INTRODUCCION_PETROLEO

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INTRODUCCIÓN
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.
Aunque se conoce de su existencia y utilización desde épocas milenarias, la historia del petróleo como elemento vital y factor estratégico de desarrollo es relativamente reciente, de menos de 200 años.
En 1850 Samuel Kier, un boticario de Pittsburg, Pennsylvania (EE.UU.), lo comercializó por vez primera bajo el nombre de "aceite de roca" o "petróleo".
A partir de entonces se puede decir que comenzó el desarrollo de la industria del petróleo y el verdadero aprovechamiento de un recurso que indudablemente ha contribuido a la formación del mundo actual.
La alta dependencia que el mundo tiene 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.
A los otros 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 es uno de los más importantes productos que se negocian en el mercado mundial de materias primas.
El petróleo contiene tal diversidad de componentes que difícilmente se encuentran dos tipos idénticos.
Además existen parámetros internacionales, como los del Instituto Americano del Petróleo (API) que diferencian sus calidades y, por tanto, su valor. 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".
Los llamados "livianos" son aquellos que tienen más de 26 grados API. Los "intermedios" se sitúan entre 20º y 26º API, y los "pesados" por debajo de 20º API.
El hallazgo y utilización del petróleo, la tecnología que soporta su proceso industrial y el desarrollo socioeconómico que se deriva de su explotación, son algunos de los temas que se presentan en este recorrido didáctico y educativo por el mundo del petróleo.
Sin más preámbulos le invitamos a estudiar el contenido de este trabajo para que tenga un mejor conocimiento de este compuesto el cual lo utilizamos en casi todas nuestras tareas diarias.
¿QUÉ ES EL PETRÓLEO?
El producto es un compuesto químico complejo en el que coexisten partes sólidas, líquidas y gaseosas. Lo forman, por una parte, unos compuestos denominados hidrocarburos, formados por átomos de carbono e hidrógeno y, por otra, pequeñas proporciones de nitrógeno, azufre, oxígeno y algunos metales. Se presenta de forma natural en depósitos de roca sedimentaria y sólo en lugares en los que hubo mar.
Su color es variable, entre el ámbar y el negro y el significado etimológico de la palabra petróleo es aceite de piedra, por tener la textura de un aceite y encontrarse en yacimientos de roca sedimentaria.
ORIGEN Y FORMACIÓN DEL PETRÓLEO
El petróleo producto es un compuesto químico complejo en el que coexisten partes sólidas, líquidas y gaseosas. Lo forman, por una parte, unos compuestos denominados hidrocarburos, formados por átomos de carbono e hidrógeno y, por otra, pequeñas proporciones de nitrógeno, azufre, oxígeno y algunos metales. Se presenta de forma natural en depósitos de roca sedimentaria y sólo en lugares en los que hubo mar. 
Su color es variable, entre el ámbar y el negro y el significado etimológico de la palabra petróleo es aceite de piedra, por tener la textura de un aceite y encontrarse en yacimientos de roca sedimentaria.
El origen del petróleo está relacionado con las grandes cantidades de compuestos orgánicos que son depositados actualmente y de manera continua en las cuencas sedimentarias en el mundo. Los restos de organismos microscópicos contienen carbono e hidrógeno en cantidades abundantes, los cuales constituyen los elementos fundamentales del petróleo. Los hidrocarburos son productos del material orgánico alterado derivado de organismos microscópicos. Estos son transportados por arroyos y ríos hasta lagos y/o el mar, donde son depositados bajo condiciones lacustres, deltaicas o marinas, junto a sedimentos clásticos finamente divididos. Los ambientes lacustres, deltaicos y marinos, producen la mayor parte de los organismos microscópicos, esencialmente fitoplancton, que son depositados masivamente junto a los materiales orgánicos transportados previamente y simultáneamente por los arroyos y ríos. Mientras tiene lugar la deposición de los materiales orgánicos en los distintos ambientes, aquellos son enterrados por limos y arcillas. Esto previene la descomposición total del material orgánico y permite su acumulación
Factores para su formación:
· Ausencia de aire
· Restos de plantas y animales (sobre todo, plancton marino)
· Gran presión de las capas de tierra
· Altas temperaturas
· Acción de bacterias
Los restos de animales y plantas, cubiertos por arcilla y tierra durante muchos millones de años sometidos por tanto a grandes presiones y altas temperaturas, junto con la acción de bacterias anaerobias (es decir, que viven en ausencia de aire) provocan la formación del petróleo.
El hecho de que su origen sea muy diverso, dependiendo de la combinación de los factores anteriormente citados, provoca que su presencia sea también muy variada: líquido, dentro de rocas porosas y entre los huecos de las piedras; volátil, es decir, un líquido que se vuelve gas al contacto con el aire; semisólido, con textura de ceras. En cualquier caso, el petróleo, de por sí, es un líquido y se encuentra mezclado con gases y con agua.
El petróleo y el gas se forman en sedimentos marinos en cuencas oceánicas generalmente aisladas y protegidas.
a) materiales iniciales ricos en carbono, formados en las aguas superficiales, se acumulan en aguas profundas donde no pueden ser consumidas por otros organismos
b) Acumulaciones posteriores de sedimentos sellan los materiales ricos en carbono; las altas temperaturas y presiones transforman este material en petróleo y gas
c) Acumulaciones de sedimentos adicionales comprimen los depósitos originales, empujando el petróleo y gas, los cuales emigran hacia rocas más permeables, generalmente arenas y areniscas.
La cantidad de enterramiento es una función de la cantidad de sedimento descargado por los arroyos y ríos en lagos y mares, junto al tiempo involucrado en el proceso de deposición. Acumulaciones muy espesas de limos, arcillas y materiales orgánicos pueden producir grandes volúmenes de petróleo, si transcurre el tiempo suficiente como para que ocurra el proceso de alteración. La conversión del material orgánico al petróleo se llama catagénesis, y está asistida por la presión causada por el enterramiento, la temperatura, la alteración termal y la degradación. Estos factores resultan de la profundidad, la acción bacteriana en un ambiente químico no oxidante (reductor) y cerrado, la radioactividad y la catálisis (procesos de transformación de los componentes de la matriz mineral de la roca origen). La temperatura parece ser el factor más importante junto con la asistencia de otros. La acumulación de materiales orgánicos y clásticos en el fondo del mar o lago, está acompañada por la actividad bacteriana; si hay abundante oxígeno, las bacterias aeróbicas actúan sobre la materia orgánica hasta destruirla. Sin embargo, la destrucción aeróbica de la materia orgánica se reduce considerablemente cuando cantidades suficientes de sedimentos de baja permeabilidad son depositadas de manera relativamente rápida por encima de estos materiales orgánicos, frenandoasí la circulación de aguas que contienen oxígeno. Como consecuencia, la actividad bacteriana aeróbica se para a causa del descenso en el contenido de oxígeno disuelto disponible, dando lugar a la actividad bacteriana anaeróbica. Esta utiliza el oxígeno de los sulfatos disueltos en el medio (convirtiéndolos en sulfuros), dando como resultado un ambiente de reducción (libre de oxígeno). La actividad anaeróbica ocurre en los primeros 20 metros de los sedimentos aproximadamente, cesando por debajo de esta profundidad. Es en este ambiente de enterramiento rápido y condiciones de reducción, o libres de oxígeno, la formación del petróleo tiene lugar. Una vez que la materia orgánica parcialmente descompuesta y libre de los procesos de oxidación se encuentra en este estado, sufre el llamado proceso de maduración. Este proceso de maduración involucra la temperatura, la presión y el tiempo como factores fundamentales. La materia orgánica debe madurar al igual que lo hace la comida en una olla a presión. La manera en que los hidrocarburos son madurados depende del ambiente de deposición en el que han sido depositados. En términos generales, el petróleo se produce a lo largo de millones de años en profundidades de alrededor de 5 Km., a una temperatura de 150 ºC. Profundidades mayores a los 5 Km. o demasiado tiempo de ¨cocción¨ a temperaturas de 200 ºC darán lugar a la conversión del petróleo en gas. El gas se tornará incluso en gas ácido sulfuroso si la temperatura es aún mayor. Si por el contrario, el material orgánico no es lo suficientemente calentado, en profundidades por encima de los 4-5 Km., la formación de petróleo no tendrá lugar, ya que estos quedaran en un estado inmaduro y consecuentemente, inútiles para el hombre. La figura 2 muestra un diagrama que resume este proceso. Se podría generalizar que las capas sedimentarias profundas son más viejas y están más calientes que las menos profundas y más jóvenes, por lo que las primeras, tendrían una mayor proporción de gas que de petróleo. De todos modos, aunque la mayoría de las zonas poseen un régimen de flujo de calor por encima y por debajo de la media, las profundidades de generación del petróleo son sustancialmente variables de lugar a lugar.
LOCALIZACIÓN
Al ser un compuesto líquido, su presencia no se localiza habitualmente en el lugar en el que se generó, sino que ha sufrido previamente un movimiento vertical o lateral, filtrándose a través de rocas porosas, a veces una distancia considerable, hasta encontrar una salida al exterior en cuyo caso parte se evapora y parte se oxida al contactar con el aire, con lo cual el petróleo en sí desaparece o hasta encontrar una roca no porosa que le impide la salida. Entonces se habla de un yacimiento.
NOTA: El petróleo no forma lagos subterráneos; siempre aparece impregnado en rocas porosas.
Estratigráficos: En forma de cuña alargada que se inserta entre dos estratos.
Anticlinal: En un repliegue del subsuelo, que almacena el petróleo en el arqueamiento del terreno.
Falla: Cuando el terreno se fractura, los estratos que antes coincidían se separan. Si el estrato que contenía petróleo encuentra entonces una roca no porosa, se forma la bolsa o yacimiento.
En las últimas décadas se ha desarrollado enormemente la búsqueda de yacimientos bajo el mar, los cuales, si bien tienen similares características que los terrestres en cuanto a estructura de las bolsas, presentan muchas mayores dificultades a la hora de su localización y, por añadidura, de su explotación.
Exploración
Para descubrir los lugares donde existen yacimientos de petróleo no existe un método científico exacto, sino que es preciso realizar multitud de tareas previas de estudio del terreno. Los métodos empleados, dependiendo del tipo de terreno, serán geológicos o geofísicos.
MÉTODOS GEOLÓGICOS
El primer objetivo es encontrar una roca que se haya formado en un medio propicio para la existencia del petróleo, es decir, suficientemente porosa y con la estructura geológica de estratos adecuada para que puedan existir bolsas de petróleo.
Hay que buscar, luego, una cuenca sedimentaria que pueda poseer materia orgánica enterrada hace más de diez millones de años.
Para todo ello, se realizan estudios geológicos de la superficie, se recogen muestras de terreno, se inspecciona con Rayos X, se perfora para estudiar los estratos y, finalmente, con todos esos datos se realiza la carta geológica de la región que se estudia.
Tras nuevos estudios "sobre el terreno" que determinan si hay rocas petrolíferas alcanzables mediante prospección, la profundidad a la que habría que perforar, etc., se puede llegar ya a la conclusión de si merece la pena o no realizar un pozo-testigo o pozo de exploración. De hecho, únicamente en uno de cada diez pozos exploratorios se llega a descubrir petróleo y sólo dos de cada cien dan resultados que permiten su explotación de forma rentable.
MÉTODOS GEOFÍSICOS
Cuando el terreno no presenta una estructura igual en su superficie que en el subsuelo (por ejemplo, en desiertos, en selvas o en zonas pantanosas), los métodos geológicos de estudio de la superficie no resultan útiles, por lo cual hay que emplear la Geofísica, ciencia que estudia las características del subsuelo sin tener en cuenta las de la superficie.
Aparatos como el gravímetro permiten estudiar las rocas que hay en el subsuelo. Este aparato mide las diferencias de la fuerza de la gravedad en las diferentes zonas de suelo, lo que permite determinar qué tipo de roca existe en el subsuelo.
Con los datos obtenidos se elabora un "mapa" del subsuelo que permitirá determinar en qué zonas es más probable que pueda existir petróleo.
También se emplea el magnetómetro, aparato que detecta la disposición interna de los estratos y de los tipos de roca gracias al estudio de los campos magnéticos que se crean.
Igualmente se utilizan técnicas de prospección sísmica, que estudian las ondas de sonido, su reflexión y su refracción, datos éstos que permiten determinar la composición de las rocas
del subsuelo. Así, mediante una explosión, se crea artificialmente una onda sísmica que atraviesa diversos terrenos, que es refractada (desviada) por algunos tipos de roca y que es reflejada (devuelta) por otros y todo ello a diversas velocidades.
Estas ondas son medidas en la superficie por sismógrafos.
Más recientemente, las técnicas sísmicas tridimensionales de alta resolución permiten obtener imágenes del subsuelo en su posición real, incluso en situaciones estructurales complejas.
Pero, con todo, la presencia de petróleo no está demostrada hasta que no se procede a la perforación de un pozo.
MIGRACIÓN DEL PETRÓLEO
TIPOS DE MIGRACIÓN
Se pueden diferenciar tres tipos de migración.
Migración primaria.
Se ubica próxima a la generación de hidrocarburos, es el movimiento del hidrocarburo generado en la roca madre a nivel más poroso, ubicado a poca distancia.
Un aspecto que es importante recordar es el diámetro molecular de los hidrocarburos y el tamaño de los poros de las rocas. Los hidrocarburos que migran van desde el metano con cuatro Angstroms (A) de diámetro molecular (el agua es de 3.2 A) hasta compuestos más sólidos de tipo asfalto con diámetros que van de 50 a 1000 A de diámetro, los que a 2000 metros de profundidad aproximada disminuye a menos de 50 A.
Por consiguiente, la movilidad de los hidrocarburos, líquidos o gaseosos y otros gases que los acompañan, está controlada por su diámetro molecular, además de sus diferencias de viscosidad, densidad, etc.
Por otra parte, el transporte se puede considerar ya sea como realizado en forma de flujo homogéneo o bajo forma de difusión a partir de una "solución" concentrada.
Es necesario además pensar en que las relaciones agua-petróleo se desplazan en medios poroso invadidos por agua.
MECANISMOS DE MIGRACIÓN PRIMARIA.
A) COMO SOLUCIONES MOLECULARES. Las aguas intersticiales o liberadas durante la diagénesis juegan un rol preponderante, especialmente a poca profundidad, puesto que los volúmenes expulsadosson bastante grandes. Por esta razón varios autores aceptan la hipótesis de que los hidrocarburos arrastrados por este flujo (proto petróleo) podrían terminar su maduración y transformación en el reservorio. Sin embargo, jamás se ha encontrado este proto petróleo u otro estado intermedio.
Para poder explicar las reservas grandes de una cuenca, considerando la solubilidad de los hidrocarburos en el agua, que es variable (1% el metano, 5 a 100 pmm para crudos, el benceno y tolueno son los más solubles), se requiere de enormes volúmenes de agua expulsada o un incremento excesivo a la solubilidad de los hidrocarburos, e incluso así no se explicaría la contradicción que se observa en la distribución de los distintos hidrocarburos y la solubilidad. Así por ejemplo, los hidrocarburos menos solubles (saturados) son los más abundantes, mientras que los más solubles (benceno, tolueno, etc.) sólo se encuentran como trazas.
Otro ejemplo, es aquel que consta la variación en los reservorios vecinos a una roca madre y su zona de transición. La roca madre se empobrece en solubles y enriquece en asfaltos y resinas; el reservorio se hace más rico en saturados y más pobre en compuestos polares en N,S y O. es decir habría una diferenciación de tipo cromatográfica durante la migración.
Finalmente, algunos autores consideran la existencia de compuestos solubilizadores, que podrían explicar la mayor solubilización de los hidrocarburos en el agua.
b) COMO SOLUCIONES COLOIDALES O MISCELAS. Considerando la poca solubilidad de los hidrocarburos en el agua, se podría pensar en su dispersión como soluciones coloidales o miscelas. Sin embargo, las dimensiones de estos serian del mismo orden de tamaño o superiores a los poros de las rocas, con lo cual esta hipótesis queda descartada; a esto se le debe agregar la oposición de cargas eléctricas entre miscelas y la superficie de los minerales arcillosos que hace a un mas difícil este proceso.
En el transporte bajo la forma de burbujas y gotas intervienen aspectos como el diámetro de la mismas, las variaciones del diámetro de los poros (estrangulamiento) y la presión capilar, ya que el movimiento de los fluidos es posible si el diámetro de las gotas es inferior a los "estrangulamientos" o si existen fuerzas capilares suficientes que permitan la deformación de las gotas para que así puedan pasar, estas fuerzas podrían producirse durante la compactación
Las miscelas de hidrocarburos utilizan el agua como agente de transporte, en cuyo caso la acción mecánica o físico química pueden ser de transcendental importancia. Sin embargo, el agua es también un agente oxidante y por consiguiente un factor de alteración o de biodegradación de los petróleos, es así que su composición, precisamente en salinidad juega un papel considerable.
c) COMO FASES DE HIDROCARBUROS SEPARADOS O EN FASE DE PETRÓLEO Y GAS INDIVIDUALIZADOS.
Sólo después de la transformación del kerógeno en hidrocarburos, lo cual se produce en la ventana del petróleo, se nota una desagregación y deformación de sus micromoléculas, las más móviles van a ser desplazadas hacia zonas de menor compactación, lo que explica la repartición de losproductos orgánicos en las rocas y el rendimiento de hidrocarburos en los esquistos bituminosos y en las calizas.
Cuando hay saturación de petróleo en la roca madre, en estado de madurez, el agua intersticial está fijada en las paredes de los poros, esto permite que el petróleo se desplace bajo la acción de la presión "en fase constituida".
La observación de rocas maduras en el microscopio de fluorescencia, permite apreciar vena de petróleo del orden de microne, lo cual confirma la hipótesis de liberación de hidrocarburos en forma directa a partir del kerógeno.
En una segunda etapa, estos hidrocarburos en fisura deberían ser expelidos, ella será producida por el incremento de presión que es favorecido por un aumento de temperatura.
La permeablidad relativa del petróleo aumenta con su saturación luego de la expulsión del agua, ello permite o facilita el desplazamiento favorable del mismo. Por consiguiente, la salida de los fluidos en "fase constituida y continua".
D) ROCAS MADRE POBRES (COT MENOR A 1%). En este caso la cantidad de agua en los poros, comparada con la de hidrocarburos es importante. De esa manera grandes fuerzas capilares se oponen al paso de las gotas del petróleo por medio de los poros humedecidos, debido a la tensión de la interfase agua/petróleo. Para explicar la expulsión de las gotas de petróleo se han planteado varias hipótesis tales como:
Un microfracturamiento de la roca generadora por presiones en su estructura, debido a la expansión de la materia orgánica.
Una expansión térmica del agua presente en los poros.
Una absorción de componentes ricos en las superficies de los poros o una retención de los hidrocarburos pesados en la superficie de las arcillas, facilitando el paso de las gotas de petróleo.
Las rocas heterogéneas (intercalaciones de capas de limos) y fuerzas tectónicas (fracturamientos) puede facilitar la expulsión de algunos hidrocarburos generados.
e) ROCAS MADRE MUY RICAS (COT MAYOR A 3%). La expulsión desde una profundidad dada (2500-3000m), donde los poros de las rocas están completamente saturados de hidrocarburos, se realizan mediante una fase casi continua. Ello puede suceder de dos maneras:
Que el kerógeno forme una malla tridimensional con petróleo humedecido, a través de la cual los hidrocarburos pueden migrar.
Qué cantidad de petróleo generado sea suficiente para mantener húmedos los poros, ayudando de esa manera la expulsión del petróleo libre.
MARCO GEOLÓGICO DE LA MIGRACIÓN PRIMARIA
Está establecido que los hidrocarburos se originan en las zonas profundas de las cuencas sedimentaros, luego que gran parte del agua inicial fue expulsada; la génesis de los hidrocarburos líquidos se verifican entre 50-150°C de temperatura, que corresponde a una compactación avanzada, osea que el agua intersticial ha sido expulsada (88% a 500m de profundidad; 95% a 1500m; 98% a 2500m), una arcilla entre 1500-4500m pierde el 11% de porosidad.
Se ha podido evidenciar que la fase de migración se ubica por debajo del pico de mayor generación. La migración primaria está ademas influenciada por el flujo osmótico, provocando tanto por la compactación, como por la diferencia de salinidad entre las aguas de las lutitas y arenas. Por otra parte, las micro-fracturas que afectan las arcillas y principalmente las calizas, son en parte formadas por el aumento del volumen de los fluidos por efecto de la temperatura y por génesis de los hidrocarburos.
La migración sería, por consiguiente, en distancias cortas del orden del metro hasta decenas de metros. Variables lógicamente en función de las características petrofísicas de las rocas. Los flujos de expulsión de los hidrocarburos se realizan de una manera discontinua en el curso de la historiageológica de la cuenca, es así que en la base a la curva geohistorica ubican el valor 650 como el momento de expulsión.
ROL DEL AGUA CATAGÉNETICA. El agua de catagénesis es expulsada en forma continua y está relacionada a la evacuación de las aguas de cristalización de arcillas, como es el caso de la montmorillonita que pasa a interestratificados, liberando el agua en una proporción del orden del 50% de su volumen.
MIGRACIÓN DEL GAS. La migración del gas obedece a reglas diferentes que el petróleo, en este caso el paso en solución dentro del agua tendría un rol importante. La solubilidad del metano por Ej., aumenta rápidamente con la presión, pero disminuye con la salinidad del agua. A grandes profundidades los hidrocarburos gaseosos disueltos en un acuífero pueden alcanzar valores muy elevados del orden de 5% peso.
La migración del gas también se produce por difusión; es decir, los hidrocarburos migran con moléculas más pequeñas.
La figura nos muestra la fase inicial de la migración primaria y secundaria.
Migración secundaria.
Se le define como el movimiento posterior de los hidrocarburos a través de rocas favorables y capas portadoras porosas ypermeables, a diferencia de la migración primaria que es a través de rocas mas densas.
Existen tres parámetros de control en este tipo de migración y la subsiguiente formación de acumulaciones, ellos son:
La flotación del petróleo y gas en las rocas porosas saturadas de agua.
Las presiones capilares que determinan flujos multifases.
El flujo hidrodinámico de los fluidos, con su influencia modificadora importante.
Es la concentración y acumulación del petróleo y el gas en el yacimiento. También se conoce como Separación Gravitacional.
Existe una serie de mecanismos que contribuyen al proceso de migración secundaria, como lo son la diferencia de densidad (flotabilidad) de los fluidos presentes en el yacimiento y las fuerzas hidrodinámicas que arrastran partículas de petróleo. El régimen y la dirección del movimiento de agua varían debido a modificaciones continuas de presión de sobrecarga, erosión, deformaciones y geoquímica. El movimiento de fluido probablemente seguirá cualquier vía permeable disponible.
Las partículas microscópicas y submicroscópicas de hidrocarburos arrastradas por el agua en movimiento viajaron con ella hasta que la estructura o la naturaleza de las rocas les obstruyeran el paso o hasta que se separaran por cambios de presión, de temperatura y de volumen de mezcla, momento en el cual se presume que las partículas se unieron entre sí y se acumularon en partículas de mayor tamaño hasta que se flotabilidad fuese efectiva.
La presión capilar es una de las fuerzas a considerar en el proceso de migración secundaria, la magnitud de dichas fuerzas puede ser cuantificada mediante valores de tensión superficial, tamaño de poros y la mojabilidad de la roca. El requisito básico para que se produzca la migración de pequeñas acumulaciones de petróleo en un yacimiento hidrófilo, es que la presión capilar de la interfase petróleo/agua exceda la presión de desplazamiento de los poros de mayor tamaño.
La distribución de equilibrio de gas, petróleo y agua en un yacimiento son el resultado de su flotabilidad. Si en el yacimiento se logra una acumulación de petróleo y gas suficiente para formar una fase continúa y desarrollar flotabilidad, esta fuerza superará la resistencia capilar en los poros saturados de agua, el petróleo y el gas se moverán hacia arriba a lo largo de la red de poros interconectados de mayor tamaño recogiendo partículas dispersas de hidrocarburos en su camino, aumentando su flotabilidad hasta llegar al punto mas alto del yacimiento.
Cuando las partículas de petróleo y gas arrastrados por el agua llegan a una zona anticlinal, las fuerzas gravitacionales tienden a impedir la continuación del movimiento del agua al alcanzar la cresta del anticlinal. Este proceso conlleva a que el petróleo y el gas son retenidos en la zona más alta de la estructura. Al llegar los fluidos a la trampa se produce un nuevo movimiento de separación del gas/petróleo/agua.
La situación es algo diferente en el caso de una trampa estratigráfica, en el cual la permeabilidad decrece buzamiento arriba. el petróleo y el gas migran buzamiento arriba por el fuerza de su flotabilidad hasta el punto donde dicha fuerza o la presión capilar ya no pueden superar la presión de desplazamiento de las rocas de granos m{as fino. Si el agua buzamiento abajo aumenta el efecto de la barrera.
Sin embarga si el agua fluye buzamiento arriba, la combinación de las fuerzas hidrodinámica y la flotabilidad del petróleo y el gas es suficiente para que estos entren en los poros pequeños y, en muchos caos migren a través de la zona de barrera; en este caso solo resulta un yacimiento pequeño.
ACUMULACIÓN DEL PETRÓLEO
Fallas y fracturas
 Las zonas de falla pueden actuar como conductos o como barreras para la migración secundaria(especialmente la migración lateral, al interrumpirse la continuidad lateral del carrier bed, ya que los espejos de falla son frecuentemente impermeables). Las diaclasas, si permanecen abiertas, pueden ser vías efectivas de la migración.
Vías de drenaje de la migración
 En ausencia de procesos hidrodinámicos, la fuerza conductora de la migración, es la flotabilidad; En esas condiciones, el petróleo tiende a moverse en la dirección de máxima pendiente, es decir, de forma perpendicular a los contornos estructurales (en la dirección de buzamiento). Las líneas de migración dibujan ángulos rectos con los contornos estructurales del techo del carrier bed (ortocontornos). En general, cuando el flujo de petróleo encuentra una zona deprimida, tiende a dispersarse, mientras que sise trata de una zona elevada, tiende a concentrarse.
Las acumulaciones de petróleo y gas generalmente aparecen en estructuras altas que son trampas eficaces, donde el movimiento es retardado por una disminución de las capas permeables de la roca, en la cuales se reducen los tamaños de los poros capilares impidiendo la continuación de dos o más fases.
TRAMPAS DE PETRÓLEO
Una trampa de petróleo es una estructura que presenta la roca almacén que favorece la acumulación del petróleo y puede ser de tres tipos principalmente:
1. TRAMPA ESTRATIGRÁFICA:
a. Primarias: relacionadas con la morfología del depósito y con procesos acaecidos durante la sedimentación (interdigitaciones, acuñamientos, arrecifes, cambios laterales de facies.)
b. Secundarias: relacionadas con procesos postsedimentarios (cambios diagenéticos–caliza dolomía–, porosidades por disolución, discordancias...)
2. TRAMPA ESTRUCTURAL:
Relacionadas con procesos tectónicos o diastrofismo (fallas, cabalgamientos, antiformas...)
3. TRAMPAS MIXTAS:
Se superponen causas estratigráficas y estructurales (como serían las intrusiones diapíricas)
Más del 60% de las bolsas de petróleo que se están explotando en la actualidad corresponden a trampas estructurales de tipo antiforme, y otra estructura importante son las bolsas asociadas a procesos de diapirismo, pues a la hora de hacer campañas de exploración, las masas diapíricas poco densas, son fácilmente localizables por métodos geofísicos.
De esta manera la continuación o finalización de la migración secundaria, está determinada por la relación entre la fuerza que origina el movimiento de las gotas de hidrocarburos y las presiones capilares que resisten a ese movimiento.
Las distancias que pueden recorrer los líquidos y gases en una migración secundaria están en el rango de 10 a 100 km y ocasionalmente hasta más.
Migracion terciaria o remigración.
Los eventos tectónicos tales como plegamientos, fallas o levantamientos pueden causar una redistribución de los hidrocarburos acumulados, de esa manera se inicia una fase adicional a la migración secundaria, si de ella resulta una nueva acumulación se le denomina como remigración o migración terciaria.
APLICACIONES DEL PETRÓLEO
Prospección de crudos
La búsqueda de petróleo y gas natural requiere conocimientos de geografía, geología y geofísica. El petróleo suele encontrarse en ciertos tipos de estructuras geológicas, como anticlinales, trampas por falla y domos salinos, que se hallan bajo algunos terrenos y en muy distintos climas. Tras seleccionar una zona de interés, se llevan a cabo numerosos tipos diferentes de prospecciones geofísicas y se realizan mediciones a fin de obtener una evaluación precisa de las formaciones del subsuelo, a saber:
Prospecciones magnetométricas. Las variaciones del campo magnético terrestre se miden con magnetómetros suspendidos de un aeroplano, a fin de localizar formaciones de rocas sedimentarias cuyas propiedades magnéticas son generalmente débiles en comparación con las de otras rocas.
Prospecciones fotogramétricas aéreas. Las fotografías tomadas con cámaras especiales desde aeroplanos proporcionan vistas tridimensionales de la tierra, que se utilizan para determinar formaciones geológicas en las que puede haber yacimientos de petróleo y gas natural.
Prospecciones gravimétricas. Como las grandes masas de roca densa aumentan la atracción de la gravedad, se utilizan gravímetros para obtener información sobre formaciones subyacentes midiendo pequeñísimas diferencias de gravedad.Prospecciones sísmicas. Las prospecciones sísmicas proporcionan información sobre las características generales de la estructura del subsuelo. Las medidas se obtienen a partir de ondas de choque generadas por detonación de cargas explosivas en agujeros de pequeño diámetro; mediante dispositivos vibrantes o de percusión tanto en tierra como en el agua, y mediante descargas explosivas subacuáticas de aire comprimido.
El tiempo transcurrido entre el comienzo de la onda de choque y el retorno del eco se utiliza para determinar la profundidad de los sustratos reflectores. Gracias al uso reciente de superordenadores para generar imágenes tridimensionales, la evaluación de los resultados de las pruebas sísmicas ha mejorado notablemente.
Prospecciones radiográficas. La radiografía consiste en el uso de ondas de radio para obtener información similar a la que proporcionan las prospecciones sísmicas.
Prospecciones estratigráficas. El muestreo estratigráfico es el análisis de testigos extraídos de estratos rocosos del subsuelo para ver si contienen trazas de gas y petróleo. Se corta con una barrena hueca un trozo cilíndrico de roca, denominado testigo, y se empuja hacia arriba por un tubo (sacatestigos) unido a la barrena. El tubo sacatestigos se sube a la superficie y se extrae el testigo para su análisis.
Cuando las prospecciones y mediciones indican la presencia de formaciones de estratos que pueden contener petróleo, se perforan pozos de exploración para determinar si existe o no petróleo o gas y, en caso de que exista, si es accesible y puede obtenerse en cantidades comercialmente viables.
Correlación de crudos
La alteración en el crudo afecta su calidad y valor económico, modificando severamente los estudios de correlación del crudo. Existen numerosos métodos de correlación y comparación de crudos, mediante cromatografía gaseosa. Cada método se basa en las diferencias o similitudes entre las señales(picos) que generan los diferentes componentes.Por esta razón es necesario el uso de técnicas analíticas como la cromatografía liquida (Fingerprints), también la cromatografía de gases acoplada a masas (Biomarcadores), las cuales proporcionan información acerca de mezclas de crudos presentes en el reservorio y sus diferentes orígenes así como también el estado en que se encuentran si están afectados por diversas alteraciones como: lavado por aguas, Biodegradación, desasfaltado, y alteración térmica.El Lavado por aguas, consiste en la remoción de los compuestos solubles en agua, esto se observa comúnmente en reservorios que están localizados en áreas invadidas por aguas de formación meteórica derivada de la superficie.La Biodegradación, es la alteración microbial de los crudos, y aparece debido a las aguas meteóricas que llevan los microorganismos al interior del reservorio causando la remoción selectiva de los hidrocarburos por las bacterias.El Desasfaltado, es la precipitación de los asfáltenos en crudos intermedios a pesados por medio de la disolución de grandes cantidades de hidrocarburos gaseosos.La alteración térmica, se presenta en crudos depositados cuando el sepultamiento creciente produce un aumento de la temperatura. 
CLASIFICACIÓN DEL PETRÓLEO
El petróleo puede ser clasificado de diferentes maneras:
POR EL TIPO DE HIDROCARBUROS:
Petróleo parafinado: en su composición predomina el hidrocarburo saturado en un 75%. Sus características principales radican en que son muy fluidos, de poca coloración y bajo peso. Se utiliza, principalmente, para la obtención de gasolina, solventes para pinturas, etc. por su bajo contenido de azufre y altos puntos de congelación.
Petróleos naftenicos o aromáticos: contiene un 45% de hidrocarburos saturados en su composición. Contiene bajo contenido de azufre y bajos puntos de congelación. Es utilizados para lubricantes diversos.
Petróleo Asfaltenico: En su composición se observan altas cantidades de residuos, como azufre y metales y, sobre todo, una alta viscosidad por lo que es ideal para la creación de asfalto.
Petróleo de base mixta: Se encuentran todas las clases de hidrocarburos existentes, parafinadas, naftenicos, aromáticos, etc. La mayoría de los yacimientos que se encuentran en el mundo son de este tipo.
POR EL CONTENIDO DE AZUFRE:
Petróleo dulce: cuenta con una proporción menor del 0,5 % de azufre, lo que es considerado un petróleo de alta calidad y suele ser procesado para obtener gasolina.
Petróleo medio: el promedio de azufre en su composición comprende un rango de entre 0,5 y 1%.
Petróleo agrio: En su composición se puede apreciar un promedio de más del 1% de azufre lo que da como resultado un costo de refinamiento mayor. Se utiliza en productos destilados.
SEGÚN SU GRAVEDAD API:
Se trata de unas siglas (American Petrolum Institute) lo cual determinan la densidad que tiene el petróleo, cuán liviano o cuán pesado es. Si es mayor que 10 es más liviano que el agua.
Petróleo crudo ligero: en su composición se aprecia un bajo contenido en ceras. Es considerado ligero el que posee una gravedad API de entre 33-39.9.
Petróleo crudo medio: su gravedad API comprende el criterio de entre 22,0 – 29,9.
Petróleo pesado: cuenta con una gravedad API de entre 10-21.9. Este tipo de petróleo no fluye con facilidad, al igual que el petróleo extra pesado. Contienen una mayor densidad y peso molecular en su estructura.
Petróleo extra pesado: Su estructura cuenta con una gravedad API menos que 10, es decir, que pesa más que el agua.
SEGÚN EL FACTOR KUOP:
Este factor permite determinar el tipo de crudo en cuanto a su composición química.
K=10 base parafinada
K=12 base mixta
K=11 base náftica
K=13 base asfaltenica
Extracción
Aunque en un principio se empleó el método de percusión, cuando los pozos petrolíferos estaban situados a poca profundidad y bajo rocas de gran dureza, dicha técnica desde mediados del siglo XX dejó paso al método de rotación, ya que la mayor parte del petróleo se ha determinado que se encuentra a una profundidad de entre 900 y 5.000 metros, aunque hay pozos que llegan a los 7.000 u 8.000 metros.
Método de rotación. Consiste en un sistema de tubos acoplados unos a continuación de otros que, impulsados por un motor, van girando y perforando hacia abajo. En el extremo se halla una broca o trépano con dientes que rompen la roca, cuchillas que la separan y diamantes que la perforan, dependiendo del tipo de terreno. Además, existe un sistema de polea móvil del que se suspende el conjunto de los tubos que impide que todo el peso de los tubos –los pozos tienen profundidades de miles de metros recaiga sobre la broca.
Encamisado
Para evitar que las paredes del pozo se derrumben durante la perforación y, al mismo tiempo, la estructura de los estratos del subsuelo permanezca inalterada, según se va perforando el pozo, éste va siendo recubierto mediante unas paredes –o camisas de acero de un grosor de entre 6 y 12 milímetros.
Aprovechamiento del Yacimiento
Los cálculos realizados históricamente permiten afirmar que habitualmente una bolsa de petróleo sólo suele ser aprovechada entre un 25% y un 50% de su capacidad total. El petróleo suele estar acompañado en las bolsas por gas. Ambos, por la profundidad a la que se hallan, están sometidos a altas presiones el gas, por esa circunstancia, se mantiene en estado líquido. Al llegar la broca de perforación, la rotura de la roca impermeable provoca que la presión baje, por lo que, por un lado, el gas deja de estar disuelto y se expande y el petróleo deja de tener el obstáculo de la roca impermeable y suele ser empujado por el agua salada que impregna generalmente la roca porosa que se encuentra por debajo de la bolsa de petróleo. Estas dos circunstancias hacen que el petróleo suba a la superficie.
Bombeo del petróleo
Sin embargo, llega un momento en que la presión interna de la bolsa
disminuye hasta un punto en que el petróleo deja de ascender solo y, por otro lado, el gas, cada vez menor, deja de presionar sobre el crudo, por lo que hay que forzarlo mediante bombas para que suba. Este bombeo se realiza hasta el momentoen que el coste del sistema de extracción es mayor que la rentabilidad que se obtiene del petróleo, por lo que el pozo es abandonado.
Inyección de agua
Para aumentar la rentabilidad de un yacimiento se suele utilizar un sistema de inyección de agua mediante pozos paralelos. Mientras que de un pozo se extrae petróleo, en otro realizado cerca del anterior se inyecta agua en la bolsa, lo que provoca que la presión no baje y el petróleo siga siendo empujado a la superficie, y de una manera más rentable que las bombas.
Este sistema permite aumentar la posibilidad de explotación de un pozo hasta, aproximadamente, un 33% de su capacidad. Dependiendo de las características del terreno, esta eficiencia llega al 60%.
Inyección de vapor
En yacimientos con petróleo muy viscoso (con textura de cera) se utiliza la inyección de vapor, en lugar de agua, lo que permite conseguir dos efectos:
1.) Por un lado, se aumenta, igual que con el agua, la presión de la bolsa de crudo para que siga ascendiendo libremente.
2.) Por otro, el vapor reduce la viscosidad del crudo, con lo se hace más sencilla su extracción, ya que fluye más deprisa.
Extracción en el mar
El avance en las técnicas de perforación ha permitido que se puedan desarrollar pozos desde plataformas situadas en el mar (off-shore), en aguas de una profundidad de varios cientos de metros.
En ellos, para facilitar la extracción de la roca perforada se hace circular constantemente lodo a través del tubo de perforación y un sistema de toberas en la propia broca.
Con ello, se han conseguido perforar pozos de 6.400 metros de profundidad desde el nivel del mar, lo que ha permitido acceder a una parte importante de las reservas mundiales de petróleo.
TRANSPORTE 
Normalmente, los pozos petrolíferos se encuentran en zonas muy alejadas de los lugares de consumo, por lo que el transporte del crudo se convierte en un aspecto fundamental de la industria petrolera, que exige una gran inversión, tanto si el transporte se realiza mediante oleoductos, como si se realiza mediante buques especiales denominados "petroleros".
Al principio de la industria petrolífera, el petróleo generalmente se refinaba cerca del lugar de producción. A medida que la demanda fue en aumento, se consideró más conveniente transportar el crudo a las refinerías situadas en los países consumidores.
Por este motivo, el papel del transporte en la industria petrolífera es muy importante. Hay que tener en cuenta que Europa occidental importa el 97% de sus necesidades –principalmente de Africa y de Oriente Medio– y Japón, el 100%.
Los países que se autoabastecen también necesitan disponer de redes de transporte eficaces, puesto que sus yacimientos más importantes se encuentran a millares de kilómetros de los centros de tratamiento y consumo, como ocurre en Estados Unidos, Rusia, Canadá o América del Sur.
En Europa, el aprovisionamiento de zonas industriales alejadas del mar exige el equipamiento de puertos capaces de recibir los superpetroleros de 300.000 y 500.000 Tm de carga, almacenamientos para la descarga y tuberías de conducción de gran capacidad.
MEDIOS DE TRANSPORTE
Aunque todos los medios de transporte son buenos para conducir este producto (el mar, la carretera, el ferrocarril o la tubería), el petróleo crudo utiliza sobretodo dos medios de transporte masivo: los oleoductos de caudal continuo y los petroleros de gran capacidad.
Los otros medios de transporte (barcos de cabotaje, gabarras, vagones cisterna o camiones cisterna, entre otros) se utilizan, salvo casos excepcionales, como vehículos de distribución de productos terminados derivados del petróleo.
OLEODUCTOS
Un oleoducto es el conjunto de instalaciones que sirve de transporte por tubería de los productos petrolíferos líquidos, en bruto o refinados.
El término oleoducto comprende no sólo la tubería en sí misma, sino también las instalaciones necesarias para su explotación: depósitos de almacenamiento, estaciones de bombeo, red de transmisiones, conexiones y distribuidores, equipos de limpieza, control medioambiental, etc.
El diámetro de la tubería de un oleoducto oscila entre 10 centímetros y un metro. Los oleoductos de petróleo crudo comunican los depósitos de almacenamiento de los campos de extracción con los depósitos costeros o, directamente, con los depósitos de las refinerías.
En los países que se suministran de crudos por vía marítima, el oleoducto asegura el enlace entre los depósitos portuarios de recepción y las refinerías del interior.
En la actualidad hay en el mundo más de 1.500.000 kilómetros de tubería destinados al transporte de crudos y de productos terminados, de los cuales el 70 por ciento se utilizan para gas natural, el 20 por ciento para crudos y el 10 por ciento restante para productos terminados (carburantes).
Los Estados Unidos tienen la red de oleoductos más densa del mundo. En Europa existen cinco grandes líneas de transporte de crudo que, partiendo de los terminales marítimos de Trieste, Génova, Lavera, Rotterdam y Wilhelnshaven, llevan el petróleo a las refinerías del interior. Esta red es de 3.700 kilómetros, una extensión que se queda pequeña si se compara con los 5.500 kilómetros del oleoducto del Comecón o de la Amistad, que parte de la cuenca del Volga-Urales (600 kilómetros al este de Moscú) y que suministra crudo a Polonia, Alemania, Hungría y otros países centro-europeos.
CÓMO FUNCIONA UN OLEODUCTO
El petróleo circula por el interior de la conducción gracias al impulso que proporcionan las estaciones de bombeo, cuyo número y potencia están en función del volumen a transportar, de la viscosidad del producto, del diámetro de la tubería, de la resistencia mecánica y de los obstáculos geográficos a sortear.
En condiciones normales, las estaciones de bombeo se encuentran situadas a 50 kilómetros unas de otras.
El crudo parte de los depósitos de almacenamiento, donde por medio de una red de canalizaciones y un sistema de válvulas se pone en marcha la corriente o flujo del producto. Desde un puesto central de control se dirigen las operaciones y los controles situados a lo largo de toda la línea de conducción. El cierre y apertura de válvulas y el funcionamiento de las bombas se regulan por mando a distancia.
Refino y obtención de productos
El petróleo, tal como se extrae del yacimiento, no tiene aplicación práctica alguna. Por ello, se hace necesario separarlo en diferentes fracciones que sí son de utilidad. Este proceso se realiza en las refinerías.
Una refinería es una instalación industrial en la que se transforma el petróleo crudo en productos útiles para las personas. El conjunto de operaciones que se realizan en las refinerías para conseguir estos productos son denominados "procesos de refino".
La industria del refino tiene como finalidad obtener del petróleo la mayor cantidad posible de productos de calidad bien determinada, que van desde los gases ligeros, como el propano y el butano, hasta las fracciones más pesadas, fuelóleo y asfaltos, pasando por otros productos intermedios como las gasolinas, el gasoil y los aceites lubricantes.
El petróleo bruto contiene todos estos productos en potencia porque está compuesto casi exclusivamente de hidrocarburos, cuyos dos elementos son el carbón y el hidrógeno. Ambos elementos al combinarse entre sí pueden formar infinita variedad de moléculas y cadenas de moléculas.
PROCESOS DE REFINO
Los procesos de refino dentro de una refinería se pueden clasificar, por orden de realización y de forma general, en destilación, conversión y tratamiento.
Antes de comenzar este proceso se realiza un análisis de laboratorio del petróleo, puesto que no todos los petróleos son iguales, ni de todos se pueden extraer las mismas sustancias. A continuación se realizan una serie de refinados "piloto" donde se experimentan a pequeña escala todas las operaciones de refino. Una vez comprobados los pasos a realizar, se inicia el proceso.
DESTILACIÓN
La destilación es la operación fundamental para el refino del petróleo. Su objetivo es conseguir, mediante calor, separarlos diversos componentes del crudo. Cuando el crudo llega a la refinería es sometido a un proceso denominado "destilación fraccionada". En éste, el petróleo calentado es alimentado a una columna, llamado también "torre de fraccionamiento o de destilación".
El petróleo pasa primero por un calentador que alcanza una temperatura de 370ºC y posteriormente es introducido en una torre, donde comienza a circular y a evaporarse. De esta forma se separan los productos ligeros y los residuos.
PROCESOS DE REFINO
Los hidrocarburos con menor masa molecular son los que se vaporizan a temperaturas más bajas y a medida que aumenta la temperatura se van evaporando las moléculas más grandes.
Las fracciones más ligeras del crudo, como son los gases y la nafta, ascienden hasta la parte superior de la torre. A medida que descendemos, nos encontramos con los productos más pesados: el queroseno, gasoil ligero, gasoil pesado. En último lugar, se encuentra el residuo de fuelóleo atmosférico.
La destilación es continua: el crudo calentado entra en la torre y las fracciones separadas salen a los diferentes niveles. Esta operación, no obstante, sólo suministra productos en bruto que deberán ser mejorados (convertidos) para su comercialización, dado que los procesos de destilación no rinden productos en la cantidad ni calidad demandas por el mercado.
En cuanto a la cantidad, las fracciones obtenidas deben estar distribuidas de forma que puedan hacer frente a las necesidades de las distintas épocas del año. En invierno, las necesidades de gasóleos y fuelóleos para calefacción serán superiores a las del verano, donde prima la producción de gasolinas.
Con respecto a la calidad, las gasolinas que provienen directamente de la destilación, no responden a las exigencias de los motores, particularmente en lo que se refiere a su índice de octanos.
CONVERSIÓN
Para hacer más rentable el proceso de refino y adecuar la producción a la demanda, es necesario transformar los productos, utilizando técnicas de conversión. Los principales procedimientos de conversión son el "cracking" y el "reformado".
Los procedimientos de "cracking" o craqueo consisten en un ruptura molecular y se pueden realizar, en general, con dos técnicas: el craqueo térmico, que rompe las moléculas mediante calor, o el craqueo catalítico, que realiza la misma operación mediante un catalizador, que es una sustancia que causa cambios químicos sin que ella misma sufra modificaciones en el proceso.
Procesos de Refino
Las técnicas de conversión también se pueden aplicar a componentes más ligeros. Este es el caso del "reformado". Gracias a este proceso, la nafta puede convertirse en presencia de platino (que actúa como catalizador), en componentes de alta calidad para las gasolinas.
TRATAMIENTO
En general, los productos obtenidos en los procesos anteriores no se pueden considerar productos finales. Antes de su comercialización deben ser sometidos a diferentes tratamientos para eliminar o transformar los compuestos no deseados que llevan consigo. Estos compuestos son, principalmente, derivados del azufre.
Con este último proceso, las refinerías obtienen productos que cumplen con las normas y especificaciones del mercado. El proceso de craqueo catalítico, antes mencionado, permite la producción de muchos hidrocarburos diferentes que luego pueden recombinarse mediante la alquilación, la isomerización o reformación catalítica para fabricar productos químicos y combustibles de elevado octanaje para motores especializados.
La fabricación de estos productos ha dado origen a una gigantesca industria petroquímica que produce alcoholes, detergentes, caucho sintético, glicerina, fertilizantes, azufre, disolventes, materias primas para fabricar medicinas, nailon, plásticos, pinturas, poliésteres, aditivos y complementos alimenticios, explosivos, tintes y materiales aislantes, así como otros componentes para la producción de abonos.
Las plantas de tratamiento más usuales son:
MTBE, para mejorar la calidad de la gasolina, alquilación, para reducir los derivados de plomo, e isomerización, para obtener productos de alto índice de octano que son utilizados para las gasolinas.
PORCENTAJES DE LOS DISTINTOS PRODUCTOS REFINADOS
En 1920, un barril de crudo, que contiene 159 litros, producía 41,5 litros de gasolina, 20 litros de queroseno, 77 litros de gasoil y destilados y 20 litros de destilados más pesados.
Hoy un barril de crudo produce 79,5 litros de gasolina, 11,5 de combustible para reactores, 34 litros de gasoil y destilados, 15 litros de lubricantes y 11,5 litros de residuos más pesados.
Principales Productos Derivados del Petróleo
· Gases del petróleo (butano, propano)
· Gasolinas para automóviles (sin plomo, de 98 octanos)
· Combustibles para aviones (alto octanaje, querosenos)
· Gasóleos (para automóviles, para calefacción)
· Fuelóleos (combustible para buques, para la industria)
Otros derivados
· Aceites (lubricantes, grasas)
· Asfaltos (para carreteras, pistas deportivas)
Aditivos (para mejorar combustibles líquidos y lubricantes)
Proceso de Refinamiento de Productos Derivados del petróleo
ALMACENAMIENTO
Para evitar cortes o problemas en el proceso de suministro de petróleo y con el fin de asegurar un abastecimiento abundante y regular de las industrias y de los consumidores, son necesarias grandes instalaciones de almacenamiento o depósito, bien sea en los terminales, en los puertos o en las mismas refinerías.
El almacenamiento debe quedar asegurado en cada etapa del camino recorrido por el petróleo, desde el pozo de extracción hasta el surtidor de gasolina o la caldera.
TIPOS DE ALMACENAMIENTO
ALMACENAMIENTO DEL CRUDO. Una refinería no se abastece normalmente directamente a partir del yacimiento de petróleo, dado que en entre uno y otro punto suele producirse un transporte intermedio por buque cisterna (petroleros) o por oleoducto. Por ello, el crudo (petróleo bruto) se almacena tanto en el punto de embarque como en el del desembarque. La capacidad de este almacenamiento de cabeza de línea suele contener un stock de petróleo bruto de cinco días como media, que garantice la carga de los petroleros que llegan al puerto o, en su caso, los métodos de explotación de los oleoductos.
Almacenamiento en la refinería. Las refinerías disponen de numerosos depósitos al comienzo y al final de cada unidad de proceso para absorber las paradas de mantenimiento y los tratamientos alternativos y sucesivos de materias primas diferentes. Asimismo, para almacenar las bases componentes de otros productos terminados que se obtienen a continuación por mezcla, y para disponer de una reserva de trabajo suficiente con el fin de hacer frente a los pedidos y cargamentos de materia prima que les llegan.
Almacenamiento de Distribución
Solamente una pequeña parte de los consumidores puede ser abastecida directamente, es decir por un medio de transporte que una de forma directa al usuario con la refinería. Por este motivo, es más eficaz y económico construir un depósito-pulmón, terminal de distribución, surtido masivamente por el medio de transporte que viene de la refinería, ya sean oleoductos de productos terminados, buques (para depósitos costeros), barcazas fluviales, vagones cisterna o camiones cisterna.
Estos depósitos suelen estar ubicados cerca de los grandes centros de consumo (ciudades, polígonos industriales, etc.). Desde estos depósitos, salen camiones de distribución que llevan el producto al consumidor final.
Almacenamiento de Reserva
Tras la crisis de 1973 (segunda guerra árabe-israelí) que provocó el racionamiento de la gasolina en algunos países de Europa Occidental, un gran número de estos países aprobaron normas legales para regular la existencia de reservas estratégicas de petróleo.
De esta forma, en algunos países las compañías petroleras están obligadas a poseer en todo momento una cantidad de producto que garantice el consumo del mercado interno durante un tiempo mínimo determinado. Este stock de reserva se almacena tanto en los depósitos de las terminales portuariasde las refinerías como en los almacenes de distribución; se mide en días de consumo en condiciones normales y suele superar los 90 días.
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