Energia No Renovable.docx

PETRÓLEO 1. ¿QUÉ ES EL PETRÓLEO? Cualquiera que tenga un cierto sentido de observación puede describir el petróleo como un líquido viscoso cuyo color varía entre amarillo y pardo obscuro hasta negro, con reflejos verdes. Además tiene un olor característico y flota en el agua. Pero si se desea saber todo lo que se puede hacer con el petróleo, esta definición no es suficiente. Es necesario profundizar el conocimiento para determinar no sólo sus propiedades físicas sino también las propiedades químicas de sus componentes. Como dijimos anteriormente, el petróleo es una mezcla de hidrocarburos, compuestos que contienen en su estructura molecular carbono e hidrógeno principalmente. El número de átomos de carbono y la forma en que están colocados dentro de las moléculas de los diferentes compuestos proporciona al petróleo diferentes propiedades físicas y químicas. Así tenemos que los hidrocarburos compuestos por uno a cuatro átomos de carbono son gaseosos, los que contienen de 5 a 20 son líquidos, y los de más de 20 son sólidos a la temperatura ambiente. El petróleo crudo varía mucho en su composición, lo cual depende del tipo de yacimiento de donde provenga, pero en promedio podemos considerar que contiene entre 83 y 86% de carbono y entre 11 y 13% de hidrógeno. Mientras mayor sea el contenido de carbón en relación al del hidrógeno, mayor es la cantidad de productos pesados que tiene el crudo. Esto depende de la antigüedad y de algunas características de los yacimientos. No obstante, se ha comprobado que entre más viejos son, tienen más hidrocarburos gaseosos y sólidos y menos líquidos entran en su composición. Algunos crudos contienen compuestos hasta de 30 a 40 átomos de carbono. A continuación veremos algunos de sus derivados: 

Gas, entre –165 °C y 30 °C. Está formado por metano, etano, propano y butano que se emplean sobre todo como combustibles.

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Gasolina, entre 30 y 200 °C. Tiene de 5 a 12 átomos de carbono. Se emplea como combustible para automóviles y aviones.

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Queroseno, entre 175 y 325 °C. Tiene de 12 a 18 átomos de carbono, y se emplea en la producción de diesel.

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Aceites pesados o aceite diesel, entre 175 y 400 °C. Tiene de 15 a 18 átomos de carbono. Se usan como combustible para hornos y motores diesel.

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Aceites lubricantes, a unos 350 °C. Tiene de 16 a 30 átomos de carbono; se emplea para la lubricación.

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Ceras de parafina (sólida a temperatura ordinaria). Compuestos formados por más de 20 átomos de carbono. Se emplean para fabricar velas.

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Asfalto (sólido de color negro). Mezclado con arena se emplea para pavimentar.

Clasificación del petróleo según su gravedad API Relacionándolo con su gravedad API el American Petroleum Institute clasifica el petróleo en "liviano", "mediano", "pesado" y "extrapesado": 

Crudo liviano o ligero: tiene gravedades API mayores a 31,1 °API

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Crudo medio o mediano: tiene gravedades API entre 22,3 y 31,1 °API.

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Crudo pesado: tiene gravedades API entre 10 y 22,3 °API.

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Crudo extra pesado: gravedades API menores a 10 °API.

Clasificación según su composición 

Petróleo de base parafínica: Predominan los hidrocarburos saturados o parafínicos. Son muy fluidos de colores claros y bajo peso específico (aproximadamente 0,85 kg/L). Por destilación producen abundante parafina y poco asfalto. Son los que proporcionan mayores porcentajes de nafta y aceite lubricante.

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Petróleo de base asfáltica o nafténica: Predominan los hidrocarburos etilénicos y diétilinicos, cíclicos ciclánicos (llamados nafténicos), y bencénicos o aromáticos. Son muy viscosos, de coloración oscura y mayor peso específico (aproximadamente 0,950 kg/L). Por destilación producen un abundante residuo de asfalto. Las asfaltitas o rafealitas argentinos fueron originadas por yacimientos de este tipo, que al aflorar perdieron sus hidrocarburos volátiles y sufrieron la oxidación y polimerización de los etilénicos.

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Petróleo de base mixta: De composición de bases intermedias, formados por toda clase de hidrocarburos: Saturados, no saturados (etilénicos y acetilénicos) y cíclicos

(ciclánicos o nafténicos y bencénicos o aromáticos). La mayoría de los yacimientos mundiales son de este tipo. 2. PROCESOS DE PRODUCCIÓN DEL PETRÓLEO El petróleo crudo entrampado en el subsuelo está asociado a gas y agua, y se mantiene allí bajo presión. Cuando después de realizada la perforación se pone el pozo en producción, el nivel de presión en el reservorio determina según los caudales de petróleo extraído- hasta cuando el petróleo llegará sin ayuda alguna a la superficie. Si las presiones son altas, el petróleo es forzado a desplazarse hacia el fondo del pozo y fluye hacia arriba. Lo hace a través de una cañería de producción ("tubing"), de 5 a 10 centímetros de diámetro, que se baja cuando termina la perforación y se instala adecuadamente. La tubería queda unida a la cañería de entubación ("tubing") por empaquetaduras especiales ("packer") que a veces sirven también para aislar distintas capas productoras. El control de la producción se realiza en superficie por medio del "árbol de Navidad" (ver foto) compuesto por una serie de válvulas que permiten cerrar y abrir el pozo a voluntad, y donde la surgencia se regula mediante un pequeño orificio cuyo diámetro dependerá del régimen de producción que se quiera dar al pozo. Cuando llega a la superficie, el petróleo crudo -mezclado con gas en solución- es bombeado hacia una planta de procesamiento, que separa el gas del petróleo, enviando éste hacia tanques de almacenaje. La producción de distintos pozos tiene enormes variaciones: algunos aportan unos pocos m3, otros más de un millar por día. Esto se debe a diferentes factores, entre ellos el volumen de petróleo almacenado en el espacio poral de rocas reservorio diferentes, la extensión de las capas productoras, su permeabilidad, etc. El período de surgencia natural resulta lógicamente el de menor costo de producción, dado que toda la energía utilizada para producir el petróleo es aportada por el mismo yacimiento. Fluidos de reservorio: Características Un reservorio petrolero es una formación de roca sedimentarla porosa y permeable cubierta por una capa de roca impermeable a través de la cual no pueden pasar líquidos o gases. Originalmente los poros se llenaron con agua, pero el petróleo y el gas, formados en una fuente rocosa contigua, gradualmente se filtraron en ellas entrampándose contra la capa de roca impermeable. La forma del reservorio debe permitir la acumulación del

petróleo (o gas), y la capa de roca impermeable es esencial para imposibilitar su migración. Debido a las fuerzas capilares una parte del agua, originalmente en los poros, no pudo ser desplazada por el hidrocarburo. Esta agua inmovilizada se denomina agua intersticial. El volumen de todos los poros en una roca reservorio (porosidad) generalmente se expresa como un porcentaje del volumen total de roca. Cuanto mayor es la porosidad efectiva, mayor es la cantidad almacenada de petróleo. La porosidad total puede variar del 1 al 35 % del volumen total de roca. Para que el petróleo fluya a través del reservorio, debe haber una libre conexión entre los poros. La mayor o menor facilidad de pasaje de los fluidos a través de las rocas se llama permeabilidad y depende del tamaño de los canales que interconectan los poros. A este tipo de porosidad en la que los poros están interconectados la llamamos efectiva y por lo general se presenta asociada con buenas permeabilidades. Tanto la porosidad como la permeabilidad varían a lo largo de una formación rocosa y en consecuencia, pozos en diferentes lugares de un reservorio pueden tener gran diferencia de nivel de producción. Estos factores también varían con la profundidad, siendo afectados por las presiones y temperaturas a que son sometidas las rocas. Por último, es la historia geológica de un yacimiento lo que ha condicionado la evolución del reservorio. El petróleo contiene gas disuelto, cuya cantidad máxima depende de la presión y la temperatura del reservorio. Si el petróleo no puede disolver más gas bajo las condiciones de presión y temperatura reinantes, se dice que está saturado; el gas excedente entonces se trasladará a la parte superior del reservorio, donde formará un casquete de gas. Si el petróleo puede disolver más gas bajo estas condiciones, se dice que está sub-saturado y no se formará casquete de gas. El petróleo varía del tipo pesado, muy viscoso (con un peso específico cercano al del agua y con una viscosidad de 10 a 10.000 veces más alta), generalmente hallado en reservorios poco profundos que contienen escaso o nada de gas disuelto. Cuanto menos viscoso sea el petróleo, fluirá más fácilmente a través de los intersticios de la roca reservorio hacia el pozo. Factores de recuperación La proporción de petróleo del yacimiento que puede ser producida mediante distintos procedimientos de recuperación, varía ampliamente. Esto se debe a un número de

factores, incluyendo la viscosidad del gas y densidad del petróleo; la presencia o ausencia de un casquete de gas; la presencia y fuerza de una base acuosa; la profundidad, presión y grado de complejidad del reservorio; la permeabilidad y porosidad de las rocas. El siguiente cuadro indica el rango de factores de recuperación que se puede esperar para varios tipos de petróleo. Tipo del crudo Extra pesado Pesado Medio Liviano

Primaria (% de crudo insitu) 1–5 1 – 10 5 – 30 10 – 40

Secundaria (% extra de crudo in-situ) 5 – 10 5 – 15 10 – 25

Los valores bajos, para cada tipo de petróleo, se asocian mayormente con petróleo de bajo contenido de gas disuelto en reservorios desfavorables. Los valores altos se refieren a petróleos con alto contenido de gas disuelto en reservorios favorables. La recuperación primaria puede ser mayor que la indicada cuando se está en presencia de un fuerte acuífero; en tales circunstancias una operación de recuperación secundaria no es atractiva. Diferentes tipos de Recuperación de Petróleo Con frecuencia se utilizarán los términos "recuperación primaria, secundaria y terciaria", que significan lo siguiente: 

Primaria: Cuando el petróleo surge naturalmente, impulsado por la presión del gas o el agua de la formación, o bien por la succión de una bomba.

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Secundaria: Cuando se inyecta gas y/o agua para restablecer las condiciones originales del reservorio o para aumentar la presión de un reservorio poco activo.

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Terciaria: Cuando se utilizan otros métodos que no sean los antes descriptos, como por ejemplo, inyección de vapor, combustión inicial, inyección de jabones, C02, etc. En los procesos por miscibilidad se agregan detergentes que permiten un mejor contacto agua/petróleo al bajar la tensión superficial.

Recuperación primaria Los mecanismos naturales de producción contribuyen a lo que se conoce como recuperación primaria. Dependiendo del tipo de petróleo, las características del reservorio

y la ubicación de los pozos, el porcentaje de petróleo, inicialmente contenido en un reservorio que puede ser producido por estos mecanismos (factor de recuperación) puede variar de un pequeño porcentaje para un empuje por separación del gas disuelto a un 3035 por ciento para un empuje por agua o expansión del casquete. Tomando un promedio mundial, se estima que la recuperación primaria produce un 25 por ciento del petróleo contenido inicialmente en la roca. Para que el petróleo fluya de la roca reservorio al pozo, la presión a la que se encuentra el petróleo en el reservorio debe ser superior a la del fondo del pozo. El caudal con que el petróleo fluye hacia el pozo depende de la diferencia de presión entre el reservorio y el pozo, la permeabilidad, grosor de las capas y la viscosidad del petróleo. La presión inicial del reservorio generalmente es lo suficientemente alta para elevar el petróleo en los pozos de producción a la superficie, pero a medida que se extraen el gas y el petróleo la presión disminuye y el ritmo de producción comienza a descender. La producción, aun cuando está declinando, se puede mantener por un tiempo mediante procedimientos naturales tales como expansión del casquete de gas y el empuje del agua. Los principales mecanismos de producción natural son entonces, el empuje de agua, el empuje por gas disuelto y expansión del casquete de gas. Cuando esa energía natural deja de ser suficiente, se impone recurrir a métodos artificiales para continuar extrayendo el petróleo. Hay cinco métodos principales de extracción artificial: Bombeo con accionamiento mecánico: La bomba se baja dentro de la tubería de producción, y se asienta en el fondo con un elemento especial. Es accionada por medio de varillas movidas por un balancín, al que se le transmite movimiento de vaivén por medio de un tubo pulido de 2 a 5 metros de largo y un diámetro interno de 1 1/2 a 1 3/4 de pulgada, dentro del cual se mueve un pistón cuyo extremo superior está unido a las varillas de bombeo. El 70 % de los pozos de extracción artificial utiliza este medio, y sus limitaciones son la profundidad que pueden tener los pozos y su desviación (en el caso de pozos dirigidos). Bombeo con accionamiento hidráulico: Una variante también muy utilizada son las bombas accionadas sin varillas. Se bajan dentro de la tubería y se accionan desde una estación de bombeo hidráulico, que atiende simultáneamente 5 ó más pozos desde una

misma estación satélite. Este medio carece de las limitaciones que tiene el bombeo mecánico, y se pueden bombear pozos profundos o dirigidos. Extracción con gas o "gas lift" (surgencia artificial): Consiste en inyectar gas a presión en la tubería, para alivianar la columna de petróleo y llevarlo a la superficie. La inyección del gas se hace en varios sitios de la Dos equipos de bombeo mecánico operan simultáneamente en el mismo pozo y extraen petróleo de dos formaciones productivas. En el Yacimiento Chíhuido de la Sierra Negra, el más importante de Argentina, al norte de la provincia de Neuquén. Tubería, a través de válvulas reguladas que abren y cierran el paso del fluido automáticamente. Pistón accionado a gas ("plunger lift"): Es un pistón viajero, empujado por gas propio del pozo, y lleva a la superficie el petróleo que se acumula entre viaje y viaje del pistón. Bomba centrífuga con motor eléctrico sumergible: Es una bomba de varias paletas montadas axialmente en un eje vertical, unido directamente a un motor eléctrico. El conjunto se baja con una tubería especial que lleva el cable adosado y se baja simultáneamente o no con los tubos. Permite bombear grandes volúmenes. Recuperación secundaria A través de los años, los ingenieros en petróleo han aprendido que la aplicación de técnicas para el mantenimiento depresión en el reservorio puede producir más petróleo que el que se extrae por recuperación primaria únicamente. Mediante tales técnicas (conocidas como recuperación secundaría), la energía y el mecanismo de desplazamiento naturales del reservorio, responsables por la producción primaria, son suplementales por la inyección de gas o agua. El fluido inyectado no desplaza todo el petróleo. Una cantidad apreciable queda atrapada por fuerzas capilares en los poros de la roca reservorio y es pasada de largo. A esto se llama petróleo residual y puede ocupar de un 20 a un 50 por ciento del volumen del pozo. Además por las variaciones de permeabilidad, el agua inyectada puede saltear ciertas regiones portadoras de petróleo. La eficiencia total de un procedimiento de desplazamiento depende no sólo del número y la ubicación de los pozos de inyección y productores y de las características del reservorio (permeabilidad y petróleo residual), sino también de la relativa inmovilidad de los fluidos desplazantes y del petróleo desplazado. Sí la relación de movilidad es menor que uno (es

decir, cuando el fluido desplazante tiene menor inmovilidad que el desplazado) la eficiencia del arrastre o desplazamiento será alta y se removerá una gran cantidad de petróleo. Recuperación terciaria (Recuperación asistida) Recuperación asistida es el término que utiliza la industria petrolera pira describir las técnicas que se utilizan para extraer más petróleo de reservorios subterráneos, que el que se obtendría por mecanismos naturales o por la inyección de gas o agua. Los métodos convencionales de producción dejan en el reservorio una cantidad de petróleo que queda allí por ser demasiado viscoso o difícil de desplazar. El petróleo también podría quedar atrapado por capilaridad en las zonas inundadas del reservorio o podría no ser empujado por el agua y el gas que se inyectan en parte del yacimiento. En general, el objetivo de las técnicas de recuperación asistida de petróleo es extraer más hidrocarburos mejorando la eficiencia del desplazamiento. El espectro y los objetivos de los procesos térmicos Los métodos térmicos son los más usados entre las diferentes técnicas de recuperación asistida. Del petróleo producido mundialmente mediante estas técnicas de recuperación terciaria, alrededor del 75% es obtenido por recuperación térmica. Los usos corrientes de esta tecnología, apuntan a mejorar la recuperación de petróleos pesados, con viscosidad entre 100 a 100.000 veces mayor que la del agua y que naturalmente son difíciles de obtener por los métodos convencionales. Un incremento en la temperatura disminuye la viscosidad del petróleo y por tanto su velocidad de desplazamiento. Este aumento de calor produce otros efectos positivos en el proceso de recuperación. Por ejemplo, los componentes más livianos tienden a evaporarse y el petróleo residual a aumentar en volumen (y disminuir aún más su densidad). Esos efectos no se producen todos al mismo tiempo ni son igualmente efectivos en todos los reservorios. 3. VOLUMENES DE PRODUCCIÓN MUNDIAL Y EN BOLIVIA De acuerdo con The World Factbook, una extensión de la CIA que compara datos de cada país, nos presenta los siguientes datos de los países más productores de petróleo medidos en BBD (barriles por día)

1. Arabia Saudita: 11 590 000 barriles por día 2. Estados Unidos: 11 270 000 barriles por día 3. Rusia: 10 050 000 barriles por día 4. China: 4 180 000 barriles por día 5. Canadá: 4 001 000 barriles por día 6. Irán: 3 113 000 barriles por día 7. Irak: 3 066 000 barriles por día 8. México: 2 882 000 barriles por día 9. Kuwait: 2 802 000 barriles por día 10. Emiratos Árabes Unidos: 2 800 000 barriles por día El consumo mundial de petróleo por día está cerca de los 89 640 000 barriles. Por ello presentaremos a los 10 principales países consumidores son: 1. Estados Unidos: 11 500 000 barriles por día 2. China: 10 300 000 barriles por día 3. Japón: 4 700 000 barriles por día 4. India: 3.600.000 barriles por día 5. Rusia: 3 200 000 barriles por día 6. Arabia Saudita: 2 860 000 barriles por día 7. Brasil: 2 800 000 barriles por día 8. Alemania: 2 400 000 barriles por día 9. Canadá: 2 350 000 barriles por día 10. Corea del Sur: 2 300 000 barriles por día Como vemos, algunos de los países que consumen más petróleo también están entre los que más producen. Por el contrario, algunos de los principales consumidores como Japón, India, Brasil, Alemania y Corea del Sur no se encuentran entre los que más producen, aun siendo productores. En cuanto a producción Brasil se encuentra en el puesto número 11, India en el 25, Alemania en el 49, Japón en el 76 y Corea del Sur en el 188.

Ahora si nos centramos en lo que es Bolivia, veremos que a nivel mundial se encuentra en el puesto 51 de los productores con una producción que varía entre 51 y 58 mil barriles día. Toda la producción de petróleo se dirige a las 3 refinerías que están en el país, para obtener los productos comerciables, los cuales abastecen todo el mercado interno. Y en el ámbito de consumidor Bolivia se ubica entre los últimos debido a que consume menos de lo que produce, es decir que no necesita de importar petróleo, como materia prima de obtención de productos comerciables, para su consumo. 4. PROYECTOS EN BOLIVIA YPFB programa el Plan Inmediato de Exploración para el departamento de Santa Cruz, que considera actividades en 26 áreas exploratorias en las que se visualizó 42 proyectos de exploración que se desarrollarían hasta el 2021.

Varios de estos prospectos se ubican dentro la Zona Tradicional de Hidrocarburos. El potencial está asociado a la presencia de petróleo, gas y condensados, lo que convierte a Santa Cruz en una promesa importante para el país. Áreas del Plan de Exploración en el departamento de Santa Cruz ITAGUAZURENDA (ITG-X3): En diciembre próximo se tiene planificado el inicio de la perforación del pozo Itaguazurenda, proyecto que ha sido conceptualizado y

desarrollado 100% por YPFB Casa Matriz después de más de 20 años sin tener actividades operativas de perforación. A esta situación se suma el hecho que lo realizará con su equipo YPFB 01 de capacidad de 1500 HP (caballos de fuerza) de potencia. El proyecto Itaguazurenda se encuentra entre las áreas denominadas Boyuibe y Ovaí. LA MUELA-X1: El objetivo de la propuesta geológica de perforación del pozo La MuelaX1 (provincia Obispo Santisteban) es conocer la parte inferior del Carbonífero, formación Tupambi, su comportamiento como reservorio y su capacidad para almacenar hidrocarburos. BOQUERÓN NORTE: Las actividades desarrolladas dan la certeza de la confirmación de volúmenes importantes de petróleo y gas asociado a esta nueva producción de petróleo en el área Boquerón y nuevo campo descubierto Boquerón Norte, descubrimiento que se realizó con el Pozo BQN- 4D (ahora BQN-NX1D). ÁREA RÍO GRANDE: Las actividades hasta ahora desarrolladas son la confirmación de volúmenes importantes de gas en el reservorio San Telmo Inferior con un volumen de momento pequeño de 3,5 MMpcd pero que manifiestan la presencia de hidrocarburos en esta formación, por esta razón este descubrimiento está en evaluación y dentro de las recomendaciones se estableció la ejecución del proyecto profundo RGD-X1001 que tiene como objetivo evaluar la formación Huamampampa. MUCHIRI EN EL ÁREA CAROHUAICHO 8A: En el área Carohuaicho 8A que cuenta con una superficie de 100.000 hectáreas, se identifican tres lineamientos estructurales: Anticlinal Tatarenda, Monoclinal Caipipendi y Anticlinal Muchiri. Las actividades desarrolladas son el modelaje geológico estructural, procesamiento sísmico 2D y gestiones de solicitud de licencia ambiental para el proyecto de adquisición de datos magnetotelúricos y de los futuros proyectos de perforación. En 2015 se programó completar los trabajos de modelaje geológico y reprocesamiento sísmico 2D y adquisición de datos magnetotelúricos. Este proyecto está liderizado por YPFB Chaco. LOS HUESOS PROFUNDO: El área Carohuaicho 8C cuenta con una superficie de 97.500 hectáreas. Se visualizan las estructuras con potencial Los Huesos Profundo y Curuyuqui. Las actividades desarrolladas son elaboración y análisis de diseño sísmico en el área y reprocesamiento sísmico 2D. En 2015 se programó completar los trabajos de

reprocesamiento sísmico 2D e inicio de solicitud licencia ambiental para el proyecto de Adquisición Sísmica. DORADO OESTE X1001 y X1007: El área Dorado Oeste cuenta con una superficie de 86.250 hectáreas. Se identifican estructuras como Dorado Sur, Dorado Oeste y la posible continuación de la estructura Río Seco (Río Seco Sur). Las actividades hasta ahora desarrolladas son perforación del Pozo DRO-X1001 (en actual ejecución) y la construcción de camino y planchada del Pozo DRS-X1007. Para este año se programó completar los trabajos de perforación del Pozo DRO-X1001 e inicio del DRS-X1007. De igual forma, Petrobras, PESA y Pluspetrol desarrollan actividades exploratorias en las áreas Cedro, Caranda y Tacobo, respectivamente con expectativas importantes de descubrir hidrocarburos gaseosos y condesados. Asimismo, se cuenta con una cartera proyectos que se encuentran en etapa de negociación, autorización y aprobación de contratos tales como Arenales con Pluspetrol, Abapo y Charagua con YPFB.

ENERGÍA NUCLEAR La energía nuclear o energía atómica es aquella energía que se obtiene a partir de reacciones nucleares, es decir a partir de reacciones de partículas y núcleos atómicos. Estas reacciones pueden darse de forma espontánea o bien pueden ser provocadas por el ser humano. Este tipo de energía es muy eficiente, pero conlleva unos riesgos.

Esta energía puede ser utilizada para generar electricidad, pero para que esto se pueda llevar a cabo, primero hay que liberar esa energía del núcleo o nuclear. Para poder liberar esta energía se puede utilizar dos métodos: 

La Fusión Nuclear

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La Fisión Nuclear

Con cualquiera de estas dos formas de liberar energía, los átomos sufren una pérdida de masa, pero esta masa no se pierde sino que se convierte en energía calorífica. PRODUCCIÓN DE LA ENERGÍA NUCLEAR La energía nuclear es la energía que se libera durante el proceso de fusión o fisión del núcleo de los núcleos atómicos como producto de una reacción nuclear.

La energía que se puede obtener mediante estos procesos son muchos mayores que el que pueda desarrollar cualquier otro proceso. La desigualdad de materia en el momento de producirse la reacción entre los elementos es la que produce la energía.

Los átomos, son pequeñas partículas llenas de energía cuya composición básica se limita a la unión de protones y neutrones y su unión es la que libera la energía que tienen dentro y por la que se trabaja, cuando se enfrentan a la separación o cuando se ven envueltos en una unión forzosa con otros neutrones. FISIÓN NUCLEAR La fisión nuclear es una reacción que se produce en el núcleo del átomo que consiste en romper dicho núcleo por medio del impacto de un neutrón. En la fisión, dividimos el núcleo de un átomo. En esta división, el átomo queda dividido en partículas más pequeñas, pero no inferior a la mitad de la masa original, además de que posee dos o tres neutrones más. Al separarse, se libera la energía que mantiene los neutrones y los protones unidos. Cuando ocurre una reacción en cadena, debido a que una

de las partes, se una a otros neutrones, se produce una vez más una fisión nuclear, volviendo a liberar energía.

Esto se consigue al hacerlos chocar contra el Plutonio o el Uranio, de manera que en cada choque, se produce la fisión nuclear, se libere la energía y comience a despertarse una reacción en cadena que genera calor. Este calor sube y comienza a alimentar a las turbinas. Éstas mismas, formadas por palas, comienzan a girar a tal velocidad que comienzan a generar una energía que alimenta a un generador.

FUSIÓN NUCLEAR Para que se realice la fusión nuclear, es necesario que haya una temperatura muy elevada que haga que los átomos se separen de los electrones y se aproximen a otros, venciendo las fuerzas de repulsión electroestáticas.

Hay que tener en cuenta que cuando se fusionan átomos ligeros, de peso menos que el hierro, la energía, la emite. En el caso contrario, si los elementos que se fusionan son mucho más pesados, la energía, la absorben.

CENTRALES NUCLEARES Centrales nucleares de España: Actualmente España cuenta con ocho centrales nucleares, entre ellas Santa María de Garoña, cuyo desmantelamiento se está decidiendo actualmente. Las otras sietes centrales son: Almaraz I y Almaraz II; Ascó I y Ascó II, Cofrentes. Vandellós II.y Trillo, cada central nuclear produce un aproximado de 3000 MWth. Anteriormente España contaba también con las centrales José Cabrera.y Vandellós I que ya han dejado de funcionar. Centrales nucleares de Francia: Francia cuenta con 23 centrales nucleares y 59 reactores. Las principales plantas de Francia son la Central nuclear del Blayais, que produce unos 900 MWth, la Central nuclear de Chooz, que produce un apróximado de 305 y 1500 MWth y la Central nuclear de Civaux, que produce 1500 MWth. Centrales nucleares de Estados Unidos: Estados Unidos cuenta con 104 reactores nucleares y es actualmente el país con mayor cantidad de centrales nucleares. La mayoría de las plantas nucleares en EU se encuentra en los estados del este, como New Jersey, tiene una capacidad de 1050 MWth; Pennsylvania; New York, que tiene una potencia de 2300 MWth; North y South Carolina y Florida, como así también en Illinois, donde funcionan 11 centrales nucleares. Centrales nucleares de América Latina: En América latina hay varios países con centrales nucleares. Por ejemplo en Argentina podemos encontrar las centrales de Atucha I y II, que tienen una potencia de 350 MWth y el Embalse con 650 MWth de potencia. En México se encuentra la planta Laguna Verde con potencia de 1640 MWth y en Brasil la Central Nuclear Almirante Álvaro Alberto con una capacidad de total de 3000 MWth de potencia. ENERGÍA NUCLEAR EN BOLIVIA El proyecto de construcción del Centro de Investigación y Desarrollo en Tecnología Nuclear en la ciudad boliviana de El Alto ha sido concretado en la firma del contrato general. En 2016, los Gobiernos ruso y boliviano firmaron un acuerdo intergubernamental de cooperación en el ámbito nuclear, para el desarrollo del Centro de Investigación nuclear.

El Centro contará con un reactor experimental polivalente basado en el reactor científico de agua a presión, con una potencia nominal de unos 200 kilovatios. Además, tendrá un centro de tratamiento dotado con una instalación de rayos gamma, Por el momento se enfocan en la primera fase, que debe ser entregada a finales de 2019. El centro, según la directora de la Agencia Boliviana de Energía Nuclear (ABEN), Hortensia Jiménez, estará integrado por tres componentes, cada uno con un fin. La planta de Irradiación servirá para optimizar la calidad de la producción agrícola, mejorar la calidad de semillas, eliminar las plagas, reducir la carga bacteriana de los productos para evitar enfermedades y mitigar epidemias para garantizar la seguridad alimentaria del país. BIBLIOGRAFÍA http://bibliotecadigital.ilce.edu.mx/sites/ciencia/volumen1/ciencia2/39/html/sec_8.html https://www.tareasya.com.mx/tareasya/secundaria/ciencias/quimica/1380_productosderivados-del-petroleo https://es.wikipedia.org/wiki/Petr%C3%B3leo www.erenovable.com www.wikipedia.com