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e
I1 MEXICO
•
C EL GAS ASOCIADO A LOS YACIMIENTOS DE C. CARBÓN MINERAL (GAC) e
ESPECIALIDAD: GEOLOGÍA e
e ( Rafael Alexandri Rionda
Doctor en Geología Económica
• 1 • • • • • e
Pachuca de Soto, Hidalgo, noviembre de 2010
e • •
EL GASASOCIADOA LOS YACIMIENTOS DE CARBÓNMINERAL (A C)
CONTENIDO
RESUMEN 3
AGRADECIMIENTOS 4
1. ANTECEDENTES 5
II. LA FORMACIÓN DEL CARBÓN 6
III. EL CARBÓN EN MEXICO 14
IV. EL GAS NATURAL Y SU CLASIFICACIÓN 18
V. EL CARBÓN COMO GENERADOR DE GAS METANO 25 V.1 Génesis Del Gas 29 V.2 Los Macérales 29 V.3 Propiedades de los Macérales 31 V.4 Gas metano acumulado en los mantos de carbón
(coalbed methane-CBM) 34
VI. MIGRACIÓN DEL GAS ASOCIADO A LOS YACIMIENTOS DE CARBÓN MINERAL 40
W. PRUEBAS FISICO QUÍMICAS, PARA LA DETERMINACIÓN DEL CARBONYGAS 54 V11.1 Equipos y tipos de Análisis 55
VII.1 .1 Análisis elemental 55 Vll.1.2 Estructura molecular del carbón 55 VI1.1.3 Pirolisis 57 Vll.1 .4 Pirolisis Flash—Cromatografía en fase gaseosa—Espectrometría
de masa (PY-GC-MS) 60 VI1.1.5 Análisis ¡sotópico 61 V11.1 .6 Análisis a partir del extracto de la materia orgánica 63 V11.1.7 Análisis biomarcadores para ver biodegradación 64 V11.1.8 Análisis isotópico de gas 67
VII.2 Interpretación de resultados de análisis 67 V11.3 Estudios óptimos para definir con mayor certeza el origen del Gas 77
VII .3.1 Condiciones geológicas, estratigráficas, estructurales y espaciales 77 V11.3.2 Métodos analíticos para identificar los tipos de kerógenos y su
porcentaje de predominancia 77 V11.3.3 Modelado geonumérico 77
VIII. MODELADO NUMÉRICO E HISTORIA DE SEPULTAMIENTO 78
IX. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES 83
X. BIBLIOGRAFÍA 84
ESPECIALIDAD. INGENIERÍA GEOLÓGICA 2
EL ASOCIADO A LOS YACIM IENTOS DE CARBÓN MINERAL LGA
RESUMEN 1
El origen del carbón mineral se relaciona directamente con la acumulación de restos de
vegetales mayores que se depositan en pantanos o en zonas donde el nivel freático está
en la superficie o muy cerca de ella. Pueden presentarse en litorales, deltas y cuencas
marinas someras cercanas a la costa y que por efecto de sepultamiento son sometidos al
proceso de carbonización. Durante la primera etapa de carbonización una tonelada de
materia orgánica concentrada, genera alrededor de 1,300 m 3 de gas y gran cantidad de
H20 y CO2, se estima que es necesaria una columna de 12 metros de vegetación para
formar un manto de carbón de un metro de espesor (Barker, 2001).
Gran parte del gas generado por el proceso de carbonización es expulsado durante el
tiempo geológico y parte de él es emitido a la atmosfera, mientras que el resto es
almacenado en rocas suprayacentes. Se estima que sólo 1.3% del gas queda atrapado en
los mantos de carbón bituminoso. El gas asociado a los yacimientos de carbón mineral
(GAC) puede ser biogénico o termogénico de acuerdo a su relación genética; y en base a
su posición puede ser no convencional cuando se almacena en los mantos (Coalbed
methane, CBM) y convencional cuando ha migrado y entrampado en rocas porosas.
Existe otra clasificación de gases relacionados con carbón y son: metano en minas de
carbón en producción (CMM) y metano en minas abandonadas de carbón (AMM).
El gas asociado a yacimientos de carbón mineral, se puede encontrar principalmente
como "gas libre" o como "gas adsorbido" en los mantos y como gas que ha sido expulsado
y está atrapado en depósitos convencionales.
Debido a la complejidad y mezcla de gases de diferentes fuentes en una cuenca
sedimentaria, es necesario la combinación de una serie de estudios tanto de campo como
de gabinete, para conocer con alto grado de confiabilidad cuál es el origen del GAC:
primero, es condición necesaria la presencia de carbón en algunas unidades de la
columna geológica, conocer la historia geológica de la cuenca sedimentaria apoyada por
estudios petrográficos, análisis geoqu Emicos (análisis elemental, caracterización e
isotopía) y de ser necesario realizar estudio de biomarcadores.
La herramienta fundamental para estudiar la historia de sepultamiento, así como la
evolución de temperatura y presión de la columna estratigráfica en una cuenca
sedimentaria, es el modelado numérico que permite incorporar datos medidos en campo a
modelos teóricos, incluyendo el espesor de sedimentos erosionados.
ESPECIALIDAD: INGENIERfA GEOLÓGIcA 3
fl
EL GAS ASOCIADO A LOS YACIMIENTOS DE CARBÓN MINERAL (GAC)
e e C AGRADECIMIENTOS
e Este trabajo está dedicado especialmente a mi esposa Lulú con mi gratitud por su paciencia e incondicional apoyo y a mis hijos Rafael, Jessica y Luli por ser ellos el motor y propósito de mi vida.
e Deseo expresar mi profundo agradecimiento a:
- - Mis amigas, amigos y compañeros del Servicio Geológico Mexicano, quienes
el alentaron con decisión el reto de transformar a ese organismo, partiendo de un radical cambio de actitud profesional;
e C - A los directores de área del Servicio Geológico Mexicano: Alfonso Martínez Vera,
Cuauhtémoc Rodríguez Espinosa y Carlos Francisco Yáñez Mondragón por ser pilares fundamentales en su actual administración;
- A mis compañeros de la Dirección de Minerales Energéticos, por compartir sus conocimientos y experiencia en la materia, durante este nuevo camino que hemos ido aprendiendo juntos.
e Agradezco mucho también el apoyo de mis estimados amigos y colegas:
e e - José Antonio Ceballos Soberanis, Presidente de esta H. Academia de Ingeniería
por su decisivo respaldo;
e - Enrique Gómez de la Rosa, Presidente de la Comisión de Ingeniería Geológica,
por su invaluable ayuda y alentador entusiasmo;
e e - Luis Martínez de la Universidad de Nancy por sus siempre acertadas
recomendaciones profesionales y
e - A los destacados académicos, Adán Oviedo Pérez; Bernardo Martell Andrade y
Carlos Francisco Yáñez Mondragón, por su amable aceptación en comentar mi trabajo y por sus valiosas y enriquecedoras observaciones.
e
e C ESPECIALIDAD: INGENIERÍA GEOLÓGICA 4
e
ELGAASOOADOAWSYAC!MNTOECARBÓNMERAL(GAC)
ID 1. ANTECEDENTES
le
El gas natural ha venido a ser uno de los mayores recursos energéticos en el mundo durante las últimas cuatro décadas y su importancia económica se estima se incrementará considerablemente en los próximos 20 años, figura 1.
Evolución de lzi energia
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1 ... .
Figura 1. Evaluación de la energía desde 1850 con pronóstico a 2030.
ID Actualmente, la mayor cantidad de gas es producido por yacimientos convencionales; sin ' embargo, los no convencionales están adquiriendo un importancia relevante, de tal forma
que en EUA se estima que en los próximos diez años, la producción de gas no convencional rebasará a la de gas convencional; así mismo en Canadá, la producción de gas no convencional es alrededor del 40% de la producción nacional. En la tabla 1, se
1 puede observar una síntesis del potencial de gas no convencional en Norte América:
OS EN .11 AiJ'.tl iøui:NAL N CANADA
En produccion 400 .700 Tpc En producción
17 Tpc expIción
1 Tabla 1. Recursos de gas no convencional en Norteamérica, (gas atrapado en los mantos dé carbón). El ' potencial de México corresponde al "gas asociado a yacimientos de carbón mineral' donde se incluye al gas
almacenado en los mantos y el que ha migrado a otras rocas.
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ESPECIALIDAD: INGENIERÍA GEOLÓGICA 5 e
EL GASASOCIADOA LOS YA CIMIENTOS DE CARBÓN MINERAL (GAC)
H. LA FORMACIÓN DEL CARBÓN
En promedio el carbón mineral está compuesto de 59% de carbono, 33% de oxígeno; 6% de hidrógeno y 2% de nitrógeno.
El carbón mineral tiene origen orgánico y normalmente es formado in situ; sin embargo, los restos de los vegetales pueden ser transportados y depositarse en las zonas litorales, de deltas y cuencas marinas someras cercanas a la costa.
Se forma por la degeneración o descomposición de plantas superiores terrestres: hojas, madera, cortezas, esporas, helechos, algas, licopodios, fanerógamas y coníferas entre otras (fotos 1 y 2).
La degeneración inicia durante una primera etapa de diagénesis, donde ocurren procesos que van descomponiendo la materia orgánica, debido principalmente, al ataque de las bacterias aeróbicas. En esta fase, los restos vegetales están cubiertos total o parcialmente por agua, donde se produce una primera reducción de volumen de la materia orgánica de hasta un 50%. Cuando las bacterias aeróbicas consumen todo el oxígeno se inicia otra fase donde la descomposición de la materia orgánica restante se efectúa por medio de bacterias anaeróbicas.
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Foto 1. Presencia de vegetación mayor con helechos en un ambiente con el nivel freático muy cercano a la superficie.
ESPECIALIDAD: INGENIERÍA GEOLÓGICA 6
EL GAS ASOCIADO A LOS YA CIMIENTOS DE CARBóN MINE RAL C)
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Foto 2. Presencia de vegetación mayor con helechos en un ambiente con el nivel freático muy cercano a la superficie.
La acumulación de estos restos de vegetales se realiza en lugares donde el nivel freático está en la superficie o muy cercana a ella, consecuentemente la humedad es sumamente alta, comúnmente se llegan a acumular en pantanos, lagunas, deltas y zonas marinas someras (figura 2).
Bosque Bosque Ca?iss y seco 1 húmedo arbustos
Flora acuática
1 Zona principal de turbificeción
Carbones húmicos 1 Carbones sapropébcos
Figura 2. Ambientes depositacionales para la formación de carbón.
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ESPECIALIDAD: INGENIERÍA GEOLÓGICA 7
EL GASASOCIADOA LOS YAOMIEN TOS DE CARBÓN MINERAL (GAc
De esta manera se llega a formar una masa esponjosa de limos, arenas y arcillas con una gran cantidad de materia orgánica vegetal, que se ve sometida a través de millones de años a condiciones de alta presión y temperatura, provocando cambios bioquímicos por acción de bacterias, tal como se mencionó anteriormente. Se incrementa la presencia de carbono y se pierde oxígeno e hidrógeno. El proceso en general corresponde a una deshidrogenación incompleta, con una cinética relativamente lenta, correspondiente a la eliminación de los volátiles de la materia orgánica por calentamiento en ausencia de aire.
Se producen cambios físico químicos que provocan la maduración del carbón, pasando de turba a lignito. El incremento en presión y temperatura transforma el lignito en carbón bituminoso, éste a su vez da paso a la antracita que es la penúltima en formarse bajo presiones y temperaturas más altas. Por último se puede presentar el grafito (figura 3).
Cuando la materia orgánica es sustituida por minerales se constituyen fósiles, mientras que la carbonización da lugar a un material carbonoso que sigue siendo un compuesto orgánico con algunas cantidades de minerales (cenizas).
TURBA: Materia olganica vegetal parciaiente £
alterada: cuando se quema produce mucho humo y poca energía. Se inicia la formación de gas
gteffic -'-'-
y mauonenergia Generacion
BITUMINOSO: C aibon blando nego u.aclo en la ploc$ucclon de eneigia. Genetacion de gac termeno y peisiste l Desan- sistemas de miciofi -ac tui as ieleats , fa iIitj migraciondelga
ANTRACITA: Carbon negro duro, usado en la produccion de energia. Genetactón de gas tetmogénico.
Moddicdo de Esludio de q as asociadü I caib o n o nC y. ic',rin hrt,rie L JICN 1 . r izo
Figura 3. Evolución del carbón y generación de gas metano
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ESPECIALIDAD: INGENIERÍA GEOLÓGICA 8
EL GASASOCIADOA LOS YACIMIENTOS DE CARBÓN MINERAL LGACJL
El gas metano (CAO) se empieza a formar desde la primera etapa de carbonización, generando alrededor de 1,300 m 3 por tonelada de materia orgánica concentrada durante la formación de los diferentes tipos de carbón (maduración). Sin embargo, gran parte de este gas es expulsado a través del tiempo, entrampándose en rocas porosas suprayacentes al formarse una trampa o inclusive puede emitirse hasta la atmósfera (figura 4).
Voi.itili,IaiI Alla MeiIi Seuii meta
Lignito Sub-bituminoso Bituminoso Antracita Grafito uiçi Pwd, Riv,t 11.111,a F IT)I4. 1 II(IH 1 A1,1,,I., , liii
S1T4 ,Jul,u Utah 1-lato,,
Figura 4. Generación de metano (1,300 m 3 por tonelada de materia orgánica desde la turba), con otros gases durante la maduración del carbón, indicando además algunas cuencas de EUA y México con el tipo de carbón
que se presenta.
Las condiciones y características físico químicas de cada tipo de carbón varían en cuanto a su capacidad calorífica, presencia de materia volátil, humedad, carbón fijo y normalmente, caen dentro de un rango específico. En la tabla 2 se muestran los valores característicos para cada tipo de carbón. Por otro lado, la presencia de cenizas es variable en función del tipo de carbón, influenciado por las condiciones de depositación de la cuenca sedimentaria.
ESPECIALIDAD: INGENIERÍA GEOLÓGICA 9
EL GASASOCIADOA LOS YACIMIENTOS DE CARBÓN MINERAL (GAC)
RANGO C tIZO Humedad Mateiia Poder c&onfico
VoIat*I (Wkg)
Antracta 86.98 <3 <6 23.33
Bituminoso
A 1
45-88 6-10 10-30 24-35 .bajo,medio, -
atoenoates
Sub o 24 i: 35-45 15-30 30.40 20.21
bituminoso z
LiOnito 25. 42 40 - 60 40. 50 10-20
Li _
- -
Turba <26
Tabla 2. Características de los carbones en base a su rango de maduración.
En síntesis, la carbonización corresponde a la destilación destructiva de sustancias orgánicas en ausencia de aire, para dar un producto sólido rico en carbono, además de productos líquidos y gaseosos.
Se estima que 12 metros de vegetación (materia orgánica de vegetales mayores) logra formar un manto de carbón de un metro de espesor (Barker, 2001).
Desde la acumulación de la materia orgánica hasta la formación de turba, se empieza a generar gas metano de tipo biogénico, el cual en su mayoría es expulsado y puede acumularse en rocas suprayacentes o emitirse a la atmósfera. Lo mismo va ocurriendo durante las siguientes etapas de carbonización hasta llegar al lignito (donde la expulsión del gas continúa hasta en un 93%). Para el caso de carbones bituminosos la expulsión y antracíticos, liberándose alrededor del 5% del gas (Barker, 2001).
ESPECIALIDAD: INGENIERÍA GEOLÓGICA 10
C ELGASASOCIADOAWSYAaM,ENTOSDECAJ?BÓNMINERALLACJ
Existen dos fases de carbonización:
Evolución del carbono a partir de las plantas mayores para generar turbas y lignitos. Esta es la fase bioquímica o de diagénesis, que se desarrolla bajo condiciones casi normales de presión y temperatura.
Durante la fase catagénica se forman carbones en el rango de carbón bituminoso a carbón antracítico. Esta es considerada una fase metamórfica donde la presión y temperatura son los principales factores de transformación de la materia orgánica.
e Es importante considerar que los efectos de la temperatura, la presión y el tiempo geológico, son determinantes para que se dé la carbonización. De tal forma que el contenido de carbono fijo, aumenta progresivamente con la profundidad de sepultamiento, tal como se muestra en los siguientes datos:
Lignito con 65% de carbono Carbón bituminoso con 80% de carbono
e c. Antracita con 95% de carbono
e, En la figura 5, se pueden observar los contenidos de carbono contra hidrógeno en base al tipo de carbón, de acuerdo a lo que se ha expuesto. El principal cambio que se produce
Ç con los procesos de carbonización es el incremento del contenido en carbono contra material volátil y humedad; así mismo, se presenta la pérdida de oxígeno en forma de
C H20 y CO2 (con valores arriba de 20%) y pérdida en forma de agua e hidrocarburos
e ligeros (desde valores del orden del 5.5% a contenidos entre el 2.5 y el 4%). El contenido en carbono pasa de valores de 65% a más de 95%.
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ESPECIALIDAD: INGENIERÍA GEOLÓGICA
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EL GASASOC!ADOA LOS YACIMIENTOS DE CARBÓN MINERAL (GAC)
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1r7r • Lignito
Carbón /bltt,~i
Carbónoso
0 100
90
Carbono %DAF
http://w.ucImes/users/higueras/yymmfYM9htmI
Figura 5. Contenido en por ciento de carbono contra hidrógeno
Las temperaturas determinadas en laboratorio para la carbonización de la materia orgánica se muestran en la tabla 3.
Carbón Temperatura
De turba a lignito 600 C - 1000 C
De lignito a carbón bituminoso 1000 0 - 200° C
De Carbón bituminoso a antracita 200° C - 300° C
Grafito más de 300° C
Tabla 3. Temperaturas de carbonización
En la figura 6 se presenta un esquema que resume las condiciones explicadas en la formación del carbón en sus diferentes etapas de maduración:
ESPECIALIDAD: INGENIERÍA GEOLÓGICA 12
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EL GASASOCIADOA LOS YA cIMIEN TOS DE CARBÓN MINERAL (GAÇ)
Figura 6. Procesos de formación para los diferentes tipos de carbón
ESPECIALIDAD: INGENIERÍA GEOLÓGICA 13
EL GAS ASOCIADO A LOS YACIMIENTOS DE CARBÓN MINERAL (GAC)
III. EL CARBÓN EN MÉXICO
En México las cuencas carboníferas que mejor se han estudiado son: la Cuenca de Sabinas (figura 7) y la Cuenca Río Escondido; ambas localizadas en el Noreste de México y en conjunto producen el 98% del carbón utilizado en México, tanto en la industria siderúrgica como en la generación de electricidad. El carbón de la Cuenca de Sabinas contiene menor cantidad de ceniza que el carbón de Río Escondido.
10143O'N 100•42CW
H;-: ' -
Aø1.
EXPLICACION
CUENCA SABINAS
SUBCUENCAS *1', ADJUNTAS
ELGAVILAN
7 ,7
j 1,5-'- -
LAS ESPERANZAS
MONCLOVA
,
--
SABINAS
SAL11LLITO-LAMF'ACITOS
- - 1
SAN PATRICIO - 1
SAN SALVADOR Á'
ial •43OW 10042l)W
Figura 7 Subcuencas carboníferas de Sabinas, Coah.
Los mantos de carbón en la Cuenca de Sabinas son del Cretácico Superior, mientras que en la porción noreste, en las subcuencas de Colombia y Burgos son del Terciario, tal como se muestra en la sección esquemática de la figura 8.
ESPECIALIDAD: INGENIERÍA GEOLÓGICA 14
EL GAS ASOCIADO A LOS YACIMIENTOS DE CARBÓN MINERAL (GAC)
~CE L FIACCU
8
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AREA DE LA FRACCKN1 - - - -
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ÁLASALAD M.u*Gta, AI.AOLEDAD ALAALM/IS
Figura 8. Sección mostrando los horizontes de carbón de edad cretácica y terciara
Los mantos de carbón de la Cuenca de Sabinas se presentan en la base de la Formación Olmos casi en el contacto con la Formación San Miguel. En una columna litológica de 25 m de lutitas y areniscas, se alternan varios mantos carbón de espesor pequeño. En la tabla 4 se muestran: dimensiones de las subcuencas, cantidad de mantos identificados y espesores de los mismos.
DIMENSIONES DE LOS MANTOS DE CARBÓN POR SUBCUENCA EN COAHUILA
DIMENSIONES Km
No. DE MANTOS RANGO DE ESPESORES SLJBCIJENCA
RECONOCIDOS cm ANCHO LARGO
SABINAS 24 50 15 10-350
SALTILLITO-LAMPACITOS 21 54 2 35-345
ESPERANZAS 7 31 4 5-156
ADJUNTAS 27 134 6 10-362
SAN PATRICIO 44 02 5 15-90
!BONCLOVA 3.5 28 6 7-154
EL SALVADOR 2 5.5 7 10-70
ELGAVILÁN 1.5 6 - -
Tabla 4. Características de los mantos carboníferos en las subcuencas de Sabinas.
Las principales cuencas carboníferas conocidas en México son: Sabinas, Río Escondido, Colombia - San Ignacio, Ojinaga, Cabullona, Central, Álamos, San Juan Diquiyu y Tlaxiaco, cuyas ubicaciones se muestran en la figura 9.
ESPECIALIDAD: INGENIERÍA GEOLÓGICA 15
EL GAS ASOCIADO A LOS YACIMIENTOS DE CARBÓN MINERAL (GAC)
Cuenca Ojinaga
¿uIiona Cuenca Río Escondido
Cuenca Central ¡ - Cuenca Sabinas
Cuenca Alamos
Subcuenca San Juan Diquiyu
Subcuenca Tlaxiaco
Cuenca Colomla - San Ignacio
WARIEN
Figura 9. Principales cuencas carboníferas en México.
Fuera de estas cuencas, existen algunos otros reportes de carbón, en diferentes partes del país, tal como se muestra en la figura 10. Las cuencas de Sonora y Oaxaca corresponden a yacimientos del Triásico y Jurásico intensamente deformados, con poca continuidad cuya explotación económica a gran escala sería muy complicada, quedando sólo la posibilidad de su extracción en forma artesanal.
LII Caibon oqn
--Lignito
Cai bou bitumiuoao
-
Regionesuu c aibou
- Lo(a1ldadi (Oil
Figura 10. Localidades de carbón en México
La producción anual de carbón en México es del orden de 17 millones de toneladas y no satisface la demanda interna, por lo que es necesario importar alrededor del 32%.
ESPECIALIDAD: INGENIERÍA GEOLÓGICA 16
EL GAS ASOCIADO A LOS YACIMIENTOS DE CARBÓN MINERJÇAC)
Las características del carbón en las diferentes cuencas de México, se resumen en la tabla 5, donde se muestra: estado, localidad, rango, porcentaje de carbón, materia volátil, ceniza, azufre, refractancia de la vitrinita, humedad y su poder calorífico.
ESTADO LOCALIDAD RANGO CARBON
Jo MATERIA
VOLATILJ0 CENIZA%
AZUFRE HUMEDAD BTUILB
fo h
45.61 16.97 40.43 1 1.26 13.000
Sub- Coahuila CueoxcaFu.nt.s. Rio bItuminosos 32.07 30.5 33.27 0.GA 1.8
4.16 8.246 Escondido Bituminoso
olombia. San Ignacio 32.4 42.6 44 3.5 4.1 11.140
PlozdeLobos 31.11 6.92 0.26 1.05
Oaxaca Plancho de Lobos- El Ituinlnoso,
29.75 6.02 37A 55 0.25 2.5A 3 0.82 4.500 a
Consuelo antracnko 8.100
San Juan Viejo 40.14 10.07 0.28 0.47
Barranca 77.3 4.8 10.6 0.37 8 11.500 Sonora - ituminoso - - - -
antraertico -
Cabullona 67.45 9.92 18.86 0 3.76 9.055
Chihuahua SonP.droCorralltos itm•0s0 27.37 26.75 45.86 0.34 0.6A 1.2 18.2 6.000 antrcrtico
Tabla 5. Características de los carbones en México.
Las reservas y recursos de carbón en México se presentan en la tabla 6, considerando además, la cuenca, tipo de carbón y edad.
TIPO DE RESERVAS DE RECURSOS CUENCA
CARBON EDAD CARBÓN GEOLÓGICOS (SILLONES DE TON) (ILLONES DE TON)
SabInas Sub-blt,.malnoso Celacico 1.337 •-SG4I200t 3.450
Fuentes Rio Esco,idido Bituminoso Alta
Cielacico 1.216 (CFE) 616 Volatilidad
Colombia - San kjnacio LiJrto Bi Hiante Tui cia, ¡o 154 CFE 1968 y LM
252 19861
Mlxteca, Oax. Se,iiIai*racitko Juu asico 60 I rRM 19751 244
Branca, Son. Antracitico Triasico 4.3 0siaz 19791 94.2
Cabullona, Son. BitumInoso Cretácico 80 (Flores Galicia 19231 148
Sal Pecko Corralitos y Ojlnaga Chih.
BitumInoso Cretacico 26 (F G 19381
TOTAL 2,851.3 1 4,830.2
Tabla 6. Cuadro de reservas y recursos de carbón en México.
ESPECIALIDAD: INGENIERÍA GEOLÓGICA 17
EL GAS ASOCIADO A LOS YACIMIENTOS DE CARBÓN MINERAL (GAC)
IV. EL GAS NATURAL Y SU CLASIFICACIÓN O
Como anteriormente se ha venido explicando, el gas natural generado por carbón (GAC), está formado principalmente por metano con porcentajes variables de hidrocarburos de alto peso molecular. Otra fuente de gas natural es el asociado con depósitos de petróleo, su formación está ligada íntimamente a la generación termal de petróleo (cracking primario) y a la descomposición a alta temperatura del petróleo (cracking secundario).
La clasificación del gas está basada en dos consideraciones:
Mecanismos de generación: gas termogénico o gas biogénico.
Forma de ocurrencia: convencional y no convencional.
La clasificación genética del gas es: gas natural termogénico formado a partir de la descomposición termal (cracking primario) de materia orgánica sedimentaria o por cracking secundario de petróleo y bitumen.
Además del gas termogénico existen cantidades significativas de gas biogénico que se presenta a profundidades someras. Este gas es formado por micro-organismos (bacterias) que consumen la materia orgánica en ambientes estrictamente anaeróbicos. Por otro lado, el origen inorgánico del metano ha sido también postulado; sin embargo, es sólo una pequeña evidencia en grandes yacimientos compuestos con gas de este origen.
La materia orgánica está compuesta de kerógeno que corresponde a la parte insoluble durante la diagénesis y puede dividirse en sapropélico (kerógeno 1 y II) y húmico o terrestre (kerógeno tipo III, carbón), en función al ambiente deposicional y al contenido de macérales.
Los macérales corresponden a restos vegetales macerados pero aún reconocibles, que conforman la parte orgánica del carbón.
Los grupos de macérales son conjuntos con propiedades similares que se pueden diferenciar en muestra de mano (litotipos) o al microscopio (microlitotipos). Existen tres grupos de macérales:
Vitrinita: Es el principal grupo que conforma a la mayoría de los carbones y procede de tejidos leñosos de las plantas. Presenta una densidad, refractancia y contenido de carbono e hidrógeno intermedios con respecto a los demás grupos de macérales.
Liptinita: Aparece en menor proporción que el grupo anterior y procede de partes resinosas y céreas de las plantas. Rico en hidrógeno y materias volátiles y pobre en carbono. Densidad y refractancia muy bajas.
ESPECIALIDAD: INGENIERÍA GEOLÓGICA 18
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EL GASASOCIADOA LOS YA ÇIMIENTOS DE cARBÓN MINERAfQ
Inertinita: Componente más escaso de los carbones y es prácticamente inerte a lo largo de los procesos de carbonización. Escaso contenido de hidrógeno, muy rico en carbono y máxima reflectividad y densidad.
e
e c
e e e e e e e
Estas condiciones se resumen en la tabla 7, donde se muestra el origen de la materia orgánica, su terminología, maceral predominante y tipo de kerógeno característico.
ORIGEN Terminologías
Acuático Algal Liptmita Tipo 1 Amorfa
Amorfo (Exmita) Tipo II
Terrestre Herbtceo Leñoso Vitrinita
Húmica Tipo III Carbonoso Inertinita
Geología deí carbón y del petróleo. Miguel Llorente, 2000
Tabla 7. Cuadro de tipo de kerógeno, origen y terminología
Los Kerógenos tipo 1 y II producen principalmente aceite y poco gas, en la última fase y mediante cracking del aceite puede generar gas. Por otro lado el kerógeno tipo III (carbón), esencialmente produce gas (tabla 8).
TIPO DE NOMRRE DEL MATERIA GENERADOR DE KERÓG ENO KERÓG ENO ORGÁNICA HIDROCARBUROS
ALGÁCEO ALGAS ACEITE
POLEN Y II LIPTINITICO ACEITEY GAS ESPORAS
PLANTAS CON TODA
III LIGNO-H ÚMICO GAS SU
ESTRUCTURA
IV OXIDADO PLANTAS ESCASO GAS
Tabla 8. Kerógenos, tipo, nombre, materia orgánica que lo conforman e hidrocarburo que generan.
Los tipos de kerógenos son definidos por la relación H/C (hidrógeno/carbono) y 0/C (oxígeno/carbono), o bien, alternativamente, por los valores de los índices de hidrógeno (HI) y de oxígeno (01) a partir de análisis de pirolisis de rock-eval.
ESPECIALIDAD: INGENIERÍA GEOLÓGICA 19
e e e e e e e o e
EL GASASOcIADOA LOS YA CIMIEN TOS DE CARBÓN MINERAL (GAc)
Normalmente el kerógeno tipo III presenta valores moderados de la relación HIC y en los valores de IH; mientras que los valores de lO y de DIC son altos, tal como se muestra en los siguientes diagramas de Van Krevelen de las figuras 11 y 12 y en base a la clasificación de Tissot y Welte (1984).
150
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AL -y. Ti • •• u 2
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o z Uj
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450 LU u z
1 oSo 100 150
- *INDICEDE OXIGENO(mg CO2/g org.C)
Figura 11. Diagrama de Van Kre velen
. 1
ESPECIALIDAD: INGENIERÍA GEOLÓGICA 20
:IPoi 1
800 4 1
// ITIPO III
" 1
Varios carbones. (KEROGENO III)
Lagbaba, Cameron. Cretácico inferior
Lutitas Green River, EUA
Lias, Cuenca París, Francia
Incremento de madu ración
'1 g 1'
o c
0)
KERÓGENOS
' • 1
) 0
"•.
•.3.
u ' 1
u •
O 20 4)
01 Indice de Oxigeno (mg CO2/gCOT) 1
Figura 12. Diagrama de Van Kre velen.
Las características de los gases se pueden resumir en la tabla 9:
Gas seco Líquidos condensables, < 1.3 litros/100 m 3
Gas húmedo Líquidos condensables, <4 litros/100 m 3
Gas asociado Gas libre asociado con petróleo (arriba del depósito de aceite); o parcialmente disuelto en aceite y separado durante la producción
(relación gas/aceite GOR)
Condensados de gas Alto porcentaje de HC de alto peso molecular; como un solo yacimiento critico de petróleo bajo condiciones de reservorio
(ejemplo: 300 bar y 100°C)
Gas no asociado Yacimiento de gas natural puro; gas libre y disuelto en agua
Gas agrio Contiene más de 1 % de H2S
Gas dulce Sin H2S o en muy pequeñas cantidades
Tabla 9. Características de diferentes tipos de gases.
1
1
1
1
1
1
1
1
1 1 ' o 1
1
1
1
1
1
1
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1
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1
1 1
1 1
1
1 1
1
EL GAS ASOCIADO A LOS YACIMIENTOS DE CARBÓN MINERAL (GAC)
ESPECIALIDAD: INGENIERÍA GEOLÓGICA 21
EL GASASOCIADOA LOS YACIMIENTOS DECARBÓNMINERAL (GAC)
Resumen de las definiciones de gas natural:
Gas natural profundo. Se refiere a los yacimientos más allá de las profundidades de perforación convencionales (más profundos de 4,800 m). Tight gas. Recursos de gas natural no convencional que se presentan en
formaciones de areniscas o calizas de baja permeabilidad. Tal permeabilidad es
menor de 0.1 milidarcys (1 mD = 10 5m2) . La extracción de este tipo de gas
requiere técnicas adicionales como fracturamiento o acidificación.
Shale gas. Gas en lutitas, con un ejemplo típico en la Lutita Barnett del Devónico
en EUA. En estas lutitas el gas normalmente se presenta intersticialmente en
capas delgadas que se encuentran interestratificadas con capas gruesas de lutitas
negras. La extracción requiere técnicas especiales y aún cuando se estima solo
una recuperación del 10 %, su potencial es promisorio, de tal forma que existen
alrededor de 55.42 Tpc de recursos en EUA.
Zonas Geopresurizadas. Corresponden a formaciones naturales del subsuelo que
están bajo una inusual alta presión litostática. Estas zonas se forman por una
rápida depositación de gruesas capas de arcillas sobre rocas porosas (arenas,
limo). El agua y el gas presente en las lutitas son expulsados por una rápida
compresión de la arcilla y migran a las rocas de mayor porosidad. El gas se
almacena en lentes de arenas o limos en zonas de muy alta presión. Estas zonas
se localizan entre 3,000 y 7,500 m de profundidad. En EUA estas áreas se
localizan en la región costera del Golfo y se estiman recursos recuperables del
orden 1,100 Tpc.
Hidratos de metano. Los hidratos han sido motivo de una intensa investigación
durante las últimas décadas. Están atrapados en agua congelada la cual envuelve
las moléculas de metano, cuyo origen mayormente es a partir de micro-
organismos. Aun cuando se estiman recursos de 7,000 a 73,000 Tpc, su
extracción esta en investigación.
Gas biogénico. Conocido también como gas de bacterias se localiza en
formaciones someras. Se diferencia del gas termogénico en base a la relación de
metano sobre etano más propano, así como en su composición isotópica. El gas
con una composición isotópica de metano expresada por el deuterio de carbón 13
menor que -60%, se considera de origen microbiano.
Gases asociados a los yacimientos de carbón mineral (GAC). Por transformación
térmica (maduración), la materia orgánica produce considerables cantidades de
ESPECIALIDAD: INGENIERÍA GEOLÓGICA 22
1 aGASASOCIADOAWSYACNrnSDECARBÓNMERAL(GAC)
metano y bióxido de carbono. El proceso de carbonización puede ser subdividido
1 en varias etapas: diagénesis, catagénesis y metagénesis. Las cantidades de gas
generado durante estas etapas de maduración pueden ser calculadas en forma
aproximada por medio del balance de la masa en función de los cambios
singenéticos de la composición elemental del carbón (relaciones H/C y O/O). 1 Existen métodos de pirolisis para evaluar el potencial de generación de gas de los
1 carbones. Así mismo se generan diferentes composiciones de gases tales como
H2, dióxido de carbono, nitrógeno y metano. En la siguiente grafica de la figura 13,
diseñada por Higgs, 1986, se compara el porcentaje de refractancia de la vitrinita
contra ml/g de carbón orgánico. El metano inicia desde valores de 0.4 a 4 % de 1 refractancia de la vitrinita y entre O a 170 ml/g de carbón orgánico. Con la
interpretación de la gráfica, el contenido de metano y CO2 se estima arriba de 150
m 3/ton (5,297 pc/ton) de materia orgánica, del cual más del 93 % migra a otras
formaciones litológicas adyacentes, suprayacentes o incluso parte puede ser
emitido a la atmosfera.
1 La cantidad de gas generado, desde la acumulación de la materia orgánica hasta
la formación de los carbones, exceden su capacidad de almacenaje (1,300 m 3 de
gas por tonelada de materia orgánica concentrada —carbón-) y de adsorción de los
P mantos, provocando que la mayor cantidad del gas sea expulsado a la atmosfera o
migre a otras formaciones litológicas.
1 1
1 . 1 1 1 1 1 1 1 1 1
ESPECIALIDAD: INGENIERÍA GEOLÓGICA 23 1
EL GAS ASOCIADO A LOS YACIMIENTOS DE CARBÓN MINERAL (GAC)
400
Gas total
300 - o
tO
200 rBióxido de carbono o -o
L) 1 0)
Nitrógeno
Reflectanciade la vitrinita
Figura 13. Refractancia de la vitrinita contra carbono orgánico
Las cantidades de gas que permanecen en los mantos de carbón están en función del
tiempo, las condiciones geológicas (sepultamiento, levantamiento, formaciones sello y
porosas, condiciones estructurales, temperatura, presión, entre otros) y el volumen puede
alcanzar hasta 600 pies cúbicos de metano por tonelada de carbón. Los mantos de
carbón generan gases endógenos (metano, CO2, nitrógeno) y adicionalmente existe la
introducción de gases exógenos.
La mayoría de las capas de carbón presentan cantidades significativas de "gas atrapado
en los mantos de carbón" (CBM). El gas que ha quedado exclusivamente atrapado en el
carbón es liberado durante las actividades mineras, por fallas geológicas o bien puede ser
extraído mediante pozos para la desgasificación de las minas de carbón.
V. EL CARBÓN COMO GENERADOR DE GAS METANO
ESPECIALIDAD: INGENIERÍA GEOLÓGICA 24
Hidrocarburos generados - o
c 01 te lO
o
0l c e, be (e 'e u
-o
o &
Fósiles geoquintkos
EL GASASOCIADOA WS YAQMN TOS DE cARBÓN MINERAL (GA
El gas asociado a los yacimientos de carbón mineral (GAC) inicia su generación desde la
acumulación de la materia orgánica originada de vegetales mayores en la superficie
durante una etapa de diagénesis bioquímica temprana y continúa al acumularse los
sedimentos durante los procesos de diagénesis térmica producto del sepultamiento.
Este gas es sobre todo el resultado de la transformación térmica natural del kerógeno de
tipo III (fig. 14). Esta generación de gas se acompaña de disminución del peso molecular y
continúa durante el sepultamiento hasta alcanzar el cracking secundario de la materia
orgánica.
anos [ Ciclo-Alcar,os Aromáticos CnH2n-12
15 25 35 0 2 4 3 20 30 33
4 A.
2 4 6 13 20 3033
15 25 35 0 2 4 6 13 20 3033
, . 3 ': Ilur r., ru onIc. 11 u r ',niIk ( flurr r.: ut(rrI.:
Gas
4 CH4
[squeina geiii al (le la formación (le hi(hocad)wos en función del sepultamiento (le la roca fuente. la
evolución (le la composidón del hkl,ocarburo se muestra en las inserciones para ti es tipos estuicturales.
las plotundi(lades son solamente indicativas y coiresponden a una inedia pata la loca mesozoica y
l)aleoZoka de la fuente. las prohandidades teales vían según las condiciones geológicas cleteimiriadas:
tipo de kerógeno, historia de profundidad, gradiente geotéimico. (Tpssot&Welte1984)
Figura 14. Generación de hidrocarburos.
Las proporciones de GAC relativas que se pudieran encontrar en el carbón (dentro de los
bitúmenes) serían entonces las que se pueden observar en la figura 15 antes y después
de que la relación tiempo-temperatura (dada por el sepultamiento), transforme el
kerógeno de tipo III. Cabe mencionar que de todo el gas que se genera por la
transformación de la materia orgánica a carbón de diferentes tipos, la mayoría es
expulsado, logrando permanecer en los mantos de carbón bituminoso una cantidad
ESPECIALIDAD: !NGENIER(A GEOLÓGICA 25
EL GASASOCIADOA LOS YACIMIENTOS DECARBÓNMINERALjGAC)
mínima de metano (0 a 600 pies cúbicos por tonelada de carbón), por lo tanto, esa gran
cantidad de gas expulsado migra durante las etapas de catagénesis y metagénesis, pues
es el aumento de la presión el que también ayuda a los productos más pesados a
moverse. ¶
1
BITUMEN
ROCA GENERADORA
INMADURA
JRA)
ROCA GENERADORA
1 N MADURA
t PRODUCTOS MIGRADOS
Modific.d d D,rand. 1985
Figura 15. Roca generadora
En petrografía, los bitúmenes se pueden observar con vacuolas o poros dejados por la
pérdida de gas durante la migración. Esto es muy común con el kerógeno III disperso, ya
que su sistema es abierto, en el carbón es común antes de la etapa de la metagénesis,
pues el gas se queda dentro de la roca generadora (carbón) cuando la matriz carbonosa
es todavía plástica y no tiene las microfracturas clásicas ("cleats") que aparecen en la
ventana del gas.
e e
-rn ESPECIALIDAD: INGENIERÍA GEOLÓGICA 26
EL GA.s ASOCIADO A LOS YACIMIENTOS DE CARBÓN MINERAL (GAC)
D. Stapoc et a!, Geoquímica Orgánica 37 (2006) 152-164
/
,
/ 10•-
/
/ o o > O, /
/ 1
o d10
/
'e 'o
-20
6 13 C 4 (% J VPDB)
Clasificación genética de los gases en capas de carbón donde se pueden distinguir tres campos, de acuerdo con Smith y Phallaser (1996). El diamante negro indica el promedio para el gas del carbón Seelyville. El tamaño del símbolo se relaciona con el error analítico típico. El rectángulo de cerca el símbolo se refiere a la desorción esperada relacionada a la variación isotópica en 613 C de CH 4 y CO 2
Figura 16. Clasificación genética del gas de carbón
La diferencia entre los hidrocarburos generados en estas dos etapas, se puede establecer
utilizando las proporciones relativas de isótopos del carbono y las de CO2 que provienen
de la diagénesis de superficie, con respecto al Delta C13 del gas del carbón térmico como
se muestra en la figura 16. Las muestras son analizadas para DeIta 13 CVPDB en 002 y CH4
mediante cromatografía de gases con horno de combustión y horno de reducción,
acoplada mediante una interfase a un Espectrómetro de Masas (GC-C-IRMS) con una
certidumbre de 0.3%. (Fig. 17).
ESPECIALIDAD: INGENIERÍA GEOLÓGICA 27
EL GA.s AsocIADo A LOS YACIMIENTOS DE CARBÓN MINERAL (GAC)
mi
1000 Bacteriano
1
+ 100
u lo Térmico
-90 -80 -10 -60 -50 -40 -30 -20 -lO
13 r C
ç l '-' 'H4 o! 10OO
Origen de los gases de acuerdo a su composición molecular (C 1 C2 +C 3 ) y composición de isotopos 613 C
de metano de acuerdo a Bernard et al 1978
Figura 17. Composición de los gases para determinación de su origen
La figura 17 muestra lo compleja que puede ser la interpretación isotópica del origen del
GAC, en particular si se toma en cuenta que en la historia geológica se presentan muchos
factores relacionados con volcanismo, circulación de fluidos, clima, bacterias, microbios e
interacciones gas-agua-roca, que pueden modificar los isótopos del carbono y las
proporciones de los otros gases asociados al metano. Esta figura muestra la posición de
los datos isotópicos intermedia entre el origen biogénico y termogénico, debido a la
mezcla de ellos y/o de otros fenómenos adicionales que puedan modificar el valor de
estos isótopos.
Para conocer con certeza cuál es el origen del GAC, primero se necesita conocer la
historia geológica que sufrió la materia orgánica, kerógeno tipo III, que lo formó,
considerando el análisis geológico de la cuenca, donde se incluye ambientes de
depositación, litología, estratigrafía secuencial, condiciones estructurales, entre otros.
Esto efectivamente no es fácil y necesita estudios científicos sofisticados que consideren
la cronología de circularon de todos los fluidos en la cuenca y la cronología de diagénesis
de todas las formaciones que pudieran intervenir durante la expulsión y migración del gas.
ESPECIALIDAD: INGENIERÍA GEOLÓGICA 28
E
EL GASASOC!ADOA LOS YACIMJEN TOS DE CARBÓN MINERAL (GA C)
El origen del gas en los sedimentos puede ser de diversas fuentes y sus contribuciones
respectivas pueden ser muy variables (figura 18). El GAC es por definición de origen
orgánico y sus fuentes pueden ser biogénicas y termogénicas a partir de kerógeno tipo III.
4 CH4
PROF. CH4 Ç
TEMP.
6
ir:
10
200
400
24 700
Seccion transversal esqL cmatica de la CUfteZd de la Tierra, qc'e muestra el origen, la migración, y la acumulacion de metano.
Orígenes de metano incluyen Li conversión de materia orginica por microorganismos (biogónesis) descomposición tórmics
de la materia orgcinica enterrada (termogdnesis) y el acento en los procesos corticales (abiogdnesis(. El metano migra hacia
arriba a traves de los poros y frac toras de la roe a y, o bien se acumulo en capas impermeables o, evento almente, llega a la
uuperfirie y se disipa en la atmósfera
Figura 18. Sección esquemática de la corteza terrestre
V.2 Los Macérales
Los diferentes constituyentes orgánicos que forman la materia orgánica sedimentaria
sólida (en particular en los carbones; Van Krevelen, 1993) son llamados macérales. Los
macérales pueden observarse en microscopia óptica en reflexión y transmisión y pueden
ser asimilados a partículas orgánicas con propiedades físicas y químicas diferentes. Su
asociación y su diversidad confieren una heterogeneidad macroscópica y microscópica
(Alpern y Lemos de Sousa, 2002) de sus propiedades industriales.
C Los macérales tienen un origen principal a partir de los tejidos de las plantas, las algas,
e esporas, los polen, las resinas, que fueron preservados, degradados y reciclados de una
manera diferente durante las etapas de las diagénesis de superficie y térmica. (Buillit,
e 2000; Buillit et al., 2002 en Martínez, L. 2008). Cada maceral tiene una composición
ESPECIALIDAD: INGENIERÍA GEOLÓGICA 29
hvw id
doy-
- 0
EL GAS ASOCIADO A LOS YA CIMIENTOS DE CARBÓN MINERAL (GAC)
química elemental diferente y pueden observarse en microscopía óptica en luz reflejada y
fluorescencia (figura 19).
)
El
Vitrinita de carbón de la Cuenca de Sabinas, kerÓgeno tipo lii
Figura 19. Microfotografías de macérales
Los macérales definen el comportamiento de la materia orgánica sólida y están 11
clasificados en tres grandes grupos (figura 20):
- Las vitrinitas provienen de antiguos tejidos leñosos (madera, vegetales
mayores). Éstas se presentan en forma de gel que forma el cementante de
otros macérales.
ESPECIALIDAD: INGENIERÍA GEOLÓGICA 30 tá-
EL GAS ASOCIADOALOS YA CIPVFNTOS DE cARBÓN MÍNERAL (GA C)
- Las inertinitas provienen de partes de plantas alteradas o degradadas
intensamente por la oxidación (por ejemplo de antiguos incendios de bosques),
éstas aparecen con las formas de deshechos o pedazos de tejidos leñosos
opacos no fluorescentes ni anisótropos a la luz reflejada polarizada.
- Las Exinitas (liptinitas) están formadas por esporas, cutículas y productos de
secreción de los vegetales superiores (aceites y resinas).
GRUPOS DE MACÉRALES DEL CARBÓN
Figura 20. Macérales del carbón
V.3 Propiedades de los macérales
Las propiedades de los macérales cambian por efecto de la evolución
térmica durante el sepultamiento. Los Parámetros clásicos más comunes se
muestran en la (figura 21).
El poder reflector de la Vitrinita Ro, puede orientarse (Rmax, Rmin) creando
una anisotropía cuando se mide en luz polarizada, este fenómeno ocurre cuando
el carbón entra en la ventana del gas.
ESPECIALIDAD: INGENIERÍA GEOLÓGICA 31
EL GAS ASOCIADO A LOS YACIMIENTOS DE CARBÓN MINERAL (GAC)
Contenido de materia volátil. Las materias volátiles disminuyen en cada uno
de los macérales con su respectivo % de carbono. En esta etapa la liptinita es muy
difícil de identificar, pues desaparece prácticamente transformándose y
mezclándose químicamente con la vitrinita y la inertinita (entre 1.5-2.0 de % Ro).
. Pérdida de porosidad. En esta etapa la porosidad, dureza y plasticidad del
carbón disminuyen.
u olta vol L medio vol baja vol
Carbon cfe cEirbón bitu boso
5 , -
Fig. .5-
0 0.5 10 15 20
% Rmax vitrinita
rendimiento voftitil(wf%) 60 50 40 30 20 12
1 1 1 II 70 80 83 90
carbón (wt%)
Figura 21. Parámetros típicos de los macé ra/es.
En la literatura científica sobre los carbones se reporta una variación de los isótopos del
carbono y del hidrógeno para cada uno de los macérales, los carbones sapropélicos
muestran una negatividad máxima que refleja la influencia acuática de este tipo de carbón
(figura 22).
3 ,
2
2
E 1
1
o
ESPECIALIDAD: INGENIERÍA GE0LÓGIC4 32
ELGASASOCIADO A LOS YACIMIENTOS DE CARBÓN MINERAL(GA
-70
o
-80
-90
Lo
o
-100
am
-120
-130
¡flerUnte o
• o o
Vitrnfle o Ø
o O Exinite
o I1 O
A
A Carbones
A
sapropélicos A
• • SCHÁA2ICOIF C1S831
-26 -25 -2 -23 -22
5 13 Cp08(%0)
Figura 22. Variación en los isótopos de carbono.
A modo de resumen, se presenta la tabla 10 con los datos sobre la madurez de los
carbones, la posibilidad de generación de gas, el por ciento de la refractancia de la
vitrinita y el tipo de carbón.
ESPECIALIDAD: INGENIERÍA GEOLÓGICA 33
EL GAS ASOCIADO A LOS YACIMIENTOS DE CARBÓN MINERAL (GAC)
Maduro medio
Maduro tardío
Post Maduro
GENERACIÓN REFLECTANCIA DE DE GAS VITRINITA Ro
Gas biogénico 0.2 a 0.35
Zona detransición. gas o 35a0 5 húmedo y bitúmen soluble
Migración del orden deiS % 1 0.5 a 0.75
Transición a gas húmedo y 0.75a1.3
condensado.
Gas húmedo atase principal 1.3a3.0
de gas seco
MADUREZ
Inmaduro
Maduro temprano
RANGO DE CARBÓN
Turba. lignito
Lignito. sub• bituminoso
Sub-bituminoso. bituminoso alto
volátil
Bituminoso alto volátil, bituminoso
de medio a bajo volátil
Bituminoso de medio a bajo volátil. sub- antracítico. antracitico
Fugro Robertson, 2005
Tabla 10. El carbón y la generación de gas en función a su madurez y refractancia de la vitrinita.
V.4 Gas metano acumulado en los mantos de carbón (coalbed methane -CBM-)
El gas metano se acumula en el carbón de dos formas principales como "gas libre" o
como "gas adsorbido":
El gas libre se concentra entre los espacios de los microporos del propio carbón
El gas adsorbido se concentra en las paredes de los microporos y en las
microfracturas ("cleats") que se forman dentro del propio carbón.
Las microfracturas ("cleats") corresponde a un sistema más o menos ortogonal que se
desarrolla durante los procesos de maduración de los carbones, las cuales pueden
identificarse megascópicamente, tal como se observa en la figura 23, donde se compara
una fotografía de una muestra de carbón de Alberta, Canadá con un esquema donde se
ejemplifican estas estructuras.
ESPECIALIDAD: INGENIERÍA GEOLÓGICA 34
*-
(1 4~ w
L.
EL GAS ASOCIADO A LOS YACIMIENTOS DE CARSÓN MINERAL (GAC)
ísistema del "cleats"
Foria básica desarrollada a
partir de un sistema de "cleats"
a-Es-~ M
— 1
záúéa
Figura 23. Presencia de micro fracturas ("cleats") en el carbón
En la figura 24 se muestra una microfotografía donde se observan los microporos de un
ejemplar de carbón, mientras que en la figura 25 se representa en forma esquemática la
ubicación de la presencia del gas en el carbón.
Figura 24. Microfotografía de carbón
ESPECIALIDAD: INGENIERÍA GEOLÓGICA 35
EL GAS ASOCIADO A LOS YA CIMIEN TOS DE CARBÓN MINERAL (GAC)
Migración de gas dentro del manto de carbón
il- 11
Gas libre en los microporos
lo 0
__1
100 1
Presencia de ciets que facilitan la migración fuera de los mantos de carbón
Gas adsorbido
20~ IkJ ó? 1 Adalla^
C E
Figura 25. Representación esquemática de la ubicación de gas metano en carbón.
El gas formado durante la etapa de carbonización puede expulsarse o acumularse dentro
de los propios mantos de carbón. La expulsión se lleva a cabo mediante cambios de
presión y cuando el volumen supera la capacidad de almacenamiento de los mantos,
principalmente en los rangos de turba y lignito (se expulsa hasta un 93% del gas).
En las etapas de sub-bituminoso a bituminoso el gas metano podrá migrar lateralmente y
hacia arriba, dentro del propio manto, dependiendo de la microporosidad y microfracturas
("cleats"), considerando los cambios de presión. La migración fuera de los mantos de
carbón se produce principalmente por la presencia de las microfracturas combinadas con
fallas o fracturas regionales. Durante estas fases de carbonización, la migración es lal
mínima y se estima aproximadamente en un 5%.
Cabe mencionar que durante los trabajos de extracción de carbón mineral, se inicia una
liberación del gas metano que puede acumularse dentro de las obras mineras
subterráneas, produciendo altos riesgos a los mineros, por su explosividad. Por lo cual se
requiere llevar un estricto control de los contenidos en el aire, necesitando la
desgasificación de las zonas carboníferas antes de iniciar la explotación del carbón.
Martínez (2008), determina la cantidad de gas metano que ha permanecido en los mantos
de carbón de la Cuenca de Sabinas, comparándola con las Cuencas de Lorraine, Francia;
Asturias, España; San Juan, EUA y Warrior, EUA. La coincidencia en cuanto a volumen
de gas en los mantos es notoria entre las Cuencas de Sabinas y Asturias (figura 26).
ESPECIALIDAD: INGENIERÍA GEOLÓGICA 36
CARBóN
Los contenidos actuales de gas metano en los mantos carboníferos de las Cuencas de
Sabinas y Asturias, varían de un poco más de 200 a 620 pies cúbicos de gas por tonelada
de carbón. Las otras tres Cuencas, varían de unos cuantos pies cúbicos a 550.
1000 $ (vii)
o oo (vfl)
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1 (i 1 ,I í 1
-.00. 1 u
Comparación de Cijenc, en contendo
de c inetno
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SAN JUAN
LORRAINE -
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05 0 oRo (vi()
14 ReIacón atómica
Figura 26. Comparación de contenido de gas metano en carbones de diferentes cuencas.
En la Subcuenca Saltillito, Coah., se ha definido una variación notoria del contenido de
gas metano entrampado en los mantos de carbón relacionado con la profundidad, de tal
forma que, en términos generales a la profundidad de 100 m, el carbón tiene un contenido
de gas del orden de 109 a 389 pies cúbicos por tonelada de carbón; mientras que a 200
m, el contenido varía de 221 a 553 y a la profundidad de 300 m, el contenido es de 397 a
639 pies cúbicos de gas por tonelada de carbón. En la figura 27 se grafican los valores
encontrados de variación de contenido de gas con respecto a la profundidad.
ESPECIALIDAD: INGENIER (A GEOLÓGICA 37
EL GAS ASOCIADO A LOS YACIMIENTOS DE CARBÓN MINERAL (GAC)
700
600
500 o
400
CL 300
200
100
0- o
. 553
233 259
192 1 221
• 109
100 200 300 400
Prof undiclad Metros
U 639
U 573
U 397
Figura 27. Gráfica de contenidos de gas en mantos de carbón en Saltillo, Coah.
Algunas carecterísticas comparativas entre los carbones de la Formacion Olmos en la
Cuenca Sabinas y la Formacion Wicox de la Costa del Golfo de México en EUA, se
muestran en la tabla 11.
Caiacteiistkas Carbones Wilcox en la costa del Golto de México Suhcuenca de Sahinas, Coahuila
RANGO Li2nitosv suL-bltuminoso a bituminoso a prcfundidad Bituminoso de volalidad media mlna la Esmeralda)
Ro 0.58% 1.27%
CONTENIDO 0 a 150 pc/ion arriba de 450 my 1 oJ_a_JUUpclton_a_prolundidad
220 a 300 pc,ton
CALIDAD 9596% de metano y 1 a 2% de CO) 98 1% de rritano 0.5 % Cc 2. etari. propano, ¡sobuteiio
ESPESORES Masde 30 mantos y espesores mayores de 6 ni Doble manto con 4.1 m
PERMEABILIDAD ii 3a 18 nid 3 3. 6 red
ORIGEN Bio.niiicoprinuipaltíierite. Mez•Ja cori teiiiuo•tiico Meda de bicigénico uuii termoyiao
RECURSOS 7.6 Tpo 0.9a 1,18 Tpo. Subcuenca Sabinas
Tabla 11. Comparación de carbones de la Fm. Olmos con la Fm. Wilcox
Finalmente, en la siguiente figura 28 se muestra la comparacion de gas entrampado en
los mantos de carbón (coalbed methane) contra el gas entrampado en areniscas (gas
convencional), mostrando inclusive la gráfica característica de produccion contra tiempo
de un pozo que extrae gas no convencional y convencional.
ESPECIALIDAD: INGENIERÍA GEOLÓGICA 38
ELGASASOCIADQALOSYAOMIENTOSDECARBÓNMINERAL(6AC)
COALBED METHANE
GENERACIÓN
• Las ten: i
- Biogenu
Termogenif • E pwi u
í1)JL) geULIw y IH aWu
ACUMULACIÓN
U u -t atrapuu nucutar
Normalmente no requiere, a mpa LaneraIrientp la pre < ft
GAS CONVENCIONAL
p'rh,rn AP'JAII
enicc
una l utita a
•- 'Gas
Agu Lrn
Gas
lo, sll,oh.t ni;
Twnipu
Figura 28. Comparación entre gas convencional y gas almacenado en mantos de carbón
ESPECIALIDAD: INGENIERÍA GEOLÓGICA 39
EL GASASOCIADOALOS YA CIMIEN TOS DECARBÓNMINERAL(GAÇ)
VI. MIGRACIÓN DEL GAS ASOCIADO A YACIMIENTOS DE
CARBÓN MINERAL
De acuerdo a Barker (2001), la generación de gas metano durante la formación de carbón
se ha calculado en 1,300 m 3 de metano por tonelada de materia orgánica. Asimismo, se
ha determinado que 12 metros de materia orgánica logran formar un metro de carbón
bituminoso, con gas que permanece en una cantidad mínima entrampado dentro de los
propios mantos. Por ejemplo en la Cuenca de Sabinas, Coah., existe un promedio de 285
pies cúbicos de metano por tonelada de carbón bituminoso, variando el contenido desde
100 hasta 600 pies cúbicos.
Gran parte del gas que se genera durante las etapas de maduración del carbón es
expulsado y migra a las rocas suprayacentes o es emitido a la atmósfera.
La migración de gas asociado a los yacimientos de carbón mineral inicia desde la misma
acumulación de materia orgánica de vegetales mayores. Empieza con gas metano de tipo
biogénico y concluye con gas termogénico. Aún en una etapa de carbón maduro, parte del
gas biogénico se mantiene mezclado con el termogénico en los mantos carboníferos.
Aún durante la etapa de la formación de lignito, se expulsa alrededor del 93% del gas que
se genera y es más común que este tipo de gas quede entrampado en las rocas
suprayacentes, considerando las condiciones diagenéticas de las rocas presentes en la
cuenca sedimentaria.
Cuando el carbón se encuentra dentro de un estado de madurez que corresponde a un
carbón bituminoso la expulsión del metano es menor y se presenta bajo tres condiciones:
Con la presencia de fallas y fracturas.
Durante la explotación del carbón.
Cuando se realiza la desgasificación de los mantos de carbón.
De tal forma que dentro de un sistema de fracturación, el gas atrapado en los mantos de
carbón (coalbed methane —CBM-) la migración de GAC, se caracteriza por medio del
desarrollo de 'cleats" (Fig. 29).
ESPECIALIDAD: INGENIERÍA GEOLÓGICA 40
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EL GAS ASOCIADO A LOS YACIMIENTOS DE CARBÓN MINERAL (GAC
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Fig. 28
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Figura 29. Formación de micro fracturas, "cleats" en el carbón.
Los procesos más importantes son los de migración primaria y secundaria, en ese caso
se utilizan los diagramas tomando como base el utilizado en un sistema petrolero
modificado para tomar en cuenta la presencia en el carbón con GAC, como lo muestra la
figura 30.
ESPECIALIDAD: INGENIERÍA GEOLÓGICA Ti
EL GASASOCIADOALOS YACIMIENTOS DE CARBÓN MINERA AC)_______________________________
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EVENTOS DE CRET. TERCIARIO CUAT. SISTEMAS
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ENCAJONANTE
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CO yen menor grado por la fermentación metulica FU ENTES DE METANO
Etapa temprana ("gas Etapa tardía ("Cas nuevo")
Inicia viejo') generación de generación de gas bac riano
generación de a:iteriaen•
EVENTOS CRÍTICOS ___
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agua subterránea
Orogenia Laramide
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Tabla de eventos que muestra el tiempo geológico y la evolución de los procesos relacionados con las vías metano génicas y la generación de gas bacteriano, migración, acumulación, captura y sellado en capas de carbón y canales fluviales de arenisca en la Formación Fort Union y Wasatch en la Cuenca
Powder River, Wyoming y Montana.
Figura 30. Migración primaria y secundaria
Dentro de este sistema, la migración del GAC puede ir acompañada de reacciones entre
todos los gases, incluyendo CO2, que resultan de las transformaciones sulfato-reducción a
baja (BSR) y alta temperatura (TSR). En esta cronología los momentos críticos serían
cambios en presión y temperatura producto de levantamientos y erosión.
La migración del GAC, comienza en principio por medio de una microfacturación
tectónica, esta puede desarrollarse fácilmente cuando la transformación diagenética del
carbón se acerca a la ventana del gas (metagénesis). En efecto, en este momento la 4 porosidad primaria disminuye y la porosidad secundaria comienza a formarse
acompañada del cracking secundario. Esto fractura la matriz carbonosa formada
principalmente de vitrinita desarrollando un sistema de "cleats", esto favorece la expulsión ft
1,
ESPECIALIDAD: INGENIERÍA GEOLÓGICA 42
EL s ASOCIADO ALOS YA CIMIENTOS DE cARBÓN
del gas, considerando que ocurre a profundidad, puede alimentar la carga de almacenes
naturales convencionales, sobre todo si existen trampas estratigráficas en la cuenca.
La circulación del agua es importante ya que puede ayudar a la expulsión del GAC de las
capas de carbón, sobre todo si el agua tiene las condiciones de solubilidad necesarias
para disolver el gas.
El análisis isotópico del gas permite conocer la importancia del medio de confinamiento
utilizado en la pirolisis (Figura. 31) para simular la maduración, la expulsión y la migración.
Estos resultados se pueden utilizar para interpretar las variaciones de estos isótopos
durante ese proceso.
Figura 31. Análisis isotópico del gas.
A partir de datos obtenidos por medio de la experimentación en el laboratorio, es posible
determinar un modelo cinético de degradación de la materia orgánica. A pesar del gran
número de modelos cinéticos que se tienen actualmente del mundo entero, es preferible
realizar un modelo cinético específico de cada una de las rocas generadoras encontradas
en la cuenca (Fig. 32).
ESPECIALIDAD: INGENIERÍA GEOLÓGICA 43
EL GAS ASOCIADO A LOS YACIMIENTOS DE CARBÓN MINERAL (GAC)
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Parámetros cineticos de fisuras secundarias
C15+ —tiCS.C14+bC2.C5
C6.C14 —.cC2.C5+dCH4
Etc....
Figura 32. Diagrama de flujo del método de calibración para modelos composicionales de cracking
primario y secundario (Ungerer, 1990, en Martínez L., 2008).
Las diferencias entre los modelos cinéticos obtenidos para los kerógenos clasificados en
la misma categoría, que provienen de diferentes partes del mundo, pueden tener
diferencias considerables en composición y formación, provocando errores en los
resultados del modelado.
Los modelos más simples diferencian globalmente aceite y gas; sin embargo, los
modelos más complejos diferencian los compuestos por familias (ejemplo: CH 4 , C2-05, C6-
C 14 , 015+). De esta manera es posible simular la generación de cada uno de estos
compuestos.
A partir de resultados de maduración artificial (abierta o confinada), es posible establecer
un modelo cinético, calculado por mínimos cuadrados las diferencias de residuos con
respecto a la media entre los datos simulados y los datos medidos en el laboratorio. Los
parámetros cinéticos son así ajustados hasta que la calibración obtenida sea la mejor
posible.
ESPECIALIDAD: INGENIERÍA GEOLÓGICA 44
EL GASA OCIADO A WS YA CIMN TOS DECARBÓN MERAL
Esta etapa es importante, ya que en ella se van a determinar los resultados de la
generación de gas a partir del carbón. También es posible utilizar otros modelos cinéticos
de varios autores, tales como: Behar et al., 1997; Vandenbroucke et al., 1999 ; Pepper y
Corvi, 1995.
Paralelamente a la génesis de gas, el modelo va a simular la expulsión y la migración de
diferentes compuestos generados. La expulsión define el conjunto de fenómenos gracias
a los cuales el gas puede ser expulsado de la roca generadora, para este caso carbón. La
migración, entonces, se refiere a la movilidad de estos compuestos de la roca generadora
hasta la roca almacén.
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51 1TC(9H09TOC)
Figura 33. Ejemplos de relaciones entre Si y TOC para diferentes rocas generadoras (Burrus, 1997 en
Martínez, L. 2008)
Los fenómenos de la expulsión son explicados de diferentes maneras (Burrus, 1997;
ESPECIALIDAD: INGENIERÍA GEoLÓGIcA 45
ELG.4sAsocIAooA LOS YA CIMIENTOS DE CARBÓN MINERAL (GA cj
Ungerer, 1990, en Martínez, L. 2008) Figura 33. Uno de los métodos más utilizados
consiste en considerar que la expulsión está controlada por la intensidad de la saturación
de la roca generadora o contenido de kerógeno en la roca generadora. Se habla en ese
caso de llegar al comienzo de la expulsión.
El cracking secundario y formación térmica del gas representa el conjunto de fenómenos
por medio del los cuales los productos de la transformación térmica primaria del kerógeno,
por efecto del incremento de temperatura, se transforman en compuestos más simples
hasta llegar al metano.
Y. Shualet aL/Geoquímica Orgánica 37(2006) 932-943 -
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; Los pdranmetn os Íaninacocinticos y los datos son
adoptadosde Cramen etal. al . (2001) (hi 4 14
Figura 34. Parámetros cinéticos para varias cuencas.
Ii El cracking primario son reacciones paralelas y simples, donde un compuesto da un
producto. Se define una tasa de conversión, gracias a la cual se fija la cantidad del
compuesto inicial que puede sufrir la transformación química secundaria. Los parámetros
cinéticos que permiten describir estas reacciones deben ser también integradas al
modelo.
Estos parámetros cinéticos para los carbones se encuentran también en muchas cuencas
ESPECIALIDAD: INGENIERÍA GEOLÓGICA 46
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1,
MINERAL
del mundo (figura 34); sin embargo, es preferible medirlos en laboratorio para cada
cuenca que se estudia (Alsaab, 2007, figura 35). El cracking secundario es un fenómeno
importante, sobre todo en las cuencas de gas ya que puede tener un impacto
determinante en el resultado final de un estudio evaluativo.
Dani ALSAAB - Geología y Gestión de los Recursos Minerales Energéticos
Nw
4cO
7LX
Figura 35. Estudio de A/saab.
Los modelos isotópicos toman en cuenta los balances de los flujos de carbón de
compuestos simples (figura 36). En los cuales el fraccionamiento isotópico se realiza
teniendo en cuenta factores termodinámicos alpha que consideran intercambios de un
solo átomo o átomos equivalentes por ejemplo del CH 4 , CO2 , CO, CaCO3 , Cgraíito, Cdiamante
y HCN (Galimov, 2006, en Martínez L. 2008).
ESPECIALIDAD: INGENIERÍA GEOLÓGICA 47
EL GAS ASOCIADO A LOS YACIMIENTOS OE CARBÓN MINERAL (GAC)
E. M. Galimov / Geoquímica Orgánica (2006) 1200-1226
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Carbon reciclado _-
As
As
+ Co1. C cari,. 6' 3CO3g = -22 %o
¿ 3Ccari,. O %
Equilibrio ¡sotópico en un estado constante de los flujos de carbono en la exosfera de la Tierra; "La destilación con reflujo total"
Figura 36. Equilibrio isotópico.
Donde por ejemplo AX y BX serian el CH4 y el CO2 que contienen el elemento X (carbono
de intercambio).
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ESPECIALIDAD: INGENIERÍA GEOLÓGICA 48
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ELGASASOCIADO A LOS YACIMIENTOS DE CARBÓN MINERAL (GAC)
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Figura 37. Diagramas de diferentes autores.
Considerando no solamente ese tipo de resultados, otros autores proponen los diagramas
que se utilizan actualmente. Éstos se grafican a partir de modelos (figura 37), o bien de
una manera empírica por medio de medidas que fueron realizadas en las cuencas
sedimentarias (Fig. 38).
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ESPECIALIDAD: INGENIERÍA GEOLÓGICA 49
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EL GAS ASOCIADO A LOS YACIMIENTOS DE CARBÓN MINERAL (GAC)
Y,-R Zou et aif Geoquímica Orgánica 38 (2007) 1398-1415
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Figura 38. Experimentos empíricos en diferentes cuencas
Los estudios más clásicos toman en cuenta los bio-marcadores de los aceites, tasa de
transformación del kerógeno o poder reflector de la vitrinita que pueden mostrar el origen
y fenómenos diagenéticos que sufrió la roca generadora sin considerar las interacciones
con agua o roca (Fig. 39).
ESPECIALIDAD: INGENIERÍA GEOLÓGICA 50
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Figura 39. Diferentes parámetros.
Investigaciones recientes muestran que esas interacciones pueden ser muy importantes
en la formación del gas (Figuras 40 y 41).
ESPECIALIDAD: INGENIERÍA GEOLÓGICA 51
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Figura 40. Evolución química del kerógeno.
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Figura 41. Evidencia de la generación de productos de alteración orgánicos oxigenados en
niveles profundos dentro de la cuenca sedimentaria.
ESPECIALIDAD: INGENIERÍA GEOLÓGICA 52
GAC a la atmosfera
EL GAS ASOCIADO A LOS YACIMIENTOS DE CARBÓNMINERAL(GAC) -
La ejemplificación en forma esquemática de la carbonización, generación de gas metano,
expulsión y migración bajo condiciones de sepultamiento con el consiguiente aumento de
presión, temperatura y disminución de volumen se muestra en la figura 42.
Vegetacion Mayor
GACaaatmosfera
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0-600 pc, 1.3.
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Acumulacion de GAC en rocas porosas
Expulsiony migracion de GAC
Figura 42. Proceso de carbonización con disminución de volumen y expulsión de gas asociado a los yacimientos de carbón mineral.
De la figura anterior, se puede graficar la evolución de los tipos de carbón, así como los
contenidos de GAC y reducción de volumen, tal como se muestra en la figura 43.
pp.p.
0-100 pc/ton Grf,to
Antracita
ESPECIALIDAD: INGENIERÍA GEOLÓGIcA 53
EL GAs ASOCIADO A LOS YACIMIENTOS DE CARBÓN MINERAL (GAC)
Comportamiento de GAC (expulsión y migración) y reducción de volumen de la materia orgánica en los procesos de carbonización
l300m' 45.903 PC
Proceso de carbonizadón
93 deIGAC es espulsado.
12 m
E A ' i ls 1 Parte se emite a la E c ., i, atmostera y el
resto se almacena 4 ¡ 4 comogas 0
convencional 5 del CC es pulsado
y almacenado como gas Convencional 5)
' GOOpc ini -- ---
Acumulacionde Turba Lignito Carbon Bituminoso Antracita Vegetales mayores
Aumeiito de: tiempo. presión. temperatura, sepultamieno. concentración del carbono uisniinucion cJe: (iAC. otros gases. volumen. espesot
4 Expulsión de gas
Figura 43. Representación gráfica de la evolución de los diferentes tipos de carbones, con las condiciones cambiantes de volumen y espesores.
VII. PRUEBAS FISICO QUÍMICAS PARA LA DETERMINACIÓN DEL CARBÓN Y GAS
Existen una serie de análisis de laboratorio para determinar las características del gas y
del carbón; sin embargo, es necesario mencionar que un solo análisis no es determinante
para establecer las condiciones de génesis del gas. Es recomendable contar con más de
un criterio para realizar una interpretación confiable.
Tales condiciones se describen en este capítulo, la primera parte muestra los equipos y
tipos de análisis que se pueden realizar; la segunda corresponde a la interpretación que
se puede efectuar con estos resultados y en base a reconocidos autores. Se concluye la
necesidad de realizar una serie de estudios que den mayor certeza a los resultados.
ESPECIALIDAD: INGENIERÍA GEOLÓGICA 54
EA5 WACIMNmSDECARBÓNM!NERAqGAC -
VII. 1 Equipos y tipos de análisis
VI1.1.1 Análisis Elemental
La composición O, H, O de cada uno de los macérales varía durante la formación y
expulsión de los bitúmenes, lo que muestra que la cinética de su transformación es
también diferente, es por esto que su distribución espacial dentro del carbón y en la
superficie de contacto entre los macérales puede tener un impacto importante en su
capacidad para reaccionar.
La inertinita tiene un rol poco importante en la formación del gas; sin embargo, por su
porosidad juega un rol importante en la migración del gas durante la expulsión.
Los kerógenos ricos en material orgánico inerte se agrupan en el kerógeno tipo IV en el
diagrama Van Krevelen, el cual se reporta como un grupo sin interés en la formación de
gas. Las propiedades físicas de este grupo son completamente diferentes a las de los
otros tres tipos de kerógenos y su relación atómica H/C es la más débil.
VII.1.2 Estructura molecular del carbón
La estructura molecular del carbón evoluciona durante su maduración en función de tres
parámetros que aumentan con el sepultamiento:
- Temperatura
- Tiempo
- Presión
C El estado de evolución térmica del carbón bituminoso comprende las ventanas del aceite
y del gas. El rango del carbón implica un sepultamiento que permitió que la temperatura y
presión no solamente transformaran las moléculas de origen, desde turba hasta carbón
bituminoso, también transformó el sedimento en roca sedimentaria. Estos fenómenos
C
implican pérdida de agua, reducción de porosidad y permeabilidad. La pérdida de agua va
acompañada de todo tipo de fluidos presentes, donde se incluye al metano, que durante
e
los procesos geológicos de carbonización se llegan a generar. Estas condiciones de
sepultamiento, cambios de presión, temperatura y condiciones físico químicas van C disminuyendo el volumen de materia orgánica hasta en 12 veces para constituir los
e e e ESPECIALIDAD: INGENIERÍA GEOLÓGICA 55
.
EL GASASOCIADOA LOS YA CIMIEN TOS DE CARBÓN MINERAL (GAc
mantos de carbón y durante toda la vida geológica, el gas metano generado está siendo
expulsado al superar el volumen a la capacidad de almacenamiento; parte de este gas
migra y se entrampa en rocas porosas suprayacentes que logren constituir un reservorio y
otra parte es emitido a la atmósfera.
Esto permitió que el carbón sea muy compacto y la estructura de sus moléculas 01
poliaromáticas se orienten, a la escala molecular, en la dirección de la estratificación y
sepultamiento (figura 44).
lo
( el
hr— J
Linee,,, ,h uC1 rs:e mal., nl, e', de Sa bu rl. np Sucia .irha) y le :;( ruin rl- alto ,-n.-,r ('ras (hupa), esta ultimo cor ar - eg o tipeo
tut)yanatoo de a; umrdades de compuestos a:cmatruis uimhra) '1 - Nriattew de ipuo 1 - II crynuitro de mo undades ce courpuestcs
aromyteor. .a donaetro de la rupu Ymgjda de bu unidaces de :onrpue tsr ir yn st coculas utegcu rndmcan Jefect'ui Ipon ejemplo,
o atores,; al rnsmg:n dc Pa: ca sas aromat ca:, haciendo que tanpa'i tmra:Lma de Ss, zar (D2 , pa.; dcühc: :0 et al 10801
Figura 44. Orientación de moléculas del carbón respecto a la dirección de estratificación y sepultamiento.
La evolución térmica del carbón producida por el efecto combinado de temperatura y
presión, se puede cuantificar por medio de las relaciones atómicas H/C y OIC, y graficar
utilizando diagrama Van-Krevelen, considerando su transformación y la consecuente
pérdida de productos formados durante esta etapa de diagénesis, es decir la pérdida de
CH4, CO2, H20 e HC (figura 45).
ESPECIALIDAD: INGENIERÍA GEOLÓGICA 56
C ELGASASOOADOALOSYAOMWJ'ITOS DE cARBÓN MINERALJc)
• .c(
0 ,3_ OS 7
L t
- ______ E
- --- - - •0*707
_ 1 A1l
H-13 Karlsefnj Eastcan et al. En alta mar de Labrador . progreion anorrral de reflectancia de la vitrinita-luminite
dependendo de la zona de la profurdidad de la
etahUidjd hasta de 2200 de cerca m, zora progreión 1_• normal por cehajo de esta calificacicn. Despuis de Hroux
Figura 45. Evolución térmica del carbón.
El efecto de la presión al ordenar las moléculas se refleja en un aumento del poder
reflector de la vitrinita y su correspondiente anisotropía (Rmax, Rmin). Esta anisotropía
coincide con la etapa cuando el gas comienza a formarse en la estructura del carbón.
VII.1.3 Pirolisis
e La pirolisis realiza un análisis secuencial de los productos; primero se analizan los
C bitúmenes generados durante el sepultamiento y/o migrados, posteriormente se analizan
los bitúmenes que se formen durante la pirolisis. Con los resultados del análisis se
C elabora un modelo a partir del cual se infieren las transformaciones ocurridas en la cuenca
C sedimentaria. El análisis típico se realiza mediante un equipo Rock Eval, figura 46.
0
e - ----- ESPECIALIDAD: INGENIERÍA GEOLÓGICA 57 e
EL GASASOCIADOALOS YACIMIENTOS DE CARBÓN MINERAL (GAC) -
4
4
Figura 46. Equipo Rock Eva! 4
El método de pirolisis Rock-Eval (Espitalié et al.,. 1985) es una técnica en medio abierto. 4
La muestra es calentada según una programación de temperatura bien definida: primero
una isoterma a 30000 durante tres minutos seguida por un incremento de 25 0 C/mm, hasta
alcanzar a los 600°C ó 750°C.
Según el método de análisis que se selecciona, los fluidos producidos son transportados 11
por un flujo de helio hacia un detector de ionización de flama, que los cuantifica en función
del tiempo de pirolisis. Al final de la pirolisis, las muestras pasan a una combustión en aire
de 300°C a 850°C. Esta etapa de oxidación permite la liberación del residuo de carbono
orgánico.
Los espectros obtenidos forman cuatro picos identificados como Si, S2, S3 y S4 (figura
47)
- SI: hidrocarburos libres (gas y aceite de C 1 -C35 ) volatilizados entre 100°C y '
300°C durante la isoterma de temperatura.
- S2: este pico corresponde a los compuestos con hidrocarburos provenientes del
cracking del kerógeno de 300°C a 600°C (resinas y asfáltenos). Corresponde a la
cantidad total de aceite y de gas que el kerógeno puede producir durante la
pirolisis. S2 es llamado potencial petrolero residual.
S3: representa la cantidad de 00 2 y de CO atrapados por separado durante el
cracking del kerógeno entre 300°C y 390°C.
ESPECIALIDAD:
aoIMN BÓNGAq
- S4: es el 002 y CO producido por la oxidación de la materia orgánica residual
durante siete minutos a 600°C.
- El porcentaje de error es en promedio de 5% para S2 y de +1- 3°C en los valores
del Tmax (Lafargue et al., 1998).
- COT: Por ciento de carbono orgánico total. = (S1+S2) x 0.083 + (S300 2 x 12/440)
+ (S300 x 12/280) + (S4002 x 121440) + (S400 x 12/280)
- Tmax: Temperatura (en °C) medida en el máximo del pico S2 (- 40°C)
- IH: Índice de hidrógeno, en mgHC/gCOT donde HC= hidrocarburos = S2/COT
- lO: Índice de oxígeno, en m902/9COT (corresponde a lO RE6 definido por
Lafargue et al. (1998) = ((S3002 x 100)! COT) x 32144 + ((S300 x 100)/COT) x
16/28
- IP: Índice de producción = S1I(S1+S2). Es la relación entre hidrocarburos libres y
total de hidrocarburos obtenido por pirolisis. Los resultados obtenidos son función
de la naturaleza de la materia orgánica, así por ejemplo los hidrocarburos que
produce un kerógeno tipo III (carbón) corresponden de 15 a 30% de su peso. Un
kerógeno tipo 1 (Lacustre) produce al contrario 80% de su peso (Espitalié et al.,
1985a).
.[Gas so
Hidrocarburos
libres si
[Accto¡
Materia
orgánica
total
52
Fracción Tmax
pirohzada 53
HC
Libres HC
Formados
CO 2 Pirólisi
co Oxidación
S2 53 54
'-Kerógen]
Fracción
Residual 54
Figura 47. Esquema de las mediciones analíticas del Rock Eval.
ESPECIALIDAD: INGENIERÍA GEoLÓGIcA 59
A O, AIkylbczéncs * nAkani
EL GASASOcIADOA LOS YA CIMIENTOS DE CARBÓN MINERAÇAÇ
El análisis cromatográfico del extracto por pirolisis permite diferenciar el origen de la
materia orgánica (figura 48)
5 20 35 50 65 Tiempo dt r*naon.mIr,
B e ¿
1
*
111Li1 LLi1L 11
B, MkyI-bcnzncs
N, MkyI.aiic
4, A&y.pheros * nAlcanes (i nombte de carbone
ddachainealkyl)
y
t t t 1 i t - ••---f-- l 1 1 S 20
Tiempo d, rtncion 'mii
JA.- Pirogranios (modelo íulls(an) lara una alginita (Kruge et al., 1996) B.- Un carbón de Mahakam (Mansuy, 1995)
Figura 48. Pirolisis
Vll.1.4 Pirolisis flash - Cromatografía en fase gaseosa - Espectrometría de
masa (Py-GC-MS)
La estructura de los kerógenos se estudió por medio de la pirolisis flash (fig. 46) ya que la
estructura macromolecular del kerógeno no permite un análisis cromatográfico directo, por
lo tanto es necesario romper las grandes moléculas para que la cromatografía en fase
ESPECIALIDAD: INGENIERÍA GEOLÓGICA - - - - 60
EL GASASOOADOAWSACIMIENTOSDECARBÓNMYVERAL(GA
gaseosa, espectrometría de masa, pueda ser utilizada para separar e identificar los
fragmentos generados, la naturaleza de estos fragmentos permite conocer con mayor
detalle la estructura del kerógeno.
Vll.1.5 Análisis isotópico
Diferentes fracciones, aromáticas saturadas, pueden ser analizadas utilizando sus
isótopos. Un «Analyseur CHN-Spectrométre de masse isotopique» (figura 49), se utiliza
para realizar el análisis global.
La combustión flash se efectúa por medio de un analizador "CHN NA 1500 Serie 2 Carlo
Ebra": la muestra es depositada en el horno de combustión hasta alcanzar 10200 C en
medio oxidante. La presencia de óxido de cromo permite aumentar la temperatura de
combustión entre 1600 0 - 1700° C.
1
Figura 49. Espectrómetro de masas
Los diferentes gases generados (CO2, H20, óxidos de nitrógeno, etc.) son transferidos
por un gas vector (helio) dentro de una trampa triple "tripletrap", enfriada por medio del
nitrógeno líquido, esto permite capturar el CO2 y eliminar tanto el helio como los gases
generados por la combustión. El recalentamiento de la "trip/etrap" permite transferir el
CO2 hacia el espectrómetro.
La abundancia de masas 44, 45 y 46 puede permitir en este análisis determinar las
relaciones isotópicas 13C/12C y 14C/12C. El 613C, es calculado tomando una referencia
International (PDB: Pee Dee Belemnite) y se determina según la siguiente fórmula:
= 1000 .
ESPECIALIDAD: INGENIERÍA GEOLÓGICA 61
EL GAS ASOCIADO A LOS YACIMIENTOS DE CARBÓN MINERAL (GAC)
Existen diagramas que toman en cuenta otros aspectos interesantes como los isótopos
del hidrógeno (figura 50), o las proporciones relativas dentro de la catagénesis y/o
metagénesis de otros gases como el etano, propano y butano generados por diversos
fenómenos que ocurren durante la historia geológica de la cuenca y que están
íntimamente relacionados con el origen del gas.
110
100
90
-30
o -70
Lo
o c -50
a) -50
-10
bacteria! Reducc!dri CO,!
Tr nsi vr'
y F('rfr,L'r,t() Lid (1 Míxto citrnc sfé rico
tipo metilo 01 1
Térmico TT (m
TT(h)
-15(1 -300 -250 -»J3 -1J -1(0 -50
5 13 D Metano (%) OiiídeIos gasasde teior Arri,sraiIe a eiJ.ou s.i ai0oiio1 ptop.jrciuiIs de i61opus deliidrúgeriodel
metano. (Liespues de V.I'iticar, 1004)
Figura 50. Diagrama para la interpretación de origen de gas, mostrando su complejidad.
En la figura 51 se ratifica la complejidad para realizar la interpretación isotópica del origen
del GAC. Se pone de manifiesto que la participación de múltiples factores existentes en
una cuenca sedimentaria, pueden modificar el valor medido de los isótopos del carbono e
hidrógeno.
ESPECIALIDAD: INGENIERÍA GEOLÓGICA 62
-1,
EL GAS ASOCIADO A LOS YACIMIENTOS DE CARBÓN MINERAL (GAC)
M.J. Kotarba, M.D. Lewan / Geoquímica Orgánica (2004)615-646
00
1 -1I) - rn
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+
= II) .
Li
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t °4oÓ MI c,RA( ION
METANO MICROBIAL - £4
'fi, 'liiIri.:l,
¿NTÇS frFPi F. 4€PR(NFS
£ A 12 uIirin.:It,fiini
I V • MIXTc'
ÇIlirrÇ - - — 1 1 1 i
-40
6 13 C (CH4) (%) d4 Eri rrar eI i & C ¿CH 1 ) V.s. CH,1 / C 2 H 5 +C 1 H8 pres.nt-ad.: por \'Vhutica,. 1990 p' a (as n c a:a d ai bon y
Hidropur cIii d.r la r:.rr a arl,onuf.rra dl SiIiano Inferior y la CUnc a arbonufra Itiblin y Blchatov, y Tui ov:.
Figura 51. Esquema donde muestra lo complejo de la interpretación del origen del gas.
V11.1.6 Análisis a partir del extracto de la materia orgánica
Los biomarcadores acíclicos y cíclicos (Volkman y Maxwell, 1986; Simoneit, 1986, en
Martínez L., 2008), permiten conocer la evolución de la materia orgánica, ya que
conservan información relacionada con su origen y evolución en la cuenca, a pesar de
estar sometida a procesos de maduración.
La distribución de los alcanos proporciona información sobre el origen de la materia
orgánica (Figura 52), por ejemplo la abundancia de alcanos ligeros (C15 a C19) indica
que el origen de la materia orgánica es principalmente proveniente de algas, típica de
medios lacustres o marinos (Han y Calvin, 1969; Gelpi et al., 1970; Tissot y Welte, 1992,
en Martínez L, 2008).
Al contrario, una distribución marcada por una fuerte predominancia de alcanos de
numero de átomos de carbono impar (023 a C33) es característico de ceras cuticulares
ESPECIALIDAD: INGENIERÍA GEOLÓGICA 63
Mor stra minador. - II Mustra,nrad,,ra
Cor'ipuet ,f*KQ
, c tI e Mu .Jura
EL GAS ASOCIADO A LOS YACiMIENTOS DE CARBÓN MINERAL (GAC)
heredadas de vegetales superiores (Eglinton y Hamilton, 1963; Tissot y Welte, 1992; Bray
y Evans, 1961, en Martínez, L. 2008).
mal
Tnpud.
Maduradon
tIrnd(a
b Mue tra madura
Cor,Ie ts airíatm 5
rd.nuon,rnu. Ts.mpo d.
I 4 adur a ion M ¿udu, a< ion
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Tíqiiipo h T.rnpo da ,.t.noo,,nuv T..n,po a. ;d.noon,muy
Croinatografsa (leuna ibillesil a inmaduia (ac,e) y madura (b,(1f) Proveientes(IeI [)elta de Mahakam (Manuy, 1995)
Figura 52. Distribución de a/canos.
V11.1.7 Análisis de biomarcadores para ver biodegradación
La figura 53 muestra un esquema de cromatogramas que permite establecer ¡a relación
original de aceites generados en la roca generadora, migrados al almacén y
biodegradados en el almacén (Michels, 2005, en Martínez L., 2008).
ESPECIALIDAD: INGENIERÍA GEOLÓGICA 64
EL S O
- *Tk 1.1 I[.ih Ecl I'I.11Jk!d1&.IDE SISTEMAS PETROLEROS
RESERVORIO
? biodegradado
iii h 1 dli 1
ACEITE Ae,ie WI lIl(l'I1b ,do
JLLi , ti L_Lt4L
" 1 ROCA
MADRE
Anhur(e (1( Dpositi ..
Figura 53. Cromatogramas
Los biomarcadores son afectados y degradados por las bacterias, el análisis molecular de
éstos en el almacén, permite conocer la importancia de la biodegradación (figura 54).
IiXe,I:llvl le -- --
2
" L- —fl :
(6) DEN
9
1 AiZTldtfliIl1 ,)IlO fl-dlCdIlO4IO3
2 = AjI minto g9 nel al de k n-akanos
ind'> 1910 trazas de n-.kan
4 = IldI d.? rI-licanol. ¡101)1 onoid.rs a,dicos .5to inI actoS
= I)0prfl9id.) a<r(Ii<o ¡istaitos
Est9ianos iIciaInienl.e dgi adados 7 = Etoi anos degtadadcs, diesteranos intactos
8 =Hopanes i)ai(IaIflente sic giadados
9 = Hopan?) 4iisent4 s che CililO) it a(ld95
al rin aticr _ al r;Ic.
La evolución molecular de un aceite maduro con el aumento de
la blodegradación
Figura 54. Biomarcadores
ESPECIALIDAD: INGENIERÍA GEOLÓGICA 65
Aeite biodegpa(la(lo
ítación
(le satui .ulos
Tsitirpaiio ponS ackiko
EL GAS ASOCIADO A LOS YACIMIENTOS DE CARBÓN MINERAJJAC)
El Carbon Preference Index (C.P.l.), permite determinar de forma cuantitativa la
predominancia de los n-alcanos con número de átomos de carbonos impares sobre los n-
alcanos con número de átomos de carbones pares. Esta relación fue propuesta por Bray y
Evans (1961, en Martínez, L. 2008) y se limita a las parafinas conteniendo de 24 a 34
átomos de carbono:
v c .
+,. nv'c 12n16
Los valores de C.P.I. elevados (muy superiores a 1) son característicos de vegetales
superiores (kerógeno tipo III); sin embargo, la distribución de los n-alcanos y de los
valores de C.Pl. son muy sensibles a los procesos de maduración térmica.
La desaparición de la imparidad de los n-alcanos por biodegradación (figura 55) y la
producción de n-alcanos más ligeros durante la maduración puede ser un factor de error
en la interpretación del origen del kerógeno.
Aceite s.4111(L4l)le Aceite altidsble Ti iteipanos fiacción (le sahosados pentaciclicos
(iii/Z19I)
cn Tite.panos
iet4dhcos
2 3 2
Biodegradación Biodegradación
Aceite l)io(legi adado
Ti iteil)ano.pentaciclicos (,ii/z-191)
.4 2
!
J - = L)4 L.J VJkJJ
as fl 4 Si SS $0 5$
65 70 4tIt.fl,JOh.fflhS, tsnapø 4. d,So,, , n,,V.
Evolución molecular de un aceite de maduro con el aumento de la biodegradación
Figura 55. Biode gradación
ESPECIALIDAD: INGENIERÍA GEOLÓGICA -66
ELGASASOaADOAWSACIMIENTO5DECARBÓNMERALG
V11.1.8 Análisis isotópico del gas
ID El gas migrado se puede encontrar en el extracto clorofórmico, los isótopos de éste
permite situarlo en una posición similar al termogénico. Los isótopos del carbono de los
S bitúmenes y aceites varían muy poco entre ellos como lo muestra la figura 56.
M. J. Kotarba et al.! Geoquímica Orgánica 38 (2007) 143 1-1456
BITUMENS OILS C%,)
. .34 •P2 30 •2 26
u:..
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BITUMENS fl e •. 1 - --
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______
1
d. ¡soto 05 k bi tun.3 y k { Borislv-Pokitty& Ib '4oI. y (( SiIsino
Figura 56. Variación de gas migrado de los isótopos de carbono.
V11.2 Interpretación de resultados de análisis
En esta segunda parte del capítulo se presenta una serie de interpretaciones de los
resultados del análisis de muestras sólidas y de fluidos con la finalidad de caracterizar al
gas y al carbón.
El metano es formado tanto en la maduración térmica de carbones y kerógeno en zonas
profundas de cuencas sedimentarias o debido a la actividad microbiana en suelos, a
e e e e e e e e e e e
e
ESPECIALIDAD: INGENIERÍA GEOLÓGICA 67
.
EL GAS ASOCIADO A LOS YA CIMIEN TOS DE CARBÓN MINERAL±GAC)
temperaturas entre 75 - 85°C. Se distinguen diferentes tipos de metano por la
composición de los isótopos de carbono en combinación con su composición molecular.
Por ejemplo, el gas termogénico es isotópicamente pesado y húmedo cuando está
asociado con aceite, o seco cuando ha sido generado por carbones maduros.
El gas producido por micro-organismos o biogénico es isotópicamente más ligero y casi
no contiene hidrocarburos C+2.
La caracterización del metano se puede realizar en base a una variedad de diagramas en
los cuales se grafica la composición del gas, así como la composición isotópica del
metano, etano y propano.
El diagrama de Bernard de las figuras 57 y 58 es el más ampliamente usado a nivel
mundial para la clasificación de gases. La relación de metano (C 1 ) sobre etano más
propano (C2 + C3) es graficado contra §13 C del metano. Los gases biogenicos pueden y
ser fácilmente diferenciados de los termogénicos, el primero tiene menos etano y
propano, el metano es isotópicamente más ligero (disminución de 13C; § 13C con valores
entre -60 y -100 %). Puede existir mezcla de gases, tal como se indica y es una condición
muy común en la mayoría de las cuencas sedimentarias del mundo, por ejemplo en la
Cuenca de Sabinas, se ha definido la presencia de tres diferentes gases: gas profundo,
gas somero y un tercer gas producido en forma inorgánica, complicando aún más su
caracterización (Martinez, L., 2008).
..
.
.
ESPECIALIDAD: INGENIERÍA GEOLÓGICA 68
o 4 N
o rl
EL GAS ASOCIADO A LOS YACIMIENTOS DE CARBÓN MINERAL (GAC)
DIAGRAMA BERNARD
100000
- Reducuán Met lo tpo
10000 (0 fermentación
Kerógenofl
1000 Biogénico "
10 O yI( 1 jcIÓ IpOr ' .
niicro-organisinos
10
-
Termo Kerógeno III - génico
-100 -90 -80 -70 -60 -50 -40 -30 -20
Potencialde mezcla:Iíneas
100000
Bacterial o
biogénico 10000
1 00()
100
10
Termogénico
90
50
'o
lerresir.
marino
+ rs
5
1@ -So -60 -40 -20
metano (960)
Figuras 57y 58. Diagrama de Bernard.
ESPECIALIDAD: INGENIERÍA GEOLÓGICA 19
EL GASASOCIADOA LOS YACIMIENTOS DE CARBÓN MINERAL (GAC)
Además de las graficas arriba señaladas, existen varias metodologías para determinar la
caracterización de los gases, mediante esquemas similares donde se utilizan
prácticamente los mismos parámetros, así se tienen algunos autores entre los que
destacan: Whiticar y Faber(1986) Whiticar at al (1990, 1994, 1996); Chung y Sackett
(1979); diagrama de maduración de James (1983); Clayton y Killops (1991); Schoell
(1980, 1988); Bernery Faber (1988); Lorant et al (1988).
Aún cuando existe un sinnúmero de autores que han desarrollado gráficas para
caracterizar diferentes tipos de gases, el diagrama de Bernard sigue siendo el más
aceptado a nivel mundial. Todos ellos hacen uso prácticamente de los mismos
parámetros y llegan a resultados similares.
La mezcla de gases de diferente origen afecta la composición de gases asociados a
yacimientos de carbón mineral, de tal forma que la relación de mezcla, composición,
condición final y el tiempo en que se dan los procesos de mezcla, son especulativos.
Estas condiciones dificultan determinar en forma confiable la génesis de los gases, por
ejemplo, en seguida se presentan varios casos donde los resultados de los análisis con su
consecuente interpretación muestran condiciones diferentes, aún cuando geológicamente
se conoce que los gases están asociados a yacimientos de carbón mineral (GAC).
En publicaciones recientes que tratan problemas relacionados con gases, claramente
relacionados con carbón mineral, en yacimientos mundialmente conocidos, se ha
encontrado que isotópicamente no concuerdan las interpretaciones realizadas. Algunos
ejemplos clásicos son:
a. Hosgrmez, et al (2002). Estudio realizado en gases asociados a carbón en la
Cuenca de Zonguldak, Turquía, reveló que, prácticamente ningún gas analizado
cae dentro del campo de gas termogénico del diagrama de Bernard, figura 59.
ESPECIALIDAD: INGENIERÍA GEOLÓGICA 70
ELGASASOCIADO A LOS YACIMIENTOS DE CARBÓN MINERAL (GAC)
-
fit icrericil (Biogénico)
rTermogénico
1000
3)
ç_) lo
-90 -8() -70 -60 -50 -40 -30 -20 -10
& 3C114 (%o)
Figura 59. Diagrama de Hosgórmez, con muestras de carbón en Turquía.
b. Thielemann, et al (2004). Determinó la composición de gases en minas de carbón,
tanto activas como abandonadas, en la Cuenca Ruhr en Alemania, comparando
los resultados y datos con otros estudios. Mediante el diagrama de Schoell resume
los datos de varios estudios (figuras 60 y 61). Sólo los datos composicionales de
Gerlin at al (1995, en Littke, R., 2008), caen dentro del campo de gas
termogénico húmico, definido por Schoell en 1983.
Los gases de todos los demás estudios caen en el gas termogénico, gas biogénico
(reducción CO2) o en áreas de mezclas; sin embargo, todos ellos están
definitivamente asociados con carbones.
ESPECIALIDAD: INGENIERÍA GEOLÓGICA 71
ELGASASOCIADO A LOS YACIMIENTOS OE CARBÓN MINERAL(GAC)
-110
.90 o- UI
-70
a) E
.30
.101-
-400
• Cuenca fluhr D Lornmenrzheim, Ruhr • Gerlin, Alemania norte O Ko:arba, Polonia
Dusaç Cuenca Cam'.incBIgica
A Smith y Pallsser, Australi__ O2-Reducción O Hosgórmcz, Turquía
- --- /mez /
Fermentació_ -
-Termogénict oj
TT(m)
-300 -200
8D-metano %o VS. SMOW) -100
E:j:Madurez. terrestre, RVO.5-25 14 O berlin, gas natural, Norte de Alemania
1 o tuencaHuhr • Whiticar
QWhisIabe
2.59 o
_
metano biogénico
o o
Muestre1
0
DeSOt
000j000
1 iit,00I 000 0 <:50W
O3/2OU3I
-28 -26 -24 -22 -20 -IS
8 13 C-Etano (%o)
Figuras 60y 61. Gráficas de Schoell del estudio de Thielemann.
c. Kotarba, 2001. Realizó un estudio detallado sobre la composición de gases de
carbón de las Cuencas Upper Silesian (USCB) y Lublin en Polonia (LCB). En la
siguiente gráfica se presentan los diagramas de Bernard (figura 62) y Schoell
(figura 61) los que indican que, prácticamente, ningún dato graficado cae en los
campos clásicos de gases a partir de carbón termogénico o kerógeno III, ni aún en
el campo típico de mezcla. El autor menciona textualmente ". . ..recientes
investigaciones en geoquímica orgánica apuntan a una serie de incertidumbres en
las interpretaciones de datos de isótopos estables para gases asociados con
carbones.... Estas incertidumbres están conectadas con los diferentes
-10
-20
-40
-50
60
ESPECIALIDAD: INGENIERÍA GEOLÓGICA -* 72 ti
ELGASASOCIADO A LOS YA CIMIENTOS DE CARBÓN MINERALfGA cj
mecanismos de generación de gas a partir de los diferentes tipos de
macérales/kerógenos de materia orgánica húmica, tanto a partir de la concentrada
en mantos de carbón como en la dispersa, además de la presencia de gases
durante procesos secundarios, físicos y químicos (tales como adsorción, difusión y
oxidación) que se presentan durante la migración y o mezcla".
iO4 u +
' IV 1r3
u r 102
u
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(5
_______ 1 I £ 1
Á MIGRACIÓN
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- BIOGENICO k000
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MEZCLA • If
- GASES
jtJscB}1 TERMOGÉNICOS
LCB_____ 1
-80 -70 -60 -50 -40 -30
6' 3C (CH 4 ) (%o) BERNARD
Figura 62. Gráfica de Bernard en el estudio de Kotarba.
ESPECIALIDAD: INGENIERÍA GEOLÓGICA 73
EL GAS ASOCIADO A LOS YACIMIENTOS DE CARBÓN MINERAL (GAC)
o
-60
u
c -40
-
TRANSICIÓNT
- FERMENTACIÓN MEZCLAq
o
CO
Lo uscn] ¿1cn
-350 -250 -150
D (C144) (%) SCHOELL
Figura 63. Gráfica de Schoell en el estudio de Kotarba.
Como se ha mostrado en estudios recientes sobre la caracterización y clasificación de
gas asociado a carbones, mediante análisis isotópicos, la incertidumbre que existe
para definir su génesis, aún cuando geológicamente se definen como gases de
carbón, llevan a considerar que estos estudios por sí solos, no son determinantes para
definir su origen, razón por la cual es necesario la conjunción de varios estudios
adicionales para que los resultados sean confiables.
Aún cuando existen una serie de métodos de diferentes autores para clasificar los
gases naturales, sólo se puede concluir que es relativamente sencillo y determinante,
diferenciar los gases termogénicos de los biogénicos y ambos pueden ser generados
por carbón (kerógeno III) y por kerógenos 1 y H.
Cabe mencionar, que los gases termogénicos generados a partir de kerógenos, son
los que integran las mayores reservas de gas en el mundo y puede ser subdividido en
función a los datos isotópicos y de composición del carbono e hidrógeno.
ESPECIALIDAD: INGENIERÍA GEOLÓGICA 74
e EL CARBóN
De esta manera, el uso de algunos de los diagramas aquí expuestos podrán dar una
idea muy clara para diferenciar los gases de origen del kerógeno III (carbón) con los
generados por los kerógenos 1 y H.
Los gases termogénicos generados por carbón (kerógeno III), se caracterizan por
valores altos § 13C en el metano, que podrían variar entre -30 y -20% lo que implica
e que el metano es isotópicamente pesado, por otra parte los gases termogénicos
originados por kerógenos 1 y II tienden a valores más negativos de § 13C, del orden de
-55 a -30 %, en el metano, por lo tanto la firma de los isótopos de carbono es más
ligero. Algunos diagramas para caracterizar los gases muestran una ligera
sobreposición, lo cual ha sido corroborado en estudios recientes, como se menciona
e en este trabajo.
Por ejemplo, a partir de datos experimentales combinados con datos de campo de los
e grandes yacimientos de gas en Siberia Occidental, indican metano generado a partir
de carbón (kerógeno III), con una firma del isótopo de carbono bastante similar a la del 1 gas generado por kerógeno tipo 1 y H.
Por otro lado, Bernard y Faber (1988, en Martínez, L. 2008), han sugerido, además,
que el isótopo de carbono del etano puede ser utilizado para diferenciar gases
e termogénicos de diferentes orígenes, por ejemplo el gas derivado del carbón
e (kerógeno III) puede dar un isótopo pesado mientras que para el gas a partir de
kerógeno 1 y II, es más ligero.
Es obvio que existen algunas dudas con respecto a una exacta definición de los
límites entre los gases derivados a partir de diferentes tipos de kerógenos.
e Investigaciones recientes concluyen que aún no es posible definir límites claros en el
e origen del gas, ya que por ejemplo: gases con una firma isotópica más negativa del
§ 13C (-55 y -30 %) derivados del cracking térmico a partir de kerógenos 1 o II, pueden C también ser generados por un cracking térmico del kerógeno III (carbón), condición
e que afecta la confiabilidad.
- En gran parte de lo anterior, se debe al proceso de mezcla de diferentes tipos de
1 gases que ocurre en cuencas sedimentarias, este hecho disminuye la posibilidad para
e definir un claro marcador del gas asociado al carbón (kerógeno III), aún cuando la
e migración y maduración queda registrado de forma clara en la firma isotópica.
e ESPECIALIDAD: INGENIERÍA GEOLÓGICA 75 e
ELGASASOCIADOALOSYACIM!ENTOSDECARBÓNMINERJAC) -
11
Adicionalmente la presencia de gases exógenos en los mantos de carbón indica la
naturaleza dinámica de estos yacimientos de gas y confirman la necesidad de más
investigación científica acerca de estos complejos sistemas.
Resumiendo, del análisis realizado en base a los diferentes autores y gráficas
diseñadas para la diferenciación de la génesis de los gases, se puede manifestar lo
siguiente:
El conocimiento sobre el origen del gas y su distribución en y alrededor de
carbones requiere de más estudios detallados de cuencas particulares. Por lo
tanto no se deben considerar estudios individuales o de un solo tipo o técnica,
como determinantes.
Para definiciones de operación, en la producción comercial de gas, tales como:
distancia de los reservorios de gas con respecto a los mantos de carbón;
producción a partir de los mantos de carbón; producción en rocas o capas
adyacentes a los mantos y desgasificación durante las operaciones mineras del
carbón, es recomendable utilizar los términos de gases asociados a los
yacimientos de carbón mineral (kerógeno III) y otros gases.
Es indudable que el aprovechamiento del gas atrapado en los mantos de carbón,
en las rocas adyacentes y el gas de minas abandonadas es necesario, desde el
punto de vista económico y de seguridad e integridad de los mineros.
Si el metano isotópicamente pesado (valores de § 13C entre -30 y -20 %), se
pudiera considerar como de origen exclusivo a partir de carbón (kerógeno III), se
necesitarán investigaciones adicionales, tales como reinterpretar y revisar los
yacimientos de gas en el mundo y sus rocas generadoras mediante trabajos de
campo y de experimentación, que soporten esta condición, para así proponerla
como único método de identificación.
Para determinar de manera confiable la génesis de gas, será necesario realizar
una serie de estudios de campo, gabinete y laboratorio complementarios y
relacionados entre sí.
e e n
ESPECIALIDAD: INGENIERÍA GEOLÓGICA 76
EL GA ASOCIADOALOS YAaNVEN TOS DE cARBÓN MERAL (GAq
V111.3 Estudios óptimos para definir con la mayor certeza el origen del gas
VII.3.1 CONDICIONES GEOLÓGICAS, ESTRATIGRÁFICAS, ESTRUCTURALES Y ESPACIALES
Definición y delimitación de la cuenca sedimentaria, determinación de los
depocentros y ambientes de depósito
Estudios de estratigrafía secuencial
Condiciones físico químicas de las rocas sedimentarias
Condiciones estructurales a través del tiempo geológico
Determinación de materia orgánica concentrada (carbón) y dispersa
Presencia de gas en mantos de carbón, en rocas adyacentes y en rocas
suprayacentes a los mantos.
VII.3.2 MÉTODOS ANALÍTICOS PARA IDENTIFICAR LOS TIPOS DE KERÓGENOS Y SU PORCENTAJE
DE PREDOMINANCIA
Microscopía
Petrografía orgánica
Microscopía electrónica
Geoquímica
Análisis elemental (CHO)
Pirolisis (Rock eval)
Isotopía y composición
VII.3.3 MODELADO GEONUMÉRICO
a. Geo químico y geométrico
Lo ideal es contar con todos los estudios a fin de tener resultados realmente confiables en
la definición de la génesis del gas asociado a los yacimientos de carbón mineral (GAC).
Los estudios mínimos que se deben considerar para un análisis confiable sobre la génesis
del gas son: todos los temas relacionados en el punto uno; los del punto dos podrían
quedar sólo con petrografía orgánica, análisis elemental e isotopía (que incluye la
composición del gas); el punto tres podría no ser necesario.
ESPECIALIDAD: INGENIERÍA GEOLÓGICA 77
EL GASASOCIADOALOS YA CIMIENTOS DE cARBÓN MINELGA
VIII. MODELADO NUMÉRICO E HISTORIA DE SEPULTAMIENTO
Modelar la historia del sepultamiento, por ejemplo en el caso de la Cuenca de Sabinas,
Coah., permite reconstruir la evolución de presión y temperatura, a la cual estuvo
sometida la columna litológica, estrechamente ligada a las hipótesis concernientes a la
evolución del flujo de calor e importancia del espesor de sedimentos erosionados durante
procesos de levantamiento de la cuenca. La evolución de la presión en el seno de los
sedimentos controlaría (al menos en parte) el fracturamiento de las rocas, esto puede
jugar un papel determinante durante la expulsión y la migración del gas.
Para realizar el modelado y estar en condiciones de calcular la presión litoestática que
ejercen las rocas suprayacentes, es necesario establecer la composición litológica
(idealizada), con base en mezcla de litologías puras con propiedades físicas bien
estudiadas, por ejemplo:
• Formation- Shale- Siltstone-Sandstone- Limestone- Dolomite- Man- Coal- Evaporite
• Wilcox - 20 - 50 - 30 - O - O - O - O - O • Midway - 50 - 20 - 30 - O - O - O - O - O
• Mendez - 60 - 40 - 0 - O - O - O - O - 0 • Navarro - 15 - 10 - 5 - 50 - O - 20 - O - O • Taylor - 5 - 10 - 15 - 50 - O - 20 - O - O • Escondido - 60 - 20 - 15 - 5 - O - O - O - O • Olmos - 70 - 10 - 8 - O - O - O - 12 - O
• San Miguel 30 - O - 70 - O - O - O - O - O • Upson Clay 97 - O - 3 - O - O - O - O - O • Austin 30 - O - O - 50 - 10 - 10 - O - O • Eagle Ford 40 - O - O - 60 - O - O - O - O • Monclova O - O - O - 1 - O - O - O - O • Buda 0-0-0 - 1 -0 -0-0-0
El marcador térmico más utilizado, durante el modelado de la Cuenca de Sabinas, es el
poder reflector de la vitrinita (%R). La evolución de este parámetro se puede simular al
utilizar diferentes modelos cinéticos que forman parte de las librerías de los software de
modelado; sin embargo, el más comúnmente utilizado para Sabinas es el modelo
Easy%R (Sweenay y Burnham, 1990, en Martínez L., 2008) y son calibrados utilizando
mediciones de poder reflector de la vitrinita, en muestras representativas.
Debe ponerse atención especial a los valores de grado de madurez, determinados y
utilizados en este tipo de estudios, ya que es frecuente que algunas mediciones se
reporten como medidos sobre vitrinita cuando son tomados en otro tipo de material (He,
2002, en Martínez L., 2008). Este tipo de error induce problemas, ya que son utilizados
como calibradores.
ESPECIALIDAD: INGENIERÍA GEOLÓGICA 78
EL GAS ASOCIADOA LOS YACIMIENTOS DE CARBÓN MsNERALJGAÇ)
Con base en el grado de madurez de la vitrinita, Piedad Sánchez (2004), mostró que en la
Cuenca de Sabinas existen variaciones de %Ro que cambian con la profundidad:
Más fuerte:
Al NW, en el nivel -400
Al NE, en el nivel -700 m.
Al SE, en el nivel -2200 m.
De acuerdo con el autor los flujos de calor sugieren que son independientes de la
tectónica regional ya que atraviesan estructuras regionales, figura 64.
Unfl ,Il,,Il., bltn d. $.W,ss
ti 4iT r
Ion, InnIo,,,,,
4,,,, fr B,,,nI,, do l,nhIn,, I'IOdn,,
-
IOhlnIh,lIn. 4, R 4',) .I.,k 110.1., 'ø1. do,,, lo Il,,nI,, 4, ),,l,In,, Pf.dn,, Noto,,.
Figura 64. Flujos de calor en Sabinas, Coah.
El modelado utiliza modelos cinéticos por reacciones parciales que permiten simular la
generación de hidrocarburos (aceite y gas), integrando el cracking secundario de los
compuestos generados por el cracking primario. Estas reacciones se derivan de la
ecuación de Arrehnius:
dXldt = X A exp(-Ea/RT).
Donde:
dX = fracción del reactante convertido.
A= factor preexponencial (s 1 ).
Ea = energía de activación (cal/mol); R = constante de los gases perfectos
T = Temperatura (K)
t = tiempo (s).
ESPECIALIDAD: INGENIERÍA GEOLÓGICA 79
EL GASASOCÍADOA LOS YA CIMIEN TOS DE CARBÓN MIÍVERAL(GA)
Si la evolución de la temperatura en función del tiempo es conocida, la ecuación permite
calcular la fracción de reactante convertido para un intervalo de tiempo dado. La
conversión de una fracción implica que el potencial IH de la muestra de referencia se
reduzca en la misma proporción. Así, para una misma historia térmica y para una energía
de activación dada, se puede determinar la fracción de reactante convertido
En la literatura especializada existen y se pueden encontrar gran cantidad de modelos
cinéticos (ejem., Behar et al., 1997). Sin embargo, si existen las condiciones adecuadas,
es preferible desarrollar un modelo para cada tipo de roca generadora, carbón para el
caso de Sabinas.
Tanto el flujo de calor como el espesor erosionado van a controlar de manera diferente los
perfiles calculados de los marcadores térmicos: una anomalía térmica positiva estará
representada por un incremento puntual del flujo de calor y se manifiesta como una
curvatura que se separa del perfil que corresponde al comportamiento teórico o
calculado; por otra parte, si el efecto de la erosión, afecta a la profundidad máxima de
sepultamiento, se reflejara como un desplazamiento entre la curva real y la teórica en
función de la profundidad.
La forma general de la curva de evolución del flujo de calor fue determinada de los datos
de termicidad obtenidas por Allen y Allen (1989), para cuencas conocidas con historias
similares a la Cuenca de Sabinas.
Los flujos de calor para la Cuenca de Sabinas, durante la fase de rift, son del orden de
100 miWcm 2 . Los valores actuales, determinados a partir de los perfiles de temperatura
medidos sobre 20 pozos (Leu et al., 2001; Sachsenhofer et al., 2002, en Martínez L.,
2008), indican que el flujo de calor en la Cuenca de Sabinas es del orden de 60 mW/m 2 .
Con la hipótesis de un flujo de calor no perturbado, el valor actual se utilizó como
referencia para la curva de evolución, aplicando una gamma de flujos de calor entre 50 y
65 mW/m 2 , figura 65. 1,
ESPECIALIDAD: INGENIERÍA GEOLÓGICA 80
ELG.ASASOcIAD0 A LOS YACIMIENTOS DE CARBÓN MINERAL(GAC)
Sweeney&Burnhem(1 990) EASY%Ro %RoJ
Án IMM moncioval - Dt,oIt 0001 .00 2.00 3.50
145 100 0 0
-o 125 00
Pg Nt Aost,n 1000
1000 teeIouo
Up6er Tan Ian
L. Voger MS 2000
2000 10000 jeIolooJ
4000
- - • Sweeney8ournham(1 990)_EASY%Ro - -1oerto_Oel
6027 • huerta
Figura 65. Ejemplo de historia térmica para la Cuenca de Sabinas, obtenido en PETROMOD IDTM y de la comparación del perfil del %Ro calculado tomando en cuenta la historia térmica y los valores medidos en
las muestras (Menetrier, 2006).
Tomando información de pozos de Pemex y utilizando un modelo para kerógeno tipo III
(Behar et al 1997), los hidrocarburos generados sufrieron un cracking primario
relacionado con el sepultamiento y un cracking secundario relacionado con las anomalías
térmicas. Figuras 66 y 67.
Ae IMe) moncove1 . Detet*
o
1co
4000
6026
ESPECIALIDAD: INGENIERÍA GEOLÓGICA 81
ELGASASOCIADO A LOS YACIMIENTOS DE CARBÓN M!NERALJGAC)
1
1 IfLFMJ
v(x8MJ
Figuras 66y 67. Evolución de la madurez en función de/tiempo (azul: inmaduro; verde: ventana del aceite; rojo: ventana del gas), y Evolución de las cantidades de hidrocarburos (aceite y gas) generados por la Formación La Casita. El modelo tomó en cuenta el cracking secundario de los hidrocarburos formados.
a a a a a a
1
a e e e
se e e e e e e e a e
ESPECIALIDAD: INGENIERÍA GEOLÓGICA 82
IX. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
La formación del carbón requiere condiciones especiales en zonas litorales, mixtas o
marinas someras, donde la mayoría de materia orgánica corresponde a vegetales
mayores que son depositados en agua o donde el nivel freático esta casi en la
superficie. La vegetación es reducida hasta 12 veces en volumen para conformar los
mantos de carbón.
Durante la carbonización de la materia orgánica, se llega a generar 1,300 m 3 de gas
por tonelada de materia orgánica. El metano generado es expulsado y migrado
durante la evolución de la madurez del carbón, logrando permanecer alrededor del 1.3
% gas almacenado en los mantos de carbón como coalbed methane.
El total de metano que se genera se presenta como: gas expulsado durante las etapas
de carbonización que podría entramparse en rocas porosas como gas convencional,
otro se emitiría a la atmósfera y el restante permanecerá en los mantos de carbón.
El proceso de expulsión ocurre durante las diferentes etapas de maduración del
carbón; en las primeras etapas se expulsa gas biogénico acompañado de agua, CO2,
y otros gases; cuando el carbón alcanza el grado de carbón bituminoso se expulsa
gas termogénico acompañado de bitumen y otros gases.
El Gas Asociado a los Yacimientos de Carbón Mineral (GAC) incluye a las dos
principales clasificaciones de gas relacionados con la forma de ocurrencia:
Convencional. Gas almacenado en rocas con alta permeabilidad.
No Convencional. Gas almacenado en rocas con baja permeabilidad
(Coalbed methane, CBM)
C 6) La determinación de los análisis para definir la génesis de gas asociado a yacimientos
de carbón mineral (GAC), se traduce en una serie de estudios que no se restringen
exclusivamente a isotopía, debido principalmente a la presencia de mezclas de
Ç diferentes tipos de gases que se presentan en las cuencas sedimentarias y que son:
C • CONDICIONES GEOLÓGICAS, ESTRATIGRÁFICAS, ESTRUCTURALES Y ESPACIALES
e
• MÉTODOS ANALÍTICOS PARA IDENTIFICAR LOS TIPOS DE KERÓGENOS Y SU PORCENTAJE
DE PREDOMINANCIA
. MODELADO GEONUMÉRICO
e e -
EsPEcIALIDAD: INGENIERÍA GEOLÓGICA 83 e
EL GAS ASOCIADO A LOS YA CIMIENTOS DE CARBÓN MINERAL (GAC)
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