Queridos lectores,
Esta semana Luis Cosin se ha ofrecido para aclarar un tema que suele confundir al profano, y es cómo se evalúan las reservas de petróleo, qué significan de modo práctico, y por qué van cambiando tanto. Espero que tras su monografía puedan entender mejor y poner en perspectiva tantos anuncios como se hacen hoy en día de los grandes yacimientos que se van encontrando.
Les dejo con Luis. Salu2,
AMT
RESERVAS
DE COMBUSTIBLES FÓSILES ¿QUÉ SON Y CÓMO SE MIDEN?
0.-
INTRODUCCIÓN
Últimamente
hay un goteo de noticias tratando el tema de las reservas de
combustibles fósiles y surgen
preguntas:
¿Por
qué sufren revisiones al alza o a la baja?
¿Se
descubren realmente nuevas reservas o son ampliaciones de las
existentes?
¿Cómo
se puede saber cuánto son de grandes?
¿Es
lo mismo una reserva de gas que una de petróleo?
En
definitiva: ¿cómo se suman peras y manzanas?
En
este artículo pretendo describir brevemente el proceso de formación
de los combustibles fósiles, necesario para entender las
particularidades de cada tipo de yacimiento, y el proceso que se
sigue para descubrir nuevos yacimientos y estimar su producción
futura.
1.-
CÓMO SE FORMAN LOS COMBUSTIBLES FÓSILES
Los
combustibles fósiles son, esencialmente, materia orgánica
fosilizada, procedente de
organismos vivos.
En
términos cuantitativos de masa, la materia viva está
compuesta esencialmente por:
Glúcidos
(o carbohidratos), que forman parte de la pared celular y los
tejidos estructurales de los vegetales (tallos, ramas, hojas,
tronco...).
Tambien
contiene proteínas y ADN, pero en cantidades que son
comparativamente muy pequeñas, irrelevantes para el análisis que
vamos a hacer.
Carbohidratos
y lípidos fosilizan de forma diferente y conducen a materiales
totalmente distintos.
1.1.-
Fosilización de los lípidos: el petróleo y el gas natural
Los
lípidos o grasas (en su mayor parte, triglicéridos)
son compuestos ricos en hidrógeno y pobres en oxígeno.
Su fórmula estequiométrica:
Cn+1 H2n+2
O3
Es
casi la de un hidrocarburo convencional (CnH2n+2),
y su estructura en largas cadenas de carbono e hidrógeno enlazados:
Estructura
de un triglicérido típico, formado por una molécula de glicerina
(3 carbonos, a la izquierda) y largas cadenas de carbono e hidrógeno,
que pueden superar los 15 o incluso 20 eslabones. Los triglicéridos,
desde el punto de vista químico, son ésteres de glicerina con
ácidos grasos de cadena larga.
Debido
a la escasa presencia de oxígeno no fermentan, sino que, por medio
del calor y la presión, y en ausencia de oxígeno, sufran dos tipos
de reacciones:
Rompimiento
(“cracking”) térmico o pirólisis, que produce la
descomposición térmica de triglicéridos y otros compuestos
orgánicos en moléculas más simples, como alcanos, alquenos y
sustancias aromáticas (componentes fundamentales del petróleo y el
gas natural) y ácidos carboxílicos.
Las moléculas
pequeñas resultado del cracking (fundamentalmente metano
90-95%, etano 2-6%, y propano 1-2%), junto con otros gases como
helio, sulfuro de hidrógeno, nitrógeno y mercaptanos forman
lo que se conoce como “gas natural”.
Por este motivo, el gas
natural suele acompañar a los yacimientos de petróleo y constituye
una parte fundamental de las reservas de combustibles fósiles.
El
plancton marino y las algas microscópicas acumulan
grasa en gran cantidad en sus organismos, como almacén de energía:
Por
lo que se cree que son las principales fuentes de materia orgánica
de las que derivan el petróleo y el gas natural que existen en la
actualidad.
1.2.-
Fosilización de los hidratos de carbono: el carbón
Los
hidratos de carbono tienen la fórmula general:
Cn+x H2nOn
Estequiométricamente,
son casi una combinación de carbono (C) y agua (H2O). Por
eso se les llama “hidratos de carbono”.
Por
este motivo:
Pueden
ser fermentados debido a la acción de bacterias
anaeróbicas, que consumen el propio oxígeno de los
carbohidratos para producir energía, liberando CO2 y H2O
e incrementando gradualmente el contenido en carbono a medida
que el oxígeno se va a agotando (notar que esto no ocurre con los
lípidos, que no fermentan). Este proceso se conoce como
“carbonificación”.
Además,
sometidos a grandes presiones y temperaturas, sufren una reacción
de deshidratación (pérdida de agua) dejando carbono
elemental (lo que se conoce tambien como “carbonización”).
Es lo que observamos, por ejemplo, cuando se calienta sin arder una
madera o un trozo de papel. El proceso de deshidratación a altas
temperaturas es el que genera el carbón vegetal o “picón”.
Por
su abundancia, hay dos hidratos de carbono que merecen mención
especial: la lignina y la celulosa.
La
celulosa es un polímero natural, formado por unidades de
glucosa (que es un carbohidrato) polimerizadas (conectadas
unas con otras en una especie de malla extensa):
Estructura
molecular de la celulosa
La
celulosa forma las paredes celulares de los vegetales: La
pared de una célula vegetal joven contiene aproximadamente un 40% de
celulosa; la madera un 50%, mientras que el ejemplo más puro de
celulosa es el algodón con un porcentaje mayor al 90%.
Por
su parte, la madera es rica en lignina (el nombre viene
precisamente de la palabra latina “lignum” que significa
“madera”), que es otro polímero natural, de estructura más
compleja que la celulosa pero con estequiometría similar (de
carbohidrato), y está presente en gran cantidad en las paredes
celulares de las plantas y también en las dinophytas del reino
Chromalveolata.
Estructura
molecular de la lignina
Por
ejemplo, hay un tipo de carbón joven llamado lignito, que se
llama así por tener muchas veces la forma de la madera de la que
proviene:
Pieza
de Lignito
2.-
CUÁNDO Y CÓMO SE FORMARON LOS COMBUSTIBLES
FÓSILES
Los
combustibles fósiles, a los que hoy somos tan aficionados, tienen su
origen en dos eras muy concretas del paleozoico: el Devónico y el
Carbonífero.
Las
eras del paleozoico (escala en millones de años)
Los
tipos diferentes de vida (y materia orgánica asociada) presentes en
estos periodos y las diferentes formas en que ésta se fosiliza,
dieron lugar a petróleo y gas en el Devónico y carbón
en el Carbonífero.
2.1.- El petróleo y el gas natural
Durante
el Devónico (nombre que proviene del condado de Devon, en
Inglaterra), los océanos y los ríos se llenaron de plancton y
algas microscópicas que, como hemos visto, acumulan gran
cantidad de grasa en sus organismos.
A
medida que sus cadáveres se iban acumulando en cuencas
sedimentarias, normalmente mares poco profundos y cuencas
de ríos, e iban siendo recubiertos por nuevas capas de
sedimentos, la presión y la temperatura en los
sedimentos más profundos aumentaban hasta que se iniciaron las
reacciones de fosilización, que conducen a la formación de petróleo
y gas natural.
El proceso
de formación del petróleo y el gas natural es lento y azaroso y
tiene los siguientes pasos:
A
suficiente presión y temperatura, comienzan las reacciones de
formación de hidrocarburos y se transforman poco a poco en
arenas asfálticas. En algunos casos el proceso se detiene
aquí (por ejemplo, en los yacimientos de arenas asfálticas de
Canadá).
Posteriormente,
a presiones aún mayores, las arenas asfálticas se
metamorfizan (se producen cambios mineralógicos) dando lugar
a rocas areniscas impregnadas de petróleo y gas y se
intensifica el “cracking” de los hidrocarburos pesados
para dar origen a otros más ligeros.
En
algunos casos, a temperaturas demasiado altas o mantenidas
demasiado tiempo, todos los hidrocarburos se transforman en
gas natural. Normalmente, sólo una parte se transforma en
gas y el resto permanece como hidrocarburos líquidos.
De
hecho, se estima que la inmensa mayoría del petróleo y gas
(más del 99%!) formado a lo largo del tiempo ya ha escapado a la
superficie. Queda sólo aquél que, azarosamente, ha sido
capturado en una trampa por una roca sello, típicamente arcillas (en
zonas fluviales) y rocas salinas (en antiguos mares) que son poco
permeables.
La
roca en la que el petróleo y el gas quedan impregnados se llama roca
“almacén” y tiene una importancia fundamental. De sus
características físicas y químicas depende la cantidad de
petróleo que se podrá extraer de un yacimiento.
Lutita:
típica roca porosa que sirve de almacén de hidrocarburos
Cada
petróleo tiene “su” receta y “su” historia. No hay
dos iguales. Incluso la composición de lo que se extrae de cada
yacimiento varía a lo largo del tiempo.
Crudo
ligero (Nigeria) Crudo intermedio (Brent) Crudo pesado (Venezuela)
Por
este motivo, a efectos comerciales, se suele trabajar con valores
medios de densidad, contenido en azufre...etc. El petróleo
comercial es una mezcla de producto de varios pozos con una
especificación más o menos constante.
Así
pues, sacar petróleo es más bien parecido a esto:
Sacar
petróleo es como absorber líquido de una esponja con una pajita
2.1.- El carbón
Durante
el Carbonífero (literalmente “la edad del carbón”), los
árboles y vegetales leñosos grandes colonizan la tierra
firme y los pantanos y sus restos de madera y hojas se
acumulan en zonas pantanosas, lagunares o marinas, de poca
profundidad.
El
proceso de formación del carbón requiere de la acción de bacterias
anaerobias o calor, es mucho más sencillo que el del petróleo y
tiene los siguientes pasos:
Los
vegetales terrestres muertos, hojas, maderas, cortezas, y
esporas, ricas en celulosa y carbohidratos se van acumulando en el
fondo de una cuenca de sedimentación, en zonas pantanosas,
lagunares o marinas, de poca profundidad. Quedan cubiertos de agua
y, por lo tanto, protegidos del aire.
Las
bacterias anaerobias lentamente transforman el material
mediuante fermentación, consumiendo el oxígeno de la propia
materia organica, liberando CO2 y H2O y
dejando un resíduo cada vez más rico en carbono.
Posteriormente
pueden cubrirse con depósitos arcillosos procedientes de
aluviones o inundaciones, lo que contribuirá al mantenimiento del
ambiente anaerobio, adecuado para que continúe el proceso de
carbonificación.
En
función del grado de carbonificación que haya sufrido la
materia orgánica, podemos encontrar varios tipos de carbón. De más
a menos, son los siguientes:
Estos
tipos son bastante homogéneos a lo largo de todo el mundo.
Tipos
de carbón mineral
Se
cree que la mayor parte del carbón se formó durante el período
Carbonífero (hace 190 a 345 millones de años).
3.-
DÓNDE ENCONTRARLOS
Como
se ha explicado en la discusión anteiror, el petróleo y el gas
natural se encuentran en:
Por
su parte, el carbón se encuentra en:
Y
es mucho más abundante que el petróleo y el gas. Suele localizarse
bajo una capa de pizarra y sobre una capa de arena y arcilla.
4.- CÓMO SE ENCUENTRAN
El
dios Hades de los giegos (Plutón para los romanos) regía el
inframundo y custodiaba con celo sus tesoros.
Se
le invocaba golpeando el suelo con la mano o con una vara y lanzando
toda clase de maldiciones.
¿Cómo
encontramos petróleo y gas en la actualidad?
Pues
bien: haciendo exactamente eso mismo! Aunque las maldiciones
se guardan para los casos en los que se perfora un agujero y no
aparece nada.
Una
vez que hemos identificado una antigua cuenca sedimentaria,
una parte fundamental de la exploración consiste en hacer “mapas”
de las capas profundas de la corteza terrestre.
Esto
se consigue por medio de técnicas sísmicas:
Obtención
de datos sísmicos con un generador de ondas sísmicas y geófonos
Un
dispositivo generador de ondas sísmicas (algo que golpea el
suelo o detona pequeñas cargas explosivas) genera ondas que
se reflejan y se refractan en las diferentes capas del
suelo y son “escuchadas” por geófonos situados a una
cierta distancia de la fuente.
El
suelo, por ser muy denso, es un excelente transmisor del sonido,
lo que podemos comprobar por ejemplo en verano, en la playa, poniendo
el oído en el suelo y escuchando las pisadas de un partido de fútbol
a más de 100 metros. Además, la velocidad del sonido es muy
diferente en función de la composición de cada capa suelo.
Midiendo
los tiempos que tardan las ondas en volver a la superficie y
ser recogidas por los diferentes geófonos, y resolviendo los
sistemas de ecuaciones correspondientes, se pueden hacer mapas
relativamente precisos de las diferentes capas.
Ejemplos
de mapas sísmicos
Estos
mapas sísmicos no miden distancias, sino tiempos!
Para
obtener la profundidad de cada capa, hay que conocer la
densidad y la velocidad del sonido en cada segmento, y eso
sólo podrá hacerse más adelante, con los primeros sondeos.
Los geólogos
y geofísicos pasan horas delante de estos diagramas, asistidos por
ordenadores potentes, para tratar de detectar las formaciones
susceptibles de convertirse en trampas de petróleo.
Es típico
el caso de las anticlinales (pliegues convexos hacia abajo) y
fallas (por las que el petróleo migra hacia la superficie).
Anticlinal
con roca almacén y roca sello
De
hecho, los ordenadores modernos, con capacidad de proceso que hace
unos pocos años era impensable, han supuesto un salto cualitativo
en la calidad de estos análisis preliminares y han mejorado
drásticamente la fiabilidad de esta tecnología.
Los
descubrimientos más recientes serían imposibles sin esta
tecnología, pues requieren miles de millones de horas de cálculo
manual.
Una
vez localizada una zona prometedora, hay que hacer la primera
perforación... La perforación el primer pozo de test es un momento
clave.
La
media de la industria a escala mundial es de 1 perforación
exitosa por cada 15-20 perforaciones secas.
Plataforma
de perforación (rig) onshore
Plataformas
de perforación (rig) offshore
No
hace falta comentar que, en la perforación offshore, la complejidad
y el costo se incrementan rápidamente con el grosor de la lámina
de agua intermedia.
La
exploración en aguas profundas (lámina de agua de grosor
superior a 1.000 m) sólo ha sido viable y razonablemente segura
desde hace 7-8 años.
El
carbón es, comparativamente, mucho más fácil de localizar y
extraer. Suele aflorar en estratos a lo largo de fallas del
terreno y encontrarse entre una capa de arcilla y otra de
pizarra.
Veta
de carbón a la vista en una falla del terreno
Se
estima que la mayor parte de las vetas de carbón están aún sin
descubrir, por no ser rentable su explotación (son demasiado
pequeñas o están demasiado alejadas de los centros de consumo).
5.-
CÓMO SE ESTIMA LA CANTIDAD
5.1.-
No son lo mismo “Recursos” (“Oil in place”) que “Reservas”
La
cantidad total estimada de petróleo en un reservorio,
incluyendo las partes extraíbles y no extraíbles, se llama
“recurso” (“oil in place” en inglés).
Dadas
las características de cada reservorio y las limitaciones de las
tecnologías de extracción del petróleo, sólo una parte de
los recursos puede llevarse a la superficie. Esta parte se denomina
“reservas”.
El
cociente reservas/recursos se denomina factor de recuperación,
FR, (“recovery factor” en inglés) y varía enormemente de
un lugar a otro. Depende de:
Inyección
de gas o agua para aumentar la presión.
Inyección
de surfactantes para mejorar la porosidad.
Inundación
para arrastrar el petróleo hacia la parte superior del reservorio.
Uso
de microbios anaerobios que “digieran” el petróleo más
pesado y lo transformen en compuestos más ligeros.
“Fracking”
(fraccionamiento hidráulico o físico mediante explosiones)
consistente en quebrar la roca almacén para mejorar su porosidad.
Este tipo de tecnología permite exraer petróleo y gas de la
pizarra (“shale oil” / “shale gas”), que es una roca muy
poco permeable. Es un procedimiento polémico por la posibilidad de
contaminar acuíferos y crear fallas o incluso terremotos locales.
En
general:
Los
de petróleo intemedio (por ejemplo, el del Mar del Norte),
no suelen superar el 20%, aunque con tecnologías mejoradas
(“enhanced recovery”) pueden llegar al 25%.
Y
los de pesado y extra-pesado, como el mexicano o venezolano,
raramente superan el 5% en la actualidad, a no ser que la
explotación se pueda hacer a cielo abierto (como en el caso de las
arenas bituminosas de Canadá).
Actualmente
asistimos a un cierto “revival” de zonas que habían entrado en
fase de declício avanzado gracias a las nuevas técnicas de
recuperación avanzada (“enhanced recovery”). Se habla de
recuperación secundaria o incluso terciaria.
5.2.-
Reservas probadas, probables y posibles.
La
contabilidad de reservas de petróleo y gas es la pesadilla del
economista con mentalidad de contable, ya que no se suman reservas
igual que se suman euros, dólares, coches o kilos de manzanas.
Para
empezar, los criterios para medir la cantidad estimada de reservas no
son uniformes, y algunas petroleras estatales usan sus
propios criterios (no homologables) para estimarlas.
Vamos
a comentar aquí los estándares más aceptados por la
industria a nivel internacional.
En
función de la certeza con la que se espera encontrar reservas en un
yacimiento, se habla de reservas probadas, probables y posibles.
Por
lo que hemos comentado anteriormente sobre los factores de
recuperación, las reservas posibles son varias veces superiores
a las probables y probadas (del orden de 1 a 10 o 1 a 20).
Las
compañías (privadas y algunas estatales) se someten periódicamente
a auditorías de reservas para comprobar la veracidad de los
números que publican.
El
problema es que dos de las mayores petroleras estatales, que
supuestamente acumulan más del 60% de las reservas mundiales de
petróleo (no hace falta decir quiénes son!) y de las que depende
buena parte del suministro mundial, no aceptan someterse a este
tipo de auditorías.
Se
supone que “alguien” debe estar manejando esos números, pero
desde luego no son de dominio público.
5.3.-
Estimación de las reservas de petróleo y gas
Hay
varios métodos para el cálculo de reservas, y normalmente se
utilizan todos ya que cualquier información que sirva de
contraste ayuda en la toma de decisiones de inversión que son
enormemente costosas.
Se
agrupan en tres categorías y todos tienen ventajas y desventajas:
Balance
de material: Usa una ecuación termodinámica que relaciona el
volumen de agua, petróleo y gas que han sido producidos en la
historia del yacimiento y los cambios de presión observados en el
mismo para deducir el petróleo restante. Requiere gran volumen de
datos (que no siempre están disponibles) y sólo sirve para
yacimientos que han producido entre el 10 y el 15% de su capacidad.
Curva
de declinio: Utiliza la curva de producción histórica para
estimar la producción futura, ajustándola a una curva de regresión
(que suele ser hiperbólica, exponencial o armónica). Requiere un
historial extenso y exhaustivo para que la estimación sea buena.
Curva
típica de de declinio de un yacimiento con pico de producción al
comienzo
Volumétricos:
Intentan determinar la cantidad de petróleo presente (“oil in
place”) utilizando el tamaño del yacimiento así como las
propiedades físicas de sus rocas y fluidos. Se asume entonces un
factor de recuperación, basado en la experiencia de yacimientos
similares cuyo comportamiento es conocido y esto da unas reservas
estimadas. Son los más útiles a la hora de tomar una decisión de
explotación inicial y al comienzo de la vida del yacimiento.
En los métodos
volumétricos, la industria suele usar el siguiente modelo de tipo
“criba descendente” para determinar las reservas probadas,
probables y posibles:
Reservas = Volumen del
yacimiento (V)
×
Porosidad
(φ)
×
Saturación
de hidrocarburos (S)
×
Factor
de expansión a presión atmosférica (N)
×
Factor de recuperación
(FR)
El
producto Recursos = V×φ× S ×N no es más que el “oil
in place” que, multiplicado por el factor de recuperación (FR),
nos da las reservas.
Vamos a ver cómo se
determina cada uno de estos factores:
Volumen
del yacimiento (V): Ya hemos explicado cómo el petróleo se
encuentra retenido, habitualmente entre una roca impermeable (roca
sello) y una capa de agua inferior. El asunto es estimar tanto el
grosor de la capa como su extensión. Para ello, los geólogos
suelen apoyarse en información proporcionada por pozos de muestreo
realizados a lo largo de una región, imágenes de sísmica y
correlaciones con otros yacimientos ya conocidos (la industria
tiene tras de sí más de 100 años de experiencia en
equivocaciones evaluando el tamaño de yacimientos).
Porosidad
(φ):
Mediante pozos de muestreo, se extrae material y se somete a un
análisis mineralógico para determinar el tamaño medio del poro y
el grado de conectividad entre poros adyacentes. De esta forma, se
evalúa el espacio real disponible para petróleo y gas
“extraíbles”.
Saturación
de hidrocarburos (S): En los yacimientos, y debido al propio
proceso de formación del petróleo y el gas, éstos suelen estar
mezclados con agua. La saturación en aceite o gas (porcentaje en
masa de aceite o gas y agua en la roca) se determina mediante
muestras.
Factor
de expansión a presión atmosférica (N): Los yacimientos
suelen estar bajo km de roca, a presiones inmensas, por lo que el
petróleo y el gas se encuentran enormemente comprimidos y se
expanden rápidamente a medida que ascienden por el tubo al ser
extraídos a presión atmosférica.
Esto puede provocar uno
de los accidentes más típicos (y peligrosos) de este tipo de
explotaciones: el blow-out:
Un
blow-out
Factores típicos de
expansión son 100/1 o incluso 1.000/1.
Factor
de recuperación (FR): Como se ha comentado anteriormente, en
función de las características anteriormente citadas del
yacimiento, se estima por comparación con otros similares el
porcentaje de recursos que se puede extraer y se determinan así las
reservas.
Dado
que existe un margen de error más o menos amplio en cada una de las
variables anteriores, lo habitual es determinar para cada una de
ellas un intervalo de confianza y una distribución de probabilidad
(por ejemplo, triangular, con valor mínimo, máximo y más probable)
y usar simulación de Montecarlo para obtener una distribución
probabilística del producto.
Esta
distribución se suele parecer a esto (es una distribución tipo
“beta”, que es similar a una normal, pero con un valor más
probable más prudente):
Distribución
Beta e intervalos de confianza
En
general, el conocimiento del yacimiento va mejorando con la
explotación, con lo que la indeterminación inicial va disminuyendo.
Las primeras estimaciones suelen quedarse cortas y las reservas
suelen aumentar de forma vegetativa con el tiempo, simplemente
por ajustes entre el modelo teórico inicial conservador y la
realidad observada.
En
2007, la SPE (Society of Petroleum Engineers), el WPC (World
Petroleum Council), la AAPG (American Association of Petroleum
Geologists) y la SPEE (Society of Petroleum Evaluation Engineers)
elaboraron un sistema más sofisticado de evaluación de reservas que
incluye tanto las probadas como las:
Contingentes:
Cantidades de petróleo que se estima que se pueden recuperar, pero
cuyos proyectos están paralizados y aún no han sido
declarados comerciales por causas contingentes (litigios, ausencia
de mercados, tecnología en desarrollo).
Prospectivas:
Cantidades de petróleo que se estima que se pueden recuperar, pero
que aún no se han descubierto (por ejemplo, zonas aledañas
de grandes campos muy productivos) y tienen alguna posibilidad de
serlo en el futuro.
Reservas
mundiales probadas de petróleo. Nota: incluye las no convencionales
Composición
de las reservas conocidas de petróleo. Las convencionales son sólo
el 30%
5.4.-
Los criterios de la SEC (Securities and Exchange Commission)
La
SEC obliga a las empresas energéticas que cotizan en mercados de
valores USA a calcular sus reservas de acuerdo a una metodología
que, en general, se ha ido quedando obsoleta (las reglas datan en su
mayoría de los años 70).
Los
criterios económicos son los que tienen mayor peso (la
normativa está pensada para proteger al accionista), y un efecto
perverso de las mismas es que las reservas crecen cuando sube el
precio y disminuyen cuando baja, lo cual no parece muy razonable.
Recientemente
han hecho algunos cambios que intentan mitigar el baile de cifras,
por ser contraproducente, y tratan de recoger de alguna forma las
reservas contingentes, aunque con criterios muy conservadores.
5.5.-
Estimación de las reservas de carbón
Las
reservas de carbón se estiman de forma similar a las de
petróleo: metiante sísmica de alta precisión y pozos de
sondeo se intenta determinar la extensión y el grosor de la veta
y las dificultades técnicas para extraerla.
El
tipo de explotación va a depender del material y su distribución:
Las
vetas de turba y lignito, que son geológicamente más
recientes, normalmente son horizontales y cercanas a la
superficie por no haber sufrido pliegues, y se suelen explotar
mediante minería a cielo abierto, una opción más sencilla
y barata en general (aunque el material extraído tiene mucho menos
poder calorífico por unidad de masa).
Mina
de carbón a cielo abierto en Córdoba
Las
de antracita y hulla (como, por ejemplo, las que existen en
el norte de nuestro país y en gran parte del norte de Europa)
tienen mucho mayor poder calorífico, pero suelen encontrarse en
estratos antiguos, plegados y deformados por la tectónica,
por lo que su explotación suele ser en minas convencionales
(de túnel) y es, por tanto, más costosa y peligrosa.
Mina
de carbón de túnel en León
Finalizamos
con una estimación a día de hoy de las reservas de carbón:
Los
grandes productores de carbón:
Grandes
productores mundiales de carbón
