PetroCiencia R EVISTA T ECNOLÓGICA DEL P ETRÓLEO En este número Evaluación en campo de material absorbente para recogida de hidrocarburos del petróleo en agua Página 3 Métodos no-sísmicos y no-convencionales de exploración para petróleo y gas en Cuba: sectores perspectivos Página 12 Estudio bibliográfico sobre las características y métodos de tratamiento de residuos líquidos petrolizados en refinerías de petróleo Página 33 No. 9, abril 2021 Unión CubaPetróleo Ave. Salvador Allende No. 666 e/ Oquendo y Soledad, Centro Habana, La Habana, Cuba. CP: 10300 PetroCiencia R EVISTA T ECNOLÓGICA DEL P ETRÓLEO Industria Petrolera Evaluación en campo de material absorbente para recogida de hidrocarburos del petróleo en agua 3 Métodos no-sísmicos y no-convencionales de exploración para petróleo y gas en Cuba: sectores perspectivos 12 Conflictos que llevan a la nacionalización de la industria petrolera 24 Estudio bibliográfico sobre las características y métodos de tratamiento de residuos líquidos petrolizados en refinerías de petróleo 33 Comité Editorial Editor jefe Ing. Isis Dávila Rodríguez Asesores José Miguel Verrier Castro Argimiro Rivero Abello Rubén Martínez Lazo Lucilo Sánchez Aquino Hanoi Rivero Go Eduardo Véliz Ferrer Ricardo Abeledo Rodríguez Mario Abo Balanza Ana Mercedes Castellanos Leyva Redactores Olemi Muñoz López Mirtha O. Barreto Quintana Estela Velarde Gallardo Natyibet Cuevas Fajardo Diseño Olemi Muñoz López Redacción Unión CubaPetróleo Ave. Salvador Allende No. 666 e/ Oquendo y Soledad, Centro Habana, La Habana, Cuba. CP: 10300 3 PetroCiencia No. 9, abril 2021 Evaluación en campo de material absorbente para recogida de hidrocarburos del petróleo en agua. Lester Rivas Trasancosa, Yamila Navarro Sosaa, Roberto Romero Silvaa, Miguel Ángel Díaz Díaza, Ditter Fernández Rangela, Carlos Cesar. Cañete Péreza, Daylén Salazar Alemána, Danai Hernández Hernándeza Resumen Las regulaciones ambientales mundiales recientes para el vertimiento de petróleo en suelos y aguas han obligado a la aplicación de soluciones utilizando materiales absorbentes. Por este motivo, existe la tendencia a buscar materiales de fibras naturales, por su alta capacidad de absorción y biodegradabilidad. El presente trabajo tiene como objetivo, evaluar la capacidad de absorción de hidrocarburos en agua superficial de un material absorbente elaborado a partir de bagazo modificado. Para determinar dicha capacidad se realizaron pruebas en condiciones dinámicas en una fase acuosa en movimiento (condiciones hidrofílicas) conteniendo hidrocarburos (condiciones oleofílicas) y se realizaron dos pruebas de acuerdo al método (F 726-06 ASTM, 2006) para absorbentes tipo II. La prueba de campo se ejecutó en la laguna de residuales de una Empresa Comercializadora de Combustibles depositando almohadillas absorbentes con un peso base seca de 4 kg. Transcurrido el tiempo de la prueba dinámica fueron retiradas y pesadas. La cantidad de hidrocarburo absorbido se determinó por el método gravimétrico. La mejor capacidad de absorción fue de 2,24 g de hidrocarburo/4 kg de absorbente, obtenida a las 24 horas de haber depositado el material, siendo estos resultados similares a los reflejados en la literatura para este tipo de material. Palabras clave: absorción de hidrocarburos; material absorbente; capacidad de absorción Introducción La contaminación con petróleo de los suelos y sistemas acuíferos ecológicamente sensibles es un problema ambiental global importante. Se estima que más de 8 millones de toneladas métricas de petróleo se liberan anualmente al medio ambiente global por derrames, fugas, afloramientos naturales, producción costa afuera, transportación, aguas residuales industriales y escurrimientos urbanos (Allan, 2005). El daño que ocasiona depende del tipo de petróleo y su procedencia. Los productos livianos como la gasolina y el diésel, son más tóxicos que los crudos ya que se evaporan a gran velocidad, y los crudos pueden permanecer por mucho tiempo en la zona donde haya ocurrido el derrame. Los derrames de petróleo y sus derivados en el ámbito mundial, han provocado una severa contaminación del suelo y de los cuerpos de agua. Estos compuestos son tóxicos para los seres vivos ya que son mutagénicos y carcinogénicos (Flores., et al. 2001). El manejo inadecuado de los materiales y residuos peligrosos ha provocado en el mundo un grave problema de contaminación de los suelos y los cuerpos de agua. Los accidentes que han producido derrames de petróleo y productos refinados, causan daños ambientales importantes a los ecosistemas en las áreas donde han ocurrido los incidentes, los que generalmente se encuentran cercanos a zonas de importancia y fragilidad ecológica, como parques nacionales, reservas de fauna, cuencas hidrográficas y asentamientos urbanos (Origel & Torres, 2002). Se han podido detectar numerosos casos de derrames terrestres, marítimos y lacustres, debidos al manejo irregular de sistemas de bombeo, transporte en tuberías, almacenamiento en tanques, manejo de plantas, transporte marítimo y terrestre (Origel & Torres, 2002), pérdidas por roturas de los oleoductos ya sean accidental o intencionalmente, colisiones, encallamientos y muchas causas más (ITOPF, 2005). Los métodos tradicionales desarrollados para el tratamiento de efluentes han sido estudiados a fondo, definiéndose de forma muy clara las deficiencias que los mismos presentan. Entre las principales desventajas de estos procedimientos se encuentran las bajas eficiencias que se alcanzan, los altos costos de operación, insumos y requerimientos, obligando al hombre a encontrar nuevas soluciones (Teas, 2002; Brito, 2006; Aloma, 2011; Ortiz, 2006; Martinez 2008). Investigaciones recientes han demostrado que algunos materiales pueden ser empleados como sorbentes de hidrocarburos. Tal es el caso de fibras de palma, coco, caña de azúcar, buchón de agua, tallos de flores, cabellos humanos, plumas de pollos, entre otros (Knight, 2000; Ortiz, 2006, Salazar 2012). 4 PetroCiencia Los pasos generales en la metodología utilizada para la mitigación y limpieza de hidrocarburos son: 1. Contención, 2. Recolección, y 3. Limpieza y disposición. En general los sorbentes de hidrocarburos se utilizan en las tres etapas, en la contención se pueden utilizar barreras rellenas de material sorbente que al mismo tiempo contienen y retienen el hidrocarburo en su estructura; en la recolección usar dichas barreras o almohadillas de material sorbente al igual que el material suelto; también, el uso de sorbentes es apropiado en las etapas finales de limpieza o para ayudar en la remoción de películas delgadas de hidrocarburo de los sitios inaccesibles (Ortinez., et al. 2003) En áreas susceptibles, como por ejemplo pantanos, los sorbentes naturales pueden inmovilizar el h i d r o c a r b u r o y d e j a r q u e e s t e s e d e g ra d e naturalmente (Ecopetrol, 1996). Se ha demostrado que el empleo de sorbentes resulta una medida de control efectiva en muchos escenarios de derrames. Sin embargo, después de la operación de limpieza inicial el sorbente junto al petróleo adsorbido, así como otros materiales asociados con la actividad de limpieza deben tener una disposición final adecuada (Armada et al. 2008). Las regulaciones ambientales a nivel mundial en los últimos diez años han obligado a la aplicación de soluciones a estos vertidos los cuales de por sí son extremadamente caros. La combinación de los cambios regulatorios ambientales, unido a los esfuerzos por adquirir en el mercado sorbentes para la eliminación de derrames petroleros con menor costo / beneficio, y el interés renovado de la industria por reducir y/o eliminar los derrames ha generado un interés por las tecnologías de punta en el terreno de los sorbentes. No. 9, abril 2021 ABSORB LIPOFILICO de la firma ABASTECIMIENTO TOTAL S.A. de Argentina, un absorbente industrial base zeolita de (SEPIOLSA, 2008), los cuales sirven para aplicación en derrames de crudo, aceites y combustibles, tanto en aguas como en suelos. La correcta incineración de algunos no genera gases tóxicos y genera residuos de incineración inferiores al 0,05 %. El Biomatrix Gold (BIOTECDES, 2008) es una planta llamada Sphagnum Peat Moss (turba), compuesta de rizoides que contiene millones de células con un vaso capilar único. Es un producto muy versátil que hace posible su uso en vertidos industriales y derrames incontrolados en el suelo, agua y subsuelo. Durante un proceso calorífico se activa la turba revertiendo sus características normales convirtiéndose en Biomatrix Gold, que es extraordinariamente hidrófobo y atractivo a los hidrocarburos y sus derivados. En general, la adsorción de hidrocarburos en musgo ha sido poco estudiada (Zhang, 2010). El Sphagnum magellanicum es un musgo que puede absorber 23 g de hidrocarburos en cuestión de segundos y está en camino de convertirse en una excelente alternativa para limpiar los derrames de petróleo que dejan en ríos y suelos las voladuras de oleoductos en Colombia (UNIMEDIOS, 2008). La sorprendente capacidad de absorción de esta capa vegetal y otras especies orgánicas, como la fibra de coco, ha sido comprobada por investigadores de la Universidad Nacional de Colombia (Ortiz et al., 2006). Los mismos mediante un tratamiento superficial en horno (secado controlado), carbonizaron esas estructuras y lograron cambiar las propiedades de la especie y convertirla en un material hidrófobo. Por esta razón, en el mundo existe una tendencia actual, según su disponibilidad, de buscar materiales adsorbentes de fibras naturales como astillas de madera, cortezas de árboles, cáscaras de cocos, pajas de arroz, entre otras; por su alta capacidad de adsorción y biodegradabilidad. Existen también investigaciones que confirman el buen desempeño del bagazo de caña y el lirio acuático para la adsorción de hidrocarburos (López Valdivia, 2002) (Crissafully, 2008) (Brandao et al., 2010) (Leiva y col., 2012), así como la fibra de kenaf combinada con una o más especies de hongos (Callahan, 2007). Un estudio encaminado a identificar y evaluar materiales orgánicos naturales que puedan ser utilizados como sorbentes en las operaciones de limpieza de derrames de hidrocarburos, tanto en suelos como en cuerpos de agua, ha sido realizado en la Universidad Nacional de Colombia (Ortiz et al., 2006). Se evaluó la capacidad de sorción de tres materiales: fibra de caña, fibra de coco y buchón de agua (lirio acuático), con tres hidrocarburos: 35, 30 y 250 API, y dos tipos de agua: destilada y marina artificial, adaptando la norma (ASTM F-726) y siguiendo la metodología sugerida por el protocolo canadiense "Oil SpilI Sorbents: Testing Protocol and Certification Listing Program". Entre los absorbentes oleofílicos que se comercializan internacionalmente se pueden nombrar los productos ECOSORB de Agroforestal San Remo C. A., el material Se encontró que los tres materiales evaluados (fibra de caña, fibra de coco y buchón de agua) tienen una capacidad de sorción igual o superior a un material 5 PetroCiencia comercial contra el cual fueron comparados. Se observó que los resultados de la capacidad de sorción dependían de algunas variables como la viscosidad del hidrocarburo, granulometría (tamaño de partícula en malla tyler) y estructura del material. En la sorción de agua, la fibra de caña fue la que mostró la mayor hidrofobicidad, a diferencia del buchón, el cual es bastante hidrofílico. Se determinó y modeló la cinética de sorción de los materiales con los tres hidrocarburos: 35, 30 y 250 API. Se encontró que los materiales alcanzan su saturación en menos de un minuto, lo que permite tener una alternativa rápida para la limpieza y control de derrames de hidrocarburos. Se realizó un tratamiento térmico a los materiales con el fin de mejorar su hidrofobicidad y comportamiento en derrames sobre cuerpos de agua. La fibra de caña fue el material que presentó mejores resultados con el tratamiento térmico, seguido por el buchón de agua; la fibra de coco no presentó un cambio significativo en su hidrofobicidad. La Patente CU23392 es un producto desarrollado para la recogida y absorción de hidrocarburos fundamentalmente en aguas (Armada et al., 2009), el cual ha sido utilizado a pequeña escala. La invención consiste en un procedimiento de obtención de un material absorbente a partir de un producto biodegradable residuo de la industria azucarera, el bagazo, para ser empleado en el tratamiento a derrames de hidrocarburos en cuerpos de agua y suelos y el producto obtenido aprovecharlo en la agricultura como fertilizante orgánico después de acondicionar el mismo (composting) o directamente como combustible. En la etapa 8 del proyecto 6002 Identificación de p r o d u c t o s p a ra l a r e c o g i d a y a b s o r c i ó n d e hidrocarburos en suelos y aguas. (Díaz et al., 2014) se evaluó, a escala de banco en el laboratorio y de una pequeña prueba piloto en el separador de una refinería, la aplicación del material absorbente bagazo modificado químicamente para la recogida de hidrocarburos en derrames en agua, quedando como recomendación del informe presentado, realizar pruebas a mayor escala y evaluar la conservación del material. Materiales y métodos No. 9, abril 2021 previamente por 72 horas a temperatura ambiente (30-32 0C). Se trabajó con un tamaño de partículas en el rango de 0,08 a 3,5 mm y relación de absorción de agua de 5,10 g agua/g absorbente (Díaz et al., 2014). Para evaluar el almacenamiento y conservación del material se acondicionó un área en el local de Planta Piloto correspondiente a la Unidad Científica Tecnológica de Base (UCTB) Catálisis del Centro de Investigación del Petróleo (CEINPET), el cual reúne las características para ser utilizado con este fin: techo en buenas condiciones, buena iluminación y ventilación, libre de moho, roedores e insectos (ITOPF, 2012). El material obtenido fue envasado en bolsas de polietileno y dispuestos sobre pallets de madera. La conservación del material se evaluó durante un período de 6 meses. Se tomaron muestras del material a 0, 3 y 6 meses y se evaluaron los parámetros pH, conductividad eléctrica, contenido de humedad (H), materia orgánica (MO), concentración de microorganismos totales (CMOT), concentración de microorganismos degradadores de hidrocarburos (CMDH), nitrógeno total (NT) y fósforo total (PT). Las condiciones ambientales del área de almacenamiento fueron registradas durante el periodo de prueba. Las variables temperatura (T oC) y humedad relativa (HR %) se midieron con la estación de condiciones atmosféricas portátil de alta precisión SKYWATCH GEOS 11, de la firma suiza JDC Instruments de medición de velocidad ( 2%) y dirección de viento, presión barométrica ( 1.5 hPa), temperatura ambiente ( 0.5 C) y humedad relativa ( 2 %). Los números en paréntesis indican la precisión para cada parámetro. En la tabla 1 se relacionan las mediciones de temperatura (o C) y humedad relativa (%HR) durante el tiempo de almacenamiento y conservación. Confección de las almohadillas absorbentes. Para la realización de la prueba de absorción en campo, el material absorbente se envasó en almohadillas confeccionadas con tela de gasa de dimensiones 100 cm de largo x 0,25 cm de ancho, conteniendo 2 kg de absorbente base seca cada una. Preparación y conservación del material Se prepararon 60 kg de material absorbente bagazo modificado (BM) base seca mediante tratamiento químico con hidróxido de sodio y peróxido de hidrógeno (Armada et al., 2009). Para ello, se utilizó bagazo suministrado por el central Boris Luis Santa Coloma de la provincia Mayabeque, correspondiente a la zafra azucarera 2015-2016, el cual fue secado Ensayo de capacidad de absorción del bagazo modificado. Para determinar la capacidad de absorción al material obtenido se le realizaron pruebas en condiciones dinámicas en una fase acuosa en movimiento (condiciones hidrofílicas) conteniendo hidrocarburos (condiciones oleofílicas) y se realizaron dos pruebas 6 PetroCiencia cortas (1 hora) y larga (24 horas) de acuerdo al método F 726-06 (ASTM, 2006) para absorbentes tipo II. El ensayo se ejecutó, depositando las almohadillas absorbentes con un peso base seca 4 kg en la laguna de residuales de la Empresa Comercializadora de Combustibles Villa Clara. Posteriormente transcurrido el tiempo de las dos pruebas dinámicas fueron retiradas y pesadas. Análisis de capacidad de sorción de hidrocarburos. Para el análisis experimental de capacidad de absorción de hidrocarburos, se seleccionó la metodología descrita en la Norma ASTM D 1141, F-728 y en el protocolo canadiense "Oil Sorbente: Testing Protocol and Certification listing program", en la cual se determina la masa de crudo sorbido por gramo de material absorbente mediante la ecuación: Donde: Ca = Capacidad de sorción. mt = Masa de material impregnado (peso del sorbente e HC sorbido). mo = Masa del material sorbente seco. Alternativas de manejo y disposición para el bagazo modificado evaluado en campo. La disposición final del bagazo modificado después de utilizado en las pruebas se evaluó, utilizando dos variantes de manejo a escala de banco. Para la primera variante Compostero 1 (C-1; C-1.1), se analizó la posible autodegradación del material y la segunda variante Compostero 3 (C-3; C-3.1) consistió en la aplicación de un proceso de biorremediación al mismo. La variante 1 consistió en agrupar el bagazo modificado utilizado en la prueba dinámica. La cantidad de producto fue de 4 Kg, dividido en dos réplicas de 2 Kg. Ambas cantidades fueron expuestas a una remoción, aireación, humectación periódica y tiempo de luz solar, por espacio de 30 días. La variante 2 incluyó la aplicación de un proceso de biorremediación al bagazo modificado tras ser utilizado en la prueba dinámica. El tratamiento se realizó durante 30 días, con aireación, humectación periódica y tiempo de luz solar. Se estableció una base de cálculo de 4 Kg para una relación 1:1 (2Kg de suelo No. 9, abril 2021 limpio, 2Kg de bagazo modificado). Se empleó el suelo limpio colectado en el desbroce de una obra en construcción. Las cantidades de nitrógeno y fósforo fueron garantizadas con la adición de urea (5,39 g) y fosfato diamónico (DAP) (1,03 g), según relación C/N =60 y C/P 800 a tiempo (0 días). Seguimiento analítico de las variantes evaluadas El seguimiento analítico durante el proceso ejecutado incluyó la caracterización química y microbiológica de las muestras, mediante la realización de los ensayos: grasas y aceites (G y A), hidrocarburos totales (HCT), pH (T oC), conductividad eléctrica, contenido de humedad (%H), materia orgánica (%MO), conteo de microorganismos totales (CMOT), conteo de microorganismos degradadores de hidrocarburos (CMDH), contenido de nitrógeno total (N total) y fósforo total (P total). Los análisis se realizaron a tiempo 0 y 30 días. Para todos los análisis químicos y microbiológicos, las muestras fueron homogenizadas y secadas. Se tomó una muestra representativa para ser analizada. Para el seguimiento analítico de las variantes, las muestras fueron tomadas mediante el muestreo por cuarteo. Se procesó adicionalmente una muestra del suelo limpio capa vegetal, utilizado para la variante 2. Métodos de ensayos utilizados En el estudio del contenido de nitrógeno total y fósforo total se empleó el método ISO 10048 E, para la determinación del pH y la Conductividad eléctrica, se emplearon métodos standards establecidos en la NC 32: 2009 y el método descrito en el Manual de técnicas de análisis de suelos. Los análisis se le realizaron al bagazo natural y al modificado químicamente. Los ensayos de G y A e HCT se ejecutaron según metodologías establecidas internacionalmente (EPA 3540C, 1996) (APHA, 2005). El análisis microbiológico para el CMOT se realizó por el método ISO 8199:2005, con medio Agar Triptona Soya y el CMDH según lo descrito en Appl. Environ. 1981. MBH Medium (Modified Bushnell and Hass Salt solution). Las determinaciones del contenido de humedad se realizaron por el Método P001 BBSS. Determinación del contenido de humedad en suelos y sedimentos (2000), y el contenido de materia orgánica según Método P002 BBSS. Determinación del contenido de materia orgánica en suelos y sedimentos (2000). Se calcularon las tasas de biodegradación según la siguiente expresión: 7 PetroCiencia No. 9, abril 2021 Donde: TB: tasa de biodegradación (%). CI: Concentración Inicial de G y A e HCT (mg/kg). CF: Concentración Final de G y A e HCT (mg/kg). Respuesta Nombre Unidades Obs Mínimo Máximo Modelo Y1 H % 9 10,39 22,00 cuadrático Y2 MO % 9 16,50 68,30 cuadrático Factor Nombre Unidades Tipo Bajo Real Alto Real Niveles A pH u Numérico 6,00 9,00 3 B tiempo meses Numérico 0,000 6,00 3 Ecuación final en términos de factores reales: Diseño experimento superficie de respuesta (compósito central) Para evaluar la conservación del material se elaboró un diseño de experimentos de compósito central (superficie de respuesta) con 2 factores de diseño según experiencias conocidas. Para esto se utilizó el programa Design Expert versión 6.0.1 de Stat – Ease Corporation (2000). Los factores de diseño seleccionados fueron: pH y tiempo. Los parámetros de optimización seleccionados fueron el contenido de humedad y el contenido de materia orgánica. Para evaluar la capacidad de sorción del material se elaboró un diseño de experimentos de compósito central (superficie de respuesta) con 3 factores de diseño, según experiencias conocidas. Para esto se utilizó el programa Design Expert versión 6.0.1 de Stat – Ease Corporation (2000). Los factores de diseño seleccionados fueron: tiempo de contacto, HR% y temperatura (oC). El parámetro de repuesto seleccionado fue la absorción (g HC/g absorb). Resultados y discusión Resultados del estudio de conservación del material En la tabla 2 se muestran los resultados de la caracterización química y microbiológica del material. Se aprecia una variación no uniforme en las características del material durante el tiempo de almacenamiento, aunque los parámetros se mantienen en un rango relativamente estrecho. Tipo de estudio Superficie respuesta Experimentos 9 Diseño Inicial Compósito Central Bloques sin bloques Cuadrático Ecuación final en términos de factores reales: Con relación a la materia orgánica, se aprecia en el modelo cuadrático obtenido que el peso fundamental está dado por el tiempo de conservación, donde se refleja una disminución de su contenido con el incremento del tiempo de conservación. Soluciones numéricas de Optimización Se encontraron 10 soluciones numéricas en las cuales ninguno de los dos factores individualmente tiene efecto sobre los resultados de optimización, siendo seleccionada la que se refiere a continuación. Solución pH* tiempo* Deseada 1 7,98 2,46 1,000 Seleccionada *no tiene efecto en los resultados de optimización. Resultados del ensayo de capacidad de sorción del producto en las pruebas dinámicas. Resumen del diseño Modelo de diseño Con relación al contenido de humedad del absorbente, se aprecia en el modelo cuadrático obtenido que el peso fundamental está dado por el tiempo de conservación. Los resultados de esta prueba se reportan en la tabla 3, obteniendo los valores de capacidad de sorción en gramos de hidrocarburo por gramo de material ensayado. Se aprecia que la mejor capacidad de sorción fue la obtenida a 24 horas de haber aplicado el material sin conservar y conservado (2,23 – 2,24) g de hidrocarburo / 4 kg de absorbente, respectivamente. 8 PetroCiencia Estos resultados son similares a los obtenidos por (Díaz et al., 2014), que reportan hasta 5,13 g de hidrocarburo/10 kg de material absorbente para diesel y hasta 5,72 g de hidrocarburo/10 kg de absorbente para crudo; si se tiene cuenta que para el ensayo ejecutado la cantidad de material absorbente fue de 4 kg. Se evidencia que la capacidad de sorción para la prueba corta disminuyó en el material conservado y se mantuvo constante en la larga tanto para el producto conservado como el sin conservar. Análisis del experimento compósito central (superficie de respuesta) No. 9, abril 2021 capa vegetal (tabla 4), reafirman su aceptación y utilización en el proceso propuesto. El pH y la conductividad eléctrica reportan valores aceptables según norma vigente. Las concentraciones obtenidas de microorganismos degradadores de hidrocarburos (tabla 4), permiten afirmar su contribución microbiana al proceso en la degradación del contaminante. Seguimiento químico – microbiológico de las variantes En la tabla 5 se muestran los resultados del seguimiento químico – microbiológico de las dos variantes propuestas para lograr el manejo y disposición final del producto después de utilizado Las concentraciones obtenidas de microorganismos totales y degradadores de hidrocarburos para las muestras evaluadas en ambos tratamientos favorecen la biota necesaria y acción metabólica suficiente para la degradación de los contaminantes. Los contenidos de nitrógeno y fósforo total al inicio de los procesos eran suficientes para lograr la estimulación requerida por los microorganismos, sus contenidos disminuyen en el tiempo debido a su consumo por los mismos. El pH y la conductividad se mantuvieron durante todo el ensayo dentro de los rangos establecidos. Ecuación Final en Términos de Factores reales: Con relación a la capacidad de sorción, se aprecia en el modelo lineal obtenido que el peso fundamental está dado por el tiempo de contacto con el contaminante, donde se refleja que con el incremento de este aumenta la capacidad de sorción. Soluciones numéricas de Optimización Se encontraron 7 soluciones numéricas en las cuales los tres factores tienen efecto sobre los resultados de optimización, siendo seleccionada la que se refiere a continuación. Resultados de las alternativas de manejo y disposición del material Caracterización suelo limpio Las concentraciones de Grasas y Aceites (G y A) e Hidrocarburos totales (HCT) obtenidas para el suelo Los resultados obtenidos para la autodegradación (V1) a 30 días de iniciado los procesos reportan Tasa de biodegradación (TB %) de G y A de 4,4-8,3%, lo que indica que existió degradación del contaminante, aunque la variación acontecida responde sólo a la heterogeneidad obtenida en la toma de la muestra. Algo similar ocurre para los HCT de la misma variante, siendo la TB de 9-14 %. Análisis estadístico de varianza para ambas variantes de tratamiento El análisis estadístico de varianza de dos factores con varias muestras por grupo (tabla 7) que se realizó a los resultados obtenidos para las dos variantes de t r a t a m i e n t o e va l u a d a s ( a u t o d e g r a d a c i ó n y biorremediación), refleja que hay diferencias significativas entre los tratamientos (Fexp > F0.95), los contaminantes (G y A e HC) y en las interacciones tratamientos – contaminantes. La prueba F para la comparación de varianzas de ambos tratamientos con relación al contenido de hidrocarburos (HC), refleja en la (tabla 8) que no hay diferencias significativas (F exp < F 0.95 ) entre los tratamientos evaluados. 9 PetroCiencia No. 9, abril 2021 Tabla 1. Condiciones ambientales del área de almacenamiento. Fecha Temp. (oC) %HR 11/03/16 32,6 59,6 13/03/16 34,5 59,3 13/04/16 33,2 59,1 14/04/16 30,9 69,7 08/05/16 31,4 58,6 15/05/16 28,5 72,4 06/06/16 31,0 68,3 23/06/16 30,4 70,3 06/07/16 31,4 58,6 20/07/16 30,2 58,1 08/08/16 34,5 62,2 24/08/16 32,4 63,6 Promedio 32,0 63,3 Tabla 4. Caracterización suelo limpio. Fuente: Propia elaboración COND: Conductividad Eléctrica. G y A: Grasas y Aceites. HC: Hidrocarburos totales CMOT: Conteo de microorganismos totales. CMDH: Conteo de microorganismos degradadores de hidrocarburos. UFC/g suelo: Unidades formadoras de colonias / gramos suelo. N Total: Nitrógeno total. P Total: Fosforo total. Tabla 5. Seguimiento químico– microbiológico de alternativas de manejo para el absorbente. Fuente: Propia elaboración Tabla 2. Caracterización química – microbiológica del material durante el almacenamiento. Fuente: Propia elaboración Tabla 3. Resultados obtenidos en las pruebas dinámicas con 4000 g de bagazo modificado. Fuente: Propia elaboración Fuente: Propia elaboración. Tabla 6. Tasa de biodegradación a los 30 días de tratamiento. Fuente: Propia elaboración 10 PetroCiencia Conclusiones El análisis estadístico de la conservación demostró con relación al contenido de materia orgánica del material que la incidencia fundamental está dada por el tiempo de conservación, pues se refleja una disminución de esta con el incremento del tiempo. Con relación al contenido de humedad del absorbente, se aprecia en el modelo cuadrático obtenido que el peso fundamental está dado por el tiempo de conservación. El análisis estadístico de la capacidad de sorción demostró que la mayor incidencia está dada por el tiempo de contacto con el contaminante, pues refleja que, con el incremento de este, aumenta la capacidad de sorción. Las mejores capacidades de sorción se obtuvieron, para el material sin conservar y conservado a las 24 horas. El análisis de ambas variantes de tratamiento evidenció que, aunque disminuyeron las concentraciones de los contaminantes evaluados, el tiempo del proceso ejecutado es insuficiente para lograr una mayor remoción. La biorremediación resultó ser la variante más efectiva con tasas de biodegradación promedio de 40 % para los HCT y de 34 % para las G y A. Referencias bibliográficas Allan, K. A. Environmental Geochemistry. Master Sci. Degree Thesis. Texas A & M Univ. 2005. Armada, A., Barquinero, E., Menéndez, C., Díaz, M., Capote, E., & Díaz, M. (2009). Procedimiento de obtención de un material adsorbente, biodegradable para el tratamiento a residuos y derrames de petróleo y el producto obtenido. Patente No. 23392 (Solicitud 2007-0125). Recuperado de https://patentscope.wipo.int. Armada, A., Barquinero, E., & Capote, E. (2008). Empleo de bagazo como material Absorbente en derrames de petróleo. ICIDCA. 2008, 42 (1-3), pp. 96 – 100. ISSN 0138-6204. APHA-AWWA-WEF. 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Se felicitaron a todos los trabajadores por parte del Consejo de Dirección de CUPET y el de la empresa Ministro de Energía y Minas felicita a los trabajadores del sector petrolero por el 29 aniversario de la creación de la Unión Cuba-Petróleo "CUPET" El 29 de marzo de 1992, se fusiona la Unión del Petróleo con la Unión del Combustible para crear por resolución del MINBAS la Unión Cuba-Petróleo en su forma abreviada "CUPET", nuestro ministro de Energía y Minas felicita a los trabajadores del sector petrolero por el 29 aniversario de nuestra Unión. ¡Felicidades petroleros! 25 de marzo de 2021 Trabajo voluntario en saludo al Aniversario de CUPET en la División Territorial de Comercialización de Combustibles Ciego de Ávila El 24 de marzo, a solo horas de conmemorar el Aniversario 29 de la Unión Cuba-Petróleo, los trabajadores de la institución desarrollaron un trabajo voluntario para embellecer la entidad con vísperas a la conmemoración Celebra la Empresa de Gas Licuado aniversario 29 de la Unión Cuba-Petróleo En ocasión del 29 aniversario de la Unión Cuba-Petróleo, directivos y trabajadores de la Empresa de Gas Licuado, celebraron un grupo de actividades que culminaron en un sorteo cuyos regalos, fueron productos que llevan la Identidad de CUPET 12 PetroCiencia No. 9, abril 2021 Métodos no-sísmicos y no-convencionales de exploración para petróleo y gas en Cuba: sectores perspectivos. Manuel Enrique Pardo Echarte, Osvaldo Rodríguez Morán, Jessica Morales González, Lourdes Jiménez de la Fuente Resumen En la solución de cualquier problema de la exploración geológica, resulta indispensable el empleo de un enfoque holístico durante la investigación, esto es, la integración de sus partes o componentes investigativo-metodológicas. Estos componentes caracterizan, a su vez, los aspectos geólogo-geofísicogeoquímicos “macro” (grandes, más evidentes y mejor aceptados) y los “micro” (pequeños, menos evidentes y poco aceptados). Para el estudio de los últimos se emplean los denominados “Métodos geofísicogeoquímicos no-convencionales de exploración”. En el caso particular de la exploración de petróleo y gas, el centro de los aspectos “micro” lo constituye las microfiltraciones de hidrocarburos ligeros, con carácter vertical, sobre las acumulaciones gasopetrolíferas y las modificaciones que se producen, como resultado de ellas, en el medio superficial. Estos métodos son los encargados de detectarlas y cartografiarlas, complementando, así, al complejo de métodos convencionales con una información valiosa: la posible carga de hidrocarburos en una estructura sísmica y/o, la presencia de sutiles trampas estratigráficas. Los métodos no-sísmicos de exploración utilizados en Cuba son: la Teledetección, la Gravimetría, la Aeromagnetometría, la Espectrometría Gamma Aérea y la Morfometría. El penúltimo clasifica, también, como un método geofísico-geoquímico noconvencional, junto con el Complejo Redox. En el trabajo se procesan la gravimetría, la aeromagnetometría y la morfometría a escala 1:50000, la Espectrometría Gamma Aérea a escala 1:100000 y las imágenes satelitales LANDSAT con resolución 30m. Este complejo de métodos tiene como propósito la reducción de áreas y la elevación de la efectividad de la exploración, con una disminución más sensible de sus riesgos. El trabajo tiene por objetivo, en base a la sistematización-generalización de la información de estos métodos en Cuba, presentar un breve recuento teórico de los mismos y en calidad de resultados prácticos, los principales sectores perspectivos de posible interés para la exploración. Se ha establecido un número reducido (cuatro) de sectores perspectivos, donde se pronostica la existencia de acumulaciones de hidrocarburos en la profundidad. En general, las proporciones de las áreas de interés varían desde muy pequeñas (2-3 kilómetros cuadrados), Motembo SE, provincia de Villa Clara; pequeñas (de 3 a 5 o más km2), Oeste de Ceballos y La Vigía, en Cuenca Central, provincia de Ciego de Ávila; hasta grandes (50-70km2), Maniabón, provincia Las Tunas. La calidad de los hidrocarburos esperados transita, desde nafta y petróleo ligero (Motembo SE), petróleo ligero (Oeste de Ceballos y La Vigía), hasta petróleo ligero-pesado (Maniabón), resultados de procesos de dismigración y migración secundaria. La profundidad de las acumulaciones pronosticadas varía entre 300 y 1200m, para todos los casos, lo cual las hace muy atractivas desde el punto de vista operacional. La validación de los sectores perspectivos por la sísmica de reflexión 2D, se tiene para los sectores de Oeste de Ceballos y Maniabón y por pozos de perforación, para Motembo SE y Maniabón. Palabras clave: Métodos no-sísmicos y noconvencionales de exploración de petróleo y gas; Teledetección; Gravimetría; Aeromagnetometría; Espectrometría Gamma Aérea; Morfometría; Complejo Redox; Cuba. Introducción Está bien documentado que la generalidad de las acumulaciones de hidrocarburos tiene escapes o microfiltraciones, que son verticales de forma predominante, así como que pueden detectarse y cartografiarse al utilizar varios métodos de exploración no-sísmicos y no-convencionales (MENSNC). Dado el vínculo directo con la cartografía de posibles microfiltraciones de hidrocarburos, la reducción de áreas por la aplicación de estos métodos a los fines de la planificación de la sísmica, resulta mucho más efectiva. Schumacher (2014), ha afirmado que los datos sobre la microfiltración de hidrocarburos cuando están debidamente adquiridos, interpretados, e integrados con los datos geológicos, sísmicos y de otros métodos convencionales- conducen a una mejor evaluación de las áreas prospectivas y de los riesgos de exploración. En la solución de cualquier problema de la exploración geológica resulta indispensable el empleo de un enfoque holístico durante la investigación, esto es, la integración de sus partes o componentes investigativo-metodológicas. Estos componentes caracterizan, a su vez, los aspectos geólogo-geofísicogeoquímicos “macro” (grandes, más evidentes y mejor aceptados) y los “micro” (pequeños, menos evidentes y poco aceptados). Para el estudio de los últimos se emplean los denominados “Métodos geofísicogeoquímicos no-convencionales de exploración” 13 PetroCiencia (MGGNCE). En el caso particular de la exploración de petróleo y gas, el centro de los aspectos “micro” lo constituye las microfiltraciones de hidrocarburos ligeros, con carácter vertical, sobre las acumulaciones gasopetrolíferas y las modificaciones que se producen como resultado de ellas en el medio superficial, de modo fundamental en los suelos. Dentro de estas modificaciones se encuentran: aumento del contenido de elementos metálicos (V, Ni, Fe, Pb y Zn): aumento de la Susceptibilidad Magnética: disminución del Potencial Redox y la Reflectancia Espectral reducidos, presencia de mínimos de la Relación K/Th con máximos de U(Ra), mayoritariamente en su periferia, presencia de máximos residuales geomórficos y anomalías de teledetección, entre otras. Los MGGNCE, son los encargados de detectar y cartografiar estas modificaciones en el medio superficial, complementando, así, al complejo de métodos convencionales con una información valiosa: la posible carga de hidrocarburos en una estructura sísmica y/o, la presencia de sutiles trampas estratigráficas. Lamentablemente, la aceptación de los MGGNCE y sus resultados en la exploración de petróleo y gas, transita, aún, por un mal momento, pues la comunidad de exploradores y geocientíficos que utilizan como principal herramienta investigativo-exploratoria la sísmica, todavía los rechazan. Los métodos no-sísmicos de exploración utilizados en Cuba, considerados en este trabajo, son: la Teledetección, la Gravimetría, la Aeromagnetometría, la Espectrometría Gamma Aérea y la Morfometría. El penúltimo, clasifica, también, como un método geofísico-geoquímico no-convencional, junto con el Complejo Redox. El referido complejo posee como novedad la integración de métodos, basados todos con excepción de la gravimetría, en la respuesta físicoquímica anómala del medio frente a las microfiltraciones de hidrocarburos sobre las acumulaciones en profundidad, al tener por propósitos la reducción de áreas y la elevación de la efectividad de la exploración, con una disminución más sensible de sus riesgos. Los métodos no-sísmicos de exploración conducen, durante la reducción de áreas, a la cartografía de no pocos sectores favorables, dados por agrupaciones de posibles microfiltraciones de hidrocarburos, los cuales han de ser reconocidos y evaluados en tierra, posteriormente, por el Complejo Redox. De ello, se derivan solo muy pocos sectores perspectivos, donde se establece la posible presencia de hidrocarburos en la profundidad, fundamentalmente, a partir de las indicaciones anómalas de la Pedogeoquímica ( e l e m e n t o s q u í m i c o s d e va n a d i o y n í q u e l , principalmente). No. 9, abril 2021 Así, este trabajo tiene por objetivo, a partir de una rigurosa y exhaustiva sistematización y generalización de toda la información de MENSNC empleados en Cuba, presentar un breve recuento teórico de estos métodos y en calidad de resultados prácticos, los principales sectores perspectivos de posible interés para la exploración. La mayoría de estos sectores cuentan con información sísmica y/o de pozos que los avalan. Como antecedentes se tiene que, en el periodo 20142018, se confeccionaron los Proyectos GeoSoft Oasis Montaj de MENSNC correspondientes a bloques petroleros terrestres (6, 7, 8A, 9, 9A, 13, 14, 17, 18, 21, 21A y 23), muchos de los cuales fueron, posteriormente, revisados, completados y detallados. El artículo presenta: una Introducción con un epígrafe de Premisas Físico-química-geológicas; Materiales y Métodos, con una introducción a los MENSNC empleados en Cuba; Resultados y Discusión, con los sectores perspectivos para tres regiones separadas: Occidental (alrededores del yacimiento Motembo), Central (alrededores de las regiones Catalina-Cristales y Pina-Ceballos, en Cuenca Central) y Centro-Oriental (alrededores de Maniabón, región de Puerto Padre). La descripción cuenta con la presentación del cuadro anómalo (CA), para los métodos no-sísmicos y del perfil del Complejo Redox (en los casos que se dispone), con sus comentarios. La información sísmica no se presenta dado su carácter confidencial. Premisas Físico-Químico-Geológicas Desde el punto de vista de la Geoquímica Superficial, según Price (1985), Schumacher (1996) Saunders et. al., (1999) y Pardo y Rodríguez (2016), las Premisas Geológicas que fundamentan la aplicación de los métodos geofísico-geoquímico-morfométricos no convencionales de exploración son las siguientes: A medida que los hidrocarburos ligeros ascienden desde la acumulación, la oxidación bacteriana produce como subproducto ácido carbónico y orgánico, así como sulfuro de hidrógeno. Por su parte, el ácido carbónico reacciona con los minerales arcillosos, destruyéndolos, al tiempo de crear mineralización carbonática secundaria y silicificación. Próximos a la superficie, ambos materiales resultan más densos y resistentes a la erosión, con un efecto en el aumento de la velocidad sísmica sobre la acumulación, así como en la formación de máximos topográficos erosionales. Sobre las acumulaciones de petróleo y gas la descomposición de las arcillas en los suelos producto de la microfiltración de los hidrocarburos ligeros es la responsable de los mínimos de radiación observados: el potasio es lixiviado del sistema hacia los bordes de la proyección vertical de la ocurrencia, donde precipita al 14 PetroCiencia No. 9, abril 2021 resultar en un "halo" de valores altos. El torio permanece fijo de forma relativa, en su distribución original dentro de los minerales pesados insolubles, de ahí que sean observados mínimos de la relación K/Th rodeados de máximos sobre estos depósitos. De modo mayoritario en la periferia de estas anomalías se observan también, incrementos locales del U(Ra). Adicionalmente, la relación mencionada ofrece la oportunidad de eliminar una serie de efectos indeseables sobre las mediciones espectrométricas (influencia de la litología, la humedad, la vegetación y la geometría de medición). En cuanto al papel del sulfhídrico, su propia presencia condiciona la formación de una columna de ambiente reductor (mínimos del Potencial Redox) sobre la acumulación. Este ambiente reductor favorece, a su vez, la conversión de los minerales de hierro no magnéticos en variedades magnéticas (diagenéticas) más estables como la magnetita, la maghemita, la pirrotina y la griegita, todas responsables del incremento (máximos) de la Susceptibilidad Magnética de rocas y suelos sobre la acumulación, hecho que explica la observada correlación inversa entre ambos atributos (mínimos del Potencial Redox y máximos de la Susceptibilidad Magnética) y justifica la integración de los métodos. El arribo a la superficie de los iones metálicos contenidos en los hidrocarburos (V, Ni, Fe, Pb y Zn, entre otros) condicionan la presencia de una sutil anomalía de estos elementos en el suelo y de un ligero cambio en la coloración del mismo (oscurecimiento), el cual es reflejado por anomalías de la Reflectancia Espectral, hechos que justifican, también, la integración de estas técnicas (Pardo-Echarte y Rodríguez-Morán, 2016). Materiales y métodos Autores, 2008 y 2009, respectivamente). Mapa Geológico Digital de la República de Cuba a escala 1:100000 (Colectivo de Autores, 2010), utilizado a los fines de la interpretación geológica. El procesamiento de la información geofísica se llevó a cabo al utilizar el software Oasis Montaj versión 7.01. El procesamiento e interpretación de los datos del Complejo Redox se realizó con el Sistema Redox (Base de Datos y Software), elaborado en el 2005 (Rodríguez-Morán, 2005). Métodos Métodos geofísicos no-sísmicos de exploración utilizados en Cuba Los métodos geofísicos no-sísmicos de exploración utilizados en Cuba son: Teledetección (TDT) Gravimetría (Gb) Aeromagnetometría (DT) Espectrometría Gamma Aérea (EGA). Este último se clasifica, también, como un método geofísicogeoquímico no-convencional junto con el Complejo Redox. Teledetección En un área donde hay microfiltraciones de hidrocarburos, tiene lugar un medio ácido-reductor, el cual propicia que las capas con arcillas y hierro sean alteradas. Así, por ejemplo, las arcillas se alteran de montmorilloníticas a caoliníticas. Por su parte, el hierro férrico (Fe+++) pasa a hierro ferroso (Fe++). También ocurre un proceso de carbonatización secundaria. Todas estas alteraciones del medio se reflejan por anomalías tonales en las imágenes satelitales. Materiales Los materiales que se utilizan y sus fuentes son las siguientes: Mallas del campo gravimétrico y aeromagnético a escala 1:50000 y espectrometría gamma aérea (canales: It, U, Th y K) a escala 1:100000 de la República de Cuba (Mondelo-Diez et al., 2011). Modelo de Elevación Digital (MED) (90x90 m) tomado de Sánchez-Cruz et al. (2015), con fuente en: http://www.cgiar-csi.org/data/srtm-90mdigital-elevation. Imágenes satelitales LANDSAT 7 de la República de Cuba y su interpretación (Jiménez de La Fuente y Pardo-Echarte, 2020). Mapas Digitales de las Manifestaciones de Hidrocarburos y de los Pozos Petroleros de la República de Cuba a escala 1:250000 (Colectivo de La forma no-convencional de procesar las imágenes ASTER (15m de resolución) y LANDSAT 7 (30m de resolución), indistintamente, guarda relación con el sutil oscurecimiento del suelo por la presencia de metales, que tiene expresión en débiles anomalías residuales negativas de la Reflectancia Espectral dentro de la Banda Visible (banda 1). Estas anomalías se reflejan en los denominados “Escenarios Redox”. En el procesamiento la banda 1 se convierte a valores de Reflectancia Espectral, al analizar entonces, los valores de fondo (promedios) para el área donde se encuentra el objetivo y se le sustrae este valor a toda el área. Como resultado, se obtiene una imagen con valores de Reflectancia residual (transformados), la cual se reclasifica de forma conveniente para resaltar el área anómala (valores negativos). El referido procedimiento constituye una innovacióngeneralización de los resultados del Complejo Redox 15 PetroCiencia en cuanto al empleo de la Reflectancia Espectral Reducida (RER) en muestras de suelo. Gravimetría La aplicación del método gravimétrico ofrece la posibilidad de estudiar la constitución geológica regional, con mejores resultados para los cinturones plegados, como Cuba, al permitir de esta forma, la regionalización tectónica, la cartografía geólogoestructural de grandes unidades y la localización de estructuras en la cubierta sedimentaria, al ser entonces un medio eficaz de cartografía de cuencas sedimentarias y de los principales rasgos tectónicos con los cuales se vinculan; en ocasiones, diversos recursos minerales y energéticos. Desde el punto de vista más local, resulta aceptada para la localización y cartografía de cuerpos de sal, arrecifales, graníticos y ultrabásicos (Pardo-Echarte y Cobiella-Reguera, 2017). El campo gravitatorio (Reducción Bouguer, 2.3 t/m3) se somete a la separación regional-residual a partir de la Continuación Analítica Ascendente (CAA) para las alturas de 500, 2000 y 6000m, dadas por el orden de profundidad de los posibles objetivos gasopetrolíferos y del estudio sísmico, aunque para la cartografía geólogo-estructural, se utiliza la primera derivada vertical (GbDV) y la derivada horizontal total (GbDHT), al permitir esta última la cartografía de los diferentes alineamientos tectónicos (fallas) presentes (PardoEcharte, Rodríguez-Morán y Delgado-López, 2019). La cartografía geólogo-estructural basada en la regionalización del campo GbDV, distingue diferentes zonas de valores máximos intensos, máximos, valores intermedios, mínimos y mínimos intensos. Los máximos y máximos intensos pueden, como regla, asociarse a la presencia de los carbonatos y a las ofiolitas, respectivamente. Los mínimos y mínimos intensos se pueden asociar a los sedimentos de las cuencas (o depresiones estructurales) y a las secuencias de las Unidades Tectono-Estratigráficas (UTE) Camajuaní y Placetas. Las estructuras salinas cartografiadas por la EGA y el MED se revelan por valores mínimos del campo GbDV. El campo residual a 500m (Gbres500) y la GbDV permiten la cartografía de sutiles máximos gravimétricos locales, asociados a levantamientos estructurales, con interés gasopetrolífero, de los carbonatos y/o volcánicos (ejemplos, yacimientos Pina y Cristales). Aeromagnetometría La aeromagnetometría ofrece una ayuda a la cartografía geológica de formaciones vulcanógeno- No. 9, abril 2021 sedimentarias e intrusivas en los arcos volcánicos, como algunos territorios de Cuba. En presencia de rocas sedimentarias no magnéticas, los datos del l e va n t a m i e n t o a e r o m a g n é t i c o p r o p o r c i o n a n información sobre la naturaleza y profundidad del basamento básico-ultrabásico y/o cristalino. Localmente, la capacidad de cartografiar rasgos geólogo-estructurales se refuerza por la posibilidad de detectar anomalías de muy poca amplitud asociadas a potenciales microfiltraciones de hidrocarburos; además, de que cuerpos intrusivos (granitoides) y protusivos (ofiolitas) se pueden distinguir, a menudo, de forma directa (Pardo-Echarte y Cobiella-Reguera, 2017). El campo magnético se somete a la Reducción al Polo (DTrp) y a la primera derivada vertical (DTrpDV). A partir de estos campos se realiza la cartografía geólogo-estructural basada en su regionalización, al distinguir las zonas de valores máximos, valores intermedios y mínimos. Los valores máximos, como regla, responden a la presencia de las ofiolitas y, los mínimos a los sedimentos de las cuencas o depresiones estructurales. Los alineamientos tectónicos (fallas) se determinan a partir de la derivada horizontal total de DTrp (DTrpDHT). También, se realiza la separación regional-residual a partir de la CAA a 500m, con el propósito de revelar objetivos magnéticos más profundos (por ejemplo, el levantamiento de los volcánicos sobre el yacimiento Catalina). Finalmente, estimaciones cuantitativas de la profundidad a objetivos magnéticos bajo los sedimentos se realizan a partir de la derivada de la inclinación del campo magnético (TDR) (PardoEcharte, Rodríguez-Morán y Delgado-López, 2019). Métodos geofísicos-geoquímicos noconvencionales de exploración utilizados en Cuba Espectrometría Gamma Aérea La Espectrometría Gamma Aérea (EGA) ofrece potencialidad para cartografiar y subdividir rocas ígneas ácido-medias y metamórficas, y destaca los tipos de roca que se caracterizan por cantidades inusuales o proporciones muy bajas de radioelementos, como los complejos básicoultrabásicos. En los entornos menos radiactivos, tales como los terrenos vulcanógeno-sedimentarios y las cuencas sedimentarias, los contrastes más sutiles ofrecen, también, guías de cartografía fiables. Las ventajas de la EGA en comparación con otras técnicas de teledetección en la cartografía de variaciones de suelos, se evidencian en las zonas de densa vegetación y áreas de terreno llano. Sobre las 16 PetroCiencia acumulaciones de petróleo y gas, la descomposición de las arcillas en los suelos producto de la microfiltración de los hidrocarburos ligeros, es la responsable de los mínimos de radiación observados. Finalmente, los datos EGA pueden complementar la interpretación estructural de otros datos geofísicos, pues desempeñan un papel importante en el control de la geología superficial, donde algunas estructuras que no producen respuestas anómalas magnéticas y de gravedad, se deducen de estos datos (Pardo-Echarte y Cobiella-Reguera, 2017). En la EGA se cartografían los mínimos de la relación K/Th (de modo fundamental a partir de los mínimos de K) y los máximos locales de U (Ra), de modo mayoritario en su periferia, con el propósito de señalar las localidades vinculadas con zonas activas de microfiltración vertical de hidrocarburos ligeros (Pardo-Echarte, Rodríguez-Morán y Delgado-López, 2019). Además, se reflejan las estructuras salinas conocidas, cartografiadas por zonas de valores incrementados de K. Como regla, la generalidad de las localidades anómalas cartografiadas vinculadas a presumibles microfiltraciones de hidrocarburos, se encuentra al sur de la UTE Remedios, lo que refuerza el criterio del interés gasopetrolífero por el petróleo y el gas convencional de las UTE Camajuaní y Placetas. No. 9, abril 2021 ocurrencia y estimados de la profundidad y calidad del hidrocarburo). En Cuba, la aplicación de estas técnicas posee su antecedente en los de trabajos de Alfonso-Roche y Pardo-Echarte (1993), en los cuales se estableció la posibilidad de cartografiar a distancia las áreas potencialmente productoras, reveladas por mínimos de la relación K/Th y de verificar la naturaleza gasopetrolífera de estas anomalías, al precisar sus límites en tierra, mediante la expresión conjugada de mínimos del Potencial Redox y máximos de la Susceptibilidad Magnética de suelos (Pardo-Echarte y Rodríguez-Morán, 2016). La estrategia de exploración de este complejo de métodos, se basa en considerar un conjunto de Escenarios (Mapas estructurales por la sísmica, Imágenes Satelitales, Mapas de Campos Potenciales, de EGA y de MED), a partir de los cuales se establecen complejos de indicaciones anómalas (áreas favorables resultado de la cartografía prospectiva integrada) a los que se les traza un perfil transversal de reconocimiento para la verificación en tierra por el Complejo Redox. Cartografía prospectiva integrada. Modelos Generalizados de Respuestas (MGR) y sectores perspectivas El Complejo Redox Es integrado por un conjunto de métodos, utilizados de manera independiente en el mundo con igual propósito: Potencial Redox, Susceptibilidad Magnética, Reflectancia Espectral y Pedogeoquímica (variante del método Metal Mobile Ion (MMI)). Los fundamentos de este complejo de métodos están recogidos en una Patente (Pardo-Echarte, 2000) y en la Obra Protegida Sistema Redox (Rodríguez-Morán, 2005). El Complejo Redox, es un complejo de técnicas geofísico-geoquímicas no-convencionales de exploración, usado para la detección indirecta y evaluación de diversos objetos de naturaleza metálica (como las acumulaciones de hidrocarburos: presencia de V, Ni, Fe, Pb, Zn), el cual se basa en el Principio Geoquímico de la Migración Vertical de los Iones Metálicos. Resulta indicativo de los procesos físico-químicos y/o de las modificaciones del medio que tienen lugar en la parte superior del corte directo sobre las ocurrencias, condicionados por las aureolas de difusión de hidrocarburos ligeros y de otros elementos satélites (iones metálicos) que alcanzan la superficie. Tiene por objetivo establecer la posible presencia de hidrocarburos en la profundidad y sus principales características (grado de preservación de la posible La cartografía prospectiva integrada se realiza con el propósito final de la reducción de áreas, a partir de considerar una serie de criterios de evaluación (PardoEcharte, Rodríguez-Morán y Delgado-López, 2019): Débiles máximos gravimétricos locales, los cuales reflejan estructuras positivas (por el levantamiento de los carbonatos y volcánicos, más densos), dentro de los límites de determinados valores del campo aeromagnético reducido al polo; Valores mínimos de la relación K/Th, con máximos locales de U(Ra), de forma mayoritaria en su periferia; Anomalías de teledetección; Anomalías geomórficas residuales positivas. La interpretación se centra en la cartografía de áreas favorables integradas por agrupaciones de posibles microfiltraciones de hidrocarburos, dentro de un determinado marco geólogo-estructural (cartografiado por gravi-magnetometría), las cuales han de ser reconocidas y evaluadas en tierra, posteriormente, por el Complejo Redox. El cuadro anómalo total resultante se constata con los Modelos Generalizados de Respuestas (MGR) sobre las acumulaciones conocidas (yacimientos), determinados previamente, a fin de establecer los 17 PetroCiencia No. 9, abril 2021 sectores perspectivos, sobre los cuales se realizará (en caso de no existir) la sísmica 2D definitoria, previo a la toma de decisiones para la perforación exploratoria. Los MGR más completos disponibles hasta la fecha se presentan en las figuras 1-4. Figura 1. MGR Patrón del yacimiento Pina, Cuenca Central. En rojo, mínimo de la Relación K/Th; en rosa, máximos locales de U(Ra); en negro y verde, isolíneas del campo aeromagnético RP; en grisverdoso, alineamientos tectónicos (fallas) y máximos locales por gravimetría; los puntos negros corresponden a pozos de petróleo (Pardo-Echarte, Rodríguez-Morán y Delgado-López, 2019). Figura 3. MGR Patrón del yacimiento Cristales, Cuenca Central. En rojo (línea gruesa), mínimo de la Relación K/Th; en rosa, máximos locales de U(Ra); en rojo, negro y verde, isolíneas del campo aeromagnético RP; en gris-verdoso, alineamientos tectónicos (fallas) y máximos locales por gravimetría; los puntos negros corresponden a pozos de petróleo (Morales-González, RodríguezMorán y Pardo-Echarte, 2020). Figura 2. Resultados del perfil de reconocimiento con el Complejo Redox en el yacimiento Pina. Resultados anómalos positivos de la Pedogeoquímica (barra en rojo) sobre el CA evidenciando las dos estructuras antifórmicas presentes; la distancia entre puntos es indicativa (Pardo-Echarte, Rodríguez-Morán y Delgado-López, 2019). Figura 4. Resultados del perfil de reconocimiento con el Complejo Redox en el yacimiento Cristales (interpretación cuantitativa). La distancia entre puntos es indicativa (Pardo-Echarte y RodríguezMorán, 2016). 18 PetroCiencia No. 9, abril 2021 Discusión y resultados Cuba Occidental, Sector Motembo SE Como resultado de un riguroso y exhaustivo trabajo de sistematización-generalización de las investigaciones con MENSNC en Cuba, se ha establecido un número muy reducido (cuatro) de sectores perspectivos donde, a partir de la información que se presenta a continuación, se pronosticará la posible existencia de acumulaciones de hidrocarburos en la profundidad. Con excepción de un solo sector (Maniabón), se dispone de los resultados de un perfil de reconocimiento por el Complejo Redox, con relevante aportación de la Pedogeoquímica (presencia anómala de los elementos V, Ni, Fe, Pb y Zn [constituyentes metálicos del petróleo] en el suelo). El yacimiento de nafta Motembo (Rodríguez y Kolesnikov 1970; Echevarría G et al. 1991) fue descubierto entre los años 1880-81. La producción máxima mensual fue de unos 26000 barriles en noviembre de 1941. Las zonas de acumulación de nafta corresponden a las zonas fracturadas de serpentinitas, de pequeño tamaño y con escasa o nula comunicación entre ellas. En la actualidad, el depósito original se encuentra agotado. En general, las proporciones de las áreas de interés varían desde muy pequeñas (2-3km2, Motembo SE), pequeñas (de 3-5 o más kilómetros cuadrados, Oeste de Ceballos y La Vigía, en Cuenca central), hasta grandes (50-70km2, Maniabón [Valdivia-Tabares et al., 2015]). La calidad de los hidrocarburos esperados va desde nafta y petróleo ligero (Motembo SE), petróleo ligero (Oeste de Ceballos y La Vigía), hasta petróleo ligero-pesado (Maniabón), resultados de procesos de dismigración y migración secundaria. La profundidad de las acumulaciones pronosticadas varía entre 300 y 1200m, para todos los casos, lo cual las hace muy atractivas desde el punto de vista operacional. La validación de los sectores perspectivos, por la sísmica de reflexión 2D (estructuras cartografiadas), se tiene para los sectores de Oeste de Ceballos (Martínez-Rojas et al., 2006) y Maniabón (ValdiviaTabares et al., 2015) y/o por pozos de perforación (presencia de petróleo en el subsuelo), para Motembo SE y Maniabón. En el caso de La Vigía, queda pendiente la realización de un perfil de símica 2D (ya planificado) que atravesará el complejo anómalo revelado, a fin de validarlo y proponer, en caso positivo, la ubicación de un pozo exploratorio. Se presenta una sucinta argumentación de los cuatro sectores perspectivos, a partir de los complejos anómalos de MENSNC revelados, separados en Cuba occidental (Motembo SE), Cuba central (Oeste de Ceballos y La Vigía, en Cuenca Central) y Cuba centrooriental (Maniabón). En el sector sureste (SE) de Motembo (limitado al este por una importante dislocación tectónica de rumbo NNW que, aparentemente, pudo servir como vía de migración de los hidrocarburos en el área del reservorio), se observa el siguiente complejo anómalo (CA), con una extensión de 2-3km2 (Figura 5): Un mínimo de la relación K / Th (en rojo). Un máximo de U (Ra) (en rosa), coincidente con el mínimo de relación K / Th. Una anomalía de teledetección (TDT) (en grisverdoso), también coincidente. Cabe destacar, como interés, la posición espacial de este CA, próximo al borde del macizo ofiolítico, así como su carácter uranífero, donde se revela una muy probable relación con los hidrocarburos. Cerca de la localidad (al NO), hay dos pozos petroleros (Vesubio 24 [S / Autor 1954] y Motembo 1X [Sherritt 1995]). El primero, muy próximo al referido CA, con una profundidad de 381m, tuvo entradas de nafta a 327m y petróleo ligero a 342m. El segundo, más distante del CA, con una profundidad de 1941m, tuvo ligeras manifestaciones de gas. Los resultados del trabajo de reconocimiento por el Complejo Redox (Figura 6), según un perfil (línea azul en la Figura 5), fueron positivos de forma anómala de acuerdo con la Pedogeoquímica en su extremo occidental (dentro del área del CA-K/Th-U(Ra)-TDT), donde quedó abierta la anomalía; expresados por aumentos notables, en más de tres-cuatro veces el fondo, de V, Pb y Zn. Se observa, además, otra estrecha zona anómala en el extremo este del perfil, vinculada al parecer, con la dislocación tectónica rumbo N-NW ya mencionada, lo que confirma su posible papel como vía de migración de hidrocarburos en el área. 19 PetroCiencia Figura 5. CA Motembo Sureste: en rojo, mínimo de la relación K/Th; en rosa, máximo de U(Ra); en verde-grisáceo, anomalía de TDT; en negro, dislocaciones tectónicas, por gravimetría; en azul, perfil del Complejo Redox; los puntos negros corresponden a los pozos de petróleo; el punto rojo indica la posición de un posible pozo exploratorio (Modificado de Pardo-Echarte y CobiellaReguera, 2017). No. 9, abril 2021 limitado por la extensión de la falla Cristales. El CA está conformado por tres lóbulos (3-5km2), que abarcan la estructura sísmica cartografiada (Martínez-Rojas et al., 2006), con una notable coincidencia espacial, caracterizada por su región central en el extremo oeste (Oeste de Ceballos 2- OC2) y el despliegue de su flanco al este, donde abarca los dos restantes lóbulos (Oeste de Ceballos 1 e, innominado, con los pozos Ceballos 1 y 3). A partir de la interpretación de la sísmica (MartínezRojas et al., 2006), se estableció un levantamiento de las areniscas tobáceas dentro de la cobertura del Arco Volcánico del Cretácico. El referido CA está integrado por los siguientes atributos: Débiles máximos gravimétricos locales (en grisverdoso), los cuales reflejan, levantamientos estructurales locales de los volcánicos (más densos); Valores mínimos de la relación K/Th (en rojo), con máximos locales de U(Ra) (en rosa), de forma mayoritaria en su periferia y uno central de mayores proporciones en OC2; Anomalía de teledetección (TDT, en ocre), la cual abarca los tres núcleos y algo más al sur, hasta el límite con otra dislocación tectónica (por gravimetría), paralela a la falla Cristales. La gran extensión de la anomalía TDT pudiera corresponder con una amplia diseminación de los hidrocarburos en este territorio. Figura 6. Resultados del perfil de reconocimiento con el Complejo Redox. Resultados anómalos positivos de la Pedogeoquímica (barra en rojo) sobre el CA Motembo SE (extremo occidental del perfil, donde la anomalía queda abierta) y la dislocación tectónica de rumbo N-NW (extremo oriental del perfil); la distancia entre puntos es indicativa (Pardo-Echarte y Cobiella-Reguera, 2017). Según esta información, el posible objetivo gasopetrolífero vinculado al referido CA, con un área de 2-3km2, se encontraría poco profundo (300-400m) en ofiolitas trituradas, cubierto por ofiolitas masivas; lo que representa un objetivo de poco interés, por sus limitados recursos explotables, pero a su vez, de alto interés, por las facilidades de operación y la alta calidad de los hidrocarburos esperados. Cuba Central, Sectores Oeste de Ceballos y La Vigía, Cuenca Central Oeste de Ceballos El sector Oeste de Ceballos (Figura 7) reproduce, en su totalidad, el Patrón de Respuesta (MGR) del yacimiento Pina (en Pardo-Echarte, Rodríguez-Morán y DelgadoLópez, 2019), al presentar gran interés al estar Figura 7. CA Oeste de Ceballos: en rojo, mínimo de la relación K / Th; en rosa, máximo de U (Ra); en verde-grisáceo, alineamientos tectónicos y máximos locales gravimétricos; en ocre, anomalía de TDT; en azul, perfil del Complejo Redox; los puntos negros corresponden a los pozos de petróleo Ceballos 1 y 3 (Modificado de Pardo-Echarte, Rodríguez-Morán y Delgado-López, 2019). Los perfiles de reconocimiento del Complejo Redox (línea azul) sobre los núcleos OC2 y OC1 se presentan en la figuras 8 y 9 de forma respectiva (Pardo-Echarte, Rodríguez-Morán y Delgado-López, 2019). Según sus resultados: Se confirma la posible presencia de hidrocarburos en la profundidad en el núcleo OC2, a partir de la existencia de incrementos mayores o iguales a tres veces el fondo de los contenidos correlacionados de 20 PetroCiencia V y Ni (elementos indicadores de hidrocarburos), coincidentes con incrementos de Fe, Pb y Zn. Los resultados sobre el núcleo OC1 son más pobres, lo que supone una menor perspectividad. Se observa en OC2 una correlación entre el máximo de la Susceptibilidad Magnética con el incremento de los elementos químicos (V y Ni). El comportamiento del Potencial Redox no es diagnóstico, al predominar los máximos asociados con posibles escapes gaseosos. No. 9, abril 2021 Desde el punto de vista de otra validación del CA Oeste de Ceballos, el pozo Ceballos 1 (1450m), ubicado a unos 3.5km al S-SO del yacimiento Pina, en el lóbulo innominado del CA, cuenta con varios intervalos de interés, dados por sus manifestaciones de hidrocarburos. Presenta impregnación de petróleo en areniscas en los intervalos [863-869m; 877-886m; 910-928m; 940-949m] e impregnación de petróleo en calizas en el intervalo [1013-1015m], aunque sin entrada de petróleo o agua. Esta información sirve, al menos, para fijar aproximadamente, el intervalo de profundidad de la posible acumulación en la parte central de la estructura sísmica (OC2), la cual se pronostica próxima a los 850m. Por su parte, el pozo Ceballos 3 (1512m) resultó negativo. La Vigía Figura 8. Resultados del perfil de reconocimiento con el Complejo Redox en el sector Oeste de Ceballos 2. Resultados anómalos positivos de la Pedogeoquímica (barra en rojo) sobre el CA. La distancia entre puntos de medición es orientativa (Pardo-Echarte, Rodríguez-Morán y Delgado-López, 2019). Figura 9. Resultados del perfil de reconocimiento con el Complejo Redox en el sector Oeste de Ceballos 1. Resultados anómalos más pobres de la Pedogeoquímica (barra en rojo) sobre el CA. La distancia entre puntos de medición es orientativa (Pardo-Echarte, Rodríguez-Morán y Delgado-López, 2019). El sector La Vigía reproduce el MGR Patrón del yacimiento Cristales en su totalidad, además de contar con una expresión muy interesante en el Escenario Redox (anomalía TDT), que revela la posible preservación de una acumulación (Figura 10). Según la interpretación, el sector tendría una extensión areal algo mayor de 5km2, estando asociado a una falla, presumiblemente alimentadora, al norte y paralela a la falla Cristales. El CA presenta, en su porción sur, un máximo local gravimétrico de amplitud menor que 0.5mGal y un ligero incremento al norte del mismo, coincidente con un mínimo local de la relación K/Th. Ello pone de manifiesto la existencia de un bloque más hundido al norte de la falla mencionada. El campo aeromagnético RP revela un máximo de 13nT de rumbo longitudinal, que abarca la parte sur y norte de la falla alimentadora, provocado por el posible levantamiento del tope de los volcánicos a una profundidad aproximada de 600-800m, según la interpretación a partir de la derivada de la inclinación del campo magnético (TDR), comparables con los 600800m que se tiene en Cristales por esta misma información y datos de pozos. La espectrometría gamma aérea a partir de la relación K/Th revela dos mínimos, con máximos de U(Ra) mayoritariamente en su periferia, uno de mayores proporciones en el bloque sur y otro menor en el bloque norte, ambos relacionados con la misma posible acumulación. 21 PetroCiencia No. 9, abril 2021 Cuba Centro-Oriental, Sector Maniabón Figura 10. CA La Vigía: en rojo, mínimo de la relación K / Th; en rosa, máximo de U (Ra); en verde-grisáceo, alineamientos tectónicos y máximos locales gravimétricos; en ocre, anomalía de TDT; en verde, máximo magnético RP (>-75nT); en azul, perfil del Complejo Redox; los puntos negros corresponden a pozos de petróleo (Modificado de Morales-González, Rodríguez-Morán y Pardo-Echarte, 2020). El CA La Vigía, y sus resultados para la evaluación de su naturaleza gasopetrolífera mediante el Complejo Redox (Morales-González, Rodríguez-Morán y PardoEcharte, 2020) se presentan en la Figura 11. Estos ponen de manifiesto la correspondencia espacial de máximos (mayor que 1.5 veces el valor de fondo) de la Susceptibilidad Magnética con mínimos (entre -20 y 5mV) del Potencial Redox e incrementos correlacionados de V y Ni (entre 2 y mayor que 3 veces el valor de fondo), tanto para el bloque sur como para el norte (solo una estación). Tal correspondencia espacial, permite establecer la posible presencia de una acumulación preservada (dado el carácter de mínimo del Potencial Redox) de hidrocarburos ligeros (dado el valor del Potencial Redox), en el orden de profundidad propuesto con anterioridad por el TDR (alrededor de 800m). Lamentablemente, no se dispone de información sísmica y/o de pozos que avalen la perspectividad de este sector, aunque ya se ha planificado la realización de un perfil de sísmica 2D que atraviese, con rumbo NE-SO, el referido CA por su flanco sur. Figura 11. Resultados del perfil de reconocimiento con el Complejo Redox en el sector La Vigía. Resultados anómalos positivos de la Pedogeoquímica (barra en rojo) sobre el CA. La distancia entre puntos de medición es orientativa (MoralesGonzález, Rodríguez-Morán y Pardo-Echarte, 2020). En el sector Maniabón, numerosos reportes sobre la existencia de grandes manifestaciones superficiales de hidrocarburos, que datan de 1919 y donde se extraía petróleo pesado de pozos con 5m de profundidad desde la época colonial (Linares et al., 2011), han incentivado a los geólogos para la exploración de yacimientos de petróleo y gas en la zona. Ha habido varios intentos exploratorios que han coincidido en el área del Bloque 17: iniciado en 1946 y 1947, la perforación de los pozos someros Templanza 1 (495.3m) y Fortaleza 1 (304.2m), ubicados en las cercanías de las manifestaciones Bernabé y La Anguila, respectivamente (zonas de alta impregnación sobre la e s t r u c t u ra M a n i a b ó n ) , d o n d e s e r e p o r t a r o n producciones en ofiolitas de con una aproximación de un barril diario. Con posterioridad se perforaron, al norte del área de las manifestaciones, el pozo Puerto Padre 1 en 1958 (1099.2m) y Farola Norte 1, en 1998 (2314m), sin resultados productivos; hasta la reciente perforación en 2011, del pozo Picanes 1X (3568m), hacia el centro del bloque. Este último, en las etapas finales de perforación, mostró considerables entradas de gas al lodo, al llegar a medir en el orden del 60% del gas total (Pérez-Martínez et al., 2013). Los aspectos antes mencionados son evidencia irrefutable de la existencia de elementos de un sistema petrolero activo en toda la zona. Se distingue, en la localidad de Maniabón, con una notable coincidencia espacial sobre la parte apical de una gran estructura sísmica (50-70km2) (estructura Maniabón; Valdivia-Tabares et al., 2015), el siguiente CA (Figura 12): Dos mínimos de la relación K / Th (en rojo). Máximos de U (Ra) (en rosa) en la periferia de los mínimos anteriores. Una anomalía de relieve residual positivo (0,4m) (en negro), coincidente con el mínimo del pozo Fortaleza 1. Anomalías de teledetección (TDT) (en azul). Figura 12. CA Maniabón, región norte-oriental del Bloque 17. En rojo, mínimos de la relación K / Th; en rosa, máximos periféricos de U (Ra); en negro, a n o m a l í a morfométrica residual positiva; en azul-línea gruesa, anomalías de TDT y azul-línea fina, costa norte (al NE); los puntos negros, representan pozos petroleros; los pentágonos pequeños corresponden a manifestaciones superficiales de hidrocarburos. 22 PetroCiencia Según Valdivia-Tabares et al. (2015), la presencia de abundantes emanaciones de hidrocarburos y zonas con elevadas impregnaciones concentradas en un área extensa, indican por analogía con los principales yacimientos, la existencia de un depósito apreciable en profundidad. Por tanto, al tener en cuenta la profundidad de yacencia del objetivo Maniabón (ligeramente superior a los 1000m) y la migración secundaria por sistemas de fallas subverticales, el área total del posible depósito incluirá como mínimo al área que ocupan las manifestaciones superficiales de hidrocarburos. La calidad del crudo esperado es siempre superior al de la Franja Norte de Crudos Pesados, por encontrarse petróleos de la Familia III asociados al posible depósito superior (Maniabón). De acuerdo con los mismos autores, en el área Maniabón, como resultado de la integración de métodos convencionales y no-convencionales, se obtuvo la correlación espacial entre el área que ocupan las emanaciones superficiales de petróleo y las dimensiones del depósito (según el Modelo de Carga), al ser las anomalías radiométricas (máximos de U(Ra) indicativas del borde sur de la posible acumulación. Se asume la asociación vertical de los puntos de quiebre de sello con las dos zonas de abundante impregnación de petróleo. Estos y otros criterios, constituyen elementos para proponer la presencia de una acumulación en profundidad, y por tanto, justifican la perforación de un pozo exploratorio en el área, cuya mejor localización sería, en opinión de los autores, en la parte centro-norte de la estructura Maniabón, justo entre las dos zonas de alta impregnación de petróleo (entre los pozos Templanza 1 y Fortaleza 1). Conclusiones Los métodos no-sísmicos de exploración utilizados en Cuba son: la Teledetección, la Gravimetría, la Aeromagnetometría, la Espectrometría Gamma Aérea y la Morfometría. El penúltimo, clasifica, también, como un método geofísico-geoquímico noconvencional, junto con el Complejo Redox. El referido complejo posee como novedad la integración de métodos, basados todos con excepción de la gravimetría, en la respuesta físicoquímica anómala del medio frente a las microfiltraciones de hidrocarburos sobre las acumulaciones en profundidad, al tener como propósitos la reducción de áreas y la elevación de la efectividad de la exploración, con una disminución más sensible de sus riesgos. Estos métodos, durante la reducción de áreas, conducen a la cartografía de sectores favorables, dados por agrupaciones de posibles microfiltraciones de hidrocarburos, los cuales han de ser reconocidos y evaluados en tierra, No. 9, abril 2021 posteriormente por el Complejo Redox. De ello, se derivan solo muy pocos sectores perspectivos, donde se establece la posible presencia de hidrocarburos en la profundidad, a partir de las indicaciones anómalas de la Pedogeoquímica (elementos químicos de vanadio y níquel). Como resultado de un riguroso y exhaustivo trabajo d e s i s t e m a t i z a c i ó n - g e n e ra l i z a c i ó n d e l a s investigaciones con estos métodos en Cuba, se ha establecido un número reducido (cuatro) de sectores perspectivos, donde se pronostica la posible existencia de acumulaciones de hidrocarburos en la profundidad. En general, las proporciones de las áreas de interés varían desde muy pequeñas (2-3km2, Motembo SE), pequeñas (de 3-5 o más kilómetros cuadrados, Oeste de Ceballos y La Vigía, en Cuenca Central), hasta grandes (50-70km2, Maniabón). La calidad de los hidrocarburos esperados va desde nafta y petróleo ligero (Motembo SE), petróleo ligero (Oeste de Ceballos y La Vigía), hasta petróleo ligero-pesado (Maniabón), resultados de procesos de d i s m i g ra c i ó n y m i g ra c i ó n s e c u n d a r i a . L a profundidad de las acumulaciones pronosticadas varía entre 300 y 1200m, para todos los casos, lo cual las hace muy atractivas desde el punto de vista operacional. La validación de los sectores perspectivos por la sísmica de reflexión 2D (estructuras cartografiadas) se posee para los sectores de Oeste de Ceballos y Maniabón y por pozos de perforación (presencia de petróleo en el subsuelo), para Motembo SE y Maniabón. En el caso de La Vigía, queda pendiente la realización de un perfil de símica 2D que atravesará el complejo anómalo revelado, a fin de validarlo y proponer, en caso positivo, la ubicación de un pozo exploratorio. Agradecimientos Los autores agradecen al Centro de Investigación del Petróleo y a su Archivo Técnico, por permitir publicar información no-confidencial de sus investigaciones, además al Dr.C. Reinaldo Rojas Consuegra, al Dr.C. Juan Guillermo López Rivera, al Dr.C. Evelio Linares Cala y al MSc. 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Por Rafael Tenreyro Conflictos que llevan a la nacionalización de la industria petrolera Introducción En la literatura norteamericana, cuando se refieren al proceso de nacionalización de las empresas extranjeras en Cuba y en particular las norteamericanas, utilizan el termino confiscación. En realidad, lo correcto es utilizar los términos de expropiación o, en el caso de las grandes empresas, estatización. La nacionalización se entiende, entonces, como el traspaso forzoso de los derechos de propiedad de particulares a favor del Estado, bajo el dictado de un órgano competente del propio Estado. Este es un acto de reivindicación económica y social a causa de un interés nacional y para el beneficio de todo el país, e incluye la apropiada indemnización. En América Latina, los múltiples procesos de nacionalización han estado históricamente ligados, en lo fundamental, a la recuperación del control sobre los recursos naturales considerados estratégicos o cuando industrias foráneas no están produciendo para el país los beneficios esperados. Las empresas petroleras, tales como Texaco, Esso, Shell y Sinclair, controlaban el mercado cubano. Las tres primeras tenían modernas refinerías en la Habana y Santiago de Cuba, mientras que la Sinclair tenía una importante red de almacenamiento y distribución de productos de petróleo importados. Ellas eran el monopolio petrolero en Cuba y, por su carácter, fueron escogidas por el Gobierno Norteamericano como instrumento en su intento de ahogar a la Revolución Cubana. Las empresas, por su parte, le hicieron el juego al gobierno norteamericano, aunque los documentos desclasificados demuestran que en buena medida fueron forzadas a cooperar. Impuestos y subsidios El sistema de impuestos existente en Cuba para el petróleo y sus productos, era un claro ejemplo para ilustrar lo que ocurría en otros muchos aspectos de la economía cubana con desbalances y asimetrías en todas sus actividades. Los impuestos de la industria petrolera tenían las características siguientes: 1. Una estructura de impuestos extraordinariamente compleja. 2. La inclusión de subsidios y exenciones con pérdidas para le economía estatal. 3. La gran cantidad de impuestos, exenciones y los subsidios facilitaban la evasión fiscal a todos los niveles. 4. La estructura de impuestos no consideraba los cambios en la tecnología. Solo con relación a las tasas impositivas los productos petroleros eran gravados por noventa tasas diferentes con exactitudes de hasta cinco puntos decimales de peso. Los productos petroleros importados o no, se dividían en diez categorías y cada categoría de productos importados era cargada con no menos de siete impuestos con la excepción del petróleo crudo con seis. Cada uno de estos impuestos era el resultado de algún decreto o ley diferente. Los productos refinados en el país eran objeto de otros diez y ocho impuestos. A todo esto, hay que sumar los impuestos de valor agregado al consumidor y un dos por ciento por la exportación del dinero. Este sistema era regulado por sesenta y dos decretos y resoluciones relacionados con el alcohol publicadas desde 1934 y no menos de veintinueve emitidas para las mezclas de alcohol y gasolina. Con tal estructura de impuestos resultaba muy difícil y susceptible a errores voluntarios o no, el cálculo del monto de los impuestos. Desde principios de los años cuarenta los precios minoristas de la mayor parte de los productos petroleros habían permanecido fijos. El gobierno cubano subsidiaba la diferencia entre el precio de venta de los productos petroleros y el que era declarado por estas empresas con deducciones de impuestos. Las empresas norteamericanas declaraban el precio para el petróleo importado y el gobierno lo aceptaba sin que mediara ninguna discusión. Al final, esto resultaba en un subsidio por reducción de impuestos en un volumen que se calculaba en unos 20 millones de dólares. Otro elemento que gravitaba sobre toda la economía cubana a finales de los años cuarenta y principios de los cincuenta era la devaluación tácita del peso cubano, que se mantenía en paridad con el dólar norteamericano de forma artificial, esto iba también en detrimento de la hacienda pública. Desarrollo de las acciones durante 1960 A finales de 1959, el consumo total de Cuba era unos cuatro millones de toneladas de petróleo. El ICP, creado a finales de ese año, operaba la pequeña refinería de Cabaiguán. Cuando se fue a comprar crudo para la misma se trató de acceder al mercado internacional a través de una empresa norteamericana 25 PetroCiencia No. 9, abril 2021 de comercio de crudo llamada Pomeroy. Se pudo contratar cierto volumen de crudo en Venezuela a 2.10 dólares el barril y no 2.80, que era el precio que declaraban las empresas petroleras en Cuba o sea, casi un 25% más barato. El petróleo era producido por la empresa norteamericana independiente Superior Oil Company. Sin embargo, resultó imposible completar la transacción porque las empresas petroleras presentes en Cuba, que también tenían el monopolio de las agencias de flete, se negaron a transportar el petróleo a Cuba por lo que fue necesario continuar aceptando como bueno el precio monopólico que reportaban las empresas presentes en el país. 3. Posibilidades de influir sobre los empresarios norteamericanos establecidos en el país para que se retiraran y contribuyeran al caos económico, así como la suspensión de nuevas inversiones. 4. Reducción del turismo norteamericano para menguar las entradas de divisas a Cuba. En febrero de 1960, durante la visita del vicepresidente soviético Anastas Mikoyán, se firmó un acuerdo para la venta de hasta un millón de toneladas de crudo soviético a Cuba. Los costos de transportación se compensaban por el bajo costo del barril de crudo (88 centavos menos) y la alta calidad del crudo que entregaba hasta un 33 % de gasolina. El 17 de abril de 1960 arribó al Puerto de Casilda el tanquero Andréi Vishinsky con 18 000 toneladas de petróleo al costo de un cuarto de millón de dólares. El primero de muchos de los envíos que debían llegar a Cuba en el resto de ese año. Un informe del 6 de abril de 1960 del funcionario del Departamento de Estado I. D. Mallory, desclasificado en 1991, exponía algunos de los objetivos del programa de guerra económica: “El único medio previsible para enajenar el apoyo interno es a través del desencanto y el desaliento basados en la insatisfacción y las dificultades económicas [...]. Debe utilizarse prontamente cualquier medio concebible para debilitar la vida económica de Cuba [...]. Una línea de acción que tuviera el mayor impacto es negarle dinero y suministros a Cuba, para disminuir los salarios reales y monetarios a fin de causar hambre, desesperación y el derrocamiento del gobierno”. El 17 de marzo de 1960, en una reunión del Consejo Nacional de Seguridad de Estados Unidos se aprueban dos importantes documentos base para desencadenar una amplia estrategia de agresiones contra Cuba con el propósito declarado de derrocar el Gobierno Revolucionario, estos eran: el “Programa de Acción Encubierta contra Castro”, que contemplaba las medidas militares, propagandísticas, la creación de la oposición en Cuba y que culminaba con una invasión militar a la isla y el “Programa de Presiones Económicas contra el Régimen de Castro”, con medidas de guerra económica tendentes a crear tal estado de insatisfacción en la población. Ambos programas se complementaban, aunque, según sus creadores, cada uno de ellos de por si era más que suficiente para derrotar definitivamente la Revolución. La suerte de la industria petrolera de Cuba estaba echada, iba a ser el centro de las acciones de agresión económica del gobierno norteamericano y , las empresas norteamericanas que hasta el momento la controlaban, iban a ser sacrificadas en las llamas de esta confrontación. El segundo documento incluía los aspectos siguientes: Para evitar la interferencia de las empresas petroleras en la cadena de distribución interna de los combustibles, el 21 de mayo el gobierno revolucionario aprueba la Ley No. 817. Esta ley daba por liquidados, nulos y sin efectos legales todos los contratos previos que brindaban exclusividad en la distribución de derivados del petróleo tales como el fuel oil, la gasolina, querosene y otros a las empresas importadoras o productoras de petróleo y sus derivados. A partir de este momento distribuidores, expendedores y consumidores directos de fuel oil, gasolina, gasoil y querosene podían eventualmente adquirir productos a otros proveedores, particularmente el Instituto Cubano del Petróleo. La Ley daba libertad a la rama comercializadora en caso de una negativa del monopolio a suministrarles productos a poder adquirir los mismos en otra fuente. 1. Conveniencia de cortar el suministro de petróleo a Cuba. Al argumentar la conveniencia de esta medida, el entonces Secretario del Tesoro, Robert Anderson, explicó que ella provocaría en la economía cubana “un efecto devastador en un período de un mes o seis semanas”. Esta era la acción principal del plan. 2. Pasos para suspender toda relación entre ambos países, dejando sin efecto los acuerdos comerciales de 1903 y 1934. El 17 de mayo, el presidente del Banco Nacional de Cuba, comandante Ernesto Guevara, envió una carta a las compañías petroleras explicando la forma en que pretendía ponerse al día con sus atrasos en el pago de combustible, por el petróleo que había sido importado. La comunicación presentaba un plan para hacer pagos, para pagar por todo lo importado de forma inmediata, ya que todo se reduce a una cuestión de crédito; la eliminación del crédito creó este problema de retrasos en el pago de una cierta cantidad de bienes 26 PetroCiencia importados. La carta explicaba a las empresas que todas las importaciones actuales se pagarían en 90 días y, además, debían recibir 20 millones de dólares inmediatamente. La carta enviada a las tres compañías petroleras decía: "Con respecto al presente año 1960, sobre la base de las estimaciones de la moneda extranjera, el Fondo autorizará reembolsos por pagos de petróleo importado en 1959 - en mora por un total de 20 millones de dólares, con el entendiendo que a principios del próximo año vamos a examinar la posibilidad de pagar el saldo. Los pagos mensuales por el saldo de este año serán prorrateados entre las compañías importadoras de petróleo en el base de los montos pendientes, debidamente comprobados”. Todas las compañías respondieron: "Aceptamos el acuerdo en moneda extranjera para el reembolso parcial de deudas pendientes sobre importaciones de petróleo en 1959, así como las medidas en divisas adoptadas para cubrir las importaciones de petróleo para 1960, pagaderas dentro de los 90 días a partir de la fecha de llegada de los envíos a un puerto nacional, de conformidad con la carta de fecha de mayo 17." El 26 de mayo fondea en la Bahía de La Habana el buque tanque soviético "Ivanovo", que trajo desde el puerto de Odesa, 10 mil 907 toneladas de petróleo soviético con destino al mercado nacional. No. 9, abril 2021 norteamericano si ellos deciden rechazar la solicitud de Cuba de procesar el crudo soviético y que ellos mismos tomarían la decisión. Sin embargo, hacia finales de la reunión, conociendo que las compañías estaban vacilantes, les extendió un documento con cinco puntos preparados por el Departamento de Estado que describía la forma en que debían actuar: 1. Las tres compañías debían actuar al unísono. 2. Su actuación sería siempre consistente con la política norteamericana hacia Cuba. 3. Si la decisión llevara finalmente a la expropiación, el gobierno de los Estados Unidos apoyaría que les fuera pagada una compensación adecuada, rápida y efectiva. 4. El gobierno de los Estados Unidos pondría claro, por medio de una declaración o de otra forma, su decisión de que ninguna otra empresa norteamericana entraría en el mercado cubano. 5. El gobierno de los Estados Unidos expresaría su apoyo a la posición de las empresas petroleras a otros países del hemisferio exigiéndoles que respetaran sus puntos de vista con relación a las acciones en Cuba. Los representantes de las compañías se retiraron para hacer consultas quedando en reunirse de nuevo el dos de junio en Nueva York. El dos de junio se reúnen el Asistente del Secretario de Estado Roy Rubotton y el subsecretario Thomas Mann con los representantes de la Texaco (Robert T. Carter), la Esso (W.C. Barnes) y la Shell (Maurice Baird-Smith). Las tres empresas manifestaron que estaban de acuerdo con los cinco puntos planteados por el Secretario del Tesoro. Buque tanque soviético Ivanovo, primero en llegar al puerto de la Habana en mayo de 1960 Los presidentes de las tres empresas con refinerías en Cuba parten hacia los Estados Unidos el día 28 de mayo y el martes 29 se entrevistan con el Secretario del Tesoro Robert Anderson con la presencia del subsecretario de Estado Thomas Mann. Las empresas le comunican al Secretario del Tesoro que el convenio de Cuba con la URSS pudiera abarcar hasta el 50 % de las importaciones de crudo, bajando otro tanto sus ganancias por este concepto en sus operaciones. El Secretario Robert Anderson les aclaró que estaría en concordancia con la política del gobierno A tenor de los puntos cuatro y cinco el Gobierno norteamericano toma de inmediato varias acciones. El cuatro de junio el Gobierno norteamericano emitió declaraciones públicas de apoyo a las empresas petroleras norteamericanas víctimas de la discriminación económica de las políticas cubanas contra los Estados Unidos. El Departamento de Estado comenzó una activa campaña de discusiones con empresas petroleras privadas y con gobiernos del hemisferio en apoyo al boicot de las empresas petroleras presentes en Cuba. Los señores Thomas Mann y Roy Rubotton se entrevistan por otra parte con el Sr. Hager para solicitarle al Departamento de Justicia su atención a los problemas legales que pudieran enfrentar las mencionadas empresas. De tal forma, se creó un escenario propicio para la negativa de las empresas a refinar el petróleo del gobierno cubano. 27 PetroCiencia A su regreso de los Estados Unidos, el 6 de junio de 1960, las empresas refinadoras informaron al Banco Nacional de Cuba que no iban a importar más crudo a Cuba reusándose, al propio tiempo, a refinar cualquier petróleo de otras fuentes, aunque conocían que de acuerdo a la Ley de 1938 podrían verse obligadas a procesar cualquier petróleo que entregara el gobierno cubano. Al mismo tiempo, los mejores técnicos e ingenieros de las refinerías fueron enviados fuera del país y los familiares de los que se quedaron. El Gobierno revolucionario le hizo saber a estas empresas por diferentes vías las posibles consecuencias de esta actitud que comprometía la seguridad nacional de un país que dependía íntegramente del petróleo y los productos refinados para su supervivencia. No. 9, abril 2021 Era como si hubiera estado presente en la reunión de las petroleras con el Departamento de Comercio y Estado. Y más adelanta aclara: “…sabían que el petróleo comenzaría a llegar en el mes de julio. Ahora han creado esta crisis, acompañada por una nota del Estado Departamento. El propósito, cuando actuemos, porque ellos son los trusts, los controladores de petróleo en todo el mundo, los controladores del transporte, es dejar el país sin combustible. Nos están retando: si el gobierno actúa, dejarán el país sin combustible. Y, de hecho, ya se han estado retirando, desde hace un tiempo, se han estado preparando para dejar el país sin combustible.” Y continuaba Fidel desmontando la maniobra: El nueve de junio el presidente del Instituto Cubano del Petróleo, Alfonso Gutiérrez López, anuncia que las empresas petroleras extranjeras habían rechazado la petición del Banco Nacional de Cuba de refinar crudo soviético en el país. En la misma declaración señalaba que tal negativa trastornaba los planes del gobierno Revolucionario de importar grandes cantidades de petróleo soviético para su procesamiento y distribución con la marca ICP. El 11 de junio en una comparecencia pública ante las cámaras del Canal 2 de la televisión cubana Fidel Castro expresaba: “Pero los presidentes de estas tres compañías fueron a los Estados Unidos y hablaron con el Departamento de Estado, y los tres regresaron aquí y simultáneamente, como un grupo, enviaron tres cartas declarando que se negaban a refinar el petróleo, mientras que al mismo tiempo estaban despidiendo a funcionarios e ingenieros. La Shell retiró los fondos provistos para la compra del petróleo crudo necesario para refinación, y no puede haber ninguna duda de que actuó en absoluta violación de las leyes de la república, de nuestra soberanía nacional, porque la nación es soberana y tiene derecho a comprar materias primas donde lo desee. Si es posible comprar materias primas a 88 centavos más baratas, entonces es absurdo que una compañía extranjera establecida aquí se comprometa a declarar un boicot, y, de hecho, negarse a procesarlo.” “Con el problema del combustible, nos enfrentamos a la primera gran patraña contra nosotros. La primera gran patraña de los trusts y los monopolios directamente guiados por el Departamento de Estado de los Estados Unidos. Nos enfrentamos al primer caso de acto específico de agresión y con un plan para dejar el país sin combustible. Bien, resolveremos el problema”. “Imaginen la tremenda trampa que nos han puesto: la nación paralizada por falta de combustible, víctima del control mundial de tres poderosas empresas petroleras: Shell, Esso y Texaco, a las que están afiliadas todas las empresas ¿Qué están pensando? ¡Qué de esa manera van a aplastar una revolución! ¡Qué invento para aplastar a un pueblo, para dejar a un pueblo sin combustible! Y, como ya he dicho, esta es la primera gran trama que han ideado contra la Revolución. A partir de este momento, Shell ya retiró los fondos para la compra de petróleo crudo, y ha declarado que no refinará el petróleo, y estos señores están tratando de poner al país en una situación en la que quedara sin combustible.” L a Re v o l u c i ó n n o t o m a n i n g u n a r e p r e s a l i a inmediatamente después de recibir el chantaje presente en la carta del día 6 de junio. Fidel continúa explicando: “Creo que esta maniobra es absolutamente clara. Creyeron que, al día siguiente a la recepción de la carta, tomaríamos medidas. No lo hicimos. ¿Qué hicieron? Otros pasos: retiraron el personal técnico, y están tratando de llevarse incluso a los ingenieros cubanos ofreciéndoles mejores salarios, villas y castillos, para que vayan y nos dejen incluso sin personal técnico cubano. Sin embargo, afortunadamente, hay algunos ingenieros que están decididos a ayudar al gobierno revolucionario (aplausos).” “En otras palabras, han dado otro paso, ya que el gobierno actuó cautelosamente, porque entiende la trama de la provocación. Han declarado que no van a refinar, esperando una reacción del gobierno y luego cortarían los suministros de petróleo absolutamente, porque el petróleo que contratamos no es suficiente, porque contamos con suministros, es decir, una cuarta parte de este petróleo aún no está llegando. Entonces 28 PetroCiencia entendimos la maniobra, relacionamos los comunicados de estas compañías con la nota del Departamento de Estado, y vimos que estaban promoviendo una gran provocación, de modo que cuando el gobierno actuara ante un desafío como este, podrían cortar completamente los suministros y dejar nuestro país sin combustible. Este es el juego que están jugando estas tres compañías, incluyendo Shell”. Y más tarde concluye: “Pero el pueblo debe saber dos cosas: Primero, este boicot existe, este plan ha sido planeado para dejar el país sin combustible En segundo lugar, el gobierno revolucionario se propone dar batalla a estas compañías monopolistas”. Descubierto el complot por la Revolución el curso de las acciones ya estaba prácticamente cuesta abajo. Fidel concluía su comparecencia ante la televisión con estas palabras: “En esta lucha podemos contar no solo con técnicos que están listos para ayudarnos sino también con esta firme e incondicional actitud y el apoyo absoluto de los trabajadores en estas refinerías, como era de esperar. Los trabajadores en las tres refinerías han tomado la posición adecuada de apoyo completo y absoluto y respaldo de las medidas que tome el Gobierno Revolucionario”. El 24 de junio en un almuerzo brindado por el Directorio Revolucionario Fidel expresaba: “Todavía esos intereses están aquí, todavía no los hemos nacionalizados o no los hemos confiscados; todavía están ahí los poderosísimos trusts del petróleo con sus refinerías, que han tenido la osadía de lanzar un reto a la Revolución. Se acercan meses y, tal vez, años de prueba.” El 25 de junio Fidel Castro se presenta por televisión ante el panel de periodistas Gregorio Ortega, Mario Kuchi l án, Luis Báez y Manolo Ortega. En esta comparecencia advirtió nuevamente a los Intereses norteamericanos: "El gobierno revolucionario responderá a cada rebaja de Ia cuota azucarera en el mercado estadounidense, rebajando en igual cuantía las Inversiones yanquis en Cuba y las compras a ese país.” “La ciudadanía no debe preocuparse por Ia cuestión del petróleo, tenemos petróleo ruso.” “La agresión norteamericana tiene tres aspectos: el petróleo, las minas y el azúcar.” No. 9, abril 2021 “A la larga, los americanos van a perder más, no solo en el orden económico sino también en el orden moral. Los Estados Unidos si se deciden a agredirnos, deben pensarlo muy bien.” A esto se dedicaron en una reunión al otro día en el Departamento de Estado, aunque no fue precisamente la mesura y la cordura lo que imperó. En la misma participan los Secretarios de Estado, del Tesoro y de Defensa, así como representantes de la Oficina de la Casa Blanca, la CIA, el Departamento de Agricultura y el propio Departamento de Estado, para sopesar las medidas de guerra económica propuestas por la oficina del Presidente. Entre otros aspectos se discute lo siguiente: 1. El basamento jurídico para dejar establecidas las medidas económicas contra Cuba, incluyendo la necesidad o no de invocar la Ley de Comercio con el Enemigo de 1917 y el alcance legal de la orden presidencial del 17 de marzo Programa de Presiones Económicas contra el Régimen de Castro. 2. Las medidas económicas a tomar. En este aspecto el tema era hasta dónde llegar con esas medidas, arribándose al consenso de que se debían adoptar las más severas medidas económicas y llevarlas hasta sus últimas consecuencias. El Secretario de Estado apuntaba que : “[...] o se realizaban acciones que hagan mucho daño o dejamos las cosas como están”; el Secretario del Tesoro, ampliaba que la aplicación de algunas medidas “serían erróneas si ellos no estaban preparados para llevar esa guerra hasta el final”, así como que “[...] le parecía que el grupo estaba de acuerdo en sentido general, y que debíamos tomarlo todo o nada, y mientras más rápido mejor”. 3. La cuantía en la reducción de la cuota azucarera. El mismo día de esta reunión, en el Congreso se aprobaba apresuradamente, previa recomendación del Comité de Finanzas del Congreso, la legislación azucarera que daba autoridad al Presidente para reducir la cuota azucarera en la cuantía que estimase conveniente. La moción fue presentada por el senador republicano por Utah Wallace F. Bennet con el respaldo de otros 23 senadores, la ley fue aprobada el mismo día que el congreso salía de vacaciones. En los primeros meses del año sesenta cualquier cosa menos la mesura reinaba tanto en el ejecutivo como en el legislativo en una grotesca y tenebrosa emulación por ver quien se manifestaba más agresivo contra Cuba. 4. La situación del petróleo en Cuba y las posibilidades de que el gobierno interviniese las empresas petroleras. 5. La política del gobierno hacia las compañías norteamericanas que aun comerciaban con Cuba. 6. La búsqueda de un respaldo en América Latina y en Europa, principalmente del Reino Unido, a las 29 PetroCiencia medidas económicas diseñadas. 7. El modelo a considerar fueron las medidas aplicadas contra el gobierno de Mossadegh en Irán en 1953. 8. El rol de las presiones económicas en el contexto del amplio programa subversivo y de invasión aprobado por el Presidente. Ante la inminencia del desabastecimiento de productos petroleros que pudieran haber llevado a la paralización del país, el 28 de junio de 1960 el Gobierno emite la Resolución 188 instruyendo al Instituto Cubano del Petróleo entregar el necesario volumen de petróleo soviético a la refinería de la Texaco en Santiago de Cuba. En la Resolución se ordenaba a la Texaco a refinar el crudo y a distribuir los derivados o, en caso contrario, se procedería a la intervención por parte del ICP. La “Texas Company", operadora de la refinería Texaco, declaró que no estaba obligada a recibir, procesar, almacenar y mover ningún petróleo que no fuera propiedad de la compañía. El día 30 de junio ante la negativa de la Texaco a refinar el crudo soviético se procedió a su intervención. Robert T. Carter, superintendente de la refinería de la Texaco en Santiago de Cuba firmó el acta de intervención en breves minutos conjuntamente con Alfredo Estrada Heydrich, delegado del Instituto Cubano del Petróleo. La refinería de la Texaco se había construido en 1957 al costo de más de 16 millones de dólares. Se consideraba una planta moderna con una capacidad de 25 000 b/d de crudo. La planta empleaba en aquellos momentos 260 trabajadores con una nómina de 85 mil pesos mensuales. Al día siguiente, el primero de julio, el gobierno emite o t r a s d o s resoluciones , las No. 189 y 190, instruyendo de forma similar al ICP entregar crudo a las refinerías de la El 30 de junio de 1960 la bandera "Esso Standard Oil, norteamericana es arriada en la refinería de Santiago de Cuba S. A." y "Shell de Cuba, S. A." en la Habana. En las resoluciones se instruye a las mencionadas empresas que debían refinar el crudo proporcionado por el estado y en caso opuesto podrían enfrentar la intervención de las plantas. Este mismo día a bordo de la patana "Gloria", viaja el comandante Onelio Pino Izquierdo piloto del yate Granma, los ingenieros Henry Hatten y Manuel Estrada, la doctora Olga Soler y el contador José Ángel Sánchez, todos funcionarios del Instituto Cubano del No. 9, abril 2021 Petróleo. La patana con cinco mil barriles de crudo cruzó la Bahía de la Habana y llegó al muelle de la refinería. Una vez atracada la patana al muelle de la refinería "Esso Standard Oil Co.", el comandante Pino solicitó la presencia del principal funcionario de la empresa para determinar si estaban dispuestos a refinar el petróleo soviético. El Sub gerente de la refinería Esso, Ricardo González Abreu, manifestó por teléfono que no aceptaba procesar es e crudo. Finalmente se firmó el acta de intervención de la Esso Standard Oil Co. de Cuba, W.C. Barnes, en representación de la ESSO y Onelio Pino por el Instituto Cubano del Petróleo. Fue designado interventor de la refinería el ingeniero Henry Hatten. Por otra parte, Fernando Guerra Cabrera, también funcionario del Instituto Cubano del Petróleo, encaminó sus pasos hacia la refinería de la "Shell", con la finalidad de exigir a esa Compañía que refinara el c r u d o s ov i é t i c o o d e l o contrario sería intervenida. El presidente de la Shell de Cuba, Maurice Baird Smith, respondió que su compañía no refinaría petróleo ruso. Inmediatamente la empresa fue intervenida y designado Fernando Guerra firmando i n t e r v e n t o r e l p r o p i o el acta de intervención de la Fernando Guerra Cabrera. Un Shell en Cuba en presencia de Maurice Baird-Smith grupo de técnicos revolucionarios de dicha empresa, ofrecieron su cooperación a la intervención. Entre ellos se encontraban: Joaquín López Quintana, Manuel García, Antonio Torres, Guillermo Campos, Salvador Sala, Guillermo Maymir, Teodosio Menéndez, Octavio Martínez, Alberto Ludovico Rodríguez, Jesús Leiva y José M. Vila Botana, todos ingenieros. El seis de julio, las estaciones de radio de La Habana, trasmitían un mensaje comercial del Instituto Cubano d e l Pe t r ó l e o q u e decía: "Ya tenemos gasolina cubana, el barco "Pekín", proveniente de la Unión Soviética acaba de entrar en el puerto de La Habana." Milicianos en la entrada de la Shell el primero de julio de 1960 30 PetroCiencia El ocho de Julio en una nueva comparecencia de Fidel ante las cámaras de televisión explicaba que no había sustento a los comentarios de escasez de productos petroleros, ya que en esos momentos diecinueve barcos petroleros soviéticos navegaban hacia Cuba. El gobierno norteamericano y las empresas petroleras esperaban que iba a ser imposible enviar desde la Unión Soviética la cantidad de combustible que necesitaba Cuba, ya que los soviéticos no disponían de la capacidad logística para ello. Sin embargo, el país de los soviets respondió montando una operación de transporte de crudo nunca antes vista. Solo de julio a agosto de 1960, 35 tanqueros soviéticos tocaron puertos cubanos con casi un millón de toneladas de crudo. Antes de finalizar el año se contrata adicionalmente otros 3,5 millones de toneladas. La primera gran maniobra imperialista contra la economía cubana fracasó completamente. La respuesta del Gobierno norteamericano a las medidas de intervención fue brutal. De inmediato se comenzó a implementar el plan de medidas que se había discutido en la reunión del 28 de junio en la forma de varios Decretos Presidenciales, el primero de los cuales fue el 3 de julio que declaraba la reducción de la cuota azucarera cubana correspondiente a 1960 en 700 000 toneladas, de ese año. Documentos desclasificados revelan que la cuota azucarera se iba a reducir, aunque no se hubieran intervenido las refinerías. Luego de la ley aprobada en el congreso el 28 de junio, el ejecutivo iba a implementar la reducción de la cuota en un monto igual a lo que faltaba por ejecutar y siempre antes de que Cuba tuviera tiempo de vender en el mercado norteamericano el resto de la cuota de 1960. Como lo había anunciado Fidel en varias ocasiones, esta nueva agresión no se quedaría sin respuesta: el Gobierno Cubano promulga la Ley 851 el 6 de julio de 1960, Publicada en la Gaceta Oficial No. 130 del 7 de julio, página 16367, que autorizaba al Presidente y al Primer Ministro como medida de retaliación incluyendo la nacionalización, por vía de expropiación forzosa, de los bienes o empresas propiedad de personas naturales o jurídicas nacionales de los Estados Unidos de Norte América o de las empresas en que tuvieran interés o participación dichas personas. Re s o l u c i o n e s c o m p l e m e n t a r i a s a u t o r i z a n l a nacionalización de las grandes empresas tales como la Resolución No 1 del 6 de Agosto (Publicada en la Gaceta Oficial Extraordinaria No. 16 de la misma fecha, página 1.) que llevo a la nacionalización de 26 grandes compañías, la resolución No 2 del 17 de septiembre(Publicada en la Gaceta Oficial Extraordinaria No. 20 de la misma fecha, página 1.) sobre la nacionalización de tres empresas y la No. 9, abril 2021 Resolución 3 del 24 de octubre (Publicada en la Gaceta Oficial Extraordinaria No. 25 de la misma fecha, página 1.) para la expropiación forzosa del resto de las empresas norteamericanas. La resolución No. 1 del Consejo de Ministros de 6 de agosto de 1960 dispuso la nacionalización de Esso Standard Oil. S.A. División de Cuba Texas Co. West Indies. (Ltd.) Sinclair Cuba Oil, S.A. La resolución No. 3 del Consejo de Ministros de 24 de octubre de 1960 dispuso la nacionalización de Compañía Gas Líquido, S.A. Tropical Gas Co. Inc. Gas Popular de Cuba, S.A. Combustibles Domésticos, S.A. Petróleo Cruz Verde, S.A. Consolidated Development Corp. Sun Oil Company. Kewance Interamerican Oil Co. Atlantic Refining Co. Exploration Incorporated Rayflex Cuban Gulf Oil Company Halliburton Oil Well Cementing John Brothers Company El 11 de agosto INRA designo a José Groura, interventor de la Compañía Petrolera Norteamericana Sinclair. Otras nacionalizaciones ocurren en el resto del 1960 en el marco de la Ley 890 del 13 de octubre de 1960 (Publicada en la Gaceta Oficial, Edición Extraordinaria No. 22, de la misma fecha, página 1.) para la nacionalización del resto de las corporaciones extranjeras y subsidiarias, la Ley 891 del 13 de octubre de 1960 para la nacionalización de la banca extranjera (excluyendo los bancos canadienses) y la Reforma Urbana del noviembre de 1960. El proceso de nacionalización continúa en 1961 hasta 1963. Acuerdo de la Juceplan 30 de junio de 1961. (Publicado en la Gaceta Oficial No. 131 del 7 de julio, página 13203.) dispuso la nacionalización mediante expropiación forzosa y, en consecuencia, se adjudicaron a favor del Estado cubano en pleno dominio todos los bienes y empresas ubicados en el territorio nacional y los derechos y acciones emergentes de la explotación de los mismos, cualesquiera que sean el título y modo de su disfrute, que pertenecían a las siguientes personas naturales o jurídicas: Gasolinera Pintec, S.A. Combustibles El Recodo, S.A. 31 PetroCiencia No. 9, abril 2021 Conclusiones generales del proceso de nacionalización Acuerdo No. VII de 30 de agosto de 1961. (Publicado en la Gaceta Oficial No. 178 del 13 de septiembre, página 17323.) Dispuso la nacionalización mediante expropiación forzosa y, en consecuencia, se adjudicaron a favor del Estado cubano en pleno dominio todos los bienes y empresas ubicados en el territorio nacional y los derechos y acciones emergentes de la explotación de los mismos, cualesquiera que sean el título y modo de su disfrute, que pertenecían a las siguientes personas naturales o jurídicas: Las expropiaciones del proceso de nacionalización en Cuba se hicieron de conformidad con disposiciones legales pre-existentes de nivel constitucional y las leyes del Derecho Interno del Estado cubano. La soberanía por sí misma ofrece la necesaria base jurídica para permitir al Estado a proceder con la nacionalización de activos extranjeros en su territorio en la medida que no sea discriminatoria y que incluya la posibilidad de una compensación a los propietarios afectados. La nacionalización se llevó a cabo de acuerdo con el derecho público general internacional y es aceptado como v á lido por actos singulares adoptados en otros países incluyendo los propios Estados Unidos por parte de los poderes ejecutivos y judiciales. Servicentro Diana, S.A. Minera Occidental Bosch, S.A. Tintas Sinclair y Valentine de Cuba, S.A. Compañía Minera Masvidal, S.A. Empresas Petroleras Jones de Cuba, S.A. Esso (Cuba) Inc. Esso Standard (Cuba) Inc. L a C o m p a ñ í a L i m i t a d a d e Te x a s ( I n d i a s Occidentales) Compañía de Navegación Sinclair de Cuba Servicios Metropolitanos de Gas, S.A. Refinería de Petróleo Santa María, S.A. Harry Wasall Magic Gas de Cuba, S.A. Del Gas, S.A. Combustibles Domésticos, S.A. Cía. Transportadora de Gas, S.A. Cía. Minera Buenavista, S.A. Minera del Valle, S.A. La No. 4, de 28 de enero de 1963, nacionalizó otras 5 compañías de diferente naturaleza. La Resolución No. 5, de 23 de mayo de 1963, nacionalizó igualmente mediante expropiación forzosa la “Merck-Sharp and Dhome International”. La Resolución No. 6, de 4 de diciembre de 1963, significó un duro golpe a los intereses norteamericanos al expropiar a la “Texaco Petroleum Company” y a la “Mathieson Panamerican Chemical Corporation”. La Ley 851 del 7 de julio de 1960 autorizaba la nacionalización con el pago de una compensación por medio de bonos de la República validos por 30 años con un interés de un dos por ciento. El financiamiento de los Bonos de la República provenía de las ventas de azúcar al mercado norteamericano a un precio fijo de 5,75 centavos por libra. La inclusión de un esquema de compensación en la Ley es un reconocimiento tácito de las obligaciones cubanas. La Ley 890, por otra parte, en su Artículo 7 prescribía que las compensaciones se describirían en un instrumento legal adicional. En lo sucesivo, la JUCEPLAN emitió algunas resoluciones, pero no se emitió ninguna otra Ley adicional. El Banco Nacional de Cuba quedó a cargo de las compensaciones a través de la liquidación de los activos sociales o acciones, así como de los dividendos. A tal efecto, el Banco Nacional de Cuba procederá a la compensación de los socios y accionistas en efectivo hasta 10 000 pesos y el resto con Bonos de la República. (2004 Buch Rodríguez Luis M.) El acto de nacionalización se desarrolló de conformidad con la práctica internacional de aquellos tiempos. Es importante considerar la legalidad de las nacionalizaciones en Cuba a la luz de Derecho público internacional. Esto significa preguntar si un estado soberano tiene el derecho a nacionalizar, derivado del Derecho Público Internacional y, en caso afirmativo, si este derecho está limitado por reglas generales del Derecho Público Internacional. Para responder a esta pregunta es necesario buscar las fuentes del orden jurídico internacional. El Artículo 38 del Estatuto de la Corte Internacional de Justicia, por el carácter universal de la afiliación de los Estados Miembros de la ONU, es fundamental para la interpretación de la principal Fuente del sistema jurídico internacional. La primera Fuente de derecho son los tratados generales y particulares. En el periodo de las nacionalizaciones de 1959 a 1962 no había en funcionamiento ningún tratado general o particular entre Estados Unidos y Cuba con incidencia en la nacionalización, estatización o expropiación de los activos extranjeros en Cuba. La segunda Fuente de derecho es la práctica internacional o la costumbre. Es necesario examinar la particular internacional, la regional y la universal o general. No había en la práctica particular o bilateral entre los Estados Unidos y Cuba en materia de nacionalización de activos extranjeros. En aquellos momentos existían, sin embargo, entre los países latinoamericanos, varios precedentes 32 PetroCiencia recurrentes en el tiempo en materia de inversiones extranjeras. Primero, el tratamiento judicial era idéntico para personas nacionales y extranjeras y, en segundo lugar, la preminencia de la Constitución sobre el Derecho Público Internacional en materia de derechos de los extranjeros. Esto significa la existencia de algunas normas y declaraciones acordadas entre los países latinoamericanos en las Conferencias Panamericanas en las cuales las decisiones sobre e x p r o p i a c i ó n e ra n c o n s i d e ra d a s i m p l í c i t a o explícitamente como un área reservada a la soberanía de los estados. Previa a la nacionalización en Cuba procesos similares ocurrieron en México desde 1917 y especialmente en 1938; con la nacionalización de la industria del petróleo, la nacionalización en Bolivia en 1952 y las nacionalizaciones en Guatemala en 1953. La nacionalización en Argentina no se ajusta al caso porque estas fueron específicamente contra nacionales británicos. No. 9, abril 2021 Resumen 1. Los cambios de propiedad de la industria petrolera en Cuba transcurrieron por diferentes procesos desde 1959 y hasta 1960. 2. Algunos activos petroleros los cuales pertenecían a personeros del régimen de Batista fueron confiscados por medio de la Ley de Recuperación de Bienes Malversados o Ley 112 de 27 de febrero de 1959, enmendada por la Ley 151 de 17 de marzo de 1959. Estos activos fueron los primeros que fueron operados por la empresa petrolera nacional estatal. 3. Después de la Ley 635 de noviembre 23 de 1959 no se presentaron solicitudes de exploración o explotación durante todo el año 1960 por ninguna empresa privada de petróleo y gas. 4. La nacionalización final de activos e información de las grandes compañías ocurre en 1960 en el marco de la Ley No 851, que autorizaba la nacionalización de las grandes empresas norteamericanas y continúa hasta 1963 para incluir las empresas de otros países. Referencias 1959 Petroleum investments in Cuba. Luxner News, Inc. Cengage Learning. All rights reserved 2013 Anillo Rolando RECLAMACIONES POR PROPIEDADES EXPROPIADAS EN CUBA: INFORME DE RECOMENDACIONES LEGALES 2011 AnilloBadia, Rolando “Outstanding Claims to Expropriated Property in Cuba,” 2011, Book of denouncements of the Bureau of Mines from the Ministry of Agriculture Buch Rodriguez Luis M., Suarez Suarez Reinaldo Gobierno Revolucionario Cubano. Primeros Pasos. Editorial Ciencias Sociales 2004 Castro Ruz Fidel. 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Las especies químicas contaminantes presentes en los efluentes son muy variadas, por lo que se necesita una adecuada estrategia de manejo y tratamiento de estos residuales. En esta investigación se analizaron las fuentes generadoras de aguas residuales dentro de una refinería de petróleo, y sus características. También se revisaron las tecnologías actuales para los tratamientos: físicos, químicos, biológicos y químico – físico, de cada tipo de efluente. Frecuentemente se recomienda realizar depuraciones por separado de algunas de estas corrientes contaminadas, antes de incorporarlas al sistema de tratamiento lo que facilita el proceso de saneamiento antes del vertimiento. Para que el tratamiento sea factible lo más indicado es un sistema de tres etapas: primario, secundario y terciario, que pueden incluir diferentes tecnologías en dependencia de las características específicas de las c o r r i e n t e s y c o n t a m i n a n t e s a m a n e j a r. L o s separadores API y los sistemas de flotación son dos de Resumen En las refinerías de petróleo se obtienen valiosos productos a partir de crudos, entre los que se encuentran: naftas, keroseno, combustible para aviones, aceites básicos, y también materias primas para la industria petroquímica. Para esto, tales entidades cuentan con procesos químicos y físicos, los cuales generan distintos tipos de residuos líquidos. Las especies químicas contaminantes presentes en los efluentes son muy variadas, por lo que se necesita una adecuada estrategia de manejo y tratamiento de estos residuales. En esta investigación se analizaron las fuentes generadoras de aguas residuales dentro de una refinería de petróleo, y sus características. También se revisaron las tecnologías actuales para los tratamientos: físicos, químicos, biológicos y químico – físico, de cada tipo de efluente. Frecuentemente se recomienda realizar depuraciones por separado de algunas de estas corrientes contaminadas, antes de incorporarlas al sistema de tratamiento lo que facilita el proceso de saneamiento antes del vertimiento. Para que el tratamiento sea factible lo más indicado es un sistema de tres etapas: primario, secundario y terciario, que pueden incluir diferentes tecnologías en dependencia de las características específicas de las c o r r i e n t e s y c o n t a m i n a n t e s a m a n e j a r. L o s separadores API y los sistemas de flotación son dos de los tratamientos más utilizados para eliminar hidrocarburo, que es el contaminante más importante en refinerías de petróleo. Palabras claves: residual líquido, hidrocarburos, tratamiento Introducción Las refinerías de petróleo usan grandes volúmenes de agua en sus operaciones, fundamentalmente en los sistemas de enfriamiento, destilación, hidrotratamiento y desaladora (Benyahia et al., 2006), (Gargouri et al., 2011). Una parte del flujo de agua que se utiliza, pasa luego a los sistemas de tratamiento como residuales líquidos. Los volúmenes de residuales y sus características dependen de la configuración del proceso de producción y de los reactivos químicos empleados. De manera general en una refinería con recirculación del agua de enfriamiento se generan entre 3,5 – 5 m3 de residuos líquidos por tonelada de crudo procesado. (GROUP, W.B, 1998). Otros autores reportan que el consumo de agua en una refinería supera los 3 m3 por tonelada de crudo procesado. De dicho caudal alrededor del 56% se emplea en los sistemas de enfriamiento, 16% en la generación de vapor, 19% en el proceso de producción y el resto de las operaciones auxiliares. (U.S. EPA, 1982). Se argumentó que el consumo más eficiente de agua en una refinería es de 0,5 barriles de agua por cada barril de petróleo. (Sungwon, 2011). El objetivo de la presente revisión es analizar los tipos de residuales que se originan en una refinería de petróleo, el manejo de los mismos y los sistemas de tratamientos a utilizar en tales industrias, para garantizar su vertimiento sin ocasionar impactos ambientales a los ecosistemas. 34 PetroCiencia Desarrollo Tipos de residuales líquidos que existen en una refinería de petróleo Los residuales líquidos originados en una refinería se dividen en dos grupos. Por una parte, se tiene el agua que, en el proceso de producción de la planta, entra en contacto con el petróleo o alguno de sus derivados. A estos residuos se les conoce como agua de proceso. Por otro lado, está el caudal de agua de enfriamiento, el cual, por diseño no debe entrar en contacto con los hidrocarburos. Se recomienda la separación de los caudales de agua de proceso, de los de enfriamiento y los pluviales ya que si estas corrientes se unen, aumentan los volúmenes de residuales a tratar. Esto disminuye la carga que llega a los sistemas de tratamiento, y aumenta la eficiencia de los mismos (Benyahia et al., 2006). Residuos líquidos derivados del agua de proceso Dentro de estos residuos que se generan durante la refinación de petróleo se encuentran (IPIECA, 2010): Efluentes de las desaladoras Aguas ácidas Sosa cáustica agotada Drenaje de fondaje de tanques Efluentes de las desaladoras El crudo que entra en la refinería contiene agua, sales inorgánicas, sólidos suspendidos y trazas de metales disueltos en agua (Afshin, 2008). El contenido de agua en el crudo puede ser muy variado, pero generalmente se encuentra entre 0,1 – 2 % en volumen. Las sales que mayormente se encuentran son cloruros de calcio y magnesio, y pueden aparecer en cantidades entre 10 – 250 libras por cada mil barriles de crudo (IPIECA, 2010). El primer paso en el proceso de refinación de petróleo es la eliminación de dichos contaminantes en las desaladoras. En estos equipos se remueven las sales utilizando agua. Luego de lavado y mezclado, al crudo se le añade el agente desemulcificador, y con ayuda de un campo electroestático se rompen las emulsiones. Los efluentes de las desaladoras son básicamente salmuera, lodos, arcilla y cierta cantidad de crudo emulsificado. Según del origen del crudo, el residual puede contener altos niveles de sulfuros de hidrógeno, amonio y compuestos fenólicos. Tal efluente puede estar caliente, por lo que se recomienda enfriarlo antes de enviarlo al sistema de tratamiento. En una refinería en Irán, los efluentes de las desaladoras se inyectaron a presión en un pozo No. 9, abril 2021 muerto. El residual contenía una elevada concentración de sales y materia orgánica, por lo que el separador API no es capaz de entregar un efluente que cumpla con las normativas locales de vertimiento. Afshin sometió este residual a un tratamiento utilizando una membrana de destilación, obteniendo una separación eficaz de los contaminantes. También se redujo el costo de operación y el consumo de energía. El efluente producido cumple con los estándares de riego (Afshin, 2008). Aguas ácidas El vapor de agua se utiliza en las refinerías para remover contaminantes del crudo en el proceso de destilación. También se usa como diluyente para disminuir la presión de vapor de hidrocarburos en el craqueo catalítico. Luego este vapor se condensa dando lugar a las aguas ácidas (IPIECA, 2010). Se generan aguas ácidas en los procesos de destilación, sistemas de lavado, así como en el tratamiento con aminas. El hidrocraqueo y la hidrodesulfuración también aportan cantidades apreciables de tal residual (Luke et al., 2011). Las aguas ácidas, las cuales pueden contener amoniaco, fenoles, sulfuro de hidrogeno y cianuro no deben ser mezclados con otros residuales (Nacheva, 2011). Generalmente son enviadas a los despojadores (Figura 1). Un buen tratamiento en los despojadores puede producir efluentes con concentraciones inferiores a 1 ppm de sulfuro de hidrógeno y 30 ppm de amoniaco (IPIECA, 2010). Sin embargo, por lo general los despojadores de columnas existentes presentan una amplia variedad de diseños y pobre separación de contaminantes debido a que el diseño tecnológico y las condiciones de operación no siempre coinciden con las necesidades del proceso (Lee et al., 2004). Figura. 1: Esquema de sistema de despojadores. Fuente: elaboración propia. Dachun (2009) propone un novedoso despojador para la remoción de amonio y gases ácidos de efluentes líquidos. En una prueba a nivel industrial se removió el 99,9 % de dióxido de carbono y el 99,6 % de amonio presente en el residual. Además redujo el valor del pH desde 9 hasta 7 (Dachun et al., 2009). Aunque la práctica general es enviar dichos residuales a los 35 PetroCiencia despojadores, para remover fundamentalmente sulfuros y amonio, se han investigado otros procedimientos para remover contaminantes de las aguas ácidas. Los tratamientos biológicos han sido probados en la depuración de las aguas ácidas. Kerry demostró la viabilidad de células de Thiobacillus denitrificans quimiotrofos y facultativo anaerobio para remover sulfuros disueltos en un agua ácida mediante su oxidación anaerobia a sulfatos (Kerry, 1989). Merlo redujo los valores de la demanda química de oxígeno (DQO) en un 93 % y obtuvo una concentración de amonio inferior a 1 mg-N/L, en un agua ácida utilizando un proceso de lodo activado. Basado en estos resultados los autores aseguran que el proceso es aplicable en la industria (Merlo et al., 2011). Sosa caustica agotada Durante el proceso de refinación al petróleo se le extraen compuestos ácidos que incluyen sulfuro de hidrógeno, fenoles, ácidos orgánicos, aminas, mercaptanos, cianuro y dióxido de carbono. Dichos contaminantes se absorben mediante un agente secuestrante, la disolución resultante se le conoce como sosa caustica agotada. Generalmente tiene un valor de pH superior a 12 y la concentración de sulfuros excede a 2 o 3 % en peso. La sosa cáustica es enviada al drenaje usualmente, pero esa práctica puede crear problemas en las plantas de tratamiento (IPIECA, 2010), (Bechok, 1967). Si el crudo que se procesa tiene un alto contenido de ácidos nafténicos, ellos tienden a concentrarse en los cortes de Keroseno y Jet Fuel. Cuando dichas corrientes son tratadas con disolución cáustica los ácidos se transforman en naftenatos, los cuales son extremadamente refractarios en los sistemas de tratamiento biológico (IPIECA, 2010). Dependiendo del proceso donde se origina, podemos encontrar dos tipos de sosa cáustica: la fenólica y la sulfhídrica. La primera se obtiene en procesos como el craqueo catalítico, coquificación y en el tratamiento de keroseno y Jet fuel. La misma debe ser segregada de la sulfhídrica, ya que no debe ser enviada a la planta de tratamiento de residuales líquidos. Algunas refinerías sí son capaces de tratar la sulfhídrica en sus sistemas de tratamiento pero tiene que descargarse el residual de forma controlada para evitar malos olores. Posibles opciones de tratamiento para estos residuos, son la neutralización y la oxidación con aire caliente a altas presiones, pero estos tratamientos son muy costosos (IPIECA, 2010). A pesar de que los tratamientos biológicos son una opción barata, muchas refinerías no tienen la No. 9, abril 2021 capacidad de depurar toda la sosa cáustica generada. Además la toxicidad y los olores fuertes impiden el tratamiento en la propia industria. Muchas refinerías envían la sosa cáustica sulfhídrica a operaciones comerciales para recuperación o reuso, también se disponen en pozos profundos (Conner et al., 2000). No obstante, varios investigadores han empleado los procedimientos biológicos para el tratamiento de la sosa cáustica. Estos tratamientos se implementan por dos vías: aumentando el sistema de lodos activados existentes en la refinería, para que pueda manejar grandes concentraciones de sulfuros, sin problemas de toxicidad o malos olores. La otra forma sería utilizar un bioreactor relativamente pequeño, especializado en el tratamiento de sosa cáustica agotada (Sublette, 1997). Cualquiera que sea la opción de tratamiento, necesita ser monitoreado con pruebas de respuestas rápidas para evaluar la actividad de los cultivos frente a la toxicidad de los compuestos (Sora et al., 2008). Es posible encontrar mercaptanos en la sosa cáustica sulfhídrica, los mismos pueden traer problemas en los tratamientos biológicos, ya que bacterias como Thiobacilli denitrificans son estrictamente autótrofo, e incapaces de utilizar el sulfuro orgánico como fuente de energía. Por tanto un cultivo microbiano capaz de oxidar, tanto los sulfuros inorgánicos como los orgánicos, como los mercaptanos, debe ser mixotrofos o un cultivo mixto de organismos heterótrofos con la propiedad de oxidar mercaptanos y otros autótrofos como las Thiobacilli denitrificans capaces de oxidar los sulfuros (Conner et.al., 2000). Subramaniyan y colaboradores reportaron un cultivo aerobio enriquecido capaz de oxidar mercaptanos y sulfuros simultáneamente. El material de partida del cultivo consistía en Thiobacilli (T. thioparus, T. denitrificans, T. thiooxidans, and T. neopolitanus), lodo activado de un sistema aerobio de tratamiento de residuales de una refinería y lodos de un digestor anaerobio industrial (Subramaniyan et al., 1998). Conner y colaboradores utilizaron el mismo medio para el tratamiento de sosa cáustica sulfhídrica proveniente de una refinería, sin obtener buenos resultados, lo cual sugirió la presencia de otros compuestos que inhibían la actividad del cultivo microbiano. Luego fijaron el cultivo enriquecido en una matriz de soporte que contenía carbón activado en polvo para absorber compuestos orgánicos inhibitorios de la actividad microbiana. Como resultado obtuvieron un incremento en la productividad volumétrica de la oxidación de sulfuros y mercaptanos. Otro factor que afectaría la oxidación de los mercaptanos es la acumulación de sulfatos en el sistema, los cuales son el producto final de la oxidación de los sulfuros inorgánicos y el azufre orgánico. Para contrarrestar este efecto Conner y colaboradores diluyeron la sosa cáustica en sales 36 PetroCiencia minerales. Obtuvieron los mejores resultados con una relación de 49 mL/d de sosa cáustica sulfhídrica y 490 mL/d de sales minerales durante 900 horas de operación, en la cual se oxidaron completamente los sulfuros y mercaptanos presentes en el residual (Conner et al., 2000). Drenaje de fondaje de tanques El crudo que llega de las refinerías normalmente contiene agua y sedimentos que son arrastrados cuando se extrae del pozo. A esas impurezas se les conoce comúnmente como BS&W (siglas en inglés). Cuando el crudo se almacena en grandes tanques el BS&W sedimenta y debe ser drenado periódicamente para evitar la pérdida de capacidad de almacenamiento. Se necesita remover el fondaje de tanque cada 5 o 10 años (– ). El agua drenada va directamente al sistema de tratamiento o puede ir a un tanque separador donde los sólidos son separados del agua y el hidrocarburo. En la figura 2 se muestra un esquema típico del drenaje de un tanque. Figura 2. Esquema típico del drenaje de fondaje de tanque. Fuente: elaboración propia. A menudo los lodos petrolizados extraídos del fondaje de tanques constituyen un serio problema ambiental para las empresas. Su disposición en pozos y lagunas es una práctica ambientalmente peligrosa y además es una pérdida de energía (Deka, 2013). Algunas de las técnicas más utilizadas en el tratamiento de estos residuos son: incineración, solidificación, extracción del hidrocarburo y biorremediación, sin embargo los tratamientos físicos y químicos son generalmente caros ( Gallego, 2007). Por su contenido de hidrocarburos el fondaje de tanque se considera como residuo que pudiera reutilizarse. Kuriakose, reportó un contenido de hidrocarburos de un 70 % en un lodo de una refinería en Ambalamugal, India (Kuriakose, 1994). Cañete estudió los residuos petrolizados en una refinería en Cuba y encontró concentraciones de hidrocarburos entre 29,1 y el 51,9 %. Además, los análisis arrojaron resultados de valor calórico inferior en el rango de 8484,8 y 9243,9 kcal/kg y entre 8714 y 9740 kcal/kg para el valor calórico superior. Los posibles usos fueron enviar los No. 9, abril 2021 hidrocarburos, una vez separados del residuo, al tanque de slop o la reinyección al proceso productivo, o su utilización como combustible en hornos cementeros o en la generación eléctrica (Cañete, 2013). Otras de las opciones de tratamiento existentes para los lodos de fondaje de tanques es el uso de productos microbianos que reducen la viscosidad de los hidrocarburos presentes en los lodos, esto crea emulsiones y facilita la remoción de los mismos (Deka, 2013). Banat (1991) describe la aplicación de un surfactante microbiano en la limpieza y remoción de hidrocarburos de un fondaje de tanque (Banat, et al., 1991). Así mismo otros autores reportan la importancia de una cepa de Pseudomonas auroginosa en la eliminación de compuestos hidrocarbonados de un fondaje de tanque (Deka, 2013). Residuo del agua de enfriamiento Los productos finales obtenidos de los procesos de refinación, a menudo se encuentran a elevadas temperaturas, por lo que deben ser enfriados antes de enviarlos hacia el tanque de almacenamiento. El enfriamiento generalmente se lleva a cabo en intercambiadores de calor, y se utiliza como medio de enfriamiento el agua. A causa del enorme caudal que se necesita, la fuente debe estar cercana como pudiera ser: un lago, un río o agua de mar, además como el agua de enfriamiento no debe entrar en contacto con ningún derivado del petróleo, por lo general, no se le realiza ningún tratamiento previo. Aunque en la práctica la configuración del sistema de enfriamiento depende de las necesidades de cada refinería, de forma general se encuentran tres tipos de sistemas de enfriamiento (IPIECA, 2010). En el sistema que se grafica en la figura 3, se extrae el caudal del cuerpo de agua y se pasa por los equipos de intercambio de calor, aprovechando la capacidad de enfriamiento del agua una sola vez. Figura 3. Sistema de enfriamiento de un pase. Fuente: elaboración propia. En el sistema de enfriamiento que se muestra en la figura 4, el agua transfiere calor en un sistema cerrado sin evaporizarse ni entrar en contacto con el aire. Se extrae el calor del sistema mediante intercambiadores de calor. El fluido frío es otro caudal de agua que se saca de un cuerpo de agua y luego retorna al mismo. 37 PetroCiencia No. 9, abril 2021 Figura 4. Sistema de enfriamiento cerrado. Fuente: elaboración propia. El agua caliente después de dejar los equipos de intercambio entra en la torre de enfriamiento (Figura 5) donde se pone en contacto con aire. El agua le cede calor al aire y además se evapora. En este sistema se realizan purgas para evitar la acumulación de sólidos. La pérdida de agua en este tipo de sistemas, la competencia por las fuentes de agua y las restricciones de vertimientos ha generado interés en otras fuentes de abasto de agua. Residuales municipales tratados son disponibles y ampliamente disponibles como fuente de agua para los sistemas de enfriamiento (Li et al., 2011a), (Li et al., 2011b) y (Wenshi et al., 2012). Figura 5. Sistema de enfriamiento con evaporación. Fuente: elaboración propia. Por diseño, en ninguna de las variantes del sistema de enfriamiento, el agua entra en contacto con el crudo o alguno de sus derivados. Pero en la práctica, en los equipos de intercambio de calor pueden ocurrir ave r í a s , l o q u e t ra e c o m o c o n s e c u e n c i a l a contaminación del agua de enfriamiento. Ante esta realidad muchas refinerías deciden enviar el flujo de agua de enfriamiento, o parte del mismo hacia el sistema de tratamiento. Esto impone una carga hidráulica sobre los equipos de depuración. El impacto final sobre el sistema de tratamiento se debe evaluar (IPIECA, 2010). Sistemas de tratamiento de residuales líquidos Los sistemas de tratamiento de residuales líquidos en las refinerías dependen de las características de los efluentes que se tratarán, así como del destino que tendrán luego. El esquema general de un sistema de tratamiento de una refinería se muestra en la Figura 6 (IPIECA, 2010): Figura 6. Esquema general de un sistema de tratamiento de una refinería. Fuente: elaboración propia. Por lo general, como se muestra en la figura, las dos primeras etapas de tratamiento están destinadas a remover materia hidrocarbonada. Luego el residual es enviado al tanque ecualizador donde se estabiliza el flujo y se le añaden los nutrientes necesarios antes de pasar al tratamiento biológico. En este, los microorganismos degradan la mayor parte de la materia orgánica. Finalmente el tratamiento terciario es para acondicionar el efluente a las condiciones de vertimiento. El tratamiento primario que reciben los residuales líquidos en una refinería es la separación por gravedad, con el objetivo de remover materia flotante y sedimentable. Aquí se separan el agua, los hidrocarburos y los sólidos. La mayoría de las refinerías utilizan los separadores API, que son equipos que aprovechan las deferencias de gravedades específicas para la separación. Otros equipos que se utilizan para estas operaciones son los separadores de placas corrugadas y los de placas paralelas. Ambos reducen el tiempo de retención necesario dentro del equipo. Sin embargo no son efectivos en la separación de sólidos, los cuales suelen crear incrustaciones que obligan al mantenimiento con mayor frecuencia (IPIECA, 2010). Estos equipos no son eficientes en la remoción de hidrocarburos emulsionados (Fernández, 2013). Generalmente el segundo paso del tratamiento es una operación de flotación, la cual se basa en la diferencia de densidades de las fases que se quieren separar. Actualmente existen distintas variantes de la flotación: por aire disuelto, por aire inducido, electroflotación, combinación de con ozono, en columna, centrifuga, entre otros (Rubio y Smith ,2002) siendo los más empleados los dos primeros. Los sistemas de flotación por aire disuelto (DAF) son generalmente mucho más eficientes que los de flotación por aire inducido debido a que en los primeros se obtienen burbujas de un tamaño menor ( Rigas y Laoudis, 2000) . Esta 38 PetroCiencia peculiaridad hace que sean los que más se utilicen en la purificación, tanto de residuales líquidos, como de agua potable, donde las partículas y/o flóculos a separar son más pequeñas (Fernández, 2013). Aunque no aparece en la Figura 6, otra operación utilizada en los sistemas de tratamiento de residuales líquidos petrolizados es la filtración. Es especialmente útil para la remoción de hidrocarburos y los sólidos suspendidos. Sin embargo, requieren que la concentración de grasas y aceites en el influente sea baja. Es por esto que, en los sistemas de tratamiento aparecen por lo general, luego de las etapas de separación por gravedad y flotación. A pesar de la presencia de las operaciones de remoción de hidrocarburos, es usual que compuestos refractarios como los fenoles y naftenatos lleguen a los tratamientos bilógicos. Estas sustancias pueden ser tóxicas para los microorganismos encargados de la depuración del residual. Por lo que a veces se encuentran etapas destinadas a aumentar la biodegradabilidad del residuo. Una de las operaciones más utilizadas en tal sentido es la oxidación química. La oxidación química se considera como etapa fundamental dentro de los tratamientos terciarios. En general se recurre a la oxidación o reducción química cuando es posible la destrucción o transformación de un contaminante en particular, por cambios en el número de oxidación de este. El contaminante puede ser de naturaleza orgánica o inorgánica (Pérez, 2009). De Luis (2009) plantea que la oxidación química puede utilizarse cuando: a) Por razones económicas se desecha la incineración o no es técnicamente posible el tratamiento biológico; b) para disminuir la toxicidad de un residual previo al tratamiento biológico; y c) como tratamiento final para adecuar el residual a las limitaciones de vertimiento. Otros aspectos que se deben tener en cuenta es que el agente oxidante utilizado no debe originar nuevos contaminantes en la corriente residual. También a la hora de seleccionar uno u otro tipo de oxidante, deben considerarse otros muchos aspectos tales como: eficacia de tratamiento, costo, facilidad de manejo, compatibilidad con el resto de las etapas del proceso de tratamiento del agua y disponibilidad (Pérez, 2009). Dentro de los procedimientos de oxidación se encuentran los procesos de oxidación avanzada (POA), los que ocurren con una mayor velocidad y se basan en fenómenos fisicoquímicos capaces de producir cambios profundos en la estructura química de los contaminantes. Se definen como procesos que involucran la generación y uso de especies transitorias poderosas, principalmente el radical hidroxilo (HO–). Dicho radical se genera por medios fotoquímicos (incluida la luz solar) o por otras formas de energía, y No. 9, abril 2021 posee alta efectividad para la oxidación de materia orgánica. Algunos POA, como la fotocatálisis heterogénea, la radiólisis y otras técnicas avanzadas, recurren además a reductores químicos que permiten realizar transformaciones en contaminantes tóxicos poco susceptibles a la oxidación, como iones metálicos o compuestos halogenados. La mayoría de los POA se aplica a la remediación y destoxificación de aguas especiales, generalmente en pequeña o mediana escala. Los métodos pueden usarse solos o combinados entre ellos o con métodos convencionales, de modo que se apliquen también a la desinfección por inactivación de bacterias y virus (Domènech, 2011). Los tratamientos biológicos tienen como principal objetivo oxidar la materia orgánica presente en el residual (IPIECA, 2010), esto puede hacerse bajo condiciones aerobias, anaerobias o semiaerobias, dando lugar a productos como agua, dióxido de carbono y gas metano (H2O, CO2 y CH4) (Razi, 2009). Los sistemas biológicos pueden clasificarse como (IPIECA, 2010): · Procesos donde el cultivo bacteriano está suspendido. · Procesos donde el cultivo bacteriano está adherido a una superficie. Dentro del primer grupo se encuentran los sistemas de lodos activados, las lagunas de oxidación, reactores tipo tanque agitado y reactores que operan en batch (SBR por sus siglas en inglés), aunque estos últimos son los que menos se utilizan en refinerías. En el segundo grupo, como su nombre lo indica el cultivo bacteriano se encuentra adherido a un material inerte. Los más frecuentes son los filtros percoladores y los discos giratorios, aunque también se encuentran los bioreactores de empaque fluidizado. Con el objetivo de cumplir con las normas de vertimiento también se experimentó con sistemas híbridos, que son la combinación de los dos tipos de procesos anteriores ( Ishak e Isa, 2009) . Los procedimientos biológicos han sido utilizados no solo para eliminar la materia orgánica, sino también compuestos tóxicos como fenoles, hidrocarburos, mercurio y cadmio (Gargouri et al., 2011). Conclusiones Las refinerías utilizan gran cantidad de agua en sus procesos productivos, por lo que generan igualmente enormes volúmenes de residuales. Las características de estas corrientes de residuos pueden variar entre sí, lo que determina que no deben ser mezcladas para ser tratadas. Por la diversidad de contaminantes presentes 39 PetroCiencia algunas de estas corrientes requieren depuración previa antes de incorporarlas a los sistemas de tratamiento. El conocimiento de flujo, presencia y concentración de contaminantes es fundamental en el manejo y tratamiento de los residuales líquidos, lo cual repercute en la eficiencia de esta industria. Los sistemas de tratamiento a utilizar resultan más factibles cuando se incluyen la combinación de métodos primarios, secundarios y terciarios. Los tipos de tecnología a utilizar en cada etapa dependen de las características de los efluentes a tratar, así como el destino del vertimiento posterior, teniendo en cuenta los límites de vertimiento regulados en la legislación aplicable. No. 9, abril 2021 Referencias Abdulatif A. Mansur, E.M.A., Krishna K. Kadali, Paul D. Morrison, Yuana Nurulita, Andrew S. Ball. Assessing the hydrocarbon degrading potential of indigenous bacteria isolated from crude oil tank bottom sludge and hydrocarbon-contaminated soil of Azzawiya oil refinery. Libya.2014. Consultado: 8/3/2016. 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PetroCiencia R EVISTA T ECNOLÓGICA DEL P ETRÓLEO Normas para la presentación de artículos Los artículos se redactarán de forma impersonal y deberán contener: Título: debe ser conciso e informativo y debe presentarse en español e inglés. No debe contener abreviaturas, ni fórmulas químicas. Datos del Autor: Al final de cada artículo, deberán aparecer los datos de los autores. De cada autor se deberá especificar nombres, dos apellidos, categoría, institución de procedencia y formas de localización (teléfonos, y correo electrónico). Resumen: el resumen no debe exceder de 200 palabras y deberá presentarse, también, en español e inglés. Deberá describir brevemente los objetivos, métodos, resultados y mayores conclusiones del trabajo. Palabras Clave: Son los términos que describen el contenido más relevante dentro del artículo. Son importantes para realizar búsquedas posteriores por temáticas de los artículos. Pueden seleccionarse hasta seis palabras clave. Introducción. 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