra aplicación en la industria y en la generación de electricidad.

El fuel oil se usa en la calefacción, en la generación de electricidad y en buques movidos por turbinas de vapor.

El asfalto es el residuo más pesado, sirve para construir carreteras e impermeabilizar diques, túneles y embalses.

Asfaltado de una pista de aviación

Los residuos también constituyen la materia prima para obtener los aceites básicos utilizados en la fabricación de lubricantes.

Los aceites básicos se transportan a granel a las plantas de mezcla de lubricantes, donde se combinan con ciertos productos químicos, de acuerdo con formulaciones especificas. Todas las máquinas, desde un pequeño refrigerador doméstico, hasta una gran planta de montaje de automóviles, necesitan lubricación, por lo tanto el mercado es enorme, pero también muy complejo y necesita productos especialmente diseñados para cada aplicación.

Y es que la transformación y aprovechamiento de los recursos naturales contribuye en gran medida al progreso y desarrollo de un país.

El procesamiento del petróleo crudo y del gas asociado se ha incrementado a nivel mundial en los últimos años como un resultado del crecimiento de la población que demanda mayor cantidad de combustibles y lubricantes, y del desarrollo de tecnologías que permiten el procesamiento de los hidrocarburos para la generación de productos de alto valor agregado de origen petroquímico.

He obtenido un diagrama de la estructura productiva de la Industria Petroquímica Mexicana (tomo como ejemplo en este caso), que podrá apreciarse en la página siguiente.

Diagrama de la estructura productiva de la industria petroquímica mexicana

Recuperación de subproductos

La recuperación es una alternativa de minimización cuyo objetivo es la extracción, a partir de un subproducto resultante de un proceso industrial.

Se realiza sobre aquellos componentes que poseen algún valor para otra industria, o con algún paso intermedio de purificación o tratamiento. También se considera recuperación al aprovechamiento del contenido calorífico (valoración energética) de un subproducto.

La recuperación de los subproductos industriales es cada vez más atractiva desde el punto de vista medioambiental y económico, a medida que las opciones de eliminación de residuos se vuelven más caras y más estrictamente reguladas, y el coste de algunas materias primas aumenta.

También juega un papel importante la aparición de tecnologías y equipos que hacen más efectiva la recuperación; así como también el desarrollo en los últimos años de una mayor conciencia ambiental.

Las dos principales características de la recuperación son :

• Los subproductos requieren un tratamiento previo importante antes de extraer los componentes considerados valiosos.

• Se aprovecha una parte pequeña del subproducto.

La recuperación de elementos contenidos en los subproductos puede resultar ventajosa por las razones que se exponen a continuación:

• Eliminación de los coste y riesgos de la gestión clásica, al suprimir determinados residuos.

• Disminución del consumo de materia prima virgen, cuando es posible sustituirla.

• Transformación de una fuente atractiva de ingresos si se comercializa el material o recurso recuperado.

La recuperación en la industria se orienta en dos direcciones, la recuperación de materias primas y la recuperación energética, también conocida como valoración energética del subproducto.

Una de las materias primas que se pueden recuperar en nuestro caso de industria refinería son los lodos de tanques (los vemos a continuación).

Estos lodos, si poseen un alto contenido en hidrocarburos pueden ser sometidos a un proceso de centrifugación donde se separaría el agua y una fracción sólida no aprovechable, obteniendo así, hidrocarburos que podrían ser utilizados con crudos y convertidos en productos comerciales.

Lodos de tanques de crudo

Los lodos de tanques de crudo son el material que se acumula en los fondos de los tanques como consecuencia de la sedimentación que tiene lugar a lo largo de un amplio periodo de tiempo.

Su composición debido a la naturaleza del material que sedimente depende del tipo de tanque, pero en todos lo casos, existe una gran proporción de material inerte, el resto son hidrocarburos, y agua, los metales pesados están prácticamente ausentes.

Las proporciones pueden variar, pero tomándolas de forma orientativa, se puede afirmar que tendremos agua en un 10-40%, materia orgánica en un 5-35% e inertes en un 20-80%.

La generación es discontinua, en función de los planes de mantenimiento de reparación de tanque, ya que es necesario proceder a su limpieza con antelación a la reparación.

Los tanques de crudo, son los que suelen tener una mayor cantidad de materiales sedimentables. No obstante, con el nuevo sistema de homogeneización instalado en estos tanques, la generación de residuos en los próximos años decrecerá de forma significativa, ya que al remover el fondo, se impide la sedimentación.

El tratamiento aplicado actualmente depende de la composición, pero en todos los casos son tratados “in situ” por compañías tratadoras homologadas por la “junta de Residus”.

Los residuos con un contenido elevado en hidrocarburos se someten a una centrifugación, separándose tres fases:

• Agua: que se envía a la planta de efluentes para su depuración.

• Hidrocarburos: que son recuperados como crudo y convertidos en productos comerciales

• Depósito sólido: que es inertizado con cal y depositado en vertedero controlado.

De esta forma, se consigue simultáneamente minimizar y reutilizar gran parte del residuo original, premisas básicas de una buena gestión de residuos.

Los residuos con un bajo contenido en hidrocarburos y alto en inerte, son directamente inertizados y depositados en vertedero controlado, ya que ni minimización ni reutilización son posibles.

Tomando como ejemplo, que en el año 1993, la cantidad generado fue de 850 Tm tras ser centrifugados e inertizados.

Originalmente, eran unas 2000 Tm provenientes de la limpieza de 4 tanques.

En los últimos años, se vienen limpiando entre 3 y 5 tanques por año, siendo el periodo promedio de limpieza de cada tanque entre 10 y 15 años.

* Caudal: 850 Tm/año

* Composición: Agua 20%

Materia Orgánica 20%

Inertes 60%

* Composición Elemental en Base Seca:

Carbono 21.8%

Hidrógeno 2.6%

Azufre 0.45%

Inertes 75.02%

* Composición elemental en base húmeda:

Carbono 17.5%

Hidrógeno 2.12%

Azufre 2.12%

Inertes 60.02%

Agua 20.00%

* Poder calorífico Superior (P.C.S.) 2200 Kcal/Kg

* Poder Calorífico Inferior (P.C.I.) 2000 Kcal/Kg

* Peso Molecular 41.84 gr/mol

El Medio Ambiente y su Protección

Protección del Medio Ambiente

La preocupación de la industria petrolera por el medio ambiente no es cosa nueva. El negocio del petróleo necesita realizar operaciones de gran escala (con plataformas enormes, buques, tanque, refinerías, miles de kilómetros de oleoductos) que afectan el medio circundante.

Durante años, las compañías petroleras han dedicado mucho tiempo y recursos a hallar maneras de reducir su impacto en el entorno. Sin embargo, en última instancia, se trata de equilibrar la necesidad de energía con el deseo de no perturbar el medio. Las compañías petroleras y los gobiernos cooperan a nivel local e internacional, para lograr este equilibrio.

Por todas partes, durante los últimos años, se vienen debatiendo los efectos de los procesos industriales en el medio ambiente. Estos pueden tener secuelas breves, por ej: derrames de petróleo o de productos, o de larga duración, como el "efecto de invernadero" (aumento de la temperatura de la atmósfera terrestre) o el daño de la capa de ozono con repercusiones para las generaciones futuras.

Todas las industrias, por su misma existencia, tienen consecuencias para el medio circundante: la industria petrolera no es una excepción. No obstante, en todas las operaciones relacionadas con los hidrocarburos, se hacen considerables esfuerzos para reducir al mínimo todo efecto perjudicial y cumplir con las reglamentaciones.

En la etapa de exploración, por ejemplo, se toman medidas tales como la protección acústica del medio ambiente. Antes de construir instalaciones de producción, normalmente se hace una evaluación del efecto que tendrán en el entorno: de este modo se podrán determinar (para citar un caso) cual será el mejor método de manejo de desperdicios y efluentes. Durante la producción, se hacen ensayos con regularidad, a fin de descubrir cualquier contaminación causada por las operaciones. Ultimamente, se están estudiando las mejores maneras de desmantelar las plataformas costa afuera en desuso.

En el pasado, los buques petroleros descargaban en el mar de agua de lastre sucia. Pero se fueron introduciendo mejoras en el diseño de los buques tanque a fin de lograr operaciones más limpias y ahora es ilegal descargar agua que tenga petróleo.

Algunos buques emplean el sistema "Load-on-top", por el cual el agua se limpia a bordo; cada vez es mayor el número de buques que tienen tanques segregados que se utilizan solamente para el lastre y nunca para la carga, de manera que el petróleo y el agua se mantienen separados. Otros utilizan petróleo crudo, en vez de agua, para lavar los tanques, evitando así el problema del agua contaminada.

Cuando los oleoductos son subterráneos, es necesario hacer grandes excavaciones para tenderlos. Sin embargo, después de su construcción, se tiene cuidado de restablecer el terreno; el paisaje debe quedar como antes de comenzar el trabajo. Los oleoductos se inspeccionan regularmente para descubrir cualquier corrosión o fugas que puedan haberse producido. Para esto se utiliza un "conejo inteligente", que es un dispositivo con sensores o registradores, que se hace pasar por el tubo y revela señales de corrosión u otros defectos.

Como cualquier otro gran complejo industrial, una refinería podría presentar problemas para el medio ambiente, debido al ruido y la contaminación de la atmósfera, el agua y el suelo. Los niveles de ruidos molestos se reducen con un mejor diseño del equipo y, siempre que sea posible, la refinería se sitúan a una distancia adecuada de las zonas habitadas. El agua usada se procesa antes de echarla afuera y hay estrictos controles de las emanaciones gaseosas. Se trata por todos los medios de contener el petróleo crudo y sus productos, a fin de evitar la contaminación del suelo.

La prevención de accidentes es un elemento importante de la conservación ambiental. En el diseño y la operación de las plantas, se presta rigurosa atención a la seguridad; sin embargo, la causa más común de los accidentes es un error humano. Muchas tareas de la industria petrolera requieren que se esté en contacto con equipos o productos potencialmente peligrosos: es crucial que se dé asesoramiento sobre la seguridad, se capacite a los trabajadores y, sobre todo, se promueva la conciencia de la seguridad en todos.

Tradicionalmente, se ha agregado plomo a la gasolina para evitar la "detonación". En vista de los posibles peligros para la salud que representa el plomo en la atmósfera, ahora hay gasolina con bajo contenido de plomo y sin plomo. En ciertos países, muchas estaciones de servicio venden gasolina sin plomo y algunos gobiernos ofrecen incentivos fiscales para que sus costos sean inferior al de la gasolina con plomo.

La protección ambiental es una cuestión nacional e internacional. Existen diversas organizaciones por medio de las cuales la industria coopera con los gobiernos para que se tomen medidas que protejan el ambiente.

Equipo de lucha contra incendios y embarcaciones de control de la contaminación (recuadro) para casos de emergencia

Sistema Integral para el Tratamiento de Lodos Aceitosos y Aguas Residuales de la Industria Petrolera.

La industria del petróleo en sus procesos de producción, refinación, transporte y almacenamiento de hidrocarburos genera residuos aceitosos, los cuales han sido almacenados en ciénagas o piscinas a campo abierto, generando un alto grado de contaminación en las áreas aledañas.

Tomando como ejemplo (para poder desarrollar este apartado) el Complejo Industrial de Barrancabermeja en (Colombia), a través de los años, se formaron ciénagas aceitosas que llegaron a contener cerca de dos millones de metros cúbicos de lodos contaminados asociados a más de cinco millones de barriles de aguas aceitosas.

El apropiado tratamiento y la correcta disposición de este tipo de desechos previene la contaminación de aguas subterráneas y superficiales, contaminación del aire, incendios, explosiones, envenenamiento de la cadena alimenticia y destrucción de áreas verdes.

* Existen múltiples tecnologías para el tratamiento de estos residuos aceitosos, por ejemplo la incineración, extracción con solventes, filtración y biodegradación, entre otras. Ecopetrol, a través del Instituto Colombiano del Petróleo, ha desarrollado y adaptado tecnologías tales como biodegradación estimulada e intensiva, inyección de vapor y biosurfactantes, lavado emulsionado y deshidratación térmica, química y electrostática, con las cuales se están eliminando estos residuos aceitosos.

Mediante la aplicación de estas tecnologías se eliminaron cuatro ciénagas aceitosas en el Complejo Industrial de Barrancabermeja, lográndose la recuperación de más de 250.000 m2 de terreno contaminado y 600.000 barriles de aceite con menos de un 1% de contaminantes. Adicionalmente, se han aplicado con éxito en campos de producción, en donde se han biodegradado cerca de 300.000 m3 de lodos contaminados, recuperándose un área de 120.000 m2 de terreno.

Las aguas almacenadas en estas ciénagas, las generadas en estos tratamientos y las producidas en las plantas de refinación, contienen además de sólidos e hidrocarburos compuestos fenólicos. Para su depuración son conducidas a una planta de tratamiento, en donde son sometidas a procesos de neutralización, coagulación, clarificación y finalmente a un sistema de biodegradación de fenoles e hidrocarburos remanentes.

En la actualidad se tratan aproximadamente 200.000 barriles por día, BPD, de aguas en la Refinería de Barrancabermeja y 180.000 en la de Cartagena, alcanzándose eficiencias superiores al 95% en condiciones controladas de acidez, aireación y flujo, y entregando un afluente que cumple con las normas ambientales colombianas.

* La metodología general: Se estableció un conjunto de experimentos a escala de laboratorio y planta piloto con el fin de desarrollar técnicas que aceleren los procesos de recuperación de hidrocarburos, suelos y aguas afectadas, para finalmente implementarlos con éxito a escala industrial en refinerías, campos de producción y otros sitios afectados.

Con el fin de recuperar aceite y reducir los niveles de hidrocarburo en los lodos, se incorporaron variables que modifican el comportamiento fisico-químico de sistemas lodo-agua-tensoactivo, y su incidencia en las “mojabilidad” y capacidad limpiadora de lodos ricos en hidrocarburos.

Debido a la necesidad de acelerar los procesos de biodegradación natural, se desarrollaron grupos de microorganismos capaces de consumir fenoles e hidrocarburos en aguas y suelos. Adicionalmente, se establecieron técnicas mecánicas y fluidodinámicas que favorecen la aireación, incrementando el área de contacto en la interfase microorganismo-aire-sustrato.

* Vamos a ir describiendo de forma general las tecnologías:

Biodegradación de hidrocarburos: Ante la necesidad de tratar considerables volúmenes de lodos y no contar con espacio suficiente para tratarlos, se desarrolló una tecnología de biodegradación acelerada que consiste en la adición intensiva de microorganismos al terreno contaminado, previamente preparado con nutrientes y modificadores de acidez.

La aireación de la mezcla se realiza mediante volteos periódicos, utilizando retro-escavadoras y tractores, con el fin de facilitar el acceso del microorganismo al hidrocarburo.

La mezcla inicial lodo-tierra se prepara con contenidos de hidrocarburo entre el 15 y el 20%. Éste se efectuó inicialmente a escala de laboratorio y planta piloto, donde se analizó la influencia del tipo de microorganismo, nutrientes, mecanismos de aireación y recargas de lodos a tierras en procesos de biodegradación, entre otros parámetros.

A escala piloto se realizaron un conjunto de pruebas en eras, para evaluar la biodegradación natural, con volteos periódicos de la mezcla tierra-lodo, sin adición de microorganismos externos, y otras para estudiar la biodegradación estimulada, con volteo frecuente y adición intensiva de microorganismos.

Adicionalmente se evaluó la biodegradación mediante aireación forzada utilizando distribuidores de aire dentro de las eras.

Otra técnica desarrollada consiste en alimentar la mezcla de lodo debidamente preparada con nutrientes y modificadores de ácidos, necesarios para la supervivencia y buen funcionamiento de los microorganismos, a un tornillo sinfín, el cual suministra movimiento continuo a los lodos incrementando la aireación. El caldo microbiano se adiciona mediante rociado semicontinuo a la mezcla en movimiento.

En estos equipos se evalúan parámetros como intensidad de aireación en tornillo sinfín, tiempo de pasaje, tipo de relleno y recargas de lodo.

Con el propósito de reducir los tiempos de proceso de biodegradación aeróbica intensiva y estimulada, manejar mayores volúmenes de lodo, reducir los costos de materias primas y eliminar los altos requerimientos de espacio, se desarrolla un sistema tipo transporte neumático (loduito) que permita incrementar la aireación, mediante el transporte de lodos suspendidos en aire.

El proceso puede manejar diferentes relaciones aire-lodo, humedad, cantidad de caldo microbiano, tipo de relleno y porcentaje inicial de hidrocarburos.

Inyección de vapor y biosurfactantes: Con el objetivo de recuperar aceite “in situ” a menores costos y tiempos de deshidratación, se han diseñado sistemas de inyección de vapor y biosurfactantes a los fondos cenagosos, obteniéndose un sobrenadante enriquecido en aceite que se envía a las unidades de lavado emulsionado y deshidratación según sus contenidos finales de sólidos y agua.

Lavado emulsionado: Se caracterizaron los lodos a tratar en cuanto a contenido de sólidos, hidrocarburo y agua. Dependiendo de la viscosidad del lodo se evaluaron alternativas de dilución y emulsificación.

La dilución se efectúa con solventes orgánicos, previo estudio de solubilidad y viscosimetría, para determinar la cantidad y tipo de solvente más favorable que facilite la fluidez de la mezcla y el desprendimiento del aceite.

Se realizó un barrido de tipo y cantidad de surfactante, evaluándose cerca de 20 tensoactivos de diferentes familias (aniónicos, no iónicos y anfotéricos). Adicionalmente se evaluaron mezclas de algunos de estos tensoactivos para evaluar la afinidad y balance hidrofílico-lipofílico (HLB), para lograr la máxima remoción de aceite.

Adicional al comportamiento fisico-químico de la formulación en los sistemas agua-lodo-tensoactivo, se estudió la influencia de parámetros fluidodinámicos de formación, tales como tipo de impeler, tiempo y velocidad de agitación, sobre la capacidad limpiadora de los tensoactivos utilizados.

A escala industrial es un proceso que se puede efectuar en una o varias etapas, con posterioridad a la etapa de lavado, la mezcla es bombeada a un sistema de separación centrífuga tipo dicanter o torranter y/o hidrociclones, obteniéndose una corriente de hidrocarburos con contenido de agua inferior al cinco por ciento, una corriente de agua rica en tensoactivo la cual es parcialmente recirculada al proceso y una corriente de sólidos con contenidos de hidrocarburos inferiores al diez por ciento.

Adicional a la recuperación de hidrocarburo, el menor contenido de aceite en los sólidos resultantes facilita la biodegradación, reduciendo tiempo y costos de tratamiento.

Separación aceite-agua: El hidrocarburo proveniente de los procesos de inyección de vapor y biosurfactantes, lavado emulsionado y el sobrenadante de ciénagas aceitosas, se conduce a una planta de deshidratación en la cual se efectúan procesos de separación térmica, química y electrostática, en donde se obtiene un hidrocarburo con contenidos de agua inferior al uno por ciento.

La fase acuosa recuperada en estos procesos se envía a una planta de tratamiento de aguas, en donde se remueven fenoles e hidrocarburos residuales.

Biodegradación de fenoles en aguas residuales: Se analizaron y biodegradaron corrientes fenólicas asociadas a los procesos de producción, refinación de petróleo y aguas provenientes de los procesos de recuperación y remediación de lodos asociados a las ciénagas aceitosas.

Los microorganismos se aislaron de plantas de tratamiento de aguas residuales domésticas, lodos aceitosos de refinería y aguas fenólicas; se seleccionaron y adaptaron a aguas de proceso contaminadas con fenol hasta obtener congregaciones microbianas con altísima eficiencia de biodegradación.

Los ensayos de biodegradación a escala de laboratorio se llevaron a cabo utilizando aguas fenólicas, suplimentadas con sales minerales. El proceso se realizó a temperatura de laboratorio con suministro controlado de aire.

El escalado del proceso se inició utilizando volúmenes pequeños (entre 100 y 500 mL), los cuales se incrementaron gradualmente a medida que se obtenían resultados satisfactorios. El proceso se evaluó en sistemas cerrados, semicontinuos y continuos, en biorreactores agitados permanentemente, empleando volúmenes de 0.5, 3, 180, 3.000 y 10.000 litros, para finalizar con el escalado industrial en biorreactores de 25.000 m3 y con flujos promedio de 200.000 barriles por día.

* Ejemplos concretos y prácticos: La tecnología de biodegradación estimulada e intensiva se ha aplicado con éxito a escala industrial en la recuperación de ciénagas aceitosas, terrenos contaminados en campos de producción, tratamiento de lodos de fondos de tanques de almacenamiento de hidrocarburos, de lodos de plantas de tratamiento de aguas residuales de refinería y ripios de perforación, entre otros.

A continuación se presentan algunos casos prácticos.

Ciénaga 6: Es la mayor recuperada hasta la fecha. Estaba localizada dentro del Complejo Industrial de Barrancabermeja, con una extensión de 130.000 m2 y profundidades que oscilaban entre 2 y 15 metros.

Se biodegradaron cerca de 106 m3 de lodos aceitosos y se recuperaron 600.000 barriles de hidrocarburo. Debido a la magnitud de esta ciénaga fue necesario la implantación de un sistema integral de tratamiento de lodos aceitosos y aguas residuales, aplicando tecnologías de biodegradación de lodos, inyección de vapor y biosurfactantes, lavado emulsionado, deshidratación y biodegradación de fenoles e hidrocarburos en aguas.

La tecnología de biodegradación estimulada se ha aplicado con éxito en campos de producción en donde se han recuperado cerca de 120.000 m2 de área afectadas, biodegradándose más de 300.000 m3 de lodos aceitosos.

Lavado emulsionado e inyección de vapor y biosurfactantes, separación agua-aceite. Al nivel de laboratorio y planta piloto, se realizaron suficientes ensayos hasta encontrar tensoactivos que permitieron altas remociones de hidrocarburos. Con formulaciones de algunos tensoactivos y condiciones fluidodinámicas adecuadas se alcanzaron recuperaciones de aceite del 70% en la primera etapa de lavado y un 80% en una segunda etapa, reutilizando las aguas de lavado. Debe destacarse que estas remociones se favorecen al incorporar efectos térmicos y de dilución.

Biodegradación de fenoles en aguas residuales: El escalado del proceso en el ámbito industrial se llevó a cabo en la Planta de Tratamiento de Aguas Residuales (PTAR), a donde llegan todos los efluentes industriales generados en las diferentes plantas de refinación del Complejo Industrial de Barrancabermeja y las aguas producidas en los procesos de recuperación de las ciénagas aceitosas.

El agua ingresa a la planta y después de un tratamiento de homogeneización, neutralización, coagulación y clarificación, se somete a un proceso de biodegradación de fenoles e hidrocarburos, en tres biorreactores aireados.

Mediante el proceso de biodegradación continua se obtiene una reducción en el contenido de fenoles mayor al 95% entregando un efluente dentro de los límites exigidos por las entidades ambientales colombianas (0.2 ppm), en condiciones estables reducido los niveles de nitrógeno amoniacal e hidrocarburos en cerca del 40%.

A la fecha se están biotransformando entre 700 y 1.000 kilogramos de fenoles por día en la Refinería de Barrancabermeja con flujos promedio de 200.000 BPD, con lo cual ha sido posible mejorar la calidad de las aguas que se vierten al río Magdalena.

Esta tecnología permite la depuración de aguas residuales asociada a la actividad petrolera, resaltándose la aplicación a escala industrial que se viene realizando para el tratamiento de la totalidad del agua producida en las dos refinerías colombianas y su proyección a campos de producción y lugares afectados por la formación de ciénagas aceitosas

* Como conclusiones podemos sacar que:

• Mediante la aplicación del sistema integral de tratamiento de lodos aceitosos y aguas residuales ha sido posible la recuperación de importantes extensiones de terrenos contaminados por derrames y almacenamiento de residuos aceitosos.

• Utilizando la tecnología de biodegradación se han biotransformado cerca de dos millones de metros cúbicos de lodos aceitosos, con contenidos de hidrocarburos entre 25 y 35%.

• En la mayor ciénaga aceitosa, (Ciénaga 6), tratada a la fecha, se recuperaron 600.000 barriles de hidrocarburos, utilizando las tecnologías de inyección de vapor y biosurfactantes, lavado emulsionado y deshidratación, con lo cual se pagó una buena parte de la inversión requerida para la recuperación.

• Las aguas residuales producidas en los procesos de refinación, producción de petróleo y las generadas en la recuperación de ciénagas aceitosas, han sido eficientemente tratadas mediante técnicas de biodegradación de fenoles.

• La aplicación industrial del proceso de biodegradación de aguas fenólicas en sistemas continuos ha permitido reducir cerca del 95% de los fenoles, manejando flujos hasta de 200.000 BPD. Paralelamente a la biodegradación de fenoles se han reducido los niveles de nitrógeno amoniacal e hidrocarburos en cerca del 40%.

• La aplicación de recargas de hidrocarburo y el uso de rellenos mantiene en actividad el proceso y optimiza rendimientos de volumen de lodo tratado por unidad de área y tiempo.

• El uso de sistemas mecánicos y neumáticos para la aireación intensiva, reduce hasta en 16 veces los tiempos de tratamiento comparados con la biodegradación natural.

• La tecnología de inyección de vapor y biosurfactantes combinada con el lavado emulsionado permite la recuperación de cerca del 80% del hidrocarburo en el lodo original, facilitando la biodegradación del sólido residual, haciendo más económico el proceso integral.

Hidroprocesamiento de Crudos y Fracciones Pesadas

Como hemos mencionado en el apartado anterior, aquí se hará extenso el hidroprocesamiento o hidrotratamiento de crudos y fracciones pesadas.

El hidrotratamiento catalítico (HDT) es un proceso que tradicionalmente se ha venido utilizando en la industria del petróleo y particularmente en el procesamiento de fracciones derivadas de la destilación del mismo, con el fin de reducir la concentración de contaminantes tales como azufre, nitrógeno, metales, etc.

El proceso HDT se lleva a cabo por el contacto de la carga con un catalizador adecuado en presencia de un gas rico en hidrógeno.

* Se puede definir al hidrotratamiento como todo proceso catalítico que involucra reacciones de hidrodesulfuración (HDS), hidrodesnitrogenación (HDN), hidrodesmetalización (HDM), hidrodesaromatización (HDA) e hidrodesintegración (HDC) principalmente.

Si el objetivo principal es la remoción de azufre, como es el caso de las naftas, se trata de un proceso de hidrodesulfuración.

En cambio, si además de azufre se requieren eliminar compuestos de nitrógeno y metales, y la saturación de compuestos aromáticos, el proceso involucra un hidrotratamiento o hidrogenación no destructiva sin cambio apreciable en el intervalo de ebullición de la carga, como sucede con los gasóleos de carga a FCC.

Por el contrario, si existe modificación en el intervalo de ebullición de la alimentación, como pasa con los residuales, la hidrogenación es destructiva y se trata de una hidrodesintegración

* En el caso de los crudos pesados, éstos se someten a un hidroprocesamiento o hidrotratamiento en general, ya que se requiere de una hidrodesintegración moderada para reducir el contenido de residuales e incrementar el rendimiento de los destilados ligeros, además de la eliminación de los compuestos contaminantes que contiene (azufre, metales, etc.).

La tendencia en el procesamiento de crudos en los centros de refinación, a escala mundial, es hacia la inclusión de mayores cantidades de crudos pesados.

Por esta situación y con la finalidad de superar la problemática para la infraestructura con que cuentan las refinerías, se ha considerado seriamente la necesidad de realizar modificaciones o en muchos casos la instalación completa de nuevas unidades de proceso

Tradicionalmente el aceite crudo se ha fraccionado y posteriormente se han tratado las fracciones desde naftas hasta residuales.

Considerando que la concentración de contaminantes en estos destilados así como la naturaleza de los mismos, es diversa, los sistemas de reacción y los catalizadores empleados para realizar la eliminación de estos contaminantes, también presentan una variedad de alternativas. Por esta razón la mayor cantidad de informes técnicos en la literatura especializada se han enfocado hacia el tratamiento y conversión de fracciones del petróleo y escasamente hacia el hidroprocesamiento del crudo total.

Sin embargo, la mayor producción de crudos pesados, sobre todo en países como Venezuela, Canadá, México y Rusia, ha obligado a los centros de investigación al desarrollo de tecnologías que resuelvan de origen el problema de los contaminantes.

Los desarrollos tecnológicos en el área de hidroprocesamiento de crudos pesados de manera integral (100% crudo) han sido efectuados sólo a escala experimental (laboratorio o planta piloto), como lo mencionan las patentes más recientes registradas en Estados Unidos, Japón y Europa por compañías tales como Idemitsu, Intevep, Exxon, Snamprogetti y Mobil Oil entre otras.

Sin embargo, estos desarrollos no son muy numerosos y hasta la fecha no se ha efectuado el escalamiento a escala industrial

* Si se efectúa un análisis profundo de las alternativas tecnológicas que existen en el campo del hidroprocesamiento de crudos y fracciones pesadas, se pueden encontrar, que existe una amplia diversidad de tecnologías, las cuales se pueden clasificar en tres grandes grupos de acuerdo al sistema de reacción utilizado: lecho fijo, lecho ebullente y como una innovación relativamente reciente, los sistemas en fase dispersa.

* Las tecnologías del Hidroprocesamiento: Existe un número importante de tecnologías disponibles para convertir residuos del petróleo a destilados ligeros.

La capacidad mundial de procesamiento de residuos casi ha alcanzado el doble de su valor en los últimos 10 años logrando un nivel cercano a los 14 millones de BPD. En el caso de México, la capacidad total para conversión de residuos es del orden de 376,000 BPD, correspondiente al 2.74% de la capacidad mundial.

Algunos procesos cuentan con suficiente experiencia comercial y pueden ser considerados como maduros. Otros se encuentran en las primeras etapas de su comercialización junto con otros que ya se han probado de manera satisfactoria en unidades de demostración.

Los avances tecnológicos más sobresalientes a escala comercial han sido realizados sobre hidroprocesamiento de residuos en lecho fijo, dando mayor énfasis a las nuevas técnicas para adición y extracción del catalizador sin que se afecte la operación continua del proceso, teniendo de esta manera una mejor utilización total del catalizador.

Sistemas de Lecho Fijo: Este es el tipo de proceso que cuenta con más unidades comerciales instaladas alrededor del mundo. La compañía Chevron es la que más unidades tiene operando comercialmente (32 de 54). Es preciso señalar que Estados Unidos y Japón juntos, superan el 50% de la capacidad instalada, mientras que actualmente en México no se cuenta con este tipo de sistemas.

El hidroprocesamiento de residuos atmosféricos llegó a comercializarse ampliamente a fines de los años 60's en Japón para desulfurar combustóleo. En los 80's, su uso se extendió fuertemente al hidrotratamiento de residuos atmosféricos para reducción de azufre y metales en cargas a FCCR. En los años 90's, se han conseguido sustanciales avances en el ámbito comercial en los sistemas de hidrotratamiento de residuos en lecho fijo.

1.- El proceso Onstream Catalyst Replacement (OCR) de la compañía Chevron International Oil Company, se ha probado comercialmente desde 1992 y actualmente se encuentra instalado en tres unidades que tratan residuos atmosféricos en tres diferentes refinerías de Japón.

Este adelanto tecnológico permite realizar la adición y extracción del catalizador de desmetalización mientras los reactores RDS de lecho fijo permanecen en operación continua. El catalizador fresco se dispersa en un gasóleo y se trasvasa al recipiente de alimentación presionado. El catalizador se agrega periódicamente por semana por la parte superior del reactor llegando a la parte alta de un lecho denso. La carga se inyecta continuamente por el fondo del reactor para establecer un flujo en contracorriente.

2.- El proceso HYVAHL desarrollado por IFP (Institute Français du Petrole), cuenta con reactores tipo "swing" para la eliminación de metales.

La primera unidad comercial se encuentra en la refinería de Ardmore, Oklahoma desde 1994.

El IFP licenció una unidad a Ssangyong Oil en su refinería de Onsan, Corea. Esta unidad, que arrancó en 1995, se diseñó para manejar 25,000 BPD de mezcla de residuos de vacío de crudo ligero y pesado árabes, con rendimientos de 25-30% peso de destilados, lográndose cerca de 90% de HDM.

Esta es la primera aplicación del concepto de reactor "swing", el cual se probó ampliamente en la unidad minirefinería de 100 BPD en las instalaciones de Solaize, Francia.

3.- El proceso Shell Hycon: Por muchos años Shell International desarrolló una serie de catalizadores mejorados para desulfuración y conversión de residuos pesados a productos ligeros. En 1977-1978 realizó pruebas en la refinería Gothenberg de Suecia y en cooperación con la compañía Maraven, S.A. en la refinería de Punta Cardón, Venezuela, construyó una planta de demostración con capacidad de 400 ton/d utilizando una técnica de reactor tipo "bunker" para agregar y extraer catalizador continuamente del reactor. A esta técnica se le denominó Proceso HYCON. En 1988, Shell arrancó su proceso en la refinería de Pernis, Holanda.

La unidad HYCON procesa 25,000 BPD y consta de dos trenes, cada uno con 5 reactores. Los primeros tres reactores contienen un catalizador para HDM basado en sílice; los últimos dos con un catalizador para HDS basado en alúmina. Sin embargo, el tren de reactores puede combinar dos tipo bunker al principio con tres HDS al final, dependiendo del contenido de metales que contenga la alimentación.

Durante el reemplazo, el catalizador se mueve lentamente comparado con la velocidad lineal de la carga.

La ventaja del reactor bunker es que la capa superior del lecho móvil consiste de catalizador fresco. Así que, los metales y sales depositados en la parte superior del lecho avanzan hacia abajo junto con el catalizador para finalmente extraerse por el fondo.

Las condiciones de operación son más severas que para HDS convencional.

Existen también otros procesos o tecnologías en lecho fijo, las cuales se han utilizado tradicionalmente para hidrotratamiento de fracciones del petróleo y residuos, sin embargo, no han presentado avances sustanciales que las ubiquen en la línea de competencia de las anteriormente mencionadas.

Entre estas tecnologías se encuentran RCD Unionfining, UOP; RCD Unibon, UOP; Residfining, Exxon; Unicracking, Unocal; ABC, Chiyoda Corp. y MAKFining, Kellogg.

Sistemas de Lecho Ebullente: Esta tecnología está conformada básicamente por los procesos H-Oil licenciado por HRI/IFP y LC-Fining licenciado por ABB Lummus Crest. Tomando como ejemplo el país de México, proveedor de petróleo a escala mundial, su capacidad de hidroprocesamiento en lecho ebullente es de 68,500 BPD en dos unidades H-Oil, que corresponde al 31.21% de la capacidad mundial para esta tecnología y al 20.1% de la capacidad mundial incluyendo las unidades LC-Fining.

Las tecnologías de hidroconversión en lecho ebullente se han desempeñado eficientemente en el hidroprocesamiento de cargas con alto contenido de metales, alcanzando un importante nivel de madurez comercial con unidades instaladas desde mediados de los años 80´s con licenciamiento de los siguientes tecnólogos: H-OIL (HRI/IFP) y LC-Fining (ABB Lummus/Amoco).

Estos procesos utilizan un sistema fluidizado sólido-líquido-gas para la conversión de residuos.

El término ebullente señala que la fluidización del catalizador, se logra reciclando parte del líquido interno mediante una bomba, la cual se puede instalar interna o externamente al reactor.

Generalmente, esta recirculación alcanza una velocidad de 5 veces la velocidad de alimentación de la carga y se controla para alcanzar una expansión del lecho de 40-60%.

1.- El proceso H-Oil actualmente, se encuentra en operación 6 unidades suyas, con una capacidad total de 219,500 BPD.

Recientemente se construyó una planta de 25,000 BPD en la refinería Kawasaki, Japón, la cual procesará una mezcla de crudo Arabe para producir combustóleo pesado con <1% peso de azufre. Esta unidad utiliza un catalizador especial de Texaco, el cual produce un nivel muy bajo de sedimento en el residuo final.

Asimismo, se encuentra en construcción una planta de 1.8 MM Ton/Año en Plock, Polonia.

2.- El proceso LC-Fining : Cities Service (ahora Citgo) se unió con ABB Lummus para utilizar la misma tecnología básica H-Oil, dando origen a la tecnología LC-Fining.

Existen tres unidades en operación, con una capacidad nominal combinada de 122,000 BPD: Amoco en Texas City, Texas desde 1984; Syncrude en Fort McMurray, Alberta; Agip en Milazzo, Italia.

Recientemente, ABB Lummus Crest licenció una unidad LC-Fining de 23,000 BPD a Slovnaft AS en Eslovaquia para procesar cargas a FCC.

La conversión será de 70-75 %, estimando que esta unidad arranque en el periodo 1999-2000.

Sistemas de Fase Dispersa: Esta tecnología se encuentra en desarrollo por varias compañías. Sin embargo, sólo 2 instalaciones comerciales se encuentran en operación industrial a la capacidad en que se construyeron para la etapa de demostración. En Alemania la compañía VEBA cuenta con una unidad de 4,000 BPD, mientras que en Canadá la compañía Petro-Canada cuenta con una unidad de 5,000 BPD.

Los procesos de hidroconversión en fase dispersa no se han demostrado a escala industrial. Sin embargo, el sistema de Veba Combi Cracking (VCC) y el sistema CANMET se han operado de manera satisfactoria con niveles altos de conversión en pequeñas unidades comerciales o de demostración.

No se han anunciado programas comerciales reales para otros sistemas en fase dispersa, tales como Super Oil Cracking de Asahi Chemical, HDH de Intevep, Micro-Cat R-C de Exxon y (HC3) de Alberta Energy. Sin embargo, Intevep estableció que una unidad HDH de demostración industrial de 15,000 BPD se construirá en la Refinería Cardon de Maraven, Venezuela.

1.- El proceso de Veba Combi-Craking: A finales de los 70's VEBA inició su desarrollo con operaciones a escala banco.

En 1980 arrancó una unidad de demostración de 4,000 BPD de Aceite en Bottrop, la cual operó continuamente hasta 1987.

En 1988 la unidad inició su operación con residuos de vacío y continuó operando con este tipo de carga hasta 1992. Las conversiones son arriba del 95%. El sistema utiliza un aditivo obtenido a partir de lignito pirolizado el cual actúa como controlador en la formación de coque.

Desde 1993, VEBA convirtió el sistema a procesador de plásticos de reciclaje.

2.- El proceso Canmet: En 1985, Petro-Canada instaló un reactor sencillo CANMET en la refinería de Montreal, con una capacidad de diseño de 5,000 BPD. Esta unidad cumplió dos objetivos como unidad de demostración y como unidad comercial que podía procesar todos los fondos de viscoreductora de la refinería.

Se realizaron varias corridas largas por parte de Petro-Canada y Alberta Oil Sand Technology & Research Authority (AOSTRA) con crudo pesado Cold Lake. Posteriormente, el mercado para los residuales mejoró y Petro-Canada paró la unidad.

En 1992, Petro-Canada reinició la operación de la unidad CANMET debido a la baja en los precios del combustóleo de alto azufre.

En 1995, la unidad procesó residuo de vacío.

Dentro de sus principales avances se encuentran la utilización de un aditivo efectivo y barato basado en sulfato de fierro. Petro-Canada indica que la unidad trabaja de manera adecuada.

Si la economía llegara a ser desfavorable la unidad dejaría de funcionar hasta que la situación se invierta.

3.- El Proceso Super Oil Cracking (SOC): La compañía Asahi Chemical desarrolló el proceso SOC, junto con Chiyoda Engineering y Nippon Mining (ahora Japan Energy, Ltd.) con el apoyo de la agencia del gobierno, RAROP.

El proceso utiliza como reactor un horno de alta temperatura y tiempos de residencia cortos (482°C y 15-30 minutos), alcanzando el 90% de conversión para crudos con alto contenido de azufre.

Asahi desarrolló su propio catalizador, el cual contiene un metal de transición y un polvo ultrafino tal como negro de humo.

Japan Energy (JEC) construyó una planta de 3,500 BPD en la refinería de Mizushima en 1987, donde evaluó residuos de varios crudos.

En 1995 JEC autorizó un subsidio del gobierno para el desarrollo de un proceso combinado SOC-Delayed Coking, e instaló una planta piloto en febrero de 1996.

En diciembre de 1996, JEC decidió no continuar, tomando en consideración el diferencial de precios actual y predecible a futuro de los crudos ligero y pesado, lo cual no era factible para la economía de Japón.

Desde marzo de 1997 la planta piloto salió de operación y se mantiene presionada con nitrógeno hasta que cumpla con las reglas de depreciación del gobierno japonés. Subsecuentemente, la compañía Stone & Webster obtuvo los derechos de licenciamiento del proceso SOC.

Stone & Webster estima que una unidad SOC cuesta alrededor de 10-20% menos que otros sistemas de hidroconversión, dependiendo de la ubicación. En 1997 el IMP realizó una evaluación económica comparativa de los Procesos SOC y H-Oil encontrando que la inversión del proceso SOC es 17% menor que H-Oil, lo cual concuerda con el estimado de Stone & Webster.

4.- El Proceso HDH: Intevep, de Venezuela, desarrolló su propio sistema en fase dispersa para una conversión de moderada a alta.

Probó una variedad de minerales baratos de la región encontrando varias opciones favorables como aditivos. Dependiendo de la carga y de las condiciones de operación, puede formarse una moderada cantidad de coque. El catalizador gastado se separa mediante ciclones para líquido.

El catalizador separado se lava con aceite ligero y posteriormente se seca; los sólidos secos se envían a un quemador de lecho fluido para incinerarse; el gas de chimenea se desulfura para alcanzar los estándares ambientales.

Como parte de los planes de PDVSA para la refinería Cardon, Intevep construye la primera planta comercial de demostración HDH de 15,000 BPD para una conversión de 90% de un residuo de vacío.

* Si comparamos y analizamos las distintas tecnologías, una a una, podemos llegar a las siguientes conclusiones:

Los catalizadores: Existe un esfuerzo considerable en el desarrollo de nuevos catalizadores para el hidrotratamiento de destilados intermedios y fracciones pesadas del petróleo, que han sido probados exhaustivamente a escala microreacción, en planta piloto y a escala industrial.

Entre los principales poseedores de licencia y vendedores de catalizadores se encuentran: W.R. Grace, Akzo, Criterion, Procatalyse, UOP, Haldor y Exxon.

Shell y Criterion desarrollaron un catalizador para el hidrotratamiento de residuos, basado en sílice para alta desmetalización y un catalizador basado en alúmina para alta conversión a destilados y alta desulfuración. Estos catalizadores se han usado en la unidad HYCON desde su arranque en 1988.

IFP y Rhöne Poulenc junto con Procatalyse desarrollaron una serie de catalizadores basados en alúmina.

Estos catalizadores operan en la unidad HYVAHL de desulfuración de residuo atmosférico en la refinería Total Petroleum de Ardmore, Oklahoma y se utilizarán en la unidad HYVAHL en la refinería de Ssangyong, Corea del Sur.

Los catalizadores que se desarrollan con el propósito de mejorar crudos pesados y sus residuos, deben elaborarse tomando en consideración las propiedades físicas poniendo especial atención en el tamaño de partícula, volumen de poro y distribución de diámetro de poro para poder lograr una máxima utilización del catalizador; de igual manera debe ser considerada la carga que se ha de hidroprocesar, principalmente en el contenido de contaminantes como metales.

Sistemas de Lecho Fijo: Los sistemas de hidroprocesamiento en lecho fijo entre sus ventajas cuentan con amplia experiencia a escala industrial, las condiciones de operación son menos severas que en las otras tecnologías, su operación es en modo de flujo pistón y presentan mayor facilidad de operación con cargas ligeras.

Las desventajas que presentan son los altos consumos de hidrógeno, serias dificultades en la operación con cargas pesadas, altas caídas de presión y como consecuencia los tan comunes taponamientos.

El proceso OCR es una tecnología de lecho móvil en contracorriente que permite eliminar metales y otros contaminantes de la carga previa al hidrotratamiento que se realiza en los reactores de lecho fijo, previniendo el taponamiento y la desactivación del catalizador en las unidades convencionales de lecho fijo.

El sistema OCR permite:

• Agregar catalizador fresco y extraer catalizador gastado sin detener la operación continua

• Prevenir problemas de taponamiento en lechos de guardas, además, incrementar la vida de los catalizadores de hidrotratamiento en lecho fijo posteriores al reactor OCR

• Reducir los tiempos muertos durante el cambio de catalizador; el tamaño del reactor es menor que los de HDS disminuyendo el costo total del catalizador.

Esta tecnología cuenta con 3 unidades operando en el mundo, una más que el sistema Hyvahl de reactores tipo "swing" y dos más que el sistema HYCON, el cual es el más antiguo de los tres sistemas avanzados en hidroprocesamiento.

Los Sistemas de Lecho Ebullente: En este tipo de sistemas las principales ventajas son la moderada experiencia a escala industrial, una distribución uniforme de temperatura en el lecho, operación más confiable que con los lechos fijos para cargas pesadas, cuentan con flexibilidad en la operación para severidad, tipos de carga y catalizador y maneja la extracción/adición de catalizador sin afectar la operación.

Las mayores desventajas que tienen son el retromezclado, condiciones de operación más severas, altas reposiciones de catalizador, formación de sedimentos y factores de operación bajos.

En realidad las dos tecnologías que utilizan sistemas en lecho ebullente presentan muchas similitudes debido a que el proceso LC-Fining resultó de varias alianzas tecnológicas que tomaron como punto de partida el esquema básico del proceso H-Oil. Asimismo, por su flexibilidad operativa la elección de alguna de estas tecnologías para implantarse en una refinería, no debe presentar muchos problemas debido a que las condiciones de operación y rendimientos, serán adecuados en ambos sistemas.

Sistemas en Fase Dispersa: Estos sistemas tienen como mayores ventajas el uso de catalizadores/aditivos baratos y desechables, altas conversiones de la carga, reducida formación de coque.

Su economía es similar o mejor que en lechos ebullentes y utiliza reactores sencillos o convencionales.

Su principal desventaja es que presenta mínima experiencia a escala industrial.

Los sistemas en fase dispersa son adecuados para hidroprocesar residuos o crudos pesados cuando se pretende obtener niveles de conversión altos, lo cual puede ser motivado por la necesidad de producir mayor cantidad de destilados.

Las tecnologías disponibles sólo han alcanzado una escala a nivel de planta de demostración y debido a diferentes situaciones, como la reducción en el diferencial de precios de crudos pesados y ligeros, han tenido que interrumpir su operación o en otros casos se utilizan para procesar cargas diferentes a las que provienen directamente del petróleo. Sin embargo, por la tendencia mundial hacia el procesamiento de mayor cantidad de crudos pesados, estas tecnologías pueden alcanzar en cualquier momento, un nivel de competencia bastante fuerte con los otros sistemas, e incluso desplazar a un gran número de ellos.

* Las tendencias mundiales en el suministro de aceites crudos a las refinerías apuntan hacia el incremento en el volumen de crudos pesados.

Por tal situación, son varias las compañías que se encuentran trabajando para encontrar nuevas rutas en el campo del hidroprocesamiento de estos crudos. Entre estas instituciones se encuentran el IMP, Pemex, Exxon Research, Idemitsu Kosan, INTEVEP, Mobil Oil, Shell Internationale, Snamprogetti, Chevron y UNOCAL principalmente. Asimismo, como un resultado del cambio continuo en la calidad y especificaciones del crudo hacia el lado de los crudos pesados, se estima que continuará creciendo el interés hacia estos desarrollos.

El comportamiento de las unidades de hidrotratamiento se ve influido fuertemente por el tipo de catalizador que se utiliza para procesar una carga particular.

Las compañías que desarrollan catalizadores han encontrado nuevos prototipos para hidrodesulfuración profunda, así como para hidrogenación de aromáticos. Los catalizadores, al igual que los reactores que se utilizan para cargas ligeras difieren bastante de los que se usan para cargas pesadas.

Esto significa que no existe un catalizador universal o un sistema catalítico favorable para hidroprocesar las cargas derivadas de cualquier crudo.

* Como conclusiones finales con base en el análisis de las diferentes tecnologías reportadas en la literatura especializada en el hidroprocesamiento de crudos y fracciones pesadas, podemos sacar las siguientes:

• No existen unidades industriales en el mundo para hidrotratamiento de crudos pesados 100%, sin embargo, existen varios reportes sobre desarrollos realizados a nivel laboratorio y planta piloto por compañías como el IMP, Pemex, Idemitsu Kosan, Exxon Research, Intevep, Mobil Oil y Snamprogetti, principalmente.

• Las tecnologías de hidroprocesamiento de fracciones pesadas que existen a nivel industrial son para procesar únicamente residuos atmosféricos y de vacío y se pueden agrupar por su sistema de reacción en lecho fijo, lecho ebullente y fase dispersa.

• Las tecnologías de hidroprocesamiento en lecho fijo son las que actualmente dominan en el mercado internacional, sin embargo, de éstas solamente compiten en el procesamiento de cargas con alto contenido de metales, las que tienen sistemas avanzados de reactor y catalizador para hidrodesmetalización, como la tecnología OCR que cuenta con más unidades que sus homólogos de lecho móvil o tipo "swing".

• Para contar con la flexibilidad respecto a cargas, catalizadores y condiciones de operación, los sistemas de lecho ebullente y fase dispersa son más apropiados, no obstante que cuentan con menor experiencia industrial, como sucede con las tecnologías de fase dispersa, la cual puede ser compensada con los beneficios económicos por utilizar catalizadores o aditivos más baratos.

• Los sistemas catalíticos deben estar diseñados de acuerdo al tipo de carga a procesar, su nivel de contaminantes como metales, azufre y residuo de carbón, así como para proporcionar los mayores rendimientos a destilados.

• El diferencial de precios entre los crudos ligeros y pesados tiene una fuerte incidencia sobre el procesamiento de los crudos pesados ya que si este diferencial se estrechara bastante, sólo serían importantes los tratamientos térmicos con el fin de facilitar su extracción y transporte.

Tratamiento que reciben los suelos contaminados por hidrocarburos

* El lavado del suelo: es una técnica que consiste en el uso de líquidos (generalmente agua, combinada a veces con aditivos químicos) y un procedimiento mecánico para depurar el suelo.

Con este procedimiento se retiran contaminantes peligrosos y se los concentra, reduciendo su volumen.

Los contaminantes peligrosos tienden a unirse en forma química o física al limo y la arcilla, materiales que, a su vez, se unen a la arena y a partículas de grava.

En el procedimiento de lavado del suelo se separa la tierra fina contaminada (limo y arcilla) de la tierra gruesa (arena y grava). Una vez concluido el procedimiento, la tierra de volumen más reducido, que contiene la mayoría de las partículas finas de limo y arcilla, puede ser sometida a un tratamiento ulterior con otros métodos (como incineración (la veremos más adelante) o medidas biocorrectivas) o se puede eliminar de conformidad con las normas federales y estatales.

La tierra más limpia, de mayor volumen, no es tóxica y se puede usar como relleno

* El perfil del lavado del suelo:

- Se separan las partículas finas (limo y arcilla) de las partículas gruesas (arena y grava).

- Se reduce considerablemente la cantidad de tierra contaminada.

- Es una alternativa con un costo relativamente bajo para separar los desechos y reducir al mínimo la cantidad de desechos que requieren un tratamiento ulterior.

- Se usa equipo portátil que se puede llevar hasta el lugar de las operaciones

* Durante el procedimiento, las partículas de grava y de arena más pesadas se asientan y son sometidas a pruebas para detectar contaminantes.

Si están limpias, este material se puede usar en el sitio o llevarse a otro lugar para usarlo como relleno. Si todavía quedan vestigios de contaminantes, se puede someter el material a otro ciclo de lavado, recogerlo para aplicarle un tratamiento diferente o eliminarlo en otro lugar.

Este último método podría estar reglamentado por la Ley de Conservación y Recuperación de Recursos o la Ley de Control de Sustancias Tóxicas.

El limo y la arcilla contaminados que están en el agua del lavado se asientan y se separan del agua del lavado. Como el agua del lavado ahora contiene contaminantes, es sometida a un tratamiento a fin de que se pueda reciclar para otros usos.

Como ya se dijo, el agua de lavado podría contener aditivos, algunos de los cuales podrían interferir en el tratamiento. En ese caso, hay que retirar los aditivos o neutralizarlos con un tratamiento preliminar.

Después de separar el limo y la arcilla del agua del lavado, se los somete a una prueba para determinar si contienen contaminantes.

Si todos los contaminantes pasaron al agua del lavado y el limo y la arcilla están limpios, el limo y la arcilla se pueden usar en el sitio o se pueden llevar a otro lugar para usarlos como relleno.

Si el material todavía está contaminado, se puede someter a otro ciclo de lavado, recogerlo para aplicarle un tratamiento diferente o eliminarlo en un vertedero autorizado por la “Ley de Conservación y Recuperación de Recursos” o la “Ley de Control de Sustancias Tóxicas”.

* El lavado del suelo se puede usar por sí solo, pero a menudo se usa combinado con otras técnicas de tratamiento. El uso principal del lavado del suelo tal vez sea como técnica para reducir el volumen, concentrando los contaminantes en una masa relativamente pequeña de material.

Cuanto mayor sea el porcentaje de arena gruesa y grava en el material que deba tratarse (que se puede limpiar y quizá llevar de vuelta al sitio), más eficaz será el lavado del suelo en función del costo.

Idealmente, el proceso de lavado del suelo reduciría el volumen en un 90% (lo cual significa que sólo el 10% del volumen original necesitaría tratamiento ulterior).

Si los desechos tienen un alto porcentaje de limo fino y arcilla, una parte mayor del material deberá ser sometida a otro tratamiento subsiguiente más costoso. Estos suelos tal vez no sean buenos candidatos para un lavado.

El lavado del suelo se usa para tratar una amplia gama de contaminantes, como metales, gasolina, fuel-oil y plaguicidas.

El uso de esta técnica presenta varias ventajas:

• Crea un sistema cerrado que no es afectado por condiciones externas. Este sistema permite controlar las condiciones (como el pH y la temperatura) en las cuales se tratan las partículas del suelo.

• Permite excavar los desechos peligrosos y tratarlos in situ.

• Ofrece la posibilidad de retirar una gran variedad de contaminantes del suelo.

• Es eficaz en función del costo porque puede usarse como tratamiento preliminar, reduciendo considerablemente la cantidad de material que necesitaría tratamiento ulterior con otro método.

Además, produce un material más uniforme al cual se aplicarán otras técnicas de tratamiento.

* Con el lavado del suelo se obtiene un resultado óptimo cuando el suelo no contiene mucho limo o arcilla.

En algunos casos, lo mejor es combinar el lavado del suelo con otras técnicas de tratamiento, en vez de usarlo por sí solo.

A menudo se pueden retirar mejor los contaminantes durante el proceso de lavado del suelo añadiendo aditivos químicos al agua del lavado. Sin embargo, la presencia de estos aditivos podría dificultar el tratamiento del agua del lavado usada y la eliminación de residuos del lavado.

Hay que tener en cuenta el costo de la manipulación y el uso de aditivos en función de la mejora que se logrará en la eficacia del proceso de lavado del suelo.

* Este método de lavado del suelo se ha utilizado en un lugar de Nueva Jersey que se llama King of Prussia.

Se usó para retirar metales contaminantes tales como cromo, cobre, mercurio y plomo de 19.000 toneladas de tierra y fango residual de una antigua instalación de transformación de desechos industriales. Con este procedimiento se lavaron los materiales para que cumplieran las metas de limpieza correspondientes a once metales. Por ejemplo, el nivel de cromo bajó de 8.000 mg por kilogramo de tierra (mg/kg) a 480 mg/kg.

* Debemos aclarar que, las técnicas de tratamiento son procesos que se aplican a desechos peligrosos o materiales contaminados para alterar su estado en forma permanente por medios químicos, biológicos o físicos.

Con técnicas de tratamiento se pueden alterar materiales contaminados, destruyéndolos o modificándolos, a fin de que sean menos peligrosos o dejen de ser peligrosos. Con ese fin se puede reducir la cantidad de material contaminado, recuperar o retirar un componente que confiera al material sus propiedades peligrosas o inmovilizar los desechos.

Las técnicas de tratamiento innovadoras son técnicas que han sido ensayadas, seleccionadas o utilizadas para el tratamiento de desechos peligrosos o materiales contaminados, aunque todavía no se dispone de datos bien documentados sobre su costo y resultados en diversas condiciones de aplicación.

* El ejemplo que viene a continuación, contiene una lista de algunos sitios donde se utilizó la técnica de lavado del suelo con recursos del Superfund.

Nombre del Lugar	Situación	Medio	Contaminantes
Myers Property (Nueva Yersey)	En proyecto	Tierra, Sedimento	Metales
Vineland Chemical (Nueva Jersey)	En proyecto	Tierra	Metales
GE Wiring Devices (Puerto Rico)	En proyecto	Tierra, Fango	Metales
Cabot Carbon/Koppers (Florida)	En proyecto	Tierra	Compuestos orgánicos semivolátiles, Hidrocarburos poliaromáticos, metales
WhiteHouse Waste Oil Pits	Anteproyecto	Tierra y Fango	Compuestos orgánicos volátiles, bifenilos policlorados, Hidrocarburos poliaromáticos, metales
Cape Fear Wood Preserving	Proyecto concluido	Tierra	Hidrocarburos poliaromáticos, metales
Arkwood, (Arkansas)	En proyecto	Tierra, Fango	Compuestos orgánicos semivolátiles, dioxina, hidrocarburos poliaromáticos
Moss American, (Wisconsin)	Anteproyecto	Tierra	Hidrocarburos poliaromáticos

Ejemplos de sitios para los cuales se ha seleccionado la técnica de lavado del suelo con recursos del Superfund

* La Bioremediación: Es un proceso que usa microorganismos, reforzando el proceso biológico natural de degradación.

Es el método más eficaz para tratar grandes cantidades de materiales contaminados y exige un adecuado estudio y caracterización de los microorganismos presentes.

De todos los diferentes procesos disponibles para tratar las contaminaciones por hidrocarburos, las compañías petroleras han escogido la Bioremediación como el método mejor, más barato y más seguro.

Se han logrado aislar bacterias degradadoras de hidrocarburos de suelos contaminados, se han cultivado en el laboratorio y se han alimentado con un hidrocarburo puro como única fuente de carbono.

Estas bacterias, una vez probada su actividad hidrocarburolítica podrían emplearse para acelerar los procesos de biodegradación.

* El objetivo de la bioremediación es aislar cepas bacterianas y estudiar su crecimiento en medios líquidos y sólidos conteniendo hidrocarburos como única fuente de carbono.

* Las tierras contaminadas con hidrocarburos pueden ser eliminadas o descontaminadas de varias maneras:

- Se pueden eliminar por incineración o por micro encapsulamiento (que son métodos muy costosos), o

- Se pueden descargar en vertederos controlados y regulados por agencias gubernamentales.

El último método de descontaminación consiste en tratar biológicamente las tierras contaminadas, “in situ” o en centros de descontaminación específicos.

En el pasado, para mitigar los efectos de la contaminación, la única solución era constituida por la excavación de los suelos contaminados y su posterior acumulo en una fosa que luego se recubría con una tapa de tierra para prevenir las infiltraciones de agua de lluvia. La contaminación se quedaba en el lugar y los procesos de biodegradación estaban a cargo de los microorganismos indígenas presentes naturalmente.

Esta era una buena técnica, pero necesita tiempos muy largos para que la descomposición de los hidrocarburos se complete (1 - 3 años) y durante este tiempo los hidrocarburos siguen desprendiendo gases. Cuando el proceso de descontaminación termine los residuos tienen que ser transportados en el lugar de almacenamiento definitivo.

Hoy en día esta técnica no se considera suficiente por si misma, y tiene que ser combinada a la extracción de los gases: es el proceso que elimina los vapores de petróleo que se forman a temperatura ambiente en la tierra mediante pozos y bombas al vacío.

Se extraen los compuestos volátiles del área entre las partículas de la tierra aplicando presión negativa a pozos protegidos en la zona de la fosa.

Para eliminar completamente la contaminación gaseosa de los terrenos contaminados es preferible aplicar un ulterior tratamiento que consiste en calentar la tierra en una unidad móvil para extraer rápidamente los vapores y gases que naturalmente demorarían mucho tiempo en desprenderse.

* Los métodos de bioremediación actuales incluyen:

La estimulación de los microorganismos indígenas presentes en el medio natural: Este proceso es el llamado "Land Farming" y dura desde 12 hasta 36 meses. El método, también llamado Bio Estimulación o estimulación de microorganismos indígenas, se basa en activar y potenciar las colonias bacterianas indígenas (nativas) mediante el aporte de nutrientes y oxígeno. Se requiere que exista una cantidad mínima de bacterias nativas presentes en el medio a tratar. Como son casi exclusivamente las cepas aeróbicas la que cumplen la función de biodegradar los hidrocarburos, el tratamiento dura un tiempo bastante largo porque se pierde casi totalmente la función depuradora de las cepas anaeróbicas de microorganismos indígenas. Por eso se necesitan un aporte muy frecuente de nutrientes y una gran cantidad de mano de obra y medios mecánicos para remover y oxigenar las tierras contaminadas

El uso de formulaciones de microorganismos en polvo (disecados): Hay que distinguir entre dos formas de conservación:

- Formulaciones de microorganismos deshidratados (obtenido por secado a altas temperaturas) .

- Formulaciones de microorganismos liofilizados (obtenidos por secado a bajas presión y temperatura).

Una alternativa es la introducción de microorganismos deshidratados en las tierras contaminadas por hidrocarburos puede ser un método eficaz para la Bioremediación pero presenta inconvenientes:

- Solo un número limitado de especies bacterianas puede conservarse con esto proceso ya que los procesos de deshidratación y rehidratación pueden provocar la ruptura de la membrana externa de algunos microorganismos, y particularmente de las bacterias facultativas aeróbicas, lo que causa la diminución de la cantidad total de microorganismos útiles para la biodegradación.

- Los microorganismos deshidratados requieren un período largo de tiempo para rehidratarse, crecer, multiplicarse y empezar la degradación de los hidrocarburos.

- La cantidad muy limitada de nutrientes que se proporciona en la mezcla seca no acelera la velocidad de bioremediación.

- En una mezcla seca, con el pasar del tiempo, aumenta el porcentaje de microorganismos muertos y diminuye la eficacia. En 6 meses después de su formulación un producto tipo deshidratado pierde un 80 % de la cantidad inicial de microorganismos útiles. Se debe siempre controlar la fecha de fabricación del producto.

- El método con bacterias deshidratadas es caro y menos eficaz que los otros métodos de Bioremediación.

La otra alternativa es la introducción de microorganismos liofilizados, Ésta, no presenta contraindicaciones en la bioremediación de hidrocarburos y es uno de los mejores métodos para la descontaminación de cuerpos de aguas y/o desechos húmedos. Pero a pesar de esto, no es el más indicado en el caso de suelos contaminados ya que necesita un tiempo de activación mínimo de 48 horas en solución acuosa antes de poder ser aplicado. De todas formas, es preferible acompañar este tipo de tratamiento con un aporte de nutrientes para acelerar todo el proceso de biodegradación

El uso de líquidos con suspensión de microorganismos vivos en estado de latencia: En este método, se usa una mezcla de microorganismos vivos: microorganismos que metabolizan todos los hidrocarburos (fase aeróbica) y microorganismos que degradan completamente los metabolitos producidos (fase anaeróbica). Esta manera de conservar los microorganismos es la mejor en el caso de tratamiento de desechos secos, contrariamente a lo que pasa en el tratamiento de aguas servidas y deshechos mojados donde las formulaciones liofilizadas son más eficientes que las formulaciones en suspensión acuosa por el fenómeno de la “solución tampón”.

Veamos porqué es el mejor método en el tratamiento de hidrocarburos:

- Todas las especies bacterianas se pueden conservar fácilmente de esta forma y el número de las colonias bacterianas activas es mayor que con el método de los microorganismos deshidratados, es un producto potente y eficaz.

- Los microorganismos pueden empezar su proceso digestivo inmediatamente, cuando son inoculados en el substrato contaminado.

- La suspensión contiene una cantidad significante de nutrientes, que estimula y acelera la actividad metabólica de biodegradación de los microorganismos.

- Las suspensiones líquidas son de uso simple para el utilizador, no hay ningún residuo que perjudique el funcionamiento de las bombas.

- Las mezclas de microorganismos en suspensión líquida es el método más barato y más eficaz comparado con los otros métodos.

* En una primera fase aeróbica de la biodegradación, que ocurre en los hidrocarburos tanto de cadena corta como de cadena larga, con el tiempo, se descompone en el alcohol correspondiente.

Sucesivamente el primer alcohol derivado de estos hidrocarburos se oxida, por aldehído - dehydrogenase, para dar el aldehído y el ácido graso mono básico.

Los productos finales de estas reacciones son: Ácidos grasos, Dióxido de Carbono y Agua.

Veamos el mecanismo de degradación paso a paso:

H3C - (CH2)n - CH3 + O2 = H3C - (CH2)n - CH2OH (Alcohol Graso de tipo Primario)

Nota: a partir de este punto la reacción procede anaeróbicamente

H3C - (CH2)n - COOH + O2 = HOH2C - (CH2)n - COOH (Hidróxido del Acido Graso)

HOOC - (CH2)n - COOH (Acido Graso con dos Radicales Carboxílicos)

* Los costes de la bioremediación en dólares frente a otras posibilidades:

- La descarga en un Vertedero Controlado cuesta desde 150 $ por m3 hasta más de 400 $ por m3, dependiendo de la concentración de hidrocarburos. El vertedero tiene que ser monitoreado por un lapso de tiempo que va desde los 6 meses hasta los 24 meses.

- La Micro Encapsulación cuesta desde 300 $ hasta 500 $ por m3. Es un sistema muy rápido, pero arriesgado en el largo plazo y obliga las compañías petrolera a mantener un monitoreo largo y costoso.

- La Incineración es eficiente, pero con un coste desde 250 $ hasta más de 700 $ por m3. El coste varía, por supuesto, según el tipo de tierras a tratar, pero hay que sumar también el coste del transporte por m3 que puede llegar a ser es muy elevado porque no hay siempre un incinerador en las proximidades.

- La Bioremediación tiene un costo operativo desde 90 $ hasta 110 $ por m3 y una duración desde los 30 hasta los 120 días. Es un método rápido, barato y seguro. Una ventaja adicional de la Bioremediación es que puede hacerse in situ o en un Centro de descontaminación.

* Como ejemplo práctico he recogido un caso que ha tenido lugar en:

“ XXVI Congreso Interamericano de Ingeniería Sanitaria y Ambiental
1°-5 de Noviembre de 1998
AIDIS - Asociación Interamericana de Ingeniería Sanitaria y Ambiental “

* Objetivo: Aislar cepas bacterianas y estudiar su crecimiento en medios líquidos y sólidos conteniendo hidrocarburos como única fuente de carbono.

* Materiales y Métodos:

Localización: Suelo obtenido del Landfarming de Refinería San Lorenzo, industria petrolera ubicada en la Ciudad de San Lorenzo, Provincia de Santa Fe.

Características: Extractables en Eter Etílico (E.E.): 3,43 % p/p.

Antigüedad del Landfarming: 15 años.

Aislamientos: Diluciones del suelo al 1% fueron sembradas en tubos con 5ml de caldo Bushnell - Haas, conteniendo 50 µl de n-hexadecano esterilizado por radiación UV y 100 µl de una solución estéril de resazurina de 50 ppm. Se hicieron los correspondientes blancos de indicador y de n-hexadecano. Se incubaron durante cinco días a 30°C.

Se consideraron positivos aquellos cultivos en los cuales viró el indicador, de azul a rosado. De los cultivos positivos se realizó posteriormente el aislamiento en Agar Bushnell - Haas suplimentado con n-hexadecano. Al cabo de siete días de incubación a 30°C se obtuvieron colonias incoloras, pequeñas de borde entero e irregular

* Resultados: Para corroborar que las colonias que crecían en medio sólido con n-hexadecano, también podían crecer con el extractable etéreo obtenido del suelo contaminado, se tomaron al azar 12 colonias de las obtenidas y se las sembró nuevamente en 12 tubos conteniendo Caldo Bushnell - Haas con indicador resazurina y con el extractable etéreo ahora como única fuente de carbono.

Se sembraron paralelamente tubos testigos que contenían la cepa aislada en Bushnell - Haas con el indicador sin fuente de carbono.

Se incubaron los tubos durante cinco días a 30°C, en 7 de los 12 tubos se pudo observar el viraje del indicador, mientras que en los 12 tubos testigo no se detectó cambio alguno del indicador. De los 7 tubos positivos se aisló nuevamente en Agar Bushnell - Haas con el extractable etéreo como única fuente de carbono.

Al cabo de 7 días de incubación a 30°C aparecieron las colonias en las 7 placas.

Mediante el Kit API 20E se pudo identificar solo una de las siete cepas aisladas, la cual correspondió a Pseudomonas aeruginosa. Las seis cepas restantes se estudiaron mediante 38 reacciones bioquímicas, no pudiéndose lograr finalmente su identificación.

Las cepas estudiadas no identificadas mostraron entre sí una similar taxonomía numérica de alrededor del 30 %.

	CEPAS Nº
TEST (*)	1	2	3	4	5	6	7
ONPG	+	-	-	-	-	-	-
ADH	-	-	-	-	+	-	-
LDC	-	-	-	-	-	-	-
ODC	-	-	-	+	-	-	-
CIT	-	-	-	-	+	+	-
H2S	-	-	-	-	-	-	-
URE	-	-	-	-	-	-	-
TDA		-	-	-	-	-	-
IND	-	-	-	-	-	-	-
VP	-	+	-	-	-	-	+
GEL	-	-	-	-	+	-	-
GLU	-	-	-	-	-	-	-
MAN	-	-	+	-	-	-	-
INO	-	+	-	-	-	-	-
SOR	-	-	-	+	-	-	-
RHA	-	-	-	-	-	-	-
SAC	-	-	-	-	-	-	-
MEL	-	-	-	-	-	-	+
AMY	-	-	-	+	-	-	-
ARA	-	-	-	-	+	-	-
OX	-	+	-	-	-	+	-
NO2	-	-	-	-	-	-	+
N2	-	-	-	-	+	-	-
MOB	+	+	-	-	+	-	+
McC	-	-	-	-	-	-	+
OF-O	-	-	+	+	+	+	+
OF-F	+	+	-	-	-	-	-

(*) Abreviaturas: ONPG, b -galactosidasa ; ADH, arginina dehidrolasa; LDC, lisina descarboxilasa; ODC, ornitina descarboxilasa; CIT, citrato; H2S, ácido sulfhídrico; URE, ureasa ; TDA, triptófano desaminasa ; IND, indol; VP, producción de acetoína, GEL, gelatinasa; GLU, glucosa; MAN, manitol ; INO, inositol; SOR, sorbitol; RHA, ramnosa ; SAC, sacarosa ; MEL, melibiosa; AMY, amigdalina; ARA, arabinosa; OX, citocromo oxidasa; NO2, producción de NO2; N2, producción de N2; MOB, movilidad; McC, crecimiento en agar Mac Conkey; OF, oxidación - fermentación.

* Conclusión: Aproximadamente un 60% de las cepas aisladas que crecen con n-hexadecano como única fuente de carbono también lo hacen con el extractable etéreo.

De cualquier manera, algunas cepas pierden la capacidad de crecer con hidrocarburos como única fuente de carbono después de 2 o 3 transferencias sucesivas por distintos medios. El mismo hábitat en el cual se desarrollan este tipo de bacterias podría ser la causa de los cambios observados en sus fenotipos lo cual conduce a la baja coincidencia con las especies codificadas.

Dichas bacterias podrían utilizarse para degradar hidrocarburos en suelos una vez propagadas en laboratorio y luego inoculadas.

* La atenuación natural: La atenuación natural aprovecha procesos naturales para contener la contaminación causada por derrames de productos químicos y reducir la concentración y la cantidad de contaminantes en los lugares afectados.

La atenuación natural, conocida también como medidas “correctivas intrínsecas”, “bioatenuación” o “biocorrección intrínseca”, es un método de tratamiento “in situ”, es decir, que se dejan los contaminantes donde están, mientras se produce la atenuación natural. Con frecuencia se utiliza la atenuación natural como parte de la limpieza de un sitio donde también se recurre al control o la extracción de la fuente de contaminación.

* Perfil para llevar a cabo la atenuación natural:

Consiste en el uso de procesos naturales para limpiar sitios contaminados.

- Es una técnica no invasiva que permite usar productivamente el lugar mientras se realiza la limpieza.

- Requiere un estudio pormenorizado de las condiciones del lugar y la vigilancia de la concentración de contaminantes

* Los procesos que contribuyen a la atenuación natural generalmente se encuentran en muchos lugares, pero con diferencias en cuanto a la celeridad y a la eficacia según el tipo de contaminante y las características físicas, químicas y biológicas del suelo y del agua subterránea.

Los procesos de atenuación natural a menudo se clasifican en:

- Destructivos: destruyen el contaminante

- No destructivos: no destruyen el contaminante, sino que reducen su concentración.

Los procesos de atenuación natural pueden reducir la masa del contaminante (por medio de procesos destructivos tales como biodegradación y transformaciones químicas), reducir su concentración (mediante dilución o dispersión) o unir los contaminantes a partículas de tierra a fin de que la contaminación no se propague o no se extienda demasiado (adsorción).

* Los efectos de dilución y dispersión parecen reducir la concentración del contaminante pero no lo destruyen. Se puede filtrar agua relativamente limpia de la superficie del suelo y mezclarse con agua subterránea contaminada, diluyéndola. Puede fluir agua subterránea limpia de un lugar subterráneo a zonas contaminadas; la dispersión de contaminantes que van alejándose del trayecto principal de la estela contaminada también lleva a una disminución de la concentración del contaminante en una zona determinada.

* La adsorción se produce cuando los contaminantes se adhieren a partículas subterráneas, es decir, son sorbidos. Los hidrocarburos tienden a repeler el agua, igual que la mayoría de las sustancias oleosas. Aprovechan cualquier oportunidad para escaparse del agua subterránea adhiriéndose a materia orgánica y minerales arcillosos que también repelen el agua. Eso es beneficioso porque puede impedir que los contaminantes fluyan a un lugar donde presenten un riesgo para la salud.

La adsorción al igual que la dilución y la dispersión, parece reducir la concentración y la masa de contaminantes en el agua subterránea, pero no los destruye.

* La biodegradación, llamada también biocorrección, es un proceso en el cual los microorganismos naturales (levaduras, hongos o bacterias) descomponen o degradan sustancias peligrosas, transformándolas en sustancias menos tóxicas o inocuas.

Los microorganismos, igual que los seres humanos, comen y digieren sustancias orgánicas, de las cuales se nutren y obtienen energía. (En términos químicos, los compuestos "orgánicos" son aquellos que contienen átomos de carbono y de hidrógeno.) Ciertos microorganismos pueden digerir sustancias orgánicas, como combustibles o solventes, que son peligrosas para los seres humanos. La biodegradación puede producirse en presencia de oxígeno (en condiciones aerobias) o sin él (en condiciones anaerobias).

En la mayoría de los entornos subterráneos se produce la biodegradación de contaminantes tanto en forma aerobia como en forma anaerobia.

Los microorganismos descomponen los contaminantes orgánicos en productos inocuos, principalmente dióxido de carbono y agua en el caso de la biodegradación aerobia.

Una vez degradados los contaminantes, la población de microorganismos disminuye porque ha agotado su fuente de alimentos. Los microorganismos muertos o una población pequeña de microorganismos sin alimentos no presentan riesgo de contaminación.

Esquema de la biodegradación aerobia en el suelo

Muchos contaminantes orgánicos, como el petróleo, pueden ser biodegradados por microorganismos en el entorno subterráneo.

Por ejemplo, con procesos de biodegradación se pueden eliminar eficazmente del suelo y del agua subterránea hidrocarburos tales como gasolina y compuestos de BTEX (benceno, tolueno, etilbenceno y xilenos).

La biodegradación también puede descomponer solventes clorados, como tricloroetileno (TCE).

El agua subterránea, si no se trata de un lugar contaminado por petróleo la acción es más difícil de prever y es eficaz en un porcentaje menor de sitios.

Los solventes clorados que se usan mucho para desengrasar motores de aviones, repuestos de automóviles y componentes electrónicos, se encuentran entre los contaminantes orgánicos más comunes del agua subterránea. Cuando los compuestos clorados se biodegradan, es importante que la degradación sea completa porque algunos productos de la descomposición pueden ser más tóxicos que los compuestos originales.

* La atenuación natural convendría aplicarla en determinadas situaciones.

En ciertas situaciones, la atenuación natural es una opción eficaz y económica para realizar una limpieza y la forma más apropiada de corregir algunos problemas de contaminación.

A veces se dice erróneamente que la atenuación natural es el método de la "inacción." Sin embargo, la atenuación natural es realmente un método activo centrado en la confirmación y la vigilancia de procesos de corrección natural, en vez de depender totalmente de técnicas "dirigidas."

Los hidrocarburos móviles y tóxicos, por ejemplo, son buenos candidatos para la atenuación natural. No sólo son difíciles de atrapar debido a su movilidad, sino que también se encuentran entre los contaminantes que más fácilmente se destruyen con la biodegradación.

La atenuación natural es un método no invasivo; a diferencia de muchas técnicas complejas de limpieza mecánica, la superficie del suelo puede seguir usándose mientras se produce la atenuación natural en el subsuelo.

La atenuación natural puede ser menos costosa que otras opciones dirigidas para el tratamiento, especialmente las que se usan para el agua subterránea, y no requiere una fuente de energía ni equipo especial.

* Para calcular el resultado que dará la atenuación natural y cuánto tardará, se necesita un estudio pormenorizado del lugar contaminado.

Los pobladores locales y las personas que realicen la limpieza deben saber si la atenuación natural o cualquier otra medida correctiva propuesta reducirá la concentración de contaminantes en el suelo y en el agua a niveles legalmente aceptables en un plazo prudencial.

La atenuación natural podría ser una opción aceptable para lugares donde se haya reducido la concentración di contaminantes como resultado de la aplicación de algunas medidas correctivas. Sin embargo, la atenuación natural no es una opción apropiada para cualquier lugar. Los procesos naturales generalmente son lentos. Se necesita una vigilancia a largo plazo para comprobar que la concentración de contaminantes disminuya continuamente y lo suficiente para que no se convierta en una amenaza para la salud. De no ser así, se debería considerar la posibilidad de aplicar medidas correctivas más enérgicas.

Como la eficacia de la atenuación natural como método de limpieza depende de diversas condiciones, es necesario caracterizar bien el sitio a fin de determinar si se está produciendo o se producirá atenuación natural. Los suelos con gran cantidad de materia orgánica, como las zonas pantanosas 0 antiguos pantanos, con frecuencia son aptos para la atenuación natural. Ciertas formaciones geológicas, como acuíferos de lecho rocoso fracturado o zonas calizas, son menos apropiadas para la atenuación natural porque en estos entornos a menudo hay suelos muy diversos, que ocasionan un flujo imprevisible del agua subterránea y dificultan la previsión del movimiento de los contaminantes.

* La atenuación natural se está usando para limpiar la contaminación causada por fugas de petróleo de depósitos subterráneos en EEUU.

Algunos de estos sitios son vertederos municipales e industriales, refinerías y centros de reciclaje. En el predio de Allied Signal Brake Systems, en St. Joseph (Michigan), que está comprendido en el Superfund, los microorganismos están extrayendo eficazmente TCE y otros solventes clorados del agua subterránea. Los científicos estudiaron el movimiento subterráneo del agua contaminada por TCE desde su lugar de origen en el sitio comprendido en el Superfund hasta el punto de entrada al lago Michigan, a unos 800 metros de distancia.

En el predio se encontraron concentraciones de TCE superiores a 200.000 microgramos por litro (µg/l), pero cuando la estela llegó a la orilla del lago Michigan, contenía mil veces menos TCE (solamente 200 µg/l). En el lago, a unos 90 metros de la orilla, las concentraciones eran inferiores a las permitidas por el EPA.

Según los cálculos del EPA, la estela tardó alrededor de 20 años en llegar desde la fuente de contaminación hasta el lago Michigan, dando suficiente tiempo a los microorganismos naturales que están en el agua subterránea para destruir el TCE sin intervención externa. De hecho, los microorganismos estaban destruyendo alrededor de 270 kg de TCE por año sin costo alguno para los contribuyentes. El EPA determinó que la naturaleza había corregido de forma adecuada la estela de TCE en St. Joseph.

Procedencia de los Materiales contaminados por hidrocarburos

Los materiales contaminados por hidrocarburos pueden proceder de diversos lugares:

• Tierra contaminada por pequeños derrames

• Limpieza de mecheros de Fuel Oil.

• Coque de limpieza de hornos de la planta de Etileno y Visbreaking.

• Trapos y maderas impregnados de hidrocarburos.

Su generación no es continua y por lo tanto, resulta difícil dar una cifra promedio.

Depósitos de seguridad

Los depósitos de seguridad, son una opción que se contempla habitualmente para el destino final de los residuos tóxicos y peligrosos.

Un depósito de seguridad es un depósito controlado cuyo emplazamiento está ubicado en materiales geológicos del subsuelo o de configuración equivalente (depresión morfológica) cuyas características aseguran que los residuos depositados en su interior no puedan afectar, bajo ningún supuesto previsible o con riesgo mínimo aceptable, al medio ambiente, recursos naturales y salud humana.

Por tanto, la protección frente a la peligrosidad de los residuos depositados, básica y substancialmente, será debida al medio geológico. Éste, debe construir una barrera que controle la migración de los contaminantes a unos espesores previstos, con las suficientes garantías de cumplimento. Todo esto, requiere unos materiales geológicos adecuados con uno espesores mínimos y unas condiciones de estabilidad permanentes.

También hay barreras adicionales, de ingeniería y encapsulamiento, así como los dispositivos de control y vigilancia. Pero estas barreras adicionales complementan, no sustituyen la barrera geológica.

En los depósitos de seguridad, no todos los residuos son admitidos, observemos las dos listas de residuos admitidos y no admitidos y según nuestros residuos podremos determinar si pueden ir o no a un depósito de seguridad:

Lista de residuos tóxicos y peligrosos admisibles en un depósito de seguridad:

(Los residuos admisibles pueden estar constituidos por uno o varios componentes de los aquí nombrados):

1.- Carbonatos y Bicarbonatos

2.- Sólidos inorgánicos

3.- Fangos inorgánicos

4.- Fangos biológicos digeridos con sustancias inorgánicas y/o peligrosas.

5.- Sólidos orgánicos no halogenados que no tengan características de tóxicos, carcinogénicos o mutagénicos y números de código H6 H7 H1 respectivamente, según el reglamento de residuos tóxicos y peligrosos.

6.- Fangos orgánicos no halogenados que no tengan características de tóxicos o carcinogénicos y números de código H6 H7 H1, respectivamente, según el reglamento de residuos tóxicos y peligrosos.

7.- Fangos no incinerables

8.- Amianto (polvo y fibras)

Para que un residuos sea admitido en el depósito, su contenido en agua debe no ser superior al 65%.

Lista de residuos tóxicos y peligrosos no admisibles en un depósito de seguridad:

(No serán admitidos en un depósito de seguridad los residuos que contengan, en parte o en todo, alguno de los componentes de la siguiente lista, o presenten alguna de las características peligrosas también listadas):

1.- Sólidos y lodos cianurados.

2.- Sólidos orgánicos no halogenados con características de tóxicos, carcinogénicos o mutagénicos y números de código H6 H7 H1, respectivamente, según el Reglamento de Residuos Tóxicos y Peligrosos.

3.- Fangos orgánicos no halogenados con características de tóxicos, carcinogénicos o mutagénicos y número de código H6 H7 H1, respectivamente, según el Reglamento de Residuos Tóxicos y Peligrosos.

4.- Biocidas.

5.- Farmacéuticos y hospitalarios.

6.- Sólidos orgánicos halogenados.

7.- Fangos orgánicos halogenados.

8.- PCB PTC y mezclas.

9.- Aceites y taladrinas.

10.- Baños ácidos, alcalinos, de sales de metales pesados.

11.- Disolventes.

12.- Residuos con un contenido en hidrocarburos superior al 11%.

13.- Residuos inertes.

14.- Residuos con una fracción soluble superior al 10%.

15.- Residuos radioactivos.

16.- Residuos explosivos.

17.- Residuos inflamables (punto de inflamación menor o igual a 55ºC).

18.- Residuos inestables en las condiciones del vertedero.

19.- Residuos con pH inferior a 3 y superior a 13.

20.- Residuos líquidos.

21.- En caso de que el vertedero disponga de una impermeabilizante sintética, las sustancias que ataquen la estanqueidad básica de las placas.

22.- Sustancias que puedan afectar básicamente a la impermeabilidad de los materiales geológicos que configuran el depósito y a los utilizados como barreras en su llenado.

23.- Residuos que en contacto con agua o aire húmedo desprenden gases fácilmente inflamables o tóxicos en cantidades peligrosas.

24.- Residuos considerados como admisibles pero que incorporan algún constituyente tóxico y peligroso susceptible de ser recuperado industrialmente, debido a su elevada concentración o fácil recuperación.

Una alternativa: La incineración

La incineración como alternativa nos permite tratar los materiales que han sido contaminados por hidrocarburos. Aunque es preciso señalar que para realizar la combustión, es necesaria una línea de tratamiento posterior que tratará los contaminantes atmosféricos generados en ella.

Estos contaminantes atmosféricos son el CO2 (la quema de combustibles fósiles lo emite en exceso), de efecto global a muy largo plazo, poco temible y cuya eliminación no se ha planteado aún de una manera seria. Este dióxido de carbono forma un manto sobre la superficie de la tierra y atrapa el calor reflejado del suelo. El efecto es similar al de un automóvil cerrado o un invernadero.

Los otros contaminantes atmosféricos son las partículas sólidas de efecto muy localizado y cuya captura está tecnológicamente resuelta: para evitar que salgan a la atmósfera se debe limpiar los humos con filtros electrostáticos que atraen las partículas, las aglutinan y caen por gravedad a unirse a las cenizas. También pasa el humo por una lluvia de agua con productos químicos que neutraliza y retira compuestos tóxicos que huno.

Otras emisiones son las de óxidos de nitrógeno y azufre. (Es necesario recordar que el petróleo está formado también por hidrocarburos que contienen nitrógeno, oxígeno y azufre).

Actualmente, las emisiones de estos contaminantes están dentro de los niveles exigidos por la legislación, por lo que no sería necesario este sistema de tratamiento. Sin embargo, las exigencias medioambientales son cada vez más estrictas planteándose una reducción progresiva dentro de los próximos diez años; esto hace presumir que el legislador espera que se den sucesivos pasos en la implantación de métodos para mejorar las emisiones.

Sistemas de desulfuración de gases: Tratando de agrupar la amplísima gama existente de desulfuraciones, podemos clasificarlas en cuatro grandes grupos:

Vía Seca

Vía Semiseca

Vía Húmeda

Ciclos compuestos.

Vía Seca: La desulfuración por vía seca consiste en la inyección de un neutralizante en forma de polvo seco en diversos puntos del incinerador. El producto puede ser cal, caliza, dolomita, o bicarbonato sódico. El rendimiento máximo alcanzado es del 40% y constituye un problema el adecuado reparto del reactivo.

Presenta gran economía de instalación pero sólo resulta aplicable para incineradores de dimensión muy reducida para quemar sustancias de bajo contenido en azufre.

Vía Semiseca: Se entiende por vía semiseca la inyección en “scrubbers” o reactores de una lechada alcalina, generalmente cal, dosificada de forma que el agua se evapore y el residuo sea exclusivamente seco, recogiéndose en los mismos filtros que recogen las cenizas.

Para sustancias con un contenido en azufre menos de 2%, resultan atractivos estos procesos, sin embargo, el precio de la cal y el hecho de no producir residuos aprovechables ha limitado algo su difusión.

La patente más difundida es la de Flakt.

• Desulfuración por vía semiseca: En este sistema, los gases son puestos en contacto con una disolución o suspensión de reactivo, que se atomiza en un scrubber seco. De esta manera, la diferencia esencial reside en el grado de saturación del agua.

El licor atomizado se pone en contacto con los gases calientes, de modo que el contenido en agua de las mismas se evapora rápidamente. Estos son los procesos denominados de spray seco. Otra diferencia con respecto a los demás, es la ausencia de electrofiltro para eliminar partículas, siendo sustituido por un baghouse, que es un sistema de filtros con el fin de eliminar de la corriente gaseosa todos los productos sólidos.

El uso de cal en estos sistemas se da predominantemente en estos sistemas, aunque también se puede utilizar ceniza de sodio.

Las ventajas de los sistemas secos de eliminación de SO2 sobre los sistemas húmedos son: manejo de productos secos, menores costes de capital, menores necesidades de agua y energía, un diseño más sencillo que se puede traducir en un aumento de la utilidad y una reducción del mantenimiento.

La reducción de agua y energía se debe a que a menudo no se requiere recalentamiento de los gases, y a la recirculación de pequeños volúmenes de Slurry (spray seco)

Vía Húmeda: Los gases circulan dentro de un “scrubber” en el que se encuentran con una disolución alcalina de sosa, cal o caliza.

Resulta especialmente indicado para sustancias entre 1% y 4% de S, por su alta eficacia. En el caso de que la disolución alcalina sea de cal o caliza, precipita una mezcla de sulfito y sulfato de calcio que posteriormente es oxidada para obtener sólo yeso, lo vemos:

- Absorción en contracorriente con disolución alcalina de sosa): Lo primero, es pasar el gas por un electrofiltro con el fin de producir la recuperación de partículas (inquemados) que pueda llevar el gas; luego se hace pasar a través de un sistema de cambiadores para enfriar el gas. Esto es importante desde varios puntos de vista, incluyendo materiales, química del proceso, y calidad de productos finales.

Luego, el gas pasa a la columna de absorción donde se lleva a cabo la absorción del SO2, con disolución alcalina en contracorriente.

Dependiendo de cómo se lleve a cabo la absorción es posible que se produzcan productos sólidos.

Las alternativas para la deposición de estos residuos sólidos son, el relleno de tierras y deposición en lagunas.

El residuo a deponer en rellenos de tierras debe contener un 75% de sólidos. Esto, se consigue mediante espesadores de gravedad que eliminan el agua del residuo hasta tener un 30% de sólidos.

El agua que se obtiene del espesador se puede utilizar en el proceso de preparación del reactivo.

Filtros de vacío o centrífugos eliminan el agua de la corriente proveniente de espesador hasta lograr un producto con 55-75% de sólidos. Si se requiere un residuo más estable, el lodo se mezcla con cenizas o cal para fijarlo y estabilizarlo.

La deposición en lagunas requiere más terreno que el relleno de tierras pero menos costes de capital y de operación. La laguna recibe slurry agotado directamente del absorbedor con un 10% der sólidos.

Actualmente se están realizando numerosos esfuerzos con el objeto de optimizar la operatividad de los procesos de eliminación de agua.

Así mismo, se tiende hacia la disminución de la complejidad de este tipo de sistemas que hagan disminuir los costes y requerimientos de espacios, y sirvan para centralizar el proceso de desulfuración y tratamiento de residuos en una misma área.

Antes de entrar el gas desulfurado, en la chimenea, hay que calentarlo por el temor a la corrosión y a la mala dispersión del penacho.

Para obtener procesos húmedos no regenerativos más eficaces, se ha de trabajas sobre la relación líquido-gas, pH, velocidad de absorción óptima, pudiéndose conseguir recuperaciones de más del 90%.

Los principales problemas de éstos métodos son el taponamiento de los distribuidores, la corrosión de los materiales, y el mas funcionamiento de los reguladores del tiro de la chimenea.

Los factores que afectan el coste de los equipos son el tamaño de la unidad, el contenido en azufre en el combustible, y la calidad del reactivo y del agua. El coste del reactivo varía con la velocidad de quemado y el porcentaje de azufre en el combustible.

Ciclo Compuesto y otros: Agruparíamos aquí fundamentalmente aquellas que emplean oxido de magnesio, carbón activo y también las de ciclo dual con dos niveles de recuperación de azufre elemental o ácido sulfúrico.

• Proceso Wellman Lord: Se trata de un proceso regenerativo desarrollado por Davy Mackee. Se usa como reactivo Na2SO3 y se obtiene como producto una corriente rica en SO2.

Se trata de una absorción con reacción química. La corriente gaseosa primero se hace pasar por un prescrubber unidad en la cual el gas se satura y se enfría, además de recuperar las partículas que puede llevar. Los tipos de prescruber que pueden ser usados son muy variados, siendo los más utilizados los Venturi Scrubber.

Independientemente de cual se utilice, se recircula la corriente de agua para asegurar el tener un buen contacto y para que el consumo sea mínimo. Luego, se pasan los gases al srubber donde se ponen en contacto a contracorriente con la disolución de sulfito de sodio llevándose a cabo las siguientes reacciones:

Na2SO3 (aq) + SO2 + H2O (aq) * 2 NaHSO3 (aq)

2Na2SO3 (aq) + O2 * 2 NaHSO3 (aq)

Una parte del sulfito, se oxida a sulfato que debe purgarse continuamente al no ser posible su regeneración térmica.

La cantidad de sulfato que se forma puede ser incluso del 20% de SO2 eliminado siendo normalmente entre el 8 - 10 %.

La corriente purgada se lleva a un cristalizador - evaporador de triple efecto, para recuperar el sulfato de sodio formado, teniendo que añadir NaOH al 50% para recuperar las pérdidas de sodio debidas a la formación del sulfato.

El líquido que sale del absorbedor va a la zona de regeneración y se hace pasar por una serie de evaporadores de doble efecto para recuperar el reactivo y obtener una corriente rica en SO2 que puede ser utilizada, por ejemplo en una planta Claus.

La reacción que se lleva a cabo en la etapa de regeneración es:

2NaHSO3 (aq) * Na2SO3 (aq) + SO2 (g) + H2O (g)

Las ventajas e inconvenientes de este proceso son las siguientes:

Este sistema tiene las ventajas de estar libre de deposiciones e incrustaciones, al tratarse de una disolución y no una lechada, y se pueden aplicar a un rango muy amplio de contenidos en azufre, resultando mas adecuado para contenidos en azufre medios - altos.

Los inconvenientes más importantes que presenta es que hay que llevar a cabo la purga de sulfato continuamente, ya que no se regenera térmicamente y, además, la regeneración del reactivo se lleva a cabo mediante evaporadores de doble efecto, siendo las cantidades de vapor de agua requeridas muy elevadas y dando lugar así costes anuales muy elevados.

- Proceso del Óxido de Magnesio: Es un sistema regenerativo húmedo, que emplea una disolución de sulfito de magnesio para absorber el dióxido de azufre procedente de gases de combustión.

Se trata de un absorción con reacción química, tras la cual, el gas sale depurado y el producto líquido es regenerado para formar MgO y SO2.

El MgO se lleva a un tratamiento de apagado y se recicla de nuevo al proceso y la corriente de SO2 recuperada, se procesa para dar lugar a algún subproducto aprovechable.

En un proceso que apenas genera lodos y únicamente precisa una pequeña reposición de reactivo.

Puede subdividirse en cinco subsistemas:

Tratamiento de gases: Incluye tanto el pretratamiento de los gases antes de su absorción como su recalentamiento antes de ser emitidos a la atmósfera.

Los gases procedentes de la combustión entran en un prelavador cuya función es enfriar y saturar el gas, y separar partículas o impurezas particularmente cloruros que contaminan el sistema de absorción y los productos finales: MgO y gas rico en SO2.

Los gases efluentes del absorbedor han de ser calentados antes de ir al ambiente con el fin de aumentar la flotabilidad del penacho y disminuir su visibilidad. Así lo mismo ha de evitar el ataque ácido al conducto de la chimenea.

Absorción de SO2: Los gases son puestos con una lechada recirculante de sales sulfuradas de magnesio con una concentración en sólidos del 15-320%. Se pueden emplear diferentes tipos de absorbedores pero se considera la torre de pulverización o rociado como el más adecuado.

Después de absorbedor, los gases pana por un eliminador de nieblas, donde se recogen las gotas que podrían ser arrastradas hasta la chimenea.

La lechada rociada a través de los pulverizadores y el agua de lavado del eliminador de nieblas se recogen en un tanque de mezcla de donde las bombas lo reciclan los colectores principales.

La reacción que tiene lugar en el absorbedor es:

SO2 + MgSO3 + H2O * Mg (HSO3)2 (aq)

El lodo resultante pasa al tanque de mezcla, en el cual permanece el tiempo necesario para completar las siguientes reacciones:

Mg (HSO3)2 (aq) + Mg (OH)2 * 2MgSO3 (aq) + 2H2O

MgSO3 (aq) + 3H2O * MgSO3 * 3H2O

MgSO3 (aq) + ½ O2 * MgSO4 (aq)

Debido al exceso de oxígeno existente en el gas de combustión, una pequeña parte de sulfito de magnesio se oxida a sulfato. Sin embargo, a medida que la concentración de MgSO4 aumenta en el líquido, disminuye la solubilidad del oxígeno con lo que la oxidación de sulfito a sulfato disminuye. Normalmente, el porcentaje de oxidación suele estas en torno al 2-5 % de sulfito disponible.

Separación de sólidos y secado: Del sistema de recirculación del absorbedor se realiza de forma continua una purga que se lleva directamente a una centrífuga. En ella se obtiene la separación física del sólido del líquido. A continuación la torta se envía a un secadero donde se elimina la humedad ligada a los cristales:

MgSO3 ·3H2O * MgSO3 + 3H2O

Y donde la pequeña cantidad de sulfato presente en el líquido, cristaliza.

Se mantiene una temperatura de unos 200ºC de modo que las sales no lleguen a descomponerse. Finalmente, se obtiene un polvo seco y fluido que se conduce a silos de almacenamiento. Estos están dotados de una capacidad suficiente para almacenar el sulfito producido durante varios días, de modo que permite el funcionamiento independiente entre la planta de absorción y de regeneración.

Regeneración del MgO: La regeneración se lleva a cabo en un calcinador de lecho fluidizado. En él, el MgSO3 se descompone rápidamente en SO2 y MgO. El sulfato, aunque menos reactivo, tiene suficiente tiempo para descomponerse, y para elevarse hasta 9801C, aun cuando el MgSO3 ya se hubiera descompuesto a 580ºC.

Como producto se obtiene una corriente heterogénea que contiene gas rico en SO2 y MgO regenerado. Las partículas de sólido son separadas posteriormente, mediante ciclones y/o precipitadores electrostáticos.

Se estima que la recuperación del óxido de magnesio es del 85% del total con una pureza del 86.5% en MgO.

La principal impureza es la constituida por el sulfito de magnesio y posee una reactividad comparable al reactivo primario con un número de ciclos posibles entre cinco y seis.

Si bien el calcinador necesita gran aporte de energía, puede permitirse también la recuperación de parte de la misma en una caldera de calor residual.

Preparación de la lechada de MgO: El equipo se basa en tanques donde se produce el “apagado” y reacción con agua del reactivo:

MgO + H2O * Mg(OH)2

La mezcla resultante se recicla al tanque de mezcla del absorbedor.

Antes de entrar al sistema de apagado, se hace pasar el MgO por un molino de martillos para moler posibles pellets generados en la regeneración, como oxisulfatos gelatinosos a partir del MgSO4 no descompuestos durante la calcinación. Dado que el mayor problema es que el MgO no se disperse uniformemente en el agua, se dota de un pequeño tanque de preparado que contiene un potente agitador de alta velocidad.

Las ventajas e inconvenientes del proceso son:

- Como ventaja importante, está la regeneración del sulfato producido.

- Es aplicable a instalaciones de combustión de carbón o fuel con medios o altos contenidos en azufre.

- El principal inconveniente es el manejo de la lechada y la deposición de sólidos.

Impactos Ambientales

Impacto Ambiental de la Industria Petrolera

Desde el inicio de la actividad petrolera, el medio en el que esta se ha desarrollado se ha visto afectado por numerosos intervenciones que han dañado severamente el ambiente circundante.

Las huellas más evidentes las cuales podemos encontrar en todos los lugares del planeta donde se ha explotado petróleo, frecuentemente han sido ocasionadas por accidentes en tanques de almacenamiento o en oleoductos. Sin embargo los accidentes, aún siendo los acontecimientos que suelen alcanzar mayor notoriedad ante la opinión pública, no son las únicas fuentes de contaminación o degradación del medio, ni siquiera las más importantes.

Todas las actividades que están envueltas en la exploración y explotación del petróleo provocan impactos potencialmente negativos sobre el medio ambiente y sobre las personas que lo usan o que están en contacto con él.

En ocasiones las operaciones normales de trabajo en una explotación petrolera tiene consecuencias muy perjudiciales, sus efectos son a más largo plazo y de mayor magnitud que las catástrofes accidentales que puedan suceder.

Gran parte de los ecosistemas afectados por la exploración y explotación de hidrocarburos cuentan con formas de vida muy diversas y de gran complejidad, a la vez que son los últimos reductos donde habitan especies animales y vegetales amenazadas de extinción, o desconocidos por la ciencia.

A pesar de este hecho, la expansión petrolera muy a menudo se enfoca en dichos ecosistemas, bajo el amparo de gobierno que ven en ella una posibilidad a corto plazo de acabar con la naturaleza que azota sus territorios. No obstante la explotación de petróleo en la mayoría de las ocasiones trae consigo mayor pobreza y deuda externa a los países que lleva a cabo.

* Entre los daños al ambiente, podemos identificar como principales los siguientes: Aunque la contaminación por residuos tóxicos se da ya desde la fase de exploración, en el momento que se establece la explotación los efectos vuelven permanentes.

A continuación se resumen los diferentes tipos de contaminantes y sus efectos:

En las perforaciones se producen lodos con metales pesados y tóxicos como el cadmio, cobre, arsénico, mercurio y plomo. Estos tóxicos pueden ir al agua mezclados con otros contaminantes y terminar en el mar.

Lluvias ácidas. Está producida por los óxidos nitrógenos y proviene principalmente por la quema de combustibles fósiles. Acidifica el suelo y las aguas y causa la muerte de las plantas.

Contaminación acústica, perdidas en la biodiversidad, alteración de los patrones de conducta de los animales. Extinción de especies. Al mismo tiempo transporta contaminación a otros lugares lejanos de la fuente de origen de la misma, en este ecosistema acuático, puede ser vulnerables tanto los organismos que viven permanentes en el agua como los peces, las algas y los invertebrados que viven en el fondo de agua y otros que utilizan el agua en parte de sus ciclos vitales ; por ejemplo los anfibios.

Enfermedades en las personas debidas a la expulsión de óxidos de nitrógenos y azufre producidos en la quema del gas. Irritación de la piel, del sistema respiratorio, reducción de la función pulmonar, aumento de las enfermedades por virus.

Desaparición de extensas áreas de bosque y/o Deforestación: por la apertura de carreteras y la instalación de oleoductos (entre 400 - 2400 hectáreas por cada kilómetro construido en la selva). Y construcción de infraestructura como plataformas de perforación, campamentos pozos. También provoca perdidas de la Biodiversidad por efectos de la deforestación que altera el hábitats de los animales de la selva y afectando la Seguridad Alimentaria de los indígenas que viven de la caza. De igual manera el ruido de las actividades petroleras ahuyenta a los animales y la practica de cacería por parte de los trabajadores de la empresa.

Afectaciones irreversibles de manglares y ecosistemas marinos - costeros. Contaminación marítima en operaciones a mar abierto, muerte de especies por asfixia, envenenamiento de la vida acuática, cambio en los patrones de vida de peces, alteración del flujo de agua dulce hacia los manglares y de las mareas y alteración de la vegetación y en general del área acumulación de residuos tóxicos en crustáceos (camarones, chacalines etc.) y moluscos (caracoles, pulpos etc.) Contaminación de la cadena trófica (cadena alimenticia.). las alteraciones del suelo puede producir cambios en el pH del suelo y del agua que podría causar un deterioro crónico de la calidad de los manglares. Por otro lado los derrames de crudo en estas áreas ha provocado extensos árboles muertos ya que no existe ningún tipo de limpieza para llevar a cabo esta labor, lo que indica que el crudo permanece por varios años en los sedimentos marinos.

Impactos al Suelo: Las actividades petroleras incluyen la compactación de los suelos por la maquinaria pesada que utilizan y vías de penetración, además erosión y perdidas de suelo debido a la perdida de vegetación, contaminación por sulfatos y sales y especialmente por hidrocarburos. Los microorganismos del suelo son alterados por la contaminación petrolera, desapareciendo o disminuyendo las especies menos resistentes, además de altas tasas de mutaciones.

Impactos en la Atmósfera: Durante la perforación se utilizan maquinaria que funcionan con combustibles fósiles, que generan los gases asociados con la combustión, incluyendo el óxido de nitrógeno, óxido de sulfato, dióxido de carbono y partículas. Por otro lado esta la quema de gas que se hace día a día, produciendo hidrocarburos. La quema de gas acelera el proceso del calentamiento global y afecta las poblaciones humanas y la biodiversidad.

Impacto Ambiental de los Aceites Usados

* La incidencia directa de los aceites usados a los ecosistemas: A parte de los gases tóxicos, ruidos etc. Los cuales contaminan el ambiente, se producen una gran cantidad de aceites usados los cuales, sin un adecuado tratamiento contaminan fuertemente los recursos Suelo y Agua y en menor cantidad el Aire.

Aceites usados se calculan en solo 0,5% de los productos hidrocarburíferos. Sin embargo, en su totalidad de 5,3 mil millones de litros por año se representan un peligro considerable para el medio ambiente.

* Las influencias directas al Suelo: Aceites usados generalmente llegan al suelo por descuidado o intencionadamente para sustituir el asfalto, evitar el polvo etc..

Según estudios sobre la efectividad de aceites usados como aglutinante de polvo en las carreteras resulta que solo el 1% de la cantidad del aceite queda efectivo para este fin. 70 - 75% serán lavados por las lluvias o por el viento en conjunto con el polvo, 20 - 25% por evaporación y destrucción biológica.

Los aceites lavados por las lluvias causan una fuerte contaminación de las áreas aledañas de las carreteras con sus graves consecuencias.

* Los efectos de los aceites al suelo son importantes por 2 razones:

- El aceite se acumula en el suelo, representando un peligro para la vida micro-orgánica y las plantas. Aceite impide por la eliminación de oxígeno la libre germinación de las plantas.

- Por filtración puede llegar a los reservorios subterráneos de agua potable.

El aceite vertido al suelo se filtra primero por las capas superficiales. Con el tiempo, por la gravedad, se filtra a las capas más profundas hasta llegar a un material impermeable o al agua subterránea.

La velocidad de filtración es depende de la viscosidad de aceite y por supuesto de la densidad del suelo. Pasando las diferentes capas, dejando el suelo contaminado.

* Aceites usados tienen las consecuencias negativas para el suelo:

- Alteración de las propiedades físicas del suelo (reducción de capacidad de absorción y filtración)

- Aumentar la sensibilidad para infecciones de plantas

- Influencia al crecimiento de plantas

- Obstaculizar la acumulación de aguas y sustancias alimenticias

- Reducción del poder germinativo de semillas

- Disminución de la calidad del suelo por influencia a la fauna subterránea (Bacterias, Lombrices etc.)

- Sustracción de oxígeno y sustancias alimenticias por poblaciones de organismos biológicos no propios del suelo

Los suelos contaminados por aceites usados se deben evacuar hasta la profundidad en donde se encuentra restos de aceites.

Un peligro adicional esta formado por los aditivos que se encuentra generalmente en los aceites lubricantes. Estos sustancias pueden tener componentes tóxicos que, por acumulación en las plantas llegan a la cadena alimenticia humana, especialmente cuando los aceites llegan a las aguas absorbidas por las plantas.

* Influencias directas de aceites usados a las aguas: La mezcla de aceites con aguas conlleva diferentes problemas ecológicos. En lo siguiente se explica los diferentes problemas a las diferentes aguas como, Agua subterránea, aguas superficiales y en los sistemas de recolección y de tratamiento de aguas servidas.

* Influencias al agua subterránea: A las aguas subterráneas llega el aceite solamente, cuando esta arrojado al suelo. Por gravitación y depende de la viscosidad del aceite como la densidad del suelo en diferentes tiempos.

Cuando el aceite llega a las aguas subterráneas, no se puede utilizar este agua como agua potable, ni para el riego de plantaciones, por la toxicidad de los aditivos y además, por el sabor y el olor del agua se convierte en inutilizable.

Por la deficiente recuperación biológica de aceites, una pequeña cantidad puede contaminar el agua subterránea para muchos años. Cuando actualmente el agua subterránea no esta utilizada para la preparación de agua potable y no para el riego, y algún tiempo van a utilizar esto para estos fines, podía ser que se encuentra altamente contaminado por la evacuación de aceites al suelo de muchos años atrás.

* Influencias a las aguas superficiales: Los aceites, botados a las aguas, se propaga rápidamente a una película de un grosor de 0,2 - 1mm. 300 L de aceites por km2 ya produce una película visible. La consecuencia no es solo la película visible, sino presenta un peligro permanente para la vida de aves y otros animales, que utilizan estas aguas para su vida.

Más grave todavía es el cambio del estado biológico de las aguas. Por los aceites, flotando sobre la superficie de aguas, se impide el libre intercambio de los gases, como el oxigeno y el dióxido de carbono.

La demanda biológica de oxigeno (DBO) de las aguas se aumenta por la existencia de microbios para el tratamiento biológico del aceite (Una tonelada de aceites requiere para su recuperación una demanda igual que las aguas residuales de 40.000 habitantes). Sin embargo, la recuperación biológica de aceites es un proceso lento. La película de aceites obstaculiza también la entrada de rayos ultravioletas, que provoca una reducción notable de la fotosíntesis.

Finalmente, se puede manifestar, que pequeñas cantidades de aceites cambian el equilibrio biológico de las aguas sensiblemente.

Otro problema es el aceite pesado.

* El aceite pesado (Bunker Crudo, etc.) y en partes también el aceite usado de los motores a combustión se coagule con sustancias en suspensión y se va a pique del agua. Así se produce un tapamiento del suelo con que muere toda la vida acuática. La recuperación biológica se realiza más lento (1/10 de velocidad) que en la superficie.

Por emulsión de los aceites con el agua y los sustancias acumuladas en esto, los aceites no tóxicos se convierten en tóxicos. La recuperación aún es más problemática y más largo.

Aceites en aguas superficiales no se producen solamente por descarga directa, sino, también por aguas subterráneas que salen a la superficie y, también por hidrocarburos en el aire.

Ya esta comprobado que aceites usados, especialmente las emulsiones, aún en cantidades pequeñas, tienen efectos tóxicos a la vida acuática. Los metales pesados (plomo) de los aceites usados son solubles en agua y se acumula en las plantas y animales y así llegando a la cadena alimenticia, acompañado por sustancias cancerígenas como los hidrocarburos.

* Influencias a los sistemas de aguas residuales: Cuando, por una fuerte competencia entre los microorganismos, y no se puede controlar las poblaciones de los diferentes tipos, ocurre que un solo tipo sobrevive que se encarga de "tratar" un solo componente de los residuos.

El aceite usado, por su contenido de ciertos compuestos como ácido sulfúrico, metales pesados (Plomo, Cadmio), Halogenados (compuestos de cloro), PCB's (Bifenilo/Difenilo policlorado) etc., contamina el agua, conducido sin tratamiento previo a plantas de tratamiento biológicas de aguas.

Por su deficiente recuperación biológica son considerados como sustancias tóxicas en la tecnología de aguas, y pueden causar daños mecánicos graves a las instalaciones de recolección y tratamiento por corrosión (ácido). Expresa un peligro permanente de explosiones por su inflamabilidad, (Hidrocarburo) y por su densidad, (más liviano que el agua) quedaría flotando sobre la superficie de lagunas de oxidación afectando los procesos de coagulación, sedimentación y la degradación biológica (estabilización), y, por consiguiente, bajaría la efectividad del tratamiento notablemente.

* Influencias de aceites usados al aire: Aceites, en relación con otros hidrocarburos, tienen una presión de vapor reducida. Por eso la influencia a la contaminación del aire es menor.

De todos modos, el aceite es un hidrocarburo con sus efectos negativos a la salud humana.

En las alturas, con la influencia de calor, el aceite evaporiza más rápido que en zonas bajas y frías, con las respectivas consecuencias al aire.

Los metales pesados del aceite usado quedan en el polvo del suelo y por turbulencias se puede trasladarse a suelos agrícolas, entrando así a la cadena alimenticia (Plomo en las hortalizas).

La Biotecnología

La Biotecnología

La biotecnología se ha consolidado en los últimos como el conjunto de tecnologías encaminadas a la producción de bienes y servicios mediante el uso de sistemas biológicos o sus productos.

Los rápidos avances tecnológicos derivados de la manipulación del ácido desoxirribonucleico han permitido la industrialización de nuevos bioprocesos.

El área de impacto de la biotecnología es amplia y diversa. Abarca ramas industriales como la agro-alimentaria, ambiental, farmacéutica, agroquímica, la química y la energética.

Recientemente, la industria petrolera se ha interesado en los procesos biotecnológicos no sólo para tratar los efluentes y sitios contaminados que genera, sino como una serie de tecnologías alternativas en las áreas de exploración, producción, refinación y petroquímica.

Las principales fuerzas que impulsan actualmente la industria petrolera en el mundo son: la creciente demanda de combustibles, la necesidad de procesar crudo pesado, el desarrollo de productos con mayor valor agregado, el daño económico y en infraestructura diesel y gas, la necesidad de transformar el petróleo en petroquímicos básicos y secundarios, controlar la corrosión de ductos e infraestructura, disminuir o eliminar la producción de emisiones contaminantes al aire, suelos y agua, y obtener productos que cumplan las especificaciones ambientales.

De esta manera, se considera importante impulsar los programas de investigación en ciencia y tecnología para fortalecer la soberanía energética y de productos manufacturados de cada país.

En 1999, el Instituto Mexicano del Petróleo creó seis programas estratégicos de investigación, con el fin de impulsar la investigación y el desarrollo tecnológico. La biotecnología del petróleo surgió como una respuesta al reto de generar tecnologías innovadoras que ayuden a alcanzar las metas de sustentabilidad, de acuerdo con la política nacional.

Si bien es cierto que la biotecnología del petróleo es un área de reciente creación en México y otros países.

Los sistemas biológicos son y pueden ser utilizados en las diferentes plataformas que integran el sector petrolero:

• La prospección geomicrobiológica (exploración),

- La recuperación microbiana de petróleo (producción),

• El bioprocesamiento del petróleo (refinación)

• La bioconversión del petróleo y gas (petroquímica)

• El daño por corrosión a infraestructura y líneas de producción generado por microorganismos (Biocorrosión)

Además, las biotecnologías permiten reducir el impacto ambiental generado durante la cadena productiva del petróleo. En efecto, el conocimiento empírico generado desde tiempos remotos, por ejemplo, la fermentación alcohólica y láctica, aunado al conocimiento científico producido desde el descubrimiento de la estructura del ADN, nos permiten afirmar que la biotecnología tendrá un impacto favorable en la industria petrolera.

* Desarrollaremos uno a uno los distintos sistemas biológicos enumerados anteriormente que pueden ser utilizados en las diferentes plataformas que integran el sector petrolero:

La prospección Geomicrobiológica: Los estudios en el campo de la geomicrobiología yacimientos y/o microorganismos con características aplicadas a la búsqueda de petróleo y/o gas no son recientes. Sin embargo hoy en día, esta tecnología se ha aunado a los métodos convencionales (geofísicos, geoquímicos) de prospección de hidrocarburos con resultados satisfactorios.

Este tipo de tecnología, apoyada en otros datos geoquímicos, geofísicos y sísmicos, es utilizada para el descubrimiento de nuevas reservas. Sin embargo existen pocos estudios al respecto y su crecimiento es limitado.

Recuperación de petróleo por vía microbiana: Una cantidad importante de petróleo permanece en los yacimientos (65% de la cantidad original) después de la producción primaria y secundaria.

Este petróleo residual puede ser extraído por técnicas recuperación mejorada. Sin embargo, por razones económicas, estas tecnologías no son utilizadas. Actualmente, los métodos de recuperación mejorada aplicables son la inyección de gas y de vapor. Por otro lado, el uso de tecnologías que involucran compuestos químicos, polímeros o microorganismos nos ha encontrado nichos económicos que crecen conforme la tecnología avanza.

Los procesos biológicos de recuperación mejorada involucran el uso de microorganismos nativos de los yacimientos y/o microorganismos con características especiales para producir metabolitos específicos, que favorecen la liberación del petróleo del yacimiento.

La Biorrefinación: La biorrefinación tiene como objetivo la transformación del petróleo y del gas natural por medio de biotecnologías, para darles un valor agregado que permita un desarrollo sostenido, sustentable y respetuoso del medio ambiente.

La biorrefinación se encarga de cubrir diversas necesidades que la refinación tradicional no puede llevar a cabo, debido a los altos costos de inversión y operación.

Los compuestos organoazufrados, nitrogenados y los metales representan los constituyentes del petróleo que contribuyen a la contaminación ambiental, la lluvia ácida, la corrosión de equipo y el envenenamiento de catalizadores.

En consecuencia, diversas investigaciones que utilizan biotecnologías se han dirigido a la reducción del contenido de estos compuestos en los combustibles. De esta forma, se han identificado varias cepas que eliminan selectivamente los átomos de azufre y nitrógeno en un 73 y 68%, respectivamente. Por otro lado, se patentó recientemente un proceso para eliminar los metales presentes en combustibles (vanadio y níquel) por medio de biocatálisis.

En la industria petrolera, la valoración de los residuos de destilación y de crudo pesado presenta un gran problema debido a la presencia de asfaltenos. Últimamente, laboratorios como el Oak Ridge National Laboratory, el Lawrence Berkeley National Laboratory y el IMP se han interesado en el desarrollo de tecnologías biológicas para romper las estructuras asfalténicas (biocracking) en compuestos de menor peso molecular, y así obtener un petróleo ligero fácilmente procesable y de mayor valor.

La Biopetroquímica: La biopetroquímica tiene como objetivo la transformación de gas natural (GLP), destilados y aceites residuales de refinería por medio de biotecnologías limpias. Los procesos biológicos, permiten la obtención de unidades estructurales y/o materiales con cero efluentes y bajos requerimientos energéticos.

El petróleo es fuente de energía y de unidades estructurales para la elaboración de materiales (petroquímicos) de mayor valor agregado. Recientemente se ha planteado la relevancia del petróleo como fuente de petroquímicos, en lugar de fuente de energía.

Ejemplo de ello es la producción de agentes emulsificantes a partir de los productos de degradación de la biodesulfuración de combustibles fósiles, la producción mediante biocatalizadores (lipasas) de monómeros acrílicos, que son unidades estructurales muy versátiles.

De igual manera, se han identificado biocatalizadores (microorganismos y enzimas) que permiten reacciones de oxidación, hidroxilación, epoxidación, alquilación y polimerización.

La Biocorrosión: La biocorrosión es uno de los principales problemas durante la producción de petróleo y gas. Es causada por el deterioro y/o degradación de materiales, en las instalaciones y líneas de producción. Además de la industria petrolera, otras tales como la industria naval, la ingeniería civil y la industria eléctrica, tienen repercusiones económicas muy importantes, debido a problemas de corrosión.

Este fenómeno puede ocurrir por la presencia directa o indirecta de bacterias, algas, hongos, de forma aislada o en consorcio. Se conoce actualmente que la producción microbiana de sulfuro es una reacción clave en la corrosión.

Los fenómenos iniciales que determinan la adhesión microbiana a los materiales son poco conocidos. Por otro lado, se ha establecido que la biocorrosión no depende de los parámetros ambientales prevalecientes, sino del tipo de microorganismos presentes.

Actualmente, la investigación se ha centrado sobre todo en el aislamiento e identificación de microorganismos involucrados en la corrosión, utilizando técnicas moleculares.

Algunos de los géneros a los cuales se atribuye este fenómeno son: hongos productores de ácidos, bacterias sulfato reductoras, bacterias que oxidan el azufre, ferrobacterias y bacterias del manganeso. También se tienen estudios sobre el papel que desempeñan las enzimas APS sulfito reductasa e hidrogenasa en los fenómenos de biocorrosión.

La formación de biopelículas, la fisiología y ecología de las bacterias sulfato reductoras, y los mecanismos de la corrosión, han sido así los factores más estudiados.

* La biotecnología ambiental no es un campo nuevo. Sin embargo, desarrollos recientes en biología molecular, ecología e ingeniería ambiental ofrecen ahora oportunidades para modificar organismos y contar con procesos más eficientes; y degradar compuestos químicos más complejos, y tratar volúmenes más grandes de residuos.

En materia de medio ambiente, se tiene mayor conciencia sobre el cumplimiento de las normas y regulaciones de las autoridades. En consecuencia, es de gran interés para la actividad petrolera el tratamiento de las emisiones y sustancias residuales generadas por los diversos procesos, y la restauración de los sitios dañados.

La industria petrolera, durante sus procesos, genera una gran cantidad de efluentes, los cuales deben ser sujetos a tratamiento posterior para remover los contaminantes antes de su descarga.

Aunque las tecnologías para el tratamiento de efluentes se encuentran en la etapa de madurez, existen desarrollos incrementales en las mismas, que hacen estos procesos cada vez más eficientes y capaces de tratar mezclas complejas de efluentes.

En México existen vastas áreas contaminadas con hidrocarburos del petróleo, por lo que hoy en día una de las mayores preocupaciones de las autoridades ambientales es encontrar y/o desarrollar tecnologías, que tengan como objetivo la eliminación definitiva de este tipo de contaminantes.

La bioremediación ofrece ventajas significativas cuando se compara con otras tecnologías físico-químicas, y permite la degradación permanente de contaminantes orgánicos, favorece la precipitación y/o acumulación de compuestos inorgánicos y puede preservar y mejorar la estructura del suelo.

De acuerdo con estudios realizados en Estados Unidos y el Reino Unido, el mercado de la bioremediación ha crecido debido a que reduce gastos entre 65-80%, con respecto a los métodos físico-químicos.

La bioremediación se encuentra en etapa de madurez pero se observa incremento en su desarrollo, debido a los avances en biología molecular, bioquímica fisiología y ecología microbiana. Los desarrollos analíticos constituyen también una parte importante, ya que permiten realizar los análisis de más precisa.

La emisión de gases generada durante el procesamiento del petróleo puede ser tratada mediante un sistema biológico conocido con el nombre de biofiltración, la cual es una tecnología que ha probado ser efectiva para el tratamiento de efluentes gaseosos, y ha estado sujeta a aproximaciones empíricas ya que mejora empaques y condiciones de operación. A pesar del amplio uso de los biofiltros, de años de investigación y desarrollo, existen deficiencias en la comprensión de sus fundamentos.

Los trabajos en biofiltración se han enfocado básicamente hacia las siguientes áreas de estudio: eliminación de nuevos contaminantes, mejoras en la operación y combinación de tecnologías búsqueda de conocimientos básicos que permitan comprender los fenómenos que ocurren en biofiltración, y el modelado matemático del proceso

* A escala internacional, existe una gran tendencia hacia la producción de combustibles más limpios, por lo que la biotecnología busca la producción de combustibles provenientes de materiales renovables, que puedan ser utilizados como aditivos en corto y mediano plazo de los combustibles provenientes de fuentes fósiles.

La búsqueda de nuevas fuentes de energía ha conducido a la producción de etanol, biodiesel y metano, a partir de fuentes renovables como son los desechos agrícolas. Además, se investiga la posibilidad de producir hidrógeno como combustible, utilizando algas verdes. Este esfuerzo no se refiere solamente al aspecto renovable y relativamente limpio de los recursos agrícolas, sino principalmente a la búsqueda de independencia energética por parte de nuestros socios comerciales.

* La tecnología de recuperación microbiana del petróleo tendrá un fuerte impacto en la producción para el año 2010, debido a la escasez de reservas y a la disminución de la calidad del crudo.

Esta tecnología permitirá recuperar una mayor cantidad de petróleo residual, existente en los yacimientos agotados y en aquellos que tienen problemas de taponamiento.

Debido a la naturaleza fracturada de algunos yacimientos en México, esta tecnología permitirá realizar taponamientos selectivos, y buscar una mayor recuperación del petróleo. La refinación y transformación de petróleo y gas se convertirá en un proceso integrado, con menor número de operaciones unitarias, en el cual se refinará y transformará el petróleo y el gas de manera eficiente, con bajo consumo energético y con cero o baja producción de contaminantes.

Se incorporarán paulatinamente métodos biológicos acoplados a los convencionales, que permitan aumentar la relación eficiencia/costo. La ingeniería de vías metabólicas, la biología molecular, la ingeniería genética y de proteínas, entre otras, generarán conocimiento sobre la naturaleza de las reacciones biológicas, que permitirá modificarlas en nuestro provecho.

Este conocimiento generado por la biotecnología y su traslación a la nanotecnología permitirá la generación de catalizadores miméticos de enzimas altamente selectivos, eficientes y estables en muy diversas condiciones.

La refinería y la petroquímica del mañana elaborarán de esta forma, combustibles ultra limpios; producirán petróleo ligero a partir del pesado; manufacturarán productos químicos, unidades estructurales, y materiales de alto valor agregado, reutilizarán los gases producidos (metano, CO2, hidrógeno) tanto como fuente de energía, como de materia prima para la síntesis de moléculas complejas.

Con el avance del tiempo, se verá así reducida la generación de contaminantes al ambiente.

* Como conclusiones: Las reservas de petróleo aumentarán mediante la aplicación de métodos MEOR en pozos y plataformas de extracción.

Los recursos fósiles y renovables serán utilizados en forma integral en la manufactura de combustibles ultra limpios y bienes de altor valor. Surgirán nuevos materiales y catalizadores a partir del esfuerzo conjunto de la biotecnología y la nanotecnología. Se reducirá el consumo energético en la medida que los procesos biológicos sean implementados.

La comprensión de los fenómenos de biocorrosión, permitirá reducir sustancialmente el costo de mantenimiento y reemplazo de ductos, tuberías e infraestructura.

El creciente respeto a la conservación del ambiente impulsará la implementación de tecnologías limpias y eficientes durante el procesamiento del petróleo. En consecuencia, se reducirá paulatinamente la emisión de contaminantes al agua, aire y suelo.

Las diferentes plataformas de la industria petrolera (exploración, producción, refinación, petroquímica y transporte) se beneficiarán del conocimiento y desarrollo tecnológico generado por medio de la investigación en biotecnología del petróleo en los próximos 25 años.

Economía y Petróleo

Economía del Petroleo en el Mundo

Los aspectos económicos del petróleo son un asunto de mayor alcance que la mera demanda y oferta de la principal fuente de energía primaria del mundo.

El negocio petrolero sufre muchas influencias, en particular, la de las políticas de los gobiernos de las naciones productoras y consumidoras y la de los regímenes fiscales. Los precios del petróleo han sido, en general, sumamente variables, excepto durante un breve período de estabilidad en la década de 1950 y a principios de la de 1960. En esa época, la escena mundial del petróleo estaba dominada por las grandes compañías petroleras con operaciones integradas; desde entonces, los productores de hidrocarburo, especialmente los países integrantes de la OPEP, han ejercido mayor control de la Producción y los precios del petróleo.

Cuando Edwin Drake vendió por primera vez petróleo de su pozo de Pennsylvania, le pagaron 20 dólares por barril. Al poco tiempo el precio habia bajado a unos pocos céntimos. El negocio petrolero siempre ha sido fluctuante, en general, y caracterizado por repentinos cambios en la demanda y el precio.

No obstante, los años cincuenta y sesenta constituyeron un periodo de relativa estabilidad. El petróleo era barato y la demanda alta y de él se obtenía combustible para el creciente tráfico por carretera, ferrocarril, vía aerea o marítima, y alimentación para la incipiente industria petroquímica. El mercado petrolero internacional estaba dominado por las principales compañías petroleras - Esso, Shell, BP, Gulf, Chevron, Texaco, Mobil - apodadas las "siete hermanas". Sus operaciones estaban integradas, o sea que las compañías manejaban todas las etapas del abastecimiento del petróleo, desde la exploración y producción hasta la entrega final al consumidor. El petróleo generalmente se vendía por contratos de largo plazo a precios de lista.

Hacia finales de la década del 60, empero, los países productores ampliaron su dominio; muchos nacionalizaron las concesiones a las compañías petroleras o negociaron acuerdos para controlar la producción del oro negro. En 1960 Irán , Irak, Kuwait, Arabia Saudita y Venezuela fundaron la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP), con el fin de promover los intereses de los países integrantes con respecto a su producción de hidrocarburos y a los ingresos que obtenían de ellos.

Las perturbaciones causadas a los suministros petroleros y los enornes aumentos de los precios como consecuencia de las politicas de los productores arabes durante la guerra árabe-israelí de 1973/1974 y la revolución iraní de 1978, demostraron el poder que tenía la OPEP, especialmente en los países de Medio Oriente.

Para comienzos de la década de 1980, la recesión económica y la reacción de los consumidores, que incluian la substitución del petróleo y medidas de ahorro de energía, habian reducido el consumo del petróleo. Aumento el excedente de capacidad de producción del petróleo. La OPEP, que ahora contaba entre sus miembros a los países del Lejano Oriente y de Africa, trató en varias ocasiones de imponer cupos para restringir la producción, pero sin conseguirlo plenamente. Además, hubo un aumento de la producción de ciertos países no miembros de la OPEP, especialmente Gran Bretaña, Noruega y México.

Trece países forman la OPEP: Irán, Irak, Kuwait, Arabia Saudí, Venezuela Quatar, Indonesia, Libia, Emiratos Árabes Unidos, Argelia, Nigeria y Gabón.

* La producción de los países comunistas también es significativa: las exportaciones de la Unión Soviética, el mayor productor del mundo, le deja al país valiosas divisas fuertes.

La escena petrolera mundial todavía se caracteriza por el excedente de capacidad de producción y de los precios fluctuantes.

La fijación de los precios del petróleo se ha hecho sumamente compleja. La mayor parte del petróleo se comercia ahora en relación con el precio "spot" de ciertos crudos de referencia, tales como Brent del Mar del Norte, Dubai de Medio Oriente o North Slope de Alaska. El precio "spot" es el precio de un cargamento único de petróleo crudo vendido en un lugar en particular. En Londres y Nueva York se han establecido mercados de futuros, en los cuales los agentes petroleros negocian en "barriles de papel", obligándose por contrato a suministrar un cargamento en una fecha específica futura.. En tales transacciones, no se necesita entregar físicamente nada de petróleo.

A veces, los productores de la OPEP han sido partidarios de las transacciones "netback", en la cuales el precio del crudo se determina sobre la base del valor que se espera que tenga el producto refinado que se obtenga de ese crudo. En 1986, el precio del petróleo comercializado internacionalmente cayó a menos de 10 dólares por barril, porque los productores de la OPEP bregaban por tener una participación en el mercado. Posteriormente, reintrodujeron cupos de producción y precios de venta oficiales, a fin de hacer subir los precios e introducir cierta estabilidad en el mercado.

Un mercado petrolero estable es, en general, algo bueno. Los aumentos repentinos de precio hacen que los clientes indutriales y domésticos tengan que pagar más por la energía; mientras que una rápida caída de los precios representa una pérdida de ingresos fiscales para los gobiernos y dificultades para los países productores, cuyas economías a menudo dependen de las ganancias del petróleo.

Las variaciones de los precios también constituyen un problema para las compañías petroleras cuyos proyectos demandan enormes inversiones a lo largo de varios años.

En el Mar del Norte, por ejemplo, Shell y Esso, en participación, han invertido más de 15 mil millones de libras esterlinas desde 1969 en exploración y producción de petróleo y gas. Probablemente ya se hayan descubierto todos los yacimientos más grandes y los esfuerzos se concentran ahora en los más pequeños y marginales. En estos casos, el precio de los hidrocarburos puede ser crucial en la decisión de desarrollar un yacimiento, ya que una brusca baja puede hacer que un proyecto deje de ser económicamente viable.

Movimientos de los precios del petróleo a lo largo de un año. Tal volatilidad complica su comercialización.

Entonces, expresado brevemente, la economía del petróleo es compleja y sufre muchas influencias distintas, entre las que pueden mencionarse las resoluciones de la OPEP, el comportamiento de los países productores no miembros de la OPEP, los cambios en los regímenes fiscales, las decisiones de las compañías petroleras y las generadoras de electricidad en cuanto a las inversiones.

En tales condiciones, es inevitable que haya incertidumbre y éste es el factor que quienes actúan en la escena petrolera van reconociendo que tienen que aceptar, aunque no les plazca.

Notas de Prensa

UN MAR DE CRUDO

MILES DE AVES MARINAS HAN MUERTO POR EL VERTIDO DEL BALTICO

Copenhague, 2 abr (EFE).-2001

Un millar de aves marinas han muerto a causa del vertido de petróleo cerca de las costas danesas del mar Báltico, mientras las autoridades anuncian que se han recogido más de la mitad de las 1.900 toneladas de crudo pesado que dejó escapar el buque "Baltic Carrier", con bandera de las islas Marshall

La mayor parte de las aves han muerto por la acción directa del petróleo, mientras que los 15 cazadores destacados en la zona están disparando contra las que no pueden sobrevivir.

El asesor de naturaleza del distrito de Falster, Finn Jensen, asegura que al final de la jornada de hoy aparecerán otros tantos pájaros muertos en las costas de las islas danesas de Moen, Bogoe y Falster, cercanas a la mancha de crudo.

"Los pájaros se posan en los bloques de petróleo creyendo que son bancos de arena, y quedan atrapados en la masa viscosa", dijo Jensen, quien constató con su equipo que la contaminación ha afectado a las colonias de aves marinas que anidan en un islote al norte de Bogoe.
A pesar de todo, las autoridades ambientales locales no consideran el vertido como una catástrofe, ya que ninguna de las especies de la zona está amenazada de extinción, y muchas de las aves estaban incluidas en el cupo de caza de este año.

"Lo lamentable es que los pájaros tengan que morir de un modo terrible, envueltos en el crudo asfixiante", dijo Finn Jensen a la agencia danesa de noticias Ritzau.

El vertido tuvo lugar en la madrugada del jueves pasado, cuando el "Baltic Carrier" chocó con el carguero de bandera chipriota "Tern" en el estrecho de Fern, entre Dinamarca y Alemania, unos 30 kilómetros al sur de la isla Danesa de Moen.

Ningún tripulante sufrió daños, pero se abrió una brecha de 20 metros cuadrados en un costado del petrolero, por el que salió parte de las 33.000 toneladas de crudo pesado que transportaba.
Una compañía danesa está vaciando el resto del cargamento, tras de lo cual se limpiarán los tanques del "Baltic Carrier" antes de remolcarlo a puerto, informó el Comando Operativo de la Marina (SOK).
Los servicios de limpieza ecológica han conseguido rodear con flotadores la mancha de crudo, y han recogido la mitad del vertido, aunque calculan que unas 200 toneladas se han concentrado en las costas de las islas adyacentes.

El vicecomisario de policía de la localidad de Stubbekoebing, Kurt Andersen, informó hoy de que la situación está bajo control, y explicó que la mancha de petróleo aparece estable.

El estrecho de Femer es la única salida del Báltico al Atlántico, a través del Gran Belt y el Skagerrak, por donde atraviesan cada año unos 55.000 buques, muchos con bandera de conveniencia, según la Asociación de los Pilotos Marinos en Dinamarca.

El ministro de Medio Ambiente, Svend Auken, ha prometido esforzarse para establecer la obligación de que todo buque que atraviese los difíciles estrechos daneses lleve a bordo a un piloto, para evitar accidentes como el ocurrido el jueves.

Un vertido de 2.000 toneladas de crudo amenaza las costas danesas

29-03-01

El choque de dos barcos ocasiona otro desastre en el mar Báltico ¿Casualidad, mala suerte o un fatal error humano? Aún nadie lo sabe, pero el choque entre el carguero chipriota Tern y el petrolero Baltic Carrier, que se produjo en la madrugada de anteayer a sólo 25 kilómetros de una isla alemana en el mar Báltico, confrontó a Dinamarca a la peor catástrofe ecológica en toda su historia. Por una razón que aún se desconoce, el carguero chipriota embistió al petrolero por un costado y le causó un enorme agujero de casi 50 metros cuadrados desde donde escaparon unas 2.000 toneladas de petróleo pesado. De inmediato se formó una mancha de unos 15 kilómetros de largo que comenzó a dirigirse hacia la isla danesa de Moen, situada a unos 120 kilómetros al sur de Copenhage y a unos 60 de la costa sueca.

El Baltic Carrier, que navega bajo la bandera de las islas Marschall transportaba 35.000 toneladas de petróleo pesado y, según las autoridades marítimas del Estado de Mecklenburgo Pomerania Anterior, se trata de un buque moderno construido hace un año. La colisión en el mar Báltico y el derrame de petróleo tienen en estado de alerta a las autoridades danesas, que temen que la mancha provoque la peor catástrofe ecológica en la historia del país nórdico. La mancha de petróleo, a causa del fuerte viento y la corriente marítima, llegó a las costas.

Olas de tres metros del altitud y un viento huracanado impidieron los trabajos para combatir la mancha de petróleo, Buques daneses, alemanes y de Suecia no lograron desplegar barreras contra el petróleo en alta mar. Las autoridades danesas, en cambio, colocaron barreras flotantes para proteger las playas.

«Haremos todo lo que esté a nuestro alcance para impedir el desastre», dijo Svend Auken, ministro del Medio AMbiente danés.Los dos barcos navegaban en dirección opuesta y debían estar separados por una distancia de alrededor de dos millas náuticas.

CORROSION CASCO Y MAL MANTENIMIENTO PROVOCARON NAUFRAGIO "ERIKA"

París, 18 dic 2001- (EFE).-

Un fallo en la estructura del petrolero maltés "Erika", debido a un mantenimiento "insuficiente" y a la "corrosión", fue la causa de su naufragio hace un año frente a las costas bretonas francesas, según el informe final de la Oficina de Investigación de Accidentes Marítimos (BEA), publicado hoy. "El estado del barco y su rápida degradación en las últimas horas (antes del hundimiento) eran de tal calibre que nada habría podido evitar la catástrofe", asegura el informe, remitido al ministro francés de Transportes, Jean-Claude Gayssot.

Los expertos de la BEA cuestionan el papel del armador y de la sociedad de clasificación italiana Rina en cuanto al seguimiento del estado del petrolero maltés, fletado por el grupo franco-belga TotalfinaElf con unas 37.000 toneladas de fuel. Su naufragio provocó una marea negra que contaminó unos 400 kilómetros de la costa atlántica francesa, grandes perdidas económicas para el turismo y la ostricultura, así como la muerte de miles de pájaros.

El informe no considera creíble que el propietario del "Erika", el armador maltés Tevere Shipping, desconociese su "estado real". El armador fue informado de la inspección preliminar del "Erika" por un experto de Rina en el puerto turco de Aliaga, en febrero de 1998, en la que se le indicaba que el estado del barco "no era aceptable" y se precisaba "lo que había que hacer para que pudiese ser clasificado por Rina". Tras las mejoras llevadas a cabo en los astilleros de Bijela, en Montenegro, entre junio y agosto de 1998, Rina juzgó "suficientes" esas reformas y dio el visto bueno al "Erika", subraya el informe.

Sin embargo, los expertos de la BEA emitieron serias reservas sobre este punto al subrayar que fueron "sin duda, preocupaciones puramente económicas las que prevalecieron en lo que respecta a la elección de proveedores y, sobre todo, de astilleros de reparación". Las reformas llevadas a cabo en Bijela constituyeron "un factor determinante en el desarrollo de los hechos que condujeron al accidente", asegura el informe final de la BEA.

ESTIMAN EN MAS DE 457 MILLONES DE EUROS COSTE NAUFRAGIO "ERIKA"

París, (EFE).-

El coste del naufragio del petrolero maltés "Erika" y las consecuencias económicas de la marea negra que generó superará los 457 millones de euros, según un informe redactado a petición del Consejo Económico y Social (CES). Se trata de más del doble del monto del que dispone el Fondo internacional de indemnización para los daños debidos a la contaminación por hidrocarburos (Fipol), que asciende a 182 millones de euros), reveló hoy el diario "Le Figaro". Añadió que la estimación del responsable del informe encargado el pasado marzo por el CES, Charles Fiterman, es bastante superior al techo de indemnización de siniestros contemplado por la Organización Marítima Internacional (OMI), de 274 millones de euros.

Fiterman indica, en su estudio, según "Le Figaro", que "hemos querido hacer una constatación, lo más objetiva posible, en el plano de las consecuencias directas y sobre el tratamiento de las causas del naufragio un año después" de que el "Erika" se partiese en dos y se hundiese a 70 metros de profundidad y a unos 35 kilómetros de las costas atlánticas francesas.

El informe, que se hará público mañana, "reclama que la OMI aumente su fondo (para afrontar los daños causados por el 'Erika') a 990 millones de euros", aseguró el periódico. El texto subraya la lentitud y los medios inadecuados puestos en marcha para afrontar el naufragio y la marea negra que afectó a unos 400 kilómetros del litoral francés. Fletado por la petrolera franco belga TotalFinaElf, el "Erika" iba cargado con 30.000 toneladas de crudo.

* Cada año se vierten al mar más de 10 millones de toneladas de crudo

* La flota de petroleros que navega en aguas internacionales es de 6.000 buques

* Sólo un tercio de los petroleros más modernos poseen doble casco para evitar los vertidos

Accidentes de los buques Erika y Volganeft 248

El primero de los barcos se hundió el 12 de diciembre de 1999 en la costa atlántica bretona (Francia), derramando 30.000 toneladas de crudo.

El segundo se partió frente a la costa de Estambul (Turquía) la madrugada del 29 de diciembre de 1999 con un vertido de 4.000 toneladas de crudo.
La marea negra que asola las costas de la Bretaña francesa y que ya ha provocado la llegada de aves contaminadas a diversos puntos del continente europeo, ha dado la voz de alerta sobre el tráfico de grandes petroleros por todos los mares del mundo sin las necesarias medidas de seguridad y que producen vertidos incontrolados y altamente contaminantes. Cuando el petrolero Amoco Cadiz (1987) tuvo el accidente en la misma zona, se derramaron más de 200.000 toneladas de petróleo. Entonces hubo unos 4.000 pájaros contaminados. Esta vez, con sólo el 10% de combustible, ya son 300.000 los pájaros afectados.

Un informe de la organización Greenpeace afirma que existen 6.000 petroleros navegando en aguas internacionales, y dada la ubicación de España, que se encuentra en lugar de paso entre los grandes productores de petróleo en los países de Oriente Próximo y los consumidores europeos, el número de buques que pasaban cerca de nuestras costas es "muy alto", con lo que el riesgo de accidentes aumenta.

En España 600 petroleros atraviesan cada día el Estrecho de Gibraltar y naveguan por aguas españolas, bordeando la Costa de la Muerte (Galicia), lo que supone el 10 por ciento del tráfico marítimo internacional. Además, 800 buques que transportan fuel transitan a diario por el mar Mediterráneo.

Estos petroleros provocan que se vierta al mar millones de toneladas de crudo anuales, de las que sólo el 10% se deben a accidentes. El resto está causado por limpieza de tanques y por otras razones de carácter voluntario. Cada año se vierten a los mares 10 millones de toneladas de crudo, mientras que la producción de este tipo de combustible alcanza las 3.000 millones de toneladas anuales en todo el mundo.

En la actualidad la legislación obliga a que los buques petroleros cuenten con tanques separados para el lastre y para el transporte de crudo. Así, debido a que los petroleros no pueden navegar sin carga, los tanques de lastre contienen agua que deben vaciar en instalaciones preparadas una vez que arriben a los puertos. Sin embargo, Pastor aseguró que muchos barcos vierten estas aguas contaminadas en el mar para no tener que pagar en los puertos y así, ahorrar costes. Además la legislación recomienda que los petroleros tengan un sistema de doble casco para evitar vertidos en caso de colisión, lo que no cumple casi ninguno de los buques. Esta medida será obligatoria a partir del año 2015.

Las dos rutas más utilizadas por los petroleros son el Canal de Suez, el Mediterráneo y el Estrecho de Gibraltar, sobre todo transitadas por barcos pequeños, y la ruta del Cabo de Buena Esperanza (Sudáfrica) que rodea las Islas Canarias y las costas atlánticas de España y Portugal.

Uno de los problemas más importantes para el control de los transportes de crudo es que la mayoría de los barcos utilizan bandera de conveniencia, es decir la de países que no tienen suscritos acuerdos internacionales que les obligan a mantener una serie de medidas de seguridad. Entre los países que pueden navegar bajo bandera de conveniencia y que, por lo tanto, no han ratificado los convenios internacionales en materia naval, se encuentran Liberia, Malta, Chipre y Panamá. Asimismo, estos países cuentan con paraísos fiscales y al contar con precios más bajos, desciende la calidad de la construcción y de la formacaón de la tripulación. Algunos países como Estados Unidos se oponen a que estos barcos entren en sus puertos. En España utilizan los puertos de Las Palmas, Cartagena y Cádiz principalmente.

Marea negra en España

13 de diciembre de1992

MAREA NEGRA DEL "MAR EGEO" Galicia (España).

El domingo 13 de diciembre de 1992, el petrolero "Mar Egeo" encalló frente a la costa de La Coruña en el NW de la Península Ibérica.

Combatir las mareas

ELF lanzo un producto para luchar contra las mareas negras. Se trata del IP 45, un gel biode-gradable que se pulveriza sobre las rocas y en las playas cuando se teme la llegada de una napa de petróleo. De este modo, ELF IP 45 forma una película protectora que reduce la adhesión del petróleo en las rocas y en los sedimentos. Basta con sacar el petróleo con un choro de agua fría, y bombearlo. Cabe recordar que ELF ya ha desarrollado otros dos productos para cuidar el medio ambiente: - EL INIPOL EAP 22, que acelera la biodegradación del petróleo en el mar, demostró sus cualidades durante la marea negra del Exxon Valdéz. - La máquina para limpiar pájaros víctimas de mareas negras, que permitió salvar a miles de pájaros durante la marea negra del Sea Express en 1996. Con ELF IP 45, se pone a disposición una nueva herramienta contra las mareas negras.

Lucha contra la contaminación marina por hidrocarburos.

WWF/Adena ha presentado el Operativo ERGOS (Grupo de Respuesta Ambiental para Mareas Negras). Se trata de un programa único en el mundo que pretende luchar contra la contaminación marina provocada por los vertidos desde buques, a través de un completo programa de actividades de prevención e intervención directa que se desarrollarán en los mares y costas canarios.
El Programa cuenta con el apoyo de la Dirección General de Costas, Dirección General de la Marina Mercante, Gobierno de Canarias y la Agencia Espacial Europea, que pondrá su avanzada tecnología de detección por satélite al servicio de este innovador programa, que incluye una serie de actividades de prevención e intervención directa que permitan erradicar, tanto a escala insular como del archipiélago canario, la contaminación por hidrocarburos, protegiendo así las costas canarias de uno de los impactos ambientales más graves que existen, las mareas negras. En el programa colaboran, además, el INTA, INSA, EURIMAGE, la Universidad de Las Palmas y la Caja General de Ahorros de Canarias.

Cada año, nuestros océanos reciben cientos de millones de toneladas de residuos tóxicos. La producción y transporte de petróleo constituye uno de los riesgos ambientales más importantes que existen; una marea negra provocada por el vertido deliberado o accidental de crudo provoca un tremendo impacto sobre los ecosistemas marinos y costeros, afectando a cientos de especies de fauna, como cetáceos, focas, nutrias marinas, cormoranes, araos, tortugas y millones de peces de distintas especies, así como la flora marina. Desde principios del siglo XX, se han constatado más de 200 accidentes de buques petroleros que han derramado cientos de miles de toneladas de crudo en todo el planeta. Más de la mitad de estos vertidos corresponden a las mayores catástrofes ecológicas de la historia, incluyendo los recientes vertidos de Francia, Turquía y Brasil. Pero además, estos vertidos tienen efectos sociales y económicos muy negativos, afectando directamente a la población y economía locales de la zona afectada y a industrias tan importantes como es el caso del turismo en Canarias.

WWF/Adena posee una amplia experiencia en la lucha contra estos terribles efectos negativos de las mareas negras, habiendo intervenido en vertidos como los de Patagonia (Argentina, 1990), La Coruña (1991-92), Golfo Pérsico (1991) o Francia (1999).

Conocedores del problema y conscientes de la importancia de este problema ambiental, la Oficina de WWF/Adena en Canarias ha creado un completo programa de lucha contra la contaminación marina en Canarias, que actuará a dos niveles distintos.

Por un lado, se impulsarán medidas preventivas que eviten posibles vertidos de crudo que afecten los mares y costas canarios, incluyendo estudios sobre pasados accidentes, elaboración de mapas de riesgo y de áreas costeras de alto valor ecológico, creación de centros de rescate de fauna petroleada y potenciación de la participación activa del ciudadano ante estos desastres ecológicos.

Por otro lado, se pondrá en práctica un innovador sistema de identificación de buques que realicen vertidos deliberados de petróleo, obteniendo imágenes de todo el archipiélago a través del satélite ERS de la Agencia Espacial Europea, lo que permitirá localizar la posición exacta de la mancha de crudo y la posible identificación del buque infractor.

Una vez identificada la compañía, WWF/Adena informará del suceso a todas las autoridades, autonómicas, nacionales y europeas, así como a la Organización Marítima Internacional y el PNUMA, utilizando su red internacional para dar a conocer la infracción en los países donde esta compañía tenga intereses comerciales.

Para Ezequiel Navío, Director de la Oficina de WWF/Adena en Canarias, "el Operativo ERGOS pretende, precisamente, evitar el tremendo impacto ambiental de los vertidos de crudo, para lo cual actuaremos contra las compañías responsables, promoviendo las iniciativas jurídicas y legislativas necesarias para conseguir que los países de la UE se defiendan de las prácticas irresponsables de manipulación y transporte de petróleo".

XUNTA DE GALICIA DESPLIEGA EQUIPOS PARA LOCALIZAR AVES "PETROLEADAS"

Santiago de Compostela, (EFE).-

La Consejería de Medio Ambiente ha desplegado varios equipos en las costas de Pontevedra para la localización de aves "petroleadas", después de haber detectado la presencia de varios ejemplares afectados por algún vertido de hidrocarburos.
El departamento de la Xunta informó en un escrito de que no está determinada la fuente de contaminación, "que podría atribuirse -dice- al combustible derramado tras el naufragio del carguero chino "Coral Bulker" en Viana do Castelo el pasado 26 de Diciembre”

También señala que en el Centro de Recuperación de Fauna Silvestre de Cotorredondo (Pontevedra) ingresaron ocho aves petroleadas, que siguen un proceso normal de tratamiento, con el objetivo de devolverlas a su medio natural.
La Consejería da cuenta asimismo de la aparición en las playas de cerca de cien aves muertas, en su mayoría alcas, que además de estar afectadas por hidrocarburos presentaban síntomas de desnutrición, muy posiblemente por no poder alimentarse adecuadamente a causa de los temporales de viento, que además obliga a las aves a efectuar un gasto extra de energía.

ESPAÑA PROPONDRA RUTAS ESPECIALES BARCOS MERCANCIAS PELIGROSAS

Las Palmas de Gran Canaria, 25 ene (EFE).-

El Gobierno español propondrá que se establezcan rutas especiales para el tránsito de barcos con mercancías peligrosas con el fin de proteger sus costas, anunció hoy la presidenta de la Comisión de Medio Ambiente del Congreso de los Diputados, María Bernarda Barrios.
Con esta iniciativa se trata de evitar desastres medioambientales similares al ocurrido recientemente en las Islas Galápagos (Ecuador), dijo Barrios en Las Palmas de Gran Canaria al inicio de una visita de varios días de la Comisión de Medio Ambiente del Congreso al archipiélago.
Por su situación geográfica, Canarias es ruta de paso de buques con mercancías peligrosas, como materiales radiactivos, cuyo tránsito el Gobierno español no puede impedir, ya que entre algunas islas se encuentran aguas internacionales.
España ha propuesto la firma de un tratado internacional por parte de todos los países para evitar la proximidad de barcos peligrosos a la costa, de forma que se fijen unas rutas internacionales alejadas de la zona continental.
Barrios se mostró convencida de que esta propuesta será aceptada por todos los países, ya que evitaría accidentes como el ocurrido recientemente en las Islas Galápagos, en cuyo litoral el buque ecuatoriano "Jessica" ha derramado 600.000 Litros de combustible.

En el caso de que no exista consenso por parte de todos los países para establecer esas rutas, España puede declarar "zona sensible" determinadas áreas de su litoral, indicó a Efe un portavoz de la asociación ecologista Adena.
Esta forma jurídica, indicó, permite establecer restricciones de tránsito a determinados buques y exigir que aquellos que atraviesen esa "zona sensible" cumplan medidas y cautelas especiales que garanticen la seguridad.
Si la protección de las costas supone una modificación de las aguas jurisdiccionales españolas al afectar a aguas internacionales, el Gobierno tendría que elevar una propuesta a la Organización Marítima Internacional, organismo dependiente de la ONU, para su aprobación, dijo el portavoz de Adena.
La Comisión de Medio Ambiente del Congreso visita Canarias hasta el próximo día 29, tiempo en el que recorrerá las islas de Gran Canaria, La Palma, Tenerife y Lanzarote.

Durante varios días conocerá los avances e investigaciones sobre la desalación y gestión integral del agua que se llevan a cabo en el archipiélago, una de las comunidades donde se encuentra más desarrollada, indicó el portavoz socialista en la Comisión, Víctor Morlán.
La protección y gestión de los parques naturales, numerosos en Canarias, es otro de los asuntos que la Comisión analizará durante estos días, dijo Morlán.

ANUNCIAN ACCIONES LEGALES CONTRA ARMADA EEUU POR DAÑO AMBIENTAL

Santiago de Chile, (EFE).-

Parlamentarios de la alianza oficialista anunciaron hoy que iniciarán acciones legales contra la Armada de EEUU por el daño ambiental que causó el derrame de combustible de una de sus naves en una caleta Chilena en septiembre.

El accidente ocurrió en la caleta Sifuncho, en Taltal, a 1.109 kilómetros al norte de Santiago, durante el desarrollo de la última operación Unitas, en la que intervienen buques de las marinas chilenas y de EEUU.
El buque estadounidense "La Moure County" derramó 40.000 litros de petróleo, tras sufrir una avería durante las maniobras militares, lo que provocó un desastre ecológico que dejó sin trabajo a 44 familias de pescadores.
El presidente del socialdemócrata Partido Por la Democracia (PPD), diputado Guido Girardi, criticó la lentitud del Gobierno chileno para afrontar esta situación y señaló que es obligación de la Armada estadounidense financiar estudios para la recuperación ambiental de la zona.
"Nosotros quisiéramos que el Estado chileno hubiera presentado una denuncia en los tribunales, ya sea por los daños ambientales o en relación a la ley de navegación", manifestó Girardi, al explicar los motivos de la iniciativa judicial que ha tomado su partido.

Tras el accidente, la Armada estadounidense pagó indemnizaciones por valor de 2,8 millones de pesos (5.000 dólares) a los pescadores afectados.
Sin embargo, el pago fue considerado insuficiente por el parlamentario, quien advirtió de que en ese lugar "se dañó el medio ambiente, el cual debe ser reparado por EEUU", por lo que "no basta con indemnizar a los pescadores".
Guido Girardi indicó que, entre las consecuencias directas del desastre ecológico, está la detección de erizos sin púas y contaminados con petróleo.
Asimismo, señaló que la mancha de crudo se ha extendido a más de siete kilómetros del lugar del accidente, convirtiéndose en un peligro para los residentes del municipio de Taltal, que en su mayoría viven de la pesca artesanal y está entre los más pobres del país.

VERTIDO EN AGUAS DE LAS ISLAS GALAPAGOS

Una vista aérea del búnker Jessica que fue tomada el sábado 20 de enero de 2001, cerca de la isla de San Cristóbal, una de las Islas Galápago. El búnker llevaba consigo alrededor de 243.000 galones (919.828 Litros) de petróleo.

EEUU-GALAPAGOS - SATELITES NASA VIGILARAN SITUACION ECOLOGICA TRAS EL DERRAME

Washington, 9 feb (EFE).-

Satélites de la NASA vigilarán la situación ambiental en las islas Galápagos por el temor de que un reciente derrame de petróleo en la zona haya provocado una crisis a largo plazo en el sistema ecológico del archipiélago.
Los satélites observarán la presencia de los más pequeños organismos marinos que constituyen el primer eslabón de la cadena alimentaria en la fauna del archipiélago ecuatoriano, considerado patrimonio de la humanidad por las Naciones Unidas.

Una evaluación sistemática del daño ocasionado a corto plazo por el derrame tardará seis meses, pero el estudio del impacto a un plazo mayor probablemente se efectúe en dos o tres años, según informó la Fundación Charles Darwin, encargada de la protección ambiental del archipiélago.
Situado a unos 1.000 kilómetros frente a las costas de Ecuador, el archipiélago está constituido por 19 islas volcánicas consideradas "un museo viviente de la evolución".
La presencia de especies únicas como las iguanas de tierra, las tortugas gigantes o el pingüino de las Galápagos, fue uno de los elementos que inspiraron al naturalista inglés Charles Darwin para concebir su teoría de la evolución hace casi dos siglos.

El problema comenzó el pasado 16 de enero al encallar un buque cisterna en las cercanías de San Cristóbal, en un accidente en el que quedaron flotando en el agua unos 240.000 galones de petróleo.

Tras dos semanas de trabajos de emergencia realizados por grupos ecuatorianos y estadounidenses, la crisis comenzó a disminuir con un daño considerado menor.

Su tarea se vio aliviada por las corrientes marinas que llevaron la mancha mar adentro y casi no afectó a la fauna costera de las Galápagos.
Pero la historia del derrame no ha terminado y pasarán muchos años antes de que se pueda saber de qué manera afectó al complejo y único sistema ecológico de las islas, manifestaron fuentes de la NASA.
"Los pájaros y los mamíferos son los más visibles, pero ellos sólo constituyen una pequeña parte del sistema ecológico", dijo Wayne Landis, director del Instituto de Toxicología y Química Ambiental de la Universidad Western Washington.
"Las sustancias que son tóxicas para los pájaros y los animales también son tóxicas para los invertebrados y las algas, así como para los otros componentes de los sistemas acuáticos", señaló.
"Los organismos acuáticos y las algas tal vez no se destaquen tanto, pero debido a que son el alimento de organismos mayores el impacto en estas criaturas se hará sentir en el resto del ecosistema", agregó Landis.
De particular importancia es el fitoplánkton, que vive en suspensión acuática a pocos metros de la superficie del océano, y debido a que gran parte de la vida en las Galápagos depende de estas pequeñas formas de vida será necesario observarlo para comprender cuál será el impacto final del derrame, indicaron científicos estadounidenses.

El trabajo de los satélites de la NASA que integran el sistema especial de observación ambiental (SeaWIFS) se hará mediante sensores especiales que darán a los científicos una idea de cómo responderán estos organismos a la crisis provocada por el derrame.

Con un poder de resolución de un kilómetro cuadrado, los sensores medirán el color de las aguas que rodean las islas para determinar las concentraciones de clorofila y otros elementos de pigmentación.

La intensidad del color verde de las aguas determina la mayor o menor existencia del vital fitoplánkton para los animales superiores que pueblan ese archipiélago único en el mundo, aseguraron zoólogos estadounidenses.
Las especies más amenazadas por la extinción en las Galápagos son los cormoranes y los pingüinos, reveló Jerry Wellington, profesor de biología de la Universidad de Houston.

Ambas especies no se encuentran en ningún otro lugar del planeta y tienen una baja población.

"Con facilidad podrían desaparecer si ocurriera algo como un derrame de petróleo en su hábitat", añadió Wellington.

EL GOBIERNO ANUNCIA QUE LA MAREA NEGRA HA SIDO CONTROLADA

Quito, 29 ene (EFE).-

El Gobierno de Ecuador anunció hoy que la marea negra generada por un derrame de combustible en las islas Galápagos ha sido controlada.
"A pesar de la crítica situación ambiental, el peligro ha sido controlado", señala un comunicado de prensa difundido hoy por la Secretaría de Comunicación de la Presidencia en Quito.

El boletín asegura que las manchas de carburante que llegaron a las islas Isabela y Floreana, no eran grandes y que en ningún momento hubo una situación de peligro, aunque científicos del Parque Nacional Galápagos (PNG) recurrieron a todos los medios disponibles para contener la marea negra que amenazaba a especies endémicas de esas formaciones insulares.
Por otra parte, el Ejecutivo de Quito indicó que dentro de 10 o 15 días podría ser retirado el buque petrolero "Jessica", encallado desde el pasado día 16 en la bahía "Naufragios" de la Isla San Cristóbal, y que es el foco de la contaminación.
El "Jessica", con 900.000 litros de gasóleo y búnker (residuos de la refinación de petróleo) encalló en las Galápagos vertiendo al mar el 65 por ciento de su carga.
Las autoridades discuten si reflotan al barco para sacarlo fuera de la reserva marina, o lo desguazan, para eliminar el foco de contaminación.
En el interior de ese petrolero permanecen unos 1.892 litros del carburante, señala el comunicado oficial, lo que aún genera el peligro de que el combustible se vierta al mar.

LA MAREA NEGRA AMENAZA ESPECIES DE LAS ISLAS ISABELA Y FLOREANA

Por Fernando Arroyo Santa Cruz (Ecuador), 28 ene (EFE).-

La marea negra producida por el derrame de combustible en el archipiélago ecuatoriano de las Galápagos tocó las islas Isabela y Floreana, lo que supone una amenaza para la especies naturales que habitan esa zona y muchas de las cuales son únicas en el mundo.

Científicos del Parque Nacional Galápagos (PNG) confirmaron que el vertido llegó a esas dos islas, aunque de forma leve y no ha afectado, de momento, a ninguna especie.

También una fuente de la capitanía del Puerto Villamil, capital de la Isabela, informó de que la contaminación alcanzó esa costa en forma de grumos, "pelotitas de búnker" que han sido recogidas por las decenas de científicos y voluntarios que colaboran en la emergencia.

Franklin Buchelli, del PNG, comentó a EFE que el vertido que llegó a la otra isla, Floreana, pegó directamente en un acantilado y no representó peligro para una especie de foca peletera que habita en las playas.
El problema más grave, según Buchelli, está en la Isla Isabela, donde, además de que han aparecido ya grumos contaminantes, el fuerte oleaje y las condiciones atmosféricas han hecho difícil contener la mancha negra.
Los expertos del PNG han tendido redes con materiales absorbentes para frenar el paso del vertido y un ejército de voluntarios aguarda en las playas a recoger cualquier vestigio de contaminación.
Un refuerzo especial se ha extendido en la zona de manglares, pues, si el vertido afecta a esa vegetación, podría causar una tragedia en la cadena alimenticia de la isla Isabela, la mayor de las Galápagos, y que es el hábitat de unos majestuosos flamencos, lobos marinos y colonias de las tortugas gigantes que dan nombre al archipiélago.

El peligro en Isabela podría concluir hoy mismo, si las corrientes marinas, vientos y el esfuerzo de los expertos alejan o extraen del mar la mayor cantidad del fluido.

No obstante, la amenaza de la marea negra continuará durante semanas, pues una serie de manchas contaminantes flotan a la deriva por todo el archipiélago a una velocidad de una milla (1,85 kilómetros) por hora.
Además, los especialistas consideran que el fluido se evaporará entre tres y seis semanas más, dependiendo de la temperatura y el oleaje.
Satélites de Estados Unidos vigilan el movimiento de las manchas y anticipan su posible dirección, siempre sujeta a los vaivenes que generen los vientos y las corrientes marinas.