2.4 CARACTERÍSTICAS FÍSICAS, QUÍMICAS Y BIOLOGÍCAS DE LAS ROCAS GENERADORAS

Es la roca donde se acumula la materia orgánica proveniente de animales y vegetales que quedaron incorporados en el fango del fondo de mares y lagos.

QUIMICAS

*Porosidad por disolución en calidez.

La porosidad es el porcentaje de volumen total de la roca generadora ocupada por espacios vacíos. El valor de la porosidad y potencias mínimas dependen de las condiciones locales.

La facilidad con que una roca se desprende de los hidrocarburos que contiene, depende de su permeabilidad. Son necesarios tres requisitos para la permeabilidad.

Porosidad.

Poros interconectados.

Poros tamaño súper capilar.

La permeabilidad es la capacidad de la roca almacenadora para transmitir los fluidos.

FISICAS

*Fracturación de cualquier tipo quebradizo de roca.

Las fracturas pueden aumentar la capacidad de almacenar, la fracturación tiene a producir esquemas geométricos aunque la forma de este esquema depende de la naturaleza de las fuerzas que producen la fracturación.

Estos suelos menos compactados tienen más espacios porosos para retener un mayor volumen de agua y realizar los intercambios gaseosos, facilitan la conductividad del agua y propician un mejor ambiente para el desarrollo de los microorganismos. La ganadería, en los primeros 10 cm de suelo presenta valores de resistencia a la penetración que van de 2.6 a 3.3 kg/cm² los cuales se consideran elevados. La porosidad se refiere al volumen de espacios vacíos del suelo. La ganadería se caracteriza por tener unos suelos de porosidad intermedia

con valores alrededor del 57% en promedio. La conductividad hidráulica se define como la velocidad de filtración de fluidos en suelos saturados (suelos con sus espacios porosos ocupados por agua). Los sistemas ganaderos presentan valores bajos de conductividad hidráulica (de 8 a 18 cm³/hora). En sitios donde una infiltración pobre es acompañada por pendientes pronunciadas, se pueden presentar serios problemas de erosión, fenómeno caracterizado por el arrastre de suelo, fertilizantes y enmiendas aplicadas hacia sitios más bajos y fuentes de agua, causando de esta manera una contaminación de ríos y humedales.

2.5 EL KERÓGENO

La M.O. dispersa en el sedimento se degrada progresivamente, pasando de biopolíperos a geopolímeros (kerógeno) a través del fraccionamiento, destrucción parcial y reagrupamiento de los componentes elementales de las macromoléculas.

Degradación bioquímicaSe inicia con la acción bacteriana sobre la M.O. El proceso se realiza a través de la respiración en condiciones aerobias, o por fermentación en condiciones anaerobias. La M.O. sedimentada en presencia de bacterias, es oxidada a compuestos inorgánicos (mineralización), utilizando el oxidante disponible (oxígeno, en medios oxigenados) que proporcione la más alta entalpía libre por mol de compuesto orgánico oxidado. En condiciones anaerobias, las bacterias actúan de modo preferente sobre determinados sustratos.

Policondensación e insolubilizaciónAl mismo tiempo que los biopolímeros generan geomonómeros, se inicia un proceso competitivo con la degradación. Muchas de las moléculas presentes en los organismos muertos, son muy reactivas químicamente, y reaccionan espontáneamente entre sí para dar otro tipo de polímeros con estructuras al azar, resistentes a la degradación anaerobia. Estos compuestos, llamados geopolímeros, son relativamente estables y preservan la M.O. aún en presencia de bacterias. A medida que se produce la policondensación, se produce la insolubilización. Existen distintas clases de polímeros:

Ácidos fúlvicos: Solubles en Na (OH) y en HCl. Ácidos húmicos: Solubles en Na (OH) e insolubles en HCl. Humin: Insoluble en Na (OH). El humin se hidroliza en presencia de ClF

FH, mientras que el kerógeno resisten el ataque de los ácidos minerales.La insolubilización es la última etapa de la diagénesis, y da como resultado una mayor policondensación y reordenamiento macromolecular. Durante este proceso, se pueden distinguir dos etapas: La primera, caracterizada por la pérdida de enlaces peptídicos y disminución de la relación H/C; esta etapa afecta a las primeras decenas de metros de sedimentos. La segunda etapa se realiza a mayor profundidad y provoca una disminución en la relación O/C, debido principalmente a la eliminación de grupos carboxilo. Se producirá también una disminución en la relación ácidos fúlvicos/ácidos húmicos. La evolución será:

Ácidos fúlvicos -> Ácidos húmicos -> Humin

El resultado final de las tres etapas, es un policondensado insoluble en álcalis, llamado humin, con una estructura análoga al kerógeno (el kerógeno es el Humin desmineralizado). Realmente, el kerógeno se define como la fracción orgánica contenida en las rocas sedimentarias, y que es insoluble en disolventes orgánicos (la parte soluble, se denomina bitumen).Representando la relación existente entre el H/C y el O/C, se obtiene el diagrama de Van Krevelen, que establece tres tipos distintos de kerógeno:

Tipo I: Alta relación H/C. Alto potencial generador de petróleo y gas.Procede de algas o M.O. enriquecida en lípidos por actividad de microorganismos. Tipo II: Disminuye la relación H/C, así como su potencial generador de petróleo y gas. Procede de una mezcla de fitoplancton, zooplancton y bacterias sedimentadas en un ambiente reductor.Tipo III: Kerógeno bajo en H/C y alto en O/C. Contiene muchos grupos carboxilo. Es el menos favorable para la generación de petróleo, aunque puede producir cantidades apreciables de gas. Procede de plantas continentales.

Los diversos tipos de kerógeno, al igual que la evolución del kerógeno de una formación, siguen la dirección de las flechas al incrementarse la profundidad (camino de evolución del kerógeno). Cada tipo de kerógeno se caracteriza pues, por una diferente concentración de los cinco elementos primarios

(C, H2, O2, N y S), y cada cual presenta un potencial diferente de generación de petróleo.

2.6 GENERACIÓN DE HIDROCARBUROS LÍQUIDOS Y GASEOSOS

El petróleo, y en general los hidrocarburos tanto líquidos como gaseosos, proceden de la materia orgánica depositada y acumulada durante cl proceso de sedimentación a través de una serie de transformaciones que se producen en el subsuelo. Dichas transformaciones, que en conjunto reciben el nombre de maduración, están controladas principalmente por el aumento de temperatura que se produce con el aumento de profundidad como

consecuencia del gradiente geotermico y/o por fuentes locales de calor. Sin embargo, se trata de un proceso de baja temperatura que no supera los 2OO-25O° C. 

De una manera muy general, esta transformación consiste en la pérdida de O y N en forma de H20, CO2 y NH3 y en el enriquecimiento relativo en H y C. Aunque el proceso lo inician ciertas bacterias anaerobias, a medida que aumenta la profundidad de enterramiento, éstas desaparecen, quedando

controlado a partir de entonces por el aumento de temperatura, en forma de destilación natural de dicha materia orgánica. En este proceso se distinguen tres etapas, en función de la temperatura: diagénesis, catagénesis y metagénesis.

- La diagénesis: es la serie de procesos que sufre la materia orgánica desde su enterramiento hasta que se transforma en kerógeno(*) (Especificaré qué es el Kerógeno al final de este encabezado) y empieza la generación de petróleo.

La materia orgánica incluida en arcillas que se compacta sufre reacciones bastantes complejas. El punto de inicio de estas reacciones son los cuatro biopolímeros principales: carbohidratos, proteínas, ligninas y lípidos.

En los primeros estados de la diagénesis los biopolímeros son fragmentados en estructuras más simples llamadas geomonómeros, los cuales, más tarde, vuelven a polimerizarse y se transforman en geopolímeros. Durante estos procesos la materia orgánica pierde casi todo el N, mucho O y S, y algo de H y C.

Estos procesos se dan en un principio por la acción de bacterias y procesos químicos no biológicos, y más tarde por cracking térmico. En general la transición a geopolímeros es muy rápida: de cientos a miles de años.

- La catagénesis: Tiene lugar según el Kerógeno es calentado. La catagénesis es el estado en que a partir del Kerógeno se genera petróleo y gas.

- La metagénesis: Es el último estado en que cesa la generación de petróleo y gas, pero se sigue generando mucho metano ( CH4) por alteración del crudo previamente generado.

El gas natural que contiene entre un 75-85% de metano, normalmente se encuentra asociado con depósitos de petróleo; estos depósitos son el legado de las plantas marinas que vivieron y murieron en mares interiores hace millones de años. Son embargo, no todo el metano de la tierra es “metano antiguo”, se estima que las bacterias metanógenas* que viven en las termitas y en los sistemas digestivos de los animales herbívoros producen cerca de 2000 toneladas de metano por año.

Podemos añadir, que el gas natural es un gas incoloro y se añade deliberadamente trazas de compuestos de azufre, como el etanodiol, con el fin de advertir algún escape peligroso.

El kerógeno remanente es casi grafito en esta etapa.

En general, la generación de los hidrocarburos está fuertemente asociada a la profundidad de enterramiento.

La profundidad de generación depende del gradiente geotérmico local, del tipo de kerógeno y de la historia de enterramiento.

A pocas profundidades sólo se genera metano biogénico.

.- Entre 1 y 2 Km de profundidad empieza la catagénesis.

.- Antes de los 3 km. comienza la zona de formación de petróleo; a esta zona se le llama la ventana de hidrocarburos.

.- Entre los 3 y 3.5 km. se pasa a la catagénesis tardía; es la principal zona de formación de gas, y se generan tanto gas húmedo como metano.

.- A más de 4 km. la roca madre se transforma en supermadura. En este punto empieza la metagénesis y sólo se genera metano.

* En este proceso la temperatura también es muy importante, por lo cual podemos realizar una división en base a ella:

.- A los 60º C empieza la generación principal; los petróleos formados son pesados y ricos en componentes NSO

.- Con el incremento de temperatura los petróleos se van haciendo sucesivamente más ligeros.

.- A los 100º C se produce la máxima generación.

.- Por encima de 100º C la generación disminuye y se forman condensados (gases con petróleos mezclados).

.- La ventana de hidrocarburos se cierra a unos 175º C.

- La generación directa desde el kerógeno acaba a 225º C.

.- La generación de metano acaba a 315º C, aunque la reducción de porosidad puede provocar que el gas no sea económicamente explotable.

Observamos el gráfico en el que viene la influencia de la temperatura:El tiempo y la temperatura se compensan de modo que una cuenca joven caliente y una vieja fría pueden generar hidrocarburos, aunque en el caso de la cuenca vieja tardará mucho más tiempo que la primera en generar hidrocarburos.

2.7 FACTORES GEOLÓGICOS QUE INFLUYEN EN LA GENERACIÓN

El proceso de generación de hidrocarburos es un tema complejo que involucra diversos aspectos. Los modelos de generación del petróleo han ido cambiando sus enfoques, aunque desde sus inicios se ha supuesto que el petróleo proviene de la transformación de la materia orgánica que se encuentra atrapada en las rocas generadoras. Para simular la formación del petróleo en laboratorio y sus reacciones químicas, se han realizado diversos experimentos de pirolisis en sus distintas modalidades.

Sin embargo, las temperaturas y presiones de los experimentos son siempre diferentes a las que ocurren en la naturaleza y, por ende, se deben hacer los ajustes o calibraciones necesarios para estimar la temperatura real a la que ocurrió la generación de los hidrocarburos. Los primeros modelos numéricos de generación ya consideraban que, conforme se incrementaba la temperatura, el kerógeno generaba bitumen y éste generaba aceite y gas. Con el incremento de la temperatura se craqueaban los compuestos complejos de petróleo y ocurría una serie de reacciones paralelas de primer orden a distintas constantes de velocidad. Más tarde, se descubrió que no solamente se generaban hidrocarburos líquidos y gaseosos, sino también pre–coque y coque. La temperatura afectaba fisicoquímicamente al petróleo, y los parámetros cinéticos se obtenían a través de la distribución de las energías de activación con un sólo factor de frecuencia.

Las variaciones en la composición de los productos derivados del kerógeno se deben a su composición original y a los procesos de poli–condensación y aromatización. Los modelos utilizaron diferentes fracciones del petróleo,

haciéndose cada vez más precisos, mediante la consideración de una cinética multicomponente. Los modelos más recientes consideran a las fracciones de saturados y aromáticos, incluyendo a las resinas y asfaltenos.

La etapa que comprende desde el inicio hasta el fin de la generación de hidrocarburos por el aumento de las condiciones de presión y temperatura a través del tiempo se denomina "ventana de generación de petróleo", y coincide grosso modo con la catagénesis. Sin embargo, los límites de ésta son dependientes de la calidad de cada kerógeno (el cual, a su vez, depende del tipo de materia orgánica precursora), y del grado de madurez alcanzado. De esa manera, los valores de temperatura del inicio de la generación de hidrocarburos líquidos se encuentran entre 65 y 90 °C, mientras que las profundidades pueden variar de 1500 a 4000 m. El fin de la generación de hidrocarburos líquidos ocurre entre 130° y 190°C y a profundidades entre 4000 y 6000 m. Con estas referencias se deduce que este proceso es complejo, multivariado y, por tanto, difícil de describir o simular. Sin embargo, cuando ocurre la generación se producen cambios químicos y físicos en el kerógeno, según las leyes básicas de la química. Además, cada caso de generación depende de muchos factores, lo que origina una gran variedad de aceites crudos almacenados, y esto impacta en el precio de venta de cada uno de ellos, así como en la estrategia a seguir en los períodos de producción.

Por lo anterior, la simulación composicional de la generación de hidrocarburos es un tema crucial y de suma importancia para los nuevos geocientíficos en la etapa inicial de un proyecto

exploratorio. A continuación, se aborda el tema de simulación composicional de la generación de hidrocarburos por medio de un análisis exhaustivo del estado actual del conocimiento (técnica) y de las experiencias a lo largo de las últimas décadas. Ello, mediante una síntesis de la evolución de las ideas referentes a los modelos empíricos o matemáticos de la generación de hidrocarburos, y de qué forma han sido aplicados en el modelado de cuencas a través de la simulación composicional (cinética multi–componente), para (1) caracterizar el elemento generador del sistema petrolero, (2) disminuir el riesgo exploratorio, o (3) apoyar el incremento de reservas.

2.8 LOS ACEITES CRUDOS, EL GAS NATURAL Y LOS HIDRATOS DE METANO

La composición elemental del petróleo normalmente está comprendida dentro de los siguientes intervalos:

Elemento Peso (%)

Carbono 84 - 87

Hidrógeno 11 - 14

Azufre 0 - 2

Nitrógeno 0.2

Los aceites minerales se preparan a partir de los aceites crudos de petróleo. El aceite crudo se destila normalmente a presión atmosférica para, posteriormente, pasar a destilarlo a vacío; se obtienen así destilados a vacío y fracciones residuales que pueden ser refinadas posteriormente a aceite mineral base.

La composición química del aceite mineral base que se produce depende tanto del crudo original como del proceso utilizado durante el refinado.

Los aceites lubricantes refinados del petróleo crudo son mezclas complejas de parafinas ramificadas y sin ramificar, nafténicas (cicloparafinas) e hidrocarburos aromáticos con un número de carbonos igual o superior a quince y unos puntos de ebullición en un rango de 300 ºC a 600 ºC.

No existe una composición o mezcla que se pueda tomar para generalizar la composición del gas natural. Cada gas tiene su propia composición, de hecho dos pozos de un mismo yacimiento puede tener una composición diferente entre si. También la composición del gas varia conforme el yacimiento va siendo explotado,

es por eso que se deberá hacer un análisis periódico al gas que es extraído, para adecuar los equipos de explotación a la nueva composición y evitar problemas operacionales.

Cuando el gas natural es extraído de los yacimientos presenta impurezas las cuales hay que eliminar ya que pueden provocar daños al medio ambiente, corrosión en equipos o disminuir el valor comercial del gas. Normalmente se compone de hidrocarburos con muy bajo punto de ebullición. El Metano es el principal constituyente de este combustible, con un punto de ebullición de -154°C, el etano con un punto de ebullición de -89°C, puede estar presente en cantidades de hasta 10%; el propano cuyo punto de ebullición es de hasta -42°C, representa un 3%. El butano, pentano, hexano y octano también pueden estar presentes.

La composición de una mezcla de gas natural puede ser expresada tanto en fracción mol, fracción volumen o fracción peso de sus componentes, aunque también puede ser expresada en porciento mol, en porciento volumen o porciento peso.

Son miles los compuestos químicos que constituyen el petróleo, y, entre muchas otras propiedades, estos compuestos se diferencian por su volatilidad (dependiendo de la temperatura de ebullición). Al calentarse el petróleo, se evaporan preferentemente los compuestos ligeros (de estructura química sencilla y bajo peso molecular), de tal manera que conforme aumenta la temperatura, los componentes más pesados van incorporándose al vapor.

Las curvas de destilación TBP (del inglés "true boiling point", temperatura de ebullición real) distinguen a los diferentes tipos de petróleo y definen los rendimientos que se pueden obtener de los productos por separación directa.

La industria mundial de hidrocarburos líquidos clasifica el petróleo de acuerdo a su densidad API (parámetro internacional del Instituto Americano del Petróleo, que diferencia las calidades del crudo).

Aceite CrudoDensidad( g/ cm3)

Densidadgrados API

Extra pesado >1.0 10.0

Pesado 1.0 - 0.92 10.0 - 22.3

Mediano 0.92 - 0.87 22.3 - 31.1

Ligero 0.87 - 0.83 31.1 - 39

Supe ligero < 0.83 > 39

El gas natural

El gas natural se encuentra en las profundidades de la superficie terrestre, en donde fue formada por bacterias que trabajan sobre la materia orgánica en un medio anaeróbico (en ausencia de oxigeno). El principal componente del gas natural (70-95%) es el metano (CH4). Contiene también cantidades menores de otros gases como etano (C2H6), propano (C3H8) y butano (C4H10), junto con otros gases incluyendo N2, He, CO2 y H2S. Las impurezas y los componentes de alto peso molecular del gas natural se separan durante el proceso de refinación y del gas que circulan por los gasoductos que llegan a los hogares es principalmente metano.

El gas natural es cada vez más popular como combustible. Se quema con más limpieza, emite menos contaminantes y produce relativamente más energía que otros combustibles fósiles. El gas natural puede transportarse a través de gasoductos sobre la superficie de la tierra y bombearse a edificios y hogares para emplearse en forma directa para calentar al aire ambiental y el agua para lavar y bañarse o cocinar.

Es un energético natural de origen fósil, que se encuentra normalmente en el subsuelo continental o marino. Se formó hace millones de años cuando una serie de organismos descompuestos como animales y plantas, quedaron sepultados bajo lodo y arena, en lo más profundo de antiguos lagos y océanos. En la medida

que se acumulaba lodo, arena y sedimento, se fueron formando capas de roca a gran profundidad. La presión causada por el peso sobre éstas capas más el calor de la tierra, transformaron lentamente el material orgánico en petróleo crudo y en gas natural. El gas natural se acumula en bolsas entre la porosidad de las rocas subterráneas. Pero en ocasiones, el gas natural se queda atrapado debajo de la tierra por rocas sólidas que evitan que el gas fluya, formándose lo que se conoce como un yacimiento. 

El gas natural se puede encontrar en forma "asociado", cuando en el yacimiento aparece acompañado de petróleo, o gas natural "no asociado" cuando está acompañado únicamente por pequeñas cantidades de otros hidrocarburos o gases. La composición del gas natural incluye diversos hidrocarburos gaseosos, con predominio del metano, por sobre el 90%, y en proporciones menores etano, propano, butano, pentano y pequeñas proporciones de gases inertes como dióxido de carbono y nitrógeno.  Composición Típica del Gas Natural:

HidrocarburoComposición Química

Rango (en %)

Metano CH4 91-95

Etano C2H6 2-6

Dióxido de Carbono

CO2 0-2

Propano C3H8 0-2

Nitrógeno N 0-1

Hidratos de metano

Los hidratos de gas natural representan una clase de compuestos conocidos como compuestos de inclusión o “clatratos”. De forma general, los hidratos se forman cuando componentes de bajo peso molecular se encuentran en equilibrio con agua en condiciones particulares de presión y temperatura. Las moléculas de agua se enlazan a través de puentes de hidrógeno permitiendo la formación de estructuras cristalinas que contienen cavidades capaces de alojar moléculas de gas y estabilizan así la estructura mediante fuerzas de van der Waals. Muchos gases de bajo peso molecular como el dióxido de carbono, nitrógeno, etano, forman hidratos; sin embargo, los más conocidos y abundantes en la naturaleza son los hidratos de metano.

La unidad básica de un hidrato es un cristal hueco de moléculas de agua que contiene una sola molécula de gas flotando en su interior. Existen tres tipos de estructuras de hidratos de gas, entre ellas se distinguen las estructuras I, II y H, las cuales difieren en el tipo y número de cavidades que contienen por unidad de celda. El tamaño del gas ocupante generalmente determina el tipo de estructura que se forma. Las estructuras I y II son las de mayor importancia, ya que ambas hospedan pequeñas moléculas de gas natural. A pesar de haberse comprobado la existencia de la estructura H, su formación es muy poco común, de hecho, no es utilizada en los estudios de equilibrio y formación de los hidratos de gas natural. Cada una de las estructuras posee dos tipos de cavidades, una pequeña y una grande. Las moléculas de gas que ocupan las cavidades interactúan físicamente con las moléculas de agua quelas rodean, lo que permite la estabilización de la estructura. La cavidad pequeña de los hidratos de estructura I es la pentagonal dodecahedral, la cual se denota 512 y contiene 12 anillos de agua pentagonales que comparten vértices y no poseen caras en común. Por su parte, la cavidad grande es una tetracaidecahedral, la cual se denota 512 62; 12 anillos de agua pentagonales y 2hexagonales; en la misma, los vértices se encuentran arreglados en columnas. Los hidratos de estructura II también poseen dos tipos de cavidades distintas, una cavidad pequeña 512 (igual quela estructura I) y otra cavidad hexacaidecahedral (grande), que se denota 51264 y a su vez contiene12 pentágonos y 4 hexágonos. Se conoce también la estructura H, la cual a pesar de ser menos común, es capaz de hospedar las moléculas de mayor tamaño, ya que su estructura contiene una gran cápsula que se denota 51268 (12 pentágonos y 8 hexágonos).Se muestran ilustraciones de los tres tipos de estructuras que pueden formar los hidratos de gas natural.

Figura. Hidrato de metano. (a) Esta interesante sustancia se encuentra en depósitos a cientos de lecho bajo el lecho marino. Cuando una muestra del mismo se lleva ala superficie, el metano escurre del sólido y el gas arde con facilidad. (b) La estructura del hidrato sólido consta de moléculas de metano atrapadas en le interior del retículo de moléculas de agua. Cada punto de la red cristalina que aquí se muestra es un átomo de oxígeno de una molécula de agua. Los contornos representan enlaces O-H-O. Estas estructuras suelen llamarse “Clatratos” y se utilizan para extraer otras sustancias distintas del metano. (c) Formación de hidrato de metano en el fondo del Golfo de México.

CIBERGRAFIA

http://www.lacomunidadpetrolera.com/showthread.php/491-M%E9todos-Geo-estad%EDsticos?p=961

http://www.imp.mx/productos/?imp=EXP&%20esp=0101&%20cs=5 http://www.pemex.com/?action=content&sectionID=145&catID=13282 http://search.piccshare.com/search.php?channel=sfus304&q=htmhttp://www.ecopetrol.com.co/especiales/siriri/docs/005.pdf  

http://usuarios.geofisica.unam.mx/gvazquez/explotacionELIA/zonadesplegar/Clases/Clase%208%20GE%20(Genesis%20de%20los%20hidrocarburos).pdf