Locos por la Geología

Entradas con la etiqueta ‘Petróleo’

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 ENERG͍A 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 los 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 análisis 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.

Si este post les ha gustado como para llevarlo a su blog, o a la red social, por favor, mencionen la fuente porque esta página está registrada con IBSN 04-10-1952-01.

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 represéntenselos 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 profundidades.

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.

Si este post les ha gustado como para llevarlo a su blog, o a la red social, por favor, mencionen la fuente porque esta página está registrada con IBSN 04-10-1952-01.

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.

Otra vez voy a comenzar con un tema que nos ocupará muchas veces, y también nuevamente lo hago a instancias de mis explotadores intelectuales, Dayana y Pulpo, que me ordenan de manera inapelable qué temas debo tratar.

Y la verdad es que nunca se equivocaron, porque son los temas que ellos me instaron a tratar, los que significaron los posts más visitados.

Por esa razón, ya el lunes pasado les anuncié (a ustedes, no a ellos) que vendría un post para explicar la generación del petróleo, y éste es ese post.

¿Qué es el petróleo?

Ya en el post de la semana pasada expliqué algunas cosas, pero hoy vamos a avanzar un poquito más.

Comencemos por la etimología. la palabra petróleo procede de dos vocablos latinos: petros= piedra y oleum= aceite, por lo cual se la usó para designar inicialmente a los combustibles líquidos que se alojaban en las rocas, y que se creía que eran aceites por ella segregados.

Como ya les dije en el post que los mandé a leer, la potencia calorífica de un combustible depende de su contenido en C e H, y precisamente el petróleo es un hidrocarburo, vale decir que su fórmula química es esencialmente resultante de una mezcla de CH y algunos otros elementos, que suelen aparecer como impurezas. Cuando las impurezas son compuestos de azufre (S), el petróleo suele tener un fuerte y desagradable olor. También el oxígeno (O), el nitrógeno (N) y el fósforo (P) son elementos comúnmente presentes en el petróleo.

A veces los petróleos pueden llegar a contener agua salada que dificulta su explotación y debe ser eliminada antes de cualquier otro tratamiento.

¿Hay un solo tipo de petróleo?

No, ciertamente no, y otra vez los criterios para su clasificación pueden ser varios y diferentes.

En este caso, voy a elegir una división basada en la relación entre C e H presentes en su composición, lo que determina un cierto número de series naturales, de las cuales las más importantes son:

• la parafénica, de fórmula general CnH2n+2, y que se manifiesta con petróleos generalmente claros, con tonos amarillentos a verdosos.
• la nafténica, de fórmula general CnH2n, cuyo residuo de destilación es asfáltico, y se manifiesta con petróleos de colores algo más oscuros que los de base parafénica.
• la serie del acetileno, con fórmula general CnH2n-2,
• la del benceno, que incluye petróleos aromáticos con fórmula CnH2n-6.

¿Cuál es la materia prima para la formación del petróleo?

Como ya he adelantado un par de veces, la materia prima para la formación del petróleo es de carácter orgánico, pero esto no se conoció desde siempre, ya que originalmente se le atribuyó un origen puramente químico, en el interior de la corteza, o en zonas volcánicas. En laboratorio, esto se «demostraba» generando acetileno a partir de la combinación de agua y carburo de calcio.

Debió pasar mucho tiempo hasta que se reconociera que eran los restos de antiguos organismos, los responsables de la generación de estos hidrocarburos. Y esto generó nuevas confusiones, que ya aclaré en el post de la semana pasada.

Pero vale la pena mencionar cómo se descartó la teoría química, a partir de las siguientes pruebas:

• Algunos de los compuestos del petróleo tienen la propiedad de alterar la dirección de vibración de los rayos luminosos. Esta actividad óptica es característica de ciertas sustancias producidas por plantas y animales, pero nunca compartida por los hidrocarburos generados por reacciones químicas en laboratorio.
• Algunos constituyentes nitrogenados del petróleo incluyen trazas de un grupo de compuestos llamadas «porfirinas» que se forman a partir de la clorofila o de las correspondientes sustancias de origen animal.
• Salvo casos muy excepcionales, no se puede establecer relación alguna entre los yacimientos petrolíferos y zonas volcánicas o de rocas ígneas dominantes.

¿Cómo se produce el paso de la materia orgánica al combustible?

Un muy buen esquema aparece en la imagen que ilustra el post, y que paso a relatarles.

A pesar de que por lo general el público imagina que los hidrocarburos se formaron a partir de los restos de grandes animales, que luego se acumularon a cierta profundidad en grandes lagos o bolsones, poco hay de cierto en todo ello, aunque tampoco se aleja tan extremadamente de lo que realmente ocurrió.

En efecto, los hidrocarburos se formaron a partir de restos de seres que alguna vez estuvieron vivos. Pero no necesariamente se trataba de dinosaurios o animales de ese porte.

Lo que plantea en cambio la «teoría orgánica» hoy vigente, implica que el petróleo y el gas se generaron en ambientes
acuáticos, a partir de material orgánico, mayoritariamente compuesto por microorganismos como el plancton.

Ese tipo de material orgánico oceánico es, y también lo fue en el pasado, mucho más abundante que todas las otras formas de vida. Por esa razón, los restos generados al morir los mencionados microorganismos, se acumulaban en el lecho de estuarios, mares y lagos, al mismo tiempo que otros materiales inorgánicos.

A lo largo de miles a millones de años, las capas de estos restos que ocupaban las posiciones más bajas se iban hundiendo por el peso de nuevos sedimentos acumulados sobre ellas, con lo cual los residuos orgánicos resultaban sometidos a condiciones de elevada presión y temperatura, en un ambiente reductor, es decir, sin oxígeno.

En ese ambiente, sólo pueden medrar determinadas bacterias, pero la materia orgánica no es devorada por animales más complejos, con lo cual la acumulación continúa mientras comienzan a producirse algunos cambios resultantes de la presión y temperatura en aumento, y de la incrementada extracción de oxígeno por parte de las propias bacterias.

Esto ocurre a lo largo de millones de años, y la materia depositada comienza a sufrir numerosas modificaciones físicas y químicas.

En primer lugar se va generando un material parafinoso, conocido como «querógeno», que aún hoy se encuentra en pleno proceso de formación en algunos sitios de depositación más reciente, como pueden demostrarlo los fangos colectados en el Mar Negro, en los que hasta un 25 % de los compuestos presentes todavía se reconocen como materia orgánica, y dentro de esa fracción hasta un 10% se presenta como restos de base parafínica.

Aun cuando algunos detalles de la formación del petróleo no están del todo esclarecidos, se especula que además de la presión, temperatura y acción bacteriana, otros agentes intervinientes serían: adición de hidrógeno de fuentes profundas, presencia de catalizadores, y hasta muy probablemente alguna injerencia de la radiactividad.

A este proceso se lo conoce como «catagénesis» y como se produce en depósitos en los que también hay materia mineral inerte, se va generando una roca en cuyos poros quedan retenidos los hidrocarburos que se van formando.

Cada una de estas rocas se conoce como «roca generadora» o «roca madre», y suele ubicarse a grandes profundidades, del orden de los miles de metros.

¿En cuánto tiempo sucede esto, y de qué antigüedad son los yacimientos petrolíferos?

El proceso, lo repito, dura desde cientos de miles a millones de años, y hoy mismo se sigue produciendo, tal como señalé más arriba, aunque sus resultados finales seguramente no se harán efectivos antes de muchos miles de años.

Existen yacimientos de muy diversas edades, comprendidas desde el Paleozoico hasta los más recientes, pero el hecho de que no se conozcan yacimientos importantes anteriores a la eclosión de la vida que señala el nacimiento de la Era Paleozoica, es una prueba más de su origen orgánico.

¿Qué pasa después de la formación del petróleo?

El petróleo que está encerrado en los poros de la roca madre se encuentra sometido a altísimas presiones, por lo cual, cuando la permeabilidad del material hospedante lo permite, y a favor de su estado generalmente líquido, el hidrocarburo tiende a ascender, o al menos a migrar, para aliviar esa presión confinante.

Los movimientos migratorios del petróleo se realizan por uno o más de los siguientes mecanismos:

• Compresión por compactación. Esto sucede porque al continuar la acumulación de sedimentos sobreyacentes, los poros disminuyen de tamaño y tienden a expulsar los líquidos que contienen, hacia materiales de poros más grandes. Este movimiento no es exclusivamente ascendente, sino que se produce en todas las direcciones posibles.
• Capilaridad. Fenómeno que ocurre cuando materiales que contienen petróleo están en contacto con materiales que contienen agua, situación muy corriente en los fondos marinos. Debido a que el agua tiene mayor tensión superficial, se mueve hacia los poros menores, de los que desaloja al petróleo. Este mecanismo se conjuga muy bien con el anterior.
• Flotación. Allí donde hay poros grandes, pueden coexistir petróleo y agua en un mismo reservorio, migrando el petróleo hacia arriba por su menor densidad.
• Corrientes de aguas subterráneas. Si se da la situación anterior, no solamente se estratifican el agua, petróleo y hasta gas, en capas desde abajo hacia arriba, sino que los hidrocarburos pueden moverse «montados» en las corrientes.
• Gravedad. Si no hay agua en el sistema, el petróleo alojado en poros lo suficientemente grandes, tiende a deslizarse hacia abajo por efectos de la gravitación.

Esta migración no es eterna ni infinita, sino que ocurre mientras existan rocas permeables que permitan la movilización de los fluidos a su través. El movimiento termina en donde se produce lo que se llama una «trampa» que pone en contacto la roca permeable que permite la llegada del hidrocarburo, con un material impermeable que lo retiene allí, generando su acumulación rentable. Esas trampas son las que constituyen los yacimientos.

Por eso es que convencionalmente se buscaban esa clase de contactos, hoy se explotan también los yacimientos no convencionales, pero eso ya es tema para otro post.

Si este post les ha gustado como para llevarlo a su blog, o a la red social, por favor, mencionen la fuente porque esta página está registrada con IBSN 04-10-1952-01.
Un abrazo y hasta el miércoles. Graciela.
P.S.: La imagen que ilustra el post es del libro que sirvió de base para este post:

El abecé de los hidrocarburos en reservorios no convencionales de Ernesto López Anadón … [et.al.]. – 1a ed. – Buenos Aires : Instituto Argentino del Petróleo y del Gas, 2013.

En las fotos de abajo, tomadas por Guillermo y Dayana en su último viaje a EEUU, pueden ver muestras de crudo de la Wiess Energy Hall del Museo de Ciencias Naturales de Houston. Allí hay varios tubos con material de distintos lugares del mundo, en los que se pueden ver las diferencias entre ellos. Moviendo la manivela de la derecha se puede hacer caer el crudo para poder apreciar la viscosidad y el color más nítidamente.

Crudo de Oriente medio

Crudo del condado de Crockett Texas, EEUU

Crudo del oeste de Texas, EEUU

Crudo de Venezuela

Ahora he descubierto otro estilo completamente diferente en materia de canciones relacionadas con la Geología. A ver qué les parece.

Espero verlos el próximo lunes, con otro post mucho más académico. Un abrazo, Graciela.