Composición del petróleo y tipos de crudos

¿QUÉ ES EL PETRÓLEO?

El petróleo es una mezcla de hidrocarburos, compuestos que contienen en su estructura molecular carbono e hidrógeno principalmente.
El número de átomos de carbono y la forma en que están colocados dentro de las moléculas de los diferentes compuestos proporciona al petróleo diferentes propiedades físicas y químicas. Así tenemos que los hidrocarburos compuestos por uno a cuatro átomos de carbono son gaseosos, los que contienen de 5 a 20 son líquidos, y los de más de 20 son sólidos a la temperatura ambiente.
El petróleo crudo varía mucho en su composición, lo cual depende del tipo de yacimiento de donde provenga, pero en promedio podemos considerar que contiene entre 83 y 86% de carbono y entre 11 y 13% de hidrógeno.
Mientras mayor sea el contenido de carbón en relación al del hidrógeno, mayor es la cantidad de productos pesados que tiene el crudo. Esto depende de la antigüedad y de algunas características de los yacimientos. No obstante, se ha comprobado que entre más viejos son, tienen más hidrocarburos gaseosos y sólidos y menos líquidos entran en su composición.
La composición elemental del petróleo normalmente está comprendida dentro de los siguientes intervalos:

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.
Las cadenas lineales de carbono asociadas a hidrógeno, constituyen las ; cuando las cadenas son ramificadas se tienen las isoparafinas; al presentarse dobles uniones entre los átomos de carbono se forman las olefinas; las moléculas en las que se forman ciclos de carbono son los naftenos, y cuando estos ciclos presentan dobles uniones alternas (anillo bencénico) se tiene la familia de los aromáticos.
Además hay hidrocarburos con presencia de azufre, nitrógeno y oxígeno formando familias bien caracterizadas, y un contenido menor de otros elementos. 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 semicontínuo.

Clasificación de Petróleo Crudo

El valor del petróleo crudo se determina por su rendimiento en productos refinados y dicho rendimiento depende de sus características físico-químicas, siendo sus principales su contenido de azufre y su densidad.
De acuerdo con su contenido de azufre, se clasifica como:
- Amargo: Mayor de 1.5  %
- Semi-amargo: Entre 0.5 a 1.5 %
- Dulce: Menor del 0.5 %
Son miles los compuestos químicos que constituyen el petróleo, y, entre muchas otras propiedades, estos compuestos 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).

Los reservorios de hidrocarburos

Teorías sobre el origen del petróleo

Teorías inorgánicas

Las teorías originales en las que se atribuyó al petróleo un origen inorgánico como las Teorías de Berthelott y Mendeleyev han quedado descartadas, en la siguiente imagen se expone sus principios mediante reacciones químicas.

Teoría orgánica

Actualmente, uno de los supuestos más aceptados acerca del origen del Petróleo lo constituye La Teoría de Engler (1911).

Primera 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.

Segunda 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).

Tercera 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 de los Yacimientos Petrolíferos

Para la formación de un depósito de petróleo o gas natural se requieren tres condiciones:
- Rocas generadoras que den origen a los hidrocarburos.
- Una roca almacenadora suficientemente porosa e impermeable, a la cual puedan migrar los hidrocarburos.
- Una trampa en algún lugar de la capa almacenadora para que queden aprisionados los hidrocarburos.
Para la formación de yacimientos de gas y petróleo económicamente importantes deben cumplirse las tres condiciones mencionadas. Debe existir una roca-madre que haya sido capaz de suministrar las sustancias bituminosas. Es necesario que exista una roca-almacén que se encuentre en condiciones de acumular dichas sustancias de tal modo que sea imposible que se escapen de ella. Las circunstancias de la estratificación deben ser tales que permitan una acumulación en las rocas-almacén sin que sobrevenga una evaporación en la superficie terrestre (<<estructuras petrolíferas>>). Las rocas-madre han de haber experimentado un determinado grado de compresión, compactación o, incluso, una elevación de temperatura que forzara al petróleo a evadirse, ocupando otros poros de mayor tamaño o los huecos de grietas.                                   

Roca Madre

Se considera como Rocas Madres o generadoras del petróleo a las lutitas bituminosas, arenas, arcillas, margas  de foraminíferos, que en zonas petrolíferas de relieve aparecen grandes espesores formando sedimentos de tipo litoral, ciertas calizas y  pizarras bituminosas suministran la máxima cantidad de destilados. Se cree que  las rocas generadoras más importantes son las lutitas marinas, aunque ciertas calizas, especialmente las de origen arrecifal, también pudieran haber generado petróleo.
Las investigaciones, sobre todo el estudio de depósitos bituminosos recientes, indican que tanto las plantas como los animales pueden suministrar petróleo, pero no los grandes fósiles por ejemplo peces, mamíferos o algas, sino sobre todo los microorganismos que son los que entran en consideración con este suceso. Se ha confirmado la existencia de colesterina y fitosterina en el petróleo, su procedencia de grasas animales y vegetales está probada.
Además de las rocas bituminosas, también suministran petróleo, potentes sedimentos marinos arcillosos; los campos petrolíferos se encuentran sobre todo en zonas de deposición epicontinentales o en aquellas regiones geosinclinales que en un principio eran someras y en las cuales, se acumularon potentes sedimentos litorales, arcillosos o calizos a medida que se iban hundiendo lentamente el fondo. Los arrecifes coralinos, con su exuberante fauna de playa, pudieron convertirse en rocas-madres o rocas-almacén al producirse un nuevo descenso del fondo. Asimismo, el fango de las marismas pudo transformarse en roca-madre de una nueva trasgresión.
Como ha hecho resaltar Krejci-Graf, es importante saber, que no es decisiva la cantidad de materia orgánica encerrada en los sedimentos para que éstos sean apropiados para rocas-madres, sino las circunstancias de aireación, o sea, el consumo de oxígeno, que no ha de poder renovarse de una manera ilimitada.

Influencia de la consolidación de la roca

Las potentes series de sedimentos del mismo tipo muestran, a medida que aumenta la profundidad, una capacidad creciente. Debido a la reducción de los poros y a la expulsión del agua encerrada, el peso específico aumenta. La arcilla muestra una capacidad mayor que la arena. Si se forma gas en la arcilla o aparece petróleo, ambos encuentran un espacio mayor en la arena inmediata, por lo que se desplazan a ella. A esto hay que añadir que líquidos con una tensión superficial menor (petróleo) emigran a los poros de mayor tamaño, mientras que el agua, cuya tensión superficial es mayor, ocupa los poros más reducidos. Con la dureza aumenta el agrietamiento, con lo que el petróleo y gas de la zona antracitosa podría haberse evadido hacia la superficie exterior, evaporándose allí.                                           

Roca Almacén o Reservorio

Las rocas almacenadoras de hidrocarburos más apropiadas, pueden  ser las siguientes:
- Areniscas poco cementadas.
- Areniscas semi-consolidadas.
- Conglomerados o gravas.
- Calizas y dolomitas.
- Fracturamiento de cualquier clase de roca: ígnea, sedimentaria o metamórfica
Las rocas-almacén deben ser porosas. Las más frecuentes son la arena y la arenisca. Debido al aglomerante, la arenisca posee ya una porosidad menor. La arena pura de grano uniforme, de fino a medio (0,1 hasta 0,2 mm) es la mejor. Las arenas con una granulometría media de 0,075 mm, son impermeables al agua, pero buenas para los petróleos ligeros. Un pequeño contenido en arcilla es ya perjudicial. Las arenas de grano fino retienen mayor cantidad de petróleo por adhesión. Al abrirse o separase los granos pueden formarse grandes huecos, rebasando la media normal del volumen de poros. El contenido en petróleo es entonces muy abundante, pero la arena se pone fácilmente en movimiento. Las calizas y todavía más, las dolomías pueden ser porosas, pero las grietas y las diaclasas son aún de mayor importancia. Las intrusiones basálticas de México, poseen grietas que son muy productivas.
Debido a la posición natural de los granos, el volumen de los poros debe determinarse en testigos de la arena, no en muestras sacudidas en un recipiente. En las arenas está comprendido entre un 25-30%, y en las areniscas es del 5-20%. La permeabilidad de la arena es de la máxima importancia para la producción y debe determinarse también en testigos o en el propio yacimiento. Se mide con aparatos especiales, como los empleados en Hidráulica, y puede variar dentro de amplios límites.
Una acidificación eleva la permeabilidad de la caliza y la dolomía, y se emplea con éxito en campos antiguos para aumentar la producción.
La permeabilidad puede variar en el curso de la explotación, ya que cabe el que se deposite sílice sobre los granos de arena o que estos se recubran por adsorción de una película negra dejada por el petróleo.
Existen, como demuestran los ensayos realizados, arenas petrolíferas hidrófilas e hidrófobas. Esta última propiedad es, a menudo, un fenómeno que acompaña a la explotación. Los poros de una arena petrolífera contienen también agua. La saturación de petróleo no es, en ningún modo, idéntica a la porosidad. En el transcurso de la explotación, sobre la permeabilidad efectiva repercute también el contenido en agua del petróleo, a menudo creciente, conforme aquella avanza hacia su fin, así como la viscosidad del petróleo, también en aumento.

El ciclo de la industria petrolera

Prospección

Para encontrar petróleo bajo tierra, los geólogos deben buscar una cuenca sedimentaria con esquistos ricos en materia orgánica, que lleven enterrados el suficiente tiempo para que se haya formado petróleo (desde unas decenas de millones de años hasta 100 millones de años). Además, el petróleo tiene que haber ascendido hasta depósitos porosos capaces de contener grandes cantidades de líquido. La existencia de petróleo crudo en la corteza terrestre se ve limitada por estas condiciones que deben cumplirse. Sin embargo, los geólogos y geofísicos especializados en petróleo disponen de numerosos medios para identificar zonas propicias para la perforación. Por ejemplo, la confección de mapas de superficie de los afloramientos de lechos sedimentarios permite interpretar las características geológicas del subsuelo, y esta información puede verse complementada por datos obtenidos perforando la corteza y extrayendo testigos o muestras de las capas rocosas. Por otra parte, las técnicas de prospección sísmica (que estudian de forma cada vez más precisa la reflexión y refracción de las ondas de sonido propagadas a través de la Tierra) revelan detalles de la estructura e interrelación de las distintas capas subterráneas. Pero, en último término, la única forma de demostrar la existencia de petróleo en el subsuelo es perforando un pozo. De hecho, casi todas las zonas petroleras del mundo fueron identificadas en un principio por la presencia de filtraciones superficiales y la mayoría de los yacimientos fueron descubiertos por prospectores particulares que se basaban más en la intuición que en la ciencia.

Un campo petrolero puede incluir más de un yacimiento, es decir, más de una única acumulación continua y delimitada de petróleo. De hecho, puede haber varios depósitos apilados uno encima de otro, aislados por capas intermedias de esquistos y rocas impermeables. El tamaño de esos depósitos varía desde unas pocas decenas de hectáreas hasta decenas de kilómetros cuadrados, y su espesor va desde unos pocos metros hasta varios cientos o incluso más. La mayoría del petróleo descubierto y explotado en el mundo se encuentra en unos pocos yacimientos grandes.

Para realizar la "exploración" se utilizan numerosos métodos:

- Métodos superficiales (geofísicos).
- Métodos de exploración en profundidad (geoquímicos).

Métodos superficiales

Son mediciones que se efectúan en la superficie de la tierra por medio de los estratos profundos. Lo métodos superficiales tienden a localizar en la corteza terrestre estructuras aptas para servir de trampas o receptáculos. No determinan la presencia de gases o petróleo.

- Resistividad eléctrica.

- Análisis de suelos y sus hidrocarburos

- Gravimetría: Por medio de un instrumento especial llamado gravímetro se pueden registrar las variaciones de la aceleración de la gravedad en distintos puntos de la corteza terrestre. Se determina la aceleración de la gravedad (g) en puntos del terreno explorando lugares distantes 1000 o 5000 metros entre si. Los valores obtenidos se ubican en un mapa y se unen los puntos donde g es igual, obteniéndose líneas isogravimétricas que revelan la posible estructura profunda. Así la existencia de curvas isogravimétricas cerradas señalan la existencia de un anticlinal de extensión semejante al área que abarca esa curva. El valor g varía de acuerdo al achatamiento terrestre, fuerza centrifuga, altitud y densidad de la corteza terrestre. Por eso el gravímetro señala la presencia de masas densas de la corteza constituidas por anticlinales que han sido levantados por plegamientos y se hallan más próximos a la superficie de la Tierra.

- Magnetometría: El campo magnético terrestre varía con la latitud, pero también varía en forma irregular debido a la diferente permeabilidad magnética de las distintas rocas de la corteza terrestre. El magnetómetro es un instrumento de gran valor en la búsqueda de estructuras rocosas para obtener una apreciación de la estructura y la conformación de la corteza terrestre.

- Sismografía: Se aplica este método haciendo estallar cargas de dinamita en pozos de poca profundidad, normalmente entre 10 y 30 pies, registrando las ondas reflejadas en las napas profundas por medio de sismógrafos combinados con máquinas fotográficas. En la superficie se cubre un área determinada con dichos aparatos de alta sensibilidad llamados también "geófonos", los cuales van unidos entre si por cables y conectados a una estación receptora. Las ondas producidas por la explosión atraviesan las capas subterráneas y regresan a la superficie. Los geófonos las captan y las envían a la estación receptora, donde mediante equipos especiales de cómputo, se va dibujando el interior de la tierra. Se puede medir el tiempo transcurrido entre el momento de la explosión y la llegada de las ondas reflejadas, pudiéndose determinar así la posición de los estratos y su profundidad, describiendo la ubicación de los anticlinales favorables para la acumulación del petróleo. Toda la información obtenida a lo largo del proceso exploratorio es objeto de interpretación en los centros geológicos y geofísicos de las empresas petroleras. Allí es donde se establece qué áreas pueden contener mantos con depósitos de hidrocarburos, cuál es su potencial contenido de hidrocarburos y dónde se deben perforar los pozos exploratorios para confirmarlo. De aquí sale lo que se llama "prospectos" petroleros.

Métodos de exploración en profundidad

Para aplicar estos métodos se requiere la perforación de pozos profundos. Por este medio se analizan las muestras del terreno a diferentes profundidades y se estudian las características de los terrenos atravesados por medio de instrumentos especiales. Los métodos de exploración en profundidad tienen por finalidad determinar la presencia de gas o de petróleo; son métodos directos en la búsqueda del petróleo.

Perforación

La única manera de saber realmente si hay petróleo en el sitio donde la investigación geológica propone que se podría localizar un depósito de hidrocarburos, es mediante la perforación de un pozo.
La profundidad de un pozo es variable, dependiendo de la región y de la profundidad a la cual se encuentra la estructura geológica o formación seleccionada con posibilidades de contener petróleo.
La etapa de perforación se inicia acondicionando el terreno mediante la construcción de "planchadas" y los caminos de acceso, puesto que el equipo de perforación moviliza herramientas y vehículos voluminosos y pesados. Los primeros pozos son de carácter exploratorio, éstos se realizan con el fín de localizar las zonas donde se encuentra hidrocarburo, posteriormente vendrán los pozos de desarrollo. Ahora para reducir los costos de transporte los primeros pozos exploratorios de zonas alejadas pueden ser perforados por equipos mucho más pequeños que hacen pozos de poco diámetro.
Los pozos exploratorios requieren contar con variada información: perforación, perfilaje del pozo abierto, obtención de muestra y cementación.
De acuerdo con la profundidad proyectada del pozo, las formaciones que se van a atravesar y las condiciones propias del subsuelo, se selecciona el equipo de perforación más indicado.
Hay diversas formas de efectuar la perforación, pero el modo más eficiente y moderno es la perforación rotatoria o trepanación con circulación de barro.
El equipo de perforación propiamente dicho consiste en un sistema mecánico o electromecánico, compuesto por una torre, de unos veinte o treinta metros de altura, que soporta un aparejo diferencial: juntos conforman un instrumento que permite el movimiento de tuberías con sus respectivas herramientas, que es accionado por una transmisión energizada por motores a explosión o eléctricos. Este mismo conjunto impulsa simultánea o alternativamente una mesa de rotación que contiene al vástago (kelly), tope de la columna perforadora y transmisor del giro a la tubería.
Paralelamente el equipo de perforación cuenta con elementos auxiliares, tales como tuberías, bombas, tanques, un sistema de seguridad que consiste en válvulas de cierre del pozo para su control u operaciones de rutina, generadores eléctricos de distinta capacidad según el tipo de equipo, etc. Si a esto se agregan las casillas de distinto diseño para alojamiento del personal técnico, depósito/s, taller, laboratorio, etc., Se está delante de un conjunto de elementos que convierten a la perforación en una actividad y comunidad casi autosuficientes.
El trépano es la herramienta de corte que permite perforar. Es y ha sido permanentemente modificado a lo largo del tiempo a fín de obtener la geometría y el material adecuados para vencer a las distintas y complejas formaciones del terreno que se interponen entre la superficie y los hidrocarburos (arenas, arcillas, yesos, calizas, basaltos), las que van aumentando en consistencia en relación directa con la profundidad en que se las encuentra.
Hay así trépanos de 1, 2 y hasta 3 conos montados sobre rodillos o bujes de compuestos especiales; estos conos, ubicados originariamente de manera concéntrica, son fabricados en aceros de alta dureza, con dientes tallados en su superficie o con insertos de carburo de tungsteno u otras aleaciones duras: su geometría responde a la naturaleza del terreno a atravesar.
El trépano cuenta con uno o varios pasajes de fluido, que orientados y a través de orificios (jets) permiten la circulación del fluído. El rango de diámetros de trépano es muy amplio, pero pueden indicarse como más comunes los de 12 ¼ y de 8 ½ pulgadas.
El conjunto de tuberías que se emplea para la perforación se denomina columna o sarta de perforación, y consiste en una serie de trozos tubulares interconectados entre sí mediante uniones roscadas. Este conjunto, además de transmitir sentido de rotación al trépano, ubicado en el extremo inferior de la columna, permite la circulación de los fluidos de perforación.
El primer componente de la columna que se encuentra sobre el trépano son los portamechas (drill collars), tubos de acero de diámetro exterior casi similar al del trépano usado, con una longitud de 9,45 m., Con pasaje de fluido que respeta un buen espesor de pared. Sobre los portamechas (o lastrabarrena) se bajan los tubos de perforación (drill pipes), tubos de acero o aluminio, huecos,que sirven de enlace entre el trépano y/o portamechas y el vástago (kelly) que da el giro de rotación a la columna. El diámetro exterior de estos tubos se encuentra en general entre 3 ½ y 5 pulgadas y su longitud promedio es de 9,45 m.
La rapidez con que se perfora varía según la dureza de la roca. A veces, el trépano puede perforar 60 metros por hora; sin embargo, en un estrato muy duro, es posible que sólo avance 30/35 centímetros en una hora.
Los fluidos que se emplean en la perforación de un pozo se administran mediante el llamado sistema de circulación y
tratamiento de inyección. El sistema está compuesto por tanques intercomunicados entre sí que contienen mecanismos tales como:
Zaranda/s: dispositivo mecánico, primero en la línea de limpieza del fluido de perforación, que se emplea para separar los recortes del trépano u otros sólidos que se encuentren en el mismo en su retorno del pozo. El fluido pasa a través de uno o varios coladores vibratorios de distinta malla o tamaño de orificios que separan los sólidos mayores;
Desgasificador/es: separador del gas que pueda contener el fluido de perforación;
Desarenador/desarcillador: dispositivos empleados para la separación de granos de arena y partículas de arcilla del fluido de perforación durante el proceso de limpieza del mismo. El fluido es bombeado tangencialmente por el interior de uno o varios ciclones, conos, dentro de los cuales la rotación del fluido provee una fuerza centrífuga suficiente para separar las partículas densas por efecto de su peso;
Centrífuga: instrumento usado para la separación mecánica de sólidos de elevado peso específico suspendidos en el fluido de perforación. La centrífuga logra esa separación por medio de la rotación mecánica a alta velocidad;
Removedores de fluido hidráulicos/mecánicos;
Embudo de mezcla: tolva que se emplea para agregar aditivos polvorientos al fluido de perforación;
Bombas centrífugas y bombas a pistón (2 o 3): son las encargadas de recibir la inyección preparada o reacondicionada desde los tanques e impulsarla por dentro de la columna de perforación a través del pasaje o pasajes del trépano y devolverla a la superficie por el espacio anular resultante entre la columna de perforación y la pared del pozo, cargada con los recortes del trépano, y contaminada por los componentes de las formaciones atravesadas.
Las funciones del sistema son las siguientes: preparar el fluido de perforación, recuperarlo al retornar a la superficie, mantenerlo limpio (deshacerse de los recortes producidos por el trépano), tratarlo químicamente, según las condiciones de perforación lo exijan, y bombearlo al pozo.
Los fluidos de perforación, conocidos genéricamente como inyección, constituyen un capítulo especial dentro de los elementos y materiales necesarios para perforar un pozo. Su diseño y composición se establecen de acuerdo a las características físico-químicas de las distintas capas a atravesar. Las cualidades del fluido seleccionado, densidad, viscosidad, ph, filtrado, composición química, deben contribuir a cumplir con las distintas funciones del mismo, a saber: enfriar y limpiar el trépano; acarrear los recortes que genere la acción del trépano; mantener en suspensión los recortes y sólidos evitando su asentamiento en el interior del pozo cuando por algún motivo se interrumpa la circulación de la inyección; mantener la estabilidad de la pared del pozo; evitar la entrada de fluidos de la formación del pozo, situación que podría degenerar en un pozo en surgencia descontrolada (blow out); controlar la filtración de agua a la formación mediante un buen revoque; evitar o controlar contaminaciones no deseadas por contacto con las distintas formaciones y fluídos.
Como fluidos base de perforación se utilizan distintos elementos líquidos y gaseosos, desde agua, dulce o salada, hasta hidrocarburos en distintas proporciones con agua o cien por ciento hidrocarburos. La selección del fluido a utilizar y sus aditivos dependen de las características del terreno a perforar, profundidad final, disponibilidad, costos, cuidado del ambiente, etc.
Durante la perforación de un pozo se realiza el entubado del mismo con cañerías de protección, intermedias y/o de producción, y la posterior cementación de las mismas. Normalmente y con el fín de asegurar el primer tramo de la perforación (entre los 0 y 500 m. Apróx.), Donde las formaciones no son del todo consolidadas (arenas, ripios), hay que proteger napas acuíferas para evitar su contaminación con los fluidos de perforación y proveer de un buen anclaje al sistema de válvulas de control de surgencias (que normalmente se instalan al finalizar esa primera etapa). Se baja entonces un revestidor de superficie, que consiste en una tubería (casing), de diámetro interior mayor al del trépano a emplear en la siguiente etapa, y se lo asegura mediante la circulación del lechadas de cemento que se bombean por dentro de la tubería y se desplazan hasta el fondo, hasta que las mismas desbordan y cubren el espacio entre el caño revestidor y las paredes del pozo. Estas tuberías así cementadas aíslan al pozo de las formaciones atravesadas.
Durante la perforación también se toman registros eléctricos que ayudan a conocer los tipos de formación y las características físicas de las rocas, tales como densidad, porosidad, contenidos de agua, de petróleo y de gas natural.
Igualmente se extraen pequeños bloques de roca a los que se denominan "corazones" y a los que se hacen análisis en laboratorio para obtener un mayor conocimiento de las capas que se están atravesando.
Con toda la información adquirida durante la perforación del pozo es posible determinar con bastante certeza aspectos que contribuirán al éxito de una operación de terminación, tales como:
- profundidad, espesor y propiedades petrofísicas de la zona de interés;
- detección de posibles agentes perturbadores de la producción del pozo como, por ejemplo, aporte de arena;
- identificación de capas con potencial para generar problemas (presencia de acuíferos, capas con gases corrosivos, etc.).
Al finalizar la perforación el pozo queda literalmente entubado (revestido) desde la superficie hasta el fondo, lo que garantiza su consistencia y facilitará posteriormente la extracción del petróleo en la etapa de producción.

Producción y Tratamiento

Extracción

La extracción o elevación consiste en el flujo de los fluidos producidos, que se producen de forma espontánea o artificialmente del depósito hasta la superficie.
La elevación puede ser natural, cuando el flujo de fluidos (aceite, gas o agua) llega espontáneamente a la superficie debido a la alta presión de líquido en los depósitos, o artificial.
Existen los siguientes métodos de levantamiento artificial:
- gas lift, cuando se introduce gas comprimido en la columna de producción;
- bombeo centrífugo sumergido, aplicado en pozos con fluidos de alta viscosidad y pozos con altas temperaturas;
- bomba mecánica con astas, el movimiento de rotación de un motor se transmite para el fondo del pozo a través de las varillas de la columna, activando la bomba que eleva los fluidos producidos hasta la superficie.
- bombeo por cavidades progresivas, se usa principalmente para la producción de líquidos con viscosidad alta o baja y pozos poco profundos.

Separación de fases

La separación de tres fases consiste en la separación de gas, petróleo y agua.
En la separación primaria, el fluido choca con los deflectores en la entrada del separador que alteran la dirección del fluido.
En la sección de la acumulación de líquido, el agua queda atrapada durante varios minutos en el fondo del separador. Se separa el agua del aceite a través de un conductor de líquido y se separan las burbujas de gas que estaban dentro del aceite a través de una chimenea.
A veces hay algunos problemas operativos en los separadores, como por ejemplo las espumas que se forman debido a las impurezas presentes en el líquido producido y tiene la desventaja de dificultar el control de nivel del líquido en el separador y ocupan un volumen que podría estar disponible para dar entrada de líquido. La obstrucción de las parafinas es otro de los problemas operativos que pueden ocurrir, provocando el bloqueo de extracción de gas y vapor en la sección de bloqueo de los filtros coalescedores en la sección líquida.
La arena transportada por el líquido producido hasta el separador es también un problema, ya que erosiona las válvulas, obstruye los elementos internos del separador y promueve la acumulación en el fondo del separador. Las emulsiones que se forman en la interface de aceite/agua, ya que ambos no se mezclan, dificulta el control del nivel del líquido en el separador y disminuyen el tiempo de retención de la fase de gas y líquido en el separador, resultando en una reducción de la eficiencia del proceso.
Todos estos problemas causan el arrastre del aceite por la corriente de gas cuando el nivel de líquido en el separador es demasiado alto.

Tratamiento de petróleo

En el proceso de producción de petróleo, ocurre la producción de determinadas cantidades de agua, que dependen de las características del depósito en donde los líquidos son producidos, la edad de los pozos productores y los métodos de recuperación aplicados.
Las desventajas de la presencia de agua en la producción de petróleo son: (i) el tamaño excesivo de las instalaciones de recogida, almacenamiento y transferencia de la mezcla de aceite y agua durante la etapa de producción y transporte y (ii) en la fase de refinación la presencia de cloruro de calcio y de magnesio disueltos en el agua que causan, bajo la acción del calor, la generación de ácido clorhídrico que afecta a las torres de destilación y la presencia de sales de sodio que reducen la vida útil de los catalizadores, lo que lleva a combustibles de baja calidad.
Para separar la emulsión de aceite de agua se utilizan varios métodos:
- tratamiento termoquímico, que rompe la emulsión a través de calor entre 45-60 º C;
- la aplicación de alta tensión del campo eléctrico que provoca la deformación de las órbitas electrónicas alrededor del núcleo de las gotas de agua;
- la aplicación de desemulsificante como copolímeros de óxido de etileno y óxido de propileno.
Estos métodos permiten romper la película que rodea las gotitas de agua, promover la fusión y la posterior sedimentación gravitacional.

Tratamiento de agua producida

El agua proveniente de los separadores de aceite/gas/agua y de los separadores de aceite/agua se envía a la columna de desgasificación que elimina una pequeña cantidad de gas todavía presente en el líquido.
Después de esta etapa de la separación de petróleo aún está presente en el agua mediante la introducción del fluido a presión en el hidrociclón, debido a la diferencia de diámetro del hidrociclón entre sus extremidades, el flujo del fluido se acelera y la fuerza centrífuga creada por el equipo lleva fuera el agua de un extremo y dá salida al petróleo por el extremo opuesto.
En el tubo de drenaje (caso de plataformas marítimas), la resolución de la columna promueve un mayor tiempo de permanencia del líquido en el equipo para separar el aceite restante proveniente de los hidrociclones.
El agua de los efluentes, en los campos marítimos, es lanzada al mar después de reducir su contenido de hidrocarburos a los niveles exigidos por la legislación y campos terrestres para la inyección de agua, siempre y cuando no causen problemas al depósito.

Procesamiento del gas natural

El tratamiento de gas natural se logra mediante el condicionamiento, es decir, un conjunto de procesos físicos y / o químicos en los que el gas debe ser sometido para reducir los niveles de contaminantes y cumplir con las especificaciones.
Dentro de estos procesos es la deshidratación, que consiste en eliminar el agua. Este proceso promueve la corrosión de los equipos e induce la formación de hidratos que pueden reducir la capacidad de los gasoductos.
La desulfuración es otro proceso que se utiliza para la eliminación de los compuestos de azufre en los procesos de absorción. El tratamiento consta de las operaciones que promueven la separación de fracciones ligeras de gas (gas metano y etano llamado residual) de la fracción pesada (de propano a hexano, que tienen mayor valor comercial).
El enfriamiento conduce a la condensación de fracciones pesadas del gas a través del paso de un fluído refrigerante. La absorción refrigerada consiste en la circulación de gas en contacto con una absorción de aceite, en condiciones de altas presiones y bajas temperaturas, alcanzadas a través de un refrigerante. El proceso de expansión de Joule-Thompson se trata de la expansión del gas a través de una válvula que causa una disminución de la temperatura que provoca la condensación de las fracciones más pesadas.

Refinación

La refinación del petróleo empieza con la destilación o fraccionamiento del petróleo crudo en grupos de hidrocarburos separados. Los productos resultantes están directamente relacionados con las características del crudo procesado. La mayor parte de los productos destilados se convierten posteriormente en otros productos más utilizables, cambiándoles el tamaño y estructura de las moléculas de sus hidrocarburos a través del rompimiento (“cracking”), reformado y otros procesos de conversión. Estos productos convertidos son sujetos a varios tratamientos y procesos de separación como la extracción, hidrotratamiento y endulzamiento para remover constituyentes indeseables y para mejorar la calidad del producto. Las refinerías integradas incorporan el proceso de fraccionamiento, tratamiento de conversión y operaciones de mezclado y pueden incluir también el procesamiento de los petroquímicos.

Operaciones en la refinación

Los procesos y operaciones de refinación de petróleo pueden separarse en cinco áreas básicas:

Fraccionamiento

El fraccionamiento (o destilación) es la separación del petróleo crudo usando torres atmosféricas y de vacío en grupos de compuestos hidrocarburos de distintos rangos de punto de ebullición llamados fracciones o cortes.

Conversión

Los procesos de conversión cambian el tamaño o estructura de las moléculas de hidrocarburos. Estos procesos incluyen:
- Descomposición (división) por “cracking” térmico y catalítico
- Unificación (combinación): alquilación y polimerización
- Alteración (re-arreglo): isomerización y reformado catalítico

Tratamiento

Los procesos de tratamiento buscan preparar las corrientes de hidrocarburos para procesos adicionales y para preparar productos finales. El tratamiento puede incluir la remoción o separación de aromáticos y naftenos, así como impuresas y contaminantes indeseables. El tratamiento puede involucrar separaciones físicas o químicas tales como: disoluciones, absorciones o precipitaciones usando una variedad e incluso combinaciones de procesos, por ejemplo desalamiento, secado, hidrodesulfuración, refinación por solventes, endulzamiento, extracción con solventes y eliminación de ceras con solventes (“dewaxing”).

Formulación y mezclado

La formulación y mezclado es el proceso de combinar fracciones de hidrocarburos, aditivos y otros componentes para producir productos terminados con propiedades de específicas en cuanto a su desempeño .

Otras operaciones en la refinación

Dentro de las otras operaciones que se llevan a cabo en refinerías, se encuentran la recuperación de ligeros, "stripping" de agua ácida, tratamiento de deshechos sólidos y de agua, tratamiento y enfriamiento de agua de proceso, almacenamiento, manejo y transportación de productos, producción de hidrógeno, tratamiento de ácidos y “colas”, y recuperación de azufre.
Las operaciones e instalaciones auxiliares incluyen la generación de energía y vapor, sistemas de agua contra incendio y de proceso, sistemas de relevo, hornos y calentadores, bombas y válvulas, suministro de vapor, aire, nitrógeno y otros gases, alarmas y sensores, controles de ruido y contaminación, muestreo, pruebas, inspección, laboratorio, cuarto de control, mantenimiento, e instalaciones administrativas.

Transporte y Almacenaje

Para proceder al transporte,almacenamiento y venta de las ingentes cantidades de petróleo bruto, como de los derivados que entran anualmente en el mercado y que han de ser transportados desde los centros de producción o refinerías hacia los centros elaboradores o de consumo, así como para llevar a cabo la distribución de los productos elaborados a los diversos consumidores, se utilizan los llamados oleoductos, gasoductos y poliducctos que se utilizan tanto para el transporte de petróleo bruto desde el campo petrolífero hasta la refinerías o puerto de embarque. Hoy en día para transportar el crudo de zonas costa afuera se usan generalmente tanqueros, buques y supertanqueros, por sus facilidades en vías marítimas existentes. El crudo producido en la industria es enviado hacia las estaciones reductoras en el área de operaciones y de allí es bombeado en forma continua a los patios de tanques, en donde se tratan de remover el agua y gas que contiene, y se almacena y bombea hacia los terminales o a la refinerías para procesarlos y exportarlos.
Oleoductos: Es el conjunto de instalaciones que sirve de transporte por tubería de los productos petrolíferos líquidos, en bruto o refinados. el termino “oleoducto” comprende no solo la tubería troncal que es aquella que se extiende desde el área de producción, sino también las instalaciones necesarias para la explotación del crudo denominadas patio de tanques. Las Tuberías de transporte pueden ser clasificadas debido a su importancia y al tipo de producto que transportan, según su importancia se clasifican en: oleoductos troncales o primarios y en oleoductos secundarios.
Gasoductos: Conducen el gas natural que puede producirse desde un yacimiento de gas libre o asociado a plantas separadoras y fraccionadoras. A partir de dichos procesos de separación, el gas ya tratado entra a los sistemas de transmisión para ser despachado al consumidor industrial y domestico.
Poliductos: Son redes de tuberías destinados al transporte de hidrocarburos o productos terminados.
Patios De Tanques: Son lugares donde se recibe el petróleo bombeado desde los campos petrolíferos, en el pasan por una serie de procesos en los cuales se le remueve el agua y la sal que contiene, se almacena, se afora y se bombea hacia los terminales y refinerías, con la finalidad de ser refinado y/o exportado. Esta constituido por: tanques para almacenamiento de crudo, estaciones de bombas, de tratamiento , calentadores y tanques de lavado.
Terminales De Embarque: Son instalaciones que reciben crudos provenientes de los patios de tanque y los productos elaborados por las tuberías con el fin de almacenarlos y luego embarcarlos hacia distintos sitios del país (cabotaje) o del mundo (exportaciòn). La mayoría de estos terminales consta de dos tipos de instalaciones principales: Los Tanques De Almacenamiento y El Conjunto DE Muelles, Atracadores y Diques.
Tanqueros: Esta constituida por las unidades de las compañias petroleras, de armadores independientes y de los gobiernos.
Buques: Son a su vez enormes barcos dotados de compartimientos y sistemas especialmente diseñados para el transporte de petróleo crudo, gas, gasolina o cualquier otro derivado. Son el medio de transporte mas utilizado para el comercio mundial del petróleo.
Supertanqueros: Se creo luego de terminar La Segunda Guerra Mundial ya que se requeriría mayor numero y mejores buques para remplazar los tanqueros, buque con mayor capacidad de almacenaje, lo que permitió un gran avance en materia de Transporte Marítimo.

Comercialización

Finalmente, como última etapa se tienen los procesos de logística para la distribución de los hidrocarburos. Los medios de transporte más frecuentes para transportar productos ya terminados son los barcos de cabotaje, gabarras, vagones cisterna o camiones cisterna, oleoductos, entre otros.

Una vez distribuidos los productos se desarrollan las actividades de comercialización a través de estaciones de servicio o entrega a domicilio, entre otras, que añaden valor a los productos obtenidos en las refinerías al hacerlos llegar a los usuarios adecuándolos a sus necesidades.

El reto del sector está en ser capaz de cubrir las necesidades de energía de la sociedad minimizando los riesgos medioambientales que puedan derivarse de su producción y consumo, por la vía de mejorar la calidad de dichos productos y potenciar su uso cada vez mas eficientemente.

Breve Historia del Petróleo

El petróleo ya es conocido hace miles de años, ya que el asfalto se utilizaba como material de construcción de los muros. Ya en el siglo XIX comienza a tener mayor importancia como producto en el mundo. A continuación se realizará un punteo por año de los eventos más importantes desde el siglo XIX hasta la actualidad con respecto al petróleo.
En 1846 Gesner perfeccionó el arte de la destilación de parafinas.
En 1850 Samuel Kier, (E.E.U.U.),  comercializó petróleo por vez primera bajo el nombre de "aceite de roca" o "petróleo". Se construyó la primera Refinería de Petróleo en Estados Unidos con una capacidad de 1 barril.
En 1853 el químico escocés J. Young patentó el proceso conocido como "kerosene".
En 1859 William Drake (llamado Coronel) perforó el primer pozo de petróleo con fines comerciales en Titusville, Pennsylvania (E.E.U.U.).
En 1862 se desarrolla la destilación atmosférica para producir combustibles, también se desarrolla el primer pozo.
En 1870 se desarrolla la destilación a vacío que produce cargas a craqueo, asfalto, residuales.

A principios de 1872, Rockefeller ayudó a crear la South Improvement Company, una asociación que englobaba a los principales refinadores de petróleo de Cleveland.
En 1882 Rockefeller creó la Standard Oil Trust, que fue el primer trust del mundo.
En 1885 Karl Benz y Gottlieb Daimler desarrollan el automóvil a gasolina.
En 1890 los Hermanos Samuel desarrollan  la Shell como empresa comercializadora y de transporte de petróleo. Se llamó inicialmente Royal Dutch Company.
En 1892, Otto Diesel desarrolla su motor de combustión interna y  G. Daimler produce el primer automóvil a petróleo.
En 1901 se funda la compañía  Gulf Refining.
En 1903 Joe Cullinan y Arnold Schlaet forman la The Texas Oil Company in Beaumont, Texas.
En 1906 la Texas Oil Company registra la marca  "Texaco".
En 1909 se forma la Anglo Iranian Oil Company como una empresa mixta.
En 1910 se inicia el consumo de los gasóleos como combustible cuando el almirante Fisher de la flota británica ordenó que se sustituyera el carbón por el gasóleo en todos sus barcos.
En 1911 la Standard Oil Trust fue dividida por el gobierno de EUA en compañias integradas verticalmente: Standard Oil New Jersey (Exxon), Standard Oil New York (Sonoco-Mobil), Standard Oil California (Chevron),  Amoco, Standard Oil Ohio (Sohio) y otras 29 compañías.
En 1912 se funda el  Turkish Petroleum Company 50% del Gobierno Turco y 25% del Royal Dutch/Shell.
En 1913, la Standard Oil Co. (Indiana) empezó a craquear térmicamente petróleo.
En 1914 se inicia el consumo masivo de gasolina en los automóviles.
En 1921 Investigadores de la  General Motors descubren el plomo tetra etílico que resultó ser un excelente aditivo antidetonante empleado para elevar el octanaje de las gasolinas.
En 1922 se descubre petróleo en Venezuela.
En 1924, cinco trabajadores de una refinería mueren violentamente al producir plomo tetra etílico en condiciones inseguras.
En 1924 se crea la primera compañía francesa de petróleo (CFP) que se conoce hoy con el nombre de «Total».
En 1925 se desarrolla la Síntesis de Fischer-Tropsch para la síntesis indirecta de la licuefacción del carbón.
En 1932 se inicia el desarrollo de los procesos de Hidrogenación para eliminar azufre de diversas corrientes del petróleo y el proceso de coqueo para obtener combustibles livianos partir de fracciones pesadas.
En 1933 el Rey Abdul Aziz Bin Abdul Rahman Al-Saud autoriza a la Standard Oil of California (Socal) a explorar por petróleo y le otorga una concesión en Saudí Arabia.
En 1934 la Anglo-Iranian and Gulf Oil Corporation establece la Kuwait Oil Company.
En 1935 se desarrolla la polimerización catalítica para mejorar rendimiento  de las gasolinas.
En 1936 se comercializó un proceso catalítico que empleaba reactores de lecho fijo para craquear el petróleo.
En 1938 se descubre petróleo en Saudi Arabía, luego se crearía la Arab American Oil Company (Aramco).
Hacia 1939, Imperial Oil Co. desarrollo en Sarnia (Canadá) el proceso Suspensoid que permitió demostrar la factibilidad de emplear catalizadores en polvo para acelerar el craqueo de productos de petróleo.

El inicio de la Segunda Guerra Mundial  trajo un incremento descomunal en la demanda de la gasolina de aviación para aplicaciones militares. Por este motivo La Standard Oil de New Jersey (Exxon), Standar Oil de Indiana, Anglo-Iranian Oil Co. (B.P.), Shell, Kellog y la U.O.P. trabajaron en el desarrollo del primer Proceso de Craqueo catalítico Fluido (FCC) basadas en lechos fluidizados.
En 1942 la primera unidad de FCC operó en una Refinería de la Esso.
En 1938 el Presidente de México Lázaro Cárdenas expropió la industria petrolera de México creándose PEMEX (Petróleo de México).
En 1939 se desarrolla el proceso de visco reducción (Visbreaking) que busca la reducción en la  viscosidad de los petróleos residuales (Fuel Oils).
En 1940 La Standard Oil Co. (Indiana) desarrolla el Reformado Catalítico para producir gasolina de alto octanaje y desarrollan el tolueno para producir TNT.
En 1951 el Gobierno de Irán nacionaliza la  National Iranian Oil Company.
En octubre de 1953, conforme a Ley 2004, se autorizó la constitución de PETROBRAS para la realización de las actividades del sector del petróleo en Brasil, en nombre del Gobierno Federal.
En 1954 se desarrollan los procesos de Hidrodesulfurización para la eliminación de azufre en las corrientes de las refinerías.
En 1957 la isomerización Catalítica produce gasolinas de alto octanaje a partir de gasolinas de bajo octanaje (a partir de nafta liviana parafínica).
En 1959 en Baghdad; Saudi Arabia, Irán, Iraq, Kuwait and Venezuela decidieron la formación de la OPEP.
En 1960 se desarrollan los procesos de Hidrocraqueo que mejora la calidad y reduce el azufre en cargas a alquilación.
En 1970 la alta dependencia de Estados Unidos en petróleo importado causó la primera Crisis de Energía cuando loa Árabes detuvieron los embarques de petróleo a aquellos países que apoyaron a Israel en las guerras entre Árabes e Israelitas.
En 1973 durante la guerra Arabe-Israeli, los países productores tomaron control sobre el petróleo, como consecuencia del embargo de petróleo a los países occidentales que apoyaron a Israel aumentó fuertemente el precio del petróleo.
En 1974 se funda la Empresa Estatal de Petróleo de Malasia a la que se llamó Petronas.
En 1974 se desarrolla el proceso de Desparafinado Catalítico que mejora el punto de escurrimiento de ceras.
En 1975 se desarrolla el proceso de Hidrocraqueo de Residuales que mejora los rendimientos de gasolinas a partir de residuales pesados.
En 1976 se forma Petróleos de Venezuela (PDVSA).
En 1978, el New York Mercantile Exchange (NYMEX), desesperado en evitar la quiebra salió con un contrato a futuro de heating oil.
En 1979, debido a la revolución en Irán se retiraron  4.5 MMDC de petróleo. El crudo llego a $28/bbl en Abril 1980 (100 US$/barril 2005). Se denominó la Segunda Crisis del Petróleo.

Luego  a inicios de la década de 1980 y por un corto período el mercado spot llego a $40/bbl.
En 1983 el New York Mercantile Exchange (NYMEX) lanzó sus contratos a futuro de petróleo crudo.
A inicios de 1985, la Mobil Oil construye la primera planta comercial que convierte gas natural en metanol y luego en gasolina Premium de alto octanaje.
En 1984 Chevron compra la Gulf Refining Company.
En 1986 los precios colapsaron. Desde dicho año la OPEP influencia mercados vía reducción de la producción pero no puede fijar precios. A fines de los 80 empiezan las fusiones entre las empresas petroleras.
En 1989 el tanquero Valdez de Exxon se hunde en Alaska y causa enorme contaminación con petróleo.
En 1990 se desarrolla la Guerra contra Irak (Guerra del Golfo) para recuperar Kuwait que había sido tomado por Saddam Husein (Irak) y después de la Operación "Desert Storm", los iraquíes causan un desastre ecológico en el Golfo Pérsico al incendiar los pozos petroleros kuwaitíes.
En 1998 Exxon y Mobil se fusionan creando la mayor empresa del mundo: Exxon – Mobil.
En el 2010 la revolución del Shale Gas en los Estados Unidos y los condensados asociados reducen de manera significativa los requerimientos de importación de petróleo crudo en los Estados Unidos.
Durante los años 2012-2013 se produce una revolución árabe en diversos países productores de petróleo (Libia, Egipto, Siria) que redujo las producciones de dichos países.