El director peligros en el aire en la industria minera incluyen varios tipos de partículas, gases naturales, gases de escape de motores y algunos vapores químicos; el director Peligros físicos son el ruido, la vibración segmentaria, el calor, los cambios en la presión barométrica y la radiación ionizante. Estos ocurren en diversas combinaciones dependiendo de la mina o cantera, su profundidad, la composición del mineral y la roca circundante y los métodos de extracción. Entre algunos grupos de mineros que viven juntos en lugares aislados, también existe el riesgo de transmitir algunas enfermedades infecciosas como la tuberculosis, la hepatitis (B y E) y el virus de la inmunodeficiencia humana (VIH). La exposición de los mineros varía según el trabajo, su proximidad a la fuente de peligros y la efectividad de los métodos de control de peligros.

Peligros de partículas en el aire

sílice cristalina libre es el compuesto más abundante en la corteza terrestre y, en consecuencia, es el polvo en el aire más común al que se enfrentan los mineros y los trabajadores de las canteras. La sílice libre es dióxido de silicio que no está unido químicamente con ningún otro compuesto como un silicato. La forma más común de sílice es el cuarzo aunque también puede aparecer como tridimita o cristobalita. Las partículas respirables se forman cada vez que se perfora, explota, tritura o pulveriza roca que contiene sílice en partículas finas. La cantidad de sílice en diferentes especies de roca varía, pero no es un indicador confiable de la cantidad de polvo de sílice respirable que se puede encontrar en una muestra de aire. No es raro, por ejemplo, encontrar un 30 % de sílice libre en una roca, pero un 10 % en una muestra de aire, y viceversa. Las areniscas pueden ser hasta un 100% de sílice, granito hasta un 40%, pizarra un 30%, con menor proporción en otros minerales. La exposición puede ocurrir en cualquier operación minera, de superficie o subterránea, donde se encuentra sílice en el desmonte de una mina de superficie o en el techo, piso o depósito de mineral de una mina subterránea. La sílice puede ser dispersada por el viento, por el tráfico vehicular o por maquinaria de movimiento de tierras.

Con suficiente exposición, la sílice puede causar silicosis, una neumoconiosis típica que se desarrolla insidiosamente después de años de exposición. Una exposición excepcionalmente alta puede causar silicosis aguda o acelerada en unos meses, con un deterioro significativo o la muerte en unos pocos años. La exposición a la sílice también se asocia con un mayor riesgo de tuberculosis, cáncer de pulmón y algunas enfermedades autoinmunes, como la esclerodermia, el lupus eritematoso sistémico y la artritis reumatoide. El polvo de sílice recién fracturado parece ser más reactivo y más peligroso que el polvo viejo o rancio. Esto puede ser consecuencia de una carga superficial relativamente mayor en las partículas recién formadas.

Los procesos más comunes que producen polvo de sílice respirable en la minería y las canteras son la perforación, la voladura y el corte de rocas que contienen sílice. La mayoría de los agujeros perforados para la voladura se realizan con un taladro de percusión accionado por aire montado en un tractor de orugas. El agujero se hace con una combinación de rotación, impacto y empuje de la broca. A medida que se profundiza el agujero, se agregan varillas de perforación de acero para conectar la broca a la fuente de energía. El aire no solo impulsa la perforación, sino que también expulsa las virutas y el polvo del orificio que, si no se controla, inyecta grandes cantidades de polvo en el medio ambiente. El martillo neumático manual o el taladro de inmersión funcionan según el mismo principio pero en una escala más pequeña. Este dispositivo transmite una cantidad significativa de vibraciones al operador y, con ello, el riesgo de vibraciones en el dedo blanco. Se ha encontrado vibración de dedo blanco entre mineros en India, Japón, Canadá y otros lugares. La perforadora de orugas y el martillo neumático también se utilizan en proyectos de construcción donde se debe perforar o romper roca para hacer una carretera, para romper roca para cimientos, para trabajos de reparación de carreteras y otros fines.

Se han desarrollado controles de polvo para estos taladros y son efectivos. Se inyecta una neblina de agua, a veces con un detergente, en el aire de soplado que ayuda a que las partículas de polvo se unan y se caigan. Demasiada agua da como resultado la formación de un puente o collar entre el acero de perforación y el costado del pozo. Estos a menudo tienen que romperse para quitar la broca; muy poca agua es ineficaz. Los problemas con este tipo de control incluyen la reducción de la velocidad de perforación, la falta de un suministro de agua confiable y el desplazamiento del aceite, lo que resulta en un mayor desgaste de las piezas lubricadas.

El otro tipo de control de polvo en los taladros es un tipo de ventilación de extracción local. El flujo de aire inverso a través del acero de perforación extrae parte del polvo y un collar alrededor de la broca con conductos y un ventilador para eliminar el polvo. Estos funcionan mejor que los sistemas húmedos descritos anteriormente: las brocas duran más y la velocidad de perforación es mayor. Sin embargo, estos métodos son más caros y requieren más mantenimiento.

Otros controles que brindan protección son las cabinas con suministro de aire filtrado y posiblemente con aire acondicionado para operadores de perforadoras, operadores de excavadoras y conductores de vehículos. El respirador apropiado, correctamente ajustado, puede usarse para la protección del trabajador como una solución temporal o si todos los demás resultan ser ineficaces.

La exposición a la sílice también ocurre en las canteras de piedra que deben cortar la piedra a las dimensiones especificadas. El método contemporáneo más común para cortar piedra es con el uso de un quemador de canal alimentado por combustible diesel y aire comprimido. Esto da como resultado algunas partículas de sílice. El problema más importante de los quemadores de canal es el ruido: cuando el quemador se enciende por primera vez y sale de un corte, el nivel sonoro puede superar los 120 dBA. Incluso cuando está sumergido en un corte, el ruido ronda los 115 dBA. Un método alternativo para cortar piedra es usar agua a muy alta presión.

A menudo adjunto a una cantera de piedra o cerca de ella hay un molino donde las piezas se esculpen en un producto más terminado. A menos que haya una muy buena ventilación de extracción local, la exposición a la sílice puede ser alta porque se utilizan herramientas manuales giratorias y vibratorias para darle a la piedra la forma deseada.

Polvo de mina de carbón respirable es un peligro en las minas de carbón subterráneas y de superficie y en las instalaciones de procesamiento de carbón. Es un polvo mixto, que consiste principalmente en carbón, pero también puede incluir sílice, arcilla, piedra caliza y otros polvos minerales. La composición del polvo de la mina de carbón varía según el manto de carbón, la composición de los estratos circundantes y los métodos de extracción. El polvo de las minas de carbón se genera mediante la voladura, la perforación, el corte y el transporte del carbón.

Se genera más polvo con la minería mecanizada que con los métodos manuales, y algunos métodos de minería mecanizada producen más polvo que otros. Las máquinas de corte que eliminan el carbón con tambores giratorios tachonados con picos son las principales fuentes de polvo en las operaciones mineras mecanizadas. Estos incluyen los llamados mineros continuos y máquinas de minería de tajo largo. Las máquinas de minería de tajo largo generalmente producen mayores cantidades de polvo que otros métodos de minería. La dispersión de polvo también puede ocurrir con el movimiento de escudos en la minería de tajo largo y con la transferencia de carbón desde un vehículo o cinta transportadora a algún otro medio de transporte.

El polvo de las minas de carbón provoca la neumoconiosis de los trabajadores del carbón (CWP) y contribuye a la aparición de enfermedades crónicas de las vías respiratorias, como la bronquitis crónica y el enfisema. El carbón de alto rango (p. ej., alto contenido de carbono, como la antracita) está asociado con un mayor riesgo de CWP. También hay algunas reacciones de tipo reumatoide al polvo de las minas de carbón.

La generación de polvo de mina de carbón puede reducirse mediante cambios en las técnicas de corte del carbón y su dispersión puede controlarse con el uso de ventilación adecuada y rociadores de agua. Si se reduce la velocidad de rotación de los tambores de corte y se aumenta la velocidad de desplazamiento (la velocidad con la que el tambor avanza en la veta de carbón), se puede reducir la generación de polvo sin pérdidas de productividad. En la minería de tajo largo, la generación de polvo se puede reducir cortando el carbón en una pasada (en lugar de dos) a lo largo del frente y traccionando hacia atrás sin cortar o mediante un corte de limpieza. La dispersión de polvo en las secciones de tajo largo se puede reducir con la minería homotropal (es decir, el transportador de cadena en el frente, el cabezal de corte y el aire viajan todos en la misma dirección). Un método novedoso de corte de carbón, que utiliza un cabezal de corte excéntrico que corta continuamente de forma perpendicular al grano de un depósito, parece generar menos polvo que el cabezal de corte circular convencional.

Una ventilación mecánica adecuada que fluya primero sobre la cuadrilla minera y luego hacia y a través del frente minero puede reducir la exposición. La ventilación local auxiliar en el frente de trabajo, utilizando un ventilador con conductos y depurador, también puede reducir la exposición al proporcionar ventilación de extracción local.

Los rociadores de agua, colocados estratégicamente cerca del cabezal de corte y que empujan el polvo lejos del minero y hacia la cara, también ayudan a reducir la exposición. Los surfactantes brindan algún beneficio al reducir la concentración de polvo de carbón.

Exposición al asbesto ocurre entre los mineros de asbesto y en otras minas donde se encuentra asbesto en el mineral. Entre los mineros de todo el mundo, la exposición al asbesto ha elevado el riesgo de cáncer de pulmón y mesotelioma. También ha elevado el riesgo de asbestosis (otra neumoconiosis) y de enfermedades de las vías respiratorias.

escape del motor diesel es una mezcla compleja de gases, vapores y partículas. Los gases más peligrosos son el monóxido de carbono, el óxido de nitrógeno, el dióxido de nitrógeno y el dióxido de azufre. Hay muchos compuestos orgánicos volátiles (COV), como aldehídos e hidrocarburos no quemados, hidrocarburos aromáticos policíclicos (PAH) y compuestos nitro-PAH (N-PAH). Los compuestos PAH y N-PAH también se adsorben en partículas de diesel. Los óxidos de nitrógeno, el dióxido de azufre y los aldehídos son irritantes respiratorios agudos. Muchos de los compuestos PAH y N-PAH son cancerígenos.

Las partículas diésel consisten en partículas de carbono de pequeño diámetro (1 mm de diámetro) que se condensan a partir de los gases de escape y, a menudo, se agregan en el aire en grupos o cadenas. Estas partículas son todas respirables. Las partículas de diésel y otras partículas de tamaño similar son cancerígenas en animales de laboratorio y parecen aumentar el riesgo de cáncer de pulmón en trabajadores expuestos a concentraciones superiores a 0.1 mg/m³. Los mineros en las minas subterráneas experimentan exposición a partículas de diesel a niveles significativamente más altos. La Agencia Internacional para la Investigación del Cáncer (IARC, por sus siglas en inglés) considera que las partículas de diésel son un probable carcinógeno.

La generación de gases de escape diésel se puede reducir mediante el diseño del motor y con combustible de alta calidad, limpio y bajo en azufre. Los motores desclasificados y el combustible con un bajo número de cetano y bajo contenido de azufre producen menos partículas. El uso de combustible bajo en azufre reduce la generación de SO₂ y de material particulado. Los filtros son efectivos y viables y pueden eliminar más del 90 % de las partículas de diésel del flujo de escape. Los filtros están disponibles para motores sin depuradores y para motores con depuradores de agua o secos. El monóxido de carbono se puede reducir significativamente con un convertidor catalítico. Los óxidos de nitrógeno se forman siempre que el nitrógeno y el oxígeno se encuentran en condiciones de alta presión y temperatura (es decir, dentro del cilindro diesel) y, en consecuencia, son más difíciles de eliminar.

La concentración de material particulado de diésel disperso puede reducirse en una mina subterránea mediante una ventilación mecánica adecuada y restricciones en el uso de equipos diésel. Cualquier vehículo diésel u otra máquina requerirá una cantidad mínima de ventilación para diluir y eliminar los productos de escape. La cantidad de ventilación depende del tamaño del motor y sus usos. Si más de un equipo con motor diesel está funcionando en un curso de aire, se deberá aumentar la ventilación para diluir y eliminar el escape.

Los equipos que funcionan con diésel pueden aumentar el riesgo de incendio o explosión, ya que emiten gases de escape calientes, con llamas y chispas, y las altas temperaturas de su superficie pueden encender cualquier polvo de carbón acumulado u otro material combustible. La temperatura de la superficie de los motores diésel debe mantenerse por debajo de los 305 °F (150 °C) en las minas de carbón para evitar la combustión del carbón. Las llamas y chispas del escape se pueden controlar con un depurador para evitar la ignición del polvo de carbón y del metano.

Gases y Vapores

La Tabla 1 enumera los gases que se encuentran comúnmente en las minas. Los gases naturales más importantes son metano y sulfuro de hidrógeno en minas de carbón y radón en uranio y otras minas. La deficiencia de oxígeno es posible en cualquiera de los dos. El metano es combustible. La mayoría de las explosiones en minas de carbón son el resultado de igniciones de metano y, a menudo, son seguidas por explosiones más violentas causadas por polvo de carbón que ha sido suspendido por el impacto de la explosión original. A lo largo de la historia de la minería del carbón, los incendios y las explosiones han sido la principal causa de muerte de miles de mineros. El riesgo de explosión se puede reducir diluyendo el metano por debajo de su límite explosivo inferior y prohibiendo las posibles fuentes de ignición en las áreas frontales, donde la concentración suele ser la más alta. Quitar el polvo de las costillas (pared), el piso y el techo de la mina con piedra caliza incombustible (u otro polvo de roca incombustible libre de sílice) ayuda a prevenir explosiones de polvo; si el polvo suspendido por el impacto de una explosión de metano no es combustible, no ocurrirá una explosión secundaria.

Tabla 1. Nombres comunes y efectos sobre la salud de los gases peligrosos que se producen en las minas de carbón

El radón es un gas radiactivo natural que se ha encontrado en minas de uranio, minas de estaño y algunas otras minas. No se ha encontrado en minas de carbón. El peligro principal asociado con el radón es que es una fuente de radiación ionizante, que se analiza a continuación.

Otros peligros gaseosos incluyen los irritantes respiratorios que se encuentran en los gases de escape de los motores diesel y los subproductos de las voladuras. Monóxido de carbono se encuentra no solo en el escape del motor sino también como resultado de incendios en minas. Durante los incendios de minas, el CO puede alcanzar no solo concentraciones letales, sino que también puede convertirse en un peligro de explosión.

Oxido de nitrógeno (Yo no tengo_x), principalmente NO y NO₂, son formados por motores diesel y como subproducto de voladuras. En motores, NO_x se forman como un subproducto inherente al poner aire, el 79% del cual es nitrógeno y el 20% es oxígeno, en condiciones de alta temperatura y presión, las mismas condiciones necesarias para el funcionamiento de un motor diesel. La producción de NO_x puede reducirse hasta cierto punto manteniendo el motor lo más frío posible y aumentando la ventilación para diluir y eliminar los gases de escape.

NO_x es también un subproducto de voladura. Durante la voladura, los mineros son retirados de un área donde ocurrirá la voladura. La práctica convencional para evitar la exposición excesiva a óxidos de nitrógeno, polvo y otros resultados de las voladuras es esperar hasta que la ventilación de la mina elimine una cantidad suficiente de subproductos de las voladuras de la mina antes de volver a ingresar al área por una vía de aire de entrada.

Deficiencia de oxígeno puede ocurrir de muchas maneras. El oxígeno puede ser desplazado por algún otro gas, como el metano, o puede ser consumido por combustión o por microbios en un espacio de aire sin ventilación.

Hay una variedad de otros peligros en el aire a los que están expuestos grupos particulares de mineros. La exposición al vapor de mercurio, y por lo tanto el riesgo de envenenamiento por mercurio, es un peligro entre los mineros y molineros de oro y entre los mineros de mercurio. La exposición al arsénico y el riesgo de cáncer de pulmón ocurren entre los mineros de oro y plomo. La exposición al níquel, y por lo tanto al riesgo de cáncer de pulmón y alergias en la piel, ocurre entre los mineros de níquel.

Algunos plásticos también están encontrando uso en las minas. Éstas incluyen urea formaldehído y espumas de poliuretano, ambos de los cuales son plásticos hechos en el lugar. Se utilizan para tapar agujeros y mejorar la ventilación y proporcionar un mejor anclaje para los soportes del techo. El formaldehído y los isocianatos, dos materiales de partida para estas dos espumas, son irritantes respiratorios y ambos pueden causar sensibilización alérgica, lo que hace que sea casi imposible que los mineros sensibilizados trabajen con cualquiera de los ingredientes. El formaldehído es un carcinógeno humano (IARC Grupo 1).

Peligros físicos

ruido es omnipresente en la minería. Es generado por potentes máquinas, ventiladores, voladuras y transporte del mineral. La mina subterránea suele tener un espacio limitado y, por lo tanto, crea un campo reverberante. La exposición al ruido es mayor que si las mismas fuentes estuvieran en un entorno más abierto.

La exposición al ruido se puede reducir mediante el uso de medios convencionales de control del ruido en la maquinaria minera. Las transmisiones se pueden silenciar, los motores se pueden silenciar mejor y la maquinaria hidráulica también se puede silenciar. Los conductos se pueden aislar o revestir con materiales que absorben el sonido. Los protectores auditivos combinados con pruebas audiométricas periódicas suelen ser necesarios para preservar la audición de los mineros.

Radiación ionizante es un peligro en la industria minera. El radón puede liberarse de la piedra mientras se suelta mediante voladuras, pero también puede ingresar a una mina a través de corrientes subterráneas. Es un gas y por lo tanto está en el aire. El radón y sus productos de descomposición emiten radiación ionizante, algunas de las cuales tienen suficiente energía para producir células cancerosas en el pulmón. Como resultado, las tasas de mortalidad por cáncer de pulmón entre los mineros de uranio son elevadas. Para los mineros que fuman, la tasa de mortalidad es mucho mayor.

PROCESADOR es un peligro para los mineros subterráneos y de superficie. En las minas subterráneas, la principal fuente de calor proviene de la propia roca. La temperatura de la roca sube alrededor de 1 °C por cada 100 m de profundidad. Otras fuentes de estrés por calor incluyen la cantidad de actividad física que realizan los trabajadores, la cantidad de aire que circula, la temperatura y la humedad del aire ambiente y el calor generado por los equipos de minería, principalmente equipos que funcionan con diésel. Las minas muy profundas (más profundas de 1,000 m) pueden presentar problemas significativos de calor, con una temperatura de las nervaduras de la mina de alrededor de 40 °C. Para los trabajadores de superficie, la actividad física, la proximidad de motores calientes, la temperatura del aire, la humedad y la luz solar son las principales fuentes de calor.

La reducción del estrés por calor se puede lograr enfriando la maquinaria a alta temperatura, limitando la actividad física y proporcionando cantidades adecuadas de agua potable, protección contra el sol y ventilación adecuada. Para maquinaria de superficie, las cabinas con aire acondicionado pueden proteger al operador del equipo. En las minas profundas de Sudáfrica, por ejemplo, se utilizan unidades subterráneas de aire acondicionado para brindar algo de alivio y se dispone de suministros de primeros auxilios para tratar el estrés por calor.

Muchas minas operan a gran altura (p. ej., más de 4,600 m), y debido a esto, los mineros pueden experimentar el mal de altura. Esto puede agravarse si viajan de un lado a otro entre una mina a gran altura y una presión atmosférica más normal.

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Perfil general

Los petróleos crudos y los gases naturales son mezclas de moléculas de hidrocarburos (compuestos orgánicos de átomos de carbono e hidrógeno) que contienen de 1 a 60 átomos de carbono. Las propiedades de estos hidrocarburos dependen del número y disposición de los átomos de carbono e hidrógeno en sus moléculas. La molécula básica de hidrocarburo es 1 átomo de carbono unido a 4 átomos de hidrógeno (metano). Todas las demás variaciones de hidrocarburos de petróleo evolucionan a partir de esta molécula. Los hidrocarburos que contienen hasta 4 átomos de carbono suelen ser gases; los que tienen de 5 a 19 átomos de carbono suelen ser líquidos; y los que tienen 20 o más son sólidos. Además de los hidrocarburos, los crudos y los gases naturales contienen compuestos de azufre, nitrógeno y oxígeno junto con trazas de metales y otros elementos.

Se cree que el petróleo crudo y el gas natural se formaron durante millones de años por la descomposición de la vegetación y los organismos marinos, comprimidos bajo el peso de la sedimentación. Debido a que el petróleo y el gas son más livianos que el agua, se elevaron para llenar los vacíos en estas formaciones suprayacentes. Este movimiento ascendente se detuvo cuando el petróleo y el gas alcanzaron estratos densos, superpuestos e impermeables o rocas no porosas. El petróleo y el gas llenaron los espacios en las vetas de roca porosa y los depósitos subterráneos naturales, como las arenas saturadas, con el gas más liviano sobre el petróleo más pesado. Estos espacios eran originalmente horizontales, pero el desplazamiento de la corteza terrestre creó bolsas, llamadas fallas, anticlinales, domos de sal y trampas estratigráficas, donde el petróleo y el gas se acumularon en depósitos.

Aceite de esquisto bituminoso

El aceite de esquisto, o kerógeno, es una mezcla de hidrocarburos sólidos y otros compuestos orgánicos que contienen nitrógeno, oxígeno y azufre. Se extrae, por calentamiento, de una roca llamada esquisto bituminoso, con un rendimiento de 15 a 50 galones de petróleo por tonelada de roca.

Exploración y producción es la terminología común que se aplica a la parte de la industria del petróleo que es responsable de explorar y descubrir nuevos yacimientos de petróleo crudo y gas, perforar pozos y sacar los productos a la superficie. Históricamente, el petróleo crudo, que se filtraba de forma natural a la superficie, se recolectaba para usarlo como medicina, revestimientos protectores y combustible para lámparas. La filtración de gas natural se registró como incendios que ardían en la superficie de la tierra. No fue hasta 1859 que se desarrollaron métodos de perforación y obtención de grandes cantidades comerciales de petróleo crudo.

El petróleo crudo y el gas natural se encuentran en todo el mundo, tanto debajo de la tierra como del agua, de la siguiente manera:

• Cuenca Intercontinental del Hemisferio Occidental (Costa del Golfo de EE. UU., México, Venezuela)
• Oriente Medio (Península Arábiga, Golfo Pérsico, Mar Negro y Mar Caspio)
• Indonesia y Mar de China Meridional
• África del Norte y Occidental (Sahara y Nigeria)
• América del Norte (Alaska, Terranova, California y el centro de los Estados Unidos y Canadá)
• Lejano Oriente (Siberia y China)
• Mar del Norte.

Las figuras 1 y 2 muestran la producción mundial de petróleo crudo y gas natural en 1995.

Figura 1. Producción mundial de petróleo crudo para 1995

Figura 2. Producción mundial de líquidos de plantas de gas natural - 1995

Los nombres de los crudos a menudo identifican tanto el tipo de crudo como las áreas donde se descubrieron originalmente. Por ejemplo, el primer crudo comercial, Pennsylvania Crude, lleva el nombre de su lugar de origen en los Estados Unidos. Otros ejemplos son Saudi Light y Venezuelan Heavy. Dos crudos de referencia utilizados para fijar los precios mundiales del crudo son Texas Light Sweet y North Sea Brent.

Clasificación de los crudos

Los petróleos crudos son mezclas complejas que contienen muchos compuestos de hidrocarburos individuales diferentes; difieren en apariencia y composición de un campo petrolero a otro y, a veces, son incluso diferentes de los pozos relativamente cercanos entre sí. Los petróleos crudos varían en consistencia desde sólidos acuosos hasta sólidos similares al alquitrán, y en color desde transparente hasta negro. Un petróleo crudo “promedio” contiene alrededor del 84% de carbono; 14% de hidrógeno; 1 a 3% de azufre; y menos del 1% de nitrógeno, oxígeno, metales y sales. Ver tabla 1 y tabla 2.

Tabla 1. Características y propiedades aproximadas típicas y potencial de gasolina de varios crudos típicos.

* Números promedio representativos.

Tabla 2. Composición del crudo y gas natural

Hidrocarburos

Parafinas: Las moléculas de hidrocarburo (alifático) del tipo de cadena saturada parafínica en el petróleo crudo tienen la fórmula C_nH_{2n + 2}, y pueden ser cadenas lineales (normales) o cadenas ramificadas (isómeros) de átomos de carbono. Las moléculas de parafina de cadena lineal más ligeras se encuentran en gases y ceras de parafina. Las parafinas de cadena ramificada generalmente se encuentran en fracciones más pesadas de petróleo crudo y tienen números de octano más altos que las parafinas normales.

Aromáticos: Los compuestos aromáticos son compuestos de hidrocarburos (cíclicos) de tipo anillo insaturado. Los naftalenos son compuestos aromáticos de doble anillo fusionados. Los compuestos aromáticos más complejos, los polinucleares (tres o más anillos aromáticos fusionados), se encuentran en las fracciones más pesadas del petróleo crudo.

Naftenos: Los naftenos son agrupaciones de hidrocarburos de tipo anillo saturado, con la fórmula
C_nH_2n, dispuestos en forma de anillos cerrados (cíclicos), que se encuentran en todas las fracciones del petróleo crudo excepto en las muy ligeras. Predominan los naftenos de un solo anillo (monocicloparafinas) con 5 y 6 átomos de carbono, y los naftenos de dos anillos (dicicloparafinas) se encuentran en los extremos más pesados ​​de la nafta.

No hidrocarburos

Azufre y compuestos de azufre: El azufre está presente en el gas natural y el petróleo crudo como sulfuro de hidrógeno (H₂S), como compuestos (tioles, mercaptanos, sulfuros, polisulfuros, etc.) o como azufre elemental. Cada gas y crudo tiene diferentes cantidades y tipos de compuestos de azufre, pero por regla general la proporción, estabilidad y complejidad de los compuestos es mayor en las fracciones de crudo más pesadas.

Los compuestos de azufre llamados mercaptanos, que exhiben olores distintivos detectables en concentraciones muy bajas, se encuentran en gas, petróleo crudo y destilados. Los más comunes son los metil y etil mercaptanos. Los mercaptanos a menudo se agregan al gas comercial (GNL y GLP) para proporcionar un olor para la detección de fugas.

El potencial de exposición a niveles tóxicos de H₂S existe cuando se trabaja en la perforación, producción, transporte y procesamiento de crudo y gas natural. La combustión de hidrocarburos de petróleo que contienen azufre produce sustancias indeseables como ácido sulfúrico y dióxido de azufre.

Compuestos de oxígeno: Los compuestos de oxígeno, como fenoles, cetonas y ácidos carboxílicos, se encuentran en el petróleo crudo en cantidades variables.

Compuestos de nitrógeno: El nitrógeno se encuentra en fracciones más ligeras de petróleo crudo como compuestos básicos y, más a menudo, en fracciones más pesadas de petróleo crudo como compuestos no básicos que también pueden incluir metales traza.

Rastrea metales: Trazas, o pequeñas cantidades de metales, incluidos cobre, níquel, hierro, arsénico y vanadio, a menudo se encuentran en pequeñas cantidades en el petróleo crudo.

Sales inorgánicas: Los petróleos crudos a menudo contienen sales inorgánicas, como cloruro de sodio, cloruro de magnesio y cloruro de calcio, suspendidas en el crudo o disueltas en agua arrastrada (salmuera).

Dióxido de carbono: El dióxido de carbono puede resultar de la descomposición de los bicarbonatos presentes o agregados al crudo, o del vapor utilizado en el proceso de destilación.

Ácidos nafténicos: Algunos crudos contienen ácidos nafténicos (orgánicos), que pueden volverse corrosivos a temperaturas superiores a 232 °C cuando el índice de acidez del crudo está por encima de cierto nivel.

Materiales radiactivos que ocurren normalmente: Los materiales radiactivos que ocurren normalmente (NORM, por sus siglas en inglés) a menudo están presentes en el petróleo crudo, en los depósitos de perforación y en el lodo de perforación, y pueden presentar un peligro debido a los bajos niveles de radiactividad.

Se utilizan ensayos de petróleo crudo relativamente simples para clasificar los petróleos crudos como parafínicos, nafténicos, aromáticos o mixtos, en función de la proporción predominante de moléculas de hidrocarburos similares. Los crudos de base mixta tienen cantidades variables de cada tipo de hidrocarburo. Un método de ensayo (Oficina de Minas de EE. UU.) se basa en la destilación y otro método (factor UOP “K”) se basa en la gravedad y los puntos de ebullición. Se realizan ensayos de crudo más completos para determinar el valor del crudo (es decir, su rendimiento y calidad de los productos útiles) y los parámetros de procesamiento. Los petróleos crudos generalmente se agrupan según la estructura de rendimiento, siendo la gasolina de alto octanaje uno de los productos más deseables. Las materias primas de petróleo crudo de refinería generalmente consisten en mezclas de dos o más petróleos crudos diferentes.

Los petróleos crudos también se definen en términos de gravedad API (específica). Por ejemplo, los crudos más pesados ​​tienen gravedades API bajas (y gravedades específicas altas). Un petróleo crudo de gravedad API baja puede tener un punto de inflamación alto o bajo, dependiendo de sus extremos más livianos (componentes más volátiles). Debido a la importancia de la temperatura y la presión en el proceso de refinación, los petróleos crudos se clasifican además según su viscosidad, puntos de fluidez y rangos de ebullición. También se consideran otras características físicas y químicas, como el color y el contenido de residuos de carbono. Los petróleos crudos con alto contenido de carbono, bajo hidrógeno y baja gravedad API suelen ser ricos en compuestos aromáticos; mientras que aquellos con bajo contenido de carbono, alto hidrógeno y alta gravedad API suelen ser ricos en parafinas.

Los petróleos crudos que contienen cantidades apreciables de sulfuro de hidrógeno u otros compuestos reactivos de azufre se denominan "agrios". Los que tienen menos azufre se llaman "dulces". Algunas excepciones a esta regla son los crudos del oeste de Texas (que siempre se consideran "agrios" independientemente de su H₂contenido de S) y crudos árabes con alto contenido de azufre (que no se consideran "agrios" porque sus compuestos de azufre no son altamente reactivos).

Gas Natural Comprimido y Gases de Hidrocarburos Licuados

La composición de los gases de hidrocarburos naturales es similar a la del petróleo crudo, ya que contienen una mezcla de diferentes moléculas de hidrocarburos según su fuente. Se pueden extraer como gas natural (casi libres de líquidos) de los yacimientos de gas; gas asociado al petróleo que se extrae con petróleo de yacimientos de gas y petróleo; y gas de campos de condensado de gas, donde algunos de los componentes líquidos del petróleo se convierten al estado gaseoso cuando la presión es alta (10 a 70 mPa). Cuando la presión disminuye (de 4 a 8 mPa), el condensado que contiene hidrocarburos más pesados ​​se separa del gas por condensación. El gas se extrae de pozos que alcanzan hasta 4 millas (6.4 km) o más de profundidad, con presiones de veta que varían desde 3 mPa hasta 70 mPa. (Ver figura 3.)

Figura 3. Pozo de gas natural en alta mar instalado en 87.5 metros de profundidad en el área de Pitas Point del Canal de Santa Bárbara, en el sur de California

American Petroleum Institute

El gas natural contiene entre un 90 y un 99 % de hidrocarburos, que consisten principalmente en metano (el hidrocarburo más simple) junto con cantidades más pequeñas de etano, propano y butano. El gas natural también contiene trazas de nitrógeno, vapor de agua, dióxido de carbono, sulfuro de hidrógeno y gases inertes ocasionales como el argón o el helio. Gases naturales que contienen más de 50 g/m³ de hidrocarburos con moléculas de tres o más átomos de carbono (C₃ o superior) se clasifican como gases “pobres”.

Dependiendo de cómo se utilice como combustible, el gas natural se comprime o se licua. El gas natural de los campos de gas y gas condensado se procesa en el campo para cumplir con los criterios de transporte específicos antes de comprimirse y alimentarse a los gasoductos. Esta preparación incluye la remoción de agua con secadores (deshidratadores, separadores y calentadores), la remoción de aceite mediante filtros coalescentes y la remoción de sólidos por filtración. El sulfuro de hidrógeno y el dióxido de carbono también se eliminan del gas natural, para que no corroan las tuberías y los equipos de transporte y compresión. El propano, butano y pentano, presentes en el gas natural, también se eliminan antes de la transmisión para que no se condensen y formen líquidos en el sistema. (Ver la sección “Operaciones de producción y procesamiento de gas natural”).

El gas natural se transporta por gasoductos desde los campos de gas hasta las plantas de licuefacción, donde se comprime y se enfría a aproximadamente –162 ºC para producir gas natural licuado (GNL) (ver figura 4). La composición del GNL es diferente a la del gas natural debido a la eliminación de algunas impurezas y componentes durante el proceso de licuefacción. El GNL se utiliza principalmente para aumentar los suministros de gas natural durante los períodos de mayor demanda y para suministrar gas en áreas remotas lejos de los principales gasoductos. Se regasifica añadiendo nitrógeno y aire para que sea comparable al gas natural antes de introducirlo en las líneas de suministro de gas. El GNL también se utiliza como combustible para vehículos de motor como alternativa a la gasolina.

Figura 4. La planta de GNL más grande del mundo en Arzew, Argelia

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Los gases asociados al petróleo y los gases condensados ​​se clasifican como gases “ricos”, porque contienen cantidades significativas de etano, propano, butano y otros hidrocarburos saturados. Los gases condensados ​​y asociados al petróleo se separan y licuan para producir gas licuado de petróleo (GLP) mediante compresión, adsorción, absorción y enfriamiento en plantas de procesamiento de petróleo y gas. Estas plantas de gas también producen gasolina natural y otras fracciones de hidrocarburos.

A diferencia del gas natural, el gas asociado al petróleo y el gas condensado, los gases de procesamiento de petróleo (producidos como subproductos del procesamiento de refinería) contienen cantidades considerables de hidrógeno e hidrocarburos insaturados (etileno, propileno, etc.). La composición de los gases de procesamiento de petróleo depende de cada proceso específico y de los crudos utilizados. Por ejemplo, los gases obtenidos como resultado del craqueo térmico suelen contener cantidades significativas de olefinas, mientras que los obtenidos del craqueo catalítico contienen más isobutanos. Los gases de pirólisis contienen etileno e hidrógeno. La composición de los gases naturales y los gases típicos de procesamiento de petróleo se muestra en la tabla 3.

Tabla 3. Composición típica aproximada de los gases naturales y de procesamiento de petróleo (porcentaje por volumen)

Gas natural combustible, con poder calorífico de 35.7 a 41.9 MJ/m³ (8,500 a 10,000 kcal/m³), se utiliza principalmente como combustible para producir calor en aplicaciones domésticas, agrícolas, comerciales e industriales. El hidrocarburo del gas natural también se utiliza como materia prima para procesos petroquímicos y químicos. Gas de síntesis (CO + H₂) se procesa a partir de metano por oxigenación o conversión de vapor de agua, y se utiliza para producir amoníaco, alcohol y otros productos químicos orgánicos. El gas natural comprimido (GNC) y el gas natural licuado (GNL) se utilizan como combustible para motores de combustión interna. Los gases licuados del petróleo (GLP) del procesamiento de petróleo tienen valores caloríficos superiores de 93.7 MJ/m³ (propano) (22,400 kcal/m³) y 122.9 MJ/m³ (butano) (29,900 kcal/m³⁾ y se utilizan como combustible en los hogares, los negocios y la industria, así como en los vehículos motorizados (NFPA 1991). Los hidrocarburos insaturados (etileno, propileno, etc.) derivados de los gases del procesamiento del petróleo pueden convertirse en gasolina de alto octanaje o utilizarse como materia prima en las industrias petroquímica y de procesamiento químico.

Propiedades de los Gases de Hidrocarburos

Según la Asociación Nacional de Protección contra Incendios de EE. UU., los gases inflamables (combustibles) son aquellos que se queman en las concentraciones de oxígeno normalmente presentes en el aire. La quema de gases inflamables es similar a la de vapores líquidos de hidrocarburos inflamables, ya que se necesita una temperatura de ignición específica para iniciar la reacción de combustión y cada uno arderá solo dentro de un cierto rango definido de mezclas de gas y aire. Los líquidos inflamables tienen un punto de inflamabilidad (la temperatura (siempre por debajo del punto de ebullición) a la que emiten los vapores suficientes para la combustión). No existe un punto de inflamación aparente para los gases inflamables, ya que normalmente se encuentran a temperaturas superiores a sus puntos de ebullición, incluso cuando están licuados, y por lo tanto siempre se encuentran a temperaturas muy por encima de sus puntos de inflamación.

La Asociación Nacional de Protección contra Incendios de EE. UU. (1976) define los gases comprimidos y licuados de la siguiente manera:

• “Los gases comprimidos son aquellos que a todas las temperaturas atmosféricas normales dentro de sus recipientes, existen únicamente en estado gaseoso bajo presión.”
• “Los gases licuados son aquellos que a temperatura ambiente normal dentro de sus recipientes, existen en parte en estado líquido y en parte en estado gaseoso, y están bajo presión mientras quede líquido en el recipiente.”

El principal factor que determina la presión dentro del recipiente es la temperatura del líquido almacenado. Cuando se expone a la atmósfera, el gas licuado se vaporiza muy rápidamente, viajando por el suelo o la superficie del agua a menos que se disperse en el aire por el viento o el movimiento mecánico del aire. A temperaturas atmosféricas normales, aproximadamente un tercio del líquido del recipiente se vaporizará.

Los gases inflamables se clasifican además como gas combustible y gas industrial. Los gases combustibles, incluidos el gas natural y los gases licuados del petróleo (propano y butano), se queman con aire para producir calor en hornos, hornos, calentadores de agua y calderas. Los gases industriales inflamables, como el acetileno, se utilizan en operaciones de procesamiento, soldadura, corte y tratamiento térmico. Las diferencias en las propiedades del gas natural licuado (GNL) y los gases licuados del petróleo (GLP) se muestran en la tabla 3.

Búsqueda de petróleo y gas

La búsqueda de petróleo y gas requiere conocimientos de geografía, geología y geofísica. El petróleo crudo generalmente se encuentra en ciertos tipos de estructuras geológicas, como anticlinales, trampas de fallas y domos de sal, que se encuentran bajo diversos terrenos y en una amplia gama de climas. Después de seleccionar un área de interés, se realizan muchos tipos diferentes de estudios geofísicos y se realizan mediciones para obtener una evaluación precisa de las formaciones del subsuelo, que incluyen:

• Estudios magnetométricos. Los magnetómetros colgados de los aviones miden las variaciones en el campo magnético terrestre para localizar formaciones de rocas sedimentarias que generalmente tienen propiedades magnéticas bajas en comparación con otras rocas.
• Levantamientos fotogramétricos aéreos. Las fotografías tomadas con cámaras especiales en aviones proporcionan vistas tridimensionales de la tierra que se utilizan para determinar formaciones terrestres con posibles depósitos de petróleo y gas.
• Estudios gravimétricos. Debido a que las grandes masas de roca densa aumentan la atracción de la gravedad, los gravímetros se utilizan para brindar información sobre las formaciones subyacentes al medir diferencias diminutas en la gravedad.
• Estudios sísmicos. Los estudios sísmicos brindan información sobre las características generales de la estructura del subsuelo (ver figura 5). Las mediciones se obtienen a partir de ondas de choque generadas por la activación de cargas explosivas en orificios de pequeño diámetro, por el uso de dispositivos vibratorios o de percusión tanto en tierra como en el agua, y por ráfagas submarinas de aire comprimido. El tiempo transcurrido entre el comienzo de la onda de choque y el retorno del eco se utiliza para determinar la profundidad de los sustratos reflectantes. El uso reciente de supercomputadoras para generar imágenes tridimensionales mejora en gran medida la evaluación de los resultados de las pruebas sísmicas.

Figura 5. Arabia Saudita, operaciones sísmicas

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• Estudios radiográficos. La radiografía es el uso de ondas de radio para proporcionar información similar a la obtenida de estudios sísmicos.
• Levantamientos estratigráficos. El muestreo estratigráfico es el análisis de núcleos de estratos rocosos del subsuelo en busca de trazas de gas y petróleo. Una longitud cilíndrica de roca, llamada núcleo, se corta con una barrena hueca y se empuja hacia arriba dentro de un tubo (barril sacatestigos) unido a la barrena. El barril sacatestigos se lleva a la superficie y se extrae el testigo para su análisis.

Cuando los estudios y mediciones indican la presencia de formaciones o estratos que pueden contener petróleo, se perforan pozos exploratorios para determinar si el petróleo o el gas están realmente presentes y, de ser así, si están disponibles y se pueden obtener en cantidades comercialmente viables.

Operaciones en alta mar

Aunque el primer pozo de petróleo en alta mar se perforó a principios del siglo XX frente a la costa de California, el comienzo de la perforación marina moderna fue en 1900, con un descubrimiento en el Golfo de México, a 1938 km (1 milla) de la costa de EE. UU. Después de la Segunda Guerra Mundial, la perforación en alta mar se expandió rápidamente, primero en aguas poco profundas adyacentes a áreas conocidas de producción en tierra, y luego a otras áreas de aguas poco profundas y profundas en todo el mundo, y en climas que varían desde el Ártico hasta el Golfo Pérsico. Al principio, la perforación en alta mar solo era posible en profundidades de agua de unos 1.6 m; sin embargo, las plataformas modernas ahora pueden perforar en aguas de más de 91 km de profundidad. Las actividades petroleras en alta mar incluyen exploración, perforación, producción, procesamiento, construcción submarina, mantenimiento y reparación, y el transporte de petróleo y gas a la costa por barco o oleoducto.

Plataformas marinas

Las plataformas de perforación soportan plataformas de perforación, suministros y equipos para operaciones en alta mar o en aguas interiores, y van desde barcazas y barcos flotantes o sumergibles, hasta plataformas fijas en el lugar sobre patas de acero utilizadas en aguas poco profundas, hasta grandes, flotantes, de concreto reforzado, gravedad -tipo plataformas utilizadas en aguas profundas. Una vez finalizada la perforación, se utilizan plataformas marinas para apoyar el equipo de producción. Las plataformas de producción más grandes tienen alojamiento para más de 250 tripulantes y otro personal de apoyo, helipuertos, plantas de procesamiento y capacidad de almacenamiento de condensado de gas y petróleo crudo (consulte la figura 6).

Figura 6. Embarcaciones de perforación; buque perforador Ben Ocean Laneer

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Por lo general, con la perforación con plataforma flotante en aguas profundas, el equipo de boca de pozo se baja hasta el fondo del océano y se sella al revestimiento del pozo. El uso de tecnología de fibra óptica permite que una gran plataforma central controle y opere de forma remota plataformas satelitales más pequeñas y plantillas submarinas. Las instalaciones de producción en la gran plataforma procesan el petróleo crudo, el gas y el condensado de las instalaciones satélite antes de enviarlo a tierra.

El tipo de plataforma utilizada en la perforación submarina suele estar determinado por el tipo de pozo a perforar (exploratorio o de producción) y por la profundidad del agua (ver tabla 4).

Tabla 4. Tipos de plataforma para perforación submarina

tipos de pozos

Pozos exploratorios.

Tras el análisis de datos geológicos y estudios geofísicos, se perforan pozos exploratorios, ya sea en tierra o mar adentro. Los pozos exploratorios que se perforan en áreas donde no se ha encontrado previamente ni petróleo ni gas se denominan "wildcats". Los pozos que encuentran petróleo o gas se denominan "pozos de descubrimiento". Otros pozos exploratorios, conocidos como pozos de “paso hacia afuera” o de “evaluación”, se perforan para determinar los límites de un campo luego del descubrimiento, o para buscar nuevas formaciones que contengan petróleo y gas al lado o debajo de las ya conocidas. contener producto. Un pozo que no encuentra petróleo o gas, o encuentra muy poco para producir económicamente, se denomina “pozo seco”.

Pozos de desarrollo.

Después de un descubrimiento, el área del yacimiento se determina aproximadamente con una serie de pozos de evaluación o de avance. Luego se perforan pozos de desarrollo para producir gas y petróleo. El número de pozos de desarrollo a perforar está determinado por la definición esperada del nuevo campo, tanto en tamaño como en productividad. Debido a la incertidumbre en cuanto a la forma o el confinamiento de los yacimientos, algunos pozos de desarrollo pueden resultar pozos secos. Ocasionalmente, la perforación y la producción ocurren simultáneamente.

Pozos de geopresión/geotermia.

Los pozos de geopresión/geotermia son aquellos que producen agua a muy alta presión (7,000 psi) y alta temperatura (149 ºC) que puede contener hidrocarburos. El agua se convierte en una nube de vapor caliente y vapores que se expande rápidamente al liberarse a la atmósfera debido a una fuga o ruptura.

Pozos separadores.

Los pozos de extracción son aquellos que producen menos de diez barriles de petróleo por día de un yacimiento.

Múltiples pozos de terminación.

Cuando se descubren múltiples formaciones productoras al perforar un solo pozo, se puede colocar una sarta de tubería separada en un solo pozo para cada formación individual. El petróleo y el gas de cada formación se dirigen a sus respectivas tuberías y se aíslan entre sí mediante empacadores, que sellan los espacios anulares entre la sarta de tuberías y el revestimiento. Estos pozos se conocen como pozos de terminación múltiple.

Pozos de inyección.

Los pozos de inyección bombean aire, agua, gas o productos químicos a los depósitos de los campos productores, ya sea para mantener la presión o mover el petróleo hacia los pozos productores mediante la fuerza hidráulica o el aumento de la presión.

Pozos de servicio.

Los pozos de servicio incluyen aquellos que se utilizan para operaciones de pesca y cableado, colocación o remoción de empacadores/tapones y reelaboración. También se perforan pozos de servicio para la disposición subterránea de agua salada, que se separa del crudo y el gas.

Métodos de perforación

Equipos de perforación.

Las plataformas de perforación básicas contienen una torre de perforación (torre), una tubería de perforación, un cabrestante grande para bajar y levantar la tubería de perforación, una mesa de perforación que hace girar la tubería y la broca de perforación, un mezclador de lodo y una bomba y un motor para impulsar la mesa y cabrestante (ver figura 7). Los equipos de perforación pequeños utilizados para perforar pozos exploratorios o sísmicos pueden montarse en camiones para trasladarlos de un sitio a otro. Las plataformas de perforación más grandes se montan en el sitio o tienen torres de perforación portátiles con bisagras (cuchillo) para un fácil manejo y montaje.

Figura 7. Plataforma de perforación en la isla Elf Ringnes en el Ártico canadiense

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Percusión o perforación con cable.

La técnica de perforación más antigua es la percusión o la perforación con cable. Este método lento y de profundidad limitada, que rara vez se usa, consiste en triturar rocas levantando y soltando una broca de cincel pesada y un vástago en el extremo de un cable. A intervalos, se retira la barrena y los recortes se suspenden en agua y se eliminan por lavado o bombeo a la superficie. A medida que el agujero se hace más profundo, se recubre con una carcasa de acero para evitar derrumbes y proteger contra la contaminación de las aguas subterráneas. Se requiere un trabajo considerable para perforar incluso un pozo poco profundo, y al encontrar petróleo o gas, no hay forma de controlar el flujo inmediato de producto a la superficie.

Perforación rotatoria.

La perforación rotatoria es el método más común y se utiliza para perforar pozos tanto de exploración como de producción a profundidades de más de 5 millas (7,000 m). Los taladros livianos, montados en camiones, se utilizan para perforar pozos sísmicos de baja profundidad en tierra. Las perforadoras flotantes y móviles giratorias medianas y pesadas se utilizan para perforar pozos de exploración y producción. El equipo de perforación rotatoria está montado en una plataforma de perforación con una torre de perforación de 30 a 40 m de altura e incluye una mesa rotatoria, un motor, un mezclador de lodo y una bomba inyectora, un polipasto o cabrestante de tambor de línea de cable y muchas secciones de tubería, cada uno de aproximadamente 27 m de largo. La mesa giratoria gira un kelly cuadrado conectado a la tubería de perforación. El Kelly cuadrado tiene una rótula para lodo en la parte superior que está conectada a los dispositivos de prevención de reventones. La tubería de perforación gira a una velocidad de 40 a 250 rpm, haciendo girar un taladro que tiene brocas de arrastre con bordes cortantes fijos similares a cinceles o un taladro cuya broca tiene cortadores rodantes con dientes endurecidos.

Perforación por percusión rotatoria.

La perforación de percusión rotatoria es un método combinado en el que un taladro rotatorio utiliza un fluido hidráulico circulante para operar un mecanismo similar a un martillo, creando así una serie de golpes de percusión rápidos que permiten que el taladro perfore y golpee simultáneamente la tierra.

Electro y turbo perforación.

La mayoría de las mesas giratorias, cabrestantes y bombas de perforadoras pesadas suelen ser accionadas por motores eléctricos o turbinas, lo que permite una mayor flexibilidad en las operaciones y la perforación a control remoto. El taladro eléctrico y el taladro turbo son métodos más nuevos que proporcionan más potencia directa a la broca al conectar el motor de perforación justo encima de la broca en el fondo del pozo.

Perforación direccional.

La perforación direccional es una técnica de perforación rotatoria que dirige la sarta de perforación a lo largo de una trayectoria curva a medida que se profundiza el pozo. La perforación direccional se utiliza para llegar a depósitos que son inaccesibles mediante perforación vertical. También reduce los costos, ya que se pueden perforar varios pozos en diferentes direcciones desde una sola plataforma. La perforación de alcance extendido permite aprovechar los depósitos submarinos desde la costa. Muchas de estas técnicas son posibles mediante el uso de computadoras para dirigir máquinas de perforación automáticas y tuberías flexibles (coiled tubing), que se elevan y descienden sin conectar y desconectar secciones.

Otros métodos de perforación.

La perforación abrasiva usa un material abrasivo bajo presión (en lugar de usar un vástago de perforación y una broca) para cortar los sustratos. Otros métodos de perforación incluyen la perforación con explosivos y la perforación con llama.

Abandono.

Cuando los yacimientos de petróleo y gas ya no son productivos, los pozos generalmente se tapan con cemento para evitar el flujo o las fugas a la superficie y para proteger los estratos subterráneos y el agua. Se retira el equipo y se limpian los sitios de los pozos abandonados y se devuelven a sus condiciones normales.

Operaciones de perforación

Técnicas de perforación

La plataforma de perforación proporciona una base para que los trabajadores acoplen y desacoplen las secciones de tubería de perforación que se utilizan para aumentar la profundidad de perforación. A medida que se profundiza el pozo, se agregan tramos adicionales de tubería y la sarta de perforación se suspende de la torre de perforación. Cuando es necesario cambiar una broca de perforación, toda la sarta de tubería de perforación se extrae del pozo y cada sección se separa y se apila verticalmente dentro de la torre de perforación. Una vez que la nueva broca se coloca en su lugar, el proceso se invierte y la tubería se devuelve al pozo para continuar con la perforación.

Es necesario tener cuidado para asegurar que la tubería de la sarta de perforación no se separe y caiga dentro del pozo, ya que puede ser difícil y costoso pescar e incluso puede ocasionar la pérdida del pozo. Otro problema potencial es si las herramientas de perforación se atascan en el orificio cuando se detiene la perforación. Por esta razón, una vez que comienza la perforación, generalmente continúa hasta que se completa el pozo.

Lodo de perforación

El lodo de perforación es un fluido compuesto de agua o aceite y arcilla con aditivos químicos (p. ej., formaldehído, cal, hidrazida de sodio, barita). A menudo se agrega sosa cáustica para controlar el pH (acidez) del lodo de perforación y para neutralizar aditivos de lodo y fluidos de terminación potencialmente peligrosos. El lodo de perforación se bombea al pozo bajo presión desde el tanque de mezcla en la plataforma de perforación, por el interior de la tubería de perforación hasta la barrena. Luego sube entre el exterior de la tubería de perforación y los lados del pozo, regresando a la superficie, donde es filtrado y recirculado.

El lodo de perforación se utiliza para enfriar y lubricar la broca de perforación, lubricar la tubería y eliminar los recortes de roca del pozo de perforación. El lodo de perforación también se usa para controlar el flujo del pozo al revestir los lados del pozo y resistir la presión de cualquier gas, petróleo o agua que encuentre la broca. Se pueden aplicar chorros de lodo bajo presión en el fondo del pozo para ayudar en la perforación.

Casing y cementación

La carcasa es un tubo de acero pesado especial que recubre el orificio del pozo. Se utiliza para evitar el derrumbe de las paredes del pozo de perforación y proteger los estratos de agua dulce al evitar fugas del flujo de lodo de retorno durante las operaciones de perforación. La carcasa también sella arenas impregnadas de agua y zonas de gas a alta presión. La tubería de revestimiento se usa inicialmente cerca de la superficie y se cementa en su lugar para guiar la tubería de perforación. Se bombea una lechada de cemento por la tubería de perforación y se fuerza hacia arriba a través del espacio entre el revestimiento y las paredes del pozo. Una vez que fragua el cemento y se coloca el revestimiento, se continúa con la perforación con una broca de menor diámetro.

Después de colocar el revestimiento de superficie en el pozo, se fijan dispositivos de prevención de reventones (válvulas grandes, bolsas o arietes) a la parte superior del revestimiento, en lo que se denomina una pila. Después del descubrimiento de petróleo o gas, se coloca un revestimiento en el fondo del pozo para mantener la suciedad, las rocas, el agua salada y otros contaminantes fuera del orificio del pozo y para proporcionar un conducto para las líneas de extracción de petróleo crudo y gas.

Operaciones de finalización, recuperación mejorada y reacondicionamiento

Cierre

La terminación describe el proceso de poner en producción un pozo después de que el pozo ha sido perforado a la profundidad donde se espera encontrar petróleo o gas. La finalización implica una serie de operaciones, incluida la penetración de la tubería de revestimiento y la limpieza del agua y los sedimentos de la tubería para que el flujo no se vea obstaculizado. Se utilizan brocas sacanúcleos especiales para perforar y extraer núcleos de hasta 50 m de largo para su análisis durante la operación de perforación para determinar cuándo se debe realizar la penetración. Primero se retiran la tubería de perforación y la broca y se cementa la sarta final de revestimiento en su lugar. Una pistola de disparos, que es un tubo de metal que contiene casquillos que sostienen balas o cargas explosivas moldeadas, se baja al pozo. Las cargas se descargan por impulso eléctrico a través de la carcasa hacia el depósito para crear aberturas para que el petróleo y el gas fluyan hacia el pozo y hacia la superficie.

El flujo de crudo y gas natural está controlado por una serie de válvulas, llamadas “árboles de Navidad”, que se colocan en la parte superior de la cabeza del pozo. Se instalan monitores y controles para operar automática o manualmente las válvulas de seguridad de superficie y subterráneas, en caso de un cambio de presión, incendio u otra condición peligrosa. Una vez que se produce el petróleo y el gas, se separan y se eliminan el agua y los sedimentos del petróleo crudo.

Producción y conservación de petróleo crudo y gas

La producción de petróleo es básicamente una cuestión de desplazamiento por agua o gas. En el momento de la perforación inicial, casi todo el petróleo crudo está bajo presión. Esta presión natural disminuye a medida que se extrae petróleo y gas del yacimiento, durante las tres fases de la vida del yacimiento.

• Durante la primera fase, producción de descarga, el flujo se rige por la presión natural en el yacimiento que proviene del gas disuelto en el petróleo, el gas atrapado bajo presión por encima del petróleo y la presión hidráulica del agua atrapada debajo del petróleo.
• El levantamiento artificial, la segunda fase, consiste en bombear gas presurizado al yacimiento cuando se agota la presión natural.
• La fase tres, stripper o producción marginal, ocurre cuando los pozos solo producen intermitentemente.

Originalmente había poca comprensión de las fuerzas que afectaban la producción de petróleo y gas. El estudio del comportamiento de los yacimientos de petróleo y gas comenzó a principios del siglo XX, cuando se descubrió que bombear agua a un yacimiento aumentaba la producción. En ese momento, la industria estaba recuperando entre el 20 y el 10 % de la capacidad del yacimiento, en comparación con tasas de recuperación recientes de más del 20 % antes de que los pozos se vuelvan improductivos. El concepto de control es que una tasa de producción más rápida disipa más rápidamente la presión en el yacimiento, reduciendo así la cantidad total de petróleo que eventualmente se puede recuperar. Dos medidas utilizadas para conservar los yacimientos de petróleo son la unificación y el espaciamiento de pozos.

• Unitarización es la operación de un campo como una unidad para aplicar métodos de recuperación secundaria y mantener la presión, incluso a través de la participación de varios operadores diferentes. La producción total se distribuye equitativamente entre los operadores.
• Espaciado de pozos es la limitación y ubicación adecuada de los pozos para lograr la máxima producción sin disipar un campo debido a la sobreperforación.

Métodos de Recuperación de Producto Adicional

La productividad de los yacimientos de petróleo y gas se mejora mediante una variedad de métodos de recuperación. Un método es abrir pasajes en los estratos química o físicamente para permitir que el petróleo y el gas se muevan más libremente a través de los yacimientos hacia el pozo. El agua y el gas se inyectan en los yacimientos para mantener la presión de trabajo por desplazamiento natural. Los métodos de recuperación secundaria, incluido el desplazamiento por presión, el levantamiento artificial y la inundación, mejoran y restauran la presión del yacimiento. La recuperación mejorada es el uso de varios métodos de recuperación secundaria en múltiples y diferentes combinaciones. La recuperación mejorada también incluye métodos más avanzados para obtener productos adicionales de yacimientos agotados, como la recuperación térmica, que utiliza calor en lugar de agua o gas para expulsar más petróleo crudo de los yacimientos.

Acidificante

La acidificación es un método para aumentar la producción de un pozo bombeando ácido directamente a un yacimiento productor para abrir canales de flujo a través de la reacción de químicos y minerales. El ácido clorhídrico (o regular) se utilizó por primera vez para disolver formaciones de piedra caliza. Todavía se usa más comúnmente; sin embargo, ahora se agregan varios productos químicos al ácido clorhídrico para controlar su reacción y evitar la corrosión y la formación de emulsiones.

También se utilizan ácido fluorhídrico, ácido fórmico y ácido acético, junto con ácido clorhídrico, según el tipo de roca o minerales del yacimiento. El ácido fluorhídrico siempre se combina con uno de los otros tres ácidos y originalmente se usaba para disolver arenisca. A menudo se le llama "ácido de lodo", ya que ahora se usa para limpiar perforaciones que se han tapado con lodo de perforación y para restaurar la permeabilidad dañada cerca del orificio del pozo. Los ácidos fórmico y acético se utilizan en yacimientos profundos de caliza y dolomita ultracalientes y como ácidos de descomposición antes de la perforación. El ácido acético también se agrega a los pozos como agente amortiguador neutralizador para controlar el pH de los fluidos de estimulación de pozos. Casi todos los ácidos tienen aditivos, como inhibidores para evitar la reacción con las carcasas metálicas y tensioactivos para evitar la formación de lodos y emulsiones.

Fractura

Fractura describe el método utilizado para aumentar el flujo de petróleo o gas a través de un yacimiento y hacia los pozos por fuerza o presión. La producción puede disminuir debido a que la formación del yacimiento no es lo suficientemente permeable para permitir que el petróleo fluya libremente hacia el pozo. Las fuerzas de fractura abren canales subterráneos al bombear un fluido tratado con agentes de refuerzo especiales (que incluyen arena, metal, gránulos químicos y conchas) dentro del yacimiento a alta presión para abrir fisuras. Se puede agregar nitrógeno al líquido para estimular la expansión. Cuando se libera la presión, el fluido se retira y los agentes de sostén permanecen en su lugar, manteniendo abiertas las fisuras para que el petróleo pueda fluir más libremente.

Fractura masiva (fractura masiva) consiste en bombear grandes cantidades de fluido a los pozos para crear hidráulicamente fisuras de miles de pies de largo. La fracturación masiva generalmente se usa para abrir pozos de gas donde las formaciones del yacimiento son tan densas que ni siquiera el gas puede pasar a través de ellas.

Mantenimiento de la presión

Dos técnicas comunes de mantenimiento de la presión son la inyección de agua y gas (aire, nitrógeno, dióxido de carbono y gas natural) en depósitos donde las presiones naturales son reducidas o insuficientes para la producción. Ambos métodos requieren perforar pozos de inyección auxiliares en ubicaciones designadas para lograr los mejores resultados. La inyección de agua o gas para mantener la presión de trabajo del pozo se denomina desplazamiento natural. El uso de gas presurizado para aumentar la presión en el yacimiento se denomina ascensor artificial (gas).

Inundación

El método de recuperación mejorada secundaria más comúnmente utilizado es bombear agua a un yacimiento de petróleo para empujar el producto hacia los pozos productores. En inundaciones de agua de cinco puntos, se perforan cuatro pozos de inyección para formar un cuadrado con el pozo productor en el centro. La inyección se controla para mantener un avance parejo del frente de agua a través del yacimiento hacia el pozo productor. Parte del agua utilizada es agua salada, obtenida del crudo. En inundaciones de agua de baja tensión, se agrega un surfactante al agua para ayudar al flujo de petróleo a través del yacimiento al reducir su adhesión a la roca.

inundación miscible

La inyección de fluidos miscibles y de polímeros miscibles son métodos de recuperación mejorados que se utilizan para mejorar la inyección de agua mediante la reducción de la tensión superficial del petróleo crudo. Un fluido miscible (uno que se puede disolver en el crudo) se inyecta en un yacimiento. A esto le sigue una inyección de otro fluido que empuja la mezcla de fluido crudo y miscible hacia el pozo productor. Inundación de polímero miscible implica el uso de un detergente para lavar el crudo de los estratos. Se inyecta un gel o agua espesa detrás del detergente para mover el crudo hacia el pozo productor.

inundaciones de fuego

Inundación por incendio, o in situ La combustión (in situ) es un método costoso de recuperación térmica en el que se inyectan grandes cantidades de aire o gas que contiene oxígeno en el depósito y se enciende una parte del petróleo crudo. El calor del fuego reduce la viscosidad del crudo pesado para que fluya más fácilmente. Los gases calientes, producidos por el fuego, aumentan la presión en el yacimiento y crean un frente de combustión angosto que empuja el crudo más delgado desde el pozo de inyección hasta el pozo productor. El crudo más pesado permanece en su lugar, proporcionando combustible adicional a medida que el frente de llama avanza lentamente. El proceso de combustión se supervisa y controla de cerca mediante la regulación del aire o gas inyectado.

inyección de vapor

La inyección de vapor, o inundación con vapor, es un método de recuperación térmica que calienta el petróleo crudo pesado y reduce su viscosidad mediante la inyección de vapor súper caliente en el estrato más bajo de un yacimiento relativamente poco profundo. El vapor se inyecta durante un período de 10 a 14 días, y el pozo se cierra durante una semana aproximadamente para permitir que el vapor caliente completamente el yacimiento. Al mismo tiempo, el aumento de calor expande los gases del yacimiento, lo que aumenta la presión en el yacimiento. Luego se vuelve a abrir el pozo y el crudo calentado y menos viscoso fluye hacia el pozo. Un método más nuevo inyecta vapor a baja temperatura a una presión más baja en secciones más grandes de dos, tres o más zonas simultáneamente, desarrollando un "cofre de vapor" que exprime el aceite en cada una de las zonas. Esto proporciona un mayor flujo de aceite a la superficie, mientras usa menos vapor.

Operaciones de producción y procesamiento de gas natural

Hay dos tipos de pozos que producen gas natural. Los pozos de gas húmedo producen gas que contiene líquidos disueltos y los pozos de gas seco producen gas que no se puede licuar fácilmente.

Una vez que se retira el gas natural de los pozos productores, se envía a las plantas de gas para su procesamiento. El procesamiento de gas requiere un conocimiento de cómo la temperatura y la presión interactúan y afectan las propiedades tanto de los fluidos como de los gases. Casi todas las plantas de procesamiento de gas manejan gases que son mezclas de varias moléculas de hidrocarburos. El propósito del procesamiento de gas es separar estos gases en componentes de composición similar mediante varios procesos, como absorción, fraccionamiento y ciclado, para que puedan ser transportados y utilizados por los consumidores.

Procesos de absorción

La absorción implica tres pasos de procesamiento: recuperación, eliminación y separación.

La recuperación.

Elimina gases residuales indeseables y algo de metano por absorción del gas natural. La absorción tiene lugar en un recipiente de contracorriente, donde el gas del pozo ingresa al fondo del recipiente y fluye hacia arriba a través del aceite de absorción, que fluye hacia abajo. El aceite de absorción es "pobre" cuando entra por la parte superior del recipiente y "rico" cuando sale por el fondo, ya que ha absorbido los hidrocarburos deseables del gas. El gas que sale por la parte superior de la unidad se denomina “gas residual”.

La absorción también se puede lograr por refrigeración. El gas residual se utiliza para preenfriar el gas de entrada, que luego pasa a través de una unidad enfriadora de gas a temperaturas de 0 a –40 ºC. El aceite pobre del absorbedor se bombea a través de un enfriador de aceite antes de ponerse en contacto con el gas frío en la unidad del absorbedor. La mayoría de las plantas utilizan propano como refrigerante en las unidades de refrigeración. El glicol se inyecta directamente en la corriente de gas de entrada para mezclarlo con el agua del gas a fin de evitar la congelación y la formación de hidratos. La mezcla de glicol y agua se separa del vapor de hidrocarburo y del líquido en el separador de glicol y luego se reconcentra evaporando el agua en una unidad regeneradora.

Eliminación.

El siguiente paso en el proceso de absorción es la eliminación o desmetanización. El metano restante se elimina del aceite rico en plantas de recuperación de etano. Este suele ser un proceso de dos fases, que primero rechaza al menos la mitad del metano del aceite rico al reducir la presión y aumentar la temperatura. El aceite rico restante generalmente contiene suficiente etano y propano para que sea deseable la reabsorción. Si no se vende, el gas de cabeza se usa como combustible de la planta o como presaturador, o se recicla al gas de entrada en el absorbedor principal.

Separación.

El paso final en el proceso de absorción, la destilación, utiliza vapores como medio para extraer los hidrocarburos deseables del rico aceite de absorción. Los alambiques húmedos utilizan vapores de vapor como medio de extracción. En los alambiques secos, los vapores de hidrocarburos, obtenidos de la vaporización parcial del aceite caliente bombeado a través del calderín del alambique, se utilizan como medio de extracción. El alambique controla el punto de ebullición final y el peso molecular del aceite magro, y el punto de ebullición de la mezcla final de productos de hidrocarburos.

Otros procesos

Fraccionamiento.

Es la separación de la mezcla deseable de hidrocarburos de las plantas de absorción, en productos específicos, individuales y relativamente puros. El fraccionamiento es posible cuando los dos líquidos, llamados producto superior y producto inferior, tienen diferentes puntos de ebullición. El proceso de fraccionamiento consta de tres partes: una torre para separar los productos, un rehervidor para calentar la entrada y un condensador para eliminar el calor. La torre tiene una gran cantidad de bandejas, por lo que se produce mucho contacto entre vapor y líquido. La temperatura del rehervidor determina la composición del producto de fondo.

Recuperación de azufre.

El sulfuro de hidrógeno debe eliminarse del gas antes de enviarlo para la venta. Esto se logra en las plantas de recuperación de azufre.

Ciclo de gases.

El ciclo del gas no es un medio de mantenimiento de la presión ni un método secundario de recuperación, sino un método de recuperación mejorado que se utiliza para aumentar la producción de líquidos de gas natural de los yacimientos de "gas húmedo". Una vez que se eliminan los líquidos del "gas húmedo" en las plantas de ciclo, el "gas seco" restante se devuelve al yacimiento a través de pozos de inyección. A medida que el “gas seco” recircula a través del depósito, absorbe más líquidos. Los ciclos de producción, procesamiento y recirculación se repiten hasta que todos los líquidos recuperables hayan sido removidos del yacimiento y solo quede “gas seco”.

Desarrollo de Sitios para Producción de Campos de Petróleo y Gas

Se requiere un extenso desarrollo del sitio para poner en producción un nuevo campo de petróleo o gas. El acceso al sitio puede estar limitado o restringido por las condiciones climáticas y geográficas. Los requisitos incluyen transporte; construcción; mantenimiento, alojamiento e instalaciones administrativas; equipos de separación de petróleo, gas y agua; transporte de crudo y gas natural; instalaciones de eliminación de agua y desechos; y otros muchos servicios, instalaciones y tipos de equipamiento. La mayoría de estos no están fácilmente disponibles en el sitio y deben ser proporcionados por la empresa de perforación o de producción o por contratistas externos.

Actividades del contratista

Las empresas de exploración y producción de petróleo y gas suelen utilizar contratistas para proporcionar algunos o todos los siguientes servicios de apoyo necesarios para perforar y desarrollar campos de producción:

• Preparación del sitio: limpieza de maleza, construcción de carreteras, rampas y pasarelas, puentes, áreas de aterrizaje de aeronaves, puerto marítimo, muelles, muelles y aterrizajes
• Montaje e instalación: equipos de perforación, energía y servicios públicos, tanques y tuberías, viviendas, edificios de mantenimiento, garajes, hangares, edificios de servicio y administración
• Trabajos submarinos - instalación, inspección, reparación y mantenimiento de estructuras y equipos submarinos
• Mantenimiento y reparación - mantenimiento preventivo de equipos de perforación y producción, vehículos y embarcaciones, maquinaria y edificios
• Servicios por contrato - servicio de comidas; limpieza interna; protección y seguridad de instalaciones y perímetros; actividad de conserjería, recreación y apoyo; almacenamiento y distribución de equipos de protección, repuestos y suministros desechables
• Ingeniería y técnica - ensayos y análisis, servicios informáticos, inspecciones, laboratorios, análisis no destructivos, almacenamiento y manipulación de explosivos, protección contra incendios, permisos, medioambiente, médico y sanitario, higiene y seguridad industrial y respuesta a derrames
• Servicios exteriores - teléfono, radio y televisión, alcantarillado y basura
• Equipos de transporte y manipulación de materiales: aeronaves y helicópteros, servicios marítimos, equipos de construcción y manipulación de materiales de servicio pesado

Departamento de Servicios Públicos

Ya sea que las operaciones de exploración, perforación y producción se lleven a cabo en tierra o en alta mar, se requieren servicios de energía, electricidad ligera y otros servicios de apoyo, que incluyen:

• Generación de energía - gas, electricidad y vapor
• Agua: suministro, purificación y tratamiento de agua dulce y agua de proceso
• Alcantarillado y drenaje: aguas pluviales, tratamiento sanitario y tratamiento y eliminación de aguas residuales (aceitosas)
• Comunicaciones: teléfono, radio y televisión, computadora y comunicación satelital.
• Servicios públicos: luz, calefacción, ventilación y refrigeración.

Condiciones de Trabajo, Salud y Seguridad

El trabajo en plataformas de perforación generalmente involucra una tripulación mínima de 6 personas (principal y secundaria perforadores, tres auxiliares de perforación o ayudantes (roughnecks) Y un serviola persona) reportando a un supervisor de obra o capataz (herramienta de empuje) quién es responsable de la progresión de la perforación. Los perforadores primarios y secundarios tienen la responsabilidad general de las operaciones de perforación y la supervisión del equipo de perforación durante sus respectivos turnos. Los perforadores deben estar familiarizados con las capacidades y limitaciones de sus cuadrillas, ya que el trabajo puede progresar tan rápido como el miembro de la cuadrilla más lento.

Los asistentes de perforación están estacionados en la plataforma para operar equipos, leer instrumentos y realizar trabajos de mantenimiento y reparación de rutina. Se requiere que la persona del cabrestante trepe cerca de la parte superior de la torre de perforación cuando la tubería de perforación se introduce o extrae del pozo y ayuda a mover las secciones de tubería dentro y fuera de la pila. Durante la perforación, la persona del cabestrante también opera la bomba de lodo y brinda asistencia general a la cuadrilla de perforación.

Las personas que ensamblan, colocan, descargan y recuperan pistolas de disparos deben estar capacitadas, familiarizadas con los peligros de los explosivos y calificadas para manejar explosivos, cordón de cebado y detonadores. Otro personal que trabaja en los campos petroleros y sus alrededores incluye geólogos, ingenieros, mecánicos, conductores, personal de mantenimiento, electricistas, operadores de tuberías y trabajadores.

Los pozos se perforan las 8 horas del día, en turnos de 12 o XNUMX horas, y los trabajadores requieren una experiencia, habilidad y resistencia considerables para cumplir con las rigurosas demandas físicas y mentales del trabajo. La extensión excesiva de una tripulación puede provocar un accidente o lesiones graves. La perforación requiere un estrecho trabajo en equipo y coordinación para realizar las tareas de manera segura y oportuna. Debido a estos y otros requisitos, se debe tener en cuenta la moral, la salud y la seguridad de los trabajadores. Son esenciales períodos adecuados de descanso y relajación, alimentos nutritivos e higiene y alojamiento apropiados, incluidos aire acondicionado en climas cálidos y húmedos y calefacción en áreas de clima frío.

Los principales riesgos laborales asociados con las operaciones de exploración y producción incluyen enfermedades por exposición a elementos geográficos y climáticos, estrés por viajar largas distancias sobre el agua o terrenos difíciles y lesiones personales. Los problemas psicológicos pueden resultar del aislamiento físico de los sitios de exploración y su lejanía de los campamentos base y los períodos de trabajo prolongados requeridos en las plataformas de perforación en alta mar y en sitios remotos en tierra. Muchos otros peligros particulares de las operaciones en alta mar, como el buceo submarino, están cubiertos en otra parte de este Enciclopedia.

El trabajo en alta mar es peligroso en todo momento, tanto dentro como fuera del trabajo. Algunos trabajadores no pueden manejar el estrés de trabajar en alta mar a un ritmo exigente, durante largos períodos de tiempo, en un confinamiento relativo y sujetos a condiciones ambientales en constante cambio. Los signos de estrés en los trabajadores incluyen irritabilidad inusual, otros signos de angustia mental, consumo excesivo de alcohol o tabaco y uso de drogas. Los trabajadores de las plataformas han informado de problemas de insomnio, que pueden verse agravados por los altos niveles de vibración y ruido. La confraternización entre los trabajadores y las frecuentes licencias en tierra pueden reducir el estrés. El mareo y el ahogamiento, así como la exposición a condiciones climáticas severas, son otros peligros en el trabajo en alta mar.

Enfermedades como las enfermedades del tracto respiratorio resultan de la exposición a climas severos, infecciones o enfermedades parasitarias en áreas donde éstas son endémicas. Aunque muchas de estas enfermedades aún requieren estudio epidemiológico en trabajadores de perforación, se sabe que los trabajadores petroleros han experimentado periartritis del hombro y del omóplato, epicondilitis humeral, artrosis de la columna cervical y polineuritis de los miembros superiores. El potencial de enfermedades como resultado de la exposición al ruido y la vibración también está presente en las operaciones de perforación. La gravedad y frecuencia de estas enfermedades relacionadas con la perforación parece ser proporcional a la duración del servicio y la exposición a condiciones de trabajo adversas (Duck 1983; Ghosh 1983; Montillier 1983).

Las lesiones mientras se trabaja en actividades de perforación y producción pueden deberse a muchas causas, incluidos resbalones y caídas, manipulación de tuberías, elevación de tuberías y equipos, mal uso de herramientas y manipulación incorrecta de explosivos. Las quemaduras pueden ser causadas por vapor, fuego, ácido o lodo que contenga productos químicos como el hidróxido de sodio. La exposición al petróleo crudo y los productos químicos pueden causar dermatitis y lesiones en la piel.

Existe la posibilidad de exposición aguda y crónica a una amplia variedad de materiales y productos químicos nocivos para la salud que están presentes en la extracción y producción de petróleo y gas. Algunos productos químicos y materiales que pueden estar presentes en cantidades potencialmente peligrosas se enumeran en la tabla 2 e incluyen:

• Petróleo crudo, gas natural y gas de sulfuro de hidrógeno durante la perforación y las explosiones
• Metales pesados, benceno y otros contaminantes presentes en el crudo
• Amianto, formaldehído, ácido clorhídrico y otros productos químicos y materiales peligrosos
• Materiales radiactivos normales (NORM) y equipos con fuentes radiactivas.

Safety

La perforación y la producción se llevan a cabo en todo tipo de climas y bajo diferentes condiciones climáticas, desde selvas tropicales y desiertos hasta el Ártico helado, y desde tierra firme hasta el Mar del Norte. Las cuadrillas de perforación tienen que trabajar en condiciones difíciles, sujetas a ruido, vibraciones, inclemencias del tiempo, peligros físicos y fallas mecánicas. La plataforma, la mesa giratoria y el equipo suelen ser resbaladizos y vibran debido al motor y la operación de perforación, lo que requiere que los trabajadores realicen movimientos deliberados y cuidadosos. Existe el peligro de resbalones y caídas desde las alturas al subir a la plataforma y la torre de perforación, y existe el riesgo de exposición al petróleo crudo, gas, lodo y gases de escape del motor. La operación de desconectar rápidamente y luego volver a conectar la tubería de perforación requiere capacitación, habilidad y precisión por parte de los trabajadores para que se realice de manera segura una y otra vez.

Las cuadrillas de construcción, perforación y producción que trabajan en alta mar tienen que lidiar con los mismos peligros que las cuadrillas que trabajan en tierra, y con los peligros adicionales específicos del trabajo en alta mar. Estos incluyen la posibilidad de colapso de la plataforma en el mar y disposiciones para procedimientos de evacuación especializados y equipo de supervivencia en caso de emergencia. Otra consideración importante cuando se trabaja en alta mar es el requisito de instalar, mantener e inspeccionar equipos de buceo tanto en aguas profundas como en aguas poco profundas.

Fuego y explosión

Siempre existe el riesgo de reventón al perforar un pozo, con una liberación de una nube de gas o vapor, seguida de explosión e incendio. Existe un potencial adicional de incendio y explosión en las operaciones de proceso de gas.

Los trabajadores de plataformas marinas y equipos de perforación deben ser evaluados cuidadosamente después de someterse a un examen físico completo. La selección de miembros de la tripulación en alta mar con antecedentes o evidencia de enfermedades pulmonares, cardiovasculares o neurológicas, epilepsia, diabetes, trastornos psicológicos y adicción a las drogas o al alcohol requiere una cuidadosa consideración. Debido a que se espera que los trabajadores usen equipos de protección respiratoria y, en particular, aquellos capacitados y equipados para combatir incendios, deben ser evaluados física y mentalmente para determinar su capacidad para realizar estas tareas. El examen médico debe incluir una evaluación psicológica que refleje los requisitos particulares del trabajo.

Los servicios médicos de emergencia en las plataformas de perforación y producción en alta mar deberían incluir provisiones para un pequeño dispensario o clínica, atendido por un médico calificado a bordo en todo momento. El tipo de servicio médico prestado estará determinado por la disponibilidad, distancia y calidad de los servicios disponibles en tierra. La evacuación puede realizarse por barco o helicóptero, o un médico puede viajar a la plataforma o brindar asesoramiento médico por radio al médico a bordo, cuando sea necesario. Se puede estacionar un barco médico donde varias plataformas grandes operan en un área pequeña, como el Mar del Norte, para estar más disponible y brindar servicio rápidamente a un trabajador enfermo o lesionado.

Las personas que no trabajen realmente en torres o plataformas de perforación también deberían someterse a exámenes médicos periódicos y previos al empleo, especialmente si están empleados para trabajar en climas anormales o en condiciones difíciles. Estos exámenes deben tener en cuenta las demandas físicas y psicológicas particulares del trabajo.

Protección personal

Debería implementarse un programa de monitoreo y muestreo de higiene ocupacional, junto con un programa de vigilancia médica, para evaluar sistemáticamente el alcance y el efecto de las exposiciones peligrosas para los trabajadores. El monitoreo de vapores inflamables y exposiciones tóxicas, como el sulfuro de hidrógeno, debe implementarse durante las operaciones de exploración, perforación y producción. Prácticamente no hay exposición a H₂S debe permitirse, especialmente en plataformas marinas. Un método efectivo para controlar la exposición es usar lodo de perforación densificado adecuadamente para mantener H₂S entre al pozo y agregando productos químicos al lodo para neutralizar cualquier H atrapado₂S. Todos los trabajadores deben estar capacitados para reconocer la presencia de H₂S y tome medidas preventivas inmediatas para reducir la posibilidad de exposición tóxica y explosiones.

Las personas que participen en actividades de exploración y producción deben tener disponible y utilizar el equipo de protección personal adecuado, que incluye:

• Protección para la cabeza (cascos y forros impermeables)
• Guantes (guantes de trabajo resistentes al aceite, antideslizantes, aislantes contra el fuego o térmicos cuando sea necesario)
• Protección de brazos (mangas largas o guanteletes a prueba de aceite)
• Protección para pies y piernas (botas de seguridad impermeables al aceite y protegidas contra la intemperie con puntas de acero y suelas antideslizantes)
• Protección ocular y facial (anteojos de seguridad, goggles y protector facial para manejo de ácidos)
• Protección de la piel contra el calor y el frío (pomada de protección solar y mascarillas para el frío)
• Ropa climatizada y resistente a la intemperie (parkas, ropa de lluvia)
• En caso necesario, equipo de extinción de incendios, ropa ignífuga y delantales o trajes resistentes a los ácidos.

Las salas de control, las viviendas y otros espacios de las grandes plataformas marinas suelen estar presurizados para evitar la entrada de atmósferas nocivas, como el gas de sulfuro de hidrógeno, que puede liberarse al penetrar o en caso de emergencia. Es posible que se necesite protección respiratoria en caso de que falle la presión y cuando exista la posibilidad de exposición a gases tóxicos (sulfuro de hidrógeno), asfixiantes (nitrógeno, dióxido de carbono), ácidos (fluoruro de hidrógeno) u otros contaminantes atmosféricos cuando se trabaja fuera de áreas presurizadas. .

Al trabajar cerca de pozos geotérmicos/de geopresión, se deben considerar los guantes aislantes y los trajes de protección total contra el calor y el vapor con suministro de aire respirable, ya que el contacto con el vapor caliente y los vapores pueden causar quemaduras en la piel y los pulmones.

Se deben usar arneses de seguridad y cuerdas salvavidas en pasarelas y pasarelas, especialmente en plataformas en alta mar y en condiciones climáticas adversas. Al trepar aparejos y cabrias, se deben usar arneses y cuerdas salvavidas con un contrapeso adjunto. Las cestas de personal, que transportan a cuatro o cinco trabajadores que usan dispositivos de flotación personales, a menudo se usan para transferir tripulaciones entre barcos y plataformas en alta mar o plataformas de perforación. Otro medio de transferencia es por "cuerdas oscilantes". Las cuerdas que se usan para columpiarse de los botes a las plataformas se cuelgan directamente sobre el borde de los descansos de los botes, mientras que las de las plataformas a los botes deben colgar a 3 o 4 pies del borde exterior.

Proporcionar instalaciones de lavado tanto para los trabajadores como para la ropa y seguir prácticas de higiene adecuadas son medidas fundamentales para controlar la dermatitis y otras enfermedades de la piel. Cuando sea necesario, se deben considerar estaciones de lavado de ojos de emergencia y duchas de seguridad.

Medidas de protección de seguridad

Los sistemas de apagado de seguridad de plataformas de petróleo y gas utilizan varios dispositivos y monitores para detectar fugas, incendios, rupturas y otras condiciones peligrosas, activar alarmas y cerrar operaciones en una secuencia lógica planificada. Cuando sea necesario debido a la naturaleza del gas o del crudo, se deben usar métodos de prueba no destructivos, como ultrasonido, radiografía, partículas magnéticas, líquidos penetrantes o inspecciones visuales, para determinar el grado de corrosión de las tuberías, los tubos del calentador, los tratadores. y recipientes utilizados en la producción y procesamiento de petróleo crudo, condensado y gas.

Las válvulas de cierre de seguridad de superficie y subterráneas protegen las instalaciones en tierra, los pozos individuales en aguas poco profundas y las plataformas de producción y perforación en aguas profundas de múltiples pozos en alta mar, y se activan automáticamente (o manualmente) en caso de incendio, cambios críticos de presión, falla catastrófica en la cabeza del pozo u otra emergencia. También se utilizan para proteger pozos de inyección pequeños y pozos de levantamiento artificial por gas.

La inspección y el cuidado de grúas, cabrestantes, tambores, cables de acero y accesorios asociados es una consideración de seguridad importante en la perforación. Dejar caer una sarta de tubería dentro de un pozo es un incidente grave que puede resultar en la pérdida del pozo. Se pueden producir lesiones y, a veces, muertes cuando el personal es golpeado por un cable metálico que se rompe mientras está bajo tensión. La operación segura de la plataforma de perforación también depende de un funcionamiento suave y de un buen mantenimiento, con cabestrantes y sistemas de frenado correctamente ajustados. Cuando trabaje en tierra, mantenga las grúas a una distancia segura de las líneas eléctricas.

El manejo de explosivos durante las operaciones de exploración y perforación debe estar bajo el control de una persona específicamente calificada. Algunas precauciones de seguridad que se deben tener en cuenta al usar una pistola perforadora incluyen:

• Nunca golpee ni deje caer un arma cargada, ni deje caer tuberías u otros materiales sobre un arma cargada.
• Despeje la línea de fuego y evacúe al personal innecesario del piso de la plataforma de perforación y del piso inferior a medida que la pistola de disparos se baja y se recupera del pozo.
• Controle el trabajo en o alrededor del cabezal del pozo mientras la pistola está en el pozo.
• Restrinja el uso de radios y prohíba la soldadura por arco mientras la pistola está conectada al cable para evitar la descarga de un impulso eléctrico involuntario.

La planificación y los simulacros de preparación para emergencias son importantes para la seguridad de los trabajadores en las plataformas de perforación y producción de petróleo y gas y en las plataformas marinas. Se debe evaluar cada tipo diferente de emergencia potencial (p. ej., incendio o explosión, liberación de gas tóxico o inflamable, condiciones climáticas inusuales, trabajador al agua y la necesidad de abandonar una plataforma) y se deben desarrollar planes de respuesta específicos. Los trabajadores deben estar capacitados en las acciones correctas que se deben tomar en caso de emergencia y estar familiarizados con el equipo que se utilizará.

La seguridad y la supervivencia de los helicópteros en caso de que caigan al agua son consideraciones importantes para las operaciones de plataformas marinas y la preparación para emergencias. Los pilotos y los pasajeros deben usar cinturones de seguridad y, cuando sea necesario, equipo de supervivencia durante el vuelo. Los chalecos salvavidas deben usarse en todo momento, tanto durante el vuelo como al transferirse del helicóptero a la plataforma o al barco. Se requiere una cuidadosa atención para mantener los cuerpos y los materiales por debajo de la trayectoria de la pala del rotor al entrar, salir o trabajar alrededor de un helicóptero.

La capacitación de los trabajadores tanto en tierra como en alta mar es esencial para una operación segura. Se debe exigir a los trabajadores que asistan a reuniones de seguridad programadas regularmente, que abarquen tanto temas obligatorios como otros. Los organismos gubernamentales, incluida la Administración de Salud y Seguridad Ocupacional de los EE. UU., la Guardia Costera de los EE. UU. para operaciones en alta mar y los equivalentes en el Reino Unido, Noruega y otros lugares, han promulgado regulaciones legales que regulan la seguridad y la salud de los trabajadores de exploración y producción, tanto en tierra como en alta mar. Código de prácticas de la Organización Internacional del Trabajo Seguridad y Salud en la Construcción de Instalaciones Fijas Offshore en la Industria del Petróleo (1982) proporciona una guía en esta área. El Instituto Americano del Petróleo tiene una serie de estándares y prácticas recomendadas que cubren la seguridad y la salud relacionadas con las actividades de exploración y producción.

Medidas de prevención y protección contra incendios

La prevención y protección contra incendios, especialmente en plataformas de perforación y producción en alta mar, es un elemento importante en la seguridad de los trabajadores y las operaciones continuas. Se debe capacitar y educar a los trabajadores para que reconozcan el triángulo del fuego, como se explica en el Incendió capítulo, en lo que se refiere a líquidos, gases y vapores de hidrocarburos inflamables y combustibles y los peligros potenciales de incendios y explosiones. El conocimiento de la prevención de incendios es esencial e incluye el conocimiento de las fuentes de ignición, como soldadura, llamas abiertas, altas temperaturas, energía eléctrica, chispas estáticas, explosivos, oxidantes y materiales incompatibles.

Tanto los sistemas de protección contra incendios pasivos como los activos se utilizan en tierra y en alta mar.

• Los sistemas pasivos incluyen protección contra incendios, diseño y espaciamiento, diseño de equipos, clasificación eléctrica y drenaje.
• Se instalan detectores y sensores que activan alarmas, pudiendo también activar sistemas automáticos de protección, al detectar calor, llama, humo, gas o vapores.
• La protección activa contra incendios incluye sistemas de agua contra incendios, suministro de agua contra incendios, bombas, hidrantes, mangueras y sistemas de rociadores fijos; sistemas automáticos de polvo químico seco y extintores manuales; sistemas de halones y dióxido de carbono para áreas confinadas o cerradas como salas de control, salas de computación y laboratorios; y sistemas de agua de espuma.

Los empleados que se espera que combatan incendios, desde pequeños incendios en las etapas incipientes hasta grandes incendios en espacios cerrados, como plataformas en alta mar, deben estar debidamente capacitados y equipados. Los trabajadores asignados como líderes de la brigada de bomberos y comandantes de incidentes necesitan capacidades de liderazgo y capacitación especializada adicional en técnicas avanzadas de extinción y control de incendios.

Protección del medio ambiente

Las principales fuentes de contaminación del aire, el agua y el suelo en la producción de petróleo y gas natural son los derrames de petróleo o las fugas de gas en la tierra o el mar, el sulfuro de hidrógeno presente en el petróleo y el gas que se escapan a la atmósfera, los productos químicos peligrosos presentes en el lodo de perforación que contaminan el agua o la tierra. y productos de combustión de incendios de pozos de petróleo. Los posibles efectos en la salud pública de la inhalación de partículas de humo de incendios de campos petroleros a gran escala han sido motivo de gran preocupación desde los incendios de pozos de petróleo que ocurrieron en Kuwait durante la Guerra del Golfo Pérsico en 1991.

Los controles de contaminación típicamente incluyen:

• Separadores API y otras instalaciones de tratamiento de agua y residuos
• Control de derrames, incluidas barreras para derrames en el agua
• Contención de derrames, diques y drenaje para controlar los derrames de petróleo y desviar el agua aceitosa a las instalaciones de tratamiento.

El modelo de dispersión de gas se lleva a cabo para determinar el área probable que se vería afectada por una nube de escape de gas o vapor tóxico o inflamable. Los estudios de la capa freática se llevan a cabo para proyectar el alcance máximo de la contaminación del agua en caso de que ocurra una contaminación por petróleo.

Los trabajadores deben estar capacitados y calificados para proporcionar una respuesta de primeros auxilios para mediar derrames y fugas. Los contratistas que se especializan en la remediación de la contaminación generalmente se contratan para administrar grandes respuestas a derrames y proyectos de remediación.

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En 1993, la producción mundial de electricidad fue de 12.3 billones de kilovatios hora (Naciones Unidas 1995). (Un kilovatio hora es la cantidad de electricidad necesaria para encender diez bombillas de 100 vatios durante 1 hora). Se puede juzgar la magnitud de este esfuerzo al considerar los datos de los Estados Unidos, que por sí solo produjo el 25% de la energía total. La industria de servicios eléctricos de EE. UU., una combinación de entidades de propiedad pública y privada, generó 3.1 billones de kilovatios hora en 1993, utilizando más de 10,000 1995 unidades generadoras (Departamento de Energía de EE. UU. 430,000). La porción de esta industria que es propiedad de inversionistas privados emplea a 200 XNUMX personas en operaciones y mantenimiento eléctrico, con ingresos de US$XNUMX XNUMX millones anuales.

La electricidad se genera en plantas que utilizan combustibles fósiles (petróleo, gas natural o carbón) o utilizan energía nuclear o hidroeléctrica. En 1990, por ejemplo, el 75% de la energía eléctrica de Francia procedía de centrales nucleares. En 1993, el 62% de la electricidad generada en el mundo procedía de combustibles fósiles, el 19% de la energía hidroeléctrica y el 18% de la energía nuclear. Otras fuentes de energía reutilizables, como la eólica, la solar, la geotérmica o la biomasa, representan solo una pequeña proporción de la producción eléctrica mundial. Desde las estaciones generadoras, la electricidad se transmite a través de redes o redes interconectadas a los sistemas de distribución locales y al consumidor.

La fuerza laboral que hace posible todo esto tiende a ser mayoritariamente masculina y posee un alto grado de habilidad técnica y conocimiento del “sistema”. Las tareas que realizan estos trabajadores son muy diversas, teniendo elementos en común con las industrias de la construcción, manufactura, manejo de materiales, transporte y comunicaciones. Los siguientes artículos describen algunas de estas operaciones en detalle. Los artículos sobre estándares de mantenimiento eléctrico y preocupaciones ambientales también destacan las principales iniciativas regulatorias del gobierno de EE. UU. que afectan a la industria de servicios eléctricos.

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Los seres humanos aprendieron a aprovechar la energía del agua corriente hace muchos milenios. Durante más de un siglo, la electricidad se ha generado utilizando energía hidráulica. La mayoría de la gente asocia el uso de la energía hidráulica con la construcción de represas en los ríos, pero la energía hidroeléctrica también puede generarse aprovechando las mareas.

Las operaciones de generación hidroeléctrica abarcan un vasto terreno y muchos climas, desde el permafrost ártico hasta la selva tropical ecuatorial. La ubicación geográfica de la planta generadora afectará las condiciones peligrosas que puedan estar presentes, ya que los riesgos laborales tales como insectos y animales agresivos, o incluso plantas venenosas, variarán de un lugar a otro.

Una estación hidrogenadora generalmente consta de un presa que atrapa una gran cantidad de agua, un aliviadero que libera los excedentes de agua de forma controlada y central eléctrica. Diques y otras estructuras de contención y control de agua también pueden formar parte de la central hidroeléctrica, aunque no estén directamente involucradas en la generación de electricidad. La casa de máquinas contiene canales conductores que guían el agua a través de turbinas que convierten el flujo lineal del agua en un flujo giratorio. El agua caerá a través de las palas de la turbina o fluirá horizontalmente a través de ellas. La turbina y el generador están conectados entre sí. Así, la rotación de la turbina provoca la rotación del rotor del generador.

El potencial de energía eléctrica del flujo de agua es el producto de la masa del agua, la altura a través de la cual cae y la aceleración gravitacional. La masa es una función de la cantidad de agua disponible y su tasa de flujo. El diseño de la central eléctrica determinará la altura del agua. La mayoría de los diseños extraen agua de cerca de la parte superior de la presa y luego la descargan en el fondo en un lecho de río existente aguas abajo. Esto optimiza la altura mientras mantiene un flujo razonable y controlable.

En la mayoría de las centrales hidroeléctricas modernas, los turbogeneradores están orientados verticalmente. Estas son las estructuras familiares que sobresalen por encima del piso principal en estas estaciones. Sin embargo, casi toda la estructura está ubicada debajo de lo que es visible al nivel del piso principal. Esto incluye el foso del generador y, debajo, el foso de la turbina y el tubo de admisión y descarga. Estas estructuras y los canales de conducción de agua se ingresan en ocasiones.

En centrales de época más antigua, el turbogenerador se orienta horizontalmente. El eje de la turbina sobresale de una pared hacia la central eléctrica, donde se conecta al generador. El generador se parece a un motor eléctrico de caja abierta muy grande y de estilo antiguo. Como testimonio del diseño y la calidad de construcción de este equipo, aún funcionan algunas instalaciones de principios de siglo. Algunas estaciones actuales incorporan versiones actualizadas de los diseños de las estaciones más antiguas. En dichas estaciones, el canal de agua rodea completamente al turbogenerador y la entrada se realiza a través de una carcasa tubular que atraviesa el canal de agua.

Se mantiene un campo magnético en los devanados del rotor en el generador. La energía para este campo es proporcionada por bancos de baterías de plomo-ácido o de níquel-cadmio con carga cáustica. El movimiento del rotor y el campo magnético presente en sus devanados inducen un campo electromagnético en los devanados del estator. El campo electromagnético inducido proporciona la energía eléctrica que se suministra a la red eléctrica. El voltaje eléctrico es la presión eléctrica que surge del agua que fluye. Para mantener la presión eléctrica, es decir, el voltaje, a un nivel constante, se requiere cambiar el flujo de agua a través de la turbina. Esto se hará a medida que cambien la demanda o las condiciones.

El flujo de electricidad puede provocar arcos eléctricos, como por ejemplo, en el conjunto excitador del rotor. Los arcos eléctricos pueden generar ozono que, incluso a niveles bajos, puede afectar negativamente al caucho de las mangueras contra incendios y otros materiales.

Los generadores de energía hidroeléctrica producen corrientes muy altas y altos voltajes. Los conductores de los generadores se conectan a un transformador unitario y de éste a un transformador de potencia. El transformador de potencia aumenta el voltaje y reduce la corriente para la transmisión a largas distancias. La baja corriente minimiza la pérdida de energía debido al calentamiento durante la transmisión. Algunos sistemas utilizan gas hexafluoruro de azufre en lugar de aceites convencionales como aislante. Los arcos eléctricos pueden producir productos de descomposición que pueden ser significativamente más peligrosos que el hexafluoruro de azufre.

Los circuitos eléctricos incluyen interruptores que pueden desconectar rápida e impredeciblemente el generador de la red eléctrica. Algunas unidades utilizan una ráfaga de aire comprimido para romper la conexión. Cuando una unidad de este tipo se activa, producirá un nivel extremadamente alto de ruido impulsivo.

Administración y Operaciones de la Estación

La mayoría de la gente está familiarizada con los aspectos de administración y operaciones de la estación de generación hidroeléctrica, que generalmente crean el perfil público de la organización. La administración de la central eléctrica busca garantizar que la central brinde un servicio confiable. La administración incluye el personal de oficina involucrado en funciones comerciales y técnicas, y la gestión. El personal de operaciones de la estación incluye gerentes y supervisores de planta y operadores de procesos.

La hidrogeneración es una operación de proceso pero, a diferencia de otras operaciones de proceso, como las de la industria química, muchas estaciones de hidrogeneración no tienen personal operativo. El equipo generador es operado por control remoto, a veces desde largas distancias. Casi toda la actividad laboral ocurre durante el mantenimiento, reparación, modificación y mejora de la planta y el equipo. Este modo de operación exige sistemas efectivos que puedan transferir el control de la producción de energía al mantenimiento para evitar un arranque inesperado.

Los peligros y la estructura de gestión

Las empresas eléctricas se gestionan tradicionalmente como organizaciones "de abajo hacia arriba". Es decir, la estructura organizativa tradicionalmente ha proporcionado un camino de movilidad ascendente que comienza con puestos de nivel de entrada y conduce a la alta dirección. Relativamente pocas personas ingresan lateralmente a la organización. Esto significa que la supervisión y la gestión en una empresa de energía probablemente habrán experimentado las mismas condiciones de trabajo que las personas que actualmente ocupan puestos de nivel de entrada. Tal estructura organizacional puede tener implicaciones con respecto a la posible exposición de los trabajadores a agentes peligrosos, especialmente aquellos que tienen efectos acumulativos crónicos. Por ejemplo, considere el ruido. Los empleados que actualmente se desempeñan en puestos gerenciales podrían haber sufrido una pérdida auditiva grave cuando estaban empleados en trabajos que tenían exposición al ruido ocupacional. Su pérdida auditiva podría pasar desapercibida en los programas de pruebas audiométricas de la empresa, ya que dichos programas generalmente incluyen solo a aquellos empleados que actualmente están expuestos a altos niveles de ruido en el trabajo.

Mantenimiento de Equipos de Generación

El mantenimiento de equipos de generación se subdivide en dos tipos principales de actividad: mantenimiento eléctrico y mantenimiento mecánico. Si bien ambos tipos de trabajo pueden ocurrir simultáneamente y en paralelo, las habilidades y el trabajo necesarios para realizarlos son completamente diferentes.

El mantenimiento podría requerir apagar y desmantelar una unidad. El flujo de agua en la toma está controlado por compuertas. Las compuertas son estructuras de acero que se bajan al canal de entrada para bloquear el flujo de agua. El bloqueo del flujo permite que el agua se drene de los canales interiores. El nivel de agua en reposo en la salida de la turbina (tubo de tiro) está por debajo del nivel de la caja espiral y las palas del rodete de la turbina. Esto permite el acceso a estas estructuras. La caja espiral es una estructura cónica en forma de espiral que dirige el flujo de agua alrededor del rodete de la turbina de manera uniforme. El agua pasa desde la caja del pergamino a través de paletas guía que dirigen el flujo y paletas móviles (puertas peatonales) que controlan el volumen.

Cuando sea necesario, el generador y la turbina pueden retirarse de sus ubicaciones normales y colocarse en el piso principal de la central eléctrica. Puede ser necesario retirarlos para volver a pintar o desengrasar y reparar y reemplazar bobinados, cojinetes, frenos o sistemas hidráulicos.

A veces, las palas del rodete, así como las compuertas, las paletas guía y las estructuras conductoras de agua en la caja espiral y el tubo de tiro, sufren daños por cavitación. La cavitación ocurre cuando la presión en el agua cae por debajo de su presión de vapor. Cuando esto sucede, se forman burbujas de gas y la turbulencia provocada por estas burbujas erosiona los materiales que toca el agua. Puede ser necesario reparar los materiales dañados mediante soldadura o reparando y recubriendo las superficies de acero y hormigón.

Las estructuras de acero también pueden requerir reparación y recubrimiento si se han corroído.

Peligros

Hay una variedad de peligros asociados con la generación de energía hidroeléctrica. Algunos de estos peligros son compartidos por todos los empleados que trabajan en la industria, mientras que otros están restringidos a aquellos involucrados en actividades de mantenimiento eléctrico o mecánico. La mayoría de los peligros que pueden surgir se resumen en la tabla 1 y la tabla 2, que también resumen las precauciones.

Tabla 1. Control de exposiciones a peligros químicos y biológicos seleccionados en la generación de energía hidroeléctrica

Tabla 2. Control de exposiciones a peligros químicos y biológicos seleccionados en la generación de energía hidroeléctrica

Efectos ambientales

La generación hidroeléctrica de energía ha sido promovida como amigable con el medio ambiente. Por supuesto, proporciona un tremendo beneficio a la sociedad mediante el suministro de energía y la estabilización del flujo de agua. Pero tal generación de energía no viene sin un costo ambiental, que en los últimos años ha recibido cada vez más reconocimiento y atención pública. Por ejemplo, ahora se sabe que la inundación de grandes áreas de la tierra y de las rocas con agua ácida conduce a la lixiviación de metales de estos materiales. Se ha encontrado bioacumulación de mercurio en peces capturados en el agua de tales áreas inundadas.

Las inundaciones también cambian los patrones de turbulencia en el agua, así como el nivel de oxigenación. Ambos pueden tener serios efectos ecológicos. Por ejemplo, las corridas de salmón han desaparecido en los ríos represados. Esta desaparición ha ocurrido, en parte, porque los peces no pueden ubicar o atravesar un camino hacia el nivel más alto del agua. Además, el agua ha llegado a parecerse más a un lago que a un río, y el agua tranquila de un lago no es compatible con las corridas de salmón.

Las inundaciones también destruyen el hábitat de los peces y pueden destruir las áreas de reproducción de los insectos, de los cuales dependen los peces y otros organismos para su alimentación. En algunos casos, las inundaciones han destruido tierras agrícolas y forestales productivas. La inundación de grandes áreas también ha generado preocupación por el cambio climático y otros cambios en el equilibrio ecológico. La retención de agua dulce que estaba destinada a fluir hacia un cuerpo de agua salada también ha generado preocupación por los cambios en la salinidad.

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