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Description

Qué grado API y composición tienen los crudos en Bolivia

? a que profundidad se encuentran

Cuál es la composición y poder calorifico del gas natural Boliviano

? a que profundidad se encuentran los yacimientos en Bolivia

Cuál es la prospección de shale gas en Bolivia y a cuanto alcanzan las reservas estimadas

YPFB Refinación ampliará plantas para procesar 57

Con estas ampliaciones, ambas refinerías nacionales procesarán petróleo crudo liviano de 60 a 61 grados API (American Petroleum Institute), una parte del cual será importado, para utilizar la capacidad ociosa que se tiene en la refinería de Palmasola, con el fin de obtener carburantes como gasolina especial, gasolina premiun, kerosene, jet fuel y diesel oil, además de lubricantes en la refinería de Cochabamba

Estas adecuaciones y ampliaciones permitirán a las refinerías Guillermo Elder Bell y Gualberto Villarroel, además, estar preparadas para encarar los nuevos procesamientos de crudo proveniente de las nuevas exploraciones de petróleo que tienen proyectados YPFB Chaco, YPFB Andina, YPFB Petroandina y otras compañías operadoras

Gualberto Villarroel De acuerdo al cronograma previsto, en agosto de este año, el montaje del nuevo horno para la refinería Gualberto Villarroel (Cochabamba) estaría concluido y en condiciones de entrar en operación con una capacidad de destilación de procesamiento de crudo de 32

“El actual horno va a ser cambiado entre septiembre y octubre de este año por un horno de mayor capacidad

Ya se han hecho todos los trabajos de ingeniería de detalle y se está concluyendo la fabricación en Buenos Aires (Argentina), con una inversión aproximada de $us 10 millones

Tendrá una capacidad de procesamiento de 26

en primera instancia a partir de noviembre del presente y a partir del año 2013 una capacidad de 32

La entrega del nuevo horno de aproximadamente 300 toneladas de peso está prevista para marzo próximo y el transporte se lo hará a través de un convoy de 14 camiones trailer para luego proceder a su montaje

“A fines de febrero de este año va estar concluido el prefabricado y en los primeros días de marzo se tiene programado el despacho de ese horno desde Buenos Aires a Cochabamba y una vez que esté en esta ciudad, con un plazo de transporte de 45 a 60 días, se empezaría el montaje de ese horno”, dijo

La capacidad del horno de la refinería Gualberto Villarroel es de 25

“Hoy tenemos un cuello de botella en Cochabamba, pues lamentablemente por los más de 30 años que tiene de servicio de operación, los tubos del horno se han dañado, por tanto hay que cambiarlos

Sin embargo, se ha visto por conveniente implementar un nuevo horno a su lado, uno incluso de mayor capacidad y con nuevas tecnologías”, indicó

Guillermo Elder Bell Para la Refinería Guillermo Elder Bell (Santa Cruz) también se tiene proyectado dos ampliaciones que permitirán un mayor procesamiento en base a un incremento de producción de crudo generado por las empresas operadoras

La refinería de Palmasola procesa entre 15

000 y 16

Con el equipamiento que se encuentra en etapa de fabricación, la capacidad de procesamiento de petróleo crudo liviano oscilará entre 18

000 y 19

“Hoy esa planta está operando con 16

Para eso hemos comprado todos los equipos que requiere esa ampliación y esos equipos se encuentra en fabricación en diferentes países en el exterior

en México las bombas, el intercambiado de calor en Argentina y en EEUU los enfriadores”, explicó, tras indicar que previamente se realizó la ingeniería básica y de detalle

La antigua unidad de destilación de petróleo crudo conocida también como la “Planta de 5

“Vamos a reactivarla a esta planta con torres de agua de enfriamiento, intercambiadores de calor, bombas de proceso y el horno para así poner mayor capacidad de procesamiento

La planta será adecuada por áreas este año, de modo que a mediados de 2012 implementemos en esta planta un nuevo horno para ir de 3

Primer pozo petrolero todavía se explota En UPSTREAM Creado el 16 Noviembre 2012 inShare El Pozo Bermejo (BJO-X2), ubicado en el campo del mismo nombre, fue el primero en producir crudo en Bolivia desde 1924, y pese a ello, con 88 años de antigüedad, sigue produciendo 35 barriles de petróleo día (BPD)

Este pozo se encuentra en la serranía Candado-Suaruro en el Subandino Sur, y forma parte del lineamiento estructural San Telmo, Tigre, Toro, Barredero, Azorrales y Bermejo, situado en la provincia Arce del departamento de Tarija, según una publicación bimestral de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB)

Éste se constituye en el mejor productor del Campo Bermejo, que tiene en total 41 pozos perforados, de los cuales cinco son productores, cuatro inyectores, 11 se encuentran en reserva y 21 de estos fueron abandonados

El pozo BJO-X2 tiene una producción acumulada de 727

Fue perforado entre 1922 a 1924 junto al pozo BJO-X1

La empresa estadounidense Standard Oil creó su filial en el país el 16 de noviembre de 1921, año en el que recibió todos los derechos de la concesión de la Richmond Levering, a espaldas del gobierno de turno, de Bautista Saavedra Mallea (1921-1924)

Empero, un año más tarde, el Ejecutivo aprobó esa transferencia a través de un contrato desventajoso para el país, destaca la revista de YPFB

El Sararenda, base de la seguridad energética de Bolivia En EXPLORACION

Los cívicos consideran que los campos Camiri y Guairuy son campos económicamente rentables porque tienen una reserva estimada 1

“Diversas evaluaciones y estudios tanto geológicos como de reservorios efectuados en YPFB, en el periodo 1980 a 1994, más un estudio con análisis de simulación de ingeniería de reservorios, efectuado por la Compañía Scientific Software Intercomp de USA en 1993, han establecido con alto grado de seguridad, que en la estructura de Camiri con un plan intensivo de reacondicionamientos y reterminaciones de pozos, hay excelentes posibilidades de recuperar una reserva probada de 1

- Bolivia

De acuerdo al informe de la subsidiaria de la estatal petrolera YPFB Corporación, el pozo CAM-3, considerado como un ícono en la historia hidrocarburífera de Bolivia, está en declinación

sin embargo, aún aporta entre 20 y 21 barriles diarios de petróleo para el consumo interno

“Este volumen se suma a los restantes 22 pozos del Campo Camiri que en total producen 160 Bbls día de petróleo y de 18 a 20 Bbls día de condensado”, se lee en el informe de YPFB Andina

HISTORIA

La perforación del octogenario pozo CAM-3 comenzó el 27 de junio de 1929 y concluyó el 7 de mayo de 1930 (a 943 metros de profundidad), ese año comenzó a producir comercialmente en forma ininterrumpida a través de bombeo mecánico

Los trabajos de exploración estuvieron a cargo de la compañía estadounidense Standar Oil

El pozo en referencia, se encuentra ubicado al sur de la ciudad de Santa Cruz de la Sierra, a 17 kilómetros de Camiri

El campo del mismo nombre está dividido en tres zonas

El área Norte, donde está ubicado el CAM-3, la zona Centro y Sur

En la zona Norte, están ubicados siete pozos (batería 16 con cuatro pozos y batería 14 con seis)

En la zona centro hay otros siete pozos y en la zona Sur más al fondo ocho que conforman los 23 pozos productores del campo Camiri

En cada batería existen dos tanques contenedores cuyo producto se transporta hasta plantas a través de YPFB Transporte

“Para extraer petróleo del campo Camiri se utiliza en un 90 por ciento el sistema de Gas Lift (que consiste en inyectar gas para sacar el petróleo) y el restante porcentaje corresponde al bombeo mecánico, como en el caso CAM 3”, informa YPFB Andina

El Diario

Temeridad peligrosa de YPFB y riesgos críticos del Shale gas y el Fracking Se espera para la próxima semana la llegada del presidente de YPF Argentina para firmar un acuerdo con YPFB enfocado en el desarrollo de exploración y estudios sobre gas no convencional (shale), que supondría eventualmente el uso en Bolivia de una técnica de extracción (el fracking) cuestionada en varios países del mundo (y en algunos prohibido) por sus efectos socioambientales

Marco Octavio Ribera Arismendi*

El pozo quedó cerrado y en reserva hasta el día de hoy

Se evidenció la existencia de hidrocarburos en una profundidad mayor a 2500 metros en la cuenca Madre de Dios

La tecnología utilizada para perforar el pozo Pando-X1 fue de testigo continuo, es decir, que por el reducido diámetro de perforación (4

En estudios e investigaciones posteriores, las universidades especializadas encontraron que la cuenca Madre de Dios es un reservorio de 500 metros

de espesor que reúne las condiciones para albergar gas no convencional y así lo publican en sus conclusiones (Shale Gas Potential Worldwide, 1990)

Si bien desde el Colegio de Ingenieros Petroleros de Santa Cruz, se manifestó que la producción de gas no convencional (“Shale gas”, explotable vía Fracking o fractura hidráulica) no es prioritaria por el momento en Bolivia, se ha sugerido la realización de estudios a partir de un equipo conformado por expertos ingenieros geólogos, graduados destacados de carreras afines a la industria petrolera además de la empresa Schlumberger, que tiene vasta experiencia en el desarrollo de la tecnología (Energypress 18 julio 2011)

Esto bajo la visión de conformar un equipo de investigación que en mediano plazo desarrolle tecnología adecuada para explotar los yacimientos de Shale Gas existentes en el país

También se manifestó que Bolivia no necesita extraer este gas de forma inmediata, porque debido a los costos de producción del gas no convencional, se torna en un producto poco competitivo

De todas formas, aseguró que no conviene dejar de lado el potencial que tienen estos reservorios a largo plazo (Energypress 18 julio 2011)

Un dato oficial publicado por el Departamento de Energía de los Estados Unidos titulado: “Recursos mundiales del Shale gas, una evaluación inicial en 14 regiones fuera de Estados Unidos”, daba cuenta de la existencia de 47 TCF (Trillones de pies cúbicos) ubicados en los esquistos devónicos del sur del país

Según estos estudios, Bolivia pasaría a ocupar el sitial número 17 entre los países con mayores volúmenes de gas no convencional

La temeridad en las decisiones de las autoridades del sector petrolero aumentaban el nivel de riesgo, pues se anunciaba desde la Vicepresidencia de la Administración, Control y Fiscalización de YPFB, a inicios del 2013 (La Razón, 7 febrero 2013), que YPFB iniciará los estudios preliminares para establecer el potencial de reservas de shale gas (gas no convencional) en el país

Se informaba que: “la Unidad de Geología y Geofísica ha sacado una carta instruyendo a todas las empresas (operadoras y subsidiarias) que cuando perforen pozos saquen muestras de la formación Los Monos, que es una formación donde se presume hay shale gas para estudios posteriores”

La formación Monos de Tarija, cuenta con datos de geoquímica sobre yacimientos de shale gas (http://ventanapetrol

Es importante recordar que la formación Monos se encuentra en la serranía de Aguaragüe, con lo cual la pesadilla del Fracking se aproxima a una de las regiones de mayor fragilidad del subandino chaqueño y que es considerada la “fábrica de agua” para toda la región circundante

En mayo del 2013, desde YPFB se anunciaba que se firmará un acuerdo con la empresa YPF Argentina, para que se sume como socio en el desarrollo de áreas de exploración y pueda brindar asistencia en el primer desarrollo de “tight’” (gas no convencional vía fracking) en Bolivia

Esto tiene como antecedente, que directivos de YPFB visitaron Vaca Muerta, el gigantesco yacimiento de hidrocarburos no convencionales del suroeste argentino (Energy Press, 20 mayo 2013)

Como dato anexo, YPF de Argentina ha

firmado un acuerdo para el Fracking en Vaca Muerta con la nefasta CHEVRON, es decir la ex

Mientras tanto, en la Argentina, las cosas están más avanzadas

En diciembre del 2010, la empresa YPF (entonces todavía controlada por REPSOL) anunció el descubrimiento de un mega-reservorio de shale gas en la formación Vaca Muerta, en Neuquén

La compañía estimó el potencial del yacimiento en 4,5 billones de pies cúbicos (TCFs)

Poco después el gobierno neuquino aclaró que esa era la punta del iceberg, ya que en el subsuelo de la provincia se alojarían 257 TCFs, es decir, un tercio del potencial de gas de yacimientos no convencionales del país

Como resultado del anuncio, las autoridades públicas y el sector empresario presentaron al gas no convencional como la única alternativa para superar la crisis energética y proclamaron el comienzo de una era dorada para los combustibles fósiles en el país

La buena nueva era respaldada por un estudio de la Administración de Información de Energía de Estados Unidos, mencionado anteriormente

Las proyecciones son escalofriantes, en los próximos cinco años se perforarían 2500 pozos en yacimientos no convencionales, según el Ministerio de Energía, Ambiente y Servicios Públicos de esa provincia

Esos trabajos demandarían 50 millones de metros cúbicos de agua, a razón de 20 mil metros cúbicos por pozo

Según YPFB y el Ministerio de Hidrocarburos (La Razón, 28 mayo 2013), Bolivia contaría con 48 Trillones de Pies Cúbicos (TCFs) de gas no convencional, supuestamente ocupando un quinto lugar en el mundo, lo cual significa un enorme aliciente para que dichas oficinas acojan sin mayores precauciones ni recaudos, una tecnología de enorme riesgo socioambiental

El Fracking (Fractura hidráulica) del Gas no convencional El gas no convencional, es gas natural con características distintas de los reservorios que albergan el energético y las técnicas para su extracción

Se reconocen tres tipos de gas no convencional: el “Tight Gas” o gas entrampado en areniscas de baja porosidad y reservorios carbonatados

el “Shale Gas”, que es gas natural de baja permeabilidad

y el “Coalbed Methane Gas”, que es gas natural producido a partir del carbón

El gas no convencional, se caracterizan por estar en rocas de baja porosidad y baja permeabilidad, lo que hace que estén en mucha menos concentración y se hagan más difícil de extraer

El proceso de extracción consiste en penetrar a gran profundidad en la formación que contiene la roca madre (areniscas, lutitas, pizarras) de baja permeabilidad para producir múltiples fracturas mediante la introducción de agua, arena, aditivos químicos e incluso perdigones de acero, a alta presión

Así, la roca arcillosa obtiene la conductividad que permite que los hidrocarburos que estaban encerrados en su interior

Mediante múltiples perforaciones se consigue transformar una capa del subsuelo de hasta cien metros de espesor

La técnica es de alto impacto y cara, porque requiere muchas perforaciones por superficie

es decir, muchos más pozos que en una explotación convencional

El problema mayor reside en el riesgo de contaminación de los recursos acuíferos necesarios

Para fracturar cada pozo, hace falta introducir mucha agua, lo cual puede afectar la disponibilidad del recurso para las poblaciones locales, adicionalmente, el fluido de retorno contiene las sustancias químicas o aditivos utilizados al introducirla, más los metales pesados que retornan a la superficie

Entre los aditivos más utilizados se mencionan los ácidos, bactericidas y/o biocidas, estabilizadores de arcilla, inhibidores de corrosión, reticulantes, reductores de fricción, agentes gelificantes, controladores de metal, inhibidores de sarro y surfactantes

En Estados Unidos, la Agencia de Protección Ambiental (EPA) se vio obligada a realizar estudios exhaustivos sobre el posible impacto ambiental de los químicos utilizados para el fracking, ante el pedido de la Fiscalía General de Nueva York, que había declarado una moratoria a los nuevos proyectos de Shale Gas programados

Un riesgo elevado es la contaminación de fuentes de agua con metano, en regiones de Estados Unidos bajo operaciones de fracking, se verificó que el agua de las casas aledañas a los proyectos de extracción de Shale Gas, habían incrementado su contenido de metano en niveles de hasta 17 veces superiores a los índices normales

En estas regiones donde se ha implementado el fracking a gran escala, existen evidencias claras de que la tecnología podría acarrear serias repercusiones ambientales, como la contaminación de acuíferos subterráneos

Dado que el proceso requiere una inmensa cantidad de agua, ésta solo puede ser recuperada en menores porcentajes para someterla a procesos de tratamiento, sin embargo, el proceso de tratamiento no purifica totalmente el agua y se acumulan grandes cantidades de contaminantes

El gas se mezcla con el agua potable y ha llegado a producir explosiones y llamaradas en los grifos de las casas

Hay reportes de ganado que enferma y muere

Los suelos se vuelven tóxicos y la desertificación avanza

Las personas que recibieron sumas de dinero para arrendar sus campos a los pozos de fractura, ven morir sus tierras y acabarse tarde o temprano su dinero

Por si todo esto fuera poco, las explosiones en la profundidad de la roca, provocan temblores y movimientos de tierra

Un estudio publicado en la revista científica Geology, ha relacionado un seísmo de magnitud 5,7 ocurrido en Oklahoma (Estados Unidos) el año 2011, que dejó heridos, 14 casas destruidas y carreteras dañadas, el cual fue relacionado con la técnica del fracking o de fractura de rocas por inyección de agua a elevada presión

Tras 18 años inyectando sin incidentes los fluidos a gran presión, el 5 de noviembre de 2011 los movimientos sísmicos empezaron a asustar a los habitantes de la zona, acostumbrados hasta entonces solo a los tornados

Al día siguiente se produjo el terremoto de magnitud 5,7, de acuerdo al equipo de científicos, el mayor de los relacionados con la inyección de aguas de fracking

Algo más alarmante aún, y que muestra la insensata temeridad de YPFB, se reporta a inicios de junio del 2013, en referencia a una “minifractura” o “fracking” realizada en el pozo Ingre X-2 (Chuquisaca), por YPFB, y que según la fuente, permitió descubrir un reservorio de “tight oil” en reservorios con baja porosidad y permeabilidad con contenido de petróleo, donde se inyectó “material” (no se menciona cual) al reservorio para darle permeabilidad artificial y se pudo recuperar petróleo con los equipos disponibles en el país

La zona explorada forma parte de la formación Tupambi entre 1

640 a 1

se debe recordar que las exploraciones anteriores en el pozo Ingre X-2, resultaron negativos, (CBHE

Con esto, Bolivia ingresa a la ruleta rusa mundial del “fracking”

Desafiando cualquier pronóstico petrolero sobre la vida útil de un reservorio, el pozo Bermejo X2 (BJO) del Campo Bermejo, ubicado en la serranía Candado-Suaruro en el Subandino Sur, contribuye en forma continua a la producción nacional de petróleo para el mercado interno desde hace 88 años

Se trata del primer pozo de desarrollo estable de petróleo en Bolivia y está ubicado en uno de los megacampos más grandes de líquidos descubiertos en Latinoamérica, coinciden algunos expertos

Este campo forma parte del lineamiento estructural San Telmo, Tigre, Toro, Barredero, Arrozales y Bermejo, situados en la provincia Arce, al sudeste del departamento de Tarija

La información fue extractada de la edición tercera de la revista “Yacimientos”, medio de difusión de YPFB Corporación

“Bermejo, Camiri y Sanandita son tres de los campos más antiguos que entraron en explotación en el país en los años 1920 y 1930 y que todavía mantienen producción estable o continua, con excepción de Sanandita

Decir que un pozo tiene 88 años de explotación continua es hablar de grandes reservas de líquidos”, sostiene el director de Desarrollo y Producción de YPFB, Rolando Mendoza Rioja

Actualmente, el campo tiene en total 41 pozos perforados, de los cuales cinco son productores, cuatro inyectores, 11 se encuentran en reserva y 21 pozos fueron abandonados

El pozo BJO-X2 registra una producción acumulada de 727

En la actualidad produce 35 barriles por día (BPD) de petróleo, constituyéndose en el mejor pozo productor del Campo para reservorios someros del sistema carbonífero

Pozo descubridor

La transnacional Standard Oil creó su filial en el país el 16 de noviembre de 1921, año en el que recibió todos los derechos de la concesión de la Richmond Levering, a espaldas del gobierno de turno, empero un año más tarde el Ejecutivo aprobó esa transferencia a través de

un contrato desventajoso para el país

“Si se habla en un terreno de realidad práctica del monopolio de la Standard Oil, preciso será confesar que no está en nuestra manos el evitarlo

Ello será el aporte de un gran capital para emprender trabajos en considerable escala

Este es un fenómeno económico que pertenece al de las grandes industrias que existen en el mundo y forzosamente ha de venir a Bolivia”, mencionó el entonces presidente de Bolivia, Baustista Saavedra Mallea (1921 – 1925), en una carta enviada al Senado Nacional

Las concesiones que había recibido la Richmond Levering fueron ilegalmente cedidas a la Standard Oil en 1921, vulnerando una cláusula del contrato que prohibía expresamente tal cesión

A pesar de ello, el gobierno de Saavedra aprobó el nuevo status en 1922

Dentro de una visión liberal era entendible que el gobierno de Saavedra creyera que la inversión externa era la única que podía desarrollar una industria tan cara como el petróleo

Sobre esa lógica, se favoreció plenamente la llegada de una de las empresas petroleras más poderosas del mundo

Pero este criterio tuvo su contraparte en el entonces diputado Abel Iturralde, otrora “Centinela del Petróleo”

Los primeros pozos BJO-X1 y BJOX2, fueron perforados entre los años 1922 a 1924 por la Standard Oil Company, resultando el pozo BJO-X2 descubridor de hidrocarburos líquidos en sedimentitas del Sistema Carbonífero correspondientes a las formaciones Tarija y Tupambi en 1924, durante la presidencia de Bautista Saavedra

“El BJO-X1 se empezó a perforar el 24 de agosto de 1922

A 317 metros se observaron pequeñas manifestaciones de aceite

Se siguió perforando hasta los 573 metros y como no se notó ninguna otra manifestación del petróleo, se abandonó trasladando la maquinaria del pozo (…) El pozo BJO-X2 empezó a perforarse el 17 de enero de 1924

a los 185 metros, se notó ya la presencia del petróleo

a los 450 metros, se encontró una pequeña capa petrolífera con un rendimiento de 80 barriles diarios”

(La República, 26 de octubre de 1924)

El pozo somero alcanzó una profundidad de 1

Las notas intercambiadas el 18 de septiembre de 1924 por Thomas R

Armstrong, representante de la Standard Oil Company of Bolivia y Víctor Navajas, entonces ministro de Industria, confirmaron la seriedad de la compañía, refleja la prensa de la época

“Hemos encontrado varias manifestaciones de petróleo espeso en el pozo Bermejo

produciría 500 barriles diarios

Esperemos que perforando subsiguientemente demostrará un campo petrolífero comercial”

(La República, La Paz, 20 de septiembre de 1924)

“Correspondo a su atento oficio por el que se sirve poner en conocimiento de este Ministerio, que por cable transmitido a esa compañía se le comunicó que en pozo de exploración Bermejo se ha encontrado a los 1

En total se perforaron 30 pozos hasta 1937

Entre 1925 y 1936, la Standard produjo 773

En 1937, rescindió contrato a la Standard Oil y la concesión petrolera pasó a ser administrada por YPFB

Entre los años 1943 al 1966, se continuó el desarrollo del campo en forma intensiva con la perforación de 39 pozos de desarrollo de las formaciones de Tupambi y Tarija productores de líquidos

YPFB investigó en las formaciones más profundas, perforándose los pozos: BJO-X42, BJO-X43 con el objetivo de explorar reservorios del Devónico

Dichos pozos fueron abandonados por razones de capacidad de equipo y por dificultades en los accesos a las locaciones

Entre los años 1983-1986, con la perforación del pozo BJO-X44, ubicado en zona de culminación, ligeramente desplazado hacia el sector Norte y flanco Este de la culminación, se descubrió el reservorio profundo Huamampampa, importante productor de gas y condensado

Pluspetrol, opera el campo Bermejo

El 21 de mayo de 2007, YPFB y Pluspetrol Bolivia Corp

suscriben el contrato de Operación “Campos Bermejo – Toro, Barredero – Tigre y San Telmo, con una superficie de 4

La producción de petróleo del Contrato “Bermejo y Otros” proviene de los Campos Bermejo y Toro (niveles someros de la Formación Tarija), mientras que la producción de gas natural se obtiene del pozo BJO-X44 (niveles profundos del Devónico, Fm

Huamampampa)

este pozo fue puesto en producción regular en fecha 10 de diciembre de 1990, mientras que los campos Bermejo y Toro se remontan a la época de la Standard Oil

La Ley 2678 declara a la ciudad de Bermejo como “Pionera de la Industria Petrolera Boliviana”, y “Monumento Nacional”, al Pozo Petrolero BJO-X2, descubridor de petróleo en Bolivia, localizado en la Serranía de “El Candado”, Segunda Sección de la Provincia Arce del Departamento de Tarija, en la Zona de Bermejo

De acuerdo al informe de YPFB, en Bermejo, la mayor parte de los campos de explotación están en un proceso natural de agotamiento, precisamente por tratarse de la explotación de recursos no renovables

La Industria del Petróleo y del Gas

Para poder aprovechar la energía del petróleo y del gas es necesario extraerlos de los yacimientos o reservorios, que se encuentran a grandes profundidades

Una vez extraídos, debemos tratarlos hasta obtener productos finales

El petróleo, 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

ORIGEN Y FORMACIÓN DEL PETRÓLEO Se presenta de forma natural en depósitos de roca sedimentaria y sólo en lugares en los que hubo mar o donde haya podido emigrar por movimientos y fallas tectónicas

Su color es variable, entre el ámbar y el negro

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

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

Composición Petróleo Crudo

El hecho de que su origen sea muy diverso, Residuo (C40+) 24% dependiendo de la combinación de los factores 100% 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

Composición Gas Natural Rico 80-90% C1H4 Metano Gas Natural Seco 4-10% C2H6 Etano

El gas natural, es un compuesto químico en cuya composición se presentan moléculas de hidrocarburos, formadas por átomos de carbono e hidrógeno y, por otras, en pequeñas proporciones de óxidos de nitrógeno, dióxodo de carbono y compuestos sulfurosos, todos estos componentes se presentan en estado gaseoso

En Bolivia, el gas natural que se produce se encuentra libre de compuestos sulfurosos, por esto es conocido como “gas dulce”

Gas Licuado de Petróleo (GLP)