Por Erick Kusnir Levy / Ingeniero Geofisico Venezolano, Especializacion en Geotecnia.
Los derrames subterráneos han sido históricamente menos estudiados que los superficiales, tanto por la dificultad intrínseca al estos estar enterrados como por el hecho de que atraen menor atención por cuanto al no ser observados visualmente generan menos impacto en la opinión publica. Sin embargo son igualmente dañinos, y muchos de estos se dejan sin una limpieza propia ni se atienden sus causas, pero los daños pueden terminar siendo mayores en algunos casos.
Estos derrames se originan cuando hay fugas en los oleoductos, tanques subterráneos de almacenamiento y tuberías internas en las refinerías o cualquier instalación que use hidrocarburos.
Estos derrames pueden detectarse gracias al Georadar, que es un equipo que emite ondas electromagnéticas de relativa alta frecuencia y hace que tenga un comportamiento y resultados similares al de uno de sísmica. Su configuración más común es la de tener la antena de fuente y la de receptor en posiciones fijas y con una muy corta distancia entre sí, aproximada a cero. Así se pueden generar a través de las reflexiones, que se generen debido el contraste de impedancia electromagnética del suelo, regido por la permitividad eléctrica de cada capa de materiales distintos en el subsuelo, perfiles en profundidad y hasta imágenes 3D de cada capa del subsuelo. Sin embargo, esta configuración, que es equivalente a la sísmica 2D o 3D muy conocida en la prospección petrolera, no ofrece grandes conocimientos sobre la composición de cada capa, sino solo de la estructura del subsuelo. Todo esto en profundidades que varían con la frecuencia usada (a mayor frecuencia, mayor será la atenuación y por ende menor la profundidad máxima observada), pero que son someras en términos generales, que rondan desde los centímetros hasta las decenas de metros.
En lugares exóticos como los hielos puros y secos de los polos, se pueden alcanzar kilómetros de profundidad. Si el tipo de configuración se cambia, y se usa una de Punto de Fuente Común, o CSP por sus siglas en ingles (Common Source Point), se pueden obtener registros en los que la semejanza es ahora es con el de la sísmica de refracción critica, en vez de la sísmica de reflexión. En esta configuración lo que se busca obtener es la velocidad de un par de ondas, la cual es inversa y únicamente relacionada a la permitividad eléctrica, que como se mencionó arriba es una propiedad intrínseca de capa material.
Para esto se deja la antena fuente fija, y se mueve a lo largo de un perfil la antena receptora. Grabado el registro obtenido, de estos datos se pueden obtener las ondas directas (las que viajan por la primera capa del suelo directamente desde la fuente al receptor) y las ondas refractadas críticamente (es un fenómeno que ocurre en donde la velocidad de la segunda capa de la interface es mayor a la primera, y ocurre a partir de cierto ángulo de incidencia dado, todo esto regido por la Ley de Snell).
Dado que la onda refractada viaja más rápido que la directa (porque viaja a la velocidad de la segunda capa, que se supone mayor), después de cierta distancia de separación de las antenas fuente y receptor, esta onda refractada criticamente empieza a llegar de primero en vez de la onda directa.
Esto es observable en los datos y se pueden hacer las selecciones correspondientes para a través de softwares especializados en esto, generarar modelos de la interface de las dos capas.
Todos los hidrocarburos tienen velocidades electromagnéticas bastante más altas que las litologías de todo tipo de suelos o rocas, ya sean arenas, arcillas, calcitas e inclusive rocas no porosas (ígneas o metamórficas). El petroleo tiene velocidades electromagneticas de 0,2 m/ns (metros por nanosegundos) y las litologias limpias tienen velocidades menores o igual a 0,1 m/ns. La velocidad comunmente conocida como “de la luz” (en el vacio o en el aire) es de 0,3 m/ns.
Por ende la refracción crítica es un evento bastante seguro que ocurra si hay un derrame petrolero a cierta profundidad debajo de alguna de estas litologías, dado el contraste del doble de la velocidad entre las capas limpia y contaminada. Otro elemento positivo de este método es que en caso de que el derrame ocurra desde la superficie, pues la onda directa tendrá la velocidad correspondiente a la del hidrocarburo derramado y por ende también es medible.
Otra ventaja adicional es que el agua tiene una velocidad de onda extremadamente baja (0,03 m/ns) y por ende al estar en el otro extremo de la tabla de valores que los hidrocarburos, el método es un excelente diferenciador entre estos aceites contaminantes y el agua que pueda también estar presente debido al nivel freático.
Aplicaciones
El método ya fue probado exitosamente en par de derrames en la refinería de Puerto La Cruz, en Venezuela, para obtener mapas; y una vez que se consiguieron los perfiles en 2017, se hizo una interpolación que pudo generar un mapa en profundidad de los derrames: 1,6 metros y entre 20 y30 centímetros cercanos a un par de muelles del terminal de esta refinería.
Estos trabajos fueron expuestos en congresos relevantes para la industria petrolera internacional como lo son el Congreso Mexicano del Petróleo (CMP) en el 2018 y el Simposio de las Aplicaciones de la Geofísica para problemas de Ingeniería y Ambientales (SAGEEP) 2019, que se realizó en Oregón, Estados Unidos.
Para lo que resta de 2019, tenemos previsto exponer este avance en reconocida reunión anual de la Sociedad Geofísica de Exploración (SEG 2019) en San Antonio, Texas, y en la 5ta conferencia Internacional de la Redes de Industrias verdes en México (AMICA-GIN 2019). También vamos a publicar estos resultados en el Ground Penetrating Radar Journal, que es una revista especializada sobre la materia en Europa.
De igual manera, la hemos puesto a prueba con una empresa americana, TerraSond Limited, en la que esperamos consolidarla en una técnica provechosa para atacar los derrames subterráneos de forma más eficiente, menos costosa y más rápida.
Entre las ventajas del método está su rapidez de adquisición (se pueden realizar varios perfiles por hora), baja cantidad de personal requerido (4 por equipo) y bajo esfuerzo físico de este, no deja huella física en el lugar, no necesita silencio acústico por ende es posible de ser usado en lugares ruidosos y alta confiabilidad técnica (fue simulado antes de ser probado, cuenta con una lógica y trabajos de otros autores previos en dicha dirección que lo soportan, y ya ha sido probado en algunas oportunidades).
Este método podría atacar los problemas del difícil mapeo de este tipo de derrames, los cuales muchas veces sufren de falta de atención por lo difícil que era hasta el momento obtener una idea de su extensión y por ende de cómo atacar su solución. Además, los costos de limpieza y recuperación se pueden ver altamente reducidos al tener un mapa que indique donde está concentrada la mayor cantidad de los hidrocarburos derramados y por ende ahorrar en la colocación de bombas extractoras y posibles químicos. Cuando esto se compara con la opción de realizar la limpieza a ciegas y hacer “pozos exploratorios’’ para demarcar la extensión del derrame, los costos de estos pozos pueden disparar el presupuesto y disminuir la facilidad de que estos derrames sean atendidos a cabalidad. Un mapeo eficiente y de relativo bajo costo, rápido y detallado, puede generar que una mayor cantidad de derrames subterráneos sean atendidos oportuna y apropiadamente.
PUBLICADO: 26 de julio de 2019
