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como se hace y cual es el futuro de la explotación del petroleo en colombia

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como se hace y cual es el futuro de la explotación del petroleo en colombia

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La palabra petróleo significa "aceite de roca", fue conocido desde tiempos antíguos pero sólo en la época moderna ha sido explotado comercialmente, es una sustancia combustible y aceitosa cuyos componentes más importantes son: Carbón entre un 84 a 87% e Hidrógeno de un 11 a 14%, por tal motivo también se le llama hidrocarburo.

El petróleo contiene tal diversidad de componentes que difícilmente se encuentran dos tipos idénticos, se encuentra en la naturaleza en estado líquido de forma aceitosa conocida como "crudo", en razón a que luego del proceso de extracción es "cocinado" para conseguir sus componentes para su explotación económica.

Orígen del petroleo

El petróleo nace de material animal y vegetal, principalmente zooplancton y fitoplancton de antíguos mares, los cuales sufrieron procesos complejos de presión y temperatura extremas, descomponiendose en mantos de material sedimentario, y después de millones de años se convirtieron en petróleo o gas natural.

Una creencia popular es que existen grandes "lagos" o "mares" de petróleo y que cuando se extraen quedan inmensos vacios en el interior de la tierra; esto no es cierto, en realidad el petroleo se aloja en rocas porosas parecidas a una esponja y por tanto su ausencia no genera los tan temidos "vacios", pues los espacios que va dejando la extracción se llenan nuevamente con el petróleo que no alcanza a salir a la superficie.

Los yacimientos pueden contener petroleo en diversos estados, bien sea gaseoso llamado gas libre, petroleo y gas asociado, sólo petróleo líquido ó acompañado de gas y agua.

Si el petróleo se encuentra en el mismo lugar el el cual se formó se dice que yace en su roca madre, pero también puede filtrarse a otros sitios próximos en las porosidades o fracturas del terreno llamadas reservorios o roca almacén, aunque siempre es necesario que estén sellados en la totalidad de su perímetro por rocas de tipo arcilloso que impermeabilicen el depósito de hidrocarburos. Se dice entonces que el petróleo se encuentra en una "trampa".

Existen tres tipos de trampas petroliferas:

La primera llamada trampa estratigráfica aparece cuando se produce un aumento de la permeabilidad de la roca almacén o bien un acuñamiento de la misma, en cualquier caso, los componentes del petróleo fluyen hacia la parte superior del estrato.

La segunda se conoce con el nombre trampa estructural y su origen es tectónico, pues inicialmente los depósitos de petróleo se alojaron de manera horizontal, pero debido a los terremotos sucesivos se fueron "organizando" de diferentes formas, por ejemplo puede ser que una falla ponga en contacto una roca impermeable con otra roca porosa, produciendo un escalon donde se acumula el petróleo, o también muchas veces se produce un pliegue anticlinal, el cual forma un recipiente invertido en el que queda atrapado el petróleo en su lento ascenso hacia la superficie; finalmente se producen acumulaciones de petróleo en un domo salino y es por ello que encontramos yacimientos petrolíferos con diversas estructuras tales como fallas, domos y anticlinales.

La tercera es la trampa mixta, que es una combinación de trampa estratigráfica y trampa estructural.

De otra parte, también sucede que la cantidad y presion de los gases es muy grande, lo cual hace que las capas arcillosas superior e inferior, que supuestamente son impermeables, terminen siendo empapadas de petróleo y se conviertan en rocas bituminosas, las cuales son dificilmente explotables comercialmente en la actualidad, pero a medida que escaseé el ansiado líquido, suban por tanto los precios y se mejoren las técnicas de extracción, será posible utilizar grandes extensiones de la tierra que lo contienen, como se observa en la siguiente gráfica:

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 y, por tanto, su valor comercial. La cantidad del crudo está en relación inversa con su grado de azufre, mientras menos azufre exista en el petróleo este será considerado más dulce y tendrá más grados API. Así, entre más grados API tenga un petróleo, mejor es su calidad.

Los petróleos de mejor calidad son aquellos que se clasifican como "livianos" y/o "suaves" y "dulces", pero hay "intermedios", "pesados" y "extra pesados" que resumimos en la siguiente tabla:

La historia del petróleo está intimamente ligada a la del gas natural, (para ver una explicación más detallada vea futuro del gas natural, pero en lo que concierne específicamente al petróleo en la época moderna, aunque fueron los rusos quienes hicieron las primeras perforaciones petroleras entre los años 1.806 y 1.819, seguidos por los canadienses en 1.857, sólo fue en 1.859, cuando el estaounidense Edwin L. Drake perforó el primer pozo con el propósito específico de producir petróleo, destinado a producir cantidades industriales de kerosina para la iluminación, con lo cual se considera el inicio de la industria petrolera moderna.

La extracción, producción o explotación del petróleo se hace de acuerdo con las características propias de cada yacimiento.

Para poner un pozo a producir se baja una especie de cañón y se perfora la tubería de revestimiento a la altura de las formaciones donde se encuentra el yacimiento. El petróleo fluye por esos orificios hacia el pozo y se extrae mediante una tubería de menor diámetro, conocida como "tubing" o "tubería de producción".

Si el yacimiento tiene energía propia, generada por la presión subterránea y por los elementos que acompañan al petróleo (por ejemplo gas y agua), éste saldrá por sí solo. En este caso se instala en la cabeza del pozo un equipo llamado "árbol de navidad", que consta de un conjunto de válvulas para regular el paso del petróleo.

Si no existe esa presión, se emplean otros métodos de extracción. El más común ha sido el "balancín" o "machín", el cual, mediante un permanente balanceo, acciona una bomba en el fondo del pozo que succiona el petróleo hacia la superficie.

El petróleo extraído generalmente viene acompañado de sedimentos, agua y gas natural, por lo que deben construirse previamente las facilidades de producción, separación y almacenamiento.

Una vez separado de esos elementos, el petróleo se envía a los tanques de almacenamiento y a los oleoductos que lo transportarán hacia las refinerías o hacia los puertos de exportación.

El gas natural asociado que acompaña al petróleo se envía a plantas de tratamiento para aprovecharlo en el mismo campo y/o despacharlo como "gas seco" hacia los centros de consumo a través de gasoductos.

A pesar de los avances alcanzados en las técnicas de producción, nunca se logra sacar todo el petróleo que se encuentra (in situ) en un yacimiento. En el mejor de los casos se extrae el 50 ó 60 por ciento.

Por tal razón, existen métodos de "recobro mejorado" para lograr la mayor extracción posible de petróleo en pozos sin presión natural o en declinación, tales como la inyección de gas, de agua o de vapor a través del mismo pozo productor o por intermedio de pozos inyectores paralelos a éste.

Como ya hemos dicho, la mayor parte de los recursos de petróleo del mundo corresponde a hidrocarburos viscosos y pesados, que son difíciles y caros de producir y refinar. Por lo general, mientras más pesado o denso es el petróleo crudo, menor es su valor económico. Las fracciones de crudo más livianas y menos densas, derivadas del proceso de destilación simple, son las más valiosas. Los crudos pesados tienden a poseer mayores concentraciones de metales y otros elementos, lo que exige más esfuerzos y erogaciones para la extracción de productos utilizables y la disposición final de los residuos. Con la gran demanda y los altos precios del petróleo, y estando en declinación la producción de la mayoría de los yacimientos de petróleo convencionales, la atención de la industria en muchos lugares del mundo se está desplazando hacia la explotación de petróleo pesado.

Si buscamos a los especialistas mundiales para el manejo de este petróleo encontramos 2 países: Venezuela y Rusia, veamos las técnicas que utilizan para la explotación de este tipo de hidrocarburos extrapesados:

La forma de recuperación de petróleo pesado depende de la viscosidad, en frio o en caliente; cuando se calientan, los petróleos pesados se vuelven menos viscosos. Los métodos de producción en frío pueden ser utilizados cuando la viscosidad del petróleo pesado en condiciones de yacimiento es lo suficientemente baja como para permitir que el petróleo fluya con un costo de producción razonables. Los métodos asistidos termalmente se utilizan cuando el petróleo debe ser calentado para que pueda fluir.

El método original de recuperación de petróleo pesado en frío es la minería. Gran parte de la explotación de petróleo pesado por el método de minería tiene lugar en las minas a cielo abierto de Canadá, pero la mayor experiencia en la recuperación de petróleo pesado por minería subterránea la tiene Rusia.

Algunos petróleos pesados pueden ser producidos a partir de pozos, por producción primaria en frío como se hace con gran parte del petróleo de la faja de petróleo pesado del Orinoco, en Venezuela, allí se perforan pozos horizontales y multilaterales para hacer contacto con la mayor superficie posible del yacimiento. Luego inyectan diluyentes, tales como nafta, para reducir la viscosidad del petroleo y, empleando tecnologías para elevar mecánicamente el líquido, como bombas eléctricas que se sumergen en el pozo mismo, se llevan los hidrocarburos a la superficie para ser transportados hasta una unidad de mejoramiento. Una de las ventajas del método es su menor inversión de capital con respecto a las técnicas asistidas termalmente, pero el factor de recuperación es cercano al 10%, adicionalmente, se incrementa la viscosidad del fluido que surge con la formación de emulsiones de petróleo-agua, causadas por el proceso de mezcla y cizalladura que tiene lugar en los sistemas de bombeo y en los tubulares.

La inyección de agua es un método de recuperación mejorada de petróleo en frío, el cual ha resultado exitoso en algunos campos de petróleo pesado, desde pozos horizontales largos, soportados con cedazos, hasta un sistema flotante de producción, almacenamiento y descarga. El mayor inconvenientes es que el factor de recuperación disminuye drásticamente al aumentar la viscosidad del petróleo, pues los petróleos de alta viscosidad causan digitación viscosa en los frentes de inyección de agua, lo que se traduce en una eficiencia de barrido pobre.

Los métodos termales, como sus contrapartes en frío, poseen ventajas y limitaciones. Los factores de recuperación son más elevados que en el caso de los métodos de producción en frío-con excepción del método de minería, pero también lo son los costos asociados con la generación de calor y el tratamiento del agua.

La estimulación cíclica por vapor de agua, también conocida como impregnación con vapor o inyección intermitente de vapor, es un método consistente en un solo pozo que se aplica en etapas. Primero, se inyecta vapor. Luego, durante el período de impregnación o espera, el petróleo se calienta. Por último, se producen y separan el petróleo y el agua calentados y el proceso se reitera. El método permite obtener factores de recuperación de hasta 30%, posee regímenes de producción iniciales altos y funciona bien en yacimientos apilados o estratificados.

El desplazamiento por vapor de agua, otro método termal, es un proceso de pozos múltiples. El vapor es inyectado en los pozos inyectores, en una diversidad de esquemas de espaciamiento y localización, y el petróleo es producido desde los pozos productores. El desplazamiento por vapor de agua permite lograr un factor de recuperación de hasta un 40% pero requiere buena movilidad entre los pozos para inyectar el vapor a regímenes efectivos. Los desafíos que plantea este método son el sobrecontrol del vapor de baja densidad por la gravedad, las heterogeneidades de los yacimientos y el monitoreo del frente de vapor.

El método de drenaje gravitacional asistido por vapor funciona para los petróleos extrapesados. Se perfora un par de pozos horizontales paralelos, situándose un pozo entre 5 a 10 metros por encima del otro. El vapor inyectado en el pozo superior calienta el petróleo pesado, reduciendo su viscosidad. La gravedad hace que el petróleo movilizado fluya en sentido descendente, hacia el productor horizontal inferior. La comunicación inicial se establece entre el inyector y el productor mediante inyección de vapor, vapor cíclico o inyección de solvente. El factor de recuperación estimado para este método oscila entre 50 y 70%. No obstante, la estratificación de la formación puede incidir significativamente en la recuperación.

La siguiente gráfica, es una excelente contribución al tema, presentada por el Dr. Rodolfo Segovia, Ex-ministro de Minas y Energía, en la III Conferencia de Inversión de Petróleo y Gas en Colombia en Febrero del 2.008:

El futuro del petróleo pesado

Dada la abundancia de las reservas de petróleo pesado, las compañías que actualmente se concentran en la producción de petróleos convencionales están ingresando en el ámbito del petróleo pesado, uniéndose a otras empresas que producen petróleo pesado desde hace varias décadas. Es probable que estas compañías recién llegadas aporten nuevas tecnologías, ayudando a suplir las deficiencias tecnológicas identificadas por los productores en el largo plazo y por otras organizaciones.

Por cada avance que se realiza hacia el mejoramiento de los métodos de recuperación de petróleo pesado, se presentan muchos caminos nuevos que señalan direcciones que necesitan más trabajo. En el área de caracterización de fluidos, los científicos están tratando de extraer más información acerca de la química del petróleo y la estructura de sus componentes a partir de la adquisición de registros y de mediciones de laboratorio. Por ejemplo, se están registrando avances en lo que respecta a vincular las distribuciones de la difusión por NMR con las longitudes de las cadenas moleculares de los petróleos crudos. Los investigadores están trabajando para agregar mediciones de la fluorescencia a las prácticas actuales de análisis de fluidos de fondo de pozos basadas en la espectrometría, permitiendo una caracterización de fluidos más precisa y la adquisición de registros de fluidos de fondo de pozo continuos.

Se están realizando esfuerzos para estandarizar las técnicas de laboratorio, tales como el análisis SARA, de manera de poder comparar los resultados de diferentes laboratorios. Los avances en términos de comprensión de los componentes más pesados del petróleo crudo-los asfaltenos- poseen el potencial de mejorar la recuperación de petróleo pesado y además ayudar a resolver los problemas de aseguramiento del flujo en petróleos más livianos.

Los especialistas en petróleo pesado coinciden en que no existe ninguna solución universal para la evaluación y recuperación del petróleo pesado. Algunas mejoras, tales como las registradas en la interpretación de registros, quizás necesiten ajustarse a las necesidades de una región en particular. En otros casos-por ejemplo, el desarrollo de nuevos materiales que elevan las temperaturas de operación de los equipos de terminación de pozos de fondo-los éxitos logrados pueden tener amplia aplicación.

Incluso pueden producirse otros desarrollos, incluyendo avances en el monitoreo en tiempo real, a partir de la combinación de métodos cuya eficacia por separado ya ha sido comprobada. Otro punto de coincidencia es la necesidad de seguir considerando las cuestiones ambientales en el desarrollo de los recursos de petróleo pesado. En la producción de bitumen por el método de minería y en los proyectos actuales de recuperación en sitio, las consideraciones ambientales y culturales constituyen una parte importante del modelo de negocios, incluyendo el saneamiento de las áreas explotadas, la recuperación de minerales para hacer uso de los materiales de desecho, la minimización del consumo de agua, los asuntos relacionados con las poblaciones nativas y la reducción de las emisiones de gas de efecto invernadero. Los nuevos proyectos tendrán que ser sensibles a éstos y otros factores, incluyendo las emisiones de CO2, la preservación del permafrost y de otros ecosistemas frágiles, y la reducción de la energía consumida para calentar el petróleo pesado.

Si los yacimientos de petróleo pesado poseen una ventaja con respecto a sus contrapartes más livianas, ésta es su longevidad. Los campos de petróleo pesado pueden permanecer en producción durante 100 o más años, tal es el caso de los campos descubiertos en California a fines de la década de 1800. Según ciertas estimaciones, las arenas petrolíferas de Canadá pueden producir durante varios cientos de años. Las inversiones que se realicen ahora van a redituar mucho en el futuro.

Teniendo en cuenta pues la gran cantidad de petroleo pesado que poseemos, ademas que es una de las cinco locomotoras del desarrollo del país, es el momentop de abrir nuestros ojos a este desarrolo que será fundamental en el futuro económico de Colombia y para ello no necesitaremos hacer extensa investigaciones, sino que podremos emplear la tecnolgía desarrollada en Rusia y usada con tanto éxito en venezuela.

BIBLIOGRAFÍA
http://www.slidefinder.net/search/rodolfo%20segovia www.westperdices.com http://historiasconhistoria.es/imagenes/pozos/pozo.jpg http://historiasconhistoria.es/2008/12/15/luz-de-gas-hace-3000-anos.php http://www.geovirtual2.cl/depos/Petrol03n.gif

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