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Miércoles 14 de diciembre de 2005
Paso a paso, las etapas de la producción de petróleo y de gas en Argentina
Qué son cada uno de los combustibles fósiles.
El carbón mineral, el petróleo y el gas natural, los combustibles fósiles de la naturaleza, no son sustancias puras.
El carbón mineral, como su nombre lo indica, está constituido preponderantemente por carbono y, en mucha menor proporción, por hidrocarburos de alto peso molecular.
A su vez, el petróleo está compuesto fundamentalmente por una mezcla de hidrocarburos de distintos números de átomos de carbono.
Las moléculas de estos hidrocarburos pueden ser cerradas formando anillos (compuestos aromáticos) abiertos, con ramificaciones o no (compuestos alifáticos).
La proporción de estos compuestos varía según la región en la que se e n c u e n t re el petróleo, lo cual hace que el mismo pueda cambiar su color desde el negro hasta el verde amarillento y el rojizo. Del mismo modo, varían sus propiedades físicas tales como densidad, viscosidad, índice de refracción, punto de ebullición, etc.
El petróleo es habitualmente menos denso que el agua e inmiscible con ella. Por ello, flota sobre su superficie.
En cuanto al gas natural, está constituido preponderantemente por metano, que es el más simple de los hidrocarburos pues contiene un solo átomo de carbono. En menor proporción, puede contener hidrocarburos de hasta cuatro átomos de carbono y, además, anhídrido carbónico e impurezas como sulfuro de hidrógeno.
Los combustibles fósiles son fuente de energía cuando sus moléculas de hidrocarburo, entrando en combustión en combinación con el aire dentro de un motor, caldera o turbina, generan calor.
Estas moléculas provienen de la biomasa (vegetales y animales) que, a su vez, creció y se multiplicó al amparo del sol, principal fuente de energía del planeta.

RESERVAS

Se entiende por reservas de petróleo y gas de un yacimiento al volumen de hidrocarburos que será posible extraer del mismo, en condiciones rentables, a lo largo de su vida útil. Para determinarlas lo primero que se debe saber es cuánto petróleo y/o gas contiene el yacimiento, lo que se conoce como el “petróleo original in situ” (OOIP). Este cálculo obliga al conocimiento del volumen de roca productora, de la porosidad de esta roca, que es el espacio intersticial disponible, la saturación de agua de estos espacios, el porcentaje de poros ocupados por agua, la profundidad, presión y temperatura de las capa productivas.
Toda esta información se obtiene sólo luego de perforar uno o más pozos que delimiten el yacimiento, lo que permite además, tomar los registros y las muestras necesarias.
(Textos“El abc del petróleo
y del gas”, IAPG)

La exploración en busca de crudo

La exploración es la fase anterior al descubrimiento. Desde el siglo XIX, con los primeros exploradores –verdaderos aventureros intuitivos–, hasta la actualidad, se han ido desarrollando nuevas y muy complejas tecnologías, acompañadas por la formación de técnicos y científicos especializados, cuyos atributos esenciales son su alto grado de conocimiento, imaginación, su paciencia y coraje. Sin embargo, el avance tecnológico –que ha permitido disminuir algunos factores de riesgo– no ha logrado aún hallar un método que permita en forma indirecta, definir la presencia de los hidrocarburos. Por ello, para comprobar su existencia se debe recurrir a la perforación de pozos exploratorios.
En la exploración petrolera participan geólogos, geofísicos y especialistas en ciencias de la tierra. Los métodos que emplean son muy variados: desde el estudio geológico de las formaciones rocosas que están aflorando en superficie hasta la observación indirecta, a través de diversos instrumentos y técnicas de exploración. Hoy las herramientas y los métodos utilizados en exploración han alcanzado niveles no imaginados unos pocos años atrás, especialmente debido al avance y la ayuda de la informática que permite almacenar y manejar millares de datos con rapidez y eficacia. Las imágenes satelitales, la detección por radar de manaderos de hidrocarburos en el mar y la sísmica tridimensional son algunos de los ejemplos de este avance en las técnicas de exploración.
Una de las herramientas más utilizadas por los exploradores son los mapas. Hay mapas de afloramientos (que muestran las rocas que hay en la superficie), mapas topográficos (que indican las elevaciones y los bajos del terreno con curvas que unen puntos de igual altitud) y mapas de subsuelo. Estos son, quizá, los más importantes porque muestran la geometría y la posición de una capa de roca en el subsuelo y se generan con la ayuda de una técnica básica en la exploración de hidrocarburos: la sísmica de reflexión.
Esta técnica consiste en emitir ondas de sonido en la superficie del terreno (con explosivos enterrados en el suelo o con camiones vibradores en el caso de exploración en tierra o con cañones de aire en el mar, en el caso de exploración en cuencas marinas), las que se transmiten a través de las capas del subsuelo y son reflejadas nuevamente hacia la superficie cada vez que hay un cambio importante en el tipo de roca. Las ondas recibidas en superficie se miden por el tiempo que tardan en llegar, de lo que se infiere la posición en profundidad y la geometría de las distintas capas.
El producto final es una “imagen” del subsuelo. La adquisición de líneas sísmicas puede realizarse con un grillado 2D, es decir en dos dimensiones, o con grillado 3D, en tres dimensiones. La ventaja de la sísmica en 3D radica en la enorme cantidad de información que proporciona con respecto a la 2D, con la que se reducen al máximo las incertidumbres con respecto a la geometría y la posición de las capas en el subsuelo. La desventaja son los costos (el de un k i l ó m e t ro de sísmica 3D es tres o cuatro veces superior al de un kilómetro lineal de sísmica 2D).
La aeromagnetometría y la gravimetría, dos herramientas utilizadas durante las primeras fases de la exploración, permiten determinar el espesor de las capas sedimentarias.
Un gravímetro y un magnetómetro de alta sensibilidad montados en un aeroplano resultan excelentes herramientas para la localización de cuencas sedimentarias al permitir inferir la ubicación de la sección sedimentaria de mejor espesor y delinear los límites de la cuenca.
La aerogravimetría, en combinación con la aeromagnetometría, nunca podrán reemplazar la información sísmica, pero sí constituir una ayuda efectiva para una racional programación de los trabajos de prospección sísmica en la exploración de un yacimiento.
El costo de llevar a cabo una campaña de registro aerogravi-magnetométrico, cubriendo una concesión de 5.000 kilómetros cuadrados de superficie ubicada en Sudamérica, puede llegar a los 300.000 dólares. El costo de prospección sísmica 3D a sólo 250 kilómetros cuadrados puede llegar a diez veces dicho monto.

 
 

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