1.- Polaridad Molecular



Cuando dos átomos diferentes se unen, formando un enlace, se produce un leve desplazamiento de los electrones del enlace hacia el átomo más electronegativo. La molécula adquiere un cierto grado de polarización que depende de la diferencia de electronegatividad entre los átomos que forman el enlace.(1)




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Fig 1. Diagrama simple de diagrama electrostático, en este caso para la molécula de HCl.

El momento dipolar (u) es una medida cuantitativa de la polaridad de una molécula. El momento dipolar es una cantidad vectorial que se orienta desde el extremo positivo del dipolo hacia el extremo negativo del mismo. Mientras mayor sea el desplazamiento electrónico en la molécula, mayor es su momento dipolar. La unidad de momento dipolar es el Debye: 1D = 3,34x10(-30) Cm .
Una molécula será denominada no polar si al sumar vectorialmente todos sus momentos de enlace, se obtiene un vector resultante nulo (u = 0), y será llamada polar cuando este vector resultante no es nulo (u diferente de 0 ).
Las moléculas no polares tienen un momento dipolar de cero; los momentos dipolares de las moléculas polares siempre son mayores que cero y aumentan al aumentar la polaridad de la molécula.



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Fig.2 Tabla de momentos dipolares.

Cuando la molécula tiene un solo enlace y éste es polar, entonces la molécula será polar. Si el único enlace es no polar, entonces la molécula será no polar. Cuando la molécula tiene varios enlaces, la determinación de su polaridad está relacionada directamente con su geometr�­a.

Ejemplo : El CO2 no es polar (u=0), ya que por tener una estructura lineal, sus dipolos se anulan entre s�­ por ser de igual magnitud, pero sentidos opuestos. El agua tiene un momento dipolar (u=1,84D) por tener geometr�­a angular y dipolos que no se cancelan. (2). La Tabla 1 nos muestra el valor de u para algunos compuestos.





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EFECTOS INDUCTIVOS


Es el desplazamiento del par de electrones del enlace sencillo hacia el átomo o grupo más electronegativo. Para una molécula del tipo R3C—Y podemos tener dos situaciones distintas:

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Un átomo electronegativo trasmite su efecto para retirar electrones a lo largo de una cadena de enlaces sigma, disminuyendo este efecto en la medida que aumenta la longitud de la cadena.
El orden de efecto inductivo obtenido experimentalmente es (tomando al hidrógeno como referencia):

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Por ejemplo: Un compuesto carbon�­lico a,b-insaturado tiene dos sitios que llevan carga positiva parcial como se ilustra en las estructuras de resonancia mostradas abajo (Figura 1.1). Por la juiciosa selección de condiciones de la reacción, es a menudo posible controlar la posición de ataque de un nucleófilo a una enona para que solo uno de estos sitios deficientes en electrones sea atacado. La transmisión de la distribución electrónica a través de los orbitales pi (p) es conocida como efecto mesomérico.


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Aunque los átomos electronegativos como el nitrógeno y ox�­geno atraen a los electrones a través de los
efectos inductivos, su par de electrones puede donarse a través de un sistema pi adecuadamente alineado por
los efectos mesoméricos. Los modelos de la polarización resultante tienen una gran importancia en la
reactividad de compuestos orgánicos como lo ilustra el caso de la anilina (aminobenceno) que reacciona con
los electrófilos en las posiciones orto - o para- del anillo aromático as�­ como en el nitrógeno (Figura 1.2).




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Muchas propiedades de las sustancias dependen de esta propiedad.






















Observemos como se comportan las moléculas polares al someterse a un campo eléctrico:




























POLARIDAD EN SOLVENTES :
En qu�­mica, se denomina polaridad de un disolvente al parámetro que mide la hidrofobicidad de dicho disolvente frente a un soluto. En general, las reacciones qu�­micas tienen lugar en fase homogénea, ya que, para que dos especies entren en contacto, deben estar en la misma fase. En disolución, las especies reactivas gozan de mayor libertad de movimiento y se difunden en el volumen total del disolvente, aumentando as�­ la probabilidad de colisión entre ellas.
El disolvente debe actuar sobre el soluto solvatándolo y venciendo las fuerzas intermoleculares que lo mantienen unido, pero sin dar lugar a la reacción. En función de la naturaleza del soluto y del disolvente, las fuerzas de solvatación entre ambos pueden ser de diferentes tipos: enlaces de hidrógeno, interacciones polares y fuerzas de London.
El disolvente idóneo suele tener unas caracter�­sticas qu�­micas y estructurales similares a las del compuesto a disolver. La polaridad y, consecuentemente, la solubilidad de los compuestos orgánicos en disolventes polares, aumenta con la disminución de la longitud de la cadena hidrocarbonada, la presencia de grupos funcionales polares y la capacidad de formación de enlaces de hidrógeno con el disolvente.


  • Caracteristicas en la polaridad molecular

Al formarse una molécula de modo covalente el par de electrones tiende a desplazarse hacia el átomo que tiene mayor electronegatividad. Esto origina una densidad de carga desigual entre los núcleos que forman el enlace (se forma un dipolo eléctrico). El enlace es más polar cuanto mayor sea la diferencia entre las electronegatividades de los átomos que se enlazan; as�­ pues, dos átomos iguales atraerán al par de electrones covalente con la misma fuerza (establecida por la Ley de Coulomb) y los electrones permanecerán en el centro haciendo que el enlace sea apolar.
Pero un enlace polar no requiere siempre una molécula polar; para averiguar si una molécula es polar hay que atender a la cantidad de enlaces polares y la estructura de la molécula. Para ello es necesario determinar un parámetro f�­sico llamado momento dipolar eléctrico del dipolo eléctrico. Se define como una magnitud vectorial con módulo igual al producto de la carga q por la distancia que las separa d, cuya dirección es la recta que las une, y cuyo sentido va de la carga negativa a la positiva. Esta magnitud es, por tanto, un vector; y la polaridad será la suma vectorial de los momentos dipolares de los enlaces.
De esta manera una molécula que sólo contiene enlaces apolares es siempre apolar, ya que los momentos dipolares de sus enlaces son nulos. En moléculas diatómicas son apolares las moléculas formadas por un solo elemento o elementos con diferencia de electronegatividad muy reducida.
Seran también apolares las moléculas simétricas por el mismo motivo. El agua, por ejemplo, es una molecula fuertemente polar ya que los momentos dipolares de los enlaces se suman ofreciendo una densidad de carga negativa en los ox�­genos y dejando a los hidrogenos casi sin electrones. Observemos acontinuación el aumento de la polaridad en las siguientes moléculas.


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Fig.3 La polaridad aumenta a medida que cambia el átomo que está enlazado con el carbono. Los átomos dichos están ordenados por su valor de electronegatividad .
  • Importancia de la polaridad

La polaridad es una caracterí­stica muy importante ya que puede ayudarnos a reconocer moléculas (por ejemplo a diferenciar el trans-dicloroetano que es apolar y el cis-dicloroetano que es fuertemente polar). También es importante en disoluciones ya que un disolvente polar solo disuelve otras sustancias polares y un disolvente apolar solo disuelve sustancias apolares ("semejante disuelve a semejante"). Aunque la polaridad de un disolvente depende de muchos factores, puede definirse como su capacidad para solvatar y estabilizar cargas. Por último la polaridad influye en el estado de agregación de las sustancias as�­ como en termodinámica, ya que las moléculas polares ofrecen fuerzas intermoleculares (llamadas fuerzas de atracción dipolo-dipolo) además de las fuerzas de dispersión o fuerza de London.

  • La polaridad en la industria de los hidrocarburos

La polaridad es una propiedad espec�­fica de cada petróleo que resulta de la acción combinada (Sinérgica) de todos sus componentes.
Algunas de las aplicaciones prácticas de esta propiedad son:
- El estudio de la estabilidad de emulsiones.
- El análisis de algunas de las causas de la pérdida de estabilidad de los asfaltenos en los crudos.
- El estudio de los fenómenos de interacción roca – fluidos (mojabilidad) en recuperación secundaria y terciaria.
En esta nota técnica, revisamos el origen de la polaridad, su significado y algunas aplicaciones de esta propiedad.

¿QUE SE ENTIENDE POR POLARIDAD EN EL CRUDO?

Es una propiedad espec�­fica de cada crudo que esta �­ntimamente asociada a su composición qu�­mica.
En los petróleos negros usualmente existen tres grupos diferenciados de compuestos:

a) Los compuestos polares: asfaltenos, porfirinas y resinas dentro de los cuales los ácidos nafténicos, las piridinas y las quinolinas son los compuestos de mayor polaridad.
b) Los compuestos polarizables: tiofenos, alquifenoles e hidrocarburos aromáticos.
c) Los compuestos de polaridad nula: hidrocarburos saturados parafinicos.

Los fenómenos de superficie tales como la mojabilidad (interacción sólido - liquido) son gobernados por una serie de fuerzas superficiales que dependen de las fuerzas intermoleculares.
Las fuerzas intermoleculares han sido clasificadas como:

1) No especificas (Keeson, Debye, London) usualmente conocidas como Van der Waals.
2) Especificas o de unión hidrogeno.

La resultante de estas fuerzas intermoleculares son las fuerzas superficiales o de carga eléctrica, pero, debido a que la evaluación de estas fuerzas es muy difí­cil en una mezcla tan compleja como el petróleo se recurre a parámetros más generales tales como, por ejemplo la polaridad para evaluar la resultante.

En sustancias puras también es difí­cil de definir su polaridad dada la complejidad de sus interacciones moleculares, es por ello, que se infiere de propiedades f�­sicas que si se pueden medir: constante dieléctrica, momento dipolar, índice de refracción por ejemplo. También puede recurrirse al análisis por espectroscopia, R.M.N. o a la cromatografia en fase gaseosa (cromatografia inversa).
Aunque no existen correlaciones en general, los valores de polaridad se incrementan con el contenido de asfáltenos, nitrógeno y azufre, con su gravedad especifica y con su número de acidez.

  • Polaridad y Emulsiones


Emulsiones
La emulsión es un sistema de dos fases que consta de dos l�­quidos parcialmente miscibles, uno de los cuales es dispersado en el otro en forma de glóbulos. La fase dispersa, discontinua o interna es el l�­quido desintegrado en glóbulos. El l�­quido circundante es la fase continua o externa. La suspensión es un sistema de dos fases muy semejante a la emulsión, cuya fase dispersa es un sólido. La espuma s un sistema de dos fases similar a la emulsión, en el que la fase dispersa es un gas. El aerosol es lo contrario de la espuma: el aire es la fase continua y el l�­quido la fase dispersa. Un agente emulsivo es una sustancia que se suele agregar a una de las fases para facilitar la formación de una dispersión estable.
A la industria le interesa más la emulsificación de aceite y agua. Las emulsiones de aceite y agua (oleoacuosas) tienen el aceite como fase dispersa en el agua, que es la fase continua. En las emulsiones hidrooleosas o de agua en aceite, el agua está dispersa en aceite, que es la fase externa. Hay ocasiones en que no está claramente definido el tipo de emulsión, pues la fase interna y externa, en lugar de ser homogénea, contiene porciones de la fase contraria; una emulsión de esta clase se llama emulsión dual.

La polaridad le asigna a los crudos ciertas conductas, en relación, por ejemplo con las emulsiones, el grado de polaridad del crudo afecta a la facilidad de ruptura de la emulsión:

- Crudos no polares y de baja polaridad: no tienen afinidad con el agua, sus emulsiones son fáciles de tratar.
- Crudos de polaridad media: los problemas de emulsión se resuelven con las tecnolog�­as actuales.
- Crudos de alta polaridad: requieren especial atención de tratamiento.



  • Ruptura de una Emulsión Asfáltica















En emulsiones, el mecanismo de acción de los componentes polares parece ser la formación de barreras mecánicas que previenen la coalescencia de las gotas de agua.
  •  Mojabilidad


Los hidrocarburos heterociclicos son los formados por tres o más átomos que se unen para constituir un anillo cerrado (c�­clico). Los átomos más frecuentes son: nitrógeno, oxigeno, azufre y obviamente carbono. Los compuestos heterociclicos constituyen la parte más polar de los componentes polares: asfaltenos y resinas. La polaridad de los asfaltenos es debida a la presencia de heteroatomos y anillos aromáticos condensados. La densidad de la molécula es aproximadamente 1,2 con tamaño molecular 30 – 65 angstroms. Los asfaltenos transportan una carga positiva o negativa dependiendo de la composición del petróleo. El mecanismo de interacción fluido – roca es de absorción f�­sica y de reacción ácido / base. La polaridad es la propiedad responsable de la mojabilidad que puede definirse como la tendencia de un fluido a dispersarse sobre, o a adherirse a una superficie (rocosa para el caso) sólida en presencia de otros fluidos inmiscibles. La mojabilidad el mayor factor controlante de la localización, el flujo y la distribución de los fluidos en un reservorio afecta en la mayor�­a de las propiedades petrof�­sicas: presión capilar, permeabilidad relativa, barrido por agua, propiedades eléctricas y recuperación terciaria . Los tipos de superficie minerales del reservorio son también importantes en el fenómeno de mojabilidad.



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Fig. 4 Diferentes tipos de superficies, variando en cada uno el ángulo de contacto con la superficie.
Cuando los efectos de la qu�­mica del agua son removidos, la s�­lice tiende a absorber bases orgánicas (ello es porque normalmente presenta carga negativa superficial) débilmente ácida a pH de aproximadamente 7. Los carbonatos tienden a adsorber ácidos orgánicos simples (ello es porque normalmente presentan cargas positivas, débilmente básica). Tanto los surfactantes naturales del crudo que están disueltos en el agua connata como los compuestos polares y polarizables del crudo, condicionan el grado de mojabilidad preferencial del fluido por la roca. En forma simple, la mojabilidad es una medida de la afinidad de la roca por la fase petróleo o agua. Solamente una fracción de los constituyentes del crudo son capaces de "reaccionar“con la roca reservorio mediante sus componentes polares. Los extremos pesados del crudo son “reactivos “y en ellos predominan asfaltenos y resinas. Aunque las masas de asfaltenos y resinas adsorbidas a las rocas sean similares, dado que los primeros tienen mayor peso molecular que los últimos, el número de moléculas polares adsorbidas (resinas) por unidad de área es mucho mayor.



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Tabla 2 Diferentes ángulos de contacto y el grado de mojabilidad y fuerzas intermoleculares para todo l�­quido.
  • Polaridad y Acificación


Se ha estimado que al menos el 30 % de los petróleos de U.S.A. tienen tendencia a formar “sludges” con ácidos inyectados a las formaciones. Los “sludges” son emulsiones ácidas / asfaltenos / parafinas estabilizados por el hierro disuelto presente en el ácido. Son dif�­ciles de disolver y remover. La tendencia a formar sludges aumenta con la concentración de asfaltenos y resinas del crudo, con elnúmero de base del petróleo y con el contenido de hierro del ácido.

  • Polaridad y Estabilidad del crudo

En muchos tratadores eléctricos suelen encontrarse depósitos orgánicos: asfaltenos y resinas productos de la desestabilización de la micela existente en el crudo. El fenómeno de la perdida de estabilidad de la micela por campos eléctricos se conoce desde hace unos treinta años (Lichaa, Herrera) aunque la existencia de part�­culas cargadas de asfáltenos ya hab�­a sido reportada setenta años atrás (Preck Shot).

La estructura eléctrica de la micela, según estudios recientes (Taylor 1998) consiste en un núcleo asfaltenico cargado positivo rodeado de una nube de resinas cargadas negativamente. Ambos (asfaltenos + resinas) constituyen una “carga nuclear mallada” la remoción selectiva de los compuestos resinosos desestabilizan las cargas negativas aumentando las positivas de los asfaltenos y los hace más sensibles a la migración electroforetica bajo el efecto de un campo eléctrico. Aunque la deposición de parafinas se origina en otros fenómenos no está muy clara su interrelación con la deposición de asfaltenos excepto por el hecho que la mayor parte de los depósitos orgánicos hallados en el Tubing son de naturaleza mixta parafina - asfaltenos.

  • Polaridad y estabilidad de las arcillas

Es conocido que la roca reservorio contiene ciertos minerales que presentan alta reactividad al medio, ellas son las arcillas. Por contacto con fluidos foráneos, las arcillas tienden a dispersarse y migrar con reducción de la permeabilidad del medio poroso.
Las formaciones productivas que presentan estas anomal�­as se conocen como " formaciones sensibles " o susceptibles de daño.
Para estabilizar las arcillas, se han utilizado:

- Surfactantes orgánicos tipo amina.
- Pol�­meros orgánicos catiónicos.
- Sales altamente hidrolizables (Cloruro de potasio la más común).

Los extremos pesados (polares) del crudo han sido propuestos en los años 70 como estabilizadores de formaciones arcillosas. Los mismos interactúan de la misma forma que los cationes citados con la capa iónica externa de la arcilla inhibiendo su dispersión y floculación.
El hecho que ciertas formaciones con alto contenido de arcillas, cuando están encontacto con petróleo asfálticos no sean sensibles se debe al fenómeno citado (adsorción selectiva).

  • Polaridad y Adherencia

La sobresaturación (tanto en incrustaciones orgánicas como incrustaciones inorgánicas) es la principal causa de la formación de compuestos insolubles en agua y en el medio petróleo. Sin embargo estos compuestos pueden viajar suspendidos o dispersos en el fluido o bien depositarse en lugares quietos.

Termodinámica y cinética explican las causas y consecuencias de las sobresaturación pero la adherencia (los tres fenómenos son de naturaleza f�­sico qu�­mica) explica la acumulación con fijación (una incrustación es un deposito adherente) de los compuestos insolubles en particular sobre superficies metálicas.
Si existiera un adhesivo en el medio seria fácil de explicar la adherencia. En las aguas de inyección y en los petróleos hay presentes productos qu�­micos de tratamiento pero su concentración probablemente no alcanzar�­a para explicar el fenómeno de adherencia y debemos recurrir a la propia composición de los compuestos (precipitados – dispersiones) para intentar explicar el fenómeno.

El caso de las bacterias sesiles esta mas claro, ciertos grupos generan exopolimeros (adhesivos biológicos) que confieren adherencia a las masas vivas o muertas, entrampan productos de corrosion bacteriana (sulfuro de hierro) y otros materiales presentes (petroleo – incrustaciones) que resultan entrampados en el exopolimero
Si la cohesión es la fuerza de atracción entre moléculas similares la adhesión es la fuerza de atracción entre sustancias de carácter diferente.

La adhesión presenta tres etapas:

Mojabilidad -----> Solidificación Cambio de densidad ---->Deformación aumento del área de Contacto

La polaridad es responsable de la mojabilidad y esta muy ligada a la adherencia, ambas afectan entre otros factores:
-A la mojabilidad de los reservorios como ya vimos
-A la corrosión el hecho que en ciertos yacimientos no haya corrosión con cortes de agua superiores al 50% y en otros exista esta con menos del 1% se debe a las mojabilidad del crudo. Los petróleos que no contienen asfaltenos (y resinas) no mojan al
acero y lo dejan desnudo y disponibles para el ataque corrosivo.
-A la estabilidad de las emulsiones lo que ya hablamos.


PROCESO PARA DETERMINAR LA POLARIDAD QUIMICA DE UN PETROLEO CRUDO Y SUS FRACCIONES PESADAS.

La presente invención se refiere a un proceso en el que se miden las interacciones qu�­micas, las cuales dicho petróleo crudo ejerce, induce y sufre cuando est en contacto con una serie de sustancias de polaridad conocida e interacciones igualmente conocidas. El proceso incluye la medición, mediante cromatograf�­a de gas de fase invertida, de los �­ndices de retención de las sustancias conocidas inyectadas primeramente en una columna en la que la fase estacionaria es el petróleo crudo y, en segundo lugar, en una columna en la que la sustancia no polar es la fase estacionaria. Estos primeros y segundos valores, para el total de sustancias conocidas, originan terceros valores que, por ejemplo, cuando se añaden, dan la polaridad correspondiente del petróleo crudo.



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Cromatografía de Gases




fuente:http://patentados.com/invento/proceso-para-determinar-la-polaridad-quimica-de-un-petroleo-crudo-y-su.html


PETROLEO CRUDO

El petróleo es un l�­quido oleoso bituminoso (color oscuro) de origen natural compuesto por diferentes sustancias orgánicas (es una mezcla heterogenea de compuestos orgánicos principalmente de hidrocarburos, aunque también suelen contener unos pocos compuestos de azufre y de ox�­geno). Es como el carbón, un combustible fósil. También recibe los nombres de petróleo crudo, crudo petrol�­fero o simplemente "crudo". Aunque se trata de un l�­quido aceitoso de color oscuro, es considerado una roca sedimentaria. (3)

Al igual que el carbón, el petróleo es un producto de origen fósil, formado por una mezcla compleja de hidrocarburos. Es de consistencia muy viscosa, más ligero que el agua (densidad alrededor de 0,8 a 0,95 kg/dm3), de color negro o pardo muy oscuro
y olor penetrante. Su formación es debida a la acumulación de detritos de organismos vivos, animales y vegetales, que viv�­an en mares, lagunas, etc., y fueron cubiertos por sedimentos, produciendo una degradación que en principio fue por bacterias anaero-bias y luego aerobias. A medida que los sedimentos se van acumulando, se produce un fuerte aumento de la presión (170 -180
kg/cm2) y temperatura (hasta 1500C) y el petróleo va fluyendo por las capas permeables hasta encontrar otras impermeables
(margas y arcillas), alojándose en anticlinales, fallas, etc., llamadas trampas geológicas, a profundidades que oscilan entre los 7.000 y los 15.000 metros. Las bolsas de petróleo formadas suelen estar flotando en agua salada y sobre él, una capa de h idrocarburos gaseosos, cuya capacidad es muy variable, siendo este parámetro, junto con la profundidad del yacimiento, los factores que determinan la posible explotación industrial. La distribución territorial del petróleo es muy irregular,
aunque la mayor�­a de las reservas, del orden del 60%, se encuentran en Oriente Medio. Otras zonas donde se encuentran grandes reservas son: EE.UU. con un 10%, la antigua URSS con un 9%, en Nigeria, Libia y Argelia con un 8% y en algunos pa�­ses del Caribe con el 6%.



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Fig. 5 Origen del petróleo.
  • Composición Quí­mica del petróleo

En una mezcla muy compleja de composición variable, de hidrocarburos de muchos puntos de ebullición y estados sólido, l�­quido y gaseoso, que se disuelven unos en otros para formar una solución de viscosidad variable.

Contiene:
  • Hidrocarburos saturados o parafinas. Formula general
  • Hidrocarburos etilénicos u oleifinas.
  • Hidrocarburos acetilénicos.
  • hidrocarburos c�­clicos ciclánicos.
  • Hidrocarburos bencénicos o aromáticos.
  • Compuestos oxigenados (derivados de hidrocarburos etilénicos, por oxidación y polimerización)
  • Compuestos sulfurados (tiofeno, etc.)
  • Compuestos nitrogenados c�­clicos (piridina, etc)

Veamos los diferentes componentes que podemos encontrar en el Petroleo.


























La Extracción del Petróleo
La extraccion, producción o explotación del petróleo se hace de acuerdo con las caracter�­sticas propias de cada yacimiento. Para poner un pozo a producir se baja una especie de cañón y se perfora la tuber�­a de revestimiento a la altura de las formaciones donde se encuentra el yacimiento. El petróleo fluye por esos orificios hacia el pozo y se extrae mediante una tuber�­a de menor diámetro, conocida como "tuber�­a de producción".
Si el yacimiento tiene energ�­a propia, generada por la presión subterránea y por los elementos que acompañan al petróleo (por ejemplo gas y agua), éste saldrá por s�­ solo. En este caso se instala en la cabeza del pozo un equipo llamado "árbol de navidad", que consta de un conjunto de válvulas para regular el paso del petróleo.
Si no existe esa presión, se emplean otros métodos de extracción. El más común ha sido el "balanc�­n", el cual, mediante un permanente balanceo, acciona una bomba en el fondo del pozo que succiona el petróleo hacia la superficie.
El petróleo extra�­do generalmente viene acompañado de sedimentos, agua y gas natural, por lo que deben construirse previamente las facilidades de producción, separación y almacenamiento. Una vez separado de esos elementos, el petróleo se env�­a a los tanques de almacenamiento y a los oleoductos que lo transportarán hacia las refiner�­as o hacia los puertos de exportación
El gas natural asociado que acompaña al petróleo se env�­a a plantas de tratamiento para aprovecharlo en el mismo campo y/o despacharlo como "gas seco" hacia los centros de consumo a través de gasoductos. En el caso de yacimientos que contienen únicamente gas natural, se instalan los equipos requeridos para tratarlo (proceso de secado, mantenimiento de una presión alta) y enviarlo a los centros de consumo.
A pesar de los avances alcanzados en las técnicas de producción, nunca se logra sacar todo el petróleo que se encuentra (in situ) en un yacimiento. En el mejor de los casos se extrae el 50 ó 60 por ciento.
Por tal razón, existen métodos de "recobro mejorado" para lograr la mayor extracción posible de petróleo en pozos sin presión natural o en declinación, tales como la inyección de gas, de agua o de vapor a través del mismo pozo productor o por intermedio de pozos inyectores paralelos a éste.

Perforación de los Pozos.

La única manera de saber realmente si hay petróleo en el lugar donde la investigación geológica propone que se podr�­a localizar un depósito de hidrocarburos, es mediante la perforación de un hueco o pozo.

El primer pozo que se perfora en un área geológicamente inexplorada se denomina "pozo exploratorio" y en el lenguaje petrolero se clasifica "A-3".

De acuerdo con la profundidad proyectada del pozo, las formaciones que se van a atravesar y las condiciones propias del subsuelo, se selecciona el equipo de perforación más indicado.

Equipo de perforación.

Los principales elementos que conforman un equipo de perforación, y sus funciones, son los siguientes:

• Torre de Perforación o Taladro - Es una estructura metálica en la que se concentra prácticamente todo el trabajo de perforación.

• Tuber�­a o "Sarta" de Perforación - Son los tubos de acero que se van uniendo a medida que avanza la perforación.

• Brocas - Son las que perforan el subsuelo y permiten la apertura del pozo.

• Malacate - Es la unidad que enrolla y desenrolla el cable de acero con el cual se baja y se levanta la "sarta" de perforación y soporta el peso de la misma.

• Sistema de Lodos - Es el que prepara, almacena, bombea, inyecta y circula permanentemente un lodo de perforación que cumple varios objetivos: lubrica la broca, sostiene las paredes del pozo y saca a la superficie el material sólido que se va perforando.

• Sistema de Cementación - Es el que prepara e inyecta un cemento especial con el cual se pegan a las paredes del pozo tubos de acero que componen el revestimiento del mismo.

• Motores - Es el conjunto de unidades que imprimen la fuerza motriz que requiere todo el proceso de perforación.

El tiempo de perforación de un pozo dependerá de la profundidad programada y las condiciones geológicas del subsuelo. En promedio se estima entre dos a seis meses. La perforación se realiza por etapas, de tal manera que el tamaño del pozo en la parte superior es ancho y en las partes inferiores cada vez más angosto. Esto le da consistencia y evita derrumbes, para lo cual se van utilizando brocas y tuber�­a de menor tamaño en cada sección. As�­, por ejemplo, un pozo que en superficie tiene un diámetro de 66 cent�­metros, en el fondo puede tener apenas 21,59 cent�­metros.

Durante la perforación es fundamental la circulación permanente de un "lodo de perforación", el cual da consistencia a las paredes del pozo, enfr�­a la broca y saca a la superficie el material triturado. Ese lodo se inyecta por entre la tuber�­a y la broca y asciende por el espacio anular que hay entre la tuber�­a y las paredes del hueco. El material que saca sirve para tomar muestras y saber qué capa rocosa se está atravesando y si hay indicios de hidrocarburos.

Durante la perforación también se toman registros eléctricos que ayudan a conocer los tipos de formación y las caracter�­sticas f�­sicas de las rocas, tales como densidad, porosidad, contenidos de agua, de petróleo y de gas natural.

Igualmente se extraen pequeños bloques de roca a los que se denominan "corazones" y a los que se hacen análisis en laboratorio para obtener un mayor conocimiento de las capas que se están perforando.

Para proteger el pozo de derrumbes, filtraciones o cualquier otro problema propio de la perforación, se pegan a las paredes del hueco, por etapas, tubos de revestimiento con un cemento especial que se inyecta a través de la misma tuber�­a y se desplaza en ascenso por el espacio anular, donde se solidifica.

La perforación debe llegar y atravesar las formaciones donde se supone se encuentra el petróleo. El último tramo de la tuber�­a de revestimiento se llama "l�­nea de producción" y se fija con cemento al fondo del pozo.

Al finalizar la perforación el pozo queda literalmente entubado (revestido) desde la superficie hasta el fondo, lo que garantiza su consistencia y facilitará posteriormente la extracción del petróleo en la etapa de producción.

El común de la gente tiene la idea de que el petróleo brota a chorros cuando se descubre, como ocurr�­a en los inicios de la industria petrolera. Hoy no es as�­. Para evitarlo, desde que comienza la perforación se instala en la boca del pozo un conjunto de pesados equipos con diversas válvulas que se denominan "preventoras".

Desde el momento en que se inicia la investigación geológica hasta la conclusión del pozo exploratorio, pueden transcurrir de uno a cinco años. La perforación se adelanta generalmente en medio de las más diversas condiciones climáticas y de topograf�­a: zonas selváticas, desiertos, áreas inundables o en el mar.

Cuando se descubre el petróleo, alrededor del pozo exploratorio se perforan otros pozos, llamados de "avanzada", con el fin de delimitar la extensión del yacimiento y calcular el volumen de hidrocarburo que pueda contener, as�­ como la calidad del mismo.

La perforación en el subsuelo marino sigue en términos generales los mismos parámetros, pero se efectúa desde enormes plataformas ancladas al lecho marino o que flotan y se sostienen en un mismo lugar. Son verdaderos complejos que disponen de todos los elementos y equipo necesarios para el trabajo petrolero.

En la exploración petrolera los resultados no siempre son positivos, puesto que la mayor�­a de las veces los pozos resultan estar secos o ser productores de agua. En cambio, los costos son elevados, lo que hace de esta actividad una inversión de alto riesgo.














  • Los asfáltenos


Definición
Los asfáltenos son hidrocarburos de elevado peso molecular consistiendo en ramificaciones paraf�­nicas que contienen azufre, nitrógeno vanadio, etc. Los asfáltenos requieren altas temperaturas y gran energ�­a de atomización para romper su estructura, todo lo cual resulta necesario para una combustión completa.
Se considera también que los asfáltenos son moléculas planas, poli aromáticas y poli-c�­clicas que contienen cualquier átomo menos carbono e hidrógeno, que existen en un estado de agregación en suspensión y están rodeados y estabilizados por resinas.
Un elevado contenido de asfáltenos provoca una afectación del proceso de combustión produciendo corrosión y una elevada contaminacion ambiental por emisión de part�­culas




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Fig. 6 Respresentación esquemática de una molécula de asfálteno.

Se ha demostrado que existe una relación entre los asfáltenos y el carbono conradson, en tal sentido, se reporta la siguiente relación:
% de Asfáltenos = 5 + 0,5 x % COK
COK.—Contenido de Carbono Conradson
Igualmente se tiene que:
% COK =5,51 + 1,11 x % asfáltenos ( Para .fuel oil residuales)
% COK = 2,1 + 1,05 x % asfáltenos ( Para los crudos )

Comportamiento de los asfáltenos.
Los asfáltenos disminuyen el poder calorifico neto de las part�­culas inquemadas y tienden a formar lodos volátiles y más propensos a coquizarse en las zonas de bajas temperaturas. Una porción importante de la parte sólida de los combustibles la constituyen los asfáltenos que se señalan como la causa de la formación de tamaños de llamas más largas, lo cual, se asocia con la frecuencia de carburización en los generadores de vapor que, a su vez, provocan altas velocidades de corrosión en tuber�­as de sobrecalentadores y recalentadores.
Los asfáltenos son las fracciones del petróleo de más alto punto de ebullición. Pueden obtenerse por varios procedimientos: destilación al vac�­o del crudo del petróleo, tratamiento del residuo del petróleo con pentano bajo condiciones controladas y contacto del residuo del petróleo con aire a temperaturas de 100 a 280 °C. No tienen una estructura molecular definida, son sólidos friables de color oscuro, son insolubles en solventes no polares tensiones superficiales menores de 25 dinas/cm a 25 ° C (propano y heptano normales). Son solubles en l�­quidos con tensiones superficiales mayores a 25 dinas/cm (benceno y tetracloruro de carbono).
Las resinas y los asfáltenos son los compuestos que están directamente involucrados en el fenómeno de precipitación orgánica (sedimentos orgánicos). La tendencia del combustible a precipitar es generalmente, más marcada en residuos que provienen de procesos catal�­ticos severos y de cracking térmico.
Un combustóleo puede presentar inestabilidad por calentamiento al mezclarse o al diluirse con otro combustible. La inestabilidad y la incompatibilidad son fenómenos interrelacionados y tradicionalmente son distinguidos por las siguientes definiciones:

· Inestabilidad: Es la tendencia de un combustible a formar sedimentos por calentamiento o por envejecimiento, últimamente se ha ampliado esta definición a la tendencia del combustóleo a efectuar otros cambios tales como el aumento de viscosidad.
· Incompatibilidad: es la tendencia de un combustible a formar sedimentos cuando se mezcla con otros combustibles. As�­, dos combustibles estables por separados, pueden formar sedimentos al mezclarse.

Los fenómenos de inestabilidad provocan dificultades tales como la formación de sedimentos en tanques de transporte y almacenamiento, intercambiadores de calor, etc y están relacionados con los problemas de atomización-combustión.
El sedimento que se forma al mezclarse combustibles de diverso origen, es debido a la precipitación de los asfáltenos, dicho sedimento se produce cuando el poder disolvente de un combustible o mezcla de combustible es inadecuado para mantener los asfáltenos es solución. La compatibilidad es as�­ función de dos parámetros:

·Poder disolvente (o aromaticidad) del combustible.
· Cantidad de disolvente aromático requerido por los asfáltenos para mantenerse en solución.

Composición y estructura
La estructura elemental de los asfaltenos es muy variada y depende del crudo del cual provienen.



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Composicion elemental de varios asfaltenos


Tabla 3 Composición de asfaltenos en diferentes partes del mundo, precipitado con n-pentano y n-heptano.
Existe una significativa diferencia de los asfáltenos precipitados con n–heptano respecto a los precipitados con n–pentano, la relación H/C de los primeros es más baja, lo que indica su alto grado de aromaticidad. Las relaciones N/C, O/C y S/C son usualmente más altas en los asfaltenos precipitados con n–heptano, lo que se debe a la alta proporción de heteroátomos en esta fracción. En la figura 1 se muestran gráficamente las principales caracter�­sticas de las fracciones asfalténicas de C5 (precipitados con n–pentano) y C7 (precipitados con n–heptano) y su relación con el peso molecular.


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ESTRUCTURA MOLECULAR DE ASFALTENOS
En la Figura 2 y Figura 3 se presentan dos diferentes enfoques del modelo estructural de la molécula de asfalteno: el modelo “continental” y el modelo “archipiélago”, respectivamente. De acuerdo con el modelo “continental” (Figura 2), el asfalteno tiene la forma de una molécula aromática condensada. Está compuesto de uno o dos hidrocarburos aromáticos policiclicos (HAPs) que pueden ser sustituidos por alguna cadena alquilo. En este modelo, se propone que la atracción entre moléculas de asfalteno se favorece por interacciones poliaromaticas y está limitada por repulsiones estericas entre cadenas alifáticas que rodean la coraza aromática. Por otro lado, el modelo “archipiélago”
(Figura 3) representa el asfalteno por medio de varios sistemas de pequeños anillos fusionados que están interconectados por cadenas alquilo y puentes tioeter. A pesar de que las interacciones anillo-anillo no son favorecidas debido a consideraciones estericas se cree que la agregación de asfaltenos del tipo “archipiélago” se produce por puente de hidrogeno.

No obstante los modelos estructurales propuestos para el asfalteno, la complejidad de la molécula hace que su estructura molecular sea la menos definida. Además, esta caracter�­stica depende del origen del asfalteno y método de recuperación. La precipitación de asfaltenos con n-alcanos genera una amplia distribución de estructuras moleculares que pueden variar significativamente de un petróleo crudo a otro, y estas diferencias pueden ser explicadas por cambios en el peso molecular y aromaticidad. Una implicación importante para asfaltenos con pesos moleculares pequeños (750 g/mole) es la heterogeneidad molecular muy significativa que presentan. Para estructuras idealizadas de pesos moleculares grandes, se pueden incluir una gran variedad de grupos funcionales en una sola molécula tales como porfirina metálica, tiofeno, azufre, pirrol, piridina, varias cadenas alcano, variedad de aromáticos, etc. Sin embargo, los asfaltenos con pequeños pesos moleculares imposibilitan acoplamiento covalente de tan elevado número de especies. Por tanto, la variedad de moléculas de asfalteno es muy grande, algunas con nitrógeno, otras con azufre, algunas con grandes sistemas de anillos y otras con pequeños sistemas de anillos. De tal manera que, por la amplia variedad de estructuras moleculares que pueden presentar los asfaltenos, es común caracterizar estos materiales por la relación atómica H/C, as�­ como por el contenido de nitrógeno, azufre y oxigeno. Relaciones atómicas entre 1.0 y 1.2, y bajos contenidos de N, S, y O sugieren que el asfalteno consiste de carbonos aromáticos unidos e intermezclados con grupos funcionales que contienen de 5 a 7 heteroatomos por molécula. La orientación espec�­fica de los grupos polares y aromáticos en la estructura interna del asfalteno aun es sujeta a debate.



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Figura 2. Modelo 'continental' de estructura molecular del asfalteno


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Figura 3. Modelo 'archipielago' de estructura molecular del asfalteno


Modelo coloidal del petróleo crudo e importancia de los asfáltenos

Debido a la composición compleja del petróleo crudo, la caracterización molecular de los componentes individuales aun no es posible, y el análisis elemental no proporciona información suficiente acerca de la constitución de sus fracciones. Sin embargo, la caracterización de los hidrocarburos principales presentes en el petróleo crudo se requiere en ámbitos diversos de la industria petrolera. La separación SARA representa una alternativa para fraccionar el petróleo crudo en cuatro grupos de compuestos. Este método se basa en las diferencias de solubilidad y polaridad. Las fracciones obtenidas son: saturados, S, aromáticos, A, resinas, R, y asfaltenos, A, (SARA). Los asfaltenos se separan por precipitación en un solvente paraf�­nico, y el petróleo crudo libre de asfaltenos se separa en saturados, aromáticos y resinas por cromatograf�­a .El petróleo crudo es considerado una dispersión coloidal de asfaltenos y resinas dispersos en un medio continuo de componentes no polares. En la Figura 1* se presenta el modelo coloidal del petróleo crudo. Los asfaltenos no son solubles en el resto de los componentes del petróleo crudo, se integran formando una suspensión coloidal estable al rodearse de moléculas de tamaño ligeramente inferior, conocidas como resinas, las que a su vez y en forma sucesiva se rodean de otras moléculas presentes en el petróleo crudo para constituir un todo continuo.



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Figura 1. Modelo coloidal del petróleo.


Fig. 7 Micelas de asfáltenos inmersos en petróleo crudo. El resultado es una suspesión coloidal.
Los asfaltenos y resinas son las fracciones más pesadas y polares del petróleo crudo. Tienen estructura poliaromática con cadenas alquilo, heteroátomos y trazas de algunos metales. Los asfaltenos son la fracción de mayor polaridad y peso molecular, y contienen el mayor porcentaje de heteroátomos (O, S, N) y metales (Fe, Ni, V). Actualmente, la distinción entre asfaltenos y resinas se basa en sus caracter�­sticas de solubilidad en n-alcanos. Los asfaltenos son operacionalmente definidos como la fracción del petróleo crudo soluble en solventes aromáticos como tolueno o benceno, pero insoluble en n-alcanos como n-heptano o n-pentano, mientras que las resinas si son solubles en estos alcanos. Se ha propuesto que en este sistema coloidal, las resinas se adsorben sobre los asfaltenos, y forman una capa protectora que mantiene los asfaltenos en suspensión y la estabilidad coloidal del petróleo crudo. Este complejo asfalteno-resina denominado micela se presenta en la Figura 7. Si las resinas se separan de los asfaltenos, estos se agregan y precipitan, causando la desestabilización coloidal del sistema. La estabilidad de los agregados asfaltenos-resinas esta relacionada con la solubilidad y propiedades interfaciales de los asfaltenos .También interacciones no covalentes tales como fuerzas de van der Waals entre anillos aromáticos, puentes de hidrogeno entre grupos funcionales polares, y otras interacciones de transferencia de la carga, son responsables del reconocimiento molecular entre asfaltenos y resinas; y además, determinan la estructura y tiempo de vida de los agregados asfaltenos-resinas. Los principales factores responsables de la agregación de asfaltenos en el petróleo crudo son la polidispersidad, la composición qu�­mica, y el arreglo estérico de grupos funcionales presentes en los asfaltenos, as�­ como cambios de presión, temperatura y composición del petróleo crudo, variación en el tipo y concentración de agentes coloidales, as�­ como factores electrocinéticos .




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Figura 2. Representación esquemática del complejo asfalteno-resina denominado micela

Fig. 8 Micela de asfálteno.
Método de Obtención:
La manera tradicional de obtener los asfaltenos es mediante el método ASTM D-3279], en el cual se emplea n-heptano como disolvente en un equipo de vidrio a presión atmosférica. Según este método se deben cargar al equipo 1 g de muestra por 100 mL de n-heptano y después de 20 min de reflujo se obtienen aproximadamente 0.12 g de asfaltenos para el caso del crudo pesado Maya. La principal desventaja de este método es la cantidad de muestra obtenida, ya que para realizar una caracterización más profunda de los asfaltenos, se requiere realizar la precipitación varias veces, lo cual implica mayor tiempo de experimentación. Adicionalmente, en este método tradicional el tiempo de reflujo es muy bajo (20 min), ya que se han reportado tiempos de hasta 8 horas para obtener la máxima concentración de asfaltenos.



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Fig.9 Representación simplificada de la separación de asfaltenos

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Tabla 4. Métodos estándar para la precipitación de asfaltenos


Importancia de la polaridad en el asfalto

En el asfalto, las moléculas polares forman redes dándole a éste sus propiedades elásticas, y las no polares forman el cuerpo alrededor de la red contribuyendo con sus propiedades viscosas. Estas moléculas, polares y no polares, existen de forma homogénea. La formación de la red polar en la mezcla caliente del asfalto depende del tipo de agregado mineral o del medio ambiente al momento de la mezcla. La mezcla homogénea polar-no polar es esencial para el buen desenvolvimiento del asfalto.







































fuente petroperu

EL ASFALT0

El Asfalto es una mezcla de hidrocarburos de alto peso molecular, que en conjunto presentan propiedades termoplásticas, cuyo estado y nivel de consistencia var�­an con facilidad de sólido a semisólido e incluso a l�­quido viscoso, si la temperatura es favorable para ello. Se producen de la destilación del petróleo crudo en las refiner�­as de petróleo .Los asfaltos PETROPERÚ, se elaboran usando modernas tecnolog�­as y rigurosa selección de petróleos de óptima composición qu�­mica, ofreciendo al pa�­s diversos grados de asfaltos de acuerdo a las condiciones climáticas de cada región. En la siguiente figura se presenta el Diagrama de Flujo de la Producción del Asfalto de Petróleo.

Caracter�­sticas

  • Excelente adherencia
  • Óptima ductibilidad, plasticidad y elasticidad que le otorgan gran manejabilidad, eliminando as�­ la fragilización.
  • Adecuada dureza y viscosidad, lo cual permite su uso espec�­fico para cada condición de clima.
  • Presentan bajo �­ndice de susceptibilidad térmica, permitiendo un comportamiento estable frente a las variaciones de temperatura del ambiente.
  • Excelente estabilidad a la oxidación.
  • Muy resistente al agua y a la mayor�­a de ácidos y álcalis.

Aplicaciones

Los cementos asfálticos PETROPERÚ se emplean con éxito en la construcción de carreteras, pistas de aeropuertos, impermeabilizaciones y revestimientos. Son de fácil aplicación en caliente y no se requiere de maquinaria especializada.
Los cementos asfálticos se usan para formular los Asfaltos L�­quidos y emulsiones asfálticas, para aplicación en fr�­o.
Los asfaltos l�­quidos se emplean para tratamientos superficiales, imprimación, revestimientos e impermeabilización. Su aplicación es en fr�­o pudiendo calentarse hasta una máxima temperatura de 70ºC, según requerimiento del uso.


diagrama_de_flujo_para_asfalto_de_petroleo.jpg







LOS POLIMEROSLos poli­meros provienen mayoritariamente del petróleo (mezcla de hidrocarburos). Un 4 % de la producción mundial de petróleo se convierte en plástico. Después de un proceso de "cracking" y "reforming", se tienen las moléculas simples, como etileno, benceno, etc., a partir de las que comenzará la s�­ntesis del poli­mero.
Se distinguen dos métodos de polimerización:
Polimerización por adición: El poli­mero es sintetizado por la adición de monómero insaturado a una cadena de crecimiento. Por este procedimiento se sintetizan el polietileno (PE) y las distintas poliolefinas, poli­meros vini­licos y acr�­licos.
La polimerización por adición se puede esquematizar por la siguiente serie de reacciones en cadena:
  • Iniciación I-I - 2I*
  • Crecimiento I* + CH2 = CHX I-CH2-C*HX
  • Crecimiento R*n + monómero R*n+1
  • Terminación R*n + R*p Pn+p

La polimerización v�­a radical se inicia debido a la presencia de moléculas distintas del monómero, llamadas iniciador, que con facilidad se descomponen formando radicales (moléculas con electrones desapareados) (reacción 1). Aunque mantienen neutralidad eléctrica, tratan de capturar electrones compartidos, para lo que fijan un monómero, transfiriendo su inestabilidad al extremo siguiente de la cadena (reacción 2). Esta etapa de crecimiento se repite sucesivamente (reacción 3). Hasta que, por recombinación de dos extremos de radical en crecimiento (reacción 4), o por un fenómeno de transferencia al iniciador, el radical se desactiva.
La concentración de iniciador y su velocidad de descomposición, dependiente de la temperatura, controlan la velocidad global de polimerización, y afectan inversamente la longitud promedio de cadena.

Polimerización por condensación: Exige moléculas distintas, bifuncionales y reactantes, en proporción estequiométrica, con/sin eliminación de subproducto, normalmente agua, durante la polimerización.
El Nylon 6-6 (nombre comercial de la poliamida de condensación de la hexametilendiamina con el ácido ad�­pico), ya sintetizado en 1929, es todav�­a uno de los plásticos más apreciados.
Al comparar con la polimerización por adición, hay que señalar la ausencia de iniciador, la práctica desaparición de monómeros al iniciarse la polimerización, generándose d�­meros, tr�­meros, etc., y que el final del crecimiento se consigue al añadir moléculas monofuncionales. Acontinuacion observemos un video didactico acerca de la elaboracion de un polimero.












  • PROPIEDADES DE LOS POLIMEROS

La Cristalización de PolimerosLa velocidad de cristalización de los poli­meros depende de factores cinético que afectan la capacidad de los segmentos de cadena, para acomodarse en sus posiciones dentro de la red cristalina. Esos factores son:
1. Flexibilidad de las moléculas.Para que un polimero cristalice, sus moléculas deben tener suficiente elasticidad, es decir, la movilidad necesaria para colocarse en posiciones precisas durante el proceso de cristalización. Uno de los polimeros con cadenas más flexibles es el polietileno, cuyos segmentos giran fácilmente y eso explica la gran tendencia a cristalizar.
Para apreciar ésto, usaremos una proyección en la que imaginamos ver un segmento de dos carbonos, a lo largo del eje mayor de la cadena. Cuando los átomos de carbono giran, llegan a quedar eclipsados y en esa posición, la repulsión entre ellos es máxima.
Cuanto mayor es el tamaño de los átomos o grupos qui­micos y mayor es su polaridad, más fuerte es la repulsión, más se dificulta el giro y menos flexible es la molécula. En el polietileno todos los sustituyentes son átomos de hidrógenos y aunque desde luego se repelen, su tamaño es pequeño y las moléculas de polietileno son bastante flexibles, lo cual le permite cristalizar con facilidad, especialmente cuando no tienen ramificaciones, como en el caso del polietileno d alta densidad. En cambio, en el policloruro de vinilo, uno de los sustituyentes es cloro, átomo de gran tamaño y alta polaridad. La resistencia al giro de los segmentos es muy grande, y el PVC es un polimero rigido con grado de cristalinidad que rara vez sobrepasa el 20%.


2.Condiciones de la recristalización.El efecto de la temperatura sobre la cristalización de los pol�­meros es conflictivo. Por una parte, se requieren temperaturas altas para impartir a las moléculas poliméricas suficiente energ�­a cinética (movilidad) y que puedan acomodarse en la red cristalina. Pero sólo a bajas temperaturas van a permanecer en forma estable en los cristales.
El balance entre esas dos condiciones produce una velocidad máxima de cristalización a una temperatura intermedia.


Factores que determinan el grado de cristalinidadInfluencia de la cristalinidad sobre las propiedades.
Existen dos factores estructurales que favorecen la cristalización en los poli­meros.
  • La regularidad de la estructura molecular hace posible que las moléculas se acomoden en una red cristalina.
  • La polaridad de las moléculas aumenta la atracción entre cadenas adyacentes y, en consecuencia, la atracción que tiende a colocarlas ordenadamente en el cristal y mantenerlas firmemente en él.

Regularidad Estructural
a)Simetri­a: la presencia de anillos de fenileno en una cadena puede dar origen a tres distintas estructuras.
De ellas, la primera es la de mayor simetri­a y representa un poli­mero más cristalino que los otros.
b) Número par vs. Número de átomos de carbono entre grupos funcionales: en el caso de las poliamidas y de los poliésteres, cristalizan mejor los materiales con número par de carbonos entre grupo ami­dicos o grupos éster respectivamente y cuanto mayor es la cristalinidad, más alto es el punto de fusión. Cuando el número es par, las cadenas son asimétricas
c) Tacticidad: los poli­meros isotácticos y los sindiotácticos tienen regularidad estructural y son cristalinos, mientras que los atácticos son amorfos. Los poli­meros isotácticos y los sindiotácticos tienen mayor cristalinidad, mayor resistencia mecánica, mayor densidad, más alta temperatura de fusión, son más resistentes a la acción de los disolventes, y poseen menor transparencia, en comparación con los mismos materiales en la variedad atáctica.
d) Configuración CIS vs. TRANS: existen dos tipos de hule natural que provienen del isopreno. La primera se llama configuración CIS y asi es el hule de la hevea y el de Guayule que se caracterizan por su flexibilidad y su elasticidad, la cual deben en parte a su estructura CIS, que es irregular y les impide cristalizar.
En cambio, la configuración TRANS, con gran regularidad estructural, está presente en el hule de gutapercha, que es cristalino, mucho menos elástico, con alta adherencia, por lo que se lo emplea como cubierta de pelotas de golf.
e) Ramificaciones: El ejemplo más claro de las ramificaciones sobre el grado de cristalinidad es el polietileno. Estas ramificaciones dificultan la aproximación de las cadenas y su colocación ordenada, disminuyendo el grado de cristalinidad, dejando grandes espacios entre las cadenas y por ello el material tiene mayor densidad. Por lo mismo, las fuerzas de atracción entre cadenas adyacentes no pueden actuar plenamente y, al ser menor la fuerza de cohesión, el calor separa con mayor facilidad las cadenas y el polimero se reblandece a menor temperatura, tiene menor rigidez, mejor resistencia al impacto y mayor transparencia y flexibilidad que el de alta densidad.
f) El peso molecular: Los grupos qui­micos que se encuentran en los extremos de las cadenas, no son iguales que el resto de las unidades estructurales y le restan regularidad a la estructura. También tienen mayor movilidad, puesto que están unidos a la cadena de un solo lado. Estos dos factores interfieren en la cristalización. Como los poli­meros de bajo peso molecular tienen una alta concentración de extremos, también tienen, en general, una baja cristalinidad. Por otra parte, los poli­meros de muy alto peso molecular tienen dificultad para cristalizar, debido a que las cadenas muy largas se enmarañan más.
La consecuencia de todo esto es que para cada poli­mero, hay un intervalo intermedio de pesos moleculares en que el grado de cristalinidad es máxima.

  • LA POLARIDAD EN LOS POLIMEROS

Ya hemos visto que se requiere regularidad estructural para que haya cristalinidad en los poli­meros. A demás si las fuerzas polares entre átomos y grupos qu�­micos en moléculas adyacentes son suficientemente altas, las fuerzas que favorecen la ordenación serán mayores y los cristales retendrán su identidad a mayores temperaturas. En consecuencia, la temperatura de fusión está relacionada con la polaridad de los pol�­meros, como se aprecia en la siguiente serie de pol�­meros cristalinos de polaridad creciente.


tabla_de_polimeros.png

Tabla 4 Diferentes ejemplos de polimeros con su respectivo punto de fusión en (ºC)La solubilidad de los poli­meros, es decir, su interacción con disolventes de varios tipos, es la forma más común de evaluar la polaridad de las moléculas poliméricas. La densidad de energi­a cohesiva (DEC) de los liquidos depende de la magnitud de las fuerzas de atracción intermoleculares, que se oponen a la vaporización.
En el caso de los poli­meros, la densidad de energi­a cohesiva se mide indirectamente, puesto que no se les puede vaporizar. Se aprovecha la circunstancia de que los li­quidos sólo disuelven substancias con polaridad muy similar a la de ellos. La rai­z cuadrada de la densidad de energi­a cohesiva, es el parámetro de solubilidad:


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Este parámetro expresa la afinidad entre la sustancias y solamente hay solubilización si las d de ellas tienen valores que no difieren más de una o dos unidades. Un valor alto del parámetro de solubilidad indica una alta polaridad.

Un valor alto del parámetro de solubilidad indica una alta polaridad. Los datos de las tablas que se muestran a continuación, a demás de indicar la polaridad de las diferentes sustancias, sirven para saber cuáles li­quidos pueden usarse para disolver cada poli­mero.


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Tabla 5 Parámetros de solubilidad para diferentes pol�­meros. Se observa que el Poliacrilonitrilo es el más polar de este grupo de pol�­meros.



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Tabla 6 Parámetros de solubilidad para diferentes solventes.


LA REFINACIÓN DEL PETRÓLEO CRUDO.

El crudo extra�­do del pozo no tiene aplicación industrial y es necesario someterloa un proceso qu�­mico de destilación fragmentada continua, llamado «refino». Estemétodo consiste en un calentamiento del petróleo crudo alrededor de los 360 ºC, dondese produce la primera destilación (topping), y a continuación, el petróleo pasa a la torrede fragmentación.
- Destilación básica: el petróleo crudo empieza a vaporizarse a una temperatura
algo menor que la necesaria para hervir el agua. Los hidrocarburos conmenor masa molecular son los que se vaporizan a temperaturas más bajas, y amedida que aumenta la temperatura se van evaporando las moléculas más grandes.El primer material destilado a partir del crudo es la fracción de gasolina, seguida porla nafta y finalmente por el queroseno. Las zonas superiores del aparato dedestilación proporcionan lubricantes y aceites pesados, mientras que las zonasinferiores suministran ceras y asfalto. A finales del siglo XIX, las fracciones degasolina y nafta se consideraban un estorbo porque no exist�­a una gran necesidadde las mismas; la demanda de queroseno también comenzó a disminuir al crecer laproducción de electricidad y el empleo de luz eléctrica. Sin embargo, la introduccióndel automóvil hizo que se disparara la demanda de gasolina, con el consiguienteaumento de la necesidad de crudo.
- Craqueo térmico: el proceso de craqueo térmico se desarrolló en un
esfuerzo por aumentar el rendimiento de la destilación. En este proceso, las partesmás pesadas del crudo se calientan a altas temperaturas bajo presión. Esto divide(craquea) las moléculas grandes de hidrocarburos en moléculas más pequeñas, loque aumenta la cantidad de gasolina producida a partir de un barril de crudo. Laeficiencia del proceso es limitada porque, debido a las elevadas temperaturas ypresiones, se deposita una gran cantidad de combustible sólido y poroso en losreactores. Esto, a su vez, exige emplear temperaturas y presiones aún más altaspara craquear el crudo. Más tarde se inventó un proceso en el que se recirculabanlos fluidos; el proceso funcionaba durante un tiempo mucho mayor con unaacumulación de combustibles sólidos bastante menor.
- Alquilación y craqueo catal�­tico: para aumentar la producción de gasolina
a partir del barril de crudo, durante la década de 1930, se incorporan otros dos
procesos, la alquilación y el craqueo catal�­tico.La alquilación consiste en la recombinación, en presencia de un cataliza dor; delas moléculas pequeñas producidas por craqueo térmico, produciendo moléculasramificadas en la zona de ebullición de la gasolina con mejores propiedades. En el
craqueo catal�­tico, el petróleo se fracciona en presencia de un catalizador finamente
dividido; permitiendo la producción de hidrocarburos diferentes que luego pueden
recombinarse.

PROCESO DE REFINACIÓN

Una vez limpio de impurezas (agua, lodos y piedras), el petróleo ya podr�­a serutilizado como combustible con un poder calor�­fico que oscila entre 9.500 11.000kcal/kg, dependiendo de su composición. Pero lo habitual es someterlo a un cuidadoso proceso de refino denominado
destilación fraccionada continua.
Este proceso consiste en calentar el crudo hasta 400 ºC y hacer pasar los vapores por la torre de fraccionamiento, provista de casquetes de borboteo y platillos .
A medida que el gas asciende por la torre y se enfr�­a, se condensan diferentes productos: residuos sólidos, aceites pesados, gasóleos, queroseno, gasolinas y productos gaseosos.
Los residuos sólidos constituyen el primer producto del proceso de destilación. Están compuestos por asfaltos, betunes y ceras. Se emplean en la construcción de carrete ras y para recubrimientos.
Los aceites pesados se condensan a 360 ºC, en la parte más baja de la
torre. Por su gran viscosidad se destinan a la lubricación de máquinas y motores ,y a la obtención de otros productos, pomo
la parafina, la vaselina y ciertos extractos aromáticos..
En esta zona también se obtiene el fueloil, que se emplea como combustible.
L
El petróleo ha sido conocido por el hombre desde la antigüedad, sin embargo, la gran importancia económica del petróleo en el mundo de hoy, como fuente de hidrocarburos combustible, data sólo del siglo pasado.

La invención de los motores de explosión alimentados por combustibles líquidos obtenidos principalmente del petróleo, acabó con el uso de las máquinas de vapor y en gran medida desplazó al carbón como combustible industrial y domestico.

Posteriormente, el notable desarrollo de la química en las últimas décadas permitió utilizar el petróleo y sus derivados como materia prima para la fabricación de una gran variedad de productos químicos, entre los que destacan los plásticos y los fertilizantes sintéticos.

El crecimiento industrial del mundo moderno ha elevado la demanda de petróleo a un nivel que no ha alcanzado a abastecer los países productores, lo que ha aumentado enormemente, su valor económico, y lo ha convertido en un importante material estratégico, ya que su falta puede impedir el desarrollo o llegar a paralizar a una nación

El Perú tiene en el petróleo su principal fuente de energía, éste cubre alrededor del 60% de la demanda energética total del país que consumen actividades de importancia económica-productiva como la minería industria manufacturera, la pesquería y los transportes.
os gasóleos se condensan entre 250 ºC y 350 ºC. Tienen un poder calor�­fico de 11.120 kcal/kg y se emplean como combustible para calefacción y en los motores Diesel. Una parte de estos productos se somete a un proceso de
craqueo, que consiste en romper las moléculas de los compuestos más pesados y obtener as�­ compuestos más ligeros, del tipo de las gasolinas.

EL PETRÓLEO Y GAS NATURAL
INTRODUCCIÓN
El petróleo ha sido conocido por el hombre desde la antigüedad, sin embargo, la gran importancia económica del petróleo en el mundo de hoy, como fuente de hidrocarburos combustible, data sólo del siglo pasado.
La invención de los motores de explosión alimentados por combustibles líquidos obtenidos principalmente del petróleo, acabó con el uso de las máquinas de vapor y en gran medida desplazó al carbón como combustible industrial y domestico.
Posteriormente, el notable desarrollo de la química en las últimas décadas permitió utilizar el petróleo y sus derivados como materia prima para la fabricación de una gran variedad de productos químicos, entre los que destacan los plásticos y los fertilizantes sintéticos.
El crecimiento industrial del mundo moderno ha elevado la demanda de petróleo a un nivel que no ha alcanzado a abastecer los países productores, lo que ha aumentado enormemente, su valor económico, y lo ha convertido en un importante material estratégico, ya que su falta puede impedir el desarrollo o llegar a paralizar a una nación
El Perú tiene en el petróleo su principal fuente de energía, éste cubre alrededor del 60% de la demanda energética total del país que consumen actividades de importancia económica-productiva como la minería industria manufacturera, la pesquería y los transportes.
El petróleo es un líquido formado por una mezcla de hidrocarburos. En las refiner�­as se separan del petróleo distintos componentes como gasolina, gasoil, fueloil y asfaltos, que son usados como combustibles. También se separan otros productos de los que se obtienen plásticos, fertilizantes, pinturas, pesticidas, medicinas y fibras sintéticas.
El gas natural está formado por un pequeño grupo de hidrocarburos: fundamentalmente metano con una pequeña cantidad de propano y butano. El propano y el butano se separan del metano y se usan como combustible para cocinar y calentar, distribuidos en bombonas. El metano se usa como combustible tanto en viviendas como en industrias y como materia prima para obtener diferentes compuestos en la industria qu�­mica orgánica. El metano se distribuye normalmente por conducciones de gas a presión (gaseoductos).
En 1990 se obten�­a del petróleo el 38,6% de la energ�­a comercial del mundo, aunque unos años antes, en 1974 llegó a representar el 47,4%, antes de la crisis planteada por la OPEP. Ese mismo año la proporción de energ�­a comercial suministrada por el gas natural fue de un 21,6% y desde la crisis del petróleo de 1973 ha ido aumentando ligeramente la proporción en la que se consume.
Formación
El petróleo y el gas natural se forman cuando grandes cantidades de microorganismos acuáticos mueren y son enterrados entre los sedimentos del fondo de estuarios y pantanos, en un ambiente muy pobre en ox�­geno. Cuando estos sedimentos son cubiertos por otros que van formando estratos rocosos que los recubren, aumenta la presión y la temperatura y, en un proceso poco conocido, se forman el petróleo y el gas natural. Este último se forma en mayor cantidad cuando las temperaturas de formación son más altas..
El petróleo y el gas, al ser menos densos que la roca, tienden a ascender hasta quedar atrapados debajo de rocas impermeables, formando grandes depósitos. La mayor parte de estos combustibles se encuentran en rocas de unos 200 millones de años de antigüedad como máximo.
Tipos de crudo
La palabra crudo es t�­pica para designar al petróleo antes de su refinado.
La composición de los crudos es muy variable dependiendo del lugar en el que se han formado. No solo se distinguen unos crudos de otros por sus diferentes proporciones en las distintas fracciones de hidrocarburos, sino también porque tienen distintas proporciones de azufre, nitrógeno y de las pequeñas cantidades de diversos metales, que tienen mucha importancia desde el punto de vista de la contaminación.
Reservas de petróleo y de gas natural

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Se puede encontrar petróleo y gas natural en todos los continentes distribuidos de forma muy irregular. Enormes campos petrol�­feros que contienen alrededor de la mitad del petróleo mundial se encuentran en el Oriente Próximo. También existen grandes cantidades de petróleo en el Golfo de México, Mar del Norte y el Artico (tanto en Alaska como en Rusia). Se piensa que debe haber notables reservas en las plataformas continentales, aunque por diversos problemas la mayor�­a de ellos no están todav�­a localizados y explotados.
Es muy dif�­cil estimar para cuantos años tenemos petróleo y gas natural. Es dif�­cil hacer este cálculo porque depende de muchas variables desconocidas. No sabemos cuantos depósitos nuevos se van a descubrir. Tampoco cual va a ser el ritmo de consumo, porque es probable que cuando vayan escaseando y sus precios suban se busque con más empeño otras fuentes alternativas de energ�­a y su ritmo de consumo disminuya. Por esto las cifras que se suelen dar son muy poco fiables. En 1970 hab�­a reservas conocidas de petróleo para unos 30 años (hasta el año 2000) y de gas natural para unos 40 años. En cambio en 1990 hab�­a suficientes depósitos localizados de petróleo para otros 40 años (hasta el 2030) y de gas natural para unos 60 años; es decir, en estos años se ha descubierto más de lo que se ha consumido. Por todo esto se puede decir que hay reservas para un tiempo comprendido entre varias decenas y unos 100 años.
Otro importante problema relacionado con el petróleo es que se consume mayoritariamente en regiones donde no se produce. As�­ entre Estados Unidos y Europa occidental se consume casi la mitad del petróleo mundial. Los pa�­ses del Golfo Pérsico que sólo consumen el 4,5% mundial producen, en cambio, el 26%.. Esta diferencia se agravará en el futuro porque la mayor parte de las nuevas reservas se están descubriendo en los pa�­ses menos consumidores. As�­ se calcula que Estados Unidos tiene reservas para unos 10 años u Europa para unos 13, mientras que los pa�­ses del Golfo acumulan el 57% de las reservas conocidas.
Consumo de petróleo
El consumo mundial de petróleo fue creciendo hasta alcanzar su máximo en 1978 año en el que se explotaron algo más de 3000 millones de toneladas. Después el consumo disminuyó hasta el año 1982 y desde entonces ha ido aumentando pero todav�­a sin llegar a las cifras de 1978. El consumo medio en el mundo, por habitante y año en 1993 era de unas 0,6 toneladas
Este descenso se ha debido a la disminución del consumo en los pa�­ses desarrollados. Por ejemplo, en Norteamérica el consumo por habitante y año era de unas 4 toneladas en 1978, con mucho el más alto del mundo, y en cambio en 1993 fue de unas 3 toneladas. El consumo en los pa�­ses desarrollados, excepto Norteamérica es de unos 1,4 toneladas por habitante y año, mientras que en los pa�­ses no desarrollados el consumo es de menos de 0,5 toneladas, aunque el consumo total de estos pa�­ses, por motivos demográficos y de desarrollo se está manteniendo en crecimiento continuo.
Problemas ambientales en el uso del petróleo y el gas natural
Estos combustibles causan contaminación tanto al usarlos como al producirlos y transportarlos.
Uno de los problemas más estudiados en la actualidad es el que surge de la inmensa cantidad de CO2 que estamos emitiendo a la atmósfera al quemar los combustibles fósiles. Como estudiamos con detalle, este gas tiene un importante efecto invernadero y se podr�­a estar provocando un calentamiento global de todo el planeta con cambios en el clima que podr�­an ser catastróficos.
Otro impacto negativo asociado a la quema de petróleo y gas natural es la lluvia ácida, en este caso no tanto por la producción de óxidos de azufre, como en el caso del carbón, sino sobre todo por la producción de óxidos de nitrógeno.
Los daños derivados de la producción y el transporte se producen sobre todo por los vertidos de petróleo, accidentales o no, y por el trabajo en las refiner�­as.

polaridad en los hidrocarburos
primero veremos los compuestos mas conocidos:
ALCANOS
Propiedades f�­sicas:
Los 4 primeros miembros de la serie son gases, del pentano (C5) al hexadecano (C16), l�­quidos, y los superiores son sólidos, (parafinas).
Los grupos de hidrocarburos se caracterizan por su poca reactividad (sonsustancias relativamente inertes), se utilizan como solventes y lubricantes.
Caracter�­sticas:
a) Solubilidad: al ser sustancias no polares deben disolverse en solventes orgánicos no polares, son insolubles en la razón por lo cual se dice que son hidrofóbicos.
b) Densidad: Su valor aproximado es de 0.7 g/ml, es menos denso que el agua.
c) Punto de ebullición: Aumenta al aumentar el número de carbonos (masa molecular)
d) Punto de fusión: Aumenta al aumentar la masa molecular, porque no tiene forma regular.


SOLUBILIDAD:
Además de afectar a los puntos de ebullición y de fusión, las fuerzas intermoleculares determinan la solubilidad de los compuestos orgánicos. La regla general es que lo semejante disuelve a lo semejante, las sustancias polares se disuelven en disolventes polares y las no polares en disolventes no polares. Hay cuatro casos distintos a la hora de considerar los efectos de la polaridad
sobre la solubilidad.
1) Un soluto polar con un disolvente polar, como la disolución del cloruro sódico (soluto polar) en agua (disolvente polar). Se necesita una gran cantidad de energ�­a para separar los iones del cloruro sódico pero el agua puede separarlos porque los solvata. Es decir, las moléculas de agua rodean al ión con el extremo adecuado del dipolo del agua hacia el ión. En el caso del ión positivo, el Na+, el átomo de ox�­geno de la molécula de agua es el que se acerca, mientras que los átomos de hidrógeno se acercan a los iones negativos cloruro (Cl-). Como las moléculas de agua son muy polares se libera una gran cantidad de energ�­a, que junto con el aumento de la entrop�­a, compensa la energ�­a necesaria para romper la red cristalina.


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2) Un soluto polar con un disolvente no polar, como el cloruro sódico (soluto polar) en la gasolina (disolvente no polar). En este caso no se produce la disolución del soluto porque las moléculas no polares de los hidrocarburos que constituyen las gasolinas no solvatan a los iones y no pueden superar la gran energ�­a necesaria para romper la red cristalina.


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3) Un soluto no polar con un disolvente no polar, como la cera de parafina que se disuelve en gasolina. La cera de parafina está constituida por largas moléculas de hidrocarburo y por tanto son moléculas no polares que se atraen débilmente, y estas atracciones se compensan fácilmente con las atracciones de van der Waals con el disolvente. Aunque hay poco cambio energético cuando la sustancia no polar se disuelve en el disolvente no polar, hay un gran aumento de la entrop�­a, que hace que el proceso sea favorable.























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4) Un soluto no polar con un disolvente polar, como la cera de parafina y el agua. Las moléculas no polares sólo se atraen débilmente y se necesita poca energ�­a para separarlas. El problema es que las moléculas de agua se atraen fuertemente entre s�­, por puentes de hidrógeno. La molécula no polar deber�­a desplazar a estos enlaces, pero casi no se libera energ�­a de solvatación. La red de puentes de hidrógeno de las moléculas de agua excluye a las moléculas de parafina.



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Puntos de ebullición
El punto de ebullición de un compuesto es la temperatura a la cual el compuesto l�­quido se convierte en gas. Para que un compuesto se vaporice, las fuerzas que mantienen las moléculas unidas unas a otras deben romperse. Esto significa que el punto de ebullición de un compuesto depende de la tracción entre las moléculas, de manera que si las moléculas se mantienen unidas por fuertes fuerzas, se necesitará mucha energ�­a para apartar las moléculas unas de otras y el compuesto tendrá el punto de ebullición muy alto. Por otra parte, si las fuerzas intermoleculares son
débiles, una cantidad de energ�­a relativamente baja será necesaria para separa las moléculas unas de otras, y el compuesto tendrá el punto de ebullición bajo. Los alcanos tienen punto de ebullición relativamente bajo porque como se trata de moléculas polares las fuerzas intermoleculares que actúan son las de dispersión de London entre dipolos inducidos que son las más débiles. Además estas fuerzas son mayores cuanto mayor es el área de contacto entre moléculas, por eso para moléculas lineares al aumentar el numero de C (aumenta el peso molecular) el punto de
ebullición también aumenta, sin embargo para un mismo número de C la molécula ramificada presenta un punto de ebullición menor que la lineal.
En el caso de alcoholes, éteres... (moléculas con heteroátomos) con cierto carácter polar, las fuerzas que intervienen son las dipolo-dipolo, más fuertes que las de London. Por tanto, sus puntos de ebullición serán mayores que los de los alcanos. En el caso de alcoholes y las aminas, además de estas fuerzas entre dipolos intervienen las fuerzas por puente de hidrógeno. Aunque cada puente de hidrógeno sólo supone 5 KJ/mol hay que pensar que hay al menos un puente de H por cada molécula. Como el O es más electronegativo que el N el punto de ebullición de los
alcoholes será mayor que el de las aminas.






















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  • Puntos de fusión (azul) y de ebullición (rosa) de los primeros 14 n-alcanes (eje X), en °C (eje Y) .Un alcano de cadena lineal tendrá un mayor punto de ebullición que un alcano de cadena ramificada, debido a la mayor área de la superficie en contacto.

Propiedades Qu�­micas:
La poca reactividad qu�­mica de los alcanos a temperatura ambiente dió origen al nombre de parafinas, derivado del lat�­n PARUM AFFINIS que significa poca afinidad. Los alcanos no son atacados por ácidos o bases fuertes, tampoco por agentes oxidantes o reductores. Sin embargo, los alcanos si reaccionan en condiciones severas y constituyen productos de gran utilidad comercial.
Las principales reacciones de los alcanos son:

Combustión
Los alcanos reaccionan con el ox�­geno para producir dióxido de carbono, agua y calor.

Pirólisis o cracking
Es el proceso por medio del cual los hidrocarburos de alto peso molecular se rompen a altas temperaturas en presencia de un catalizador y en ausencia del ox�­geno, para evitar la combustión.

ALQUENOS
Propiedades Fisicas Generales:
Las propiedades f�­sicas de los alquenos son similares a las de los alcanos correspondientes. Los alquenos más pequeños son gases a temperatura ambiente. Comenzando por los compuestos C5, los alquenos son l�­quidos volátiles. Los alquenos isómeros tienen puntos de ebullición parecidos y las mezclas sólo pueden ser separadas mediante una destilación fraccionada realizada con mucho cuidado y con columnas de gran eficacia.

Los momentos dipolares son pequeños en el caso de los hidrocarburos, pero permite una distinción entre los isómeros cis y trans. Por ejemplo, el cis-2-buteno tiene un momento dipolar pequeño mientras que el trans-2-buteno tiene un momento dipolar nulo debido a su simetr�­a



Influencia de la polaridad del petróleo sobre el crecimiento de gota en emulsiones de aceite en agua estabilizada por un biopol�­mero débilmente adsorbentes o un surfactante no iónico:


La influencia del tipo de aceite (n-hexadecano, 1-decanol, n-decano), la composición de las gotas (hexadecano: decanol), y el tipo de emulsionante (Tween 20, la goma árabe) sobre el crecimiento de las gotas en las emulsiones de aceite en el agua se ha estudiado. Distribuciones de tamaño de las gotas de las emulsiones se midió a través del tiempo (0-120 h) por difracción de láser y la espectroscopia ultrasónica. Emulsiones que contienen moléculas de aceite de baja polaridad y baja solubilidad en agua (hexadecano) se mantuvieron estables a gota el crecimiento, independientemente de la emulsionante para estabilizar las gotitas. Emulsiones que contienen moléculas de aceite de baja polaridad y solubilidad en agua relativamente alto (decano) se mantuvieron estables a la coalescencia, pero inestable a Ostwald maduración, con independencia de emulsionante. Gota de crecimiento en las emulsiones que contienen moléculas de aceite de la polaridad relativamente alta y alta solubilidad en agua (decanol) dependen del tipo de emulsionante. Gotitas decanol estabilizado por Tween 20 se mantuvieron estables para el crecimiento de las gotas en las emulsiones concentradas, pero inestable cuando las emulsiones se diluyeron. Gotitas decanol estabilizada por la goma árabe crecimiento exhibido gota rápida y amplia, probablemente debido a una combinación de la maduración de Ostwald y la coalescencia. Hemos propuesto que coalescencia fue causado por la tensión superficial relativamente bajo en el limite decanol de agua, lo que significa que el Arábica goma no absorben fuertemente a las superficies de las gotas, por lo que no impidió que las gotas entren en las proximidades.


Fugas de petróleo que pueden ser contenidas gracias a la polaridad:


Los derrames de petroléo en el perú pueden ser retenidos gracias a su polaridad

Derrames de petróleo en el Perú en el año 1995Playa Conchán, Lima – Agosto 06A la medianoche se derramaron cientos de barriles de petróleo del barco “Ariete” en el muelle de PetroPerú en la playa de Conchán, siendo ubicado cercana a Lima. Se contamino la playa y se registraron aves muriendo.

Derrames de petróleo en el Perú en el año 2000

Salaverry – Marzo 20

Durante la transferencia de petróleo industrial N° 6 del tanque N° 20 al tanque N° 19 en la Planta de Abastecimiento “Terminal Salaverry”, se produjo un rebose de producto como consecuencia de un descuido del operador encargado, ocasionando el derrame de 101 barriles del citado producto. El CONSORCIO TERMINALES esta conformado por GMP S.A. y OILTANKING S.A.C.

Rio Marañon – octubre 02.:

Pluspetrol causó un derrame de crudo, en el que se derramaron 5,500 barriles. El Instituto de Investigaciones de la Amazoni­a Peruana (IIAP) señaló que ese derrame produciri­a un impacto ecológico para 20 años.

Derrames de petróleo en el Perú en el año 2001

Eten – Enero 06

Ocurrió otro derrame en Puerto Eten

Eten – Enero 22

Un segundo derrame en Puerto Eten que afectó siete playas del mismo puerto en Chiclayo
Talara – Octubre:Se derramaron aproximadamente 20 barriles de residuos oleosos pertenecientes a la empresa Petro-Perú al mar de Talara por la zona de los separadores agua-aceite, ubicados en la zona de Punta Arenas.

Derrames de petróleo en el Perú en el año 2002


Derrame Talara
Derrame Talara
Talara – Agosto 14Unos 500 barriles de petróleo se derramaron en la zona de Pariñas (unos siete kilómetros al norte de Talara) cuando eran bombeados a través de un oleoducto, informó el gerente de operaciones de la empresa Petrotech, Carlos Valdizán Montenegro. El petróleo crudo derramado fue captado por la empresa Petrotech y ha sido extrai­do del zócalo continental. Ese recurso era transportado a través de oleoductos desde el área de Peña Negra (distrito de El Alto) hasta la estación de tanques PTS, en el distrito de Negritos, donde es almacenado para luego ser vendido a la refiner­a de Petro-Perú, donde se procesa y se obtienen los diversos combustibles. Se removieron 1.500 metros cúbicos de tierra que quedaron impregnados de petróleo, tras la rotura del oleoducto.
Derrames de petróleo en el Perú en el año 2004

Cajamarca – Enero 27

Se derramaron 6,000 galones de lubricante en el ri­o Jequetepeque en Cajamarca. De un transporte con destino a la mina Yanacocha.
Ilo – Setiembre 09La empresa Graña y Montero, que provee de combustible a la planta de Petróleos del Perú (PetroPerú) causó un derrame de petróleo en el malecón del puerto de Ilo, en la región Moquegua. La fuga del combustible se produjo debido a la rotura de una tuberi­a mientras se descargaba petróleo de una nave, de bandera panameña, contratada por el Consorcio de Terminales Peruano Graña y Montero Oil Talkin. El derrame contaminó medio de playa. Las actividades de limpieza tomaron más de dos semanas. El Ministerio de Salud incautó más de una decena de cilindros con productos marinos afectados por la contaminación que iban a ser vendidos en los mercados de esa zona.
Ri­o Marañón – Octubre 05:
Se produjo un derrame de petróleo en el ri­o Marañón
Derrames de petróleo en el Perú en el año 2005Conchán – Enero 01Se produjo otro derrame de aproximadamente 10 barriles en las playas de Conchán involucrando a la Refineri­a Conchán y el buque “BAP Talara” de la Marina de Guerra del Perú.
Derrame en selva Nicole Bernex
Derrame en selva Nicole Bernex
Derrames en la selvaLa empresa PlusPetrol fue sancionada con dos multas por daño al medio ambiente.
..Derrames de petróleo en el Perú en el año 2006Callao – Enero 06:Se derramaron 1,500 galones de petróleo diesel causado por el buque tanque “Sebastián” frente al Muelle de Pescadores del Callao.

Derrames de petróleo en el Perú en el año 2007

Talara – Febrero 12:Se dió una fisura en la li­nea submarina del terminal de boyas de Petro-Perú después de que el buque-tanque “Cabo Hellas” habi­a terminado de cargar el crudo desde la refineri­a de Talara. Se originó según la empresa “un leve derrame” de petróleo crudo en el mar frente a la zona conocida como Punta Arenas, al sur de Talara, en el departamento de Piura.
Derrame selva 02
Derrame selva 02
Bagua – Mayo 07:Se produjo la cai­da del alud en un sector de la provincia de Bagua, en el departamento de Amazonas, sector comprendido entre la estación 6 de bombeo y la estación de refineri­a el Valor, cercana a Bagua. El oleoducto Nor Peruano tiene 854 Km. y parte desde el poblado San José de Saramuro, en el nororiental departamento de Loreto, y desemboca en el océano Paci­fico, en el puerto de Bayóvar, en el departamento norteño de Piura. Según la empresa se derramaron 100 barriles de crudo. En su nota de prensa la empresa manifestó: “No se ha producido mayor contaminación del ri­o Marañon ni de la zona adyacente”.
Según pobladores de la zona sin embargo se efectuó el comienzo del derrame aproximadamente a las 11:00 p.m. del di­a 7 de Mayo y el equipo encargado de reparar el ducto recién se hizo presente a las 10:00 a.m. del di­a 9 de mayo, observándose la mancha negra del crudo en la zona de la desembocadura del ri­o Nieva el di­a martes a las 12:00 del di­a y al di­a siguiente esta se observo en la zona de Saramiriza aproximadamente a 180 km. de la desembocadura del ri­o Nieva.
Según estimados de especialistas independientes sin embargo al producirse la rotura del ducto, se calcula que de derramaron aproximadamente entre 4,000 a 6,000 barriles de petróleo, según las observaciones realizadas y los datos de hora del rompimiento y hora de la reparación y el diámetro del oleoducto, considerando además la distancia de válvula a válvula.


Callao – Septiembre 30:Derrame de 120 toneladas de petróleo en el muelle Minerales de la Empresa Nacional de Puertos del Perú (ENAPU)Lydia Oldendorff” de bandera Antigua y Barbuda sufrió una averi­a en la toma de descarga de agua de lastre, produciéndose una fuga de combustible IFO 380 (petróleo). en el Callao. El buque “
Selva peruanaLa Federación de Comunidades Nativas del ri­o Corrientes (FECONACO) responsabilizó a la empresa Pluspetrol por 6 derrames de petróleo en el año 2007.

Derrames de petróleo en el Perú en el año 2008
Moquegua
Moquegua
Torata – Enero 26Un camión cisterna boliviano que transportaba 9.350 galones de petróleo desde Ilo al vecino pai­s, volcó a la altura del kilómetro 94 de la Carretera Binacional, en la localidad de Torata. Se derramaron más de nueve mil galones de petróleo sobre el cauce de los rios Chilligua y Huaracane, los cuales abastecen de agua a todo el valle de Moquegua e Ilo
.Tumbes – Enero 30A las 08.50 de la mañana explotó el “BAP Supe”, de matri­cula ATP-157, una unidad petrolera de la Marina de Guerra del Perú. La nave teni­a una antigüedad de 43 años, pues fue construida en 1965 en Noruega. El 3 de agosto 1995 se habi­a autorizado la compra de dicha unidad,la cual fue asignada a la Oficina Naviera Comercial de la Marina bajo la denominación de buque auxiliar transporte de petróleo con número de casco 157.


BAP Supe
BAP Supe



La nave transportaba crudo entre la plataforma Corvina, en el Lote Z-1 (Tumbes), y la refineria de PetroPerú en Talara (Piura). Las llamaradas de fuego alcanzaron varios metros de altura. Dos miembros de la Marina que formaban parte de la tripulación del BAP Supe se lanzaron hacia la proa de la nave para desatar sus amarras y lograron que esta fuera arrastrada por la corriente. La nave empezaba a hundirse. La acción dio tiempo a que una barcaza de una empresa privada llegara al lugar y rescatara a varios heridos.
La explosión del buque dejó un total de 13 heridos y un fallecido. Este, el técnico Mendoza Cacca, de 46 años, sufrió quemaduras de tercer grado en el 90% del cuerpo y finalmente falleció. Se evidenció la ausencia de un plan de emergencia, pues los heridos tuvieron que se trasladado en camionetas de serenazgo sin protección ni atención médica adecuada.
De acuerdo a los voceros de BPZ Energy, en Tumbes, que indicaban que la explosión se habri­a producido por un cortocircuito en la misma nave.
También ha generado efectos devastadores para más de 5 mil pescadores agremiados y sus familias. Se detectaron peces muertos flotando en el mar y los pescadores artesanales de las caletas aledañas (como la caleta Acapulco) optaron por no salir a sus faenas diarias. De acuerdo al presidente regional de Tumbes, Wilmer Dios Benites, tras agregar que el 80% de pescadores y langostineros artesanales, residentes en el distrito Contralmirante Villar, han paralizado sus labores a causa del derrame.
La compañi­a estadounidense BPZ Energy informó que la embarcación “Supe” conteni­a 1,300 barriles de crudo en el momento del accidente, los cuales fueron consumidos “en su mayori­a” por el incendio que duró más de cuatro horas. El buque se hundió con el 20% de combustible (260 barriles de petróleo). El crudo que no fue quemado ha contaminado cuatro kilómetros de las playas Zorritos y La Cruz.

La Libertad – Setiembre 11Tres hectáreas de sembri­os del caseri­o de Plazapampa, en la provincia de Otuzco (La Libertad), entre los kilómetros 55 y 56 de la carretera a la sierra de La Libertad fueron contaminadas por un camión cisterna cargado de combustible perteneciente a la compañi­a Pri­max; la cual, abastece de petróleo al Proyecto Minero Lagunas Norte de la empresa minera Barrick Misquichilca. La empresa Primax removió la tierra afectada, pero lugareños señalaron que esto no es suficiente pues el petróleo filtró hasta la capa interna del suelo y llegó al ri­o Moche, por lo cual, hasta cinco valles estari­an afectados.
Selva peruanaLa Federación de Comunidades Nativas del ri­o Corrientes (FECONACO) responsabilizó a la empresa Pluspetrol por 18 derrames de petróleo en el año 2008.

Derrames de petróleo en el Perú en el año 2009Amazonas – Enero 10A 45 minutos de Iquitos por el ri­o Amazonas se ubica Barrio Florido, un centro poblado con 1.500 habitantes dedicados a la pesca, y que está asentado al lado de una quebrada que limita con la refineri­a de Petro-Perú. Lluvia hizo que cuatro barriles de hidrocarburos se rebalsaran en la quebrada y como consecuencia el agua de la quebrada donde pescan y se bañan emite un fuerte olor parecido al de la gasolina. Los vecinos protestaron porque “Muchos niños que se bañan en esta quebrada tienen sarpullido y manchas rojas en la piel. El pescado de la quebrada huele a gasolina” (según Zoila Noa Huanahuari, quien vive en Barrio Florido desde hace 40 años).
Sin embargo -según Elvis Salazar, de la Oficina de Salud Ambiental de la Dirección Regional de Salud-, la empresa no ha mostrado la autorización para realizar vertimientos a la quebrada. Según Salazar, la refineri­a tampoco ha demostrado que la empresa que maneja sus residuos sólidos esté autorizada por la Dirección General de Salud (Digesa).
Una asi­ llamada “solución” propuesta es que los efluentes sean vertidos directamente en el ri­o Amazonas y ya no en la quebrada. “El gran volumen de agua del Amazonas puede controlar mejor los residuos. Sin embargo, este es un proyecto de gran envergadura y tomará algo de tiempo”, comentó Arturo Reátegui, gerente de Petro-Perú.
Algunos técnicos de la empresa petrolera señalan que esta no seri­a la mejor salida, ya que de ocurrir un accidente a gran escala, varios kilómetros del Amazonas seri­an dañados. La eventual emergencia seri­a más fácil de controlar en la pequeña quebrada.
La refineri­a de Petro-Perú produce 10.500 barriles de petróleo crudo al di­a, que se transforman en gasolina, diésel y kerosene.
Enero 21Derrame de petróleo en la plataforma Z-2B de Petrotech.
Talara – Febrero 28El derrame de hidrocarburo, perteneciente a PetroPerú, ocurrió a las 10:45 a.m. al encontrarse realizando el “BAP Bayóvar” (Barco de la Marina de Guerra del Perú) abastecimiento de combustible en el muelle de Talara. Se derramó una cantidad desconocida de combustible tipo búnker.
Pucallpa – Marzo 03Los tubos de metal que transportan petróleo hasta la refineri­a de Pucallpa tienen una antigüedad de cincuenta años. El oleoducto antiguo sufrió averi­as y causó un derrame de petróleo crudo, originando una fuerte contaminación ambiental en una zona ubicada a seis kilómetros de Pucallpa. Ante la alarma dada por los vecinos de inmediato personal de la empresa Maple Gas iniciaron los trabajos para recoger los restos del combustible derramado. El daño ecológico es permanente por los continuos derrames. En la siguiente pelicula se puede apreciar la sofisticada tecnologia de limpieza (trapos viejos) y la motivación de los trabajadores de Maple Gas:

Ri­o Itaya, Loreto – SetiembreEl vuelco de un grifo flotante de expendio de combustible ocasionó el derrame de más de tres mil galones de petróleo y gasolina al ri­o Itaya, en Loreto, y causaron la polución del curso de agua que abastece a la población de la provincia de Maynas.
Derrame en selva peruana 5
Derrame en selva peruana 5
Ri­o CorrientesLa Federación de Comunidades Nativas del Ri­o Corrientes (FECONACO), responsabilizó a la empresa Pluspetrol por 16 derrames de petróleo en la cuenca de dicho ri­o durante el transcurso del año 2009.

Derrames de petróleo en el Perú en el año 2010Talara – Febrero 07En horas de la mañana se produjo un derrame de petróleo en la plataforma LS, ubicada entre Cabo Blanco y Peña Negra del distrito de El Alto, provincia Talara. Es la empresa petrolera Savia del Perú (ex Petrotech Peruana) que opera el Lote Z2B frente a la provincia de Talara.
Paracas
Paracas
Pisco – Marzo 01El buque-tanque “Timachesvk” tiró de sus anclas y al momento de maniobrar dañó una tuberi­a submarina de la Compañia Consorcio Terminales Pisco Camisea (GMP), generando un derrame de 100 galones de petroleo formando una mancha de unos 35 metros de diámetro frente el terminal pesuero artesanal de San Andres a pocos kilómetros de la Reserva Nacional de Paracas.
Talara – Abril 06Personal de puerto dejó caer, al parecer, una manga de combustible cuando abasteci­a al cargador “Kodiak Island”Imi S.A.C. ubicado en el muelle La Tortuga en Talara. de bandera Panameña en las instalaciones de la empresa
Talara – Abril 12Cuando los operarios en el muelle de carga li­quida de la empresa PetroPerú (Petróleos del Perú) realizaban la descomprensión de la li­nea de manga Slog, se originó la fuga de aceite que cayó al mar
Truchas muertas
Truchas muertas
Ri­o Pabellón – MayoUn accidente de transito de un camión para transporte de combustible causo un derrame de 3,000 galones de petróleo en el ri­o Pabellón La Quinua a la altura del km. 50 de la Carretera de Cajamarca a Hualgayoc. La empresa Norte Medio SRL transportaba combustible para la minera sudafricana Gold Fields. Se generó la masiva intoxicación y muerte de miles de truchas.
map - oil spill pluspetrol 2010
map - oil spill pluspetrol 2010
Ri­o Marañon – Junio 19:Se encallo la barcaza Sanam III de la empresa Pluspetrol en el puerto del poblado de Tiwinza en Saramuro, muy cerca al lote 8 de esta compañi­a en Loreto. Se produjo un corte en el casco de la embarcación y se derramaron entre 300 y 400 barriles de petróleo en las agua del ri­o Marañón. Un representante de la empresa manifestó: “Por estar al interior del puerto, se puso en funcionamiento las bombas extractoras y se logró sacar el resto de barriles que transportaba la embarcación”. El crudo derramado ha pasado por un tramo de más de 30 kilómetros en el ri­o.
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Este tramo afectado del ri­o Marañon bordea la Reserva Nacional Pacaya Samiria, ligada directamente al beneficio económico de al menos 100 mil ribereños que dependen de sus recursos para subsistir, siendo su relación con el medio ambiente su forma de vida. Los representantes de las indigenas indicaron que la empresa PlusPetrol y las autoridades no dieron una alarma temprana para que la población indigena se abstuviera de recoger agua del ri­o y dejaron pasar todo el domingo para recién el lunes hacer una inspección.
Pacaya es la segunda Reserva Nacional más grande del Perú, con más de 2 millones de hectáreas. Posee una gran abundancia de recursos acuáticos y tiene al menos 256 especies conocidas de peces de agua dulce como el paiche. Además, los lagos que se forman en la reserva albergan muchas especies amenazadas como los delfines rosados y grises, las nutrias gigantes de ri­o, caimanes negros y tortugas de ri­o.
Esto sin contar que el ri­o Marañón es para los ribereños la única fuente de agua dulce limpia, pues muchos poblados no cuentan con agua potable. Américo Vela Rami­rez, representante zonal del distrito de Parinari, solicitó apoyo urgente para los damnificados, pues este derrame está afectando a más de 28 comunidades. “Estamos llevando agua en deslizadores porque la gente desesperada no puede tomar agua del rio y en la zona no existe agua potable”, declaró a Radio La Voz de la Selva Robert Falcón, jefe de Defensa Civil del Gobierno Regional de Loreto.
Un representante de la empresa manifestó: “Hemos contenido, identificado y aislado la fuga de petróleo mediante una barrera de contención. Estamos limpiando los restos de hidrocarburo en la zona con más de 100 personas”. También trato de minimizar el daño diciendo que: “esta es una excepción después de varios años”. Aparentemente ya se ha olvidado de las docenas de derrames producidos en los últimos tres años asi como el derrame de 5,500 barriles causado por PlusPetrol en el año 2000 (véase en esta lista). A pesar de que la empresa Pluspetrol niega la existencia de tantos derrames, en 2006 un informe del Ministerio de Salud reveló que un 98 % de los menores de edad examinados de la cuenca del ri­o Corrientes superaban los valores llimite de plomo y cadmio en sangre. De ellos, un 37 % presentaba niveles de riesgo.
Frente a este suceso, la Organización de Pueblos Indi­genas del Oriente (ORPIO) denunció a través de un comunicado a la empresa Pluspetrol y pidió a las autoridades nacionales e internacionales que investiguen este derrame y que sancionen a los responsables.
“Señor presidente- reza el comunicado de ORPIO- usted sólo ve cuanto dinero ganarán por las concesiones y no ve cuanta destrucción
ocasionan a nuestro ambiente y a nuestra vida (…) usted no ve morir a sus hijos, hermanos, esposas y madre tierra”.
En la actualidad, un 72% de la amazoni­a peruana se encuentra concesionada para la exploración o explotación de hidrocarburos. Según la ONG ‘Save Americas Forest’, de 2006 a 2009 el número de hectáreas concesionadas se ha multiplicado exponencialmente.






Conscientes de la situación planteado por los accidentales derrames de petróleo y en búsqueda de una solución que pueda minimizar los efectos causados por dichos derrames, se ha desarrollado una estrategia o método de control, basado en cuatro etapas fundamentales:
· Eliminación de la fuente.
· Contención.
· Recolección.
· Tratamiento químico.
Una vez que estos pasos se ejecutan, se garantiza en un alto porcentaje la recuperación del petróleo derramado y la preservación del medio ambiente.

Existe una serie de procesos naturales que ocurren inmediatamente después que el petróleo se derrama en un cuerpo de agua. los cuales están relacionados con las propiedades físico - químicas del petróleo y con las condiciones climáticas existentes en el lugar del derrame. El petróleo, al ser derramado en un cuerpo de agua, comienza a sufrir cambios físicos, químicos y biológicos naturales. Estos procesos son acompañados por el esparcimiento y el movimiento, debido a oleaje, vientos y corrientes, evaporación, solución / dilución, sedimentación, dispersión en gotas y partículas, emulsificaciones, oxidación, fotoquímica, biodegradación por microorganismos, ingestión por organismos marinos y formación de bolas de alquitrán y partículas.
Estos procesos incluyen: el esparcimiento de la mancha y su gradual intemperización.
A continuación se muestra en forma esquemática los distintos factores y procesos que, intervienen en el comportamiento del petróleo en agua:
· Factores que afectan una mancha de petróleo:
Esparcimiento
Tipo de petróleo derramado
Composición química
Gravedad específica
Tensión superficial
Viscosidad
Punto de fluidez
Punto de inflamación
Solubilidad
Tasa de esparcimiento
Movimiento
Viento
Oleaje
Mareas
Corrientes
Despojos en flotación
· Intemperización del petróleo
Emulsificación
Petróleo en agua
Agua en petróleo
Evaporación
Disolución
Oxidación
Sedimentación
Biodegradación
Dispersión

Constituye la serie de acciones de tipo operacional tendentes a impedir que el petróleo continúe fluyendo sin control hacia e¡ exterior de la instalación que lo transporto o almaceno, con el objeto de minimizar las pérdidas de producción.
Acciones para eliminar la fuente
Los acciones más comunes para eliminar la fuente de un derrame de petróleo son:
· Cerrar pozos.
· Cerrar múltiples de producción.
· Desviar producción.
· Colocar grapas en las tuberías.
· Cementar el pozo fuera de control.
· Perforar direccionalmente.
· Trasiego de Tanqueros.
Nota importante
Cuando se efectúan estas acciones de eliminación de la fuente, se evita la pérdida del crudo y también se reducen los daños que causan al medio ambiente, al destruir las fuentes generadoras de vida, así como también a las distintos especies que viven en las orillas de los cuerpos de agua.

Es el proceso que se utiliza para impedir la extensión del petróleo derramado sobre la superficie del agua, a fin de minimizar la contaminación del ambiente y facilitar de esta manera la recuperación del crudo.
La contención del petróleo, en el más amplio sentido, puede efectuarse con tres propósitos principales:
· Para mantener el petróleo en un lugar determinado.
· Para mantener el petróleo alejado de un área determinado.
· Para dirigir el petróleo hacia un punto específico.
Equipos de contención
El equipo básico en la contención de derrames de petróleo es la "Barrera", La forma organizada y rápida, con que se realiza su despliegue, dependerá la eficiencia de las labores de contención y recolección.
Métodos de contención
El uso de las barreras como método de contención, suele clasificarse en:
· Barreras mecánicas.
Cortina.
Valla.
· Barreras neumáticas o de aire.
· Barreras químicas.
Barreras mecánicas
Estas pueden describirse como "Cercas flotantes" sobre y por debajo de la superficie del agua, y su función es la de interceptar y evitar el desplazamiento y extensión de lo mancha del hidrocarburo derramado. Las barreras mecánicas se clasifican en tipo cortina y tipo valla, cuyas diferencias radican en el diseño, material y uso específico.
Elementos de una barrera
· Francobordo o cresta: Tiene la función de prevenir que el petróleo confinado pase por encima de la barrera por efecto del oleaje.
· Flotador: Permite que la barrera permanezca sobre lo superficie del agua. En algunas marcos comerciales de barreras, el elemento de flotación actúa también como francogordo.
· Falda o faldón: Tiene la función de impedir que el petróleo pase por debajo del elemento de flotación.
· Lastre o peso muerto: Es el responsable de proveer estabilidad a la barrera, manteniéndola en posición vertical, para contrarrestar la acción del viento y las corrientes.
· Tensor longitudinal: Suministra la resistencia estructural longitudinal a la barrera. Dependiendo del fabricante, estos elementos toman diferentes formas, pero generalmente se presentan como cadenas, guayos y mecates de nylon.
· Conectores: Permiten la unión o acoplamiento de varios tramos o secciones de barreras, para así alcanzar la longitud deseada y poder cubrir el área afectada.
Equipos utilizados en los derrames de petróleo
Entre estos se encuentran una amplia gama de equipos para la eliminación de derrames de petróleo, desde el succionador de recuperación a las barreras de confinamiento para la protección del entorno marino.

Succionadores de disco, pueden recuperar hasta 30 toneladas de petróleo pesado por hora. El operador disfruta de excelente maniobrabilidad montando el succionador en el cucharón de malla. Si es necesario, estas unidades pueden hacerse funcionar por medio del sistema hidráulico de la embarcación.
Para ver el gráfico seleccione la opción "Descargar"
Dispositivo de recuperación de petróleo MOP, operado por el sistema hidráulico de la embarcación, montado en una unidad de Skipper Barge.

Barreras flotantes, disponibles en una variedad de formas desde flotación sólida a inflables, las barreras flotantes pueden desplegarse desde la embarcación para contener o desviar el petróleo.

Cajones, tanque disponibles para uso con el Skipper Barge para retener el petróleo recuperado. Cada unidad tiene una capacidad máxima de almacenamiento de 5 metros cúbicos.

Dispersante, con los brazos de pulverización, el dispersante puede usarse para dispersar el petróleo.

Despeje, Adaptando ligeramente el cucharón de malla, el Water Witch se vuelve en un medio muy efectivo de eliminar el petróleo pesado superficial.


En todas las actividades de Control de la Contaminación, la participación de la Dirección General del Territorio Marítimo y de Marina Mercante, está orientada preferentemente por el concepto de prevención, lo cual permitirá una economía de medios, una mejor asignación de recursos y una mayor difusión de su labor.
1.-Prevención de derrames de petróleo en instalaciones petroleras
La mejor manera de atacar el problema de contaminación por petróleo es prevenir el incidente.
Normalmente estos se producen por fallas de equipos o del material y fallas humanas. Los primeros pueden ser subsanados mediante inspecciones periódicas y una mantención adecuada; y los segundos, mediante la instrucción y el entrenamiento del personal.
Las Autoridades Marítimas de aquellos puertos en donde existan terminales petroleros, deberán dar estricto cumplimiento a las inspecciones periódicas, de los elementos de fondeo (boyas, cadenas, grilletes).
2.-Prevención de derrames mediante instalaciones de Recepción de Residuos de Hidrocarburos de puertos y terminales.
La descarga de hidrocarburos o mezclas al mar esta estrictamente reglamentada por Convenios Internacionales Marítimos de la Organización Marítima Internacional. Los residuos y mezclas de agua con hidrocarburos resultantes de operaciones rutinarias de buque-tanque, deben ser retenidas a bordo en casi su totalidad y ser transferidos a instalaciones de recepción en puertos / terminales para su tratamiento y eventual disposición.
3.-Medidas preventivas aplicables a las naves.
3.1.- El convenio OILPOL/54 con enmiendas de 1962 y 1969, prohíbe la descarga de hidrocarburos durante las operaciones normales de un buque-tanque, regula, sin embargo, ciertas descargas las que deben quedar anotadas en el libro de registro de hidrocarburos.
A.- Buques Petroleros:
· La cantidad total de hidrocarburos que un buque tanque puede descargar en cualquier viaje en lastre, no debe ser superior a 1/15000 de la capacidad total de carga
· El buque tanque debe encontrarse en ruta ( Velocidad mínima 7 nudos).
· La tasa a la que pueden descargarse los hidrocarburos no debe exceder de 60 litros por milla navegada.
· En ningún caso, la descarga de hidrocarburos de un buque tanque puede hacerse a menos de 50 millas de la tierra mas próxima.
B.- Buques en general.
Se prohíbe a todo buque la descarga de hidrocarburos o mezclas de hidrocarburos, ( agua de sentina), salvo cuando se cumplan las siguientes condiciones
· El buque debe hallarse en ruta ( velocidad mínima de 7 nudos).
· La tasa de descarga de contenido de hidrocarburos no debe exceder de 60 litros por milla navegada.
· El contenido de hidrocarburos de la descarga debe ser inferior a 100 partes por 1.000.000 de partes de la mezcla.
· La descarga debe efectuarse a más de 12 millas de la tierra más próxima.
3.2.- El Convenio antes citado, también estipula, que las naves mercantes y artefactos navales deben contar con un Libro de Registro de Hidrocarburos destinado a llevar los movimientos del cargamento de hidrocarburos y de sus residuos, desde su carga hasta su descarga, tanque por tanque.
La Autoridades Marítimas deberán controlar a las naves que recalen en su jurisdicción, la existencia de los documentos a bordo con sus anotaciones al día.
Las naves nacionales o extranjeras que no tengan este documento, o que teniéndolo se encuentre con sus anotaciones incompletas, serán denunciadas a la Dirección General del Territorio Marítimo y de Marina Mercante, para su posterior informe al Gobierno del cual depende a través del Ministerio de Relaciones Exteriores.
Las naves nacionales que no tengan dicho documento a bordo, serán sancionadas por la Autoridad Marítima local con multas de $ 2.000 oro. En caso que éste, no se encuentre con sus anotaciones al día será sancionado con $ 1.000 oro, debiéndose remitir copia a la Dirección General del Territorio Marítimo y de Marina Mercante de las resoluciones en ambos casos.
3.3.- El Convenio Internacional sobre Prevención de la Contaminación por Vertimiento de desechos y otras materias (1972) establece en su Anexo I los desechos y materias que están prohibidas verter al mar.
Para los efectos de aplicación de este convenio, se imparten las siguientes instrucciones de procedimiento:
A.- El otorgamiento de los permisos especiales a que hace referencia al Anexo II del antes citado convenio, será resuelto por la Dirección General del Territorio Marítimo y de Marina Mercante.
Las solicitudes que en tal sentido sean presentadas a las Autoridades Marítimas, deberán complementarse con los antecedentes que se señalan en el Anexo III del convenio y elevadas a la DGTM Y MM. con el informe y opinión fundada del Gobernador Marítimo respectivo.
B.- Las solicitudes de concesión de permisos generales para vertimiento de todas las demás materias no contempladas en el Anexo I y II ya señaladas, deberán ser estudiadas y resueltas por las Autoridades Marítimas del lugar de presentación de la solicitud, debiendo remitirse copia de la resolución a la Dirección General del Territorio Marítimo y de Marina Mercante, sin perjuicio de registrar dicha autorización en el libro de Control de Vertimiento de la nave.
Las contravenciones a las disposiciones señaladas deberán ser sancionadas con multas, las que se aplicarán en conformidad al párrafo 3° de la Ley de Navegación, previa acta, circunstancia o investigación de los hechos según corresponda.
4.- Planes de Contingencia
Formando parte de las medidas preventivas, e íntimamente interrelacionados con las acciones de control de la contaminación, se encuentran los planes de contingencia.
La finalidad de estos planes es que, tan pronto como se produzca un suceso de derrame, se inicien las operaciones anticontaminación con medios adecuados para minimizar los daños. Los Centros Coordinadores Regionales deberán establecer procedimientos que permitan movilizar ordenadamente los recursos disponibles (medios propios y de otras instituciones), los planes de contingencia deben ser elaborados de acuerdo con las dotaciones de personal actualmente existentes.
Para la elaboración de los planes de contingencias regionales debe tenerse en consideración las recomendaciones del Capitulo 12 del manual de control de derrames de petróleo.

1.- El Plan de Contingencia regional será aplicado a derrames de hidrocarburos persistentes y será activado cuando se produzcan derrames superiores a 5 m3.
2.- En caso de derrames inferiores a la cantidad antes citada, el procedimiento a seguir estará supeditado al desplazamiento del derrame, debiéndose plotear la o las manchas de acuerdo con los valores y dirección del viento y la corriente que afecte al sector pudiendo bajo estas circunstancias, dirigirse hacia alta mar o hacia la costa.
3.- En ambos casos, hay una serie de procesos naturales relacionados con las propiedades físicas y químicas del petróleo (u otro hidrocarburo), que resultan en la extensión, desplazamiento y degradación final de la mancha.
Estos incluyen la extensión evaporación y aerolización, disolución, hundimiento y afloramiento, oxidación atmosférica, degradación biológica y formación de emulsiones.
4.- En el caso que la mancha derive hacia la playa, deberán iniciarse las acciones contempladas en las operaciones de control en la línea costera. Cuando los derrames ocurran en zonas especiales (pesca, recreación, turística, etc.), el plan podrá igualmente activarse aún cuando el valor sea inferior a 5 m3 (grado 2), situación que será evaluado por el Jefe del Centro Coordinador Regional respectivo.
5.- Recibida la notificación de un derrame de petróleo verificada la información, se reunirán el máximo de antecedentes a fin de tener una base segura para decidir la acción a tomar.
ACCION A SEGUIR AL PRODUCIRSE UN DERRAME
Los derrames de hidrocarburos serán informados de acuerdo a los formatos de la directiva que sistematiza y racionaliza el formato de mensajes tipo para informar las contaminaciones del medio acuático.
1.- Las Operaciones que deben llevarse a cabo bajo el plan de acción están agrupadas en 4 categorías. Antes de iniciar cualquiera de ellas, debe efectuarse una rápida evaluación del derrame, a fin de estimar la estrategia a seguir y los equipos y personal que se necesitarán.
a.- En primer término debe pensarse en la movilización del Centro Coordinador Regional y el establecimiento del Centro de Operaciones en el lugar del derrame, el establecimiento de comunicaciones, contacto con las partes interesadas, y desarrollar toda la preparación necesaria para iniciar la acción de control.
b.- La segunda etapa importante, es el inicio y mantenimiento de las acciones de control en el mar. El Area de acción primaria, en la vecindad inmediata a la fuente del derrame. Es importante en esta etapa contar con apoyo aéreo ( helicóptero de preferencia), ya que el campo visual es perfecto y se puede dirigir las acciones desde el aire mediante la comunicación helicóptero – tierra – mar, debiendo para ello embarcarse los equipos de comunicaciones adecuados.
c.- La tercera operación incluye la implementación de apoyo de las acciones de control en la línea costera. La acción recomendada es proteger aquellas áreas de la costa de alto valor ecológico, económico y turístico o que sean difíciles para limpiar, y tratar de desviar el petróleo hacia las áreas donde pueda recogerse fácilmente sin dañar la ecología del lugar.
d.- Por último están las operaciones de finalización, esto es, la recolección del equipo, análisis de los efectos y costos del derrame, concluyéndose con un informe total del accidente.
LOGÍSTICA.
1.- El apoyo logístico para responder a un derrame grande de petróleo incluye el prealistamiento de personal, equipos, materiales y servicios.
2.- Deben asignarse responsabilidades específicas en cada área, para asegurar que habrá apoyo efectivo cuando la situación lo requiera.
3.- Se debe determinar el tipo y cantidad de los equipos de control de derrame de petróleo existentes, los materiales y las facilidades disponibles en cada región, ya sea que pertenezcan a entidades privadas o públicas.
4.- Debe proveerse, tanto de facilidades para almacenar el equipo, como para el transporte del mismo, al lugar del derrame. También es importante hacer algún tipo de compromiso con los dueños de otros equipos, que eventualmente pudieran necesitarse (camiones, equipo mecanizado, remolcadores, lanchas, etc.).
MANTENCION
1.- La función de mantención, está orientada hacia una buena conservación de los equipos de control de la contaminación, lo que permite alargar su vida útil, y asegurar una correcta operación en cualquier circunstancia.
2.- Los criterios generales sobre mantención, se harán en base a los catálogos y manuales de cada equipo. Es de suma importancia que el personal propio a cargo de la mantención de equipos, posea un adecuado entrenamiento.
3.- Dentro de la función de mantención también están consideradas aquellas reparaciones posibles de ejecutar con el propio personal, y que no requieren de trabajo significativos, tales como: recambio de piezas, repuestos o partes, que hayan completado su vida útil.
4.- Las reparaciones de equipos quedarán consignadas en el respectivo historial, con la identificación de la persona que efectúo el trabajo.
5.- Los aspectos de logística, mantención y comunicaciones se encuentran desarrolladas en el Capitulo "B" del manual de Control de Derrames de Petróleo (IMO-CPPS-PNUD).
COMUNICACIONES
1.- Es generalmente aceptado, el concepto de que el éxito de una operación de control y limpieza de un derrame, esté basado fundamentalmente en la rapidez de la respuesta. Debe existir, por lo tanto, un grado previo de alistamiento de personal, equipos y materiales, lo que sumado a una buena coordinación será la base de la acción de combate.
2.- Por este motivo, las comunicaciones son imprescindibles en una emergencia, y son consideradas como básicas en el entrenamiento. Deberá concretarse la asignación a los Centros Coordinadores Regionales, de centrales de comunicaciones portátiles, equipados con pequeños grupos electrógenos para su uso en labores de control de la contaminación.
ASUNTOS RELATIVOS A LA SEGURIDAD Y PELIGRO DE INCENDIOS.
1.- En las operaciones marítimas deberá utilizarse siempre chalecos salvavidas. Asimismo, el calzado debe tener una suela que impida el deslizamiento. Cualquier otro equipo tales como: cascos, guantes, etc., que minimicen los accidentes deberán ser adquiridos.
2.- El riesgo potencial de incendio debe ser considerado cuando se trabaje en un derrame de petróleo, en función de la volatilidad del material derramado.
3.- El uso de explosímetros es esencial cuando ocurren derrames de petróleos livianos, especialmente cuando ocurren bajo muelles o en espacios cerrados.
4.- El equipo que se use en un derrame de petróleo, debe ser inspeccionado a fin de que no se produzcan chispas. Cuando se ataque un derrame de materiales altamente inflamables, deben utilizarse equipos a prueba de explosión.
5.- El personal debe estar siempre alerta ante el riesgo de incendio y debe haber equipos para combatirlo. Es importante tener presente que el petróleo, incluyendo aquel que se esta incendiando, flota en el agua.
CONCEPTO DE LOS DIFERENTES PROCEDIMIENTOS
1.- La responsabilidad total del sistema de control de la contaminación es de la Dirección General del Territorio Marítimo y de Marina Mercante, organismo que deberá velar para que en todo momento exista en el país los medios y personal idóneo, en cantidad y calidad proporcionales al riesgo existente en el litoral. Consecuente, con la política de la Dirección General del Territorio Marítimo y de Marina Mercante y con el principio de subsidiaridad allí estipulado, las operaciones de limpieza de playa se encargarán a los causantes del derrame, mediante contratistas particulares o medios propios, pero siempre bajo la tuición y responsabilidad de la Autoridad Marítima.
2.- En las operaciones de control y combate en alta mar y en la costa, deberá seguirse también el mismo principio, concurriendo el Centro Regional con todo su equipo material y humano. Los servicios que preste la Autoridad Marítima, con motivo de un accidente que cause o pueda causar contaminación de las aguas, estarán afectos al Reglamento de Tarifas y Derechos de la Dirección General del Territorio Marítimo y de Marina Mercante ( D.S N° 1. Art. 18) debiendo posteriormente ser resarcidos los gastos por el responsable del derrame.( en el caso de naves a través de los PANDI).
USO DE DISPERSANTES.
1.- Todos los dispersantes químicos son una mezcla de agentes activos de superficie (detergente), y de un solvente desarrollado específicamente para el tratamiento de petróleos / aceites vertidos a un cuerpo de agua. Debido a las reglamentaciones sobre toxicidad, se han tendido a eliminar compuestos, tales como, los hidrocarburos halogenados, el tetracloruro de carbono, fenoles, cresoles, álcalis cáusticos, ácidos minerales y toda sustancia que pueda corroer los envases o dañar la salud humana en su manipulación y aplicación. Se exige además que la emulsión lograda con cada dispersante sea estable y no permita que se reforme la mancha de petróleo en la superficie del agua.
2.- En nuestro país, la Dirección General del Territorio Marítimo y de Marina Mercante, es el organismo oficial del Gobierno encargado de autorizar los dispersantes que se utilizan en funciones de control de la contaminación.
Por ello, las personas u organismos interesados en su aplicación, deberán contar con una resolución de esta DIRECCION GENERAL aprobando dicho producto, para lo cual remitirán una muestra de 5 lts. del dispersante con sus especificaciones técnicas a objeto de someterlo a las pruebas de toxicidad según normas de la Organización Marítima Internacional, en el Instituto de Biología Marina de la Universidad de Valparaíso, entidad reconocida por la Dirección General para efectuar estas pruebas, siendo de cargo de los interesados el valor de dicho examen.
3.- Esta DIRECCION GENERAL ha autorizado los siguientes dispersantes, cuyas marcas comerciales se indican:
Corexit 9527 (Exxon), BP 1100 WD (BRITISH PETROLEUM), OC-5 OIL COLLECTOR – COREXIT 7664, SLICKGONE LTD. (DASIC INTERNATIONAL), HEXAPROTE 6141, SHELL HERDER, SHELL DISPERSANT CONCÉNTRATE, SHELL DISPERSANT LTD., COREXIT 8667 OIL DISPERSANT, COREXIT 9550 OIL DISPERSANT, DISPETROL II (COTACO), SINQUI OIL SPILL REMOVER L/T, SPILL DISPERSNT N° 010 (GOMEZ BRETON HNOS. LTDA.), PROSUR OIL SPILL DISPERSANT G.V., SUPERDISPERSANT-25., GANCO OIL SPILLS 600.( KOGAN), DREW AMEROID MARINE OSD. LT.(ASHLAND), UNITOR SEACARE O.S.D. ( UNITOR LTDA.), GOLD CREW DISPERSANT (IIM ING. INDUSTRIAL STGO.)
4.- Finalmente, se establece, que la autorización que otorga la Dirección General del Territorio Marítimo y de Marina Mercante, para un determinado tipo de dispersante,
"NO SIGNIFICA QUE PUEDE SER UTILIZADO INDISCRIMINADAMENTE EN CUALQUIER SITUACION DE DERRAME, YA QUE EN CADA CASO SE DEBERA CONTAR CON LA ANUENCIA DE LA AUTORIDAD MARITIMA LOCAL, QUIEN PONDERARA CADA CASO Y RESOLVERA EN CONSECUENCIA
LEY PENAL DEL AMBIENTE EN MATERIA DE DERRAMES PETROLEROS
El ambiente es de gran importancia para los seres vivos, por ello la constante insistencia en cuidarlo, mantenerlo, mejorarlo; de allí que la Constitución Nacional Vigente (1999) desarrolle un Capítulo Especial a Derechos Ambientales (CAPÍTULO IX), en el cual en su art. 127 se encuentra establecido, que es un derecho y un deber de cada generación proteger y mantener el ambiente en función de lo que es desarrollo sustentable, para que la generación presente obtenga beneficios, de la misma forma que la futura. Así mismo, es una obligación primordial del Estado con la participación de la sociedad, garantizar que la población se desenvuelva en un ambiente libre de contaminación, y que el aire, el agua, los suelos, las costas, el clima, la capa de ozono, las especies vivas sean especialmente protegidos. Encontramos entonces, que es de rango constitucional la especial protección a las aguas; pero no sólo la Constitución Nacional establece dicha protección, sino también la Ley Orgánica del Ambiente en la mencionada Ley se típica cuales son las actividades de susceptibles de degradar al ambiente (art. 20 L.O.A.), entre los que están: Las que de manera directa o no, contaminen o deterioren el agua entre otros, las alteraciones nocivas del flujo natural de las aguas, la sedimentación en los cursos y depósitos de aguas, los cambios nocivos del lecho de las aguas, los que dependen de eutrificación de lagos y lagunas. Los futuros y actuales ingenieros petroleros o cualquier otro trabajador que labore en una industria petrolera o de otra índole, debe tener conocimiento de esta normativa de tal forma que cualquier actividad que desempeñe no sea considerada susceptible de degradar al ambiente; pero sin embargo, toda regla tiene su excepción y el art. 21 de la L.O.A. establece que esas actividades susceptibles de degradar el ambiente en forma no irreparable y que sean necesarios por sus beneficios económicos y sociales podrán ser autorizados si se establecen garantías, procedimientos y normas para su corrección y en la autorización se va a establecer las condiciones, limitaciones y restricciones que sean pertinentes. Los infractores de la normativa relativa a la conservación, defensa y mejoramiento ambiental; serán sancionados con multas, medidas de seguridad o penas privativas de la libertad de conformidad con la L.O.A. y demás leyes.
En la actualidad en materia de hidrocarburos se encuentra vigente el decreto con fuerza de Ley Orgánica de Hidrocarburo, el cual viene a regular todo lo relativo a la exploración, explotación, industrialización, transporte almacenamiento, comercialización, entre otros aspectos y queda establecido en el art. 19 del mencionado decreto, que las personas que realicen las actividades antes mencionadas, deberán hacerlo en forma continua y eficiente conforme a las normas aplicadas de protección ambiental entre otras cosas. La industria petrolera hoy en día debe formar a sus empleados como fuertes protectores del ambiente, porque a medida que se deteriora el ambiente se extinguen cada día más formas de vida, y de qué serviría todo el petróleo del mundo sin un ambiente sano en donde se pueda gozar de sus beneficios.
El agua es un líquido vital para los seres vivos, sin la cual éstos no podrían vivir, y que día tras día su volumen en el mundo se ve reducido, es por ello que se debe cuidar y no contaminar. En la industria petrolera mucha son las veces que se ha conocido sobre derrames en los mares, lagos, etc.; que no sólo hace de difícil y casi imposible el uso de estas aguas, sino también la pérdida de biodensidad.
Es sabido que existen muchas leyes para proteger al ambiente y que establecen cuales actividades dañan a éste, pero podríamos decir que la LEY PENAL DEL AMBIENTE, vendría a completar el sistema integral de la legislación ambiental. Ello no debe interpretarse como una excesiva penalización. La exigencia de incriminar los delitos ambientales, no es sólo una demanda de la ciencia del derecho o de la actividad legislativa. Es fundamentalmente, la expresión de la conciencia colectiva, que actúa como un hecho social, dada la característica de bienes ambientales insustituibles que tienen que ver, no sólo con la calidad de vida o el desarrollo, sino también, y sobre todo, con la supervivencia de la vida sobre el planeta. La situación es tan grave hoy en día, que es el propio desarrollo científico y tecnológico, además de la ignorancia uno de los factores generadores de la catástrofe ecológica de la humanidad. El hombre depende fundamentalmente del ambiente y cualquier daño que se le ocasione a la naturaleza, se lo está ocasionando a si mismo y a sus descendientes.
La Ley Penal del Ambiente (L.P.A.) tiene como objetivo tipificar cuáles son considerados delitos ambientales y así mismo establece las medidas precautelativas, de restitución y de reparación a que haya lugar.
En relación a los delitos contra el ambiente el Capítulo I del Título II de la L.P.A. establece algunos. En lo relativo a la contaminación de las aguas por derrames petroleros se encuentra que es delito el vertido ilícito, relativo a materias biodegradables, sustancias, agentes biológicos o químicos, efluentes o aguas residuales no tratadas arrojadas a los cuerpos de aguas en general, que sean capaz de degradarse, envenenarla o contaminarla; por supuesto que los derrames petroleros derivados de la actividad de determinadas empresas son capaces de producir los anteriores efectos negativos mencionados; en este sentido se establecen como penas la prisión de tres (3) meses a un (1) año y multa de 300 a 1.000 días de salario mínimo, según como lo establece el art. 28 de la L.P.A.
También aparece en el art. 35 de la L.A.P. las descargas contaminantes en un medio lacustre, marino y costero, como por ejemplo aguas residuales, efluentes, productos sustancias o materiales no biodegradables o desechos de cualquier tipo que contengan contaminantes o elementos nocivos a la salud de las personas o de especies que habitan en dichas aguas; por supuesto que la introducción de volúmenes de petróleo en las aguas o medios antes mencionados harían que estas aguas fueran nocivas para el consumo humano y serían la causa de destrucción de muchas especies como en la actualidad se ha visto. Para este delito hay una sanción de prisión de 3 a 12 meses y multa de 300 mil a 1.000 días de salario mínimo.
Pero la L.A.P. en materia de hidrocarburos es más específica cuando hace referencia en su art. 38 y 40 de la contaminación por fugas o descargas de hidrocarburos y del vertido de hidrocarburos respectivamente. Para el primer delito, el capitán de buque que haya provocado, por fugas o descargas de hidrocarburos o de otros agentes, contaminación del medio lacustre, marino o costero, será sancionado con prisión de 1 a 3 años y multa de 1.000 a 3.000 días de salario mínimo, con esta norma se observa claramente la gran responsabilidad del capitán del buque que transporta hidrocarburo. Por otro lado también será sancionado con prisión de 3 meses a 2 años, y multa de 300 a 2000 días de salario mínimo el que vierta hidrocarburos directamente en medio marino, debido a operaciones de exploración o explotación de la plataforma continental y la zona económica exclusiva y que pueda causar daño a la salud de las personas, a la fauna o flora, etc.
De esta forma los derrames productos de actividad petrolera, bien sea en su etapa de transporte, exploración, explotación que causan tanto daño y contaminación al agua, quedan regulados y sancionados en la Ley Penal del Ambiente.


Bacterias degradan petróleo en la Antártida
Por Marcela Valente *
Científicos argentinos desarrollan un proceso de remediación biológica para combatir vertidos de crudo, en las extremas temperaturas del inmenso continente blanco.
BUENOS AIRES.- Hace 25 años se sabe que muchas bacterias son útiles para limpiar derrames petroleros en suelos de clima templado, donde los microorganismos se reproducen fácilmente y degradan las sustancias contaminantes. Esta técnica puede usarse ahora en la helada Antártida, gracias a un hallazgo de dos científicos argentinos.
El biólogo Walter Mac Cormack, del Instituto Antártico Argentino, y el bioquímico Lucas Ruberto, de la Universidad de Buenos Aires, se propusieron estudiar un proceso de remediación biológica eficiente en condiciones de frío extremo como las de la Antártida, donde la temperatura media es inferior a cero.
La remediación biológica --proceso para limpiar mediante microorganismos suelos contaminados con metales pesados o hidrocarburos-- se aplica desde hace tiempo.
Pero "las bacterias que degradan hidrocarburos se reproducen a una temperatura entre 20 y 30 grados", explicó Mac Cormack a Tierramérica.
"A cuatro grados no crecen y entonces los procesos (de descontaminación) no tenían éxito o eran demasiado lentos como para ser considerados eficientes", añadió.
Y había otro obstáculo.
El Protocolo de Madrid, que establece normas de preservación ambiental continente helado, prohíbe introducir virus, bacterias o cualquier microorganismo de otra región, del mismo modo que impide la toma de muestras, salvo para fines científicos previamente autorizados.
El Protocolo es un anexo al Tratado Antártico en vigor desde 1961 y del que forman parte 45 estados, 12 de ellos miembros consultivos: Argentina, Australia, Bélgica, Chile, Estados Unidos, Francia, Gran Bretaña, Japón, Noruega, Nueva Zelanda, Rusia y Sudáfrica.
Estas restricciones obligaban a utilizar bacterias autóctonas en todas las pruebas. La solución vino de la mano de los sicrófilos facultativos, que crecen a temperaturas muy bajas, pero se adaptan a un clima con más de 20 grados.
Las pruebas se realizaron en bases argentinas de la península Antártica, mil kilómetros al sur de América del Sur, donde el clima es menos crudo, con el barómetro bajo cero la mayor parte del año y algunos días de hasta 20 grados en el verano austral.
Las investigaciones demostraron que la remediación biológica es posible en la Antártida, aunque no hay una estrategia única, sino depende de la cantidad de contaminantes y de la historia de los suelos a tratar.
Por ejemplo, los científicos trabajaron con las bacterias de suelos saturados de hidrocarburos cercanos a los tanques de almacenamiento de combustible.
En ese ambiente de contaminación crónica por el permanente goteo de gasolina, el suelo ya está acostumbrado a esa flora microbiana, que prolifera por la presencia de fósforo y nitrógeno y que degrada los residuos.
Para acelerar el proceso se adicionaron más nutrientes, con lo que se logró eliminar más de 80 por ciento de los hidrocarburos en menos de 60 días.
En cambio, en los suelos contaminados por primera vez debido a un derrame la respuesta de la flora microbiana autóctona, menos abundante, no era tan eficiente. Se hizo necesario sembrar más microorganismos degradadores, aislados en la zona, para acelerar el proceso.
Comparada con otros sistemas descontaminación de suelos, como la incineración o el lavado, la biorremediación es el menos costoso.
"Esto confirma que aun en ambientes tan extremos existe una notable adaptación de la flora bacteriana a los compuestos contaminantes, y que el proceso (de descontaminar por biorremediación) podría ser satisfactorio en el corto período estival", concluyeron Mac Cormarck y Ruberto en su informe.
La misma técnica puede utilizarse en la austral Patagonia argentina, donde se concentran las riquezas petroleras y gasíferas del país. Casi 75 por ciento de la producción argentina de petróleo proviene de las cuencas de la provincia de Neuquén y de San Jorge, ambas en la Patagonia.
Y en Neuquén se encuentra el gasoducto de Loma de la Lata, el mayor del país.
La biorremediación comenzó a utilizarse dos décadas atrás como complemento de la remoción física de los derrames provocados por diversos tipos de accidentes.
Si un barco naufraga y la marea negra llega a las costas, los microorganismos trabajarán sin urgencia allí luego de una primera recogida mecánica del vertido.
"En el mar resulta más eficiente la remoción física", sostuvo Mac Cormack.
En cambio en la contaminación de suelos usualmente penetrados por hidrocarburos la limpieza mediante bacterias es ideal, a juicio de los científicos.
"El suelo contiene el vertido, y entonces allí es más fácil aplicar la biorremediación", remarcó Mac Cormack.
Los accidentes más comunes en tierra son la perforación de un oleoducto o de una cisterna de combustible y los derrames por transporte.
En el continente blanco, donde el Tratado Antártico prohíbe cualquier explotación mineral o de hidrocarburos, los riesgos proceden del almacenamiento y traslado de combustible.
El accidente más grave ocurrido en la región fue el del buque Bahía Paraíso, que se hundió en las costas de la península en 1989, derramando unos 600 mil litros de diesel frente a la base Palmer de Estados Unidos, recordó a Tierramérica el biólogo José María Acero, responsable del Programa de Gestión Ambiental del Instituto Antártico Argentino.
Las consecuencias "no fueron catastróficas porque el combustible era liviano y los vientos fuertes ayudaron".
Pero existen "pequeños accidentes" en la manipulación de combustible para las bases, para los cuales se trabaja con "planes de contingencia", explicó.
"En 1994 en la base argentina Marambio se rompió la válvula de una cisterna y se nos fueron 80 mil litros de combustible", recordó. Ahora hay mecanismos para evitar esas fugas.
Pero el hallazgo es importante para combatir un eventual derrame a gran escala que amenace al continente de 14 millones de kilómetros cuadrados, considerado un laboratorio natural para la investigación científica.
* La autora es corresponsal de IPS.

EL USO DE ÁRIDOS, SOLUCIÓN A LOS ESCAPES DEL PRESTIGE
El Colegio de Ingenieros de Minas del Noroeste apoya la propuesta que su colegiado, José María Iglesias, y el Biólogo Emilio Rico, han presentado al Comité Científico Técnico del Gobierno para dar una solución definitiva a los escapes de fuel del Prestige.
La gran profundidad a que se encuentra el barco hace que los métodos manejados hasta ahora hayan tropezado con dificultades prácticamente insalvables. Sin embargo, la solución propuesta por estos técnicos, se basa en aprovechar la viscosidad del propio fuel para mantenerlo confinado en el fondo. El fuel es un material viscoso y menos denso que el agua, con lo que si se libera bajo el mar trata de ascender. Si en su camino se encontrase con un filtro de cierto grosor, al pasar por los intersticios se iría adhiriendo a las paredes y ocluyéndolas, con lo que finalmente impediría el ascenso del combustible.
La segunda cuestión reside en definir el tipo de filtro y cómo colocarlo sobre el barco hundido. Aquí también la propuesta encuentra solución: si se cubre el barco hundido con una acumulación de piedras del tamaño adecuado, se convertirán en un filtro que se adaptará por sí sólo a la superficie del pecio. El fuel, al ascender, pasará entre los intersticios de estas piedras y se irá adhiriendo a su superficie, tupiendo cada vez más los poros del filtro hasta quedar confinado bajo una cubierta que, además, mantiene cierta elasticidad, pudiendo adaptarse a posibles deformaciones de partes del barco.
Si la capa de cantos es suficientemente espesa, por encima de la zona impermeabilizada por el propio fuel quedarán piedras sueltas; si se produjese un hundimiento de una parte del barco, estas piedras sueltas acudirían por gravedad hacia esta zona deprimida, taponando posibles fisuras, es decir, la cubierta sería hasta cierto punto autorreparable.
El método es original y sencillo de ejecutar, dentro de la complejidad que suponen el gran volumen del barco y la profundidad a que se halla hundido. El bajo precio de las piedras, su inmediata disponibilidad en grandes cantidades, la existencia de buques capaces de cargarlas y llevarlas al sitio, hacen que se pueda poner en práctica en cualquier momento, y las dificultades que plantea acertar con las descargas sobre el barco se compensarían con la posibilidad de asumir errores de precisión sin excesivos costes adicionales. El mismo argumento serviría para solucionar en el futuro posibles fallos del sistema: si a largo plazo se detectasen nuevas fugas, se podrían solucionar simplemente vertiendo más piedras.



UNA VISION ANDINO-AMAZONICA

Elizabeth Bravo
Acción Ecológica , Industria Petrolera
En todos los países Andino-Amazónicos existe explotación petrolera en sus bosques tropicales. Debido a las prácticas que tienen las empresas petroleras en esta zona, los derrames son constantes. Con el fin de hacer limpieza de suelos contaminados por derrames petroleros, se está utilizando bacterias capaces de degradar moléculas de hidrocarburos. Los micro-organismos utilizados atacan compuestos orgánicos complejos y los acumula. Esta técnica es conocida como biorremediación.
A este respecto es importante preguntarse ¿cuáles serán los efectos producidos en los micro-organismos por substancias altamente mutagénicas, como son metales pesados y los compuestos policíclicos aromáticos, presentes en el petróleo y acumulados en éstos micro-organismos? ¿serán ellos capaces de migrar, reproducirse con las poblaciones silvestres, y cual será su impacto en ellas? ¿Cuál es el destino final de estos micro-organismos?
Es necesario señalar que el balance ecológicos de las poblaciones microbianas en suelos tropicales es crítico, dada su pobreza, el rol que juegan los organismos micorrhizos, los organismos fijadores de nitrógenos y los organismos descomponedores.
Todos los países de la región poseen explotación petrolera en zonas de alta fragilidad ecológica, y las prácticas utilizadas son inadecuadas y en muchos casos, negligentes por lo que las áreas de explotación están expuestas constantemente a derrames petroleros.
Biotecnología o biodiversidad
El Convenio de Biodiversidad puso a los países megadiversos en la disyuntiva de intercambiar biotecnología por biodiversidad.
En este contexto, las empresas transnacionales tienen dos estrategias:
- tener acceso a nuestros recursos genéticos, tanto agrícolas como silvestres para su beneficio
- introducir sistemas de propiedad intelectual, para que nosotros tengamos la obligación de pagar regalías de los productos que ellos han desarrollado a partir de nuestros recursos genéticos.
Por otro lado, en nuestros países la biodiversidad es revalorizada, ya no porque es la base de nuestra subsistencia, sino porque es necesaria para la industria biotecnológica, y por lo mismo, puede entrar en el mercado global.
Por lo que se ha comenzado a desarrollar instrumento jurídicos que regulen el acceso a la biodiversidad, que antes era tomada en forma gratuita. Para los países andinos este instrumento legal es la Decisión 391.
Sin embargo, no se ha resuelto adecuadamente la cuestión de los conocimientos tradicionales ligados a los recursos genéticos, el impacto cultural, así como a las poblaciones naturales, que el acceso a la biodiversidad tendrá.
Otro aspecto de importancia es el relacionado con la transferencia de tecnología que fue negociado como un requisito para permitir el acceso. Esta transferencia de tecnología será, en un gran número de casos, biotecnología.
Cabe preguntarse si esta transferencia obedecerá a las necesidades de los países que la reciben, si no creará mayor dependencia tecnológica y si se implementará bajo estrictas normas de bioseguridad, y si a largo plazo valdrá la pena que intercambiemos nuestra biodiversidad a un precio bajo por biotecnología, protegida por derechos de propiedad intelectual

FLUIDOS DE PERFORACION VISCOELASTICOS


Los surfactantes viscoel�sticos pertenecen a una clase de compuestos que en soluciones acuosas, pueden formar micelas en presencia de iones contrarios, aumentando la viscosidad del fluido. Cuando la soluci�n que contiene el surfactante alcanza una concentraci�n cr�tica de iones contrarios, las micelas se unen entre s�, alarg�ndose y tomando forma como de gusano. Al continuar incrementando la concentraci�n de iones contrarios, estas micelas con forma de gusano se enredan, formando un arreglo tridimensional (gel 3D). Los iones contrarios pueden ser entregados a la soluci�n por sales inorg�nicas, sales org�nicas u otras especies qu�micas que se disocien en agua y tengan polaridad opuesta a la del surfactante.


Los surfactantes viscoel�sticos m�s comunes empleados hasta hace poco han sido las aminas cuaternarias, conocidas como VES. Son de naturaleza cati�nica y se emplea como ani�n contrario preferentemente los cloruros (de potasio, amonio o magnesio). Los fluidos VES son estables y producen viscosidad similar independientemente del valor de pH (en un rango de 3 a 11).

Las propiedades reol�gicas de los geles viscoel�sticos son diferentes de los sistemas de pol�meros.

La viscosidad de los sistemas viscoel�sticos no es disminuida permanentemente por exposici�n a elevados esfuerzos de corte. Esto implica que los sistemas viscoel�sticos mantienen suficiente viscosidad para el acarreo de agente de sost�n en la fractura.

REDUCCION DE FRICCION

Los sistemas viscoel�sticos son fluidos que se adelgazan con el corte, impartiendo menores p�rdidas por fricci�n en las tuber�as que los sistemas de pol�meros convencionales.


Sin embargo, unos pocos sistemas de surfactantes producen presiones de fricci�n extremadamente bajas en las tuber�as (a velocidades de corte entre 170 y 8000 seg-1).


Debido al arreglo en forma como de gusano, los geles viscoel�sticos tienen una excelente capacidad de suspenci�n de part�culas.