Los medios suelen informar sobre la actividad petrolera dando por sobreentendidas muchas de las cuestiones que para quienes están lejos de ella convierten a la industria en una incógnita. Cuando revistaba en la dirección de Hidrocarburos de la provincia, el ingeniero Eduardo Sánchez contó cómo es por dentro de forma didáctica.

El petróleo es un compuesto de hidrógeno y carbono que se puede encontrar en el subsuelo en estado líquido o gaseoso. Su origen tiene varias teorías, pero la más aceptada es la de su generación a partir de la descomposición de materia orgánica, es decir de seres vivos. Las condiciones para la existencia de un yacimiento de petróleo o gas son: una cuenca sedimentaria, una roca generadora de hidrocarburos, migración del fluido generado, un reservorio, una roca sello, y una trampa de almacenaje.

Una cuenca sedimentaria es un espacio de territorio lleno de material que fue sometido a desgaste, deterioro y arrastre por diferentes factores como lluvias, vientos, cambios de temperatura, aluviones etc. Una cuenca sedimentaria puede tener una superficie de varios miles de Km2 y su profundidad en algunos casos supera los 6.000 metros. Una cuenca está rodeada en su contorno y su base por basamento, que es una roca de más antigüedad y dureza sobre las que se depositaron los sedimentos.

En nuestro país existen cinco grandes cuencas sedimentarias: Cuyana, Neuquina, Golfo de San Jorge, Noroeste y Austral.

Grandes cantidades de materia orgánica depositadas en el fondo de los mares, lechos de ríos o lagos, son cubiertas por sedimentos, los que con el paso del tiempo (millones de años) someten al material a fuertes presiones y temperaturas. Sin oxígeno, la materia orgánica se descompone formando los hidrocarburos. Este lugar de generación de hidrocarburos se llama roca generadora. El petróleo y el gas por ser más livianos que el agua tratan de moverse en sentido ascendente, arrastrando a su paso parte del agua contenida en los espacios porales de las rocas adyacentes, dando inicio a un desplazamiento o viaje llamado migración. Esta migración puede extenderse por cientos de kilómetros hasta que el fluido se detiene al encontrarse con una barrera que le impide continuar la migración. En este punto el fluido comienza a acumularse formando un yacimiento.

No es verdad la idea generalizada de que en el subsuelo existen cavernas o lagos de petróleo y gas. En realidad, el fluido ocupa los espacios que existen entre grano y grano de arena llamados poros, o en fisuras o grietas que presentan cierto tipos de rocas. Estas rocas que almacenan petróleo y gas se llaman reservorios.

Por último para que se forme un yacimiento hace falta un tipo de estructura rocosa que impida que el fluido se escurra en alguna dirección. Este tipo de formación se llama trampa.

El desarrollo de la industria del petróleo se puede dividir en diferentes fases:

a) Fase de Exploración

b) Fase de Perforación

c) Fase de Producción

d) Fase de Refinación y Comercialización

En la fase de exploración la tecnología está abocada a la localización en el subsuelo de trampas. Existe varios tipos de trampas pero en todos los casos la roca que contiene petróleo debe reunir las condiciones óptimas de porosidad y permeabilidad. La porosidad es el espacio vacío que existe entre los granos de un bloque rocoso. Se mide en porcentaje. La permeabilidad es la comunicación entre los poros, es decir la capacidad de fluir de un líquido que pudiera estar almacenado en los mismos. Se mide en cp (centipoises).

El método de prospección más común usado en exploración es el sísmico. A principios del siglo pasado el método consistía en determinar la zona a explorar, trazar senderos o picadas por donde transitarían los equipos, con el consiguiente impacto ambiental. Se hacían perforaciones (20 a 30 mts de profundidad) donde se colocaba cargas explosivas que al detonar generaban una onda de sonido.

Esta onda viajaba por el terreno atravesando las rocas generando diferentes ondas de rebote o reflexión. Los sensores de rebote de ondas las convertían en un pulso eléctrico que activaba un registrador gráfico sobre papel. La interpretación de estos gráficos daba una "radiografía" del subsuelo que indicaba presencia o no de trampas.

Hoy la prospección sísmica se hace con equipamiento de alta tecnología. Las explosiones son reemplazadas por equipos vibradores adaptados para transitar a campo traviesa, por lo que no es necesario la construcción de la picada. La interpretación de reflexión de ondas se hace en 3D, que proporciona mayor información del subsuelo y ha sido la causa del descubrimiento de nuevos yacimientos en zonas ya exploradas.

Una vez interpretadas las gráficas del subsuelo, y determinadas las trampas, los técnicos deciden la perforación de un pozo y se determinan las coordenadas x/y de posicionamiento que dan la ubicación del pozo en el mapa.

La perforación responde a un programa que incluye la profundidad final, diámetro de la perforación, los estudios del terreno perforado, entubado del pozo, punzado y ensayo de las capas de interés entre otras operaciones.

Una vez lograda la profundidad de programa (en la zona de Catriel, las perforaciones van desde 900 a 2000 metros aproximadamente) se procede a realizar los perfiles eléctricos a pozo abierto o sin entubar.

Los perfiles eléctricos se realizan con herramientas bajadas al pozo con cables especiales. La herramienta tiene en su parte superior un emisor de pulsos eléctricos, que atraviesan el revoque de lodo, ingresan en la formación rocosa del pozo, viajan por ella, y son recogidas por un receptor que la herramienta tiene en su parte inferior. Así se obtienen datos como porosidad, permeabilidad, saturación de agua y petróleo. En definitiva indican si existen en el pozo capas que contienen hidrocarburos de interés comercial.

Una vez que existe la certeza de que el pozo tiene capas de interés, se procede al entubado del pozo con la cañería llamada casing. Luego se procede a realizar unos perfiles similares a los de pozo abierto, pero en este caso a pozo entubado, que sirven para corroborar los datos del perfilaje inicial y para determinar la profundidad de las capas de interés.

Aquí termina la labor del equipo de perforación. Se monta en el pozo un equipo de menor tamaño, llamado equipo de terminación o completación de pozo. Con éste se punza y ensaya las capas de interés, comenzando por la más inferior de todas.

Se coloca en la boca de pozo una válvula especial para impedir el descontrol del pozo (llamada B.O.P.), se reemplaza la inyección por un fluido mas liviano, que puede ser petróleo, luego con el pozo lleno se baja con cables especiales la herramienta de punzado llamada cañón. Las cargas del cañón se detonan desde superficie por medio de un pulso eléctrico enviado por el cable que sostiene la herramienta.

La detonación perfora la cañería de entubación, atraviesa el cemento que fija la cañería y penetra en la formación de interés varios centímetros, permitiendo a los fluidos que almacena la capa ingresar al pozo. Esta operación se realiza en forma ascendente en todas las zonas de interés.

Todo almacenaje de petróleo en una formación está asociado al agua y al gas, cuyos porcentajes son variables dependiendo del tipo de yacimiento.

Realizada la completación del pozo, los ensayos de producción por capa y ensayadas en conjunto, se determina la potencialidad del mismo, es decir, el máximo caudal de fluido que es factible extraer del mismo. En este punto se selecciona el sistema de extracción óptimo.

Los sistemas de extracción más comunes son: surgencia natural, bombeo mecánico, bombeo electrosumergible, y bombas de cavidades progresivas.

Una vez puesto en producción el pozo, la cañería de producción (tubing) se conecta a una cañería llamada de conducción que es la que transporta los fluidos producidos a una batería de tanques llamada simplemente batería o estación colectora.

En ella existe un equipo llamado separador de gas, por donde pasa la producción. En el separador la fase gaseosa se obtiene por su parte superior y por medio de cañerías va a captación de las empresas que lo tratan y comercializan. Por la parte inferior del separador se obtiene la mezcla petróleo-agua o fase líquida, la que se almacena en los tanques de la batería.

Así, un yacimiento con un número determinado de pozos en producción, tiene varias baterías colectoras, que por medio de bombas y por oleoductos, envían sus respectivas producciones una planta de tratamiento de crudo, llamadas Plantas Deshidratadoras o PTC.

En ellas, por métodos termoquímicos o eléctricos, se separa el agua del petróleo, y se le quitan las sales que contiene el crudo ya que son muy corrosivas, dejándolo en condiciones de especificación de venta. Esto es: contenido de agua menor a 1.0%, y de sales menor a 100 gr/m3.

Con el crudo en estas condiciones cualquier empresa productora puede transferir en custodia su producción a la empresa transportista, la que lo devolverá al productor en otro punto para su comercialización. Una vez devuelto el crudo, se procede a la venta del mismo a las empresas refinadoras que son las que lo procesan para obtener los productos finales, los que en un alto porcentaje pertenecen a la rama de los combustibles aunque además la industria del petróleo y gas contribuye a la industria de plásticos, fertilizantes, pinturas y medicina.