Centro de Resiliencia de Aranjuez

Análisis y recursos eco-sociales de adaptación para la transición del siglo XXI

Origen del Petróleo: teoría biótica (orgánica)


Foto:http://unidades.climantica.orgApreciado lectores,

Hace unos días publicabamos un post, “Análisis y opinión: confesiones de un “ex creyente” en la teoría del cénit del petróleo, por Willian Enghal”, donde se cuestionaba la teoría del Peak Oil y el origen orgánico del crudo, defendiendo su origen abiótico, es decir inorgánico. Dos días más tarde a nuestra publicación en CSA, y dando cuenta de la “química” que hay en esto del petróleo y de los especialistas que escriben sobre ésta fuente energética, apareció un post en el blog “The Oil Crash” remitido al blog por Lui Cosin, donde se exponía, entre otros aspectos, el origen biótico del petróleo. Es un post con muchas connotaciones técnicas pero interesante para conocer el origen del petróleo desde el punto de vista orgánico. Hasta la fecha, una mayoría importante de la comunidad científica, social y económica, sigue apostando por un origen orgánico o biótico del elemento cumbre, de nuestra “cultura del crudo.”

Saludos. CSA

Algunos geólogos apoyan la hipótesis del origen abiogenético del petróleo y sostienen que en el interior de la tierra existen hidrocarburos de origen  estrictamente abiogenético. Los químicos Marcellin Berthelot y Dmitri Mendeleev, así como el astrónomo Thomas Gold llevaron adelante esta teoría en el mundo occidental al apoyar el trabajo de Nikolai Kudryavtsev en la década de 1950 .Actualmente, esta teoría es apoyada principalmente por Kenney y Krayushkin.

La hipótesis del origen abiogenético del petróleo es muy minoritaria entre los geólogos. Sus defensores consideran que se trata de “una cuestión todavía abierta”. La extensiva investigación de la estructura química del querógeno ha identificado a las algas como la fuente principal del petróleo. La hipótesis del origen abiogenético no puede explicar la presencia de estos marcadores en el querógeno y el petróleo, así como no puede explicar su origen inorgánico a presiones y temperaturas suficientemente altas para convertir el querógeno en grafito. La hipótesis tampoco ha tenido mucho éxito ayudando a los geólogos a descubrir depósitos de petróleo, debido a que carece de cualquier mecanismo para predecir dónde podría ocurrir el proceso. Más recientemente, los científicos del Carnegie Institution for Science han descubierto que el etano y otros hidrocarburos más pesados pueden ser sintetizados bajo las condiciones del manto superior. http://es.wikipedia.org/wiki/Petr%C3%B3leo

1.- CÓMO SE FORMAN LOS COMBUSTIBLES FÓSILES

Los combustibles fósiles son, esencialmente, materia orgánica fosilizada, procedente de organismos vivos. En términos cuantitativos de masa, la materia viva está compuesta esencialmente por:

Glúcidos (o carbohidratos), que forman parte de la pared celular y los tejidos estructurales de los vegetales (tallos, ramas, hojas, tronco…).

Lípidos (o grasas, principalmente triglicéridos), que constituyen reservas de energía metabólica.

Tambien contiene proteínas y ADN, pero en cantidades que son comparativamente muy pequeñas, irrelevantes para el análisis que vamos a hacer. Carbohidratos y lípidos fosilizan de forma diferente y conducen a materiales totalmente distintos.

1.1.- Fosilización de los lípidos: el petróleo y el gas natural

Los lípidos o grasas (en su mayor parte, triglicéridos) son compuestos ricos en hidrógeno y pobres en oxígeno. Su fórmula estequiométrica:

 Cn+1 H2n+2 O3

Es casi la de un hidrocarburo convencional (CnH2n+2), y su estructura en largas cadenas de carbono e hidrógeno enlazados:

Estructura de un triglicérido típico, formado por una molécula de glicerina (3 carbonos, a la izquierda) y largas cadenas de carbono e hidrógeno, que pueden superar los 15 o incluso 20 eslabones. Los triglicéridos, desde el punto de vista químico, son ésteres de glicerina con ácidos grasos de cadena larga.

Debido a la escasa presencia de oxígeno no fermentan, sino que, por medio del calor y la presión, y en ausencia de oxígeno, sufran dos tipos de reacciones:

Transesterificación, que forma largas cadenas de hidrocarburos, lo que da lugar a aceites minerales (biodiesel).

Rompimiento (“cracking”) térmico o pirólisis, que produce la descomposición térmica de triglicéridos y otros compuestos orgánicos en moléculas más simples, como alcanos, alquenos y sustancias aromáticas (componentes fundamentales del petróleo y el gas natural) y ácidos carboxílicos.

Las moléculas pequeñas resultado del cracking (fundamentalmente metano 90-95%, etano 2-6%, y propano 1-2%), junto con otros gases como helio, sulfuro de hidrógeno, nitrógeno y mercaptanos forman lo que se conoce como “gas natural”.

Por este motivo, el gas natural suele acompañar a los yacimientos de petróleo y constituye una parte fundamental de las reservas de combustibles fósiles.

El plancton marino y las algas microscópicas acumulan grasa en gran cantidad en sus organismos, como almacén de energía:

Por lo que se cree que son las principales fuentes de materia orgánica de las que derivan el petróleo y el gas natural que existen en la actualidad.

1.2.- Fosilización de los hidratos de carbono: el carbón

Los hidratos de carbono tienen la fórmula general:

 Cn+x H2nOn

Estequiométricamente, son casi una combinación de carbono (C) y agua (H2O). Por eso se les llama “hidratos de carbono”.

Por este motivo:

Pueden ser fermentados debido a la acción de bacterias anaeróbicas, que consumen el propio oxígeno de los carbohidratos para producir energía, liberando CO2 y H2O e incrementando gradualmente el contenido en carbono a medida que el oxígeno se va a agotando (notar que esto no ocurre con los lípidos, que no fermentan). Este proceso se conoce como “carbonificación”.

Además, sometidos a grandes presiones y temperaturas, sufren una reacción de deshidratación (pérdida de agua) dejando carbono elemental (lo que se conoce tambien como “carbonización”). Es lo que observamos, por ejemplo, cuando se calienta sin arder una madera o un trozo de papel. El proceso de deshidratación a altas temperaturas es el que genera el carbón vegetal o “picón”.

Por su abundancia, hay dos hidratos de carbono que merecen mención especial: la lignina y la celulosa.

La celulosa es un polímero natural, formado por unidades de glucosa (que es un carbohidrato) polimerizadas (conectadas unas con otras en una especie de malla extensa):

Estructura molecular de la celulosa

La celulosa forma las paredes celulares de los vegetales: La pared de una célula vegetal joven contiene aproximadamente un 40% de celulosa; la madera un 50%, mientras que el ejemplo más puro de celulosa es el algodón con un porcentaje mayor al 90%.

Por su parte, la madera es rica en lignina (el nombre viene precisamente de la palabra latina “lignum” que significa “madera”), que es otro polímero natural, de estructura más compleja que la celulosa pero con estequiometría similar (de carbohidrato), y está presente en gran cantidad en las paredes celulares de las plantas y también en las dinophytas del reino Chromalveolata.

Estructura molecular de la lignina

Por ejemplo, hay un tipo de carbón joven llamado lignito, que se llama así por tener muchas veces la forma de la madera de la que proviene:

Pieza de Lignito

2.- CUÁNDO Y CÓMO SE FORMARON LOS COMBUSTIBLES FÓSILES

Los combustibles fósiles, a los que hoy somos tan aficionados, tienen su origen en dos eras muy concretas del paleozoico: el Devónico y el Carbonífero.

Las eras del paleozoico (escala en millones de años)

Los tipos diferentes de vida (y materia orgánica asociada) presentes en estos periodos y las diferentes formas en que ésta se fosiliza, dieron lugar a petróleo y gas en el Devónico y carbón en el Carbonífero.

2.1.- El petróleo y el gas natural

Durante el Devónico (nombre que proviene del condado de Devon, en Inglaterra), los océanos y los ríos se llenaron de plancton y algas microscópicas que, como hemos visto, acumulan gran cantidad de grasa en sus organismos.

A medida que sus cadáveres se iban acumulando en cuencas sedimentarias, normalmente mares poco profundos y cuencas de ríos, e iban siendo recubiertos por nuevas capas de sedimentos, la presión y la temperatura en los sedimentos más profundos aumentaban hasta que se iniciaron las reacciones de fosilización, que conducen a la formación de petróleo y gas natural.

El proceso de formación del petróleo y el gas natural es lento y azaroso y tiene los siguientes pasos:

  • Los sedimentos mezclados con arenas se depositan en un ambiente anaerobio en el fondo de cuencas sedimentarias marinas y fluviales.
  • Poco a poco, van siendo recubiertas por nuevas capas de sedimentos, lo que hace que se vayan hundiendo y vaya aumentando su presión y temperatura.
  • A suficiente presión y temperatura, comienzan las reacciones de formación de hidrocarburos y se transforman poco a poco en arenas asfálticas. En algunos casos el proceso se detiene aquí (por ejemplo, en los yacimientos de arenas asfálticas de Canadá).
  • Posteriormente, a presiones aún mayores, las arenas asfálticas se metamorfizan (se producen cambios mineralógicos) dando lugar a rocas areniscas impregnadas de petróleo y gas y se intensifica el “cracking” de los hidrocarburos pesados para dar origen a otros más ligeros.
  • En algunos casos, a temperaturas demasiado altas o mantenidas demasiado tiempo, todos los hidrocarburos se transforman en gas natural. Normalmente, sólo una parte se transforma en gas y el resto permanece como hidrocarburos líquidos.
  • Los hidrocarburos y el gas migran hacia arriba, habitualmente por tener menor densidad que el agua y la roca, o bien por ser arrastrados y lavados por la capa de agua inferior.

La migración continúa hasta que:

      • O bien emergen al exterior, formando fumarolas de gas o afloraciones de betún, como las que pueden verse en ciertas zonas del mar Muerto (de ahí viene el “betún de Judea”):

      • O bien quedan atrapadas por una roca impermeable, llamada roca “sello” o “trampa” (típicamente rocas salinas en antiguas cuencas marinas o bien rocas arcillosas en antiguas cuencas fluviales)

De hecho, se estima que la inmensa mayoría del petróleo y gas (más del 99%!) formado a lo largo del tiempo ya ha escapado a la superficie. Queda sólo aquél que, azarosamente, ha sido capturado en una trampa por una roca sello, típicamente arcillas (en zonas fluviales) y rocas salinas (en antiguos mares) que son poco permeables.

La roca en la que el petróleo y el gas quedan impregnados se llama roca “almacén” y tiene una importancia fundamental. De sus características físicas y químicas depende la cantidad de petróleo que se podrá extraer de un yacimiento.

Lutita: típica roca porosa que sirve de almacén de hidrocarburos

Cada petróleo tiene “su” receta y “su” historia. No hay dos iguales. Incluso la composición de lo que se extrae de cada yacimiento varía a lo largo del tiempo.

Crudo ligero (Nigeria, Venezuela); Crudo intermedio (Brent); Crudo pesado.

Por este motivo, a efectos comerciales, se suele trabajar con valores medios de densidad, contenido en azufre…etc. El petróleo comercial es una mezcla de producto de varios pozos con una especificación más o menos constante.

Así pues, sacar petróleo es más bien parecido a la imagen de la derecha, más que a la creencia tradicional que uno se puede imaginar con la imagen de la izquierda:

Sacar petróleo es como absorber líquido de una esponja con una pajita.

3.- DÓNDE ENCONTRARLOS

Como se ha explicado en la discusión anteiror, el petróleo y el gas natural se encuentran en:

  • Zonas que han sido cuencas sedimentarias de mares y ríos en el Devónico.
  • Que han sufrido procesos geológicos de metamorfización de las arenas sedimentarias a roca arenisca.
  • Y que disponen de una capa de roca impermeable que ha impedido que los hidrocarburos formados escapasen a la superficie.

 Por su parte, el carbón se encuentra en:

  • Zonas que han sido cuencas sedimentarias de mares poco profundos y pantanos en el Carbonífero.
  • Y que se encuentran en zonas de vegetación abundante en la época.

Y es mucho más abundante que el petróleo y el gas. Suele localizarse bajo una capa de pizarra y sobre una capa de arena y arcilla.

4.- CÓMO SE ENCUENTRAN

El dios Hades de los giegos (Plutón para los romanos) regía el inframundo y custodiaba con celo sus tesoros. Se le invocaba golpeando el suelo con la mano o con una vara y lanzando toda clase de maldiciones. ¿Cómo encontramos petróleo y gas en la actualidad?

 Pues bien: haciendo exactamente eso mismo! Aunque las maldiciones se guardan para los casos en los que se perfora un agujero y no aparece nada.

Una vez que hemos identificado una antigua cuenca sedimentaria, una parte fundamental de la exploración consiste en hacer “mapas” de las capas profundas de la corteza terrestre.

Esto se consigue por medio de técnicas sísmicas:

Obtención de datos sísmicos con un generador de ondas sísmicas y geófonos

Un dispositivo generador de ondas sísmicas (algo que golpea el suelo o detona pequeñas cargas explosivas) genera ondas que se reflejan y se refractan en las diferentes capas del suelo y son “escuchadas” por geófonos situados a una cierta distancia de la fuente.

El suelo, por ser muy denso, es un excelente transmisor del sonido, lo que podemos comprobar por ejemplo en verano, en la playa, poniendo el oído en el suelo y escuchando las pisadas de un partido de fútbol a más de 100 metros. Además, la velocidad del sonido es muy diferente en función de la composición de cada capa suelo.

Midiendo los tiempos que tardan las ondas en volver a la superficie y ser recogidas por los diferentes geófonos, y resolviendo los sistemas de ecuaciones correspondientes, se pueden hacer mapas relativamente precisos de las diferentes capas.

Ejemplos de mapas sísmicos

Estos mapas sísmicos no miden distancias, sino tiempos!

Para obtener la profundidad de cada capa, hay que conocer la densidad y la velocidad del sonido en cada segmento, y eso sólo podrá hacerse más adelante, con los primeros sondeos.

Los geólogos y geofísicos pasan horas delante de estos diagramas, asistidos por ordenadores potentes, para tratar de detectar las formaciones susceptibles de convertirse en trampas de petróleo.

Es típico el caso de las anticlinales (pliegues convexos hacia abajo) y fallas (por las que el petróleo migra hacia la superficie).

Anticlinal con roca almacén y roca sello

De hecho, los ordenadores modernos, con capacidad de proceso que hace unos pocos años era impensable, han supuesto un salto cualitativo en la calidad de estos análisis preliminares y han mejorado drásticamente la fiabilidad de esta tecnología. Los descubrimientos más recientes serían imposibles sin esta tecnología, pues requieren miles de millones de horas de cálculo manual.

Una vez localizada una zona prometedora, hay que hacer la primera perforación… La perforación el primer pozo de test es un momento clave.

  • Una perforación onshore (sobre la tierra firme) puede costar casi un millón de dólares (sin contar los costes de transferir la maquinaria y las infraestructuras necesarias al lugar).
  • Una perforación offshore (sobre una lámina de agua, en una plataforma o barco) puede costar varias veces más y sólo está al alcance de las compañías más grandes.

La media de la industria a escala mundial es de 1 perforación exitosa por cada 15-20 perforaciones secas.

Plataforma de perforación (rig) onshore

Plataforma de perforación (rig) offshore

No hace falta comentar que, en la perforación offshore, la complejidad y el costo se incrementan rápidamente con el grosor de la lámina de agua intermedia.

La exploración en aguas profundas (lámina de agua de grosor superior a 1.000 m) sólo ha sido viable y razonablemente segura desde hace 7-8 años.

El carbón es, comparativamente, mucho más fácil de localizar y extraer. Suele aflorar en estratos a lo largo de fallas del terreno y encontrarse entre una capa de arcilla y otra de pizarra.

Veta de carbón a la vista en una falla de terreno.

Se estima que la mayor parte de las vetas de carbón están aún sin descubrir, por no ser rentable su explotación (son demasiado pequeñas o están demasiado alejadas de los centros de consumo).

5.- CÓMO SE ESTIMA LA CANTIDAD

 5.1.- No son lo mismo “Recursos” (“Oil in place”) que “Reservas”

 La cantidad total estimada de petróleo en un reservorio, incluyendo las partes extraíbles y no extraíbles, se llama “recurso” (“oil in place” en inglés).

Dadas las características de cada reservorio y las limitaciones de las tecnologías de extracción del petróleo, sólo una parte de los recursos puede llevarse a la superficie. Esta parte se denomina “reservas”.

El cociente reservas/recursos se denomina factor de recuperación, FR, (“recovery factor” en inglés) y varía enormemente de un lugar a otro. Depende de:

  • La densidad del petróleo. A mayor densidad, mayor dificultad para que fluya y poder extraer el petróleo.
  • La presión a la que se encuentre el reservorio. A mayor presión, mayor densidad del petróleo o gas y menos esfuerzo para extraerlo.
  • La porosidad de la roca almacén. A menor porosidad, más dificultad para que el petróleo o el gas fluyan y más pozos será necesario hacer.
  • La distribución física del reservorio (cuán irregular sea). Puede haber zonas inaccesibles que requieran la perforaciómn de pozos supletorios.
  • La tecnología utilizada: en general, el factor de recuperación mejora si se hacen inversiones adicionales en un reservorio como:
    • Inyección de gas o agua para aumentar la presión.
    • Inyección de surfactantes para mejorar la porosidad.
    • Inundación para arrastrar el petróleo hacia la parte superior del reservorio.
    • Uso de microbios anaerobios que “digieran” el petróleo más pesado y lo transformen en compuestos más ligeros.
    • Fracking” (fraccionamiento hidráulico o físico mediante explosiones) consistente en quebrar la roca almacén para mejorar su porosidad. Este tipo de tecnología permite exraer petróleo y gas de la pizarra (“shale oil” / “shale gas”), que es una roca muy poco permeable. Es un procedimiento polémico por la posibilidad de contaminar acuíferos y crear fallas o incluso terremotos locales.

En general:

  • El gas natural tiene un factor de recuperación superior al 80%.
  •  Los reservorios de petróleo ligero, como los de Nigeria, Irak o Arabia Saudí pueden llegar a factores de recuperación del 50%.
  • Los de petróleo intemedio (por ejemplo, el del Mar del Norte), no suelen superar el 20%, aunque con tecnologías mejoradas (“enhanced recovery”) pueden llegar al 25%.
  • Y los de pesado y extra-pesado, como el mexicano o venezolano, raramente superan el 5% en la actualidad, a no ser que la explotación se pueda hacer a cielo abierto (como en el caso de las arenas bituminosas de Canadá).

 Actualmente asistimos a un cierto “revival” de zonas que habían entrado en fase de declício avanzado gracias a las nuevas técnicas de recuperación avanzada (“enhanced recovery”). Se habla de recuperación secundaria o incluso terciaria.

5.2.- Reservas probadas, probables y posibles.

La contabilidad de reservas de petróleo y gas es la pesadilla del economista con mentalidad de contable, ya que no se suman reservas igual que se suman euros, dólares, coches o kilos de manzanas.

Para empezar, los criterios para medir la cantidad estimada de reservas no son uniformes, y algunas petroleras estatales usan sus propios criterios (no homologables) para estimarlas.

Vamos a comentar aquí los estándares más aceptados por la industria a nivel internacional.

En función de la certeza con la que se espera encontrar reservas en un yacimiento, se habla de reservas probadas, probables y posibles.

  • Las reservas probadas son aquéllas con una certeza superior al 90% de ser recuperadas con las condiciones técnicas y políticas actuales. Se suele hablar de P90 o 1P.
  • Las reservas probables son aquéllas con una certeza superior al 50% de ser recuperadas con las condiciones técnicas y políticas actuales. Se suele hablar de P50 o 2P. Es decir, son aquéllas que es más probable que existan que no.
  • Las reservas posibles son como “el cuento de la lechera”: son aquéllas con una certeza superior al 10% de poder ser recuperadas. Se suele hablar de P10 o 3P. Es una estimación generosa del tamaño posible del yacimiento.

Por lo que hemos comentado anteriormente sobre los factores de recuperación, las reservas posibles son varias veces superiores a las probables y probadas (del orden de 1 a 10 o 1 a 20).

Las compañías (privadas y algunas estatales) se someten periódicamente a auditorías de reservas para comprobar la veracidad de los números que publican.

El problema es que dos de las mayores petroleras estatales, que supuestamente acumulan más del 60% de las reservas mundiales de petróleo (no hace falta decir quiénes son!) y de las que depende buena parte del suministro mundial, no aceptan someterse a este tipo de auditorías.

Se supone que “alguien” debe estar manejando esos números, pero desde luego no son de dominio público.

 5.3.- Estimación de las reservas de petróleo y gas

Hay varios métodos para el cálculo de reservas, y normalmente se utilizan todos ya que cualquier información que sirva de contraste ayuda en la toma de decisiones de inversión que son enormemente costosas.

Se agrupan en tres categorías y todos tienen ventajas y desventajas:

  • Balance de material: Usa una ecuación termodinámica que relaciona el volumen de agua, petróleo y gas que han sido producidos en la historia del yacimiento y los cambios de presión observados en el mismo para deducir el petróleo restante. Requiere gran volumen de datos (que no siempre están disponibles) y sólo sirve para yacimientos que han producido entre el 10 y el 15% de su capacidad.
  • Curva de declinio: Utiliza la curva de producción histórica para estimar la producción futura, ajustándola a una curva de regresión (que suele ser hiperbólica, exponencial o armónica). Requiere un historial extenso y exhaustivo para que la estimación sea buena.

Curva típica de de declinio de un yacimiento con pico de producción al comienzo

  • Volumétricos: Intentan determinar la cantidad de petróleo presente (“oil in place”) utilizando el tamaño del yacimiento así como las propiedades físicas de sus rocas y fluidos. Se asume entonces un factor de recuperación, basado en la experiencia de yacimientos similares cuyo comportamiento es conocido y esto da unas reservas estimadas. Son los más útiles a la hora de tomar una decisión de explotación inicial y al comienzo de la vida del yacimiento.

En los métodos volumétricos, la industria suele usar el siguiente modelo de tipo “criba descendente” para determinar las reservas probadas, probables y posibles:

 Reservas = Volumen del yacimiento (V) × Porosidad (φ) × Saturación de hidrocarburos (S)                    × Factor de expansión a presión atmosférica (N) × Factor de recuperación (FR)

El producto Recursos = V×φ× S ×N no es más que el “oil in place” que, multiplicado por el factor de recuperación (FR), nos da las reservas.

Vamos a ver cómo se determina cada uno de estos factores:

    • Volumen del yacimiento (V): Ya hemos explicado cómo el petróleo se encuentra retenido, habitualmente entre una roca impermeable (roca sello) y una capa de agua inferior. El asunto es estimar tanto el grosor de la capa como su extensión. Para ello, los geólogos suelen apoyarse en información proporcionada por pozos de muestreo realizados a lo largo de una región, imágenes de sísmica y correlaciones con otros yacimientos ya conocidos (la industria tiene tras de sí más de 100 años de experiencia en equivocaciones evaluando el tamaño de yacimientos).
    • Porosidad (φ): Mediante pozos de muestreo, se extrae material y se somete a un análisis mineralógico para determinar el tamaño medio del poro y el grado de conectividad entre poros adyacentes. De esta forma, se evalúa el espacio real disponible para petróleo y gas “extraíbles”.
    • Saturación de hidrocarburos (S): En los yacimientos, y debido al propio proceso de formación del petróleo y el gas, éstos suelen estar mezclados con agua. La saturación en aceite o gas (porcentaje en masa de aceite o gas y agua en la roca) se determina mediante muestras.
    • Factor de expansión a presión atmosférica (N): Los yacimientos suelen estar bajo km de roca, a presiones inmensas, por lo que el petróleo y el gas se encuentran enormemente comprimidos y se expanden rápidamente a medida que ascienden por el tubo al ser extraídos a presión atmosférica.

Esto puede provocar uno de los accidentes más típicos (y peligrosos) de este tipo de explotaciones: el blow-out:

Un blow-out

Factores típicos de expansión son 100/1 o incluso 1.000/1.

    • Factor de recuperación (FR): Como se ha comentado anteriormente, en función de las características anteriormente citadas del yacimiento, se estima por comparación con otros similares el porcentaje de recursos que se puede extraer y se determinan así las reservas.

Dado que existe un margen de error más o menos amplio en cada una de las variables anteriores, lo habitual es determinar para cada una de ellas un intervalo de confianza y una distribución de probabilidad (por ejemplo, triangular, con valor mínimo, máximo y más probable) y usar simulación de Montecarlo para obtener una distribución probabilística del producto.

Esta distribución se suele parecer a esto (es una distribución tipo “beta”, que es similar a una normal, pero con un valor más probable más prudente):

Distribución Beta e intervalos de confianza

En general, el conocimiento del yacimiento va mejorando con la explotación, con lo que la indeterminación inicial va disminuyendo. Las primeras estimaciones suelen quedarse cortas y las reservas suelen aumentar de forma vegetativa con el tiempo, simplemente por ajustes entre el modelo teórico inicial conservador y la realidad observada.

En 2007, la SPE (Society of Petroleum Engineers), el WPC (World Petroleum Council), la AAPG (American Association of Petroleum Geologists) y la SPEE (Society of Petroleum Evaluation Engineers) elaboraron un sistema más sofisticado de evaluación de reservas que incluye tanto las probadas como las:

  • Contingentes: Cantidades de petróleo que se estima que se pueden recuperar, pero cuyos proyectos están paralizados y aún no han sido declarados comerciales por causas contingentes (litigios, ausencia de mercados, tecnología en desarrollo).
  • Prospectivas: Cantidades de petróleo que se estima que se pueden recuperar, pero que aún no se han descubierto (por ejemplo, zonas aledañas de grandes campos muy productivos) y tienen alguna posibilidad de serlo en el futuro.

Reservas mundiales probadas de petróleo. Nota: incluye las no convencionales

Composición de las reservas conocidas de petróleo. Las convencionales son sólo el 30%

5.4.- Los criterios de la SEC (Securities and Exchange Commission)

La SEC obliga a las empresas energéticas que cotizan en mercados de valores USA a calcular sus reservas de acuerdo a una metodología que, en general, se ha ido quedando obsoleta (las reglas datan en su mayoría de los años 70).

Los criterios económicos son los que tienen mayor peso (la normativa está pensada para proteger al accionista), y un efecto perverso de las mismas es que las reservas crecen cuando sube el precio y disminuyen cuando baja, lo cual no parece muy razonable.

Recientemente han hecho algunos cambios que intentan mitigar el baile de cifras, por ser contraproducente, y tratan de recoger de alguna forma las reservas contingentes, aunque con criterios muy conservadores.

5.5.- Estimación de las reservas de carbón

Las reservas de carbón se estiman de forma similar a las de petróleo: metiante sísmica de alta precisión y pozos de sondeo se intenta determinar la extensión y el grosor de la veta y las dificultades técnicas para extraerla.

El tipo de explotación va a depender del material y su distribución:

  •  Las vetas de turba y lignito, que son geológicamente más recientes, normalmente son horizontales y cercanas a la superficie por no haber sufrido pliegues, y se suelen explotar mediante minería a cielo abierto, una opción más sencilla y barata en general (aunque el material extraído tiene mucho menos poder calorífico por unidad de masa).

Mina de carbón a cielo abierto en Córdoba

  • Las de antracita y hulla (como, por ejemplo, las que existen en el norte de nuestro país y en gran parte del norte de Europa) tienen mucho mayor poder calorífico, pero suelen encontrarse en estratos antiguos, plegados y deformados por la tectónica, por lo que su explotación suele ser en minas convencionales (de túnel) y es, por tanto, más costosa y peligrosa.

Mina de carbón de túnel en León

Fuente: post original en The Oil Crash.

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Esta entrada fue publicada en marzo 27, 2012 por en CSA news y etiquetada con .

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