Locos por la Geología

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Hoy les presento un párrafo de la novela «Recuerdos de la medianoche» de Sidney Sheldon, en el que el autor describe la vida en un campamento petrolero de la primera mitad del siglo pasado.

En este libro, hay varios párrafos que iré rescatando para ustedes porque tienen que ver con la Geología, más específicamente la Geología del Petróleo. Les cuento además, que este libro es la continuación de la anterior novela de Sheldon, Más allá de la medianoche.

…El campamento era una Torre de Babel de personas provenientes de una decena de países distintos y que hablaban sus respectivos idiomas. Demiris tenía buen oído y mucha facilidad para aprender las demás lenguas. Los hombres estaban ahí para construir caminos en el medio de un desierto inhóspito, levantas casas, realizar instalaciones eléctricas, establecer comunicaciones telefónicas, edificar talleres, organizar la provisión de agua y el sistema de cloacas, la atención médica y, según le parecía al joven Demiris, para llevar a cabo mil tareas más. Trabajaban con temperaturas superiores a los cuarenta grados, padecían el ataque de las moscas, los mosquitos, el polvo, la fiebre y la disentería. Aun en el desierto había una escala social. En la parte más alta estaban los hombres cuya misión era localizar el petróleo, y abajo, los obreros y también los empleados, a los que se conocían por el sobrenombre de «pantalones brillosos».

Ojalá lo hayan disfrutado, y vengan el lunes por un post científico. Saludos. Graciela.

Como introducción para el post de hoy, les recomiendo ir a mirar una muy breve entrevista televisiva que me hicieron vía Skype desde Caracas, Venezuela, porque allí explico por qué estos fenómenos- de los que el que hoy comento es sólo un ejemplo entre otros muchos- no tienen ninguna relación con el vulcanismo, y menciono también los otros nueve casos más famosos en el mundo.

En esa misma entrevista, aclaré que tres de esos fenómenos no reconocen un origen totalmente natural, ya que fueron disparados por alguna actividad o error humano. Darvaza es uno de esos tres casos, y en un primer momento pensé en no referirme a él, justamente por esa razón; pero luego consideré dos cosas: a) fue un equipo de geólogos el responsable del inicio de este fuego, y b) sin el contexto geológico regional, otra habría sido la historia del pozo. Ambas razones me parecieron causa suficiente para empezar a referirme a estos infiernos en la Tierra, precisamente con el  presente caso.

¿Dónde está el pozo de Darvaza?

El pozo de Darvaza, que en el idioma local turcomano se denomina Jähennem derwezesi,  y en ruso Җәхеннем дервезеси, se encuentra  ubicado dentro del territorio de Turkmenistán (ex Unión Soviética), más específicamente en el desierto de Karakum, cerca de la pequeña aldea de Darvaza o Derweze, de la cual toma el nombre.

El desierto de Karakum, (en turcomano, Garagum y en ruso, Каракумы) aparece también mencionado en la cartografía como Kara-Kum o Gara Gum, términos que significan “arena negra” y aluden a su característica más conspicua. Está ubicado en Asia Central, ocupando aproximadamente el 70% de la superficie de Turkmenistán, con una extensión estimada que alcanza unos 285.000 km²,  razón por la cual ocupa el 10º lugar entre los desiertos más grandes del mundo, y se constituye en el mayor de Asia Central.

La zona desértica se extiende desde la meseta Ustyurt al norte, hasta el río Amu Daria al este, los montes Kopet-Dag al sur y casi hasta el mar Caspio al oeste, comprendiendo mayormente grandes extensiones de materiales pelíticos (es decir de grano muy fino) que forman dunas onduladas.

¿Qué características tiene?

El Pozo de Darbaza se conoce comúnmente (y se vende turísticamente)  como «Puertas del Infierno», desde el incidente que inició su permanente combustión. Como una ironía del destino, la aldea más cercana, con poco más de 500 habitantes permanentes, es Darvaza cuyo nombre puede casualmente traducirse como entrada, puerta o portal.

El pozo tiene un diámetro máximo de 69 metros,  y una profundidad aproximada de 30 metros. En mayo de 2015, el explorador canadiense George Kouronis, debidamente protegido por un traje térmico y antiflama, descendió por el cráter el tiempo suficiente para tomar la temperatura del interior, que alcanza los 400°C. Para sorpresa de todos, Kouronis pudo también extraer muestras de material profundo, en las que luego se hallaron algunos organismos vivientes.

¿Cuándo y cómo se inició el fuego?

Como ya les he adelantado más arriba, el comienzo del fuego se debió a malas decisiones de un equipo de geólogos soviéticos que estaban prospectando petróleo. En 1971, y ante los indicios de la existencia de un reservorio de combustible que consideraron apto para ser explotado, los petroleros instalaron el equipo de perforaciones, pero el peso de las máquinas fue mucho mayor que el que podía soportar el terreno, pues subterráneamente consistía en un bolsón de gas natural de gran tamaño.

Se produjo entonces un colapso que generó el pozo que conocemos hoy, y que dio, además salida al gas de manera masiva. Esto preocupó a los prospectores que temieron que pudieran producirse explosiones por un lado; y graves daños a la vida silvestre local, por el otro. Decidieron entonces encender el gas en el proceso que se suele conocer como venteo, esperando que se agotara en unas pocas semanas, como previsión extrema. No obstante, su cálculo del volumen de gas a quemar estaba tan equivocado que desde ese momento, hace casi medio siglo, nunca ha dejado de arder.

¿Cuál es el contexto geológico que causa este infierno de Darvaza?

El campo petrolífero que se relaciona con el bolsón de gas natual que sigue ardiendo en Darvaza forma parte de la cuenca de Amu-Darya, un reservorio altamente productivo compartido por Turkmenistán y Uzbekistán, con ramificaciones en Irán y hacia el sudeste también en Afganistán.

La cuenca subyace zonas desérticas y semidesérticas al norte de las altas sierras de Kopet-Dag, y las Montañas de  Bande-Turkestán. Hacia el noroeste la cuenca se interna en el Karakum, que es la zona que nos ocupa, cruzando subterráneamente los altos estructurales que limitan ese desierto. El límite norte de la cuenca es el resalto de Kyzylkum. Por el este, la cuenca de Amu-Darya se separa de  otra cuenca, la de Afghan-Tajik, a través de las estribaciones sudorientales de la Sierra de Gissar. Hasta la Orogenia Alpina, las dos cuencas constituían una unidad.

El basamento de la cuenca de Amu-Darya está compuesto por rocas del Paleozoico deformadas y mayormente metamorfizadas. Sobre estas rocas se apoyan materiales del Pérmico superior al Triásico, fuertemente compactadas y diagenizadas. Por encima hay rocas mayormente continentales y portadoras de carbón, correspondientes al Jurásico inferior a medio, y más arriba se apoyan sedimentos también Jurásicos pero más jóvenes, compuestos principalmente por carbonatos y evaporitas. La secuencia entre el Cretácico y el Terciario inferior o Paleoceno está mayormente compuesta por rocas marinas clásticas con intervalos carbonáticos. Ya en el Terciario medio y superior, se produjeron depósitos continentales clásticos. Con el advenimiento de la orogenia Alpina, se rejuvenecieron fallamientos antiguos que dieron origen a las trampas estructurales que constituyen el principal reservorio de petróleo y gas de la región; aunque hay también trampas estratigráficas y combinaciones de ambos tipos.

Todo el sistema petrolífero se estima portador de unos 2 trillones de metros cúbicos de gas, concentrados  en la zona centro- este de la cuenca, donde hay ventanas someras de gas, como la que hoy arde en las Puertas del Infierno.

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Un abrazo y hasta el miércoles. Graciela.

P.S.: El video que ilustra el post es del canal de Youtube de Fernado Ayuso.

En el marco del II Forum Nacional de Energía, se otorgó al Presidente del IAPG  (Instituto Argentino de Petróleo y Gas), Ing. Ernesto López Anadón, el premio LIDE ENERGÍA 2019, en reconocimiento a su vasta trayectoria laboral en la industria de Oil & Gas.

Organizado por LIDE (Grupo de Líderes Empresariales), el evento se realizó en el Alvear Palace Hotel de Buenos Aires. Allí, el Ing. López Anadón fue reconocido además por su “destacado liderazgo en su gestión al frente del Instituto Argentino del Petróleo y del Gas”.

Para más información, ésta es la página correspondiente.

Hace algún tiempo hablamos de las trampas petrolíferas convencionales, pero hoy vamos a conversar sobre otras que están en boca de todos, con poco conocimiento real: aquéllas que se explotan por los métodos de retorting y de fracking.

¿Qué son los yacimientos petrolíferos no convencionales?

A diferencia de los yacimientos convencionales, de los que hablamos en el post que les he linkeado arriba, y donde los hidrocarburos están contenidos en rocas naturalmente permeables que aseguran un flujo del combustible una vez que se accede a él, los no convencionales se asocian a rocas no permeables por su granulometría pelítica  (muy fina).

Clásicamente se pensaba a las rocas pelíticas- muy abundantes y muy distribuidas en  el planeta- como rocas madre, o como sello de trampas convencionales, a las que los combustibles llegaban tras una migración.

No obstante, el continuo requerimiento de nuevos sitios de explotación, por el agotamiento previsto de loa yacimientos convencionales, condujo a considerar la posibilidad de extraer hidrocarburos directamente desde las rocas de origen, fueran o no de alta permeabilidad.

Y es así que se reconocen desde hace algunas décadas los reservorios denominados Oil- shale, y Gas-shale.

• Los Oil- Shale son rocas de grano fino con hasta un 25% de materia orgánica, conocidas como pizarras, y se forman en esquistos bituminosos, originadas esencialmente por acumulación de materia orgánica y desechos de algas en lagos, lagunas y humedales donde las condiciones anaeróbicas favorecen la generación del hidrocarburo, según procesos que ya he explicado en otro post.  Lo que es importante es tener en cuenta que las pizarras se forman en zonas de profundidad relativamente somera, por lo cual el petróleo no está completamente formado, porque no ha alcanzado las temperaturas requeridas para ello. Queda aún un alto porcentaje de querógeno (materia orgánica) en la roca, que se  somete a calentamiento artificial, en ausencia de aire, hasta temperaturas superiores a los 350°C,  para provocar la conversión de hasta el 75% u 80% del querógeno sólido (que no puede fluir en la roca) presente en las pizarras, en petróleo.
• El Gas – Shale, Gas de Esquisto o Gas de Lutitas, es el que se encuentra dentro de las mismas lutitas en que se originó. Puede almacenarse como: a) Gas libre en los poros de la roca, b) Gas libre en fracturas naturales, o c) Gas absorbido sobre materia orgánica y superficies minerales. La explotación varía según esos modos de almacenamiento, tanto en lo que se refiere a velocidad como a costos, eficiencia y metodología.

¿Cómo es su modo de explotación?

El método por excelencia para recuperar el Oil-Shale, se conoce como retorta o retorting in situ, e implica el necesario calentamiento del que hablé más arriba.

Básicamente, un volumen de la pelita se lleva a la temperatura adecuada, mediante el uso de calentadores eléctricos colocados en pozos verticales que alcanzan la profundidad del reservorio. Los pozos no son solitarios, sino que a los fines de elevar la temperatura en toda el área de interés, y mantenerla por el tiempo suficiente, se cuentan por decenas, y varían  en número, según el volumen de la roca almacén. El calentamiento además debe durar un par de años hasta que el depósito produzca la transformación de querógeno a petróleo.

Para el caso del Gas-Shale, lo que se requiere es generar artificialmente una permeabilidad que permita la  explotación a una tasa de flujo económicamente rentable. Esa permeabilidad artificial se obtiene mediante fracturamiento hidráulico -también conocido como fracking-, que se provoca inyectando agua a alta presión en pozos que alcanzan la roca portadora del gas.

Inicialmente se usaban pozos verticales, en los cuales la tasa de producción decaía rápidamente, razón por la cual se comenzaron a realizar perforaciones horizontales.

¿Por qué genera tanta polémica esta técnica extractiva?

Básicamente por dos motivos: por un lado por la fuerte intervención en el sistema natural del que los reservorios forman parte; y por el otro por el uso intensivo de dos recursos caros; el agua para el fracking, y la electricidad para el retorting.

En la primera de las objeciones, la respuesta está en el estudio previo del sistema, asegurándose de no intervenir en zonas de equilibrio metaestable, o de fragilidad natural, que podrían disparar consecuencias no deseadas. Para ello, es imprescindible analizar variables como porosidad, permeabilidad, densidad de grano de la roca; condiciones geomecánicas como respuestas a los esfuerzos, propiedades elásticas, y comportamiento del agente sostén, y por supuesto, la susceptibildad del ambiente. Todos esos estudios son básicamente geológicos, petrológicos y geofísicos, y los resultados nunca dan garantías absolutas, por la complejidad de los sistemas naturales.

Pero eso es aplicable a toda forma de intervención humana, no sólo a la explotación de yacimientos.

Para el caso de la objeción relativa al uso de de otros recursos valiosos, como agua y energía, se impone el análissi de costo- beneficio.

En definitiva, lo que se impone es una Evaluación de Impacto Ambiental (EIA), que cuando se realiza de manera adecuada, analiza los subsistemas geológicos que mencioné en primer término; el subsistema económico que mencioné luego; y todos los otros involucrados, como la fauna y flora, la ocupación humana del territorio, los efectos sociales de aceptación o rechazo por parte de la población, provisión de fuentes de trabajo, construcción de infraestrutura, etc. etc.

¿Cuál es el potencial de esta clase de yacimientos, particularmente en Argentina?

Al presente, los estudios exploratorios han identificado 5 cuencas petroleras, con potencial en hidrocarburos no convencionales. Ellas son:

• Cuenca Cretácica del Noroeste: Formación Yacoraite, con roca madre de edad Cretácica.
• Cuenca del Golfo San Jorge: Fm. Pozo D-129, y Fm. Aguada Bandera.
• Cuenca Austral: roca madre pelitas marinas de la Fm.Palermo Aike/ Fm. Inoceramus.
• Cuenca Cuyana: contiene una roca fuente de alta calidad de edad Triásica.
• Cuenca Neuquina: con cuatro facies marinas ricas en materia orgánica, de nombre Los Molles (Jurásico inferior a medio); Vaca Muerta (Jurásico superior) y Fm. Agrio (Cretácico superior); y Fm. Puesto Kauffman (Triásico tardío- Jurásico temprano).

De acuerdo con esto, Argentina ocuparía el tercer lugar en el mundo en materia de recursos de hidrocarburos no convencionales, siendo superada sólo por China y Estados Unidos.

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Un abrazo y hasta el miércoles. Graciela.

P.S.: La imagen que ilustra el post es el mapa de Cuencas con formación de hidrocarburos no convencionales de Argentina, y procede de: AbeCé de los Hidrocarburos en reservorios No Convencionales. IAPG  (Instituto Argentino del Petróleo y el Gas) 2013.

Hace un tiempo he comenzado a explicarles algunas cosas con respecto al petróleo, y ahora voy a avanzar un poquito más con algo que les quedé debiendo: los reservorios denominados trampas.

¿Qué son las trampas petrolíferas?

Como les expliqué ya en el post que les mandé a leer y cuyo link está más arriba, el petróleo cuando se genera, comienza a moverse, principalmente hacia arriba, para aliviar las presiones a las que se encuentra sometido. Ese movimiento sólo se detiene cuando en su camino (atravesando siempre materiales permeables) se interpone un cuerpo impermeable, que al retener el combustible pasa a denominarse trampa petrolífera.

Así, pues, lo que interesa a los prospectores de petróleo es precisamente encontrar ese contacto entre materiales porosos y permeables que permiten la llegada del recurso, y la roca que no le deja seguir «fugándose», sino que lo obliga a acumularse en yacimientos explotables.

¿Qué tipos de trampas existen?

En los albores de la explotación petrolera, la mayor parte de los hallazgos se relacionaban con domos y anticlinales y por ende, llegó a pensarse que eran esas dos las únicas posibilidades existentes para que se generaran yacimientos rentables. Hoy sin embargo, sabemos que existen  al menos dos grupos de trampas convencionales, y hay también yacimientos no convencionales, que hoy están tan de moda que justifican su análisis en otro post que haré más adelante.

Repito que hoy sólo me ocuparé de las trampas convencionales, ya que es tema más que suficiente por sí mismo. Y dentro de ellas, la clasificación vigente es de trampas estructurales, y trampas estratigráficas. Existe también la posibilidad de que ambos tipos se combinen generando las trampas mixtas.

Las trampas estructurales son aquéllas en las que el contacto entre el material permeable y el impermeable ha resultado de movimientos tectónicos; mientras que las estratigráficas resultan de una sucesión de capas no perturbadas por movimientos posteriores importantes. En ellas, las capas superiores son impermeables e impiden la continuación de los movimientos del petróleo. También pueden deberse a cambios laterales de facies,  por ejemplo un acuñamiento de las capas porosas.

¿Cuáles son las trampas estructurales más comunes?

Entre las más habituales pueden mencionarse:

• Anticlinales. Más adelante vendrán posts detallados en que les explique qué son los anticlinales y cómo se forman, pero por ahora represénteselos como una serie de estratos sedimentarios arqueados, con su convexidad hacia arriba. Cuando los estratos se van plegando, el petróleo y el gas ascendentes se acumulan en su charnela (la parte de la curvatura). Cuando coexisten  agua, gas y petróleo, se acomodan éstos según su densidad, con el gas sobre el petróleo, y ambos sobre el agua. Cuanto más alargados sean, y menos pendiente presenten los flancos de los plegamientos, más favorables son como trampas, ya que ponen a disposición del combustible un camino más expedito. Es común que las capas productivas de un anticlinal se dispongan unas sobre otras, y los espesores útiles pueden variar desde decenas de centímetros a centenas de metros. El 80 % de los yacimientos conocidos ocurren en anticlinales.
• Fallas. A veces los contactos requeridos entre rocas permeables e impermeables resultan de los movimientos a lo largo de fracturas que generan algo así como un escalón en donde se acumula el petróleo. A veces los espejos de falla generan estructuras tan impermeables que el ascenso llega hasta la superficie o cerca de ella. Si la falla es muy abierta, no presenta espejos de fricción y sus labios están separados por erosión, la presión que impulsa el combustible hacia arriba puede desaparecer, y en tal caso, el fluido se pierde hacia abajo por simple gravedad.
• Domos salinos. En este caso, los domos actúan como lo harían anticlinales cerrados y buzantes en todas las direcciones, acumulando el petróleo en su periferia.  Ellos se deben a que la sal, cuando está a gran profundidad, buscando aliviar su presión, asciende en columnas que deforman gradualmente los estratos que tienen por encima, acumulándose en los capas levantadas, adyacentes al propio domo salino.
• Sinclinales. Son también plegamientos pero en ellos la concavidad es la que apunta hacia arriba, y tienden a acumular el petróleo en su interior.
• Monoclinales y terrazas estructurales. Se diferencian de los pliegues en que tienen sólo un flanco, como veremos en otros posts, pero proveen también contactos entre rocas permeables e impermeables.

¿Cuáles son las trampas estratigráficas más conocidas?

En todos los casos, simplemente hay cambios en la permeabilidad del estrato portador, por razones que son casi obvias, ante la sola mención. Si bien hay otras posibilidades, las más comunes son:

• Acuñamientos laterales. En esos casos, el estrato permeable que permite la movilización del petróleo, se va adelgazando lateralmente hasta desaparecer, quedando allí el combustible entrampado por las rocas impermeables vecinas.
• Discordancias. Es decir, secuencias discontinuadas por efectos de cambios climáticos o erosivos, que hacen que aparezcan cambios significativos, entre otras cosas en la porosidad y permeabilidad, entre las sucesivas capas que yacen unas sobre otras.
  
• Lentes aislados de materiales permeables.
• Disminución vertical de porosidad por el peso de los estratos suprayacentes.
• Antiguos arrecifes coralinos enterrados.

¿Cuánto tiempo permanecen las trampas como tales?

Normalmente durante la perforación de la cubierta natural, tanto el petróleo como el gas natural, buscando liberarse de la presión, migran desde los espacios porosos de la roca madre hasta el pozo perforado. Sólo en muy raras ocasiones, si la presión es muy elevada, el combustible puede llegar hasta la superficie y crear un pozo surgente, como se suele ver en las películas con el final feliz de gente que se vuelve instantáneamente rica. En la mayoría de los casos, por el contrario, deben instalarse bombas para sacar el petróleo. Cualquiera sea la situación, una de las formas en que una trampa deja de serlo, es por simple agotamiento al cabo de una extracción prolongada.

Pero también las trampas pueden desaparecer naturalmente, si por ejemplo, nuevos movimientos tectónicos desplazan los hidrocarburos a otros sitios. Igualmente la erosión superficial puede abrir espacios que cambian el cuadro completo.

Como dije ya más arriba, es también posible que determinados procesos alivien de tal manera la presión, que al ser ésta menor que la fuerza gravitatoria, los petróleos dejen de ascender, y se pierdan hacia las pofundidades.

Es por eso que en general, las rocas más productivas suelen ser las más jóvenes, porque han sufrido menos cambios acumulativos a lo largo del tiempo. Por esas razones los mejores yacimientos son de la era Cenozoica, seguidos por los de edad Mesozoica. Sólo en tercer lugar aparecen los yacimientos del Paleozoico, que producen bastante menos. Prácticamente no hay petróleos del Precámbrico, puesto que la génesis es a partir de materia orgánica, que eclosiona recién en el Cámbrico.

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Un abrazo y hasta el miércoles. Graciela.

P.S.: La imagen que ilustra el post es del libro CIENCIAS DE LA TIERRA de Tarbuck, E. J.; Lutgens, F. K., y Tasa, D.