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ÍNDICE
OBJETIVO GENERAL ............................................................................. 3
1. INTRODUCCIÓN A LA GEOLOGÍA DEL PETRÓLEO ............................ 4
1.1. Bases y términos de los combustibles fósiles .................................... 6
1.2 Química del Petróleo ..................................................................... 8
1.3. Medios ambientes de sedimentación de las rocas madre .................. 22
1.4. Geodinámica de las cuencas sedimentarias, su importancia en la
localización de sistemas petroleros ........................................................ 26
2. EL SISTEMA PETROLERO, SUS ELEMENTOS Y PROCESOS ...............29
2.1. Fuente principal (Roca generadora) .............................................. 34
2.2. Migración del petróleo ................................................................. 90
2.3. Rocas almacenadoras .................................................................. 96
2.4. Sello ......................................................................................... 99
2.5. Trampa ................................................................................... 101
2.6. Procesos para la formación de un yacimiento ............................... 103
CONCLUSIONES ................................................................................106
BIBLIOGRAFÍA ..................................................................................109
GLOSARIO ........................................................................................111
ANEXOS ............................................................................................182
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OBJETIVO GENERAL
El participante analizará los datos de los análisis obtenidos de extractos de
bitumen de rocas, materia orgánica pirolizable y muestras de aceite son
descritos.
Realizarán la aplicación de modelados geoquímicos para interpretar los tiempos
de generación y de expulsión de los hidrocarburos, así como el cálculo
estimado de las cantidades de hidrocarburos generados y expulsados de las
rocas generadoras.
Aprenderán los métodos y herramientas geoquímicas actualmente usadas en la
exploración petrolera descritos.
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1. INTRODUCCIÓN A LA GEOLOGÍA DEL PETRÓLEO
Objetivo específico: el participante estudiará el origen, la formación y la
acumulación del petróleo en la naturaleza, así como también las rocas que lo
contienen en cuanto a su genética y presentación de la naturaleza.
La geología del petróleo es una aplicación especializada de la Geología que
estudia todos los aspectos relacionados con la formación de yacimientos
petrolíferos y su prospección. Entre sus objetivos están la localización de
posibles yacimientos, caracterizar su geometría espacial y la estimación de sus
reservas potenciales.
En la geología del petróleo se combinan diversos métodos o técnicas
exploratorias para seleccionar las mejores oportunidades o plays para
encontrar hidrocarburos (petróleo y gas natural).
El desarrollo de la geología del petróleo tuvo lugar principalmente entre las
décadas de los setenta y ochenta, cuando las empresas del petróleo crearon
grandes departamentos de geología y destinaron importantes recursos a la
exploración. Los geólogos de esta industria aportaron a su vez nuevos avances
a la Geología, desarrollando por ejemplo, otros tipos de análisis estratigráfico
(estratigrafía secuencial, microfacies, quimioestratigrafía, etc.) y geofísicos.
Exploración previa a la perforación
La secuencia exploratoria se inicia con el estudio de la información disponible
del área que comprende:
La información geológica de las formaciones y estructuras presentes, la
paleontología, la paleoecología, el estudio de mapas geológicos y
geomorfológicos, estudio de los métodos geofísicos que se hayan empleado en
el área como métodos potenciales (gravimetría, magnetometría, sondeos
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eléctricos o magneto telúricos), sismografía y los resultados de las
perforaciones exploratorias realizadas en el área que incluyen los estudios
accesorios a éstas. En los estudios de la información geológica del área se
observa el potencial de las rocas presentes en la zona del estudio para
producir, almacenar y servir de trampas a los hidrocarburos. Las rocas
productoras son rocas que contienen material orgánico atrapado que han
producido hidrocarburos por procesos de alta temperatura y presión dentro de
la tierra.
En la geología del petróleo se busca que las rocas almacenadoras tengan
buena porosidad y permeabilidad para permitir la acumulación y flujo de los
fluidos y gases. Las rocas sello que sirven de trampas tienen la particularidad
de ser impermeables y sirven para evitar el paso de los hidrocarburos a otras
formaciones.
Las estructuras ideales para la acumulación del petróleo son los llamados
anticlinales, aunque es común encontrar acumulaciones en otro tipo de
estructuras como fallas geológicas y en zonas relativamente planas en
depósitos estratigráficos con estructuras muy leves.
Los métodos geofísicos son una herramienta muy importante en la geología del
petróleo ya que nos permiten, sin tener que ingresar dentro de la tierra,
conocer las propiedades físicas del subsuelo.
Exploración durante la perforación
Mientras se realiza la perforación de los pozos, se suele adquirir información
acerca de las características de las formaciones que se van atravesando.
Métodos directos
Se hacen de forma directa mediante la toma de testigos o núcleos (cores), que
son las muestras de rocas extraídas dentro de la tubería de perforación, en las
que se pueden realizar medidas directas de las características petrofísicas de la
formación.
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Métodos indirectos
Existen además, métodos indirectos que nos pueden llevar a inferir las
características de las formaciones, entre éstos se encuentran los registros
eléctricos y las pruebas de formación.
Los registros eléctricos, tales como el SP (Potencial Espontáneo), Resistividad y
los registros eléctricos como: gamma ray, neutrón o densidad nos
proporcionan estimaciones indirectas de la calidad de roca, porosidad y
saturación de fluidos (agua, petróleo o gas).
En cuanto a las pruebas de formación, son útiles para estimar parámetros tales
como presión de la formación, permeabilidad, daño de la formación. Además
de que son benéficas para definir la productividad de un pozo.
1.1. Bases y términos de los combustibles fósiles
Los combustibles fósiles consisten en depósitos de organismos fósiles que en
una ocasión estuvieron vivos. La materia orgánica se forma durante siglos. Los
combustibles fósiles consisten principalmente en uniones de carbón e
hidrogeno. Existen tres tipos de combustibles fósiles que pueden usarse para la
provisión energética: carbón, petróleo y gas natural.
Carbón: es un combustible fósil que se ha formado durante millones de años
por el depósito y caída a la tierra de material vegetal. Cuando estas capas se
compactan y se calientan con el tiempo, los depósitos se transforman en
carbón. El carbón es muy abundante en comparación con otros combustibles
fósiles. Los analistas predicen en ocasiones que a nivel mundial el uso del
carbón aumentara cuando haya escasez de petróleo. Los suministros actuales
de carbón pueden durar del orden de 200 años o más.
El carbón generalmente se extrae de las minas. Desde mediados del Siglo 20,
el uso del carbón se ha doblado. Desde 1996 su aplicación empieza a
disminuir. Muchos países dependen del carbón como fuente energética porque
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no pueden permitirse la utilización de petróleo o gas natural al ser más
costoso. La China e India son los mayores usuarios de carbón como fuente
energética.
Petróleo: es un líquido combustible fósil que se forma por los restos de
microrganismos marinos depositados en el fondo del mar. Después de millones
de años los depósitos acaban en rocas y sedimentos donde el petróleo es
atrapado en ciertos espacios. Se extrae mediante plataformas de explotación.
El petróleo es el combustible mas usado.
El petróleo crudo consiste en muchos compuestos orgánicos diferentes que se
transforman en productos en un proceso de refinamiento. Se desarrolla en los
coches, jets, carreteras, tejados y muchos otros usos. El petróleo no puede
encontrarse de manera constante en cualquier parte de la tierra y
consecuentemente es un recurso limitado a ciertas áreas geográficas
provocando guerras entre los suministradores de petróleo. Por ejemplo, el caso
de la guerra del Golfo en 1991.
Gas natural: es un recurso fósil gaseado que es muy versátil, abundante y
relativamente limpio si se compara con el carbón o petróleo. Al igual que el
petróleo su origen procede de los microrganismos marinos depositados.
Es una fuente de energía relativamente poco explotada y nueva. En 1999, se
utilizaba más carbón que gas natural. Sin embargo en la actualidad el gas
natural empieza a ganar terreno en países desarrollados. De cualquier manera,
la gente teme que al igual que el petróleo también el gas natural
desaparecerá. Algunos científicos han previsto que esto ocurrirá a mediados o
finales del siglo 21. El gas natural consiste fundamentalmente en metano
(CH4). Se comprime en volúmenes pequeños en grandes profundidades en la
tierra. Al igual que el petróleo, se extrae mediante perforación. Las reservas de
gas natural están más distribuidas a nivel mundial que el petróleo.
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1.2 Química del Petróleo
El significado de la palabra petróleo
La palabra petróleo significa "aceite de roca". El término petroleum fue
acuñado en 1556 por el mineralogista Georg Bauer. Los primeros en extraer
petróleo (parecen haber sido los iniciadores en todo) fueron los chinos, y lo
consiguieron perforando un agujero de 240 metros. La palabra china para el
petróleo es shi you, que significa, al igual que la palabra occidental, aceite de
roca.
El petróleo se formó a partir de la descomposición del plancton, organismos
unicelulares que pueblan los océanos. Sin embargo, algunas teorías señalan
que el petróleo se originó de depósitos de carbón tan viejos como la tierra.
Todo el mundo necesita del petróleo. En una u otra de sus diversas formas lo
usamos cada día de nuestra vida. Proporciona fuerza, calor y luz.
El petróleo es la fuente de energía más importante de la sociedad actual.
Pensar en qué pasaría si se acabara repentinamente, hace llegar a la
conclusión de que se trataría de una verdadera catástrofe: los aviones, los
automóviles y autobuses, gran parte de los ferrocarriles, los barcos, centrales
térmicas dejarían de funcionar. Además, los países dependientes del petróleo
para sus economías entrarían en bancarrota.
A lo largo de la historia, el precio del petróleo ha sufrido una evolución
marcada por distintas circunstancias sociopolíticas y económicas. Realizando
un recorrido histórico desde el año 1970 hasta hoy en día, se comprueba que
los mayores precios del petróleo han ido acompañados de distintas guerras
que han afectado a los países productores o más recientemente el atentado
terrorista del 11 de Septiembre que dio lugar a una guerra que aún continúa.
Hay que analizar sobre el petróleo y su importancia, quiénes son los mayores
productores y consumidores a nivel mundial, así como la evolución de los
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precios con el transcurrir de los años, de esta manera espero contribuir con el
conocimiento acerca de esta importante fuente de energía.
El petróleo
Este producto es un compuesto químico complejo en el que coexisten partes
sólidas, líquidas y gaseosas. Lo forman, por una parte, unos compuestos
denominados hidrocarburos , formados por átomos de carbono e hidrógeno y,
por otra, pequeñas proporciones de nitrógeno, azufre, oxígeno y algunos
metales. Se presenta de forma natural en depósitos de roca sedimentaria y
sólo en lugares en los que hubo mar. Su color es variable, entre el ámbar y el
negro y el significado etimológico de la palabra petróleo es aceite de piedra,
por tener la textura de un aceite y encontrarse en yacimientos de roca
sedimentaria.
ORIGEN: Factores para su formación:
Ausencia de aire.
Restos de plantas y animales (sobre todo, plancton marino).
Gran presión de las capas de tierra.
Altas temperaturas.
Acción de bacterias.
Los restos de animales y plantas, cubiertos por arcilla y tierra durante muchos
millones de años; sometidos por tanto a grandes presiones y altas
temperaturas, junto con la acción de bacterias anaerobias (que viven en
ausencia de aire) provocan la formación del petróleo. El hecho de que su
origen sea muy diverso, dependiendo de la combinación de los factores
anteriormente citados, provoca que su presencia sea también muy variada:
líquido, dentro de rocas porosas y entre los huecos de las piedras; volátil, es
decir, un líquido que se vuelve gas al contacto con el aire; semisólido, con
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textura de ceras. En cualquier caso, el petróleo, de por sí, es un líquido y se
encuentra mezclado con gases y con agua.
El petróleo es un recurso que nos brinda la naturaleza. Es un líquido oleoso
bituminoso de origen natural compuesto por diferentes sustancias orgánicas.
También recibe los nombres de petróleo crudo, crudo petrolífero o
simplemente `crudo'. Se encuentra en grandes cantidades bajo la superficie
terrestre y se emplea como combustible y materia prima para la industria
química. Las sociedades industriales modernas lo utilizan sobre todo para
lograr un grado de movilidad por tierra, mar y aire (impensable hace sólo 100
años).
Además, el petróleo y sus derivados se emplean en la fabricación de
medicinas, fertilizantes, productos alimenticios, objetos de plástico, materiales
de construcción, pinturas y textiles, y para generar electricidad.
En la actualidad, los países dependen del petróleo y sus productos; la
estructura física y la forma de vida de las aglomeraciones periféricas que
rodean las grandes ciudades son posibles gracias a un suministro de petróleo
abundante y barato. Sin embargo, en los últimos años ha descendido la
disponibilidad mundial de esta materia y su costo relativo ha aumentado.
Petróleo, origen y composición químicamente hablando
El petróleo es un mineral combustible líquido, que se encuentra en la envoltura
sedimentaria de la tierra. La palabra proviene del latín petra (piedra) y olem
(aceite). Presenta un calor de combustión superior al de los minerales sólidos
(carbón) y es de 42 KJ/Kg.
El origen del petróleo ha sido un tópico de interés para muchos investigadores.
Saber su origen es muy complicado. Una gran mayoría de químicos y geólogos
mencionan que tiene un origen orgánico, mientras que otros científicos piensan
que se forman en la Naturaleza por un método abiógeno. De este modo
tenemos dos teorías:
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Teoría orgánica
Teoría inorgánica (abiógena)
Este método abiógeno considera que las sustancias inorgánicas, mediante
transformaciones químicas, forman el petróleo. Pero es conocido que el
petróleo tiene sustancias orgánicas. El problema que se plantea pues es saber
qué transformaciones da lugar a la materia orgánica a partir de materia
inorgánica.
La teoría orgánica dice que el petróleo y el gas se forman a partir de las
sustancias orgánicas de las rocas sedimentarias. Consideramos que el primer
material orgánico que se acumula en las rocas sedimentarias está formado por
residuos muertos de la microflora y de la microfauna (plancton,...) que se
desarrollan en el agua del mar y a las que se añaden restos de animales y
vegetales por transporte.
En las capas superiores de las rocas sedimentarias esta materia orgánica sufre
descomposición por acción de O2 y bacterias. Se desprenden en este proceso
CO2, N2, NH3, CH4, C2H6,... A la vez se forman los primeros productos
líquidos solubles en agua. El material más estable respecto a la acción química
y bacteriana queda en las zonas sedimentarias.
A medida que pasa el tiempo, las rocas sedimentarias van quedando
enterradas por otras capas que se superponen a lo largo de mucho tiempo,
hasta 1"5-3 km de profundidad. Aquí hay un medio reductor, hay
temperaturas más altas (de hasta 200ºC), presiones considerables (10-30
Mpa), y además todo esta masa estará encajonada entre otras rocas, las
cuales pueden tener sustancias que funcionan como catalizadores de la
reacción (arcillas). Esto hace que se produzca una serie de transformaciones.
La teoría actual considera que es en esta etapa cuando las sustancias
orgánicas, especialmente los lípidos (grasas, ceras,...), sufren la
descomposición debido a los efectos térmicos y catalíticos dando lugar a los
hidrocarburos constituyentes del petróleo. Este proceso es largo y complicado,
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por lo que los detalles de los mecanismos del proceso están sin aclarar todavía.
Existen teorías sobre algunas etapas.
Como el material orgánico inicial del que procede el petróleo se encuentra
disperso, los productos resultantes de su transformación (gas o petróleo)
también estarán dispersos en la roca madre petrolífera, normalmente arcilla.
El petróleo es líquido y el gas es gas, por lo que tendrán mayor movilidad que
el carbón, igual que el agua que queda como residuo. Así podrán moverse, de
forma que normalmente las bolsas de petróleo y gas emigran, por lo que no
nos las vamos a encontrar ahí donde se formaron. Los geólogos denominan a
este fenómeno migración, que puede ser primaria o secundaria.
Como resultado de la migración primaria, el petróleo y el gas se van a colocar
en las rocas vecinas, siempre que sean porosas. Las causas de esto pueden ser
un desalojamiento forzado, difusión (el petróleo busca otro sitio; los que más
se difunden serán los gases), desplazamiento debido al agua, presión por
causa de los estratos, filtración por los poros de las rocas encajonantes,
también puede viajar como mezcla de gas y vapor cuando hay grandes
temperaturas y presiones.
Esta masa de petróleo y gas va a moverse posteriormente hacia arriba, en lo
que se denomina migración secundaria, a través de los estratos porosos y
como consecuencia de la gravedad o de la presión de las placas tectónicas.
Emigra hasta llegar a la roca impermeable que no permite la difusión a través
de ella. Esto se denomina trampa estratigráfica para la bolsa de petróleo. Hay
tres tipos de trampa estratigráfica:
Anticlinal.
Domo salino: la sal va solidificando y hace de cuña, penetrando hasta la
parte impermeable.
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Falla: Se produce cuando los estratos rompen, quedando una capa
porosa frente a otra impermeable. Así frena el paso del petróleo o del
gas, produciéndose una acumulación que crea el yacimiento.
En un yacimiento siempre tendremos el casquete formado por gas que está
siempre en equilibrio con el petróleo líquido.
Esta acumulación de gas y petróleo en las trampas es lo que llamamos
depósitos petrolíferos. Si su cantidad es grande o hay varios depósitos en las
rocas hablaremos de yacimientos de petróleo o gas o de ambos, según sea el
mayor de cada caso. El petróleo y el gas se encuentran difundidos en un gran
espacio, y de ahí vienen el nombre que a los yacimientos se les da como
campos petrolíferos. Esto es así porque más condiciones en las rocas hacen
que el petróleo y el gas llenen los poros de las rocas encajonantes. En cuanto
mayor sea el coeficiente de porosidad de las rocas, más se van a encontrar
saturadas de petróleo. Como consecuencia, las arcillas, y en particular las
húmedas, que prácticamente no tienen poros, serán buenas rocas coberteras.
Además de petróleo o gas en un depósito o yacimiento, también vamos a
encontrar agua, que procede de la materia inicial de la que procede el
petróleo. Esta agua va a ser salada, y el eliminarla es uno de los primeros
problemas que se nos presentan al tratar un crudo.
Los yacimientos de petróleo se encuentran a 900-2000 m de profundidad, y es
raro que el petróleo aflore a la superficie. En la antigüedad se usaba (por
ejemplo en Mesopotamia), aprovechando estos afloramientos superficiales. Un
afloramiento superficial puede ser una bolsa que ha quedado del resto de una
migración. Son pequeños.
Composición del Petróleo
El petróleo está mezclado por compuestos hidrocarburados y otros que
contienen cantidades importantes de N, S, y O y órgano compuestos de
metales pesados y biomarcadores (Va, Ni) en menor proporción. La mayoría de
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los crudos se componen de naftenos y parafina. Los hidrocarburos de los que
se compone el petróleo, pueden ser:
Hidrocarburos alifáticos:
De cadena abierta:
Hidrocarburos saturados (alcanos): Constituyen la serie de las Parafinas o
serie del metano. Su fórmula general es CnH2n-2. Las condiciones STP
(condiciones estándar de temperatura y presión) para los gases, son: 60 F y
14.7 psia (presión absoluta en libras por pulgada-2). El primer alcano líquido
es el pentano (C5H12), y el primer alcano sólido es el hexadecano (C16H34).
Hidrocarburos no saturados (alquenos): Corresponden a las olefinas. Su
fórmula general es CnH2n . Son isómeros de las cicloparafinas, es decir, tienen
composición similar a los naftenos. Su fórmula general es CnH2n-2
De cadena cerrada (carbociclos):
Hidrocarburos alicíclicos: Corresponden a la serie de los naftenos que son
compuestos con un anillo de carbono. Estos compuestos con anillos, poseen al
menos, tres átomos de carbono.
Hidrocarburos aromáticos: Se basan en el anillo del benceno y poseen la
siguiente fórmula general: CnH2n-6.
La aromaticidad, se define como la relación existente entre el carbono
aromático y el carbono total; misma que está relacionada con la densidad del
crudo (entre menos hidrocarburos aromáticos, más ligero será el crudo).
Como ya hemos dicho, el petróleo también tiene otros constituyentes
moleculares, tales como el azufre, el nitrógeno y el oxígeno; hay que destacar
los órgano compuestos de algunos metales pesados, como el vanadio y níquel.
La mayoría de los crudos contienen pequeñas cantidades de hidrocarburos que
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no pertenecen ni a la serie de las parafinas ni de los naftenos; éstos, son los
denominados fósiles geoquímicos , cuya fórmula es CnH2n-x , es decir, tienen
una relación H/C<2; la serie más interesante, es la de los isoprenoides , que
presentan una larga cadena ramificada con moléculas saturadas, con un grupo
metil (CH3) encadenado (a 4 átomos de carbono); estas moléculas ramificadas
son típicas de las ceras de las plantas, y por lo tanto, son un buen indicador de
la procedencia de los hidrocarburos.
Los términos más comunes de esta serie, son el fitano y el pristasno,
procedentes de la alteración de otro Isoprenoide llamado fitol; el pristano se
genera en ambientes oxidantes, y el Fitano en ambientes reductores.
Propiedades Físicas y Químicas del Petróleo
Veamos algunos de los parámetros empleados en la clasificación del petróleo:
Gravedad (ºAPI)
= Gravedad especifica s 60 F
Un fluido con una gravedad específica de 1.0 g/cm3 (agua dulce), tiene una
gravedad API de 10º. En función de su ºAPI podemos hablar de:
Petróleos pesados
(ºAPI<20). Son de menor valor comercial y de más difícil extracción. Típicos
de California, Venezuela, México y Sicilia.
Petróleos normales
(20<ºAPI<40). La media mundial está en 33 ºAPI.
°API = 141.5
-131.5
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Petróleos ligeros
(ºAPI>40). Típicos de Argelia, SE de Australia, Indonesia y los Andes. En
condiciones superficiales, los petróleos son menos densos que el agua; sin
embargo, en el subsuelo la densidad del petróleo es menor todavía (0.5
g/cm3).
Viscosidad (η)
Es la fricción interna del fluido que causa la resistencia a cambiar de forma.
Varía con la presión y la temperatura (mayor temperatura, menor viscosidad).
La viscosidad varía con la densidad, es decir, es función del número de átomos
de carbono y de la cantidad de gas disuelto en el crudo; la viscosidad en
crudos ligeros es inferior a 30 mPa; los valores más frecuentes son de 0.5-0.6
mPa (viscosidad de la gasolina); los crudos pesados (asfálticos) tienen
densidades de 50000-100000 mPa; estos crudos (alquitranes naturales),
presentan grandes dificultades de recuperación. Un buen indicador de
viscosidad, es el llamado punto puro, que es la temperatura más baja a la
cual el crudo fluye. Así, para puntos puros de más de 40 ºC, son característicos
los crudos pesados con ceras; para puntos puros de menos de 36 ºC, se dan
crudos ligeros.
Factor expansión
El petróleo pierde volumen y ―se encoge‖ en su camino hacia la superficie,
debido a la liberación de gases disueltos. El factor de pérdida de volumen
(shrinkage) varía entre 1 para los petróleos próximos a la superficie y que
casi no contienen gases disueltos, y 2 para petróleos muy gaseosos en
almacenes profundos.
Petróleo crudo. Clasificación y composición
El petróleo presenta las siguientes propiedades físicas:
Líquido oleoso, fluorescente a la luz.
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Su color depende del contenido y estructura de las sustancias resinosas.
De este modo tendremos petróleos negros, oscuros, pardos, claros,
incoloros.
Existen 5 condiciones limitativas para que se pueda formar petróleo:
Tiene que estar asociado con una roca sedimentaria.
Casi exclusivamente, todo el petróleo parece haberse originado en agua
marina o salobre.
No parece necesario que haya existido una alta presión en el proceso de
formación.
No se requieren altas temperaturas.
Parece que se ha formado en los periodos cámbrico u ordoviciense.
El petróleo es menos denso que el agua, por lo que se va a encontrar nadando
sobre ella. Este crudo va a estar formado por elementos hidrocarbonados.
Además, hay otros elementos de naturaleza inorgánica que se depositaron con
la microflora y microfauna.
La composición del petróleo dependerá del yacimiento, de la zona donde se
haya formado. Tiene menos cenizas que las que pueden tener un sólido fósil.
El crudo tiene cantidades apreciables de sales como ClNa, Ca, Mg,.. Debido a
su formación en aguas marinas o salobres. Esto es un problema, porque los
cloruros van a provocar corrosión, sobre todo los de Mg. Para ello, al entrar en
el proceso de refino se va a realizar antes de nada un proceso de desalado.
Los compuestos orgánicos del petróleo son hidrocarburos de diversos tipos. La
composición de un crudo de petróleo es bastante uniforme en cuanto al
contenido de C, H, S, N. La composición del gas es más variable. Dependerá
del petróleo del que proceda su composición.
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La mayoría de los compuestos del petróleo son los hidrocarburos (parte
orgánica). Existen toda clase de hidrocarburos en el petróleo: hidrocarburos
parafínico, nafténicos y aromáticos. Dentro de éstos pueden ser lineales o
ramificados.
Parafínicos à alcanos: CnH2n+2: CH4, C2H6, C3H8, C4H10,
C5H12 e isómeros correspondientes
Ciclo alcanos
Aromáticos
Dependiendo de la zona donde se forma el crudo tendremos más proporción de
unos compuestos u otros. Es importante saber la composición del crudo,
puesto que según su composición podremos obtener unos u otros productos
del crudo.
Sin embargo, sea cual sea la procedencia del crudo, se va a mantener
constante el contenido en C y H2, aunque tengan distintos compuestos
hidrocarbonados (siempre dentro de una familia de crudos).
Los compuestos de naturaleza inorgánica son los que contienen N, S, O2 y
elementos metálicos. Se encuentran en menores proporciones que, las cuales
van a depender de la naturaleza del crudo. Es interesante conocer la
composición en elementos orgánicos, porque dependiendo de ésta,
someteremos al crudo a uno u otro tratamiento, y obtendremos unos
productos u otros.
Algunos ejemplos de compuestos inorgánicos son:
Compuestos sulfurados mercaptano.
Compuestos de O2.
Compuestos de N2.
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Compuestos de metales (Li, Na, V, (va unido a compuestos
nitrogenados).
Los crudos de petróleo se pueden clasificar con base en:
Composición.
Viscosidad.
Curva de destilación.
Factor de Caracterización Koup
El factor Kuop, es un valor que permite identificar o caracterizar el tipo de
crudo en cuanto a su composición química, (base parafínica, mixta, nafténica,
aromática).
Este índice tiene unos valores:
Parafínicos normales/ isoparafínico.
Nafténicos puros.
Aromáticos puros.
La temperatura volumétrica media, es la temperatura de ebullición de un
componente hipotético con características equivalente a la mezcla de
hidrocarburos analizada.
K= 13 BASE PARAFINICAK= 12 BASE MIXTAK= 11 BASENAFTENICAK = 10
BASEAROMATICA
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Principales productos obtenidos
El fraccionamiento del crudo de petróleo consiste en efectuar un proceso
mediante el que, aplicando temperatura a una fracción del crudo, separemos
los distintos componentes según el punto de ebullición de cada uno, el cual
depende del número de átomo de C que tenga el componente, junto con su
naturaleza.
Una vez que llega el crudo a la refinería hay que efectuar las siguientes
operaciones:
Desalado: se trata de eliminar la mayor parte de sal posible y a su
vez la mayor parte de contenido en H2O.
Introducimos el crudo en la torre de destilación a presión
atmosférica. Por la cabeza de la torre obtendremos los gases
licuados (que son los más ligeros: naftas ligeras, kerosenos,...).
Después obtenemos los componentes más pesados, que se
denominan residuos atmosféricos.
Ya que a presión atmosférica no conseguimos separar más componentes
distintos por ebullición, lo que se hace para depurar en mayor medida el
residuo atmosférico es pasarlo a una torre atmosférica donde se le va a hacer
la destilación a vacío. Conseguimos separar más componentes de este modo,
puesto que en el vacío bajan los puntos de ebullición.
A los residuos obtenidos en el vacío es necesario hacerles otros tratamientos
posteriormente.
Los diferentes productos que obtenemos al sepáralos en los cortes de
destilación, que son los intervalos de temperatura en los que, mediante
ebullición, separaremos los diferentes productos.
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Composición del Gas Natural
El gas natural está compuesto de hidrocarburos no condensables a 20 ºC de
temperatura y a presión atmosférica. Si está compuesto casi en su totalidad
por Metano, se le llama gas seco (dry gas). Si la proporción de etano y otras
moléculas pesadas excede un valor arbitrario (normalmente el 4-5%), el gas
se llama gas húmedo (wet gas).
El gas natural puede tener tres orígenes:
1 Gas del petróleo:
Formado como bioproducto de la generación de petróleo; El gas acompaña al
petróleo en el almacén y es denominado gas asociado. El gas formado por
modificación termocatalítica del petróleo, se llama gas no asociado.
2 Gas carbonoso:
Formado por modificación termocatalítica o por otro tipo de modificación a
partir del carbón.
3 Gas bacteriano:
Formado por alteración de la materia orgánica a baja temperatura, en o cerca
de la superficie terrestre, sin conexión directa con el crudo (gas de los
pantanos). Entendemos por gas mineral, aquél desligado del petróleo (Ej.:
He, N,...)
Significado Práctico del Número de Carbonos
El límite en el número de carbonos entre gas y crudo es de 4 carbonos. El
butano (C4H10) es el más pesado de los homólogos del metano; puede darse
en forma de gas, en condiciones STP o como el hidrocarburo más ligero en
petróleo. Cuando el número de carbonos se incrementa, también lo hace el
número de isómeros posibles. El refinado del crudo va a permitir obtener, por
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destilación o fraccionamiento (calentamiento), los productos deseados; en
general, el orden de destilación es el siguiente:
1) Gasolina y nafta (con benceno y otros hidrocarburos volátiles de 4 a 10
átomos de carbono).
2) Keroseno y petróleos para iluminación (11-13 carbonos).
3) Gas oils ligeros y diesel (14-18 carbonos).
4) Gases pesados y gas oil de calefacción (19-25 carbonos).
5) Lubricantes y fuel oil ligeros (26-40 carbonos).
6) Aceites residuales y fuel oil pesado (más de 40 carbonos).
1.3. Medios ambientes de sedimentación de las rocas madre
Lagos
Son los ambientes de sedimentación más importantes de rocas madre en
secuencias continentales. Los lagos deben presentar durante intervalos de
tiempo geológicamente significativos, condiciones de anoxia. Las condiciones
de anoxia en lagos permanentes se producen por estratificación de la columna
de agua.
La fuerza del viento origina la mezcla de toda la columna de agua en lagos
someros, lo que produce buena oxigenación del fondo. En lagos profundos,
sólo las capas superiores se ven afectadas por esta mezcla de agua (Ej.: Lago
Tanganica en el sistema de rift al E de África, donde a 150 metros tenemos
condiciones de anoxia).
Las amplias variaciones estacionales originan la inversión en la columna de
agua; las aguas frías y densas de los ríos con grandes cantidades de oxígeno
disuelto se hunden en los lagos de clima templado, originando su oxigenación.
23
Lagos en climas templados: Todos los lagos de este tipo son oxigenados.
Lagos en climas cálidos tropicales: El agua de los ríos es más cálida y menos
densa, por lo que transporta menos oxígeno y favorece las condiciones de
anoxia. Los lagos tropicales tienden a estratificarse fácilmente; Sin embargo, el
ligero enfriamiento en los lagos tropicales puede originar corrientes de
convención que llegan a afectar a la totalidad del cuerpo de agua, produciendo
mezcla y oxigenación del fondo; en estos climas, el aporte continuo de agua al
lago asegura un nivel constante del lago.
Lagos en climas cálidos áridos: el lago sufre periodos de desecación y por
tanto, se produce la oxidación de los sedimentos del fondo. Cuando no se llega
a producir desecación total, las altas tasas de evaporación pueden producir
anoxia, al producir una estratificación por salinidades (importante papel en
bajas latitudes).
Aporte de clásticos a los lagos: el aporte de clastos al lago es función del
relieve y litología del área de drenaje y del clima.
Aporte de M.O. al sedimento en los lagos: el aporte de M.O se produce de dos
formas:
Autóctona: dentro del lago, por algas y bacterias (pueden constituir una
excelente roca madre).
Alóctona: desde el área de drenaje, por plantas superiores (fundamentalmente
lignita, dando gas).
Deltas
Los deltas constituyen uno de los ambientes de sedimentación de rocas madre
más importantes. Los deltas constructivos (dominados por la acción fluvial y de
las mareas), se caracterizan por ambientes de baja energía en la parte
superior, lo cual favorece la sedimentación de rocas madre. En cambio, los
24
deltas destructivos (dominados por el oleaje), constituyen un ambiente menos
favorable. Veamos el aporte de materia orgánica en los deltas:
Algas de agua dulce (fitoplancton) y bacterias: en lagos, pantanos y canales
abandonados en la llanura deltáica.
Fitoplancton marino y bacterias: en el frente deltáico y áreas de prodelta
(abundantes nutrientes aportados por los ríos, que generan una alta
producción orgánica). El frente deltáico es un ambiente de alta energía con
condiciones oxidantes, aunque las altas tasas de sedimentación, permiten la
preservación de parte de la M.O. que aparece dispersa, por lo que sólo se
genera gas.
La vegetación sobre la llanura deltáica contribuye con grandes cantidades de
M.O. Los lugares más favorables para la acumulación, son las turberas
pantanosas, donde se forman carbones in situ.
En la llanura deltáica inferior, donde las aguas son salobres-salinas, domina el
manglar pantanoso (mangrove); el manglar atrapa un importante volumen de
los restos de plantas procedentes de la llanura superior deltáica. Los manglares
darán lugar a rocas madre de petróleos con alto contenido en ceras.
Cuencas marinas
Pueden ser cuencas confinadas (Ej.: Mar Negro, Mar Báltico, Lago Maracaibo),
o cuencas abiertas y taludes continentales.
Cuencas confinadas
Están limitadas en extensión mediante masas continentales, pero mantienen
alguna conexión con mar abierto. El intercambio de agua es limitado y la
cuenca presenta estratificación de las capas de agua (reducción del aporte de
oxígeno), por lo que se darán condiciones de anoxia en el fondo de la cuenca.
25
Un balance positivo de agua, se da cuando la salida de agua dulce (capa
superior) supera la salida de agua salina (capas profundas); esta situación es
típica de los climas húmedos (Ej.: Mar Negro, Mar Báltico).
Un balance negativo de agua se dará cuando la entrada de aguas oceánicas
domina sobre la entrada de agua dulce; es frecuente en climas áridos (Ej.: Mar
Rojo,Mar Mediterráneo). En climas húmedos, el aporte de M.O. depende de la
cantidad de detritos vegetales continentales aportados por los ríos (rocas
madre generadoras de gas). En los climas áridos, la M.O. está constituida
fundamentalmente de fitoplancton marino, y se desarrollan rocas madre
(asociadas a evaporitas y carbonatos) generadoras de petróleo.
Taludes continentales con “upwelling”
(Ej.: Costas de Perú, Chile, California, Namibia,...). La alta productividad de
M.O. origina una mayor demanda de oxígeno y condiciones de anoxia en el
fondo de la cuenca, al producirse la degradación de la M.O. en zonas de
upwelling está constituida por plancton marino, siendo el aporte continental
escaso.
Cuencas marinas abiertas con aporte máximo de oxígeno
(Ej.: Pacífico Este, Océano Índico,...). En todos los océanos existe una capa
media de mínima oxigenación a una profundidad de 100 a 1000 metros; Esta
capa está originada por la degradación de la M.O. que cae desde la zona fótica.
Bajo esta zona, el contenido de oxígeno se incrementa por la influencia de las
corrientes frías y densas, con un alto contenido en oxígeno; Estas corrientes
(procedentes de las regiones polares y que se desplazan hacia latitudes
tropicales), impiden que la capa media de mínima oxigenación adquiera
condiciones de anoxia. La presencia de corrientes desde los polos, es un hecho
relativamente reciente.
26
1.4. Geodinámica de las cuencas sedimentarias, su importancia en la
localización de sistemas petroleros
Las cuencas sedimentarias son geoformas de escala regional, que permiten
acumular cientos a miles de metros de sedimentos como consecuencia de los
procesos de subsidencia que sufre la litósfera.
La evolución de esa subsidencia está relacionada a los procesos
termomecánicos que tienen lugar en una litósfera relativamente rígida y fría,
que interactúa con un manto convectivo (Allen y Allen: 2005).
El movimiento relativo de las placas -que resulta de esta dinámica- origina el
desarrollo de fuerzas mecánicas en sus límites. Éstos se transfieren al interior
y, como consecuencia, las cuencas existen en un ambiente de esfuerzos
inducidos por la dinámica de estas placas discretas.
Tal vez por ello, la clasificación de cuencas más usada en el modelado se basa
en los ambientes tectónicos a los que están asociadas (Busby y Ingersoll:
1995; Allen y Allen: 2005). Se reconocen, así, cuencas asociadas a extensión
litosférica, cuencas asociadas a compresión, cuencas intraplaca y cuencas
asociadas a movimientos transcurrentes y transformados.
A su vez, las secuencias estratigráficas resultan de las complejas relaciones
entre los procesos litosféricos y las variaciones climáticas, eustáticas y de la
tasa de aporte de sedimentos. Por esta razón, un análisis detallado del relleno
puede aportar valiosa información sobre la evolución de las cuencas y de los
procesos tectónicos que afectaron a la litosfera.
A modo de ejemplo, la predicción de las existencias o no de roca generadora,
posibles reservorios, sellos, carga geostática y trampas requiere de un
profundo conocimiento de la evolución tectosedimentaria de la cuenca del
sistema petrolero.
El análisis de cuencas es la plataforma para la exploración de la potencial
presencia de nuevos sistemas petroleros. La madurez de la materia orgánica
está relacionada al flujo térmico y a la tasa de subsidencia de la cuenca, las
27
rocas reservorio, los sellos y la carga geostática del clima y del espacio de
acomodación; además las trampas dependen de su geometría original y del
desarrollo de estructuras deformacionales: todos, conceptos integradores que
derivan del estudio integral de cuencas.
Geodinámica de las cuencas
Sedimentarias
La localización y la forma de las megasecuencias y de las secuencias
depositacionales pueden interpretarse en términos de los procesos mecánicos
que intervienen en la formación de las cuencas, ya que éstas son el resultado
de la interacción entre los procesos litosféricos y aquellos derivados de la
dinámica del manto.
Los principales parámetros que controlan la evolución de una cuenca son: la
velocidad de deformación; la evolución del flujo térmico; la evolución geológica
de la litósfera; las variaciones en los espesores de la corteza y de la litósfera;
la presencia de debilidades previas en la corteza y en la litósfera, y los
procesos exógenos (Barredo et al, 2008).
Estos esfuerzos que resultan de los procesos geodinámicos ejercen un control
primario en el alzamiento y la subsidencia de una región. La subsidencia es, la
respuesta elástica/isostática a la deformación de la litósfera y al ajuste
mecánico ante el peso de los sedimentos, la columna de agua, y la erosión.
También influyen: el cambio en las densidades corticales y litosféricas por el
efecto de anomalías térmicas, contrastes de densidades asociados a la
presencia de una losa fría descendente y/o procesos magmáticos relacionados
como la adición o sustracción de magmas, el subplacado (Allen y Allen: 2005).
La subsidencia y/o alzamiento (flexural, isostático y térmico) que dará lugar a
la formación de una cuenca es función de los siguientes procesos litosféricos.
De todos, quizás los más relevantes sean la carga de sedimentos, las cargas
28
orogénicas, el ajuste isostático, las anomalías térmicas (hot spots) y la
convección.
La geometría de las fallas principales o la flexión litosférica, y la resistencia de
la litosfera darán una morfología característica a cada cuenca.
La subsidencia que determinan estas variables controla: la tasa de aporte; el
tamaño de grano; la preservación de suelos, la migración de los canales, los
procesos de avulsión y el desarrollo de planicies de inundación.
Por ejemplo, en una subsidencia rápida, los sedimentos que entran a la cuenca
son de texturas finas y escasas si los ambientes que intervienen son fluviales,
y se puede predecir el desarrollo de ríos sinuosos con amplias planicies de
inundación. Por el contrario, en una subsidencia lenta, se genera menor
espacio de acomodación; el aporte es, importante, al generar la progradación
de los depósitos hacia el interior de los depocentros, mientras los sistemas
fluviales estarán conformados por ríos que transportan texturas gruesas en
canales multiepisódicos lateralmente.
Las rocas madre corresponden a rocas sedimentarias clásticas de grano fino
con variable contenido de materia orgánica (porcentajes en peso desde 0,1% y
hasta alcanzar 10%). La distribución temporal de la materia orgánica en el
tiempo geológico se concentra, en un 90%, en el intervalo comprendido entre
los periodos Terciario y Silúrico, aunque es claramente mayor en el Cretácico,
Terciario y Jurásico.
La abundancia de las rocas sedimentarias en la corteza terrestre se distribuye
según el siguiente porcentaje: pelitas, 42%, areniscas, 37% y carbonatos,
21%; no obstante, al analizar la producción por litología, se observa que los
carbonatos representan el 60%, las areniscas, un 37% y sólo un 3% para las
litologías complementarias.
Asimismo, los anticlinales representan el 75% de las trampas y alcanzan el 9%
las definidas como combinadas. Estos guarismos nos sirven para comprender
la complejidad de la dinámica planetaria, así como la cantidad de elementos y
29
procesos que deben conjugarse –y dentro de una lógica temporal– para que en
una cuenca sedimentaria se desarrolle un sistema petrolero.
2. EL SISTEMA PETROLERO, SUS ELEMENTOS Y PROCESOS
Objetivos específicos: el participante aprenderá sobre el sistema petrolero,
sus elementos y sus procesos geológicos necesarios para que un yacimiento de
aceite y/o gas exista en la naturaleza.
Un sistema petrolero es un sistema geológico que abarca las rocas
generadoras de hidrocarburos relacionadas e incluye a todos los elementos y
procesos geológicos que son esenciales para la existencia de una acumulación
de hidrocarburos.
El sistema describe los elementos interdependientes y los procesos que
constituyen la unidad funcional que crea las acumulaciones de hidrocarburos.
El sistema petrolero incluye la zona de maduración de la roca madre, la red de
distribución natural, y los acontecimientos de petróleo descubiertos
genéticamente relacionados. La presencia de petróleo es la prueba de que un
sistema existe.
La zona de maduración de la roca madre es parte del sistema petrolero porque
es la procedencia de estos acontecimientos relacionados del petróleo. La red de
distribución es la trayectoria de migración a las acumulaciones descubiertas,
filtradas y vistas.
Modelo de un sistema petrolero proporciona un registro completo el
sistema petrolero de la generación, migración y acumulación y pérdida de
petróleo y gas en un sistema petrolero a través del tiempo geológico.
Los elementos esenciales de un sistema petrolero son las siguientes:
Roca madre: (generación) debe contener bastante materia orgánica (mínimo
3% de materia orgánica para que pueda generar hidrocarburo) grandes
volúmenes de hidrocarburos.
30
Roca reservorio: (almacén) debe ser bastante permeable para que el
petróleo fluya libremente.
Roca sello: debe ser lo suficiente impermeable para evitar que el crudo se
escape.
Roca de sobrecarga: debe poseer condiciones de presión temperatura y
tiempo esenciales para que se lleve a cabo un sistema petrolero.
Los sistemas petroleros tienen dos procesos:
Formación de trampa.
Generación, migración y acumulación de hidrocarburos.
Los elementos y procesos esenciales para que se lleve a cabo un sistema
petrolero deben colocarse correctamente en el tiempo y espacio con el fin de
que la materia orgánica incluida en una roca madre pueda convertirse en una
acumulación de petróleo. Un sistema petrolero existe donde todos los
elementos y procesos esenciales se producen o se piensa que tienen un
oportunidad razonable o probabilidad de ocurrir.
Investigación del sistema petrolero
La investigación de un sistema petrolero identifica, nombra y determina el
nivel de certeza y trazan mapas de la extensión geográfica, estratigrafía y
tiempo de un sistema petrolero. La investigación incluye ciertos componentes:
Correlación geoquímica petróleo - petróleo.
Correlación geoquímica petrolero - roca madre.
Gráfica del historial de enterramiento.
Mapa del sistema petrolero.
Sección transversal del sistema petrolero.
31
Sección transversal del sistema petrolero.
Carta de eventos.
Tabla de acumulaciones de hidrocarburos.
Determinación de la eficiencia de la generación – acumulación.
Identificación de un sistema petrolero. Antes de que un sistema petrolero
pueda ser investigado, debe ser identificado.
Identificación del sistema petrolero
Para identificar un sistema petrolero, el explorador debe encontrar algo de
petróleo. Cualquier cantidad, no importa lo pequeña que sea, esa será la
prueba de un sistema petrolero, un filtro de petróleo o gas, una muestra en un
pozo o una acumulación de petróleo/gas demuestra la presencia de un sistema
de petróleo.
Procedimiento para identificar un sistema petrolero
Los pasos necesarios para identificar un sistema de petróleo son:
Buscar algún indicio de presencia de petróleo.
Determinar el tamaño del sistema de petróleo con la siguiente serie de
pasos:
1. Grupo genéticamente de sucesos relacionados con el petróleo y con el
uso de las características geoquímicas y ocurrencias estratigráficas.
2. Identifique la fuente usando correlación petróleo – roca madre.
3. Localizar la zona general de la maduración de la roca madre activa
responsable de los sucesos del petróleo genéticamente relacionados.
4. Haga una tabla de acumulaciones para determinar la cantidad de
hidrocarburos en el sistema petrolero.
32
Nombre del sistema petrolero
Una única designación o nombre es importante para identificar a una persona,
lugar, tema o una idea. Los geólogos nombran las unidades de roca, fósiles,
levantamientos y las cuencas. El nombre de un determinado sistema petrolero
lo separa de los demás sistemas petroleros y de otros nombres geológicos.
Partes del nombre de un sistema petrolero: el nombre de un sistema
petrolero contiene varias partes:
La roca madre en el sitio de maduración de la roca madre activa.
El nombre de la roca reservorio que contiene el mayor volumen de
petróleo en el lugar.
El símbolo que expresa el grado de certeza.
Grado de certeza
Un sistema petrolero puede ser identificado en tres grados de certeza:
conocido, hipotético, y especulativo. El nivel de certeza indica la confianza de
que una determinada zona de la roca madre madura ha generado los
hidrocarburos en una acumulación. Al final del nombre del sistema, el nivel de
certeza es indicado por:
Para conocidos: una correlación positiva petróleo – roca madre o gas – roca
madre.
Para hipotéticos: en ausencia de una correlación positiva petróleo – roca
madre, evidencias geoquímicas.
Para especulativos: evidencias geológicas o geofísicas.
Extensión geográfica, estratigráfica y temporal: los sistemas petroleros
están limitados por el tiempo y el espacio. Cada sistema puede describirse en
términos de su propio y exclusivo tiempo y espacios elementos y procesos.
33
Aspectos temporales. Un sistema petrolero tiene tres importantes aspectos
temporales:
Edad: la edad de un sistema petrolero es el tiempo necesario para el proceso
de generación migración y acumulación de hidrocarburos.
Momento crítico: es el momento que mejor representa la generación
migración y acumulación de hidrocarburos en un sistema. Un mapa y la
sección transversal trazan el mejor momento crítico muestran la amplitud
geográfica y estratigrafía del sistema.
Tiempo de preservación: ocurre después de la migración acumulación que
no permite que sucedan elementos geológicos (fracturamiento, pliegues y
fallas) que no aceptan la preservación de los hidrocarburos formados hasta
ahora. Un incompleto o justo completado sistema petrolero carece de un
tiempo de preservación.
Aspectos espaciales: cada sistema petrolero puede definirse por su
extensión geográfica y extensión estratigráfica.
Carta de eventos: una carta de eventos muestra la relación temporal de los
elementos esenciales de un sistema petrolero, también señala el tiempo de
preservación y el momento crítico para el sistema. Una carta de eventos puede
ser usada para comparar los tiempos de los procesos ocurridos con los tiempos
de los elementos formados.
Tamaño de un sistema petrolero: el tamaño de un sistema incluye el
volumen total de hidrocarburos recuperables que se originó a partir de una
única zona de maduración de la roca madre. Este volumen total se utiliza para
compararlo con otros sistemas petroleros y determinar la eficiencia de
generación - acumulación.
Volumen de petróleo: la muestra incluye los hidrocarburos descubiertos,
filtrados y acumulaciones de petróleo y gas. El tamaño de un sistema petrolero
se determina utilizando una tabla.
34
Eficiencia de la generación acumulación: la eficiencia de la generación
acumulación es la proporción el volumen total de petróleo entrampado (en
sitio) en el sistema petrolero con el volumen total de hidrocarburos generado a
partir de la zona de maduración de la roca madre activa.
2.1. Fuente principal (Roca generadora)
Origen biológico del petróleo
El primer trabajo de investigación acerca del origen biológico del petróleo, fue
el de Treils en 1934. Veamos algunas evidencias sobre el origen biológico del
petróleo:
Analogía con el carbón
Interrelación entre los procesos de formación y acumulación de la materia
orgánica dispersa y los procesos sedimentarios.
Hidrocarburos asociados a formaciones sedimentarias.
La relación C12/C13 de los hidrocarburos es semejante a la relación de los
isótopos de materia orgánica.
Presencia de marcadores biológicos y fósiles bioquímicos.
El ciclo del carbono
Se inicia con el proceso de fotosíntesis, en el que las plantas y algas marinas
convierten el CO2 atmosférico y contenido en el agua del mar en carbono y
oxígeno utilizando la energía solar. El CO2 es reciclado de diferentes maneras:
Respiración de plantas y animales (de vuelta a la atmósfera).
Descomposición bacteriana y oxidación natural de la materia orgánica muerta.
Combustión de los fósiles (natural y ocasionado por el hombre). Sin embargo,
una pequeña parte de carbono escapa a este ciclo al depositarse en medios
donde la oxidación a CO2 no puede producirse; estos ambientes carecen de
35
oxígeno o son tóxicos para las bacterias. La proporción de materia orgánica
enterrada en los sedimentos no supera el 1%.
Producción orgánica
Ecosistemas marinos
Las algas fotosintetizadoras son las principales productoras de carbono
orgánico; el fitoplancton (diatomeas, dinoflagelados, algas azules y
nannoplancton) es el responsable de más del 90% del aporte de materia
orgánica en los océanos; otros organismos como el zooplancton, organismos
bentónicos, bacterias y peces, pueden ser elementos importantes de la
biomasa que da lugar a los hidrocarburos. En los océanos abiertos, la
producción total de carbono orgánico es importante, pero su concentración es
relativamente baja, mientras que en las plataformas continentales (zonas
intertidales, arrecifes, estuarios y zonas de upwelling), es elevada.
En general, la producción primaria de biomasa, decrece desde la costa hacia la
plataforma marina y océano abierto. Las latitudes medias húmedas y las
ecuatoriales, son más productivas que las latitudes tropicales; las producciones
más bajas se dan en las áreas polares y tropicales áridas. Los factores que
controlan la producción orgánica, son: luz del sol (la máxima productividad se
da en los primeros 200 metros, y especialmente en el intervalo de 60-80
metros, denominado zona trófica); Aporte de nutrientes (especialmente
nitratos y fosfatos, proporcionados por la circulación de corrientes); turbidez,
salinidad y temperatura.
Ecosistemas continentales
La producción orgánica está controlada por las plantas terrestres y las algas de
agua dulce. El factor más influyente es el clima: en climas húmedos con
vegetación, si la topografía impide el drenaje y se produce un balance entre la
tasa de acumulación y la de subsidencia, las acumulaciones de restos
vegetales pueden ser preservadas de la actividad bacteriana en áreas con
condiciones de anoxia; se generarán depósitos de turba típicos de llanuras
36
deltáicas, áreas traseras de los lagos y en las bahías entre los canales
distribuitarios. Las algas de agua dulce contribuyen al aporte de materia
orgánica en los lagos actualmente, Bottrycoccus y Tasmanites).
Composición química de la materia orgánica
Carbohidratos
Forman una parte importante del contenido orgánico de las plantas, y su
contribución total a la M.O. en los sedimentos, es muy alta. Los carbohidratos
comprenden desde compuestos sencillos como los azúcares, a complejos
macromoleculares, como la celulosa. Los carbohidratos son solubles; los
hidratos de carbono comienzan su transformación ya en el medio acuoso,
sirviendo de alimento a otros organismos. En un sistema aerobio, pueden
mineralizarse por completo, mientras que en condiciones anaerobias
fermentan, desprendiendo H2O, CO2, H+ CH3.
Proteínas
Polímeros altamente ordenados, formados por unión de aminoácidos. En forma
de enzimas, catalizan las reacciones bioquímicas; son también interesantes en
los procesos biológicos de mineralización (formación de caparazones). En
medio acuoso, se descomponen en aminoácidos; fácilmente asimiladas por las
bacterias. En condiciones aerobias, se produce una mineralización total,
formándose agua, dióxido de carbono, amoníaco, ácido sulfhídrico, hidrógeno y
metano; En condiciones anaerobias, es importante la unión de aminoácidos
con hidratos de carbono, para más tarde transformarse en ácidos húmicos. El
proceso de desaminación (pérdida del grupo amino) de los aminoácidos, puede
dar lugar a la formación de ácidos grasos de bajo peso molecular, y la
descarboxilación de estos últimos, puede generar la formación de
hidrocarburos.
Lípidos
37
Gran variedad de compuestos, que incluyen las grasas animales, aceites
vegetales y ceras. Los lípidos son los compuestos más próximos en
composición química al petróleo; en la transformación de lípidos a petróleo,
están implicadas pocas reacciones, produciendo una mayor cantidad de
hidrocarburos que cualquier otra sustancia.
Otros constituyentes (ligninas, taninos y resinas). Los macerales
Se trata de componentes normales de las plantas superiores. La lignina es la
sustancia soporte, mientras que los taninos son sustancias colorantes
presentes en algas, hongos y plantas superiores; por otra parte, las resinas
están presentes en la madera y cubierta de las hojas, siendo muy resistentes a
los ataques químicos; por último, citar los aceites esenciales. Estos
componentes, a veces se pueden reconocer en los hidrocarburos y son:
Macerales: Los principales grupos de macerales:
Vitrinita: derivada de la lignina y celulosa. Es el principal componente
de los carbones húmedos (humic coals), generando fundamentalmente
gas.
Inertita: derivada de la lignina y la celulosa, pero ha sido oxidada,
carbonizada o atacada biológicamente. La cantidad de hidrocarburos
producidos por la Intertita, es despreciable. Genera pequeñas cantidades
de gas.
Exinita: todos los macerales de la exinita tienen potencial de generación
de hidrocarburos. En este grupo, se incluyen varios macerales:
Alginita: deriva de algas similares a la actual Brotrycoccus de agua
dulce.
Esporinita: deriva de esporas y polen (especialmente ricos en lípidos
[50%], y por lo tanto, una excelente fuente de hidrocarburos).
38
Resinita: derivada de resinas y aceites esenciales de plantas terrestres.
Son buenas fuentes de naftas e hidrocarburos aromáticos.
Cutinita: derivada de la cutícula de plantas superiores; es rica en ceras,
por lo que es buena fuente de hidrocarburos.
Cambios en la composición de la biomasa a través del tiempo geológico
Debemos tener en cuenta que en el Carbonífero Superior aparecen las
coníferas, y en el Cretácico, las angiospermas. En general, podemos decir que
los sedimentos del Paleozoico son posibles, roca madre de gas, mientras que
en los del Mesozoico y Terciario, de petróleo.
Predicción de rocas madre
Anoxia
Las condiciones de anoxia son un factor determinante en la preservación de la
materia orgánica en los sedimentos; aunque la M.O. también se puede
preservar en condiciones oxigenadas, si la tasa de sedimentación es muy alta.
0.5 ml/l es el límite ente medios oxigenados y condiciones de anoxia
(por debajo de 1 mililitro de oxígeno por litro de agua, se produce una seria
disminución de la biomasa, persistiendo determinados organismos hasta 0.3
ml/l). En general, el fondo de una cuenca puede presentar condiciones de
anoxia debido a:
a) La productividad orgánica en la columna de agua situada por encima, es
tan alta que el sistema se sobresatura de materias orgánica y el oxígeno
existente se consume al producirse la degradación bacteriana de la
materia orgánica.
b) Estancamiento en la condiciones del agua del fondo, causado por la
restricción en el aporte de oxígeno controlado por la circulación de aguas
oxigenadas.
39
Factores que afectan a la sedimentación de rocas madre
Degradación bacteriana
La degradación de la materia orgánica por bacterias se da en la columna de
agua o en el agua de los poros del sedimento, tanto en condiciones aerobias
como anaerobias. La M.O. se oxida por la acción de las bacterias aerobias que
utilizan el oxígeno del medio hasta agotar la materia orgánica a oxidar o hasta
agotar el oxígeno. La bacteria Desulfovibrio utiliza el oxígeno de los grupos
SO4 reduciendo el azufre a S-2 en condiciones anaerobias; el H2S que se
desprende de los sedimentos, es oxidado SO4-2 por acción de las bacterias.
Thiobacillus.
Si el agua no contiene suficiente oxígeno, las bacterias oxidantes no pueden
actuar y se produce acumulación de H2S y azufre libre, desapareciendo todo
tipo de vida, excepto la anaerobia. La actividad bacteriana continuará hasta
que se establezcan condiciones que impiden su existencia; tales condiciones,
son los ambientes tóxicos (con H2S o fenoles), el agotamiento de portadores
de oxígeno, presión y temperatura en el progresivo enterramiento; así, la
degradación raramente alcanza la totalidad de la M.O. Las bacterias anaerobias
obtienen el oxígeno de los nitratos y de los sulfatos, preservando en gran
medida, los lípidos, y por tanto la materia de la que deriva el petróleo. Bajo
condiciones de anoxia, la población de bacterias puede contribuir a la materia
orgánica preservada.
Excavación y removilización por fauna bentónica
La actividad de los organismos bentónicos (gusanos, bivalvos, holotúridos,..)
es importante, ya que se alimentan de la M.O. depositada en la interfase
agua-sedimento y/o en el sedimento, además, los organismos excavadores
remueven el sedimento, permitiendo la penetración del oxígeno y los sulfatos.
La bioturbación no existe por debajo de una concentración de 0.3 ml/l (los
40
sedimentos permanecen con sus estructuras sedimentarias inalteradas y con
su contenido original en M.O.).
La materia orgánica en la columna de agua
Tiempo de permanencia de la materia orgánica en la columna de agua:
Casi la totalidad de la M.O. se forma por fotosíntesis en la zona eufótica. Antes
de sedimentarse en el fondo, debe caer a través de la columna de agua una
distancia que depende de la profundidad de la cuenca; las partículas de menor
tamaño caen más lentamente, mientras que los pellets son más rápidos;
Durante su caída, la M.O. es usada como alimento por la fauna; la
preservación de la M.O. se ve favorecida por aguas someras y gran tamaño de
partículas.
Tamaño de grano del sedimento
La baja permeabilidad de los sedimentos de grano fino, inhibe la penetración
de los oxidantes de la columna de agua al interior del sedimento,
produciéndose una menor actividad bacteriana que en los sedimentos de grano
grueso. Éstos se asocian con los medios de alta energía (condiciones bien
oxigenadas).
Tasa de sedimentación
En condiciones oxidantes, se favorece la sedimentación de rocas madre, ya
que se reduce el periodo durante el que la M.O. es devorada, bioturbada o
sufre el ataque de las bacterias aerobias; Pero la M.O. se encuentra dispersa y
la roca madre resultante suele tener baja concentración, por lo que no se
generan suficientes hidrocarburos líquidos para saturar la roca madre y expeler
el petróleo. Bajo condiciones de anoxia, las altas tasas de sedimentación
tienen un efecto negativo, al dispersar el contenido en M.O.
41
Transformación de la materia orgánica en petróleo
El kerógeno como precursor del petróleo
La M.O. dispersa en el sedimento se degrada progresivamente, pasando de
biopolíperos a geopolímeros (kerógeno) a través del fraccionamiento,
destrucción parcial y reagrupamiento de los componentes elementales de las
macromoléculas.
Degradación bioquímica
Se inicia con la acción bacteriana sobre la M.O. El proceso se realiza a través
de la respiración en condiciones aerobias, o por fermentación en condiciones
anaerobias. La M.O. sedimentada en presencia de bacterias, es oxidada a
compuestos inorgánicos (mineralización), utilizando el oxidante disponible
(oxígeno, en medios oxigenados) que proporcione la más alta entalpía libre por
moléculas de compuesto orgánico oxidado. En condiciones anaerobias, las
bacterias actúan de modo preferente sobre determinados sustratos.
Policondensación e insolubilización
Al mismo tiempo que los biopolímeros generan geomonómeros, se inicia
un proceso competitivo con la degradación. Muchas de las moléculas presentes
en los organismos muertos, son muy reactivas químicamente y reaccionan
espontáneamente entre sí, para dar otro tipo de polímeros con estructuras al
azar, resistentes a la degradación anaerobia. Estos compuestos, llamados
geopolímeros, son relativamente estables y preservan la M.O. aún en presencia
de bacterias. A medida que se produce la policondensación, se efectúa la
insolubilización. Existen distintas clases de polímeros:
Ácidos fúlvicos:
Solubles en Na(OH) y en HCl.
42
Ácidos húmicos:
Solubles en Na (OH) e insolubles en HCl.
Humin:
Insoluble en Na(OH). El humin se hidroliza en presencia de ClF y FH, mientras
que el kerógeno resiste el ataque de los ácidos minerales. La insolubilización es
la última etapa de la diagénesis, y da como resultado una mayor
policondensación y reordenamiento macromolecular. Durante este proceso, se
pueden distinguir dos etapas: la primera, caracterizada por la pérdida de
enlaces peptídicos y disminución de la relación H/C; esta etapa afecta a
las primeras decenas de metros de sedimentos. La segunda se realiza a mayor
profundidad y provoca una disminución en la relación O/C, debido
principalmente a la eliminación de grupos carboxilo. Se producirá también una
disminución en la relación ácidos fúlvicos/ácidos húmicos. La evolución será:
Ácidos fúlvicos
Ácidos húmicos
Humin
El resultado final de las tres etapas, es un policondensado insoluble en álcalis,
llamado humin, con una estructura análoga al kerógeno (el kerógeno es el
humin desmineralizado). Realmente, el kerógeno se define como la fracción
orgánica contenida en las rocas sedimentarias, y que es insoluble en
disolventes orgánicos (la parte soluble, se denomina bitumen).
Representando la relación existente entre el H/C y el O/C, se obtiene el
Diagrama de Van Krevelen, que establece tres tipos distintos de kerógenos:
Tipo I
43
Alta relación H/C. Alto potencial generador de petróleo y gas. Procede de algas
o M.O. enriquecida en lípidos por actividad de microorganismos.
Tipo II
Disminuye la relación H/C, así como su potencial generador de petróleo y gas.
Procede de una mezcla de fitoplancton, zooplancton y bacterias sedimentadas
en un ambiente reductor.
Tipo III
Kerógeno bajo en H/C y alto en O/C. Contiene muchos grupos carboxilo. Es el
menos favorable para la generación de petróleo, aunque puede producir
cantidades apreciables de gas. Procede de plantas continentales. Los diversos
tipos de kerógeno, al igual que la evolución del kerógeno de una formación,
siguen la dirección de las flechas al incrementarse la profundidad (camino de
evolución del kerógeno).
Cada tipo de kerógeno, se caracteriza por una diferente concentración de los
cinco elementos primarios (C, H2, O2, N y S), presenta un potencial diferente
de generación de petróleo.
Cambios químicos del kerógeno durante la maduración
Bajo condiciones de alta temperatura y presión, el kerógeno comienza a ser
inestable y se producen reagrupamientos en su estructura; el primer paso es la
eliminación progresiva de los grupos funcionales que impiden el
reagrupamiento paralelo de los núcleos cíclicos. En estos procesos, se generan
muchos compuestos (heteroatómicos, dióxido de carbono, agua,...).
A continuación se van liberando moléculas cada vez más pequeñas, incluidos
los hidrocarburos; el kerógeno restante, se vuelve progresivamente más
aromático y evoluciona hacia residuo carbonoso (estructura ordenada del
grafito). La generación de petróleo es una consecuencia natural del ajuste del
44
kerógeno a condiciones de incremento de temperatura y presión. El kerógeno
puede ser clasificado en:
Kerógeno reactivo
Se transforma en petróleo a altas temperaturas.
Lábil
Se transforma en crudo.
Refractario
Genera principalmente gas.
Kerógeno inerte
Se reagrupa hacia las estructuras del grafito, sin generación de petróleo. La
rotura del kerógeno en petróleo tiene lugar en un amplio margen de
temperaturas, siendo el intervalo entre 100 y 150 ºC para el lábil y 150 – 200
ºC para el refractario. Cualquier resto de petróleo en la roca madre después de
la rotura del kerógeno lábil, puede ser crakeado a gas, si la temperatura
continúa incrementándose por encima de 150 ºC; arriba de 160 ºC no existe
crudo. A escala de tiempo geológico, los yacimientos petrolíferos no se
encuentran a profundidades superiores a las correspondientes a la isoterma de
160 ºC aproximadamente. En el modelo cinético de rotura del kerógeno en
petróleo, se distinguen varias etapas:
1. Estadio inmaduro. Corresponde al episodio diagenético y precede a la
generación del petróleo.
2. Estadio de generación de petróleo y gas a partir del kerógeno lábil.
3. Estadio de generación de gas húmedo/gas condensado, como resultado del
cracking de los hidrocarburos previamente generados. Los estadios 2 y 3
constituyen la etapa de catagénesis.
45
4. Estadio de generación de gas seco a partir del kerógeno refractario. Este
estadio corresponde a la etapa de metagénesis , siendo el metano el principal
producto.
Cracking primario y secundario
La rotura de kerógeno o cracking es la transformación de kerógeno a petróleo
(cracking primario) y la transformación o degradación progresiva del
petróleo a gas (cracking secundario).
Cracking primario
La tasa de generación de hidrocarburos para cada reacción, es proporcional a
la constante K, que se incrementa con la temperatura, de acuerdo con la Ley
de Arrhenius: K= A.e RT -E
Cada reacción primaria tiene su propia energía de activación (E0) y su propio
factor A. Cuanto mayor sea la energía de activación de una reacción,
mayor temperatura se requerirá para generar petróleo. El tipo de cracking
primario, está caracterizado por la energía de activación, el factor A y el
potencial inicial de cada reacción. La generación de gas, puede producirse
también mediante cracking primario.
Cracking secundario
La destrucción de la fracción inestable (el crudo, ya que el gas y el residuo
carbonoso son estables), se produce por reacciones secundarias, generándose
gas y residuo carbonoso. La tasa de reacciones secundarias también se
encuentra regida por la Ley de Arrhenius; otro factor a considerar, es el
coeficiente estequiométrico (α), que describe la composición de los productos
de degradación de cada reacción secundaria. La fracción secundaria, se
incrementa primero debido al cracking primario, y disminuye después, debido
a las reacciones secundarias. Sin embargo, las fracciones estables (gas y
46
carbón) se incrementan de forma continua a través del tiempo. Actualmente,
se usa de forma generalizada, el modelo de las cinco fracciones (Modelo de
Unger et al).
Predicción de rocas madre
Anoxia
Las condiciones de anoxia son un factor determinante en la preservación de la
materia orgánica en los sedimentos; aunque la M.O. también se puede
preservar en condiciones oxigenadas, si la tasa de sedimentación es muy alta.
0.5 ml/l es el límite ente medios oxigenados y condiciones de anoxia
(por debajo de 1 mililitro de oxígeno por litro de agua, se produce una seria
disminución de la biomasa, persistiendo determinados organismos hasta 0.3
ml/l). En general, el fondo de una cuenca puede presentar condiciones de
anoxia debido a:
a) La productividad orgánica en la columna de agua situada por encima, es
tan alta que el sistema se sobresatura de materias orgánica y el oxígeno
existente se consume al producirse la degradación bacteriana de la
materia orgánica.
b) Estancamiento en la condiciones del agua del fondo, causado por la
restricción en el aporte de oxígeno controlado por la circulación de aguas
oxigenadas.
Factores que afectan a la sedimentación de rocas madre
Degradación bacteriana
La degradación de la materia orgánica por bacterias se da en la columna de
agua o en el agua de los poros del sedimento, tanto en condiciones aerobias
47
como anaerobias. La M.O. se oxida por la acción de las bacterias aerobias que
utilizan el oxígeno del medio hasta agotar la materia orgánica a oxidar o hasta
agotar el oxígeno. La bacteria Desulfovibrio utiliza el oxígeno de los grupos
SO4 reduciendo el azufre a S-2 en condiciones anaerobias; el H2S que se
desprende de los sedimentos, es oxidado SO4-2 por acción de las bacterias.
Thiobacillus.
Si el agua no contiene suficiente oxígeno, las bacterias oxidantes no pueden
actuar y se produce acumulación de H2S y azufre libre, desapareciendo todo
tipo de vida, excepto la anaerobia. La actividad bacteriana continuará hasta
que se establezcan condiciones que impiden su existencia; tales condiciones,
son los ambientes tóxicos (con H2S o fenoles), el agotamiento de portadores
de oxígeno, presión y temperatura en el progresivo enterramiento; así, la
degradación raramente alcanza la totalidad de la M.O. Las bacterias anaerobias
obtienen el oxígeno de los nitratos y de los sulfatos, preservando en gran
medida, los lípidos, y por tanto la materia de la que deriva el petróleo. Bajo
condiciones de anoxia, la población de bacterias puede contribuir a la materia
orgánica preservada.
Excavación y removilización por fauna bentónica
La actividad de los organismos bentónicos (gusanos, bivalvos, holotúridos,..)
es importante, ya que se alimentan de la M.O. depositada en la interfase
agua-sedimento y/o en el sedimento, además, los organismos excavadores
remueven el sedimento, permitiendo la penetración del oxígeno y los sulfatos.
La bioturbación no existe por debajo de una concentración de 0.3 ml/l (los
sedimentos permanecen con sus estructuras sedimentarias inalteradas y con
su contenido original en M.O.).
La materia orgánica en la columna de agua
Tiempo de permanencia de la materia orgánica en la columna de agua:
48
Casi la totalidad de la M.O. se forma por fotosíntesis en la zona eufótica. Antes
de sedimentarse en el fondo, debe caer a través de la columna de agua una
distancia que depende de la profundidad de la cuenca; las partículas de menor
tamaño caen más lentamente, mientras que los pellets son más rápidos;
Durante su caída, la M.O. es usada como alimento por la fauna; la
preservación de la M.O. se ve favorecida por aguas someras y gran tamaño de
partículas.
Tamaño de grano del sedimento
La baja permeabilidad de los sedimentos de grano fino, inhibe la penetración
de los oxidantes de la columna de agua al interior del sedimento,
produciéndose una menor actividad bacteriana que en los sedimentos de grano
grueso. Éstos se asocian con los medios de alta energía (condiciones bien
oxigenadas).
Tasa de sedimentación
En condiciones oxidantes, se favorece la sedimentación de rocas madre, ya
que se reduce el periodo durante el que la M.O. es devorada, bioturbada o
sufre el ataque de las bacterias aerobias; Pero la M.O. se encuentra dispersa y
la roca madre resultante suele tener baja concentración, por lo que no se
generan suficientes hidrocarburos líquidos para saturar la roca madre y expeler
el petróleo. Bajo condiciones de anoxia, las altas tasas de sedimentación
tienen un efecto negativo, al dispersar el contenido en M.O.
Transformación de la materia orgánica en petróleo
El kerógeno como precursor del petróleo
49
La M.O. dispersa en el sedimento se degrada progresivamente, pasando de
biopolíperos a geopolímeros (kerógeno) a través del fraccionamiento,
destrucción parcial y reagrupamiento de los componentes elementales de las
macromoléculas.
Degradación bioquímica
Se inicia con la acción bacteriana sobre la M.O. El proceso se realiza a través
de la respiración en condiciones aerobias, o por fermentación en condiciones
anaerobias. La M.O. sedimentada en presencia de bacterias, es oxidada a
compuestos inorgánicos (mineralización), utilizando el oxidante disponible
(oxígeno, en medios oxigenados) que proporcione la más alta entalpía libre por
moléculas de compuesto orgánico oxidado. En condiciones anaerobias, las
bacterias actúan de modo preferente sobre determinados sustratos.
Policondensación e insolubilización
Al mismo tiempo que los biopolímeros generan geomonómeros, se inicia
un proceso competitivo con la degradación. Muchas de las moléculas presentes
en los organismos muertos, son muy reactivas químicamente y reaccionan
espontáneamente entre sí, para dar otro tipo de polímeros con estructuras al
azar, resistentes a la degradación anaerobia. Estos compuestos, llamados
geopolímeros, son relativamente estables y preservan la M.O. aún en presencia
de bacterias. A medida que se produce la policondensación, se efectúa la
insolubilización. Existen distintas clases de polímeros:
Ácidos fúlvicos:
Solubles en Na(OH) y en HCl.
Ácidos húmicos:
Solubles en Na (OH) e insolubles en HCl.
50
Humin:
Insoluble en Na(OH). El humin se hidroliza en presencia de ClF y FH, mientras
que el kerógeno resiste el ataque de los ácidos minerales. La insolubilización es
la última etapa de la diagénesis, y da como resultado una mayor
policondensación y reordenamiento macromolecular. Durante este proceso, se
pueden distinguir dos etapas: la primera, caracterizada por la pérdida de
enlaces peptídicos y disminución de la relación H/C; esta etapa afecta a
las primeras decenas de metros de sedimentos. La segunda se realiza a mayor
profundidad y provoca una disminución en la relación O/C, debido
principalmente a la eliminación de grupos carboxilo. Se producirá también una
disminución en la relación ácidos fúlvicos/ácidos húmicos. La evolución será:
Ácidos fúlvicos
Ácidos húmicos
Humin
El resultado final de las tres etapas, es un policondensado insoluble en álcalis,
llamado humin, con una estructura análoga al kerógeno (el kerógeno es el
humin desmineralizado). Realmente, el kerógeno se define como la fracción
orgánica contenida en las rocas sedimentarias, y que es insoluble en
disolventes orgánicos (la parte soluble, se denomina bitumen).
Representando la relación existente entre el H/C y el O/C, se obtiene el
Diagrama de Van Krevelen, que establece tres tipos distintos de kerógenos:
Tipo I
Alta relación H/C. Alto potencial generador de petróleo y gas. Procede de algas
o M.O. enriquecida en lípidos por actividad de microorganismos.
Tipo II
51
Disminuye la relación H/C, así como su potencial generador de petróleo y gas.
Procede de una mezcla de fitoplancton, zooplancton y bacterias sedimentadas
en un ambiente reductor.
Tipo III
Kerógeno bajo en H/C y alto en O/C. Contiene muchos grupos carboxilo. Es el
menos favorable para la generación de petróleo, aunque puede producir
cantidades apreciables de gas. Procede de plantas continentales. Los diversos
tipos de kerógeno, al igual que la evolución del kerógeno de una formación,
siguen la dirección de las flechas al incrementarse la profundidad (camino de
evolución del kerógeno).
Cada tipo de kerógeno, se caracteriza por una diferente concentración de los
cinco elementos primarios (C, H2, O2, N y S), presenta un potencial diferente
de generación de petróleo.
Cambios químicos del kerógeno durante la maduración
Bajo condiciones de alta temperatura y presión, el kerógeno comienza a ser
inestable y se producen reagrupamientos en su estructura; el primer paso es la
eliminación progresiva de los grupos funcionales que impiden el
reagrupamiento paralelo de los núcleos cíclicos. En estos procesos, se generan
muchos compuestos (heteroatómicos, dióxido de carbono, agua,...).
A continuación se van liberando moléculas cada vez más pequeñas, incluidos
los hidrocarburos; el kerógeno restante, se vuelve progresivamente más
aromático y evoluciona hacia residuo carbonoso (estructura ordenada del
grafito). La generación de petróleo es una consecuencia natural del ajuste del
kerógeno a condiciones de incremento de temperatura y presión. El kerógeno
puede ser clasificado en:
Kerógeno reactivo
52
Se transforma en petróleo a altas temperaturas.
Lábil
Se transforma en crudo.
Refractario
Genera principalmente gas.
Kerógeno inerte
Se reagrupa hacia las estructuras del grafito, sin generación de petróleo. La
rotura del kerógeno en petróleo tiene lugar en un amplio margen de
temperaturas, siendo el intervalo entre 100 y 150 ºC para el lábil y 150 – 200
ºC para el refractario. Cualquier resto de petróleo en la roca madre después de
la rotura del kerógeno lábil, puede ser crakeado a gas, si la temperatura
continúa incrementándose por encima de 150 ºC; arriba de 160 ºC no existe
crudo. A escala de tiempo geológico, los yacimientos petrolíferos no se
encuentran a profundidades superiores a las correspondientes a la isoterma de
160 ºC aproximadamente. En el modelo cinético de rotura del kerógeno en
petróleo, se distinguen varias etapas:
1. Estadio inmaduro. Corresponde al episodio diagenético y precede a la
generación del petróleo.
2. Estadio de generación de petróleo y gas a partir del kerógeno lábil.
3. Estadio de generación de gas húmedo/gas condensado, como resultado del
cracking de los hidrocarburos previamente generados. Los estadios 2 y 3
constituyen la etapa de catagénesis.
4. Estadio de generación de gas seco a partir del kerógeno refractario. Este
estadio corresponde a la etapa de metagénesis , siendo el metano el principal
producto.
53
Cracking primario y secundario
La rotura de kerógeno o cracking es la transformación de kerógeno a petróleo
(cracking primario) y la transformación o degradación progresiva del
petróleo a gas (cracking secundario).
Cracking primario
La tasa de generación de hidrocarburos para cada reacción, es proporcional a
la constante K, que se incrementa con la temperatura, de acuerdo con la Ley
de Arrhenius: K= A.e RT -E
Cada reacción primaria tiene su propia energía de activación (E0) y su propio
factor A. Cuanto mayor sea la energía de activación de una reacción,
mayor temperatura se requerirá para generar petróleo. El tipo de cracking
primario, está caracterizado por la energía de activación, el factor A y el
potencial inicial de cada reacción. La generación de gas, puede producirse
también mediante cracking primario.
Cracking secundario
La destrucción de la fracción inestable (el crudo, ya que el gas y el residuo
carbonoso son estables), se produce por reacciones secundarias, generándose
gas y residuo carbonoso. La tasa de reacciones secundarias también se
encuentra regida por la Ley de Arrhenius; otro factor a considerar, es el
coeficiente estequiométrico (α), que describe la composición de los productos
de degradación de cada reacción secundaria. La fracción secundaria, se
incrementa primero debido al cracking primario, y disminuye después, debido
a las reacciones secundarias. Sin embargo, las fracciones estables (gas y
carbón) se incrementan de forma continua a través del tiempo. Actualmente,
se usa de forma generalizada, el modelo de las cinco fracciones (Modelo de
Unger et al).
54
Geoquímica en exploración petrolera
Introducción
En el pasado, un gran esfuerzo ha sido hecho para estudiar yacimientos, capas
de rocas y estructuras, para encontrar trampas, pero muy poco para entender
porque algunas trampas estaban secas, mientras que otras estaban con
presencia del hidrocarburo. Fue solo a principio de los setenta que estudios
sistemáticos de geoquímica empezaron a ser usado rutinariamente.
Los últimos 20 años, la geoquímica orgánica ha sido aceptada como una de las
herramientas más importantes en la evolución del potencial petrolero de las
cuencas. Además, parece que un estándar relativo de métodos y parámetros
es utilizado ahora por muchas de las compañías petroleras. Estos métodos son
descritos en las siguientes páginas y se dan ejemplos para ilustrar su uso
práctico.
La contribución de la geoquímica orgánica a la exploración petrolera incluye
tres aspectos importantes: origen de los hidrocarburos a partir de la materia
orgánica, composición de los hidrocarburos y la correlación existente entre los
aceites y su roca madre.
La determinación del origen de la roca incluye la identificación de las capas de
roca y su evolución en términos de espesor y potencial petrolero, y con la
ayuda de la información sísmica, el estado de su madurez termal dentro de la
cuenca. Esta determinación permite al explorador identificar áreas donde
aceite y gas han sido generados para determinar el tiempo de generación.
Además, usando la paleogeometría de la cuenca en el tiempo, se puede trazar
la ruta de migración y entender el proceso de entrampamiento, proveer
suficiente información acerca del yacimiento y la distribución de las rocas y de
las trampas existentes estratigráficas o estructurales. El uso de la geoquímica
íntimamente asociada con la geología y la sísmica es la parte más importante
en la determinación de la Cuenca llevada a cabo por el geólogo petrolero.
55
La determinación del origen de la roca fuente es llevada a cabo desde el inicio
de la exploración de una cuenca mediante análisis geoquímicos y es
constantemente actualizada cuando nuevos pozos y nueva sísmica están
disponibles.
Cuando los análisis de hidrocarburos, ya sea de pozos o filtraciones en
superficie requieran el uso de una química más completa para distinguir las
principales características como origen, familias de aceites, ambientes de
depósito, etc. recurrimos al uso de biomarcadores que nos permiten conocer
estos parámetros.
La comparación del origen de extracto de roca (por pirolisis) y la composición
química detallada del petróleo, incluyendo biomarcadores e isótopos estables
son usados para establecer la relación genética entre el origen de rocas y otros
derivados de hidrocarburos.
Metodología
Los siguientes métodos son descritos:
1. Sistema Toc (Leco).
2. Evaluación de roca por pirólisis que permite una evaluación del origen del
potencial petrolero que presenta la roca, el tipo de materia orgánica y su
evolución termal (T. máx. método).
3. Combinados la extracción termal y cromatogramas de pirólisis de gas nos da
un análisis detallado de hidrocarburos, ya presentes una muestra de roca, y los
hidrocarburos en forma potencial (obtenidos por la pirolisis del kerógeno).
4. El análisis de muestras caracteriza a la roca generadora dentro de la
ventana del petróleo y gas.
Estos métodos permiten evaluar la distribución de la roca generadora, su
madurez en toda una cuenca, contando con suficientes datos sísmicos
disponibles. La estimación semi-cuantitativa de la cantidad generada de
56
hidrocarburos puede ser también tratada usando fuentes potenciales y razones
de transformación, en este caso de la materia orgánica.
Otro importante problema es la elección práctica de valores límites, por
ejemplo: el valor mínimo de los parámetros orgánicos que nos permite saber si
una roca es o no capaz de expulsar algún aceite y quizás gas, esto también se
trata en este trabajo.
En la mayoría de los casos, la evaluación de la Cuenca puede ser hecha por
integración de resultados de análisis de geoquímica, conocimiento geológico y
suficientes datos sísmicos y con la aplicación de simples herramientas de
cálculo geoquímico.
Otros métodos geoquímicos
Una vez que los análisis geoquímicos de muestras de roca han tenido un
desempeño sistemático e interpretación, preguntas específicas usualmente
siguen en el curso de la exploración de la cuenca, la que requiere el uso de
análisis más sofisticados provenientes del kerógeno, aceite y/o gas. Estos
métodos sofisticados necesitan:
1. Analizar la información ya disponible tal como ambiente de depósito, tipo de
roca generadora e índices de madurez.
2. Obtener información más detallada de la composición química compleja de
la materia orgánica y determinar parámetros cinéticos para ser usados en
futuros modelos.
3. Comparar el origen de la materia orgánica de la roca, aceite y gas de
yacimiento y manifestaciones superficiales (chapopoteras) para establecer
relaciones genéticas entre ellos.
Los análisis adicionales de la roca generadora, que requieren de la eliminación
de la matriz litológica son descritos también.
57
1. Los métodos ópticos son usados para determinar el tipo de materia orgánica
y ambiente de depósito (palinofacies) y también determinar su evolución
térmica, ello incluye:
a) Reflactancia de macerales, principalmente de vitrinita, los cuales son
usados como eficientes herramientas que miden la madurez del carbón.
Desafortunadamente, la vitrinita está sólo presente en materia orgánica
derivada de ambientes continentales.
b) Índice de alteración térmica (TAI) con base en los colores de esporas y
polen, que varían de amarillo claro indicando inmadurez de la roca, y negro
indicando sobre madurez.
c) La Fluorescencia de la materia orgánica depende de la evolución termal y
especialmente del comienzo de la generación de aceite para un tipo
particular de componente orgánico.
2. Composición estable de isótopo (carbón, hidrógeno, sulfuro) nos dan
información del tipo de materia orgánica y algunas veces es una excelente
herramienta para correlacionar extractos pirolisables con muestras de aceite y
gas.
3. Análisis elementales: carbón, hidrógeno, oxígeno, nitrógeno y sulfuro
contenidos de la materia orgánica son útiles para la identificación del origen y
de la evolución termal.
4. Espectrometría: caracteriza estructuras químicas presentando grupos
funcionales y algunos derivados confirmando los resultados de análisis
elementales.
5. El uso de registros eléctricos, cuyo método se explica en este trabajo, son
también una excelente guía para la evaluación de capas ricas orgánicamente y
son útiles para interpolación entre muestras analizadas.
58
Los biomarcadores son una de las más poderosas herramientas para la
correlación de la roca y aceite. Usando cromatogramas de gas (GC) y
cromatogramas de gas con espectrometría de masa (GC-MS). El inventario
cada vez más complejo de moléculas orgánicas está progresando rápido y su
origen y hábitat es establecido sistemáticamente.
El modelo monodimensional relativo simple (1-D) usando una computadora
personal son disponibles en el mercado y extensamente usados por geólogos.
Estos modelos calibran la perforación de pozos y permiten calcular parámetros
de inicio de maduración, ventana de petróleo y gas y sobre maduración.
Los modelos de integración más sofisticados (bidimensional) son también
disponibles, aunque para su operación, se necesitan de computadoras de más
capacidad y deben ser usadas por especialistas en institutos de investigación y
grandes compañías. Dependerá también del conocimiento relativo entre la roca
generadora y el yacimiento además de la geología y geofísica del área
estudiada.
Origen de los hidrocarburos y su relación con el tipo de materia orgánica
Como se indicó anteriormente, los hidrocarburos son el producto de
transformación de la materia orgánica, la que, por efecto de la temperatura y
de la profundidad, se transforma en petróleo, gas o carbón. Dependiendo del
tipo de materia orgánica, tendremos el producto gas o aceite; así cuando se
trata de materia orgánica continental rica en lignina, el producto final es el gas
y cuando la materia procede de restos de microorganismos marinos ricos en
lípidos, el resultado será la generación de petróleo.
Producción y acumulación de la materia orgánica
Efectuar una separación entre los términos orgánico e inorgánico no es fácil,
así vemos por ejemplo, que las conchas de los animales, están constituidas por
carbonatos, producto considerado como ―inorgánico‖, pero aparte presentan el
cuerpo o masa propiamente dicha, constituida básicamente por productos
orgánicos. En nuestro caso, al referirnos a la materia orgánica, aplicaremos el
59
término moléculas o partículas ―orgánicas‖ derivadas directa o indirectamente,
de la parte ―orgánica‖, de animales o vegetales.
Los primeros pasos para el estudio de la formación de la materia orgánica son
las referentes a: 1) aparición de los primeros seres en la tierra y 2) el
fenómeno de la fotosíntesis y su relación con el aumento progresivo del
oxígeno atmosférico.
Para la existencia de vida se necesita agua y ésta aparece abundantemente
4,000 millones de años, por otra parte, para el desarrollo excesivo del agua
será necesario contar con mucho oxígeno.
En un principio la vida se limita al agua y no es sino hasta el paleozoico
(Silúrico tardío), cuando se genera la primera vida terrestre (plantas). Son
primero las plantas, porque de ellas se alimentan los animales. Los niveles de
oxígeno se estabilizan durante el Mesozoico tardío.
Como un producto de la evolución, los organismos fotosintéticos autótrofos
superan a los organismos heterótrofos, originándose la fotosíntesis como un
fenómeno mundial, produciéndose por efecto de esta evolución la aparición de
las formas superiores de vida.
Fotosíntesis y evolución de la vida
La fotosíntesis es el proceso en el que las plantas verdes (su color se debe al
pigmento llamado clorofila), transforman el bióxido de carbono ambiental), con
liberación o producción de oxígeno, mismo que se forma como un producto
secundario de la reacción que se anota a continuación.
60
luz
6 CO2 + 12H2O _______________ C6H12O6 +602
(bióxido de (agua) ________________(glucosa) (oxígeno+6 H2O(agua)
carbono) 674 Kcal.
La fotosíntesis es muy importante, debido a que es la reacción a partir de la
que se ha generado la materia orgánica necesaria para poder pensar en los
grandes volúmenes de petróleo, gas y carbón, formados a través de la historia
de la tierra.
Durante la fotosíntesis, se genera gran cantidad de oxígeno, mismo que es
necesario para la vida de los organismos más evolucionados (aeróbicos).
Se piensa que la fotosíntesis, como un fenómeno a gran escala y con las
características actuales, comenzó a tener auge hace aproximadamente 1,800 a
2,000 millones de años. Una de las evidencias a que se recurre para afirmar lo
anterior, es la aparición de los lechos rojos (sedimentos con abundante óxido
férrico) que aparecen en este tiempo indicándonos un incremento abundante
de oxígeno.
Estudio de la biomasa
Desde el Cámbrico y hasta el Devónico, el fitoplancton, las bacterias, cierto
tipo de algas bentónicas y el zooplancton eminentemente marinos, han sido
consideradas como los precursores de la materia orgánica indispensable para
generar los crudos. Más tarde, con la aparición de los vegetales terrestres, el
aporte de la materia orgánica continental nos permite considerar el tipo mixto
(marina y continental).
61
La composición química de la materia orgánica consta de proteínas,
carbohidratos, lignina y lípidos. La diferencia principal en composición entre los
tipos materias estriba en que la materia orgánica marina tiene alto contenido
de lípidos o grasas, mientras que la materia orgánica continental es rica en
lignina, que a la postre nos van a generar aceite y gas, respectivamente.
Evolución de la materia orgánica
Diagénesis, Catagénesis y Metagénesis de la materia orgánica.
Los términos de diagénesis, catagénesis y metagénesis, no son otra cosa sino
la serie de pasos sucesivos a los que es sometida la materia orgánica, desde su
depositación en el sedimento hasta su transformación en kerógeno, petróleo o
carbón.
Diagénesis
Es el proceso en el que los biopolímeros (compuestos orgánicos constituyentes
de los seres vivos tales como carbohidratos, proteínas, etc.). Son sometidos a
un ataque básicamente de tipo microbiano y se realiza a poca profundidad y
bajas temperaturas (generalmente menos de 50°c). Este ataque trae como
consecuencias la degradación de los biopolímeros a compuestos más sencillos
denominados bionómeros (ácidos grasos, aminoácidos, etc.), estos
bionómeros, al ser sometidos a procesos de condensación y polimerización, se
convierten en una serie de compuestos estructurados que reciben el nombre
de geopolímeros, entre los que se encuentran los materiales de tipo húmico
(ácidos húmicos y fúlvicos principalmente), mismos que han sido considerados
como los precursores del kerógeno.
El principal hidrocarburo generado durante esta etapa es el metano, se
produce asimismo una serie de gases como el CO2, H2O y NH3, principalmente
y algunos compuestos heteroátomicos. El metano generado durante esta
etapa, recibe el nombre de biogénico de la materia orgánica, también llamado
gas seco. En esta etapa se representa generalmente la consolidación del
sedimento.
62
Catagénesis
Una vez que se tienen los sedimentos consolidados, se entierran
profundamente (mayores de 2,000 m) debido al depósito de nuevos
sedimentos. En estas condiciones aumenta la temperatura y la presión, lo que
genera nuevos cambios en la materia orgánica (kerógeno). El kerógeno sufre
una transformación y genera el petróleo (geomonómero), gas húmedo y
condensado.
Posteriormente, debido a condiciones más drásticas de temperatura y
profundidad, se produce la generación de gas seco (metano catagénico).
Las temperaturas que se alcanzan en esta etapa son del orden de 50° hasta
180°C aproximadamente.
Metagénesis y metamorfismo
La tercera etapa dentro del proceso corresponde a la metagénesis, que se
realiza generalmente a grandes profundidades y temperaturas elevadas. En
esta etapa la materia orgánica se transforma en metano y carbón (antracita).
La metagénesis está considerada también como el inicio del metamorfismo. La
metagénesis se desarrolla a temperaturas mayores de los 180°C y es la última
etapa dentro de la transformación de la materia orgánica, considerada
importante para la generación de gas.
Finalmente, durante el proceso fuerte del metamorfismo, tenemos la
transformación del carbón en meta antracita y del kerógeno residual en grafito.
En estas condiciones es imposible considerar la producción aún mínima de
hidrocarburos gaseosos.
63
Disciplinas geoquímicas
Selección de muestras
Es conveniente realizar un muestreo, en el que se apliquen tanto criterios de
tipo geológico como geoquímico. Las muestras seleccionadas podrán ser de
canal (las más frecuentes pero poco convenientes), superficiales y núcleos.
Si la persona que va a realizar el análisis no es la misma que colectó la
muestra, lo que es muy común, se deberá realizar una revisión de las mismas
para determinar el grado de contaminación debido a los fluidos de perforación
e incorrecto envasado (muestras de canal), al intemperismo (muestras
superficiales), así como a cierta contaminación superficial debido
principalmente al material empleado para marcar las muestras y también,
aunque ocasionalmente, a cierto grado de oxidación (muestra de núcleo).
La contaminación se elimina, en el caso de las muestras de canal, por medio
de lavado, empleando agua. Desafortunadamente, dependiendo de la litología
(ciertas muestras tienden a absorber más los productos contaminantes) y del
tiempo de contacto entre los fluidos de perforación y la muestra, se tendrán un
mayor o menor grado de contaminación, motivo por lo que nunca habrá la
certeza de que la contaminación fue eliminada en su totalidad.
En lo que se refiere a las muestras superficiales y de núcleo, se les elimina la
parte externa trabajándose con la parte fresca de la roca. Las muestras se
deberán colocar en bolsas de manta y no numerar directamente sobre ellas
debido a que los marcadores, como lápices grasos y plumones las contaminan.
Secado, triturado y molido de las muestras
En el caso de las muestras de canal, se colocan en tamices (200 a 400
micrones según la finura) y se lavan al chorro del agua, secándose
posteriormente; por lo que respecta a las muestras de núcleo y superficiales
deberán ser trituradas y secadas antes de molerse.
64
El secado se realiza colocando la muestra en cápsulas de porcelana, mismas
que se introducen en una secadora a temperaturas entre 38 y 40C.
El tiempo de secado dependerá de lo higroscópico de las muestras (máximo de
dos días).
Una vez secadas, las muestras se muelen empleando recipientes especiales de
carburo de tungsteno. Con el molido de las muestras, termina la parte
correspondiente al acondicionamiento de tipo mecánico de las mismas. De la
uniformidad del molido dependerá que el ataque posterior a la muestra (con
los diversos ácidos y reactivos), sea lo más homogéneo posible, obteniéndose
por tanto, resultados geoquímicos exactos y reproducibles.
Análisis de pirolisis
Análisis selectivos y cuantificación del carbono mineral y orgánico
A continuación se realizan tres análisis paralelos: la cuantificación del carbono
mineral y orgánico y el estudio por medio del Rockc-Eval (Pirólisis), empleados
para seleccionar las muestras que reúnan las características de generadoras y
/o acumuladoras.
La determinación del carbono orgánico y de los carbonatos se efectúa en una
misma muestra. El método analítico consiste en pesarla y añadirle un volumen
determinado de ácido clorhídrico 2N. Se deja que el ácido actúe de un día para
el otro, calentándose posteriormente, con el objeto de eliminar los carbonatos
remanentes (dolomías). A continuación se tritura el exceso de ácido mediante
un potenciómetro (empleando una solución de hidróxido de sodio 1.66 N para
la trituración).
El análisis de los carbonatos se realiza por dos razones, la primera para
determinar la litología mediante la cual es posible establecer correlaciones, y la
segunda, para poder cuantificar el carbono orgánico en una muestra libre de
carbonatos.
65
La muestra se filtra al vacío en los crisoles de combustión del determinador de
carbono, se seca (40-50C) realizándose al día siguiente la cuantificación del
carbono orgánico para lo que, al crisol conteniendo la muestra, se le añaden
dos medidas de acelerador de fierro y una medida de acelerador de cobre con
el objeto de fundirla totalmente. Después, el crisol se coloca en el horno de
combustión del determinador del carbono calentado a 1500C, pasando una
corriente de 2 litros de oxígeno/minuto; el carbono se transforma en bióxido y
monóxido de carbono; la medición en el aparato se realiza mediante una celda
de conductividad térmica, obteniendo directamente el porcentaje de carbono
orgánico.
La determinación del contenido de carbono orgánico es muy importante porque
nos permite determinar el potencial generador de la roca.
La mayoría de las personas que realizan la interpretación de los resultados del
contenido de carbono orgánico para determinar el potencial generador de la
roca, citan el criterio seguido por Gehman (1962), que considera para
muestras terrígenas el mínimo de 0.5% en peso y para las muestras marinas
de 0.25%. Sin embargo, se ha observado que las buenas rocas generadoras
presentan contenidos de carbono orgánico más altos, por ejemplo en los casos
de los depósitos Cherokee (Oklama y kansas) entre 1.6 y 2.5 de carbono
orgánico, en la cuenca de los Ángeles, 2.9% y en la cuenca, de Ventura, 2.1%,
entre otras.
Los valores utilizados por el Instituto Francés del Petróleo (IFP), mencionados
con anterioridad, considerándose que representan porcentajes más acordes
con la realidad, a saber:
% Carbono orgánico Potencial
0.01 – 0.2 Muy pobre
0.21 – 0.5 Pobre
0.51 – 1.0 Regular
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1.01 – 3.0 Rico
Mayor de 3.0 Muy Rico
Análisis por medio del Rock-Eval (pirolisis)
El siguiente análisis que se realiza es el de la determinación por medio del
Rock-Eval (pirolisis), empleándose un aparato en el que es posible determinar
cualitativa y cuantitativamente los hidrocarburos formados del tipo del
petróleo, los que potencialmente se pudieran generar a partir de la materia
orgánica insoluble (Kerógeno) y el bióxido de carbono proveniente de los
compuestos oxigenados orgánicos que se encuentran contenidos en una
muestra de roca (100mg), que es calentada bajo una atmósfera inerte de
hielo. En el aparato se efectúa una programación de temperatura que va de
250 a 550C; el tiempo de análisis es de aproximadamente 30 minutos.
A partir de esta determinación es posible obtener los siguientes parámetros:
S1= hidrocarburos formados del tipo del petróleo (cuantificación de la
acumulación) reportados en kg de hidrocarburos/toneladas de roca.
S2= hidrocarburos pesados pirolizables (determinación del potencial generado)
Informado en kg de hidrocarburos/toneladas de roca.
S3= bióxido de carbono proveniente del oxígeno contenido en los compuestos
orgánicos (empleando para la determinación del potencial generador)
reportando en kg de CO2/ toneladas de roca.
IH = índice de hidrógeno = S2/ carbono orgánico (empleado para determinar
la calidad y tipo de materia orgánica, así como el potencial generador). Este
índice se informa en mg de hidrocarburos pesados pirolizables/g de carbono
orgánico
67
IO = índice de oxígeno = S3/ carbono orgánico (empleando para determinar la
calidad y tipo de materia orgánica, así como el potencial generador). Este
índice se reporta en mg de CO2 proveniente del oxígeno contenido en los
compuestos orgánicos / g de carbono orgánico.
Los índices de hidrógeno y oxígeno representados en una gráfica de Van
Krevelen, van a servir para determinar, como ya se mencionó, la calidad, tipo
y madurez de la materia orgánica.
La principal producción en el caso del material del tipo I, será de aceite y gas
con predominio del primero. En el caso de la materia del tipo II, se obtendrá
aceite y gas pero en cantidades menores. Se considera que la mayor
proporción de los petróleos conocidos se originan a través de este tipo de
materia orgánica, y finalmente, en el caso del tipo III, el principal producto es
gas o nada.
Temperatura máxima de pirolisis. Se obtiene al determinar el máximo del pico
S2; se emplean ciertas limitaciones para conocer el grado de maduración de la
materia orgánica insoluble (kerógeno).
Todos los parámetros arriba señalados, se determinan a partir de tres curvas o
picos. El S1, corresponde a los hidrocarburos formados del tipo del petróleo, el
S2 a los hidrocarburos pesados pirolizables (kerógeno) y el S3 representa el
CO2 provenientes del oxígeno orgánico.
Es importante señalar que las curvas S1 y S2 nos auxilian de una manera
cualitativa en la interpretación de la evolución en madurez de una roca
generadora, cuando la curva S2 es mayor que la S1 significa que aún la
muestra no ha tenido la suficiente madurez para convertir el kerógeno en
hidrocarburos, por lo que estos están todavía en forma potencial, el caso
contrario es cuando la curva S1es mayor que la S2, significa que la muestra ya
ha tenido la suficiente madurez para convertir el kerógeno en hidrocarburos.
68
Por otra parte, la graficación total de las muestras, de los diferentes
parámetros de pirolisis en relación con la profundidad, nos permiten una
apreciación rápida y en forma general del comportamiento del potencial
económico petrolero y la madurez en una área de estudio, lo que nos permite
interpretar a que profundidad se encuentran los límites de la generación de
aceite y gas.
En el ejemplo mostrado en este trabajo, podemos observar que a una
profundidad aproximada de 2500 m se presenta la primera inflexión de la
curva, inicia la ventana de generación del petróleo, de la misma manera, a una
profundidad aproximada de 4000 m se presenta la segunda inflexión de la
curva, inicia la ventana de generación del gas.
Para cuantificar los valores de estos tres picos, se emplea un estándar, en el
que se conocen los valores de S1, S2 y S3 y carbono orgánico.
El IFP presenta una tabla en la que es posible determinar el potencial
almacenador y generador de las muestras de roca, aplicando valores
estadísticos para su evolución. Estos son los siguientes:
Potencial petrolero (S1 + S2)
Kg de hidrocarburos/ Potencial
Tonelada de roca
0.01 - 0.50 Muy débil
0.51 - 2.00 Débil
2.01 - 5.00 Medio
5.01 - 20.0 Bueno
Mayor de 20.0 Muy bueno
ÍNDICE DE HIDRÓGENO (IH)
69
Mg de hidrocarburos pesados Potencial
Pirolizables / g de carbono
Orgánico.
0 - 100 Débil
101 – 300 Medio
301 – 600 Fuerte
Mayor de 600 Muy fuerte
ÍNDICE DE OXÍGENO (IO)
Mg de CO2 proveniente del Potencial
Oxígeno orgánico/g de carbono
Orgánico.
0 – 50 Muy débil
51 – 100 Débil
101 – 200 Medio
201 - 400 Fuerte
Mayor de 400 Muy fuerte
TEMPERATURAS MÁXIMAS DE PIRÓLISIS
Temperatura menor de 430C Muestra inmadura
Temperatura entre 430-460C Muestra madura
Temperatura mayor de 460C Muestra sobremadura
70
Los análisis del contenido del carbono orgánico y el estudio por medio del
Rock-Eval son selectivos; a partir de ellos y en muestras escogidas, se
realizará la cuantificación del extracto bituminoso o materia orgánica extraible
(EOM).
Análisis de petrografía orgánica
La petrografía orgánica es una disciplina dedicada al estudio de la materia
orgánica y estrechamente ligada a la industria de los combustibles fósiles. De
hecho, su aplicación a la prospección de hidrocarburos ha permitido avances
espectaculares en la comprensión de los procesos de génesis, migración y
acumulación de los mismos.
Para el estudio de los materiales orgánicos, contenidos en núcleos y rocas
sedimentarias provenientes de los pozos petroleros, existen multitud de
técnicas que proporcionan información sobre diferentes aspectos de la materia
orgánica.
La técnica de microscopía óptica, trabajando con luz blanca y fluorescente,
permite identificar los restos fósiles de los distintos organismos incorporados al
sedimento y estudiar sus diferentes grados de preservación.
Por otra parte, el grado de evolución alcanzado por la materia orgánica, estima
confiabilidad a partir de parámetros microscópicos tales como la reflectancia de
vitrinita (Ro), índice de alteración térmica (IAT) y los derivados de la
fluorescencia espectral.
La petrografía orgánica es una disciplina relativamente dedicada al estudio de
la materia orgánica sólida visible al microscopio, que se encuentra en las rocas
sedimentarias. La primera consideración al evaluar el potencial generador de
hidrocarburos de una asociación de materiales orgánicos, es clasificar la
materia orgánica que contiene en términos de su composición química y física.
71
Las facies de una determinada sección de roca madre no es sino una función
combinada del origen y naturaleza de la materia orgánica que contiene (tipo) y
de su estudio de evolución térmica (madurez).
Además del tipo y madurez de la materia orgánica, la cantidad y distribución
de estos materiales en la roca (relación entre los componentes orgánicos y
minerales) juegan un importante papel en la determinación del potencial
generador de los hidrocarburos del sedimento. Estos objetivos, por lo tanto,
son los que fundamentalmente se plantea el estudio de las rocas madres.
La primera clasificación de la materia orgánica sedimentaria se debe a Potonié
(1910) que distingue entre materia tipo húmico (derivada de plantas
terrestres) y sapropélica (generada en la propia Cuenca sedimentaria).
El examen microscópico y las descripciones visuales se desarrollan
principalmente a partir de Stopes (1935), quien fue el primero que distinguió
macérales (equivalentes a minerales en rocas) como entidades orgánicas
diferenciables en los carbones.
A partir de este momento, comenzó a desarrollarse tanto cuantitativa como
cualitativamente el estudio microscópico de la materia orgánica. Este
desarrollo, no obstante, ha venido enfocándose bajo dos puntos de vista, se ha
mantenido hasta la actualidad.
Métodos derivados de la palinología y micropaleontología de restos vegetales
Estos métodos consisten principalmente en el estudio de láminas delgadas y
concentrado de materia orgánica (kerógeno) mediante luz transmitida,
comúnmente se distinguen 5 tipos de materia orgánica:
Materia orgánica leñosa, herbácea, algal, amorfa y carbonosa.
Dentro de estos grupos han sido descritos e identificados diferentes
componentes en rocas madres de diversas edades y orígenes. Estas
72
aportaciones han contribuido (en forma importante) al conocimiento de la
materia orgánica integrada a la roca sedimentaria.
Otra tendencia derivada fundamentalmente de la petrografía del carbón
Se basa en el estudio mediante luz reflejada de bloques pulidos, del mismo
modo que se hace en la petrología del carbón.
El sistema de nomenclatura aceptado es el establecido para los carbones por el
Comité Internacional de Petrología del Carbón (ICCP), 1963, 1971, 1975,
1993.
La mayoría de los componentes orgánicos identificados en los carbones están
presentes también en las rocas madres y otras rocas sedimentarias, pero
existen diferencias muy marcadas en cuanto a las proporciones relativas de
unos y otros.
Por otra parte, algunos componentes como restos de fauna (espinas, escamas,
fragmentos de peces), fitoplancton, nanoplancton, no están presentes en los
carbones, pero son componentes habituales de rocas madres y lutitas
bituminosas.
En estas rocas los componentes del grupo liptinita (ricos en hidrógeno) son los
que generalmente alcanzan mayor diversidad y abundancia, pero al ser poco
reflectantes son difícilmente distinguibles de la materia mineral cuando se
utiliza luz blanca reflejada para su estudio. Fue la aplicación de la microscopía
de fluorescencia la que permitió el despegue espectacular de las técnicas de
luz reflejada.
La microscopía de fluorescencia fue empleada inicialmente para el estudio de
lignitas (Ammosov, 1950) y en 1960, Stach la usó para el estudio de la roca
madre, lo que permitió identificar algunos nuevos macérales importantes en el
estudio de las rocas madres (fluorinita y bituminita) y en las rocas resevorio
(exudatinitas).
73
El equivalente entre material herbáceo y algal (luz transmitida) y distintos
componentes figurados del grupo liptinita (luz reflejada) está establecida y no
presenta dificultades, pero otros materiales también hidrogenizados,
agrupados bajo el término amorfo, contribuyen de manera importante al
potencial generador de aceites de la roca sedimentaria.
Se puede conseguir una clasificación rápida, precisa y eficaz de la materia
orgánica en la roca sedimentaria. Entre la materia orgánica presente en las
rocas sedimentarias se pueden distinguir componentes derivados del material
autóctono que vivió o se formó en la misma Cuenca de sedementación y
material llegado a la Cuenca por algún procedimiento de transporte procedente
del exterior (alóctono)
Materiales autóctonos serán por tanto las algas, restos de peces y material de
descomposición, mientras alóctonos serán derivados de vegetales superiores,
tales como fragmentos de plantas, esporas, resinas o cutículas, aunque
muchos de ellos apenas necesitan ser transportados para reincorporarse al
sedimento.
La reflectancia de la vitrinita presenta frente a otros parámetros de rango una
serie de ventajas que se citan a continuación.
La vitrinita es un componente ubicuo, mayoritario en casi todos los carbones y
kerógenos de tipo III y presente en todos los medios sedientarios. Evoluciona
homogéneamente a lo largo de las diferentes etapas y lo que es importante, no
es afectada por procesos de metamorfismo.
Se considera por tanto que, registra la máxima temperatura a que estuvo
sometida la roca durante su historia geológica, lo que ha llevado a ser usada
como paleotermómetro en reconstrucciones geotérmicas de carácter regional.
Pero cuando la reflectancia de la vitrinita se aplica a la materia orgánica
dispersa en rocas sedimentarias, surgen una serie de complicaciones que
reducen su eficacia. Por un lado, junto a la población de vitrinita que determina
el rango de la muestra puede haber otras partículas alteradas (oxidados) en el
74
lugar de origen o durante la diagénesis, y otras resedimentadas y
pertenecientes a ciclos sedimentarios anteriores, según esto, la vitrinita de
rango será la de menor reflectancia de las identificadas.
Además, la reflectancia medida sobre la vitrinita puede verse afectada por la
litología de la roca que las contiene. Bostick (1975) comprobó que la vitrinita
en arenisca daba valores más bajos que las halladas en litutas, calizas y
carbones adyacentes.
Los valores de la reflectancia de la vitrinita se miden por medio de un
microscopio electrónico que puede medir la intensidad del reflejo de un haz de
luz incidente en este maceral y nos da los valores en porcentaje, entre mas
madurez tenga la muestra, mayor sera la intensidad del reflejo.
Para la escala de madurez los valores de la reflectancia de la vitrinita son:
Madurez Reflectancia (Ro %)
Inmaduro 0.2 a 0.6
Madura temprana 0.6 a 0.65
Madurez media 0.65 a 0.9
Madurez tardía 0.9 a 1. 35
Sobre madura > 1.35
Otra forma para medir la maduración térmica de la materia orgánica en
muestras de roca es el Índice de Alteración Térmica (IAT) basado en el cambio
progresivo en el color de las esporas, de amarillo a café y por ultimo a negro,
en niveles avanzados de madurez térmica. Roca generadora, roca almacén,
roca sello y rocas suprayacientes.
75
Análisis de biomarcadores
Biomarcadores, Marcadores Biológicos, Fósiles Moleculares
Estos nombres son sinónimos y se refieren a cualquier compuesto químico
cuya estructura molecular básica sugiere un origen orgánico. Los
biomarcadores son compuestos complejos constituidos por carbono, hidrógeno
y otros elementos. Se encuentran en sedimentos, rocas y aceites y presentan
poco o ningún cambio estructural cuando se comparan con las moléculas
orgánicas que les dieron origen.
Paralelamente, con el proceso de transformación de la mayor parte de la
materia orgánica hasta el kerógeno, tenemos una fracción menos importante
en cantidad, que representa la primera fuente de hidrocarburos en el subsuelo.
Este grupo de sustancias recibe el nombre de fósiles geoquímicos y se
caracterizan por no haber sufrido cambios o han sido mínimos en comparación
con la materia orgánica original, lo que permite conocer el origen de los
hidrocarburos.
Por su parte, los hidrocarburos originados a partir de los kerógenos, aunque
similares a los presentes en la materia orgánica original, se caracterizan en
términos generales por tener estructuras más simples, constituyendo una
segunda fuente de hidrocarburos en el subsuelo.
Considerando las dos fuentes de hidrocarburos antes citadas, se presentan dos
teorías acerca de la generación del petróleo. La primera, considera que se
forma a poca profundidad (etapa diagenética), y la segunda a profundidades
relativamente grandes (etapa catagenética).
Analizando los pros y contras de cada teoría, se ha llegado a la conclusión de
que aunque es importante la contribución de hidrocarburos derivados
directamente de la materia orgánica (del 10 al 15%), éstos no representan
sino una parte mínima, si la comparamos con los hidrocarburos derivados del
kerógeno (del 85 al 90%).
76
Como el kerógeno durante la catagénesis, se transforma en petróleo, se ha
llegado a la conclusión de que el origen es principalmente catagenético.
A pesar de que los fósiles geoquímicos no representan sino una fracción menor
en la composición de los aceites, como se indicó anteriormente, constituyen el
puente de unión para el estudio del origen del petróleo.
Entre los principales grupos constituyentes de los fósiles geoquímicos tenemos;
las porfirinas, los esteroides, terpenos, alcanos y ácidos grasos.
Los estudios empleando biomarcadores son antiguos, así podemos citar a
Treibs (1934), que identifica porfirinas en crudos, relacionando su origen con la
clorofila de las plantas, estos trabajos, sin embargo, se llevan a cabo utilizando
espectometría de corto alcance.
Con el desarrollo, en primer término, de la cromatografía de gases y
posteriormente con el empleo de técnicas combinadas de cromatografía de
gases-espectometría de masas, al principio de los setenta. Se da un gran
impulso a los biomarcadores, a través de trabajos desarrollados por Eglinton,
Maldowan, Siefert, Mackenzie, etc. por solo citar algunos; los investigadores
antes mencionados, emplean compuestos orgánicos como fósiles químicos o
marcadores biológicos. Estos compuestos, tienen precursores presentes en la
materia orgánica original, pudiendo, por lo tanto, establecer una relación entre
ellos y los compuestos derivados presentes en sedimentos, rocas generadoras,
aceites, etc.
A partir del análisis empleando cromatografía de gases, es posible estudiar una
serie de biomarcadores como las parafinas derivadas de los lípidos y el
pristano y fitano, isoprenoides originados a partir del fitol presente en la
clorofila de los vegetales.
El análisis por cromatografía de gases en la fracción de hidrocarburos
saturados, nos permite determinar el grado de maduración de la muestra, el
ambiente de depósito, caracterizando si es de origen marino o continental; los
77
parámetros empleados, fueron señalados con detalle, al hablar del análisis por
cromatografía de gases en muestras de extracto de roca.
Cuando se alcanza una madurez elevada o existe un proceso de
biodegradación, no es posible efectuar una adecuada interpretación a partir de
esta determinación. El análisis de biomarcadores en el caso de la exploración
del petróleo, se realiza básicamente en extractos de roca y en aceites crudos.
Los biomarcadores en la exploración petrolera: principios y aplicaciones
Estéranos
Los estéranos contienen entre 27 y 30 átomos de carbono.
Se utilizan en la interpretación de facies basándose en el principio de que el
C27 es de origen marino algáceo y el C29 proviene de vegetales superiores
terrestres. Son utilizados para correlacionar aceites con su roca generadora.
Oleanano
El oleanano se deriva de triterpanos pentacíclicos de las Angiospermas.
Las Angiospermas comienzan su apogeo desde el Cretácico Superior.
La presencia de oleanano en gran abundancia se asocia generalmente a
facies orgánicas del Terciario.
Terpanos tricíclicos y tetracíclicos
Aceites y bitúmenes generados por ambientes de agua dulce y por
ambientes hipersalinos presentan muy bajas concentraciones de terpanos
tricíclicos.
La relación tricíclicos/pentacíclicos se incrementa con la madurez.
Se derivan de la ruptura térmica o microbiana de los hopanos pentacíclicos.
En ambiente carbonato-evaporítico son relativamente abundantes.
78
Son abundantes en aceites derivados de materia orgánica terrestre.
La relación terpanos tetracíclicos/pentacíclicos se incrementa con la
madurez.
Homohopanos
Los homohopanos se piensa que derivan del bacteriohopanotetrol
Una gran abundancia de C35 homohopanos generalmente se asocia a
ambientes carbonatados y/o altamente reductores (preservación selectiva).
Aceites con altas concentraciones de C33,C34y/o C35 se asocian también a
ambientes altamente reductores (pobres en O2).
La relación C35/C34 1 se interpreta como ambientes subóxicos y 1 como
anóxicos.
Análisis de cromatografía
Separación en fracciones por cromatografía de líquido
Para efectuar esta separación se pueden emplear diversas técnicas, a saber:
cromatografía en capa delgada (cromatoplaca), cromatografía en columna
(cromatocolumna) y cromatografía de líquidos de alta presión empleando un
cromatógrafo de líquidos.
La técnica a la cual haremos referencia es la de la cromatoplaca en la que se
emplean cantidades de extracto del origen de 30 a 70 moligramos, que se
aplican en placas de vidrio de 20 x 20cm con sílica gel como adsorbente. La
fase móvil colocada en una cuba de vidrio es ciclohexano. Para efectuar la
separación se emplea sulfato de baberina como relavador, y radiación
ultravioleta (254 nm y 366 nm) para marcar y separar las fracciones, que son
solubilizadas con cloroformo, cada fracción se pesa y se considera que la suma
de los pesos de las tres fracciones obtenidas, a saber: 1) hidrocarburos
saturados, 2) hidrocarburos aromáticos y 3) productos pesados (resinas +
79
asfaltos + compuestos polares) es igual al 100%, como los pesos de cada
fracción son equivalentes a un determinado porcentaje.
La proporción de cada fracción nos va a servir para determinar el grado de
evolución del extracto; contenidos importantes de hidrocarburos saturados
indican una alta evolución. Por el contrario, altas proporciones de productos
pesados son un índice de inmadurez o baja evolución. A mayor evolución
tendremos una mayor similitud entre el extracto y la muestra de crudo.
La suma de los hidrocarburos saturados y los hidrocarburos aromáticos es
equivalente a los hidrocarburos totales, que han sido empleados para
determinar características de rocas generadoras.
Entre los criterios de mayor aplicación tenemos el de Philippi (1957), nos
presenta la siguiente tabla:
Contenido de hidrocarburos Potencial en ppm
0 – 50 Muy pobre
50-150 Pobre
150-500 Moderado
500-1500 Bueno
1500-5000 Muy bueno
Mayor de 5000 Excepcional
Otro autor, Beker en 1972, propone una tabla efectuando una agrupación de la
de Philippi.
Contenido de hidrocarburos Potencial en ppm
0-50 Inadecuada
80
50-1000 Común y adecuada
1000-6000 Lo mejor
Asimismo, Philippi aplica la relación hidrocarburos/carbono orgánico para
determinar rocas generadoras con base en la siguiente escala:
Hidrocarburos/carbono orgánico Evaluación
Menor de 0.03 Se ha generado escasa
proporción de crudo
0.03-0.120 Roca generadora
Mayor de 0.120 Roca sobresaturada de
hidrocarburos
Al aumentar la relación hidrocarburos/carbono orgánico, aumenta la
maduración.
Análisis por cromatografía en fase de vapor
El estudio por cromatografía en fase de vapor se realiza en las fracciones de
los hidrocarburos saturados y aromáticos, obtenidas de la separación en
fracciones.
La cromatografía en fase de vapor es una técnica física de separación en la que
es posible separar mezclas bastante complejas. Emplea los principios de la
cromatografía en columna y de la destilación fraccionada y se basa en la
diferencia de afinidad y de distribución (entre una fase móvil y una
estacionaria) de los diferentes compuestos constituyentes de una mezcla.
En este análisis se estudian dos fracciones: 1) los hidrocarburos saturados y 2)
los hidrocarburos aromáticos.
81
Hidrocarburos saturados
El estudio de esta fracción va a servirnos para darnos una mejor idea del grado
de maduración del extracto contenido en la muestra, que estará determinado
por la proporción de una serie de compuestos, así como su distribución.
En el caso de esta fracción, los datos del cromatograma que se van a emplear
son los referentes a los porcentajes de n parafinas (conteniendo de 15 a 35
átomos de carbono) y de isoprenoides (con 15 a 25 átomos de carbono),
encaminados a determinar el grado de evolución de los extractos. Se ha
observado que los contenidos elevados de parafinas con 15 a 25 átomos de
carbono son indicio de un alto grado de maduración; por el contrario, cuando
el predominio en la muestra se desplaza hacia parafinas con 25 a 35 átomos
de carbono, se estará hablando de un bajo grado de evolución o maduración.
Por lo que se refiere a los isoprenoides, que son compuestos provenientes de
la materia orgánica original, cuando su proporción sea elevada, hablaremos de
muestras menos maduras; por el contrario, la evolución mayor se tendrá al
disminuir estos isoprenoides (siendo los más empleados para efectuar estos
estudios el pristano y el fitano con 19 y 20 átomos de carbonos
respectivamente).
Estos isoprenoides se consideran como fósiles o trazadores geoquímicos. En
cuanto a la distribución de compuestos de tipo nafténico, se realiza una
observación directa del cromatograma. Una muestra poco evolucionada
contiene naftenos de tres a seis ciclos abundantes y escasos naftenos con uno
y dos ciclos; en el caso de las muestras evolucionadas será al contrario.
Uno de los parámetros más empleados para la determinación del grado de
maduración de los extractos y para efectuar las correlaciones aceite-roca
generadora y aceite-aceite es el relativo a la distribución de las parafinas
normales, observándose que la forma y distribución de los compuestos en el
cromatograma varían con al grado de maduración de la muestra.
82
Índice de preferencia de carbono (CPI)
El índice de preferencia de carbono (CPI) es un parámetro geoquímico que se
emplea en la relación de las parafinas con átomos de carbono impar y las
parafinas con átomos de carbono par.
Este valor del CPI se aplica en la determinación del grado de maduración de los
extractos de roca y de sedimento, así como también en el análisis de muestras
de aceite. De los estudios arriba señalados, se determinó que, cuando la
relación de parafinas como átomos de carbono impar y las parafinas con
átomos de carbono par es próxima a la unidad, estaremos hablando de
muestras maduras.
Bray Evans (1961 y 1965) realizan estudios en sedimentos recientes, en lutitas
del Cretácico y en muestras de crudo, detectando que en los sedimentos
recientes el predominio de los compuestos con átomos de carbono impar es
muy alto, obteniendo valores de CPI de 5.5; en los extractos de las lutitas
estudiadas, obtuvieron CPI de 1.25; mientras que en los crudos, el valor fue de
1.01.
En términos generales, se puede afirmar que en rocas maduras para la
generación de hidrocarburos, los extractos presentan valores de CPI entre 0.9
y 1.2, valor que es también aplicable a las muestras de crudo.
Origen de la materia orgánica en relación al predominio impar o par
Se ha demostrado que el predominio de parafinas normales pares es típico en
los medios carbonatados (marinos) y que frecuentemente va acompañado por
el predominio del fitano y sobre el pristano (Waples et al, Welte et al, 1975).
De esta manera, un aceite crudo con las características anteriores presenta
grandes posibilidades de haberse originado a partir de rocas marinas.
Por el contrario, cuando el predominio tanto en los extractos de roca como en
el crudo mismo es de naturaleza impar, especialmente en el intervalo de C27 a
C33, estaremos hablando de un origen a partir de material terrígeno; en estos
83
extractos y aceites generalmente se presentan un ligero predominio del
pristano sobre el fitano. Los aceites con estas características son generalmente
de tipo costero.
Es decir, el predominio par o impar nos va determinar si se trata de materia
orgánica de origen marino o continental. Según observaciones realizadas por
varios autores, Pelet (1980) entre otros, las plantas terrestres contienen
cantidades importantes de ácido orgánico con átomos de carbono par, los
cuales al descarboxilarse, originan parafinas con átomos de carbono impar.
En términos generales, esta relación impar/ par puede ir de 1 hasta 10.
Algunos autores utilizan el rango total de hidrocarburos parafínicos pesados,
presentes en muestras de crudo y en extractos de roca para determinar el
predominio de la paridad o la imparidad (15 a 35 átomos de carbono
generalmente).
Aplicación de los isoprenoides
Como ya se indicó, los isoprenoides son compuestos provenientes de la
materia orgánica original, recibiendo el nombre de ―fósiles geoquímicos‖ y han
sido empleados como otro parámetro para determinar el grado de maduración,
tanto en extractos de roca, como en aceites.
En el caso de nuestro estudio, como ya se mencionó, se emplean los
isoprenoides con 15 a 25 átomos de carbono. De ellos, los más utilizados son
el pristano (C19) y fitano (C20); ambos se derivan del fitol de las plantas que a
su vez es un producto de la hidrólisis de la clorofila.
En términos generales, se ha visto que cuando se presenta un predominio del
pristano sobre el fitano, se habla de muestras inmaduras, por el contrario, si el
contenido de ambos está equilibrado o bien existe un predominio del fitano, se
habla de una muestra madura.
84
Esta relación de pristano/fitano se emplea para determinar ambientes
(oxidantes o reductores), siendo el pristano un producto de la oxidación del
fitol relacionado con ambientes oxidantes; por el contrario el fitano, producto
de la reducción del fitol, esta relacionado con ambientes reductores.
Sin embargo, para efectos de la determinación del grado de madurez del
extracto y de los aceites, se deberán tomar en cuenta varios parámetros y no
emplearlos individualmente, ya que se pueden cometer errores de
interpretación.
Frecuentemente se han empleado las relaciones de pristano/C17 o fitano/C18
para evaluar el grado de maduración. Mientras más altas sean estas
relaciones, menor será el grado de evolución.
Análisis de isotopía
La literatura define a los isótopos como átomos del mismo elemento que tienen
masa diferente. Estos átomos difieren en masa por tener diferente número de
neutrones en sus núcleos, aunque poseen el mismo número de protones. La
característica de estos átomos es que tienen el mismo número atómico y
posición en la tabla, así como casi el mismo comportamiento químico. Más sin
embargo, difieren en sus propiedades físicas y (como ya se mencionó)
diferente masa atómica.
Determinación de isótopos de carbono
El carbono es una mezcla de dos isótopos estables 12C y 13C, con una relación
12C/13C de 99:1. La composición de isótopo de carbono de la materia orgánica
viviente depende en parte de las especies, pero también de un número de
propiedades ambientales. El dióxido de carbono es asimilado por las plantas
durante la fotosíntesis.
La naturaleza de las plantas y si ellas asimilan el dióxido de carbono vía ciclo
fontosintético C3 o C4 determinará la preferencia de la asimilación del 12C, que
es el más ligero. Las plantas C3 están típicamente asociadas con climas cálidos
85
a áridos y en general presentan valores isotópicos que varían entre –10/00 a
18/00. Las plantas C4 por otra parte están asociadas más frecuentemente a
climas fríos y tienen valores isotópicos más ligeros que varían entre -22/00 a -
30/00.
En consecuencia, el dióxido de carbono residual es enriquecido de 13C, que es
más pesado. Por el contrario, cuando la materia orgánica es oxidada más 12C
del dióxido de carbono estará disponible para su reutilización por los
organismos. Si éste dióxido de carbono isotópicamente ligero es incorporado a
la materia orgánica, el 13C de dicha M.O. disminuye en porcentaje.
Para determinar la composición de 13 C de un material en particular, sin
importar si proviene de un aceite, roca generadora, gas o componentes
individuales, pasa primero por una combustión para convertirlo completamente
en dióxido de carbono. El dióxido de carbono después es analizado en un
espectrómetro de masa acoplado a un detector de relación de isótopos
estables (CGIRMS) y comparado con la posición de un material estándard
(PDB), cuya composición isotópica ha sido designada con un valor de cero.
13C/12C 13C /12C
muestra standard
13C ______________________________________________
13C /12C standard
Los aceites y extractos de rocas generadoras generalmente presentan valores
isotópicos que contienen menos 13C que el estándard y son descritos como
deficientes en 13C. La composición isotópica de aceites y extractos es útil para
propósitos de correlación y proveen información relativa a la madurez y hasta
cierto punto de ambientes de depósito. Sin embargo, estos valores no aportan
86
información sobre la naturaleza precisa de materiales precursores. La razón de
esto es que los aceites son derivados de kerógenos, siendo estos últimos una
mezcla heterogénea de muchos tipos de materiales generadores. Cada uno de
estos materiales generadores tiene su valor isotópico individual que se
revuelven al mezclarse todos dentro de la roca generadora.
El uso de los isótopos de los diferentes compuestos de hidrocarburos nos
permiten interpretar si pertenecen o no a una misma familia. Cuando se
relaciona los valores isotópicos del butano contra el propano, nos permite
distinguir agrupaciones de hidrocarburos que forman una familia y del mismo
modo, aquellos hidrocarburos que no pertenecen a ésta. Otro ejemplo es
utilizando los valores isotópicos de los diferentes compuestos de los
hidrocarburos contra el valor isotópico del carbono donde se puede apreciar el
mismo alineamiento para los hidrocarburos de una misma familia y diferente
alineamiento para hidrocarburos de diferente familia.
Análisis de diamandoides
Son estructuras moleculares muy complejas que sirven como indicadores de
madurez y están íntimamente relacionadas con el proceso de craqueo en
aceites también llamado craqueo secundario.
Los diamandoides son muy útiles en la evolución de la madurez, sobre todo en
la etapa en donde los biomarcadores empiezan a desaparecer por efecto de la
temperatura en los aceites ya formados. Por lo tanto, la concentración de
diamandoides será mayor en yacimientos incluidos en sistemas petroleros
cerrados, esto significa que los aceites generados se concentran en
yacimientos dentro de la misma área de generación, de tal modo que
continúan siendo afectados por la temperatura, provocando en éstos la
eliminación de biomarcadores, afectación por craqueo secundario y la aparición
de diamandoides (que por lo dicho anteriormente) son característicos de
aceites muy ligeros y condensados.
87
El caso contrario, existe en yacimientos incluidos en un sistema petrolero
abierto donde los aceites tuvieron oportunidad de migrar hacia zonas de menor
presión y por consiguiente de menor temperatura.
Los parámetros de diamandoides son subestimados, así los aceites son de su
yacimiento. Para estos generalmente aumenta la concentración debido a la alta
estabilidad termal. Por lo tanto, la pérdida parcial de los aceites induce una
baja concentración de diamandoides.
Los hidrocarburos de diamandoides son indicadores de la madurez termal y
cracking de aceite.
Un método tiene su desarrollo de identificación y estimación natural de
conversión aceite a gas (cracking de aceite).
Identificación de rocas generadoras con auxilio de registros eléctricos
Para el cálculo de los intervalos generadores se utilizó un método basado en la
respuesta de registros de Inducción, Sónico de Porosidad y Rayos Gamma
(Q.R. Passey et al. 1990).
La propiedad física usada más comúnmente en la identificación de rocas ricas
en materia orgánica es la influencia que tiene el Uranio asociado a la materia
orgánica (Swanson 1966) sobre la curva de rayos gamma que responde con
una desviación anómala positiva frente a los intervalos generadores.
La respuesta de la curva de resistividad es mínima en rocas generadoras
inmaduras pues los poros aún están ocupados por agua que facilita la
conducción eléctrica. Cuando la roca entra en la etapa madura el agua de los
poros es remplazada por los hidrocarburos generadores que tienen
propiedades no conductoras lo que aumenta la resistividad reflejándose con
una desviación positiva de la curva en el registro.
88
En cuanto a la respuesta de la curva del registro sónico refleja un mayor
tiempo de tránsito que resulta del alto contenido de materia orgánica de baja
velocidad.
Usando las curvas de los registros sónicos y resistividad, se procede de la
siguiente manera. Las curvas se sobreponen a igual profundidad y se ajustan
en intervalos de roca no generadora de grano fino que servirán como una línea
base, a partir de ésta los intervalos generadores ricos en materia orgánica
serán reconocidos por la separación no paralela de estas dos curvas y
apoyados por la respuesta de las curvas de rayos gamma en el mismo
intervalo donde ocurre la separación.
El comportamiento de las curvas en los intervalos generadores mencionados
en el párrafo establecen una relación directa con la maduración, alto contenido
de carbono orgánico así como buen potencial generador (s1 + s2).
Cuando falta algún factor ya sea de madurez o contenido orgánico en las rocas
variará el comportamiento de las curvas rompiendo el esquema tipo de un
intervalo generador.
Modelado geoquímico
El modelado geoquímico es un simulador que nos permite calcular y tener el
conocimiento de los procesos de evolución de madurez en función de la
temperatura que sufren los sedimentos en una cuenca sedimentaria,
relacionándose con la materia orgánica existente en dichos sedimentos lo que
nos permitirá determinar los procesos de generación y expulsión de
hidrocarburos en tiempo y espacio y nos facilitará la interpretación en cuanto a
carga, madurez y sincronía dentro de los elementos del sistema petrolero.
Los eventos en que se basa este simulador para una lógica progresión en el
cálculo secuencial de la madurez y generación de hidrocarburos son:
1.- Historia de sepultamiento
89
2.- Compactación de los sedimentos
3.- Temperatura
4.- Madurez
5.- Generación
6.- Presión
7.- Expulsión
Eventos que afectarán directamente a la materia orgánica en el proceso de
transformación de hidrocarburos.
Los valores de cada evento son calculados completamente por espacios de
tiempo continuos, por lo tanto, no hay algún cálculo de evento en alguna etapa
de tiempo que pudiera afectar a los eventos calculados en etapas anteriores.
La ventaja de un modelado geoquímico es la simplificación del diseño para un
cálculo o simulación muy rápida de los procesos desarrollados en la evolución
de una cuenca sedimentaria. El éxito y confiabilidad de un modelado
dependerá del cúmulo de conocimientos existentes tanto geológicos, geofísicos
como geoquímicos acerca de la cuenca y este puede ser optimizado conforme
la obtención de nuevos datos y un mejor entendimiento de los procesos
evolutivos.
Sistemas petroleros
Los sistemas petroleros estudian, describen y mapean la relación genética
entre un foco de generación y los yacimientos de aceite y gas. Incluyen todos
los elementos, (roca generadora, roca almacén, roca sello y rocas
suprayacientes) y procesos (formación de la trampa generación, expulsión,
migración y entrampamiento) esenciales que se necesitan para la existencia de
yacimientos.
90
Todos estos elementos deben ser emplazados en espacio y tiempo en una
sincronía favorable para que la formación de yacimientos pueda ocurrir.
El uso de la tabla de eventos, que resume todos los elementos y procesos
geológico-geoquímicos, nos permite evaluar de una manera rápida y segura las
posibilidades económicas petroleras de una determinada área.
2.2. Migración del petróleo
La migración del petróleo es el desplazamiento de los hidrocarburos desde
las rocas madre a través de formaciones porosas y permeables hasta los
almacenes, y posteriormente hasta las trampas, donde quedarán atrapados.
Migración primaria (expulsión)
Es el desplazamiento de los hidrocarburos desde la roca madre hasta los
niveles de rocas porosas y permeables que los transportan a otros puntos
denominados carrier beds (capas de transporte). Hay cuatro mecanismos de
expulsión de los hidrocarburos:
1) Expulsión de los hidrocarburos en solución acuosa
Por compactación de la roca madre durante el enterramiento, el tamaño de los
poros se hace menor que el tamaño de las moléculas de petróleo; a partir de
aquí, se pueden dar varios casos:
Expulsión del agua intersticial, que arrastra minúsculas gotas de petróleo
recién formado.
Los hidrocarburos son muy poco solubles en agua; si existiera la suficiente
cantidad de agua, esta baja solubilidad podría movilizar grandes volúmenes de
petróleo.
Difusión de los hidrocarburos: no se necesitan grandes cantidades de agua, ya
que los hidrocarburos se moverían por difusión en una fase acuosa estática
hacia los almacenes; sería efectivo en distancias cortas.
91
Suspensión coloidal
2) Expulsión de hidrocarburos como protopetróleo
Migración de los precursores de los hidrocarburos, es decir de precursores tipo
N-O-S asociados a grupos funcionales (ácidos y alcoholes) mucho más
solubles; en etapas posteriores estos precursores se transformarían
en hidrocarburos.
3) Expulsión del petróleo en solución gaseosa
Se emite gas a presión que arrastra el petróleo.
4) Migración como fase libre
Fase del petróleo libre: cuando la roca madre genera hidrocarburos suficientes
como para saturar el agua intersticial, pueden formarse pequeñas gotas de
petróleo libre en los poros; a medida que el agua es expulsada por
compactación, las gotas de petróleo serán también expulsadas hacia los
sedimentos de grano grueso.
Desarrollo de un retículo de petróleo libre en los poros: las moléculas de
petróleo pueden llegar a constituir también un retículo continuo a medida que
se unen y desplazan el agua de las zonas donde la estructuración es menor.
Una vez constituido el retículo, necesitamos una fuerza que movilice el
petróleo: la sobrepresión, bajo la que se movilizaría el petróleo más fácilmente
que el agua.
Retículo tridimensional de kerógeno: Los hidrocarburos generados en una
matriz de materia orgánica o kerogénica, fluirán a través de ella hasta la roca
almacén, donde las gotas de petróleo o las burbujas de gas se unirán para
desplazarse por gravedad (flotabilidad) hasta la trampa. La presión diferencial
que originan inicialmente el movimiento, puede deberse a la mayor
compactación de las arcillas kerogénicas, a la expansión volumétrica que
produce la formación de petróleo, a la expansión térmica al aumentar la
92
profundidad de enterramiento, a la expansión producida por la generación de
gas o a la combinación de estos factores. La concentración mínima de
hidrocarburos libres debe ser de 2.5-10%; con valores inferiores al 1%, se
rompe la continuidad del retículo, y aunque se forme petróleo, éste no puede
fluir.
De todos los mecanismos propuestos, el más factible es la migración como una
fase única a través de microfracturas causadas por liberación de la
sobrepresión. La conversión de kerógeno a petróleo produce un significativo
aumento de volumen, lo que origina un incremento de presión en los poros de
la roca madre; esto podría producir microfracturación que permite una
liberación de la presión, y la migración del petróleo fuera de la roca madre a
niveles adyacentes porosos y permeables que constituyen los carrier beds, y a
partir de este punto, se produciría la migración secundaria. La migración
primaria puede darse hacia niveles superiores o inferiores.
Eficacia de la expulsión
Sólo una parte del petróleo generado es expulsado de la roca madre. En rocas
ricas, la expulsión del petróleo oscila entre el 60 y el 90%. Podremos clasificar
las rocas madre, según el tipo y la concentración inicial de kerógeno, su índice
de generación de petróleo (PGI), y la eficacia de expulsión de petróleo (PEE):
Clase I
Kerógeno lábil > 10 Kg/t. La generación comienza a 100 ºC, con la generación
de fluidos ricos en petróleo; rápidamente se satura la roca, y entre 120 y 150
ºC, el 60-90% del petróleo es expulsado. El resto es crackeado a altas
temperaturas.
Clase II
Kerógeno <5 Kg/ton. La expulsión es poco eficaz por debajo de 150 ºC, ya que
no se genera suficiente cantidad de petróleo. Los hidrocarburos son expulsados
93
como gas condensado generado por cracking secundario a temperaturas
superiores a los 150 ºC.
Clase III
Kerógeno refractario. La generación y expulsión tiene lugar sólo por encima de
150 ºC y se genera gas seco.
Migración secundaria
La migración secundaria concentra el petróleo en lugares específicos
(trampas), de donde se extrae comercialmente. La principal diferencia entre
la primaria y la secundaria, son las condiciones de porosidad, permeabilidad y
distribución del tamaño de los poros en la roca en la que se produce la
migración; estos parámetros son mayores en el carrier bed.
Los mecanismos de migración también son diferentes. El punto final de la
migración secundaria es la trampa o la filtración a la superficie; si la trampa es
eliminada en un momento de su historia, el petróleo acumulado puede migrar
nuevamente hacia otras trampas o filtrarse hacia la superficie. En este proceso
actúan dos grupos de fuerzas:
Fuerzas conductoras principales (main driving forces)
Gradiente de presión en los poros
Tiende a mover a todos los fluidos de los poros hacia zonas de menor presión.
Condiciones hidrodinámicas
Flotabilidad
Fuerza vertical directa, originada por la diferencia de presión entre algunos
puntos de una columna continua de petróleo y el agua de los poros
adyacentes. Es función de la diferencia de densidades entre el petróleo, el
agua de los poros y el peso de la columna de petróleo: (hwhg Y P ρ ρ −⋅=∆)
94
Bajo condiciones hidrostráticas, la flotabilidad es la única fuerza conductora en
la migración secundaria; en condiciones hidrodinámicas, esta última puede
ayudar o inhibir la migración secundaria, según si actúa a favor o en contra de
la flotabilidad
Fuerzas restrictivas
Cuando una gota se mueve hacia los poros de una roca, se efectúa un trabajo
para distorsionar esa gota y colarla a través de la entrada del poro; la fuerza
requerida es la presión capilar, y es función del radio del poro, de la tensión
interfacial de superficie entre el agua y el petróleo, y de la capacidad de
humectación del sistema petróleo-roca:
Presión de desplazamiento= Rθ γ cos2.
La tensión interfacial (γ) depende de las propiedades del petróleo y del agua, y
es independiente de las características de la roca. Es función de la composición
del petróleo (petróleos ligeros con baja viscosidad, presentan γ reducen
acorde al texto que se menciona) y de la temperatura que decrece con el
aumento de ésta. La tensión interfacial gas-agua es más de petróleo-agua. La
presión de flotabilidad es más grande para el gas. El tamaño de los poros es el
factor más importante en la migración secundaria y en el entrampamiento.
Una vez que la presión de desplazamiento se ha superado, y la conexión entre
gotas de petróleo se ha establecido en los poros mayores de la roca, la
migración secundaria tiene lugar. La saturación de petróleo necesaria para
producir gotas conectadas, es muy pequeña (4.7-17%).
Altura de la columna de petróleo y potencial del sello
Cuando las fuerzas conductoras encuentran un sistema de pequeños poros,
pueden no ser capaces de vencer el incremento de la presión capilar; en este
caso, la entrada no se produce. Si se une a un gran número de burbujas de
petróleo, la columna vertical de petróleo generada puede ser suficiente
como para producir un incremento en la fuerza de flotabilidad e invadir el
sistema de poros finos. Por ello, un sello sólo es efectivo hasta que se alcanza
95
un determinado peso crítico de la columna de petróleo, a partir de que deja de
serlo.
Fallas y fracturas
Las zonas de falla pueden actuar como conductos o como barreras para la
migración secundaria (especialmente la migración lateral, al interrumpirse la
continuidad lateral del carrier bed (término en inglés), ya que los espejos de
falla son frecuentemente impermeables). Las diaclasas, si permanecen
abiertas, pueden ser vías efectivas de la migración.
Vías de drenaje de la migración
En ausencia de procesos hidrodinámicos, la fuerza conductora de la migración,
es la flotabilidad; en esas condiciones, el petróleo tiende a moverse en la
dirección de máxima pendiente, es decir, de forma perpendicular a los
contornos estructurales (en la dirección de buzamiento). Las líneas de
migración dibujan ángulos rectos con los contornos estructurales del techo del
carrier bed (ortocontornos).
En general, cuando el flujo de petróleo encuentra una zona deprimida, tiende a
dispersarse, mientras que si se trata de una zona elevada, tiende a
concentrarse.
Pérdidas en la migración secundaria
Se suelen producir pérdidas de volumen por:
Pequeñas trampas o callejones sin salida (dead end): se dan por fallas o
geometrías de cierre y cambios estratigráficos. No presentan interés
económico.
Saturación residual del carrier bed: el petróleo es retenido por las fuerzas de
capilaridad en poros sin salida o absorbido en la superficie de la roca. Estas
pérdidas representan hasta el 30% del petróleo.
96
Relación porosidad – permeabilidad
En general, una roca muy porosa suele ser permeable, pero esto no ocurre
siempre. En la explotación de yacimientos, la permeabilidad es más importante
que la porosidad; cuando la rentabilidad del yacimiento lo justifica, se
incrementa la permeabilidad artificialmente por procedimientos de fracturación
y acidificación, que abren fisuras o aumentan el tamaño de las preexistentes,
facilitando la circulación de los fluidos.
2.3. Rocas almacenadoras
Las rocas en las que se acumula el petróleo, rocas almacén, son porosas y
permeables. La porosidad puede ser debida a la propia naturaleza de la roca,
siendo las más comunes las areniscas—que representan el 59% de las rocas
almacén—, algunas calizas —el 40%— o a la fracturación de otras rocas —el
1% restante—.
Algunas formaciones sedimentarias con bioconstrucciones fósiles como
arrecifes coralinos o de rudistas, con facies muy porosas, ofrecen buenos
reservorios petrolíferos.
Los yesos, margas y lutitas son en principio impermeables, si bien las lutitas
pueden ser rocas madre y contener altas concentraciones de hidrocarburos
(lutitas bituminosas).
Afloramiento de calizas formadas por antiguos arrecifes de rudistas, mostrando
la elevada porosidad de estas facies
Tipos de rocas almacén
Almacenes en carbonatos
Gran heterogeneidad de porosidad y permeabilidad a todas las escalas, que
depende del ambiente de sedimentación y de los cambios diagenéticos.
97
Almacenes en areniscas
La porosidad y la permeabilidad primarias dependen del tamaño de grano,
selección y empaquetamiento; la permeabilidad se incrementa con los
tamaños más gruesos, la buena selección y la ausencia de lutitas. Los
almacenes siliciclásticos también sufren los efectos de la diagénesis, que
modifican la porosidad y permeabilidad originales (se reducen).
Heterogeneidad del almacén
Los sedimentos son heterogéneos por definición. Podemos clasificar la
heterogeneidad, según su tamaño, en:
De primer orden
De 1 a 10 Km (Ej.: fallas selladas y límites entre subambientes sedimentarios).
De segundo orden
De centímetros a cientos de metros. Representan la variación en
la permeabilidad dentro de los subambientes (Ej.: variaciones de tamaño de
grano de barras, point bar,...).
De tercer orden
De milímetros a metros (Ej.: variación en la organización interna,
estratificación cruzada, cambios a paralela,...).
De cuarto orden
De micras a milímetros (Ej.: variación en el tamaño de los granos y selección y
heterogeneidades microscópicas a nivel de conexión de poros).
Alteración del petróleo en los almacenes
Los cambios más importantes que sufre el petróleo en los almacenes son:
98
Biodegradación
Se da por debajo de los 60-70 ºC, y consiste en la alteración bacteriana del
petróleo (esta bien de lo que dice); las bacterias utilizan el oxígeno disuelto en
el agua de los poros, u obtienen el oxígeno de los iones de azufre, oxidando
selectivamente algunos hidrocarburos. El orden de eliminación es el siguiente:
n-alcanos → isoalcanos→ cicloalcanos → hidrocarburos aromáticos.
Se producirá un incremento de la densidad y viscosidad del petróleo.
Lavado por agua
Acompaña a la biodegradación. Aguas meteóricas subsaturadas en
hidrocarburos pueden disolver alguno de los hidrocarburos del almacén. El
benceno, el tolueno y el zyleno son los más solubles y son eliminados
preferentemente. Este proceso se da por encima de los 70 ºC, y se requiere un
aporte continuado de aguas meteóricas.
Desasfaltización
Precipitación de compuestos pesados de los hidrocarburos aromáticos y
alicíclicos, como resultado de la inyección de hidrocarburos ligeros (C1-C6 ).
Este proceso tiene lugar cuando la acumulación de petróleo sufre una carga
tardía de gas, y la cocina alcanza un alto grado de madurez.
Alteración térmica
Cambios en la composición por el aumento de la temperatura; los compuestos
pesados son reemplazados progresivamente por compuestos más ligeros hasta
llegar al metano. Se da por encima de los 160 ºC. Las reacciones de cracking
se producen rápidamente, y las acumulaciones de petróleo pueden ser
destruidas en un tiempo geológico corto.
99
2.4. Sello
Mecanismos del sello
Los mecanismos físicos que rigen la efectividad del sello, son los mismos que
controlan la migración secundaria (fuerzas que la propician y fuerzas que la
impiden). La principal fuerza conductora, es la flotabilidad debida a la
diferencia de densidades entre el petróleo y el agua de formación en los poros.
La principal fuerza contra el movimiento del petróleo es la presión capilar. Una
roca puede servir de sello si la presión capilar en los poros mayores es igual o
superior a la presión de flotabilidad de la columna de petróleo. La capacidad de
sello, se puede expresar como el peso máximo de la columna de petróleo que
puede soportar sin que se produzcan filtraciones.
Efecto de la hidrodinámica y la sobrepresión
Bajo condiciones hidrodinámicas, se puede incrementar o reducir la presión
contra el sello, y por tanto, modificar el paso de la columna de petróleo que
éste es capaz de soportar. Cuando el vector de las fuerzas hidrodinámicas se
dispone hacia arriba, se incrementa la flotabilidad, mientras que si se orienta
hacia abajo, disminuye el efecto de la presión de flotabilidad sobre el sello. Por
otro lado, la sobrepresión origina modificaciones locales del gradiente de
presión: normalmente, se incrementa la capacidad del sello, respecto a áreas
del almacén bajo condiciones de presión normal.
Pérdidas a través del sello, por difusión
El gas puede difundirse a través de las rocas cobertera saturadas en agua, a
escala de tiempo geológico. Según esto, los campo de gas sellado por lutitas
saturadas en agua como roca cobertera, tienen una vida efímera.
100
Factores que condicionan la efectividad del sello
Litología
Las rocas cobertera deben tener poros de pequeño tamaño (rocas de grano
fino, como arcillas, lutitas, evaporitas, y algunas rocas orgánicas). Litologías
como las margas, areniscas, conglomerados,... a veces actúan como sello,
pero son de peor calidad. Generalmente un 40% tienen un caprock de
evaporitas, y un 60% de lutitas.
Plasticidad
Las litologías plásticas son menos propensas a la fracturación, por lo que serán
importantes como cobertera. Las litologías más plásticas son las evaporitas y
las menos plásticas, los cherts. La plasticidad es función de la temperatura y la
presión (así, las evaporitas tienen un comportamiento frágil a profundidades
menores de 1Km).
Espesor del sello
Con pequeños espesores, las rocas de grano fino pueden alcanzar presiones de
desplazamiento suficientes como para soportar grandes columnas de
hidrocarburos. Sin embargo, los caprock de pequeño espesor suelen tener
también una reducida extensión lateral. En los yacimientos de gas es mejor un
gran espesor del caprock para evitar pérdidas por difusión.
Continuidad lateral y profundidad del sello
Las rocas cobertera deben mantener sus características litológicas en una
extensión lateral amplia (los mejores campos petrolíferos suelen tener más de
un sello regional). La profundidad actual del sello no parece ser un factor muy
importante en su eficacia. Sin embargo, la profundidad máxima que haya
alcanzado el sello, es un factor que influye en su efectividad. Numerosos
campos petrolíferos se localizan en áreas donde se ha producido elevación, por
lo que las rocas cobertera se encuentran bien compactadas, aunque próximas
101
a la superficie, habiendo mantenido su plasticidad y permitiendo la
deformación frágil durante la elevación.
Ambientes de sedimentación de las rocas cobertera
Los requisitos para un buen sello regional son una litología constante y dúctil
sobre un área amplia, y además, darse en asociación estratigráfica con el
almacén. Las situaciones más favorables serían:
Etapas transgresivas. Series lutíticas sobre plataformas siliciclásticas; las
lutitas constituyen el sello de los almacenes en areniscas transgresivas; las
acumulaciones de petróleo se dan en la cuña basal.
Depósitos evaporíticos en sabhkas supratidales y en cuencas evaporíticas
interiores. Estos medios pueden constituir excelentes almacenes, pero carecen
de buen sello. En los sistemas carbonatados, extensas sabhkas evaporíticas
pueden programar suavemente sobre las plataformas carbonatadas,
constituyendo excelentes sellos.
2.5. Trampa
Las trampas, última etapa de los procesos de formación de yacimientos, han
sido clasificadas por los geólogos del petróleo en dos tipos: estructurales y
estratigráficas. Una acumulación de petróleo puede estar causada por un solo
tipo de trampa o la combinación de ambas.
Trampas estructurales
Las trampas estructurales son formadas por estructuras geológicas que
deforman el terreno y condicionan la captura y retención de los hidrocarburos.
Los pliegues son las estructuras más comunes. Algunas características
relacionadas con fallas también pueden ser consideradas como trampas
estructurales si se presenta un sellado de capas permeables.
Las trampas estructurales son relativamente abundantes y fáciles de localizar
estudiando la geología en superficie y, por métodos geofísicos, en el subsuelo y
102
han recibido mucha más atención en la búsqueda de petróleo que otros tipos
de trampas.
Un ejemplo de este tipo de trampas son los diapiros salinos, que proceden de
la deformación y movilización vertical de importantes acumulaciones salinas,
que ascienden en forma de domos o cilindros, atravesando y deformando las
capas superiores en las que, si hay porosidad, puede acumularse el petróleo.
Trampas estratigráficas
Se forman cuando capas impermeables al petróleo sellan una capa porosa o
cuando la permeabilidad cambia dentro de una misma capa (cambio lateral de
facies).
El requisito final, es la existencia de trampas. Una trampa es un obstáculo en
el subsuelo que impide la migración del petróleo a la superficie, y origina por
tanto, acumulaciones locales de petróleo.
Las trampas pueden ser:
Trampas estructurales (originadas por procesos tectónicos, diapíricos,
gravitacionales y procesos de compactación; la trampa se forma después de la
sedimentación y antes de la migración del petróleo).
Trampas estratigráficas (la geometría de la trampa es inherente a la
morfología sedimentaria original de la serie; están producidas por cambios de
facies o relacionadas con discordancias).
Trampas hidrodinámicas (originadas por el flujo de agua a través del
almacén o del carrier bed. Son importantes sólo en las cuencas de tipo
foreland); existen también.
Trampas en ruta, que serían puntos concretos donde de modo temporal se
producirían condiciones de energía potencial mínima y donde la ruta de
migración del petróleo, se ve obstaculizada.
103
Los mismos mecanismos físicos que controlan la migración secundaria y el
sello, se aplican al entrampamiento. Una trampa se forma cuando la presión
capilar de desplazamiento sobrepasa la presión de flotabilidad del petróleo. Las
trampas contienen mayor cantidad de petróleo que gas, si la distancia a la
cocina se incrementa.
Trampas en diapiros
Tienen un enorme valor económico, pues pueden actuar como trampas
petrolíferas. El ascenso del diapiro deforma las capas intruídas elevándolas a
su alrededor, formando una estructura anticlinal, una especie de cono en el
que el diapiro ocupa el eje central (la charnela). Cuando hay capas
impermeables, los hidrocarburos (más gases y agua) se acumulan por debajo
de las mismas, quedando atrapados en las rocas porosas inferiores. El diapiro
actúa sellando el centro de la estructura.
Diapiros salinos
A partir de los 600-1000 metros de profundidad, la sal es menos densa que
otras litologías, y tiende a ascender. Los diapiros salinos pasan por tres
etapas: Pillow stage,diapir stage y post-diapir stage.
2.6. Procesos para la formación de un yacimiento
Yacimiento petrolífero
Un yacimiento, depósito o reservorio petrolífero, es una acumulación natural
de hidrocarburos en el subsuelo, contenidos en rocas porosas o fracturadas
(roca almacén). Los hidrocarburos naturales, como el petróleo crudo y el gas
natural, son retenidos por formaciones de rocas suprayacentes con baja
permeabilidad.
El petróleo crudo encontrado en depósitos de petróleo se forma en la litosfera
a partir de los restos de organismos del pasado (fósiles), depositados en
grandes cantidades en fondos anóxicos de mares o zonas lacustres del pasado
geológico y cubiertos por espesas capas de sedimentos. Millones de años de
104
transformaciones químicas (craqueo natural), debidas al calor y la presión
durante la diagénesis, cambiaron los restos de microrganismos (animales y
vegetales) en petróleo y gas natural. Roy Murmi, un consejero de
Schlumberger, describió el proceso de la siguiente manera: ―Plancton y algas,
proteínas y la vida que flota en el mar, cuando mueren caen al fondo, y estos
organismos son el origen de nuestro petróleo y gas. Cuando se entierran con el
sedimento acumulado y llegan a una temperatura adecuada, algo por encima
de 50 a 70 °C comienzan a cocinarse. Esta transformación, este cambio, los
convierte en hidrocarburos líquidos que se mueven o migran, llegando a
formar nuestros depósitos de gas y petróleo‖.
La formación de los yacimientos de petróleo o gas requieren de cuatro etapas
en su evolución diagenética dentro de la cuenca sedimentaria: entierro
profundo bajo sedimentos, calentamiento y presión, migración de los
hidrocarburos desde la fuente (roca madre) hasta una zona porosa (roca
almacén) y ser retenidos por rocas impermeables (trampa petrolífera).
También es importante tomar en consideración el factor tiempo; se sugiere
que el Valle del río Ohio podría haber tenido tanto petróleo como el que hay en
todo el Oriente Medio a la vez, pero se ha escapado por la falta de trampas
geológicas que lo retuvieran. El Mar del Norte, en el otro extremo, ha
aguantado millones de años de cambios del nivel del mar, proporcionando más
de 150 yacimientos petrolíferos.
Aunque el proceso es generalmente el mismo, diferentes factores ambientales
llegan a crear una gran variedad de depósitos. Existen yacimientos en casi
todas las cuencas sedimentarias, desde superficiales hasta los 9000 m de
profundidad y con una gran variedad de formas, tamaños y edades, sin
embargo la mayor cantidad del petróleo procede de acumulaciones de materia
orgánica en los mares ecuatoriales del Cretácico.
Yacimientos primarios
El yacimiento de petróleo puede ser primario, cuando se encuentra en la
misma roca en la que se ha formado, o bien ser un yacimiento secundario,
105
cuando se formó en un sitio lejano y ha ido fluyendo hasta el lugar en el que
yace ahora, movimiento con el que cambiaron algunas de sus propiedades.
Lo normal en un yacimiento primario es encontrar la siguiente disposición: una
capa superior de arcilla impermeable, por debajo de ella una capa de arenas
impregnadas de gas natural (hidrocarburos gaseosos), por debajo arenas
impregnadas de petróleo (hidrocarburos líquidos) y, por último, una capa
inferior de arenas impregnadas de agua salada. Con esta colocación, el estrato
impermeable superior atrapa al petróleo en el mismo sitio donde se formó y no
deja que escape, sólo puede separarse siguiendo un gradiente de densidad del
agua salada que contenía (más densa) y del llamado gas natural (grupo de
gases menos densos que el petróleo).
Desde el punto de vista económico, los yacimientos primarios son de modesta
rentabilidad, pues la cantidad acumulada de reserva petrolífera es pequeña y
además el petróleo no está muy concentrado, por lo que su extracción es
lenta.
Yacimientos secundarios
En un yacimiento secundario, la llegada continua de hidrocarburos hasta una
trampa de petróleo, hace que se acumule en una cantidad y concentración lo
suficientemente importantes como para hacer muy rentable la extracción del
crudo.
106
CONCLUSIONES
Las actividades de la industria petrolera se inician con la exploración, que tiene
como finalidad descubrir en el subsuelo las estructuras geológicas con
posibilidad de contener hidrocarburos.
La geología del petróleo es una aplicación especializada de la Geología que
estudia todos los aspectos relacionados con la formación de yacimientos
petrolíferos y su prospección.
Las estructuras ideales para la acumulación del petróleo son los
llamados anticlinales, aunque es común encontrar acumulaciones en otro tipo
de estructuras como fallas geológicas y en zonas relativamente planas en
depósitos estratigráficos con estructuras muy leves.
La palabra petróleo significa "aceite de roca". Es un compuesto químico
complejo en el que coexisten partes sólidas, líquidas y gaseosas. Lo forman,
por una parte, unos compuestos denominados hidrocarburos, constituidos por
átomos de carbono e hidrógeno y, por otra, pequeñas proporciones
de nitrógeno, azufre, oxígeno y algunos metales. La composición del petróleo
dependerá del yacimiento, de la zona donde se haya formado.
La aromaticidad se define como la relación existente entre el carbono
aromático y el carbono total; dicha aromaticidad está relacionada con la
densidad del crudo (con menos hidrocarburos aromáticos, más ligero será el
crudo).
El gas natural se encuentra compuesto de hidrocarburos no condensables a 20
ºC de temperatura y a presión atmosférica. Si está compuesto casi en su
totalidad por Metano, se le llama gas seco (dry gas). Si la proporción de etano
y otras moléculas pesadas excede un valor arbitrario (normalmente el 4-5%),
el gas se llama gas húmedo (wet gas)
107
Los ambientes sedimentarios son un conjunto de condiciones físicas, químicas
y ecológicas, bajo las que ocurre el depósito de un sedimento. Los ambientes
propicios para la preservación de la materia orgánica, son aquellos anóxicos,
pobres en oxígeno, y de circulación restringida y con una tasa alta de
sedimentación rápida, que cubra y proteja la materia orgánica de los efectos
de descomposición.
Las cuencas sedimentarias son geoformas de escala regional, que permiten
acumular de cientos a miles de metros de sedimentos como consecuencia de
los procesos de subsidencia que sufre la litósfera. La evolución de esa
subsidencia está relacionada a los procesos termomecánicos que tienen lugar
en una litósfera relativamente rígida y fría, que interactúa con un manto
convectivo (Allen y Allen: 2005).
El concepto del Sistema Petrolero es el más reciente estado de desarrollo
dentro del proceso exploratorio. Está definido por la existencia y relación de los
elementos de rocas Generadoras, Almacén, Sello, Trampa y el Sepultamiento
necesario para la generación térmica de hidrocarburos. Dichos elementos
deben estar ubicados en el tiempo y el espacio de tal manera que puedan
formar acumulaciones de hidrocarburos.
Sistema Petrolero Conocido, presenta una correlación positiva aceite-roca
generadora o gas-roca generadora.
Sistema Petrolero Hipotético, presenta una correlación positiva petróleo-roca
generadora y solo está soportado por evidencias geoquímicas.
Sistema Petrolero Especulativo, no presenta una correlación positiva petróleo-
roca generadora, ni evidencias geoquímicas y sólo se postula por evidencias
geológicas o geofísicas.
Provincia Petrolera, término geográfico, es un área donde ocurren cantidades
comerciales de petróleo.
108
Roca generadora: roca sedimentaria compuesta de grano muy fino y con
abundante contenido de carbono orgánico que se deposita bajo condiciones
reductoras y de baja energía, propiciando a través del tiempo la generación de
hidrocarburos.
Roca almacenadora: roca sedimentaria (calizas, arenas o lutitas) con un alto
grado de permeabilidad que permite que el petróleo emigre hacia ellas, y
dadas sus características estructurales o estratigráficas forma una trampa que
se encuentra rodeada por una capa sello que evitará el escape de los
hidrocarburos.
Migración: término utilizado en exploración para denominar al movimiento que
sufre el aceite, del lugar donde se formó la roca almacenadora o trampa.
Trampa: en exploración petrolera, define un yacimiento petrolífero con una
geometría que permite la concentración de hidrocarburos y los mantiene en
condiciones hidrodinámicas propicias impidiendo que escapen.
Yacimiento: unidad del subsuelo constituida por roca permeable que contiene
petróleo, gas y agua, que conforman un solo sistema.
Los principales eventos del proceso exploratorio son carga, trampa y
yacimiento.
Los riesgos geológicos más altos en la exploración petrolera, lo constituyen el
sello y la carga.
A nivel mundial, el éxito en la exploración tiene un promedio de éxito del 12%.
109
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Martínez Pontvianne
Sistemas petroleros, Subdirección Técnica de Exploración, Pemex Exploración y
Producción, Agosto 2010
Sistemas petroleros, UNAM Facultad de Ingeniería, Geología del Subsuelo
111
GLOSARIO
Términos usados en la Industria Petrolera, Exploración y Producción
Exploración
Las actividades de la industria petrolera se inician con la exploración, que
tiene como finalidad descubrir en el subsuelo las estructuras geológicas con
posibilidad de contener hidrocarburos y determinar, en una etapa posterior,
la rentabilidad de la explotación de los depósitos descubiertos. Se busca así,
evaluar la potencialidad petrolera de una región. Todas las compañías
petroleras del mundo destinan una parte importante de sus recursos técnicos y
económicos a esta actividad con miras a incrementar sus reservas.
La exploración petrolera se puede dividir en tres fases; reconocimiento
previo, estudios de superficie y estudios de subsuelo.
Petróleos Mexicanos, desde el punto de vista administrativo, divide su
exploración en 16 activos: Burgos, Poza Rica-Altamira, Veracruz, Exploración
Región Norte, Cinco Presidentes, Bellota-Jujo, Samaria-Luna, Muspac,
Macuspana, Exploración Región Sur, Cantarell, Ku-Maloob-Zaap, Exploración
en la RMNE, Abkatún-Pol Chuc, Litoral de Tabasco y Exploración RMSO.
Cenozoico: (Cenozoic). Era geológica que inicia 63 millones de años Antes de
Cristo al presente. Comprende los periodos Terciario y Cuaternario.
Domo salino: (Salt dome). Estructura en forma de domo formada de estratos
cuya parte central o núcleo consiste de sal de roca. Se encuentra en los
campos petroleros de la costa del Golfo de México y forma a menudo depósitos
de aceite.
Estudios de superficie: son aquellos estudios que conforman la base para
considerar las posibilidades petroleras de una zona. Su principal objetivo es la
determinación de los diferentes tipos de rocas y sus características, así como el
112
reconocimiento de las asociaciones estratigráficas y las deformaciones a las
que han estado sujetas, con objeto de determinar la posible presencia de
trampas de tipo estructural. Estos trabajos se apoyan en tres disciplinas
fundamentales: Geología, Geoquímica y Geofísica.
Estudios del subsuelo: se refieren al conocimiento de las características y
composición de las capas del subsuelo, mediante la perforación de pozos
conocidos como exploratorios.
Exploración petrolera: (Oil exploration). Conjunto de actividades de campo y
de oficina cuyo objetivo principal es descubrir nuevos depósitos de
hidrocarburos o extensiones de los existentes.
Geofísica: (Geophysics). Ciencia que se ocupa de la investigación indirecta de
la estructura del subsuelo utilizando las propiedades físicas y químicas de las
rocas, por medio de equipos y métodos especiales con base en el principio de
que en cada lugar de observación todas las partes del subsuelo, en proporción
a la distancia, manifiestan y denotan su presencia por medio de sus
propiedades físicas. Los métodos geofísicos están encaminados a localizar
estructuras geológicas favorables para la existencia de depósitos de valor
comercial. En la exploración petrolífera el método geofísico más utilizado es el
de la sismología.
Geoquímica: (Geochemistry). Es el estudio de la abundancia relativa y
absoluta de los elementos de la tierra y los procesos tanto físicos como
químicos que la han producido, así como su distribución. Los estudios de
geoquímica consisten en el análisis de las muestras recolectadas tanto en la
fase exploratoria como posteriormente, durante la perforación para determinar
el tipo y grado de alteración de la materia orgánica presente en las rocas y
rastrear la presencia de hidrocarburos.
Migración: (Migration). Término utilizado en exploración para denominar al
movimiento que sufre el aceite, del lugar donde se formó hasta la roca
almacenadora o trampa.
113
Permeabilidad: (Permeability). Característica de la roca almacenadora que
permite el movimiento de fluidos a través de poros interconectados. La unidad
de medida es el milidarcy.
Porosidad: (Porosity). Relación entre el volumen de poros existentes en una
roca, con respecto al volumen total de la misma. Es una medida de la
capacidad de almacenamiento de la roca.
Pozo: (Well). Perforación para el proceso de búsqueda o producción de
petróleo crudo, gas natural o para proporcionar servicios relacionados con los
mismos. Los pozos se clasifican de acuerdo a su objetivo y resultado como:
pozos de aceite y gas asociado, pozos de gas seco y pozos inyectores.
Pozo exploratorio: (Exploratory well). Perforación realizada en un área en
donde al momento no existe producción de aceite y/o gas, pero que los
estudios de exploración petrolera establecen probabilidad de contener
hidrocarburos. La perforación exploratoria es una técnica directa que consiste
en hacer un pozo a través de las diferentes estructuras del subsuelo, tomando
datos y muestras del mismo en forma sistemática, de los que se puede derivar
información precisa de las características de cada capa rocosa, y de la
posibilidad de encontrar acumulaciones explotables de hidrocarburos.
Prospección de yacimientos: (Oil deposit prospecting). Técnica mediante la
que se realiza el descubrimiento y la evaluación de las reservas, así como la
preparación para la puesta en explotación de los yacimientos de petróleo y
gas. Consta de dos etapas: de búsqueda y de prospección. En el curso de la
etapa de búsqueda se llevan a cabo los levantamientos geológicos,
aeromagnéticos, y gravimétricos de la localidad, la investigación geoquímica de
las rocas y las aguas, así como el trazado de diferentes mapas. Después, se
efectúa el sondeo de prospección con los pozos de exploración. El resultado de
la etapa de búsqueda es la evaluación preliminar de las reservas de los nuevos
yacimientos. Los objetivos principales de la etapa de prospección son señalar
los límites del yacimiento, determinar su potencial y la saturación de sus
estratos y horizontes de petróleo y gas. Una vez concluida la etapa de
114
prospección, se calculan las reservas probadas de petróleo y se elaboran
recomendaciones para poner el yacimiento en explotación.
Proyecto piloto: es aquél que se lleva a cabo en un pequeño sector
representativo de un yacimiento, en donde se efectúan pruebas similares a las
que se llevarían a cabo en toda el área del yacimiento. El objetivo es recabar
información y/o obtener resultados que puedan ser utilizados como base de
estudios convencionales o de simulación matemática de todo el yacimiento.
Reconocimiento previo: la exploración petrolera inicia con esta fase, que se
basa en estudios generales que abarcan zonas muy amplias y cuyo objetivo es
la identificación de áreas de interés para el desarrollo de la actividad petrolera,
de acuerdo a la información obtenida en estudios previos y al apoyo
cartográfico y de fotografía aérea (referido fundamentalmente al estudio de las
características topográficas del área) para determinar las posibilidades de
llevar a cabo una exploración intensiva.
Roca almacenadora: roca sedimentaria (calizas, arenas o lutitas) con un alto
grado de permeabilidad que permite que el petróleo emigre hacia ellas, y
dadas, sus características estructurales o estratigráficas, forma una trampa
que se encuentra rodeada por una capa sello que evitará el escape de los
hidrocarburos.
Roca generadora: roca sedimentaria compuesta de grano muy fino y con
abundante contenido de carbono orgánico que se deposita bajo condiciones
reductoras y de baja energía, propiciando a través del tiempo la generación de
hidrocarburos.
Trampa: (Trap): en exploración petrolera, define un yacimiento petrolífero con
una geometría que permite la concentración de hidrocarburos y los mantiene
en condiciones hidrodinámicas propicias impidiendo que escapen.
Yacimiento: (Reservoir bed, deposit): unidad del subsuelo constituida por
roca permeable que contiene petróleo, gas y agua, que conforman un sólo
sistema.
115
Explotación y desarrollo de campos
Con base en los descubrimientos logrados por los trabajos de exploración se
inician las actividades de perforación que desarrollan los campos petroleros.
Una vez que se ha probado la localización de un yacimiento y se ha definido
la ubicación de los pozos se construye el camino de acceso, se transportan los
materiales, el equipo y se inicia la perforación. El sistema utilizado para este
trabajo es la perforación rotatoria. La perforación propiamente dicha termina
cuando se cementa el último tramo de la tubería de revestimiento.
Cuando se ha cementado la última tubería y se ha medido la presión, el pozo
se pone en etapa de producción, usualmente mediante la técnica de
terminación permanente, que consiste en llenar el pozo con agua, introducir la
tubería de producción, instalar el árbol de válvulas, bajar y hacer estallar a la
roca que contiene los hidrocarburos. Después se abre el pozo para que fluya
por sí mismo, o se le sondea si es preciso. Finalmente, el pozo ya en
producción se conecta a la tubería de descarga para conducir los hidrocarburos
a las instalaciones y equipos de separación donde se segrega el aceite del gas,
que continúan su curso por diferentes ductos.
En la actualidad, el Organismo PEMEX Exploración y Producción está
organizado en 11 activos de explotación: Cantarell, Ku-Maloob-Zaap, Abkatún-
Pol Chuc, Litoral Tabasco, Cinco Presidentes, Bellota-Jujo, Macuspana, Muspac,
Samaria-Luna, Poza Rica-Altamira, Veracruz
Barrena: herramienta para perforar pozos de aceite y/o gas. Una barrena
consiste de un elemento de corte y de un elemento de circulación. El elemento
de corte puede ser de acero dentado, botones de carburo de tungsteno o de
diamante. El elemento de circulación está constituido por conductos que
permiten que el fluido pase a través de la barrena y utilice la corriente
hidráulica del lodo para mejorar la velocidad de penetración.
116
Barril: (Barrel). unidad de volumen para petróleo e hidrocarburos derivados;
equivale a 42 gal. (US) o 158.987304 litros. Un metro cúbico equivale a
6.28981041 barriles.
Barril de petróleo crudo equivalente (bpce). (Equivalent oil barrel). Es el
volumen de gas (u otros energéticos) expresado en barriles de petróleo crudo
a 60oF, equivalen a la misma cantidad de energía (equivalencia energética)
obtenida del crudo.
Este término es utilizado frecuentemente para comparar el gas natural en
unidades de volumen de petróleo crudo, para proveer una medida común para
diferentes calidades energéticas de gas.
Barriles diarios (bd): (Barrel per day). En producción, el número de barriles
de hidrocarburos producidos en un periodo de 24 horas. Normalmente es una
cifra promedio de un periodo de tiempo más grande. Se calcula dividiendo el
número de barriles durante el año entre 365 o 366 días, según sea el caso.
Batería de separación: (Separation battery). Una serie de plantas o equipos
de producción trabajando como una unidad. Se emplea para separar los
componentes líquidos de los gaseosos en un sistema de recolección. Los
separadores pueden ser verticales, horizontales y esféricos. La separación se
lleva a cabo principalmente por acción de la gravedad, esto es, los líquidos
más pesados caen al fondo y el gas se eleva.
Bombeo mecánico: (Beam pumping). Sistema artificial de producción en el
que el accionar del equipo de bombeo subsuperficial, se origina en la superficie
y se transmite a la bomba por el movimiento ascendente y descendente de las
varillas de succión.
Debido a que se utiliza una bomba de émbolo, el movimiento de las varillas
produce un vacío en el interior del barril de trabajo, haciendo que el líquido
penetre al barril a través de la válvula de pie ocupando el espacio vacío. El
desplazamiento del líquido desde el fondo del pozo hasta la superficie por el
interior de la tubería de producción se realiza mediante el movimiento
117
ascendente y descendente de la sarta de varillas. Este sistema es el más usado
en pozos someros y de profundidad media; en operaciones costa afuera resulta
pesado y estorboso.
Bombeo neumático: (Gas lift). Sistema artificial de producción en el que se
introducen al pozo válvulas especiales, colocadas en la tubería de producción y
a través de las que se inyecta gas a presión que mezclado con el petróleo,
contribuye a que éste ascienda hasta la superficie.
En ocasiones, debido al agotamiento y/o baja presión del yacimiento, la
aportación del petróleo puede llegar a ser tan baja que el bombeo neumático
se vuelve poco eficiente, ya que es necesario inyectar grandes cantidades de
gas, pero el volumen del petróleo sigue siendo insignificante. En semejantes
casos se pudiera recurrir a otro sistema artificial como bombeo mecánico.
Cabezal: (Wellhead). Equipo de control ajustado en la boca del pozo, se utiliza
para controlar el flujo y prevenir explosiones; consiste de tuberías, válvulas,
tomacorrientes, preventores de explosión, etc.
Campo: (Field). Area geográfica en la que un número de pozos de petróleo y
gas producen de una misma reserva probada. Un campo puede referirse
únicamente a un área superficial o a formaciones subterráneas. Un campo
sencillo puede tener reservas separadas a diferentes profundidades.
Complejo: término utilizado en la industria petrolera para referirse a la serie
de campos o plantas que comparten instalaciones superficiales comunes.
Crudo base aromática: (Aromatic base crude oil). Crudo que contiene
grandes cantidades de compuestos aromáticos de bajo peso molecular y
naftenos, junto con cantidades más pequeñas de asfaltos y aceites lubricantes.
Crudo base asfáltica: (Asphalt base crude oil). Crudos que producen altos
rendimientos de brea, asfalto y aceite combustible pesado.
118
Crudo base nafténica: (Naphtene base crude oil). Crudo que contiene
principalmente naftenos, esto es, compuestos cíclicos saturados con cadenas
laterales nafténicas y parafínicas, pueden contener mucho material asfáltico. Al
refinarse estos crudos producen aceites lubricantes que se diferencian de los
obtenidos de crudos parafínicos por ser de más baja gravedad y viscosidad, así
como presentar un menor contenido de carbón.
Crudo base parafínica o cerosa: (Paraffin base crude oil). Crudo de alto
contenido en ceras y fracciones de aceites lubricantes, conteniendo pequeñas
cantidades de naftenos o asfaltos y bajos en azufre, nitrógeno y oxígeno.
Crudo despuntado: (Topped crude, reduced crude). Petróleo crudo que se le
han extraído naftas y otros hidrocarburos ligeros para la producción de
aromáticos.
Crudo Istmo: (Isthmus crude oil). Petróleo crudo con densidad 33.6° API y
1.3% en peso de azufre.
Crudo ligero: (Light crude oil). Petróleo crudo con densidad superior a 27° e
inferior a 38° API. Dentro de las regiones productoras más importantes de este
tipo de petróleo crudo en PEMEX, se encuentran: la Región Marina Suroeste,
Activo Poza Rica y Activo Cinco Presidentes.
Crudo Maya: (Maya crude oil). Petróleo crudo con densidad de 22° API y
1.3% en peso de azufre.
Crudo mezcla: (Mixture crude oil). Combinación de crudos exportados por
México, compuesta por los crudos Maya, Istmo y Olmeca.
Crudo Olmeca: (Olmeca crude oil). Petróleo crudo superligero con densidad
de 39.3° API y 0.8% en peso de azufre.
Crudo pesado: (Heavy crude oil). Petróleo crudo con densidad igual o inferior
a 22°. API. Dentro de las regiones productoras más importantes de este tipo
119
de petróleo crudo en PEMEX se encuentran: Activo Altamira y Región Marina
Noroeste.
Crudo reconstituido: (Enriched oil). Petróleo crudo despuntado con
inyecciones de pentanos y naftas ligeras.
Crudo superligero: (Extra light oil). Petróleo crudo con densidad superior a
38° API. Dentro de las regiones productoras más importantes de este tipo de
petróleo crudo en PEMEX se encuentran: Activo Jujo–Tecominoacán, Activo
Bellota–Chinchorro, Activo Muspac y Activo Samaria Sitio Grande.
Chango: (Derrickman). Nombre que recibe el operario que tiene
encomendados los trabajos en la parte más alta de la torre de perforación.
Este miembro de la cuadrilla de perforación sostiene la parte superior de la
sarta de perforación conforme se saca o se mete al pozo. También es
responsable del equipo de circulación y de las condiciones del fluido de
perforación.
Gas amargo: (Sour gas). Gas natural que contiene hidrocarburos, ácido
sulfhídrico y dióxido de carbono (estos últimos en concentraciones mayores a
50 ppm).
Gas asociado: (Associated gas). Es el gas natural que se encuentra en
contacto y/o disuelto en el petróleo crudo del yacimiento. Este puede ser
clasificado como gas de casquete (libre) o gas en solución (disuelto).
Gas de bombeo neumático: (Gas lift). Gas que se inyecta a la tubería de
producción del pozo, a través de válvulas especiales para disminuir la densidad
de la columna hidráulica en la tubería.
Gas de formación: (Formation gas). Innato al estrato, asociado o no
asociado. Gas que proviene de los yacimientos.
120
Gas de inyección: (Gas of injection). Gas (nitrógeno, bióxido de carbono, gas
seco, etc.) que se inyecta al yacimiento para mantener la presión, utilizado
como sistema de recuperación secundaria.
Gas dulce: (Sweet gas). Es el gas natural que contiene hidrocarburos y bajas
cantidades de ácido sulfhídrico y dióxido de carbono.
Gas húmedo: (Wet gas). Es el gas natural que contiene más de 3 gal. /Mpc de
hidrocarburos líquidos.
Gas natural: (Natural gas). Es una mezcla de hidrocarburos parafínicos
ligeros, con el metano como su principal constituyente con pequeñas
cantidades de etano y propano; con proporciones variables de gases no
orgánicos, nitrógeno, dióxido de carbono y ácido sulfhídrico. El gas natural
puede encontrarse asociado con el petróleo crudo o encontrarse
independientemente en pozos de gas no asociado o gas seco. Para su
utilización debe cubrir ciertas especificaciones de calidad como: contenido de
licuables 0.1 l/m3 máximo; humedad máxima de 6.9 lb/MMpc; poder calorífico
mínimo de 1184 Btu/pc; azufre total 200 ppm máximo; contenido máximo de
CO2 + N2 de 3% en volumen.
Es utilizado para uso doméstico en industrias y generación de electricidad.
Gas no asociado: (Non associated gas). Gas natural que se encuentra en
reservas que no contienen petróleo crudo.
Gas seco equivalente a líquido: es el volumen de gas seco que por su poder
calorífico equivale al petróleo crudo.
Gravedad específica: (Specific gravity, Sg). Es el cociente del peso de un
volumen de material dado entre el peso del mismo volumen de agua medido a
la misma temperatura, se denomina por Sg Tm/Ta.
Gravedad API: (API gravity). Es la gravedad específica de un crudo
expresada en términos de grados API.
121
Hidrocarburos: (Hydrocarbons). Grupo de compuestos orgánicos que
contienen principalmente carbono e hidrógeno. Son los compuestos orgánicos
más simples y pueden ser considerados como las substancias principales de las
que se derivan todos los demás compuestos orgánicos. Los hidrocarburos más
simples son gaseosos a la temperatura ambiente, a medida que aumenta su
peso molecular se vuelven líquidos y finalmente sólidos, sus tres estados
físicos están representados por el gas natural, el petróleo crudo y el asfalto.
Los hidrocarburos pueden ser de cadena abierta (alifáticos) y enlaces simples
que forman el grupo de los (alcanos y parafinas) como el propano, butano o el
hexano. En caso de tener cadena abierta y enlaces dobles forman el grupo de
los alquenos u olefinas como el etileno o el propileno. Los alquinos contienen
enlaces triples y son muy reactivos, por ejemplo el acetileno. Tanto los
alquenos como los alquinos, ambos compuestos insaturados, son producidos
principalmente en las refinerías en especial en el proceso de desintegración
(cracking). Los compuestos de cadena cerrada o cíclicos pueden ser tanto
saturados (cicloalcanos) como el ciclohexano o insaturados. El grupo más
importante de hidrocarburos cíclicos insaturados es el de los aromáticos, que
tienen como base un anillo de 6 carbonos y tres enlaces dobles. Entre los
compuestos aromáticos más representativos se encuentran el benceno, el
tolueno, el antroceno y el naftaleno.
Hidrocarburos líquidos totales: (Total liquid hydrocarbons). Es la suma de
los volúmenes de petróleo y condensado, más los líquidos del gas natural
obtenidos en planta.
Hidrocarburos totales: (Total hydrocarbons). Es la suma de los volúmenes
de crudo, condensados, líquidos del gas, y el equivalente líquido del gas seco
calculado con base en el factor de equivalencia de su poder calorífico.
Inyección de gas: (Air drive). Proceso mecánico que proporciona en forma
continua o intermitente gas o aire comprimido al pozo para desplazar los
fluidos producidos, generando una reducción de la presión en el fondo del pozo
e incrementando sustancialmente la tasa de extracción de petróleo.
122
Lodo de perforación: (Drilling mud). Fluido que se utiliza durante la
perforación de un pozo. Además de su función de llevar los recortes de la
barrena a la superficie, el lodo de perforación enfría y lubrica la barrena y la
sarta de perforación, previene descontroles al evitar la manifestación de las
presiones de las formaciones del subsuelo, y forma un enjarre en la pared del
agujero para prevenir la pérdida de fluido hacia la formación. Aunque
originalmente era una mezcla de tierra, especialmente arcillas en el agua, el
lodo empleado actualmente es más complejo, ya que es una mezcla de
líquidos, reactivos sólidos y sólidos inertes, el más común es una mezcla de
barita, arcillas, agua y aditivos químicos.
Malacate: (Hoisting engine). Es una de las partes más importantes del equipo
de perforación. Tiene las siguientes funciones: es el centro de control en donde
el perforador opera el equipo; contiene los embragues, cadenas, engranes
aceleradores de las máquinas y otros mecanismos que permiten dirigir la
potencia de los motores a la operación particular que se desarrolla,
conteniendo además un tambor que recoge o alimenta el cable de perforación.
Perforación de desarrollo: se lleva a cabo después del descubrimiento de
una reserva de hidrocarburos. Generalmente se requieren varios pozos para
desarrollar una reserva.
Petróleo (Petroleum): El petróleo es una mezcla que, se presenta en la
naturaleza compuesta predominantemente de hidrocarburos en fase sólida,
líquida o gaseosa; denominando al estado sólido betún natural, al líquido
petróleo crudo y al gaseoso gas natural, esto a condiciones atmosféricas.
Existen dos teorías sobre el origen del petróleo: la inorgánica, que explica la
formación del petróleo como resultado de reacciones geoquímicas entre el
agua y el dióxido de carbono y varias substancias inorgánicas, tales como
carburos y carbonatos de los metales y, la orgánica que asume que el petróleo
es producto de una descomposición de los organismos vegetales y animales
que existieron dentro de ciertos periodos de tiempo geológico.
123
Petróleo crudo alto en azufre: (High sulfur oil). Petróleo que contiene de
0.51 a 2.0% de azufre; en este caso, la fracción de gasolina lo contiene en no
más de 0.15% la de combustibles para motores a chorro no más de 0.25%, y
la de combustibles para motores diesel, no más del 1%.
Petróleo crudo bajo en azufre: (Light sulfur oil). Petróleo que contiene no
más de 0.5%de azufre, con la particularidad de que la fracción de gasolina lo
contiene no más de 0.15%, la de combustible para motores a chorro, no más
de 0.1% y la de combustible para motores diesel, no más de 0.2%.
Petróleo crudo equivalente: Es la suma del petróleo crudo, condensado y
gas seco equivalente al líquido (ver barril de petróleo crudo equivalente).
Plataforma: (Platform). Estructura marina fija construida sobre pilotes desde
que se perforan y se operan los pozos. Toda plataforma consta de
subestructura y superestructura. La subestructura es la parte inferior, que va
apoyada sobre el lecho marino y empotrada por medio de pilotes; la
superestructura es la parte superior, que aloja los paquetes de perforación, los
equipos de producción, etc., según el tipo de plataforma de que se trate.
Plataforma de compresión: tiene como función alojar los equipos
compresores que suministran al gas la presión necesaria para su transporte,
así como su acondicionamiento, por ejemplo, el endulzamiento de gas amargo.
Plataforma de enlace: tiene la función de recolectar el crudo con gas
procedente de las plataformas de producción y lo distribuye para su
procesamiento; también en ella se unen los ductos que recolectan el crudo con
los oleoductos que lo transportan a tierra. En estas plataformas se instalan los
cabezales de recepción y envío de petróleo crudo y gas.
Plataforma de perforación: tiene como función alojar el equipo, torre,
tubería y accesorios que permitirán perforar el pozo y explotarlo e instalar el
cabezal donde se emplazará más tarde la plataforma de producción; su
cubierta consta de dos niveles, uno de producción a 16m sobre el nivel del mar
y otro de perforación.
124
Plataforma de producción: en este tipo de plataforma se alojan los equipos
y dispositivos para separar el gas del crudo y bombear este último a tierra;
está compuesta por una subestructura, formada por ocho columnas y una
superestructura que consta de dos niveles al igual que la de perforación.
Plataforma de rebombeo: en esta plataforma se localiza equipo de bombeo
que tiene la función de aumentar la presión para el transporte de crudo desde
el punto medio entre las plataformas de enlace y las instalaciones en tierra.
Alojan las turbinas de gas para accionar las bombas y generadores eléctricos
suficientes para satisfacer sus propias necesidades de energía eléctrica.
Plataforma de trabajo: colocada en la torre de perforación, en el sistema
rotatorio, a la altura aproximada de los juegos de tuberías de perforación y que
sirve para acomodar al obrero (chango) encargado de manejarlas.
Plataforma habitacional: tiene la función de crear las condiciones adecuadas
para que los trabajadores habiten en el lugar de trabajo; capacidad de albergar
de 45 a 127 trabajadores, además cuentan con helipuerto, caseta de radio,
equipo contra incendio, potabilizadora de aguas negras, cocina, comedores,
salas de recreo, biblioteca, plantas generadoras de energía eléctrica, clínica y
gimnasio.
Pozo de desarrollo: perforado y terminado en zona probada de un campo,
para la producción de petróleo crudo y/o gas.
Pozo improductivo: terminado hasta el objetivo sin lograr obtener
producción por encontrarse seco, por no ser comercial, por columna geológica
imprevista o por invasión de agua.
Pozo de inyección: (Input well). Pozo que se utiliza para inyectar agua, aire o
gas a un estrato con el fin de aumentar la presión de otros pozos en el
yacimiento.
125
Pozo fluyente: (Flowing well). el petróleo brota a la superficie de la tierra
debido a la presión de la energía del estrato. La salida espontánea del petróleo
lleva pérdidas tanto de éste, como del gas y puede ser causa de incendio o de
destrucción repentina de pozos.
Producción afluente: (Flush production). Emitida por un pozo durante el
periodo inicial, antes de que disminuya al nivel de la presión de los pozos que
han venido produciendo por algún tiempo en el mismo campo.
Quemador: (Flaring). Mechero para quema controlada y segura del gas que
no puede ser utilizado por razones técnicas o comerciales.
Recuperación mejorada: Es la extracción adicional del petróleo después de
la recuperación primaria, adicionando energía o alterando las fuerzas naturales
del yacimiento. Incluye inyección de agua o cualquier otro medio que complete
los procesos de recuperación del yacimiento.
Recuperación primaria: (Primary oil recovery). Extracción del petróleo
utilizando únicamente la energía natural disponible en los yacimientos para
mover los fluidos, a través de la roca del yacimiento hacia los pozos.
Recuperación secundaria: (Secondary oil recovery). Se refiere a técnicas de
extracción adicional de petróleo después de la recuperación primaria. Incluye
inyección de agua o gas con el propósito, en parte, de mantener la presión del
yacimiento.
Recursos diferidos: volumen de hidrocarburos descubiertos con pozos
exploratorios y confirmados con pruebas de presión-producción que a
condiciones actuales no son técnica y/o comercialmente explotables. Este
recurso, en caso de cambiar favorablemente las condiciones, deberá pasar a la
categoría de reservas probadas y viceversa.
Relación gas-aceite: Indicador que determina el volumen de gas por unidad
de volumen de aceite medidos a condiciones superficiales. Es usado en el
análisis de comportamiento de explotación de yacimientos.
126
Reserva: (Oil reserves). Es la porción factible de recuperar del volumen total
de hidrocarburos existente en las rocas del subsuelo.
Reserva original: es el volumen de hidrocarburos a condiciones atmosféricas,
que se espera recuperar económicamente con los métodos y sistemas de
explotación, aplicables a una fecha específica. También se puede decir que es
la fracción del recurso que podrá obtenerse al final de la explotación del
yacimiento.
Reserva probable: (Probable reserves). Es la cantidad de hidrocarburos
estimada a una fecha específica, en trampas perforadas y no perforadas,
definidas por métodos geológicos y geofísicos, localizadas en áreas adyacentes
a yacimientos productores en donde se considera que existen probabilidades
de obtener técnica y económicamente producción de hidrocarburos, al mismo
nivel estratigráfico donde existan reservas probadas.
Reserva probada: (Proved reserves). Es el volumen de hidrocarburos medido
a condiciones atmosféricas, que se puede producir económicamente con los
métodos y sistemas de explotación aplicables en el momento de las
evaluaciones, tanto primarias como secundarias.
Reservas posibles: Es la cantidad de hidrocarburos estimada a una fecha
específica en trampas no perforadas, definidas por métodos geológicos y
geofísicos, localizadas en áreas alejadas de las productoras, pero dentro de la
misma provincia geológica productora, con posibilidades de obtener técnica y
económicamente producción de hidrocarburos, al mismo nivel estratigráfico en
donde existan reservas probadas.
Reserva remanente: Es el volumen de hidrocarburos medido a condiciones
atmosféricas, que queda por producirse económicamente de un yacimiento a
determinada fecha, con las técnicas de explotación aplicables. En otra forma,
es la diferencia entre la reserva original y la producción acumulada de
hidrocarburos en una fecha específica.
127
Revestimiento: Nombre que reciben los diferentes tramos de tubería que se
cementan dentro del pozo. Estas tuberías de revestimiento varían su diámetro
y número de acuerdo a las diferentes áreas perforadas, las profundidades y las
características productoras del pozo. Generalmente se revisten tres tuberías en
un pozo; a la de mayor diámetro se le llama tubería superficial y de control; a
la siguiente intermedia y a la de menor diámetro y mayor profundidad, tubería
de explotación.
Tubería de perforación: Es el conjunto de tubos ligados por medio de
uniones o acoplamientos cónicos especiales, que lleva en su extremo inferior la
barrena o herramienta de perforación en el sistema rotatorio. Los tramos de
tubería que regularmente se usan son de aproximadamente 9 m (30 pies).
Tubería de producción: Conjunto de tubos unidos por coples y roscas que se
introduce en el pozo cuando este se va a poner en producción, para que los
hidrocarburos aceite y/o gas fluyan desde el fondo a la superficie en forma
controlada.
Refinación (Productos básicos del petróleo crudo)
Una vez extraído el crudo, se trata con productos químicos y calor para
eliminar el agua y los elementos sólidos y se separa el gas natural. A
continuación se almacena el petróleo en tanques desde donde se transporta al
Sistema Nacional de Refinación a través de oleoductos o en barco. Todos los
campos petroleros importantes están conectados a grandes oleoductos
El proceso de refinación se inicia en la torre de destilación atmosférica, en la
que el crudo se somete a presión, obteniéndose gasolina primaria, kerosina
ligera, turbosina, gasóleo ligero primario, gasóleo pesado primario y residuos.
Estos residuos son procesados en la sección de alto vacío donde se obtiene
gasóleo ligero de vacío, gasóleo pesado de vacío y residuo de vacío 157.2 ° C
Kerosinas 232.2 ° C gasóleos ligeros
La gasolina primaria obtenida se alimenta a la unidad hidrodesulfuradora de
naftas en la que se le elimina el azufre, para posteriormente entrar a la planta
128
reformadora de naftas y obtener gasolina reformada. Esta planta además
elimina compuestos nitrogenados y contaminantes metálicos produciendo una
mezcla de isopentanos y pentanos que constituyen la carga de la planta de
isómeros de la que se obtiene isopentano, pentanos, butanos, propano, que
son enviados a tanques.
Las corrientes intermedias (gasóleo ligero primario, turbosina y kerosina) de la
torre atmosférica se envían a la hidodesulfuradora donde se le eliminan los
compuestos de azufre. Al salir, son cargados a la fraccionadora, mediante
destilación se les separa en turbosina, kerosina y diesel, que son enviados a
tanques.
Los gasóleos obtenidos se envían a la planta de desintegración catalítica donde
se produce el rompimiento de sus estructuras moleculares produciendo
gasolina de alto octano, aceite ligero, propano-propileno y butano-butileno,
productos básicos para la producción de gas licuado de baja presión y
propileno para uso en la petroquímica.
El residuo de la torre de vacío, se divide en dos corrientes. Una de ellas se
envía a la planta reductora de viscosidad o a la hidrodesulfuradora de
residuales H-Oil para la producción de combustóleo y la otra parte a la planta
preparadora de asfalto.
Petróleos Mexicanos cuenta con seis refinerías: Ing. Héctor R. Lara Sosa en
Cadereyta, N.L., Francisco I. Madero en Cd. Madero, Tamps., Gral. Lázaro
Cárdenas del Río en Minatitlán, Ver., Ing. Antonio Dovalí Jaime en Salina Cruz,
Oax., Ing, Antonio M. Amor en Salamanca, Gto., y Miguel Hidalgo en Tula,
Hgo., que son operadas por PEMEX Refinación.
Aceite Bright Stock: (Bright Stock). Lubricante residual de alta viscosidad del
que se ha removido la parafina. Generalmente se obtiene de residuos ya sea
con tratamiento ácido o por extracción con solventes y se usa en la elaboración
de aceites lubricantes.
129
Aceite residual: (Residual oil). En la refinación del petróleo es el combustible
viscoso o fondos semilíquidos, obtenidos de la destilación del crudo, se utiliza
como adhesivo, asfalto o combustibles de bajo grado.
Aceites lubricantes: (Lube oil or Lubricating oil). En general son mezclas de
aceites básicos parafínicos (con o sin aditivos). En Petróleos Mexicanos se
obtienen de la destilación de residuos en la refinería de Salamanca. Los aceites
básicos parafínicos provienen de una mezcla de crudo Pozoleo e Istmo. Se
clasifican por su consistencia en semilíquidos, plásticos y sólidos. Son utilizados
para disminuir la fricción entre superficies móviles o incorporados en
materiales utilizados en procesos de manufactura de otros productos.
Aditivo: (Additive). Producto químico que se agrega a otro para mejorar o
incrementar sus propiedades físicas (olor, color, octano, conductividad, etc.)
Por ejemplo, los aditivos son utilizados para mejorar las propiedades
lubricantes de aceites automotores.
Alquilación: (Alkylation). Proceso en el que una isoparafina (de cadena corta)
se combina químicamente con una olefina en presencia de un catalizador para
formar otra isoparafina (de cadena larga), llamada alquilano que tiene un alto
octanaje.
Alquilado: producto de la reacción de alquilación entre el isobutano con
butileno en presencia de un catalizador ácido a una temperatura entre 0 y 10
°C para formar hidrocarburos ramificados, principalmente isooctano, con un
índice de octano de alrededor de 94, por lo que es muy apreciado para
preparar gasolina de alto octano. Se encuentran plantas de alquilación en las
refinerías de Cadereyta, Madero, Salamanca, Salina Cruz y Tula.
Antidetonantes: (Antiknock). Compuestos utilizados en combustibles para
evitar el golpeteo o detonación en un motor de combustión interna
(incrementando el octano) como el de los automóviles cuando trabajan
calientes y evitan la pérdida de potencia que se deriva de este fenómeno.
130
Aromatización: (Aromatization). Proceso que convierte olefinas ligeras a
aromáticos. Mediante este proceso las naftas ligeras son tratadas para reducir
las olefinas presentes con producción controlada de aromáticos incrementando
el número de octano de 6 a 9 RON y de 7 a 13 MON.
Asfalto: (Asphalt). Fracción pesada del petróleo crudo de color negro o café
oscuro. Su consistencia puede variar de líquido a sólido. El asfalto es la
fracción pesada del crudo después de someterse a destilación al alto vacío y
mezclarse con otros residuos, diluentes y polímeros para ajustarse a las
especificaciones dependiendo del tipo de asfalto. Actualmente el asfalto más
común en el mercado nacional y de exportación es el asfalto AC-20. En PEMEX
se produce en las refinerías de Cd. Madero, Salamanca, Salina Cruz, Tula y
Cadereyeta. Se utiliza para revestimientos y pavimentación de carreteras,
calles, estacionamientos, aeropuertos, también como impermeabilizante y
sellador, su manejo se realiza en autotanques y carrotanques con sistema de
calentamiento.
Betún: (Bitumen). Cualquiera de las diversas mezclas naturales de
hidrocarburos con sus derivados no metálicos. El petróleo sin procesar, el
asfalto y el alquitrán son betunes, tienen un color castaño oscuro o negro y
contienen poco nitrógeno, oxígeno o azufre.
Los betunes del petróleo se obtienen a partir de residuos pesados del petróleo
valiéndose de los métodos de concentración profunda (los residuales) y de
oxidación (los oxidados). Los betunes son materiales sólidos o líquidos
insolubles en agua. Se emplean ampliamente en la construcción de carreteras
y diferentes obras de ingeniería civil e industriales, así como en la producción
de materiales para techar, barnices de asfalto y tinta tipográfica.
Carbón: (Carbon). Elemento sólido que existe en varias formas en la
naturaleza, incluyendo diamantes, grafito, coque y carbón vegetal. La
combinación de carbón con hidrógeno se conoce como hidrocarburo y pueden
ser de grandes o pequeñas moléculas.
131
Catalizador: (Catalyst). Substancia que acelera o retarda una reacción
química sin sufrir alteración o cambio químico durante el proceso.
Combustible industrial: Líquido combustible de color amarillo café y olor a
petróleo. Se obtiene de la combinación de fracciones de la destilación
atmosférica del petróleo crudo, es insoluble en agua. Se utiliza básicamente en
las calderas y hornos industriales.
Combustóleo: (Fuel oil). Es la fracción pesada del petróleo crudo después de
someterse a destilación al alto vacío; se prepara por mezcla con otros
residuales como residuo catalítico, residuo de reductora y residuo de H-oil
(hidrodesintegradora de residuales); se utilizan diluyentes para ajustar las
especificaciones requeridas; el combustóleo pesado debe contener 4% en
peso, máximo de azufre y una viscosidad de 475 a 550 SSF (standard saybolt
furol) a 50°C. Se produce en Cadereyta, Cd. Madero, Minatitlán, Salamanca,
Salina Cruz y Tula. Es utilizado como combustible industrial, para generación
de electricidad, en locomotoras y barcos; en las refinerías se utiliza en los
calentadores a fuego directo. Su manejo en caso de fugas debe de hacerse con
mucho cuidado, debido a que se manipula a temperaturas mayores a la
ambiental. Se debe mantener en tanques con calentamiento a una
temperatura entre 70° y 80°C.
Coque del petróleo: (Coke). Masa sólida porosa de color gris hasta negro. El
coque consta de hidrocarburos macromoleculares con alto grado de
aromaticidad. Se obtiene por coquización de alquitranes y residuos de
desintegración (cracking) y de pirólisis en Cd. Madero. Se usa como
combustible sólido para calderas y se maneja a granel en góndolas y camión
de redilas.
Coquización fluida: (Fluid cocking). Proceso en dónde los fluidos sólidos se
desintegran térmicamente para obtener productos líquidos y gaseosos, además
del coque. El proceso utiliza calor producido por el quemado de 25% del coque
generado para proveer de calor al proceso (496-538°C).
132
Desasfaltación: (Deasphalting). Proceso en el que el residuo del destilador al
vacío se introduce en una torre donde se pone en contacto con propano
líquido, que disuelve todos los constituyentes excepto el asfalto, que se
deposita en el fondo de la columna. La columna se opera a presiones de unos
35 kg/cm2 para mantener al propano en el estado líquido a las temperaturas
de operación.
Desintegración: (Cracking). Ruptura de moléculas grandes de hidrocarburos
pesados (residuos no destilables) en moléculas más pequeñas de
hidrocarburos ligeros, con el fin de convertir estos residuos en productos más
valiosos, principalmente gasolinas, hidrocarburos ligeros y destilados.
Desintegración térmica: (Thermal cracking). Proceso utilizado originalmente
para la producción de gasolinas y destilados ligeros; actualmente usado para la
reducción de viscosidad de fracciones residuales o para la producción de
coque. Se llama térmica debido a que la carga se somete a temperaturas
elevadas de 455°C y presiones arriba de la atmosférica. Como en el caso de la
desintegración catalítica los productos contienen hidrocarburos olefínicos.
Desintegración catalítica: (Catalytic Cracking, TCC). Proceso que se lleva a
cabo a temperaturas en el intervalo de 455-540°C y a presiones ligeramente
arriba de la atmosférica, pero en presencia de un catalizador. El proceso
convierte una carga (generalmente de gasóleos) en gasolina de mayor calidad
que la obtenida en la desintegración térmica, además de otros hidrocarburos
olefínicos ligeros y destilados.
Desparafinación: (Dewaxing). Proceso mediante el que las ceras presentes
en los aceites lubricantes se separan mediante su cristalización a temperaturas
bajas. Los procesos convencionales consisten en poner en contacto el aceite
con un disolvente por ejemplo: metil-etil-cetona, que disuelve el aceite y las
ceras. Al enfriar la solución, las ceras cristalizan y pueden separarse por
filtración.
133
Destilación: (Distillation). Proceso que consiste en calentar un líquido hasta
que sus componentes más volátiles pasan a la fase vapor y, a continuación,
enfriar el vapor para recuperar dichos componentes en forma líquida por medio
de la condensación. El objetivo principal de la destilación es separar una
mezcla de varios componentes aprovechando sus distintas volatilidades, o bien
separar los materiales volátiles de los no volátiles.
Destilación al vacío: (Vacuum flashing). Proceso de refinación cuya carga
son residuos provenientes de la destilación atmosférica y que se efectúa a baja
presión y por tanto a temperaturas normales, para evitar la descomposición o
desintegración del material que está siendo destilado, incrementado así la
obtención de destilados ligeros más valiosos.
Destilación atmosférica: (Atmospheric distillation). Es un proceso primario
empleado en la refinación del petróleo crudo para separar los componentes del
mismo, que se lleva a cabo a presión atmosférica, temperaturas entre 315 y
374°C (dependiendo de la naturaleza del crudo y productos deseados) en
presencia de vapor de agua; con extracciones de productos en diferentes
puntos de la torre de destilación, correspondientes a las diferentes
temperaturas de ebullición de la mezcla (cortes o fracciones) para ser
enfriadas y condensadas posteriormente.
Destilación fraccionada: (Fractional distillation). Separación de los
componentes de una mezcla de líquidos por vaporización y recolección de las
fracciones o cortes, que condensan en diferentes rangos de temperatura.
Destilados intermedios: (Middle distillates). Grupo de productos que por sus
características de composición se identifican con su intervalo de ebullición que
va de los 193°C a 399°C. Esta fracción está formada por diesel, combustible
industrial y querosenos.
Destilados ligeros: (Light distillates). Grupo de productos que por sus
características de composición se identifican con su intervalo de ebullición que
134
va de los 0°C a 280°C. Esta fracción está formada por: gas licuado (GLP),
gasolinas, naftas y gasavión.
Destilados pesados: (Heavy distillates). Grupo de productos que por sus
características de composición se identifican con su intervalo de ebullición que
va de los 330°C a 500°C. Esta fracción está formada por: lubricantes,
parafinas, grasas, asfaltos, coque, gasóleo de vacío, combustóleo y otros.
Detergentes: (Detergent). Aditivos utilizados para inhibir la formación de
depósitos en el combustible y en los sistemas internos de los automóviles.
Diesel: combustible líquido que se obtiene de la destilación atmosférica del
petróleo crudo entre los 200 y 380 °C y posteriormente recibe un tratamiento
en las plantas hidrodesulfuradoras. Es más pesado que el queroseno y se
produce en todas las refinerías administradas por PEMEX Refinación. Este
producto se emplea como combustible en las ramas automotriz e industrial.
Debido a sus diversos usos y con objeto de cumplir con las restricciones de
emisión de contaminantes ambientales, cada vez más estrictas en el ámbito
internacional, Petróleos Mexicanos ofrece al mercado sus productos PEMEX
Diesel para uso automotriz; Diesel Industrial para uso en la industria y el
Diesel Marino Especial para embarcaciones.
Diesel industrial bajo azufre: combustible industrial con un contenido
máximo de azufre de 0.05% en peso, para uso exclusivo de quemadores de
flama abierta como calderas, generadores de vapor.
Diesel marino especial: combustible con un contenido máximo de 0.5% en
peso de azufre y un índice de cetano de 40 mínimo, una temperatura máxima
de 350°C al 90% de destilación, de uso exclusivo del sector marítimo.
Fraccionadora: mediante destilación en la se separan fracciones pequeñas de
una mezcla de hidrocarburos.
Fracciones ligeras: (Light fraction). Fracciones de bajo peso molecular
(livianos), resultado de la primera destilación del petróleo.
135
Fracciones pesadas: (Heavy fractions). También conocidos como residuos
pesados, son aceites de grandes moléculas que emergen del fondo de la
columna fraccionadora durante la refinación del crudo.
Gas residual: (Residual gas). Gas obtenido como subproducto durante el
proceso de desintegración (cracking) y está compuesto principalmente por
metano.
Gasavión: (Aviation gasoline). Es un alquilado de elevado octanaje, de alta
volatilidad y estabilidad y de un bajo punto de congelación. Se obtiene como
resultado de la desintegración catalítica de los gasóleos pesados, que a su vez
son un destilado primario del crudo. Se usa en aviones de hélice con motores
de pistón. Es inflamable, la exposición prolongada a sus vapores produce
depresión del sistema nervioso central. Se produce en la refinería de Cd.
Madero. Su manejo se realiza por medio de autotanques, carrotanques y
tambores de 200 l.
Gasóleo doméstico: Combustible líquido, especificado para ser usado
únicamente en quemadores abiertos para servicios de tipo doméstico, este
producto se expende pigmentado de color lila. Es producto de la mezcla de
refinados del petróleo que se realiza en centros de venta, cuya densidad es de
0.814 kg/l. En PEMEX se produce en la refinería de Cadereyta.
Gasóleo ligero: (Light gasoil). Subproducto obtenido de la destilación
atmosférica que inicia su ebullición entre 175 y 200°C y finaliza entre 320 y
350°C. Se utiliza como componente del combustible para los motores diesel.
Gasóleo pesado: (Heavy gasoil). Producto residual de la destilación cuyo
intervalo de ebullición se encuentra entre 423 y 600°C. Se utiliza como
materia prima para la desintegración catalítica y en mezclas con otros
productos para obtener combustóleo.
Gasóleos de vacío: Es una mezcla de gasóleo ligero y gasóleo pesado
proveniente de la torre de vacío, que sirven como carga a las plantas
catalíticas en donde en presencia de un catalizador y temperatura, se favorece
136
el rompimiento de sus estructuras moleculares produciéndose gasolina de alto
octano.
Gasolina automotriz: (Motor Gasoline). Nombre que se aplica de una manera
amplia a los productos más ligeros obtenidos por la destilación del petróleo
crudo, los que son sometidos a diferentes procesos para darles las
características físicas y químicas requeridas, el producto para la operación
apropiada en los motores de combustión interna de automóviles. Las
especificaciones para la gasolina automotriz bajo las que se vende una gran
parte de este producto, varían considerablemente; tiene un punto inicial de
ebullición entre 35 y 49°C., punto final o temperatura final de ebullición entre
221 y 225°C. Este combustible se produce en todas las refinerías y se cuenta
con tres tipos de gasolinas automotrices: PEMEX Magna, PEMEX Magna
Reformulada (oxigenada) y PEMEX Premium, las que se manejan por
autotanques y ductos.
Gasolina de reformación: (Cracked gasoline). Mezcla de gasolina reformada
a la que se le ha elevado el octanaje mediante el proceso de reformación
catalítica en el que se le ha sometido a una deshidrogenación.
Gasolina estabilizada: (Stripped gasoline). Gasolina primaria a la que se le
han eliminado los componentes de bajo punto de ebullición.
Gasolina PEMEX Magna: Gasolina primaria sometida a procesos de
reformación y mezcla de gasolinas de reformación y catalíticas a las que se le
adicionan componentes de alto octano (alquilado ligero), para cumplir con las
especificaciones de calidad requeridas, con un índice de octano de
(RON+MON)/2 mínimo de 87; 4.9% de volumen máximo de benceno; TFE
máxima de 225°C y una PVR de 7.8 a 9.0 lb/plg2. Este tipo de gasolina se
produce en todas las refinerías.
Gasolina PEMEX Magna Oxigenada: Gasolina PEMEX Magna adicionada con
compuestos oxigenados (MTBE y TAME) que mejora la combustión de la
gasolina y reduce la emisión de hidrocarburos no quemados a la atmósfera,
137
con especificaciones de un índice de octano (RON+MON)/2 mínimo de 87; TFE
máxima de 225°C.; una PVR de 6.5 a 7.8 lb/plg2 para la Zona Metropolitana
del Valle de México y de 9 a 10 lb/plg2 para las Zonas Metropolitanas de
Monterrey y Guadalajara; 1 a 2% vol. máximo de benceno; 10 a 12.5% vol.
máximo de olefinas; 25 a 30% vol. máximo de aromáticos; 1 a 2% vol.
máximo de benceno y de 1 a 2% peso de oxígeno. Se produce en las refinerías
de Tula, Salamanca y Cadereyta.
Gasolina PEMEX Premium: Gasolina primaria sometida a procesos de
reformación y mezcla de gasolinas de reformación y catalíticas a las que se le
adicionan componentes de alto octano (alquilado ligero) y compuestos
oxigenantes (MTBE) para cumplir con las especificaciones de calidad
requeridas, con un índice de octano de (RON+MON)/2 mínimo de 93; 2% vol.
máximo de benceno; TFE máxima de 225°C.; 32% vol. máximo de
aromáticos; 15% vol. máximo de olefinas; una PVR de 7.8 a 9 lb/plg2 y de 1 a
2% peso de oxígeno. Se produce en las refinerías de Cadereyta, Cd. Madero,
Salina Cruz, Tula y Minatitlán.
Gasolina reformulada: (Reformulated gasoline). Gasolina a la que por
medios químicos se le han reducido la volatilidad y contenido de aromáticos
adicionando compuestos oxigenados con el fin de disminuir las emisiones
producidas durante su combustión.
Hidrodesnitrogenación: (Hydrodenitrogenation). Proceso que se lleva a cabo
en forma simultánea a los procesos de hidrogenación en el que se eliminan el
nitrógeno y el oxígeno, con lo que se mejora la calidad de las fracciones de la
desintegración catalítica.
Hidrodesulfuración: (Hydrodesulfurization). Proceso que elimina el azufre,
convirtiéndolo en ácido sulfhídrico en la corriente gaseosa, puede separarse
con facilidad y transformarse en azufre elemental.
138
Intermedio 15: combustible de uso marítimo compuesto por la mezcla de
combustóleo y diesel. Las proporciones de estos productos varían, pero en
general son cercanos al 70% y 30%, respectivamente.
Isomerización: (Isomerization). Proceso en el que se altera el arreglo
fundamental de los átomos de una molécula sin adherir o substraer nada de la
molécula original. El butano es isomerizado a isobutano para ser utilizado en la
alquilación de isobutileno y otras olefinas para la producción de hidrocarburos
de alto octano como el isooctano (2,2,4,-trimetilpentano). Fracciones de
gasolina natural (C5/C6) y otras corrientes de refinación son isomerizadas para
obtener productos de alto octano y producir gasolinas enriquecidas de alto
octano.
MTBE: Metil-terbutil-éter: (Methyl-Tert-Butyl-Ether). Líquido incoloro de
densidad igual a 0.746gr/cc. Se obtiene a partir del isobutileno contenido en el
corte de butano – butileno de la unidad catalítica FCC y el metanol, utilizando
como catalizador una resina catiónica ácida fuerte, pudiendo alimentar
corrientes con mayores concentraciones de isobutileno, favoreciendo con esto
la producción de MTBE. Es utilizado para incrementar el octanaje de las
gasolinas y el porcentaje de oxigeno en las mezclas para reducir las emisiones
hacia la atmósfera de hidrocarburos no quemados en los motores de
combustión y cumplir con las especificaciones ambientales vigentes.
Naftenos: (Naphthenes). También conocidos como cicloparafinas. Son
cadenas saturadas de hidrocarburos cíclicos (por ejemplo: ciclohexano,
ciclopentano, etc.), muchas de las que contienen en su estructura grupos
metil. La presencia de un gran porcentaje de ciclohexanos y ciclopentanos en
la gasolina es importante porque son los precursores de hidrocarburos
aromáticos.
Número de octano: (Octane number). Índice en el que se mide la capacidad
antidetonante de la gasolina. Es común especificar para las gasolinas
automotrices dos números de octano, uno conocido como RON que se mide en
condiciones de ensayo relativamente moderadas, y otro conocido como MON
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que se mide a temperaturas y velocidades de motor más altas. Un alto índice
de octano proporciona mayor eficiencia de la combustión, mayor potencia,
menores depósitos de carbón y mejor funcionamiento del motor, así como
menor contaminación.
Parafina (Paraffin wax): material sólido blanco, translúcido, inodoro y
quebradizo que actualmente PEMEX la produce en la refinería de Salamanca.
Se obtiene de destilados del petróleo crudo o de residuos mediante
enfriamiento, desparafinación y/o precipitación. Se utilizan principalmente en
la fabricación de parafinas cloradas, velas, veladoras, y papel encerado. Se
maneja por medio de autotanques y carrotanques.
PEMEX Diesel: combustible de color amarillo claro con un contenido de 0.05%
en peso de azufre y un índice de cetano mínimo de 48; una temperatura
máxima de 275°C al 10% de destilación y de 345°C al 90% de destilación; un
30% de vol. máximo de aromáticos y es de uso obligatorio en las Zonas
Metropolitanas de las ciudades de México, Guadalajara y Monterrey para el
ramo de autotransporte.
Polimerización catalítica: (Catalytic polymerization). Proceso en el que los
gases de refinería ricos en olefinas son polimerizados con el objeto de producir
gasolina de motor de alto octanaje y derivados petroquímicos.
Polimerización térmica: (Thermal polymerization). Proceso térmico que
convierte hidrocarburos ligeros gaseosos en combustibles líquidos. Los
hidrocarburos parafínicos son desintegrados para producir material olefínico,
que es polimerizado, generalmente mediante presión y calor a gasolina
polimérica.
Proceso: (Process). El conjunto de actividades físicas o químicas relativas a la
producción, obtención, acondicionamiento, envasado, manejo y embalado de
productos intermedios o finales.
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Producción bruta: (Gross production). En PEMEX Refinación es la producción
de la refinería con base exclusivamente en el proceso de crudo, excluyendo por
lo tanto, lo obtenido en el proceso de otros insumos externos.
Producción propia: En PEMEX Refinación es la producción de la refinería con
base en el proceso de crudo y de otros insumos primarios, excluyendo todos
los insumos externos en la mezcla. Producción propia = Producción total –
traspasos de productos externos.
Producción total: En PEMEX Refinación es la cantidad de producto terminado
obtenida con las especificaciones de calidad en una refinería, excluyendo los
traspasos externos del mismo producto. Se calcula de la siguiente manera:
Producción total = envíos + consumos – recibos del mismo producto +
variación de inventarios.
Productos finales: (Final product). Aquellos productos terminados que se
envían a ventas y que cumplen con los estándares de calidad.
Productos intermedios: (Intermediate products). Se consideran como
intermedios aquellos productos que son insumos para plantas, procesos y
mezclas para terminar productos finales.
Queroseno: (Kerosene). Combustible líquido constituido por la fracción del
petróleo crudo que se destila entre los 150 y 300°C. Se produce en todas las
refinerías de PEMEX. Se usa como combustible para la cocción de alimentos, el
alumbrado, en motores, en equipos de refrigeración y como solvente para
betunes e insecticidas de uso doméstico. Se maneja por medio de autotanques
y tambores de 200 l.
Rafinado de MTBE: (Raffinate). Es una mezcla de hidrocarburos
principalmente butanos, subproducto de los procesos de elaboración de MTBE.
Se utiliza como componente del gas licuado y se produce en las refinerías de
Cadereyta, Salamanca, Salina Cruz y Tula.
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Rafinado de TAME: Es una mezcla de hidrocarburos principalmente pentanos,
subproducto de los procesos de elaboración de TAME. Se utiliza como
componente de la gasolina PEMEX Magna y se produce en las refinerías de
Salina Cruz y Tula.
Reacción química: (Chemical reaction). Proceso por el que una substancia o
grupo de substancias interactúan, afectando su estructura molecular.
Reactivo: (Reagent). Es cualquier substancia que por razón de su capacidad
de entrar en ciertas reacciones se usa para determinar, examinar o medir otras
substancias o bien para preparar una substancia diferente a la de origen.
Reducción de viscosidad: Proceso de desintegración térmica cuya
alimentación proviene de los fondos de la torre de destilación al vacío con el
propósito de convertir cargas pesadas en productos destilados de mayor valor
económico. Dicha desintegración se lleva a cabo a una temperatura de 435°C y
una presión de 15 kg/cm2; este proceso es utilizado donde se procesan
mezclas pesadas de crudo.
Refinería: (Refinery). Centro de trabajo donde el petróleo crudo se transforma
en sus derivados. Esta transformación se logra mediante los procesos de:
destilación atmosférica, destilación al vacío, hidrodesulfuración, desintegración
térmica, desintegración catalítica, alquilación y reformación catalítica entre
otros.
Reformación catalítica: (Catalytic reforming). Proceso de refinación a
temperaturas elevadas en el que la reacción se realiza en presencia de un
catalizador. Se utiliza para mejorar el octanaje de las gasolinas desulfuradas,
por lo que constituye el proceso más importante para mejorar las gasolinas. En
la reformación se llevan a cabo reacciones de isomerización de parafinas a
isoparafinas; reacciones para formación de estructuras cíclicas de parafinas a
naftenos; deshidrogenación de naftenos a aromáticos; desintegración de
naftenos a butano y ligeros, así como desprendimiento de cadenas aromáticas
laterales para formar ligeros.
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Reformación térmica: (Thermal reforming). Proceso que utiliza calor (pero
no catalizadores) para efectuar un rearreglo molecular de naftas de bajo
octano a gasolina de alta calidad antidetonante.
Servicios auxiliares: llevados a cabo en instalaciones que sirven para
proporcionar energía eléctrica, vapor, agua, aire comprimido, y otros servicios
complementarios en las refinerías y complejos petroquímicos. El término no
responde a la importancia de estos servicios, si se considera que son los que
hacen posible la operación de las plantas de proceso.
Solvente: (Solvent). Substancia usualmente líquida que es capaz de absorber
a otra ya sea en estado líquido, gaseoso o sólido para formar una mezcla
homogénea. Uno de los solventes más utilizados en la industria del petróleo es
la dietanolamina (DEA), que tiene como particularidad el absorber el ácido
sulfhídrico durante el proceso de desintegración catalítica.
TAME: (Teramil-metil-éter). Compuesto oxigenante que se mezcla con la
gasolina para aumentar el octano y reducir las emisiones de hidrocarburos a la
atmósfera. El TAME se obtiene a partir de la reacción de eterificación del
metanol con los isoamilenos contenidos en la corriente de gasolina catalítica de
la FCC, utilizando como catalizador una resina catiónica fuertemente ácida.
Torre de absorción, absorbedor: (Absorber). Recipiente vertical y cilíndrico
donde se recuperan hidrocarburos pesados, de una mezcla en la que
predominan los hidrocarburos ligeros. También es utilizado para deshidratar el
gas mediante su burbujeo en glicol.
Turbosina: (Jet fuel). Fracción del petróleo crudo utilizado como combustible
para aviones de retropropulsión; se produce en todas las refinerías. Se obtiene
por destilación de acuerdo a su peso molecular y temperatura de ebullición; la
fracción de turbosina tiene un límite de temperatura de ebullición de 200 a
300°C máximo, este producto primario se somete a proceso de
hidrodesulfuración para obtener una turbosina que cumpla con las
especificaciones siguientes: el 10% en volumen destila a 205°C máximo, con
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una temperatura final de ebullición máxima de 300°C, temperatura de
congelación máxima de -47°C; una caída de presión máxima de 25 mmHg; un
contenido de aromáticos no mayor a 22% vol. y un peso específico a 20/4 °C
entre 0.772 y 0.837 entre otras. El principal cliente de este producto es ASA.
Su venta a terceros requiere de la aprobación y visto bueno de este órgano y
de la Dirección General de Aeronáutica Civil, dependiente de la SCT. Se maneja
por medio de autotanques, buquetanques, carrotanques, y ductos.
Virgin Stock: Producto que se obtiene directamente por destilación del
petróleo crudo y que no contiene material modificado químicamente.
Proceso de gas y condensados
En los centros procesadores de gas, las materias primas básicas son: gas
húmedo amargo, gas húmedo dulce y condensado amargo y dulces obtenidos
en los diferentes campos en explotación.
El gas húmedo amargo es procesado en las plantas endulzadoras de gas, para
obtener gas húmedo dulce y gases ácidos. El gas húmedo dulce se procesa en
las plantas de absorción y criogénicas con el fin de recuperar hidrocarburos
licuables a partir de etano. Los gases ácidos son procesados en las plantas de
azufre, teniendo como objetivos recuperar el azufre para el consumo nacional,
exportación y proteger el medio ambiente.
Los condensados amargos se procesan en plantas endulzadoras de líquidos con
el fin de obtener condensados dulces, que se unen al producto líquido obtenido
en las plantas de absorción y criogénica.
Los líquidos y gas obtenidos del proceso de gas, constituyen por su parte la
materia prima de la petroquímica secundaria.
Petróleos Mexicanos cuenta actualmente con ocho complejos procesadores de
gas (CPG'S) ubicados en diferentes puntos del territorio nacional, siendo éstos:
Cactus en Chiapas; Matapionche, Poza Rica, y área Coatzacoalcos en Veracruz;
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Nuevo Pemex, La Venta y Cd. PEMEX, en Tabasco; y, Reynosa en Tamaulipas,
que son operados por PEMEX Gas y Petroquímica Básica.
Cabe señalar que el CPG área Coatzacoalcos está conformado, a su vez, por
Pajaritos, Morelos y La Cangrejera
Absorción: (Absorption). Proceso en que una substancia es retenida por otra,
por ejemplo, el ácido sulfhídrico y el bióxido de carbono, contenidos en el gas
húmedo amargo, son retenidos en un compuesto absorbente que puede ser
una amina y posteriormente liberados por temperatura.
Álcali: (Alkali). Proviene del árabe álcali que significa sosa y es el nombre que
se le da a los hidróxidos metálicos que por ser muy solubles en el agua pueden
actuar como bases energéticas. Actualmente el término álcali está siendo
sustituido por el de base. Su función es neutralizar substancias ácidas. Se
utiliza dentro del proceso de endulzamiento del gas ácido.
Butanos: (Butanes). Hidrocarburos de la familia de los alcanos formados por
cuatro átomos de carbono y diez de hidrógeno y que se producen
principalmente en asociación con el proceso del gas natural y ciertas
operaciones de refinería como la descomposición y la reformación catalítica. El
término butano abarca dos isómeros estructurales, el N-butano y el isobutano.
Mezclado con propano, da lugar al gas licuado del petróleo.
Condensados amargos: (Sour condensate). Hidrocarburos líquidos
condensados del gas natural llamados así por su contenido de ácido sulfhídrico,
mercaptanos y bióxido de carbono.
Condensados dulces: (Sweet condensate). Hidrocarburos líquidos
condensados del gas natural llamados así por no contener ácido sulfhídrico,
mercaptanos y bióxido de carbono.
Condensados estabilizados: (Stripped condensate). Hidrocarburos líquidos
condensados del gas natural a los que se le han extraído hidrocarburos más
ligeros al propano.
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Criogénico: (Cryogenic Process). Proceso de refrigeración, a que se somete el
gas natural con el fin de recuperar los líquidos componentes más pesados que
el metano; principalmente etano. En su operación se utilizan Turbo -
Expansores que disminuye la temperatura del gas natural (de –100 a –145°C)
y separa mediante licuefacción los líquidos contenidos en él, bajo estas
condiciones es posible separar 60-86% del etano y todo el propano y más
pesados.
Desbutanización: (Debutanization). Destilación que se lleva a cabo para
separar el butano y componentes más ligeros que las gasolinas naturales.
Deshidrogenación: (Dehydrogenation). Proceso en el que se remueve
hidrógeno de compuestos químicos, por ejemplo, la remoción de dos átomos
de hidrógeno del butano para formar butileno.
Despentanizador: (Depentanizer). Columna fraccionadora utilizada para
separar el pentano de las gasolinas naturales.
Desempaque: (Unpacking). Se llama así al proceso de extracción de producto
almacenado y comprimido en ductos o equipos.
Empaque: (Packing). Se le llama así al proceso de compresión y
almacenamiento de producto en ductos o equipos.
Empaque neto: (Netpacking). Es la diferencia entre el empaque y el
desempaque. También es la diferencia entre el volumen del producto inyectado
a un sistema de distribución, menos el volumen extraído del mismo en un
periodo de tiempo dado.
Encogimiento: (Shrinkage). Disminución en el volumen del gas que se
presenta durante su proceso, debido a la extracción de hidrocarburos líquidos,
de condensados y de gases amargos.
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Encogimiento por gases ácidos: Es la disminución de volumen de gas
debido a la extracción de gas ácido del gas húmedo amargo, proveniente de
campos en las plantas endulzadoras. Este gas ácido es enviado a las plantas de
azufre.
Endulzadora: (Sweetening plant). Planta en la que se separan los gases
ácidos del gas natural amargo o de condensados.
Estación de compresión: (Compressor station). Estación localizada cada 60
Km u 80 Km a lo largo de un gasoducto y su operación, consiste en
recomprimir el gas para mantener su presión y flujos especificados.
Gas ácido: (Acid gas). Gas que contiene cantidades apreciables de ácido
sulfhídrico, dióxido de carbono y agua. Se obtiene del tratamiento del gas
amargo húmedo con bases fácilmente regenerables, como son la mono y
dietanolamina (MEA y DEA) que son utilizadas frecuentemente para este
propósito.
Gas licuado del petróleo (GLP): (Liquefied petroleum gas, LPG). Gas que
resulta de la mezcla de propano y butano. Se obtiene durante el
fraccionamiento de los líquidos del gas o durante el fraccionamiento de los
líquidos de refinación. Fracción más ligera del petróleo crudo utilizado para uso
doméstico y para carburación. En PEMEX se produce en todas y cada una de
las refinerías administradas por PR y en los centros procesadores de gas de
Cactus, Nuevo PEMEX, Morelos, Cangrejera, Poza Rica, Reynosa y
Matapionche. En el proceso de refinación del crudo se obtiene el gas licuado de
refinación: (Liquefied refinery gas, LRG) que está compuesto por butano y/o
propano y puede diferir del gas LPG en que el propileno y el butileno pueden
estar presentes.
Gasificación: (Gasification). Proceso en el que se produce combustible
gaseoso a partir de combustibles sólidos o líquidos.
Gas seco: (Dry gas). Gas natural libre de hidrocarburos condensables
(básicamente metano).
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Gasolina natural: (Natural gasoline). Es una mezcla altamente volátil de
hidrocarburos de C4 y C5+ y forma parte de los líquidos del gas natural.
Normalmente se adiciona a la gasolina automotriz para incrementar su presión
de vapor, así como el arranque a bajas temperaturas. La gasolina natural es
también utilizada en petroquímica para proveer isobutano e isopentano que
son utilizados en los procesos de alquilación. Se separa por compresión o por
absorción, o por una combinación de ambos procesos.
Mercaptanos: (Mercaptans). Hidrocarburos fuertemente olorosos que
contienen en su cadena azufre. Se encuentran frecuentemente tanto en el gas
como en el crudo. En algunas ocasiones se adicionan al gas natural y al gas
licuado para agregarle olor por razones de seguridad.
Licuefacción: (Liquefaction). Proceso en el que un gas se somete a
temperaturas bajas y presiones altas produciendo con esto un líquido.
Líquidos del gas natural: (Natural gas liquids) (NGL). Líquidos obtenidos en
los separadores gas/líquido de las instalaciones de campo; en el manejo,
transporte y compresión del gas natural; y en plantas de procesamiento de gas
por medio de separadores. Constituidos principalmente por etano e
hidrocarburos más pesados, se clasifican en condensados amargos (Sour
condensate) por su contenido de ácido sulfhídrico y mercaptanos, condensados
dulces (Sweet condensate) por que no contienen compuestos de azufre, y
estabilizados (Stripped condensate) cuando se les han extraído todos los gases
ligeros y CO2.
Metano (CH4): (Methane). Es un hidrocarburo parafínico gaseoso, inflamable.
Es el principal constituyente del gas natural y es usado como combustible y
materia prima para la producción de amoniaco y metanol.
Planta de Absorción: (Absorption plant). Planta utilizada para recuperar
condensables del gas natural o gas de refinería, absorbiendo los hidrocarburos
a partir del etano y más pesados mediante aceite de absorción, seguido por la
separación del líquido absorbente de los líquidos (etano más).
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Proceso Girbotol (Endulzamiento): (Girbotol process). Se lleva a cabo en
las plantas endulzadoras de gas húmedo amargo y condensados amargos,
cuya función consiste en absorber los mercaptanos y dióxido de carbono. El
proceso consiste en lavar el gas amargo con una solución acuosa de
Dietanolamina (DEA) o Monoetanolamina (MEA). La más utilizada es la DEA
dado su bajo rango de corrosión, dichas substancias absorben las citadas
impurezas y en la siguiente fase del proceso la DEA o MEA se regenera con un
tratamiento de vapor y se recicla, liberando el CO2 y el azufre absorbido en
forma de ácido sulfhídrico.
Proceso Merox: (Merox process). Proceso en el que los componentes
amargos líquidos son tratados con sosa cáustica que contiene catalizador
organometálico, para convertir los mercaptanos en disulfuros cáusticos
insolubles. La solución Merox es regenerada mezclándola con aire y agentes
oxidantes. Mediante el uso de la solución Merox se obtiene un alto grado de
remoción de mercaptanos en una corriente de líquidos. Si se desea una
remoción completa, Merox también provee una conversión catalítica de cama
fija para transformar mercaptanos a disulfuros. Estos disulfuros no serán
removidos de la corriente líquida, sin embargo, estos no generan olor tal y
como los mercaptanos lo hacen.
Petroquímica
Los petroquímicos se agrupan en cadenas formadas por compuestos
relacionados químicamente entre sí. De esta manera se tienen las cadenas del
metano, del etano, de los aromáticos y del propileno. Del metano se derivan el
amoniaco y el metanol. Del etano se obtienen acetaldehído, cloruro de vinilo,
dicloroetano, etileno, glicoles etilénicos, óxido de etileno, percloroetileno y
polietilenos. Los aromáticos están constituidos por los aromáticos pesados,
aromina 100, benceno, ciclohexano, cumeno, estireno, fluxoil, ortoxileno,
paraxileno, tolueno y xilenos. El propileno y sus derivados están constituidos
por el ácido cianhídrico, el acrilonitrilo, el aquilarilo pesado, el dodecilbenceno,
el isopropanol, el polímero ligero, el polipropileno, el propileno y el tetrámero
149
de propileno. Existen otros productos formados por derivados y subproductos
de los procesos como son: nitrógeno, rafinado II, heptano, polímero
petroquímico, etc.
Cada una de las cadenas está integrada por compuestos relacionados, que
frecuentemente se elaboran en un mismo centro petroquímico.
Actualmente, Petróleos Mexicanos cuenta con ocho centros: Cosoleacaque, La
Cangrejera, Escolín, Morelos y Pajaritos en Veracruz, Independencia (San
Martín Texmelucan), en Puebla; Camargo en Chih., y Tula en Hidalgo,
operados por PEMEX Petroquímica.
Acetaldehído (Etanal): (Acetaldehyde). Líquido incoloro volátil, de olor
sofocante y picante, de densidad 0.778 (20/4°C), temperatura de ebullición de
20.2°C, soluble en agua, alcohol, acetona, benceno, gasolina, nafta y otros
solventes, cuya fórmula es CH3CHO. Se obtiene por oxidación directa del
etileno con oxigeno puro a presión, utilizando como catalizador cloruro de
paladio y cobre en solución. En PEMEX se produce en las petroquímicas: La
Cangrejera, Morelos y Pajaritos. Se utiliza en la obtención de ácido acético,
acetato de vinilo, alcoholes, pentaeritritol, insecticidas y aromatizantes. El
vapor irrita los ojos, paraliza los músculos del pulmón y es muy inflamable. Su
manejo es por medio de autotanques y carrotanques.
Acetonitrilo (cianuro de metilo): (Acetonitrile). Líquido incoloro aromático,
de densidad 0.783, temperatura de ebullición de 82°C, soluble en agua y
alcohol, gran polaridad y fuertemente reactivo, de fórmula CH3CN. Se obtiene
como subproducto del proceso propileno-amoniaco en la fabricación de
acrilonitrilo en una proporción de 3.6%.
Actualmente se produce en las petroquímicas: Morelos, Independencia y Tula.
Se utiliza como solvente selectivo de compuestos orgánicos, por ejemplo, el
butadieno y en la fabricación de productos farmacéuticos y perfumes
sintéticos. Es tóxico e inflamable.
150
Acido cianhídrico (Cianuro de hidrógeno, ácido prúsico): (Hydrocyanic
acid, hydrogen cyanide). Líquido incoloro a menos de 26.5 °C, de olor picante
y de fórmula HCN. Se obtiene como subproducto en la producción de
acrilonitrilo en las petroquímicas Morelos, Independencia y Tula. Es utilizado en
la producción de metacrilato de metilo para la obtención de cianuro de sodio,
laminados y objetos transparentes y metionina para la preparación de
alimentos para ganado. Es sumamente tóxico, paraliza los centros respiratorios
en un tiempo muy breve. Se maneja por medio de ductos.
Acrilonitrilo (Cianuro de vinilo): (acrylonitrile). Líquido incoloro, de olor
ligeramente picante con temperatura de ebullición 77.3°C, soluble en agua, y
solventes orgánicos comunes, cuya fórmula es H2C=CHCN. Se obtiene en la
reacción de una mezcla de propileno, amoniaco y aire en presencia de un
catalizador de fósforo, bismuto y molibdeno. Sus subproductos son el ácido
cianhídrico y acetonitrilo. En PEMEX se obtiene en las petroquímicas Morelos,
Independencia y Tula. Se usa principalmente en la producción de fibra acrílica
y resinas ABS. Es tóxico por inhalación e ingestión. Se maneja por medio de
autotanques y tambores de 200 l.
Amoniaco: (Ammonia) Gas incoloro de olor muy irritante, más ligero que el
aire, fácilmente licuable a presión, soluble en agua y metanol cuya fórmula es
NH3. Se produce por la combinación directa de hidrógeno y nitrógeno en
presencia de un catalizador y presión en las Petroquímicas Camargo,
Cosoleacaque y Salamanca. El amoniaco anhidro se utiliza principalmente en la
producción de fertilizantes nitrogenados. Se maneja por medio de ductos y
carrotanques.
Anhídrido carbónico (Dióxido de carbono): (Carbon dioxide). Gas incoloro,
licuable; con densidad de 1.97 g/l. Forma un líquido incoloro, pesado y volátil
de densidad 1.101 (-37°C). Comprimiendo el líquido resulta un sólido parecido
al hielo (hielo seco); densidad 1.56 (-79°C). Soluble en agua, ácidos, álcalis y
en la mayor parte de los solventes orgánicos. Fórmula química CO2. Se obtiene
como subproducto en la producción de amoniaco. En PEMEX se obtiene en las
151
Petroquímicas Camargo, Cosoleacaque y Salamanca. Es un gas asfixiante a
concentraciones mayores del 10%, en bajas concentraciones 1 a 3% aumenta
la ventilación de los pulmones. Se usa en la obtención de urea, carbonatos,
bicarbonatos, refrigeración y bebidas carbonatadas. Se maneja por medio de
ductos y autotanques.
Aromáticos: (Aromatics). Hidrocarburos con estructura cíclica insaturada, que
generalmente presentan olor y buenas propiedades solventes, por ejemplo, el
benceno.
Aromatización: (Aromatization). Se le llama así a la conversión de
compuestos alifáticos o alicíclicos a hidrocarburos aromáticos.
Benceno: (Benzene). Es el compuesto aromático más simple y una de las más
importantes materias primas de la industria química. Es un líquido incoloro, no
polar, olor aromático, temperatura de ebullición 80.1 °C, temperatura de
fusión 5.5°C, densidad 0.8790 (20/4°C), soluble en alcohol, éter, acetona,
tetracloruro de carbono, ligeramente en agua, y fórmula C6H6. Se obtiene
mediante dos procesos: el de reformación catalítica de naftas (BTX) y el de
hidrodealquilación de tolueno. Actualmente PEMEX elabora este producto en
petroquímica La Cangrejera y en la refinería de Minatitlán, Ver. Se utiliza para
la elaboración de etilbenceno, fenol, ciclohexano, dodecilbenceno, anhídrido
maléico, dicloro-difenil-tricloroetano, nitrobenceno, cumeno y
hexaclorobenceno. Se maneja por medio de autotanques y carrotanques .
BTX: Abreviatura que representa a los hidrocarburos aromáticos benceno,
tolueno y xileno.
Capacidad de producción. (Production Capacity). La cantidad de producto
que puede ser elaborado por una planta de acuerdo a las instalaciones de
proceso.
Capacidad instalada: (Nameplate capacity). La capacidad de producción
especificada o planeada por el fabricante de una unidad de proceso o la
152
máxima cantidad de un producto que puede elaborarse operando la planta a su
máxima capacidad.
Capacidad ociosa. (Idle Capacity). El componente de capacidad operable que
no se haya en funcionamiento y que no está en reparación activa, pero capaz
de ser puesto a trabajaren menos de 30 días; y capacidad no en operación
pero bajo reparación activa que puede completarse dentro de 90 días.
Capacidad operable. (Operable Capacity). El porcentaje de la capacidad de
operación que está operando al principio del periodo; o que no está en
actividad bajo reparación activa, pero capaz de ser puesto en funcionamiento
dentro de 30 días; o que no está en funcionamiento pero bajo reparación
activa que puede completarse dentro de 90 días. La capacidad operable es la
suma de la capacidad en operación y la capacidad ociosa y es medida en
barriles y/o toneladas por día calendario.
Capacidad de operación: (operation capacity). Es la capacidad real de
funcionamiento de una planta.
Cloruro de vinilo (cloroetileno): (Vinyl chloride). Gas fácilmente licuable,
con olor a éter, generalmente se presenta en forma de líquido incoloro e
inflamable; densidad 0.912, temperatura de ebullición de –13.9 °C. Polimeriza
en presencia de luz o catalizadores. Soluble en tetracloruro de carbono, éter,
etanol, poco soluble en agua.
Fórmula molecular CH2=CHCl. Se produce mediante la desintegración del
dicloroetano, obteniéndose como subproducto ácido clorhídrico. Actualmente
PEMEX lo elabora en Petroquímica Pajaritos. Se utiliza principalmente para
elaborar cloruro de polivinilo (PVC), losetas, perfiles y película para tapicería
entre otros. Se maneja por medio de autotanques y carrotanques.
Cumeno (Isopropilbenceno): (Cumene, isopropyl benzene). Líquido
incoloro, soluble en etanol, tetracloruro de carbono, éter y benceno, insoluble
en agua, con punto de ebullición de 152.7°C y fórmula C6H5-CH (CH3)2. Se
obtiene de la alquilación catalítica del benceno y el propileno (grado químico) o
153
propileno del corte C3 de gases de refinería. La reacción se realiza entre 200 y
250°C a una presión de 400-600 lb/plg2. Actualmente se produce en
Petroquímica La Cangrejera. Se usa básicamente en la producción de fenol y
acetona. Tóxico por ingestión, inhalación, absorción en la piel, narcótico en
altas concentraciones.
Estireno (Vinil benceno, feniletileno): (Styrene, phenylethylene). Líquido
aceitoso, oloroso, amarillento, densidad de 0.945 (25/25°C), se polimeriza
lentamente en almacenamiento y rápidamente cuando se calienta o expone a
la luz o a peróxidos. El etilbenceno se transforma en estireno mediante una
deshidrogenación catalítica en presencia de vapor (rendimiento del 90%). Se
comercializa en dos presentaciones: grado técnico 99.2% y el grado polímero
99.6%. Se obtiene en Petroquímica La Cangrejera y se utiliza principalmente
en la producción de poliestireno, hule, látex y otros. Tóxico por ingestión o por
inhalación. Se maneja por medio de ductos, autotanques y carrotanques.
Etilbenceno (feniletano): (ethylbenzene). Líquido incoloro, más denso que el
aire, densidad 0.867 (20°C). Se presenta en tres calidades; técnico, puro y
para investigación. Se produce mediante la alquilación del benceno con etileno
en fase vapor en La Cangrejera, y se usa esencialmente para la producción de
estireno. Es tóxico e irritante.
Etileno, eteno: (Ethylene). Gas incoloro de olor y sabor dulce, densidad
0.5139 (20°C). Se obtiene mediante la desintegración de etano recuperado de
los líquidos del gas natural. El etano con vapor de agua es pirolizado en un
horno a temperatura de 850 a 900°C. Se obtiene en las petroquímicas La
Cangrejera, Morelos, Pajaritos, Escolin y Reynosa, utilizándose principalmente
en la producción de polietileno, acetaldehído, óxido de etileno, dicloroetano y
etilbenceno.
154
Gasolina de absorción: (Absorption gasoline). Gasolina extraída del gas
natural o del gas de refinería. La corriente gaseosa se pone en contacto con
aceite de absorción que finalmente se destila para la obtención de la gasolina.
Glicoles: (Glycol). Grupo de compuestos orgánicos que se caracterizan por
contener en su estructura dos radicales hidroxi. El monoetilenglicol se elabora
mediante la hidratación térmica del óxido de etileno en presencia de un exceso
de agua. El dietilenglicol y trietilenglicol se obtienen como subproductos de la
reacción. La conversión del óxido a glicoles es casi completa. PEMEX los
obtiene en La Cangrejera y Morelos. Son utilizados para deshidratar gases o
hidrocarburos líquidos o para inhibir la formación de hidratos. En los radiadores
automotrices se utilizan como anticongelante, los glicoles comúnmente
utilizados son el etilenglicol, dietilenglicol y trietilenglicol. Los etilenglicoles,
tienen en general poca toxicidad y un límite de explosividad mínima de 3.2%
(aire).
Materia prima para negro de humo. (Carbon black). Hidrocarburo obtenido
del petróleo o del carbón del que se obtiene negro de humo. Se obtiene a
partir de un corte de hidrocarburos de alta aromaticidad. Se utiliza en la
industria del hule sintético y natural para fabricación de llantas, bandas
transportadoras, etc.
Metanol (alcohol metílico, alcohol de madera): (Methyl alcohol,
methanol). Líquido incoloro, volátil muy polar, densidad 0.792 (20/4 °C) y
fórmula CH3-OH. Se sintetiza al reaccionar hidrógeno con monóxido de
carbono, estos dos componentes constituyen el gas de síntesis, que se obtiene
por reformación del gas natural. Actualmente en PEMEX se produce en el
Centro Petroquímico Independencia. Se utiliza en su mayor parte para obtener
tereftalato de dimetilo, formaldehído y metacrilato. Es inflamable y tóxico por
ingestión, causa ceguera.
Naftas: (Naphtha). Nombre genérico aplicado a las fracciones de petróleo
crudo y productos líquidos del gas natural con una temperatura de ebullición
que oscila entre 175 y 240°C.
155
Naftas ligeras: (Light naphtha). Hidrocarburos cíclicos y parafínicos que se
encuentran en el intervalo C4 – C7.
Naftas pesadas: (Heavy naphtha). Hidrocarburos cíclicos y parafínicos que se
encuentran en el intervalo C8+.
Ortoxileno (1,2-dimetilbenceno): (o-xylene). Líquido tóxico, incoloro de
densidad 0.881 a 20/4°C. Fórmula 1,2-C6H4(CH3)2. Se obtiene a partir de la
fraccionadora de aromáticos, donde son separados los xilenos. El o-xileno se
separa de la mezcla de meta y p-xilenos por destilación. Su obtención en
PEMEX se lleva a cabo en Petroquímica la Cangrejera. Se usa para producir
anhídrido ftálico, aunque se puede utilizar en la producción de vitaminas y
síntesis farmacéuticas. Tóxico por ingestión y por inhalación. Se maneja por
medio de autotanques y carrotanques.
Óxido de etileno (Epoxietano): (Ethylene oxide). Compuesto orgánico que a
la temperatura ordinaria se encuentra en forma gaseosa, incoloro, licúa a 12
°C, soluble en compuestos orgánicos, miscible en agua, densidad 0.8711
(20/20 °C). Fórmula (CH2-CH2) O. En Petróleos Mexicanos se obtiene
mediante la oxidación catalítica del etileno en La Cangrejera, Morelos, y
Pajaritos. Se utiliza en la producción de etilénglicoles, tensoactivos,
etanolaminas, etc. Se reporta como un potencial cancerígeno. Se maneja por
medio de carrotanques.
Paraxileno (1,4-dimetilbenceno): (p-xylene). Líquido incoloro o sólido
(cristales monoclínicos incoloros) cuyas temperaturas de fusión y ebullición son
respectivamente 13 y 138°C, densidad 0.861 (20/4°C); soluble en alcohol,
éter y otros solventes orgánicos en todas proporciones; prácticamente
insoluble en agua, es volátil a condiciones atmosféricas e inflamable a
temperaturas superiores a 27°C. Fórmula 1,3-C6H4 (CH3)2. Se produce
mediante la reformación catalítica de nafta, la que se destila para separar los
componentes de la mezcla. En PEMEX su obtención se lleva a cabo en La
Cangrejera. Se utiliza en la producción de dimetiltereftalato (DMT) y para ácido
tereftálico, ambas son materias primas en la industria textil, para la fabricación
156
de fibras poliéster. Tóxico por ingestión e inhalación. Se maneja por medio de
ductos y autotanques
Polietileno de alta y baja densidad: (High density polyethylene (HDP) and
Low density polyethylene (LDPE) Sólido blanco. Su densidad es superior a
0.950 g/cm3 (HDP), o 0.915 g/cm3 (LDPE), temperatura de fusión de 135°C y
115°C respectivamente, insoluble en agua, alta resistencia eléctrica. Fórmula
química (-CH2- CH2-) X. Se obtiene mediante la polimerización del etileno en
presencia de un catalizador a base de aluminio y titanio a presión atmosférica
y a 60 °C, no se requiere utilizar etileno de alta pureza pero sí eliminar las
principales impurezas. En PEMEX, se producen en La Cangrejera (LDPE),
Escolín (HDP y LDPE), Morelos (HDP) y Reynosa (LDPE). Se utilizan
principalmente en la producción de cajas para refresco, botellas, envases,
juguetes, recubrimientos de cable, etc. No es tóxico pero sí inflamable. Se
maneja por medio de sacos de 25 kg.
Polimerización: (Polymerization). Proceso en el que se unen dos o más
moléculas sencillas para formar una molécula más grande llamada polímero.
En la refinación del petróleo la temperatura y la presión son utilizados para
polimerizar hidrocarburos ligeros en moléculas más grandes, como las que se
utilizan para producir gasolinas de alto octano. En la producción de
petroquímicos, se generan uniones para formar plásticos, como son por
ejemplo los polietilenos.
Polímero: (Polymer). Substancia que consiste de grandes moléculas formadas
por muchas unidades pequeñas que se repiten, llamadas monómeros. El
número de unidades que se repiten en una molécula grande se llama grado de
polimerización Ejemplos de polímeros son el polietileno y el polipropileno.
Polipropileno: (Polypropylene). Sólido cristalino de densidad 0.90 g/cm3,
temperatura de fusión entre 168 y 171°C, insoluble en solventes orgánicos, se
ablanda con solventes calientes, fórmula (C3H5)N. En PEMEX se produce en
Morelos. Se utiliza en plásticos, tubos, botellas, pasto artificial, etc. No es
tóxico, arde lentamente.
157
Propileno (propeno): (Propylene): Gas incoloro, asfixiante, inflamable y
explosivo con un aroma ligeramente dulce, soluble en alcohol y éter,
ligeramente soluble en agua; punto de ebullición –47.7 °C, y fórmula
CH3CH=CH2. Se obtiene como subproducto en las plantas catalíticas FCC que
se utilizan para incrementar la cantidad y calidad de las gasolinas. Una
pequeña parte se obtiene como subproducto de las plantas de etileno (al
desintegrarse térmicamente el etano). Actualmente en PEMEX se produce en
La Cangrejera y Morelos. Se comercializan tres grados de pureza: 95% (grado
refinería), 99% (grado polímero) y para investigación o grado químico. Se
utiliza principalmente en la fabricación de acrilonitrilo, tetrámero de propileno,
dodecilbenceno, cumeno y alcohol isopropílico.
Tetrámero de propileno: (Propylene tetramer, tetrapropylene). Líquido
combustible incoloro con características similares al keroseno cuyo rango de
ebullición se encuentra entre los 183 y 218°C. Fórmula (CH2=CH-CH3)4. Se
produce mediante la condensación de cuatro moléculas de propileno en
presencia de un catalizador. En PEMEX se produce en el Centro Petroquímico
Independencia y se utiliza principalmente para producir dodecilbenceno.
Tolueno (Metilbenceno): (Toluene). Líquido incoloro, de olor aromático,
densidad 0.866 (20°C/4), temperatura de ebullición 110°C, soluble en éter,
etanol, acetona, benceno e insoluble en agua y fórmula química C6H5CH3. En
PEMEX se produce mediante la reformación catalítica de naftas aromáticas
(hidroformación) en La Cangrejera. En el proceso se obtiene una mezcla de
hidrocarburos aromáticos. Se aplica en la obtención de benceno, ácido
benzoico entre otros y es usado como solvente de pinturas, lacas y barnices.
Es inflamable, tóxico por inhalación, por adsorción y contacto con la piel. Se
maneja por medio de autotanques y carrotanques.
Urea: (Urea). Polvo blanco, algo higroscópico, semejante al azúcar con un
punto de fusión de 132.7°C, conocido también como carbamida; se
descompone antes de llegar a su temperatura de ebullición; soluble en agua,
alcohol y benceno, contenido de nitrógeno 46.55% en peso, con fórmula
158
CO(NH2)2. La urea se produce por la deshidratación indirecta del carbamato
de amonio, intermediario formado al reaccionar a presión elevada un exceso
de amoniaco con dióxido de carbono. La urea preparada comercialmente se
utiliza en la fabricación de fertilizantes agrícolas. También se utiliza como
estabilizador en explosivos de nitrocelulosa y es un componente básico de
resinas preparadas sintéticamente. Es poco tóxico; no es combustible; tiene
efectos diuréticos y antisépticos en el ser humano.
Distribución y comercialización
PEMEX transporta sus productos entre los centros productores y los centros de
ventas a través de ductos, buquetanques, carrotanques y autotanques con el
objeto de cubrir la demanda en todo el territorio nacional.
Los productos se venden a través de dos modalidades fundamentales: ventas
de mayoreo y ventas de menudeo. Las ventas al mayoreo se llevan a cabo en
tres tipos de centros: el centro productor; el centro embarcador y las
terminales marítimas, destinados fundamentalmente a la distribución de
grandes volúmenes. La segunda modalidad de distribución, la de ventas al
menudeo, la integran 77 centros de ventas de PEMEX Refinación en todo el
territorio nacional, quienes concentran su actividad en las ventas a las
estaciones de servicio y a los consumidores particulares.
Para distribuir sus productos, PEMEX elabora mensualmente un programa de
distribución tomando en cuenta, entre otras, las siguientes variables: la
demanda regional, el proceso de crudo y los correspondientes rendimientos del
producto en cada Refinería, los precios en el mercado interno y los costos
unitarios de distribución.
Petróleos Mexicanos comercializa sus productos en el extranjero por medio de
PMI Comercio Internacional, quien compra, vende y transporta hidrocarburos
elaborados por los cuatro organismos subsidiarios.
Autotanque: (Tank truck). Transporte utilizado y acondicionado para
transportar productos petrolíferos o petroquímicos. Es el medio de transporte
159
más flexible con que se cuenta, ya que su velocidad de respuesta a la
presentación de requerimientos es la mayor, y prácticamente no requiere de
infraestructura previa para su utilización. Por otra parte, es el de mayor costo
unitario.
Barcaza: (Barge). Depósito remolcado por un barco. No es un barco ya que no
es impulsado por sí mismo. Son utilizados para transportar productos
petrolíferos por ríos, lagos, etc. Un sistema de perforación puede ser
ensamblado sobre una barcaza, y puede ser utilizada para perforar pozos en
lagos.
Boya: (Anchor buoy). Marca flotante utilizada en sistemas de señalamiento,
restringiendo áreas de exploración, explotación o derrame.
Buquetanque: (Tank barge). Buque dividido en compartimentos que son
utilizados para transportar petróleo crudo y/o sus derivados. Es el medio de
transporte de costo unitario de operación relativamente bajo y que permite la
realización de grandes economías de escala. Sin embargo, sus requerimientos
de infraestructura son grandes y costosos, tanto por la adquisición del
buquetanque como por la realización de las obras portuarias que requiere para
operar. Es un medio de transporte muy adecuado cuando se trata de mover
grandes volúmenes a grandes distancias.
Cabotaje: tráfico marítimo en las costas de un mismo país.
C&F: (Cost and Freight). Término de comercio internacional que significa costo
y flete. El vendedor debe pagar los costos y fletes necesarios para llevar la
mercancía al punto de destino. El riesgo de pérdida o daño, así como el de
cualquier aumento de los costos se transfiere del vendedor al comprador,
cuando la mercancía pasa la borda del buque en el puerto de embarque.
Carrotanque: (Tank car). Vagón de ferrocarril, utilizado para transportar
líquidos.
160
CIF: (Cost, Insurance and Freight). Costo, Seguro y Flete. Este término indica
que el vendedor cubre el costo y flete y además tiene que adquirir un seguro
contra el riesgo de pérdida o daño de la mercancía durante el transporte. El
vendedor establece el contrato con el asegurador y paga la prima del seguro.
Conocimiento de embarque, guía de transporte: (Bill of lading). Es el
recibo firmado por el porteador o una persona que actúa en representación del
mismo, expedido por el cargador, en el que se reconoce que han sido
embarcadas en determinado medio de transporte y con determinado destino
las mercancías que en él se describen. Es la prueba de que la mercancía ha
sido embarcada.
Chalán: especie de barco usado algunas veces para transportar una gran
variedad de productos por los canales.
Diablo: (Pig). Término petrolero utilizado para describir al equipo utilizado
para limpiar e inspeccionar ductos. Para efectuar la limpieza, el diablo se
introduce en el ducto y es conducido por la presión de operación a través de él.
Un ―diablo instrumentado‖ es aquél que se encuentra equipado con sensores
que verifican los niveles de corrosión o defectos en el ducto.
Disponibilidad: (Availability). Volumen de productos intermedios o finales que
están listos para ser utilizados para autoconsumo, venta, o carga a plantas.
Distribución: (Distribution). Conjunto de actividades destinadas
primordialmente al transporte de hidrocarburos y sus derivados, hacia distintos
lugares, ya sea de proceso, almacenamiento o venta, a través de ductos,
barcos, autotanques o carrotanques.
Dique: (Dike). Muro que se construye para contener líquidos. En el caso de las
embarcaciones es el lugar donde se limpian, construyen o reparan. En
términos de almacenamiento este obstáculo contiene derrames de
combustibles.
161
Ducto. (Pipeline). Tuberías conectadas, generalmente enterradas o colocadas
en el lecho marino, que se emplean para transportar petróleo crudo, gas
natural, productos petrolíferos o petroquímicos utilizando como fuerza motriz
elementos mecánicos, aire a presión, vacío o gravedad; exteriormente se
protegen contra la corrosión con alquitrán de hulla, fibra de vidrio y felpa de
asbesto, variando su espesor entre 2 y 48 pulgadas de diámetro según su uso
y clase de terreno que atraviesen. Es el medio de transporte que ofrece
máxima economía de operación y máxima vida útil, pero es también el que
requiere el máximo de inversión y presenta el mínimo de flexibilidad.
Estación de Servicio: (gasolinería) (Service Station). Lugar donde se venden
combustibles automotrices, productos elaborados por la industria de la
refinación. Estas pueden ser propiedad de Petróleos Mexicanos o bien
franquiciadas. De acuerdo al conjunto de servicios que ofrezcan se clasifican
de, dos estrellas y tres estrellas.
Entrega a ventas: (Production to be sold). Producción neta ± variación de
inventarios ± traspasos a otros productos fuera del centro productor.
FOB: (Free on Board). El vendedor entrega la mercancía en el puerto o espacio
terrestre convenido en el contrato de compraventa. Se transfiere el riesgo de
pérdida o daño del vendedor al comprador cuando la mercancía ha pasado la
borda o estribo del transporte, esto es, que el vendedor asume toda la
responsabilidad y costos hasta el punto específico de entrega.
Gasoducto: (Natural line). Ducto usado para el transporte de gas.
Inventario: (Stock). Lista en que se detallan los bienes y sus cantidades o
existencias ya sea de productos terminados o en proceso, materias primas,
máquinas herramientas, etc. pertenecientes a la entidad, a una fecha
determinada.
Mercado spot: (Spot market). Mercado internacional en el que el crudo o sus
derivados son vendidos para entrega inmediata a precio corriente (precio
―spot‖).
162
Oleoducto: (Crude line). Ducto usado para el transporte de crudo.
Pérdidas (mermas). (Losses).Son aquellas disminuciones de volumen que
ocurren durante las actividades que se realizan desde que el producto es
manufacturado hasta que llega al consumidor final. Entre otras cabe mencionar
las pérdidas por almacenamiento, transporte y distribución.
Poliducto: (Products pipeline). Ducto usado para el transporte de productos
petrolíferos y petroquímicos.
Precio al público: (End user). Precio de venta de los productos terminados a
los consumidores, incluye impuestos (IVA, IEPS, etc.):
Precio interorganismo: precio que establece PEMEX con base en sus políticas
de precios para valuar los productos que son objeto de intercambio entre sus
organismos subsidiarios. Dicho precio incorpora ajuste por calidad y costo de
logística en función del balance entre oferta y demanda de cada producto en el
mercado nacional:
Precio interorganismo = precio de referencia + ajuste por calidad + costo neto
de logística.
Precio de referencia: precio que se toma en los mercados relevantes para el
comercio de hidrocarburos que produce o adquiere PEMEX. Dicho precio es el
más representativo para simular las condiciones de competencia en un
mercado abierto.
Precio de reventa: (Resale price). Precio que se fija a otra filial u organismo
para que revenda el producto.
Precio de transferencia: (Transfer price). Precio que se asigna a las
corrientes en el interior de un complejo, centro de proceso (entre plantas).
Precio informativo: (Informative price). Se refiere al precio utilizado como
insumo base de una fórmula de precios de referencia para fijar el precio de
exportación del crudo y/o productos.
163
Precio netback: (Netback price). Es el precio que dadas su características de
competitividad en el mercado internacional para aquellos productos que PEMEX
produce o adquiere, se considera como el más representativo para simular las
condiciones de competencia en un mercado abierto.
Precio productor: (Producer price). Precio del producto terminado valuado en
la puerta del centro donde se produce.
Terminal de Almacenamiento y Reparto: (TAR). Conjunto de instalaciones
destinadas al recibo, almacenamiento, entrega y reparto de productos
derivados del petróleo, que generalmente abastece a su zona, sin embargo,
también puede apoyar a abastecer otras zonas, dependiendo del tamaño de la
instalación.
Existen varias terminales localizadas a lo largo del país y éstas pueden ser
marítimas o terrestres. Las TAR se localizan en puntos estratégicamente
seleccionados, por razones de demanda, configuración geográfica y vías de
comunicación.
Variación de inventarios: (Stocks change). La variación en los inventarios
refleja la diferencia entre el nivel de inventarios de cierre con respecto al nivel
de inventarios de inicio del periodo analizado. Una diferencia positiva refleja
una acumulación de inventarios y una negativa, disminución.
Ventas externas: (External sales). Ventas que PEMEX factura a sus clientes
fuera del territorio nacional.
Ventas Internas: (Domestic sales). Ventas que PEMEX factura a sus
distribuidores en el territorio nacional o que efectúa directamente a clientes
nacionales para uso final e intermedio. El valor de las ventas excluyen
impuestos (IEPS e IVA) y comisiones a distribuidores.
GLOSARIO COMPLEMENTARIO
Otros términos técnicos
164
Adsorción: (Adsorption). Retención superficial de los átomos, iones o
moléculas de un gas o líquido (adsorbato) por un sólido o líquido (adsorbente).
Agencia Internacional de Energía, AIE. (International Energy Agency, IEA).
Establecida en noviembre de 1974, como una entidad autónoma dentro de la
OCDE (OECD) para implementar un programa internacional de energía. Sus
propósitos básicos son: monitorear la situación energética mundial y
desarrollar estrategias para proveer energía durante tiempos de emergencia.
Aguas residuales: (Residual water). Aguas de composición variada
provenientes de las descargas de usos municipales, industriales, comerciales,
de servicios, agrícolas, pecuarios, domésticos y en general de cualquier otro
uso, así como la mezcla de ellas.
Auditoría ambiental: (Environmental auditory). Proceso de verificación
sistemática y documentada para obtener y evaluar objetivamente pruebas que
determinen si las actividades ambientales especificadas, acontecimientos,
condiciones, sistemas administrativos o la información acerca de estas
cuestiones se ajustan a los criterios de auditoría y comunicar los resultados de
este proceso al cliente.
Balance de materiales: (Mass balance). Para tomar en cuenta el flujo de
material que entra y sale de un sistema, la forma generalizada de la ley de la
conservación de la materia se expresa como un balance de materiales, que no
es otra cosa más que una contabilidad de flujos y cambios de masa en el
inventario de masa del sistema, lo que indica que la acumulación es igual a las
entradas menos las salidas.
Balance energético: (Energy balance). Cuenta en la que se muestra el
conjunto de relaciones de equilibrio que contabiliza los flujos físicos por los que
la energía se produce, se intercambia con el exterior, se transforma, se
consume, etc. todo esto calculado en una unidad común, para un periodo
determinado (generalmente un año).
165
BTU: (British Thermal Unit). Unidad Térmica Británica. La cantidad de calor
que se requiere para incrementar en un grado Fahrenheit la temperatura de
una libra de agua pura bajo condiciones normales de presión y temperatura.
Calor específico: (Specific heat). Cantidad de calor necesaria para elevar la
temperatura de una unidad de masa de una substancia en un grado. En el
Sistema Internacional de Unidades, el calor específico se expresa en julios por
kilogramo y grados Kelvin; en ocasiones también se expresa en calorías por
gramo y grado centígrado. El calor específico del agua es una caloría por
gramo y grado centígrado, es decir, hay que suministrar una caloría a un
gramo de agua para elevar su temperatura en un grado centígrado.
Certificado de Emisión: (Emission certificate). Es un documento expedido
por la SEMARNAP que acredita la cantidad de contaminantes arrojados a la
atmósfera que puede emitir una fuente fija en un año de acuerdo a su
capacidad nominal y al nivel regional de emisiones.
CNGM: Costa Norteamericana del Golfo de México.
Comburente: Es aquella substancia que oxida a los combustibles, es decir,
activa o inicia la combustión, siendo el más común el oxígeno, aunque en
casos especiales existen otros, como los cloratos y los bromatos .
Combustible: (Fuel). Se le denomina así a cualquier substancia usada para
producir energía calorífica a través de una reacción química o nuclear. La
energía se produce por la conversión de la masa combustible a calor.
Combustibles fósiles líquidos o gaseosos: (Fossil fuel). Son los derivados
del petróleo crudo y gas natural tales como petróleo diáfano, gasolinas, diesel,
combustóleo, gasóleo, gas L.P., butano, propano, metano, isobutano,
propileno, butileno o cualquiera de sus combinaciones.
Combustibles sólidos: (Solid fuel). Son las variedades de carbón mineral y
coque de petróleo cuyo contenido fijo de carbono varía desde 10% hasta 90%
en peso.
166
Combustión: (Combustion). Reacción química rápida entre sustancias
combustibles y un comburente, generalmente oxígeno que usualmente es
acompañada por calor y luz en forma de flama. El proceso de combustión es
comúnmente iniciado por factores como calor, luz o chispas, que permiten que
los materiales combustibles alcancen la temperatura de ignición específica
correspondiente.
Condensación: (Condensation). Es el resultado de la reducción de
temperatura causada por la eliminación del calor latente de evaporación, a
veces se denomina condensado al líquido resultante del proceso. La
eliminación de calor reduce el volumen del vapor y hace que disminuyan la
velocidad de sus moléculas y la distancia entre ellas
Según la teoría cinética del comportamiento de la materia, la pérdida de
energía lleva a la transformación del gas en líquido.
Consumo energético: (Energetic consumption). Consumo de producto tales
como gasolinas, gas natural, diesel, gas licuado, electricidad, combustóleo,
querosenos, etc. que tienen como fin generar calor o energía, para uso en
transporte, industrial o doméstico.
Consumo no energético: (No energetic consumption). Consumo de
productos tales como gasolinas, gas natural, diesel, gas licuado, electricidad,
combustóleo, querosenos, etc. para uso como materia prima en procesos.
Consumo propio (autoconsumo): (Own use). Consumo de energía para
producir energía primaria y/o secundaria que el propio sector utiliza para su
funcionamiento, por ejemplo, el uso de gasolina y diesel que requieren los
motores.
Densidad: (Density). Magnitud que representa a la masa de una substancia
entre el volumen que ocupa. En el Sistema Internacional la unidad utilizada es
el kg/l.
167
Deshidratación: (Dehidratation). Acción de extraer líquidos de los
gasoductos; también la extracción de agua del crudo emulsionado y de
corrientes de hidrocarburos líquidos y/o gaseosos.
Desorción: (Desorption). Proceso inverso a la adsorción en el que el material
adsorbido es removido del adsorbente.
Diferencia estadística: (Statistical difference). Es la diferencia encontrada
entre puntos de medición, en un balance, y pueden ser por pérdidas por
evaporación, compresión y transporte.
Ebullición: Es el proceso físico que se presenta al igualarse la presión de
vapor de un líquido a la presión atmosférica existente sobre dicho líquido.
Durante la ebullición se forma vapor en el interior del líquido, que se sale a la
superficie en forma de burbujas.
Energía final: (Final energy). Es aquella energía, primaria o secundaria, que
es utilizada directamente por el consumidor final. Es la energía tal que entra al
sector consumo y se diferencía de la energía neta (sin pérdidas de
transformación, transmisión, transporte, distribución y almacenamiento) por el
consumo propio del sector energía. Incluye al consumo energético y no
energético.
Energía no aprovechada: (Unused energy). Es la energía que por la
disponibilidad técnica y/o económica de su explotación, actualmente no está
siendo utilizada, como por ejemplo: petróleo crudo derramado, gas enviado a
la atmósfera, etc.
Energía primaria: (Primary energy). Se entiende por energía primaria a las
distintas formas de energía tal como se obtienen de la naturaleza, ya sea, en
forma directa como en el caso de la energía hidráulica o solar, la leña, y otros
combustibles vegetales; o después de un proceso de extracción como el
petróleo, carbón mineral, geoenergía, etc.
168
Energía secundaria: (Secondary energy). Se le denomina así a los diferentes
productos energéticos que provienen de los diversos centros de transformación
y cuyo destino son los sectores de consumo y/o centros de transformación.
Energía útil: (Useful energy). Es la energía realmente utilizada en los
procesos energéticos finales, en razón de que no toda la energía que entra a
un sistema consumidor es aprovechada y depende en cada caso de la eficiencia
de los equipos consumidores. Es aquella energía neta a la que se le han
descontado las pérdidas por utilización del equipo o artefacto donde se
consumen al nivel del usuario. Se aplica tanto al consumo propio como al
consumo final, energético.
Evaporación: (Evaporation). Conversión gradual de un líquido en gas sin que
haya ebullición. Las moléculas de cualquier líquido se encuentran en constante
movimiento, la velocidad media (o promedio) de las moléculas sólo depende
de la temperatura, pero puede haber moléculas individuales que se muevan a
una velocidad mucho mayor o mucho menor que la media. A temperaturas por
debajo del punto de ebullición, es posible que moléculas individuales que se
aproximen a la superficie con una velocidad superior a la media tengan
suficiente energía para escapar de la superficie y pasar al espacio situado por
encima como moléculas de gas. Como sólo se escapan las moléculas más
rápidas, la velocidad media de las demás moléculas disminuye; dado que la
temperatura, a su vez, sólo depende de la velocidad media de las moléculas, la
temperatura del líquido que queda también disminuye.
Fluido: (Fluid). Substancia que cede inmediatamente a cualquier fuerza
tendiente a alterar su forma, con lo que se desplaza y se adapta a la forma del
recipiente. Los fluidos pueden ser líquidos o gases.
ISO 9000: Término aplicado a una serie de estándares patrocinados por la
Organización Internacional para la Estandarización (ISO por sus siglas en
ingles). La ISO creó ISO 9000 con el propósito de uniformar los sistemas de
calidad que deben establecerse por las compañías de fabricación y servicios
alrededor del mundo. Es consecuencia de y casi paralelo al estándar británico
169
BS-5750. Es además, prácticamente idéntico, en la mayoría de los aspectos, al
estándar europeo EN-29000 y al estándar americano Q90 patrocinado por la
Sociedad Americana para Control de la Calidad. ISO 9000 es un sistema para
establecer, documentar y mantener un procedimiento que asegure la calidad
del producto final.
Mantenimiento predictivo: Grupo de técnicas para diagnóstico, que
generalmente consisten en mediciones y registros para interpretaciones
periódicas que indican el comportamiento del equipo en determinado tiempo,
de tal forma que proporciona la posibilidad de adelantarse a la falla y hacer las
correcciones correspondientes, que permitan conservar el equipo en operación
adecuada.
Mantenimiento preventivo: (Preventive maintenance). Estas técnicas tienen
su fundamento en la estadística y la revisión periódica y sistemática que
permitan tomar las medidas precisas para evitar una falla. El mantenimiento
preventivo nos permite planear y programar el mantenimiento correctivo. Con
esta técnica se fijan los periodos de recambio de sus partes y cambios
oportunos de los equipos de relevo.
Mantenimiento correctivo: (Corrective maintenance). Se refiere a
reparaciones o rehabilitaciones del equipo que ha sido dañado o deteriorado
por condiciones inadecuadas de las variables de operación o bien por el
desgaste normal de una operación sostenida en un lapso prolongado.
OPEP: (OPEC, Organization of Petroleum Exporting Countries). Organización
de Países Exportadores de Petróleo. Organización internacional que se ocupa
de coordinar las políticas relativas al petróleo elaboradas por sus miembros. La
OPEP, que fue fundada en 1960, está constituida por 12 países: Argelia,
Indonesia, Irán, Irak, Kuwait, Libia, Nigeria, Katar, Arabia Saudita, Emiratos
Árabes Unidos y Venezuela (Ecuador se incorporó en 1973, pero abandonó la
organización en 1992). La sede de la OPEP se encuentra en Viena (Austria). Su
autoridad suprema es la Conferencia, compuesta por altos representantes de
los gobiernos miembros, que se reúnen al menos dos veces al año para definir
170
las líneas políticas a seguir respecto a las exportaciones petroleras. El Comité
de Gobernadores aplica las resoluciones de la Conferencia y gestiona la
organización.
PEP: Siglas con las que se conoce al Organismo PEMEX Exploración y
Producción, que forma parte del Grupo PEMEX. Su objetivo principal es
mantener los niveles globales de producción de petróleo crudo e incorporar
reservas probadas de hidrocarburos que aseguren la disponibilidad a largo
plazo.
PGPB: Siglas con las que se conoce al organismo PEMEX Gas y Petroquímica
Básica, que forma parte del Grupo PEMEX. Su objetivo principal es procesar
gas natural y líquidos del gas natural, transportar, distribuir y comercializar
gas natural y gas licuado en el territorio nacional, producir y comercializar
petroquímicos básicos para la industria petroquímica.
PMI: Siglas con las que se conoce a PMI Comercio Internacional S.A. de C.V.,
empresa en la que Petróleos Mexicanos participa con parte del capital social.
PMI Comercio Internacional tiene a su cargo la realización de operaciones de
comercio exterior de PEMEX como son la exportación de petróleo crudo y la
exportación e importación de productos petrolíferos y petroquímicos, químicos
y catalizadores.
Poder calorífico: (Calorific value). Cantidad de calor producida por la
combustión completa de una substancia combustible. Esta puede ser medida
seca o saturada con vapor de agua; ―neta‖ o ―bruta‖. El término bruta significa
que el vapor de agua producido durante la combustión ha sido condensada a
líquido, liberando así su calor latente. Por otro lado, ―neta‖ significa que el
agua se mantiene como vapor. La convención utilizada es ―seco‖ y ―bruta‖.
PPQ: Siglas con las que se conoce al Organismo PEMEX Petroquímica, que
forma parte del Grupo PEMEX. Su objetivo principal es elaborar y comercializar
diversos productos petroquímicos que sirven de base para la industria
manufacturera y química.
171
Potencial de hidrógeno (pH). (Potential hydrogen). Medida de la acidez o
alcalinidad de un sistema. La temperatura de referencia para el pH es 25°C y
su escala va de 0 (altamente ácido) a 14 (altamente básico), para pH = 7 la
solución es neutra.
PR: Siglas con las que se conoce al organismo PEMEX Refinación, que forma
parte del Grupo PEMEX. Su objetivo principal es transformar el petróleo crudo
en productos petrolíferos que cumplan con las más estrictas normas ecológicas
y satisfacer la creciente demanda interna a través de su compleja red de
distribución.
Subproducto: (Byproduct). Producto que se obtiene en forma secundaria
durante el proceso de manufactura de otro (producto principal de la reacción).
Techo flotante: (Floating roof). Cubierta que reposa sobre la superficie de
hidrocarburos líquidos contenidos en un tanque y flota con el nivel del líquido.
Un techo flotante elimina el vapor contenido arriba del líquido en el tanque y
conserva las fracciones ligeras del líquido.
Temperatura crítica: (Critical temperature). Temperatura a partir de la que
dejan de presentarse dos fases fluidas (líquido y gas) existiendo solo una fase
fluida.
Temperatura de autoignición (combustión espontánea): (Autoignition).
La temperatura mínima a la que los vapores del derivado del petróleo
mezclados con aire se inflaman sin fuente externa alguna de ignición. El
trabajo de los motores Diesel de combustión interna se basa precisamente en
esta propiedad de los derivados del petróleo. La temperatura de autoignición
es varios centenares de grados superior a la de inflamación.
Temperatura de ignición: (Ignition temperature). La temperatura mínima a
que los vapores del producto analizado, al introducir una fuente externa de
inflamación, forma una llama estable que no se extingue. La temperatura de
ignición siempre es más alta que la de inflamación y con frecuencia la
diferencia es de varias decenas de grados.
172
Tratado de libre comercio (TLC): . Pacto económico, cuyo nombre original
es North American Free Trade Agreement (NAFTA), que establece la supresión
gradual de aranceles y otras barreras al libre cambio en la mayoría de los
productos fabricados o vendidos en América del Norte, la eliminación de
barreras a la inversión internacional, y la protección de los derechos de
propiedad intelectual. El TLC fue firmado por Canadá, México y Estados Unidos
el 17 de diciembre de 1992 y entró en vigor el 1 de enero de 1994.
Viscosidad: (Viscosity). Propiedad de un fluido que tiende a oponerse a su
flujo cuando se le aplica una fuerza. La viscosidad en países se define como la
magnitud de la fuerza (medida en dinas por centímetro cuadrado de superficie)
necesaria para mantener —en situación de equilibrio— una diferencia de
velocidad de 1 cm por segundo entre capas separadas por 1 cm. La viscosidad
del agua a temperatura ambiente (20 °C) es de 0,0100 poises; en el punto de
ebullición (100 °C) disminuye hasta 0,0028 poises.
Términos financieros
Activos: (Assets). Son aquellos bienes que todavía están inmersos en el
proceso de producción y los bienes finales pendientes de distribución, los
principales activos de una empresa son: sus instalaciones y maquinaria, sus
existencias inventariadas de materias primas y productos semiterminados.
También hay que añadir las deudas pendientes de cobro, por ejemplo, el cobro
de bienes vendidos pero no cobrados, o el cobro de intereses por activos
financieros.
ADEFAS: Adeudos fiscales de ejercicios anteriores. Es el conjunto de
obligaciones contraídas, registradas y autorizadas de ejercicios fiscales
anteriores con cargo al ejercicio presupuestal corriente.
Amortización de deuda: (Repayment, amortization). Es el pago parcial o
total de capital en la forma y en los términos convenidos, no incluye el pago de
intereses.
173
Aprovechamientos: Son todas aquellas percepciones por concepto de
recargos, multas y demás ingresos de derecho público, no clasificables como
impuestos, derechos o productos.
Asignación: (Allocation). Término utilizado para indicar el importe del
presupuesto autorizado por el poder legislativo a los organismos que
componen el sistema.
Asignación definitiva: (Final allocation). Indica el monto modificado de la
asignación original más las afectaciones presupuestarias que pueden ser
ampliaciones o reducciones.
Backwardation: Cuando el precio actual de un activo subyacente es mayor
que el precio futuro estimado.
Balance general: (Financial Balance sheets). Es un documento contable que
nos muestra el activo, pasivo y patrimonio a una fecha determinada. Se
presenta en forma consolidada global y por organismo subsidiario.
Bonos: (Bonus). Instrumento de crédito legal mediante el que se adquiere el
compromiso de pagar una cantidad prefijada en una fecha concreta, cuando se
cumplan determinados requisitos.
Capital contable: (Equity). Representa la parte de los activos de una empresa
financiados por accionistas preferentes y comunes.
Capital real: (Actual assets). Se refiere a activos productivos de largo plazo
(planta y equipo).
Capitalización: (Capitalization). Proceso en el que se integran al capital los
intereses.
Colocación privada: (Private allocation). La venta de valores directamente a
una institución financiera por una empresa. Se elimina el intermediario y se
reduce el costo de colocación para la compañía.
174
Colocación pública: (Public allocation). La venta de valores entre el público a
través del proceso tradicional de la casa de bolsa como intermediario. Las
colocaciones públicas deben ser registradas ante la comisión de valores.
Compra de activos: (Assets purchase). Un método de contabilidad financiera
para registrar las fusiones en la que la diferencia entre el precio de compra y el
valor en libros ajustado se reconoce como crédito mercantil y se amortiza a
través de un periodo máximo de 40 años.
Concesión: (Concession). Cesión gubernamental mediante la que se otorga a
un particular derechos para la explotación o usufructo de una propiedad de la
nación.
Contabilidad a pesos constantes (Actualizada): Es uno de los métodos
para reexpresar los estados financieros que han sido aprobados por el Financial
Accounting Standards Board. Los estados financieros habrán de ajustarse para
presentar precios actuales, utilizando el índice de precios al consumidor.
Generalmente esta información se presenta como notas aclaratorias o estados
complementarios a los estados financieros.
Contabilidad de costos actualizados: Uno de los métodos reconocidos para
reexpresar estados financieros aprobados por el Financial Accounting
Standards Board en 1979. Los estados financieros se ajustan para presentar
información de costos actualizados más que un índice. Esta información se
presenta como información complementaria.
Costos fijos: (Fixed cost). Costos que permanecen relativamente constantes
sin importar el volumen de operaciones. Como ejemplos se incluyen las rentas,
depreciación, impuestos sobre la propiedad y ciertos gastos administrativos.
Costos para mantener inventarios: (Inventories cost). Incluye partidas
tales como intereses, costos de almacenamiento, seguros y gastos de manejo
de materiales.
175
Costos variables: (Variable cost). Costos que fluctúan en forma directa con
un cambio en el volumen de producción. Como ejemplo se incluyen las
materias primas, mano de obra directa de fábrica y comisiones a vendedores.
Depreciación: (Depreciation). En contabilidad, proceso para asignar de forma
sistemática y racional el costo de un bien de capital a lo largo de su periodo de
vida. La depreciación contabiliza la disminución del potencial de utilidad de los
activos invertidos en un negocio, debido al desgaste físico del activo provocado
por el uso frecuente, al deterioro por la acción de los elementos, a la
obsolescencia por cambios tecnológicos o a la introducción de nuevas y
mejores máquinas y métodos de producción. El término depreciación también
se puede aplicar a las unidades monetarias para expresar su devaluación
debida a la inflación o a la menor demanda de dicha moneda frente a otras.
Derechos: Son las obligaciones fiscales establecidas por el poder público,
conforme a la ley, en pago de un servicio.
Devengado: (To be owed). Es el registro de un ingreso o un gasto en el
periodo contable a que se refiere, a pesar de que el recibo requerido o el
desembolso puede ser hecho, en el mismo periodo o posteriormente.
Endeudamiento neto: (Net debt). Diferencia que resulta al comparar los
egresos por amortización de deuda con los ingresos por colocación de
empréstitos (disposiciones).
Estado de resultados: (Income statement). Un estado financiero que mide la
rentabilidad de la empresa a través de un periodo. Todos los gastos se restan a
las ventas para así obtener la utilidad neta.
Estados de resultados proforma: (Income statement forecast). Una
proyección de ventas anticipadas, gastos y utilidades pronosticadas.
Estados financieros consolidados: (Consolidated financial statement). Son
los documentos que muestran cuantitativamente, el origen y la aplicación de
176
los recursos utilizados por las empresas con los objetivos establecidos,
mostrando el resultado obtenido, su desarrollo y la situación que guarda.
Estados financieros proforma: (Financial statement forecast). Una serie de
estados financieros proyectados. De principal importancia se incluyen el estado
de resultados proforma, balance proforma y el presupuesto de efectivo.
Estados presupuestarios consolidados: Documentos que reflejan el
conjunto de erogaciones que realiza el sector central y el paraestatal, con
cargo al Presupuesto de Egresos de la Federación.
Flujo de efectivo: Estado financiero que presenta el balance de los ingresos y
egresos efectuados por cada uno de los organismos y en forma consolidada.
Los ingresos se encuentran representados por ventas internas, ventas
interorganismos, exportaciones e ingresos varios y los egresos por gastos de
operación e inversión, compras interorganismos, impuestos directos e
indirectos, pago de intereses y rendimientos.
Gasto de inversión: Total de las asignaciones destinadas a la creación de
bienes de capital y conservación de los ya existentes, a la adquisición de
bienes inmuebles y valores por parte de la empresa, así como los recursos
transferidos a las subsidiarias para los mismos fines.
Gasto de operación: Importe de las erogaciones que se efectúan para el
desarrollo de las funciones administrativas y de producción, como son: gastos
en mano de obra, adquisición de materiales, conservación, mantenimiento y
servicios generales. Estas operaciones no incrementan los activos de la
empresa.
IEPS: Impuesto Especial Sobre Producción y Servicios, (Special Tax on
Production and Services). Impuesto en el que el Gobierno Federal grava el
autoconsumo y la venta de gasolinas, diesel, y gas natural de carburación que
PEMEX Refinación y PEMEX Gas y Petroquímica Básica efectúan a
expendedores autorizados, quienes a su vez venden directamente al
consumidor final.
177
Impuesto Directo: (Direct Tax). Carga impuesta por el gobierno a las
personas físicas y morales directamente sobre sus ingresos o utilidades
respectivamente. El impuesto sobre la renta de las personas físicas y el
impuesto sobre el beneficio de las sociedades son ejemplos de este impuesto y
las principales fuentes de recursos de los gobiernos de los países.
Impuestos indirectos: (Indirect Tax). Impuestos que gravan la venta y el
consumo de bienes específicos. Los impuestos indirectos pueden ser, bien de
cuantía fija, aumentando en una misma cantidad el precio de todos los bienes
que gravan o bien un porcentaje del precio inicial, por lo que aumentará más el
precio de los bienes más caros, por ejemplo: IVA, IEPS, y aprovechamiento
sobre gas, gasolinas y otros.
IVA: (Value Added Tax). Impuesto al Valor Agregado.
Ministración: Término utilizado en el sistema petrolero para indicar el envío
de dinero por parte del Corporativo de PEMEX a los Organismos.
Operaciones Ajenas: Término utilizado para describir aquellas operaciones
realizadas por PEMEX y los Organismos Subsidiarios y que no son propias del
negocio. Por ejemplo, las recuperables como son: préstamos, fondo de ahorro,
y las que son a cuenta de terceros: retención del ISR a empresas fuera del
sistema petrolero. Existen ingresos y egresos por operaciones ajenas.
PIDIREGAS: Término con el que se le conoce al grupo de proyectos de
infraestructura productiva de largo plazo.
Proyectos de Inversión Estratégica: (Strategic investment project). Son
aquéllos que su realización obedece a decisiones que comprometen el rumbo
de la institución; que en el corto y mediano plazo utilizan grandes cantidades
de recursos de la empresa y que requieren de largos periodos de maduración.
Proyectos de inversión operacionales: (Operational investment project).
Son aquéllos que responden a problemas operativos de corto plazo; sus
montos de inversión son proporcionalmente menores a los requeridos por los
178
proyectos de inversión estratégicos; sus lapsos de maduración son cortos para
poder dar respuesta a las necesidades inmediatas y generalmente, se trata de
proyectos complementarios o de mantenimiento de la planta productiva actual.
Resultado de operación: Estado de resultados que muestra a nivel
devengado la utilidad o pérdida alcanzada por los organismos subsidiarios en
su operación productiva y comercial que resulta de la diferencia entre los
ingresos y los egresos totales. Los ingresos se encuentran representados por:
ventas internas, ventas interorganismos, exportaciones e ingresos varios y los
egresos por variables (compras interorganismos e importaciones), y fijos
(gastos de operación, reserva laboral, gastos corporativos y depreciación).
Este estado no incluye intereses e impuestos.
Abreviaturas utilizadas
ASA Aeropuertos y Servicios Auxiliares
°C Grados centígrados
°F Grados Fahrenheit
ABS Acrilonitrilo, Butadieno, Estireno
API American Petroleum Institute
b Barriles
bd Barriles por día
bpce Barriles de petróleo crudo equivalente
Btu Unidad Térmica Británica
C3 Propano y propileno. C3+ incluye más pesados
C4 Butanos y butenos
C5 Pentanos, pentenos y pentadienos
179
C6 Hexanos, hexenos, hexadienos y benceno
C7 Heptanos, heptenos, heptadienos y tolueno
C8 Octanos, octenos, octadienos y xilenos
cm Centímetros
cm2 Centímetros cuadrados
CSt Centistocks
FCC Desintegración Catalítica de Lecho Fluidizado
FOB Libre a bordo (LAB)
g Gramos
gal Galones
GLP Gas Licuado del Petróleo
GLR Gas Licuado de Refinería
HDPE Polietileno de alta densidad
HDS Hidrodesulfuradora
IEPS Impuesto especial sobre producción y servicios
ISO Organización Internacional para la Estandarización
ISR Impuesto sobre la renta
IVA Impuesto al Valor Agregado
kg Kilogramos
Km Kilómetros
180
l Litros
lb Libras
LDPE Polietileno de baja densidad
m Metros
m3 Metros cúbicos
máx Máximo
mg Miligramos
mín Mínimo
ml Mililitros
mmHg Milímetros de mercurio
MMpc Millones de pies cúbicos
MON Número de octano que se mide simulando las condiciones de manejo en
carretera
Mpc Miles de pies cúbicos
MTBE Metil-terbutil-éter
OCDE Organización para la Cooperación y Desarrollo Económico
pc Pies cúbicos
PEMEX Petróleos Mexicanos
plg2 Pulgadas cuadradas
ppm Partes por millón
PVR Presión de Vapor Reducida
181
RON Número de octano que se mide simulando las condiciones de manejo en
una ciudad
SCT Secretaría de Comunicaciones y Transporte
SEMARNAP Secretaría del Medio Ambiente, Recursos Naturales y Pesca
SSF Standard Saybolt Furol
TAME Teramil-metil-éter
TCC Desintegración Térmica Catalítica
TFE Temperatura Final de Ebullición
TLC Tratado de Libre Comercio
vol Volumen
182
ANEXOS
“ROCA FUENTE GENERADORA”
Tablas auxiliares para determinar el potencial generador y madurez
de las rocas
Tabla del potencial generador en relación al porcentaje de carbono orgánico
presente en las rocas
% Carbono orgánico Potencial
0.01 – 0.2 Muy pobre
0.21 – 0.5 Pobre
0.51 – 1.0 Regular
1.01 – 3.0 Rico
Mayor de 3.0 Muy Rico
ANÁLISIS POR MEDIO DEL ROCK-EVAL (PIRÓLISIS )
El siguiente análisis que se realiza es el de la determinación por medio del
Rock-Eval (pirólisis), empleando un aparato por medio del que es posible
determinar cualitativamente y cuantitativamente los hidrocarburos formados
del tipo del petróleo, los que potencialmente se pudieran generar a partir de la
materia orgánica insoluble (Kerógeno) y el bióxido de carbono proveniente de
los compuestos oxigenados orgánicos que se encuentran contenidos en una
muestra de roca (100mg), que es calentada bajo una atmósfera inerte de
183
hielo. En el aparato se efectúa una programación de temperatura que va de
250 a 550C; el tiempo de análisis es de aproximadamente 30 minutos.
A partir de esta determinación es posible obtener los siguientes parámetros:
S1= hidrocarburos formados del tipo del petróleo (cuantificación de la
acumulación) reportados en kg de hidrocarburos/toneladas de roca.
S2= hidrocarburos pesados pirolizables (determinación del potencial generado)
Informado en kg de hidrocarburos/tonelada de roca.
S3= bióxido de carbono proveniente del oxígeno contenido en los compuestos
orgánicos (empleando para la determinación del potencial generador)
reportando en kg de CO2/ toneladas de roca.
IH = índice de hidrógeno = S2/ carbono orgánico (empleado para determinar
la
Calidad y tipo de materia orgánica, así como el potencial generador).
Este índice se informa en mg de hidrocarburos pesados pirolizables/g de
carbono orgánico
IO = índice de oxígeno = S3/ carbono orgánico (empleando para determinar la
Calidad y tipo de materia orgánica, así como el potencial generador).
Este índice se reporta en mg de CO2 proveniente del oxígeno contenido en los
Compuestos orgánicos / g de carbono orgánico.
Potencial petrolero (S1 + S2)
184
Kg de hidrocarburos/ Potencial
Tonelada de roca
0.01 - 0.50 Muy débil
0.51 - 2.00 Débil
2.01 - 5.00 Medio
5.01 - 20.0 Bueno
Mayor de 20.0 Muy bueno
ÍNDICE DE HIDRÓGENO (IH)
Mg de hidrocarburos pesados Potencial
Pirolizables / g de carbono
Orgánico.
0 - 100 Débil
101 – 300 Medio
301 – 600 Fuerte
Mayor de 600 Muy fuerte
ÍNDICE DE OXÍGENO (IO)
Mg de CO2 proveniente del Potencial
185
Oxígeno orgánico/g de carbono
Orgánico.
0 – 50 Muy débil
51 – 100 Débil
101 – 200 Medio
201 - 400 Fuerte
Mayor de 400 Muy fuerte
TEMPERATURAS MÁXIMAS DE PIRÓLISIS
Temperatura menor de 430C Muestra inmadura
Temperatura entre 430-460C Muestra madura
Temperatura mayor de 460C Muestra sobremadura
MADUREZ POR REFLECTANCIA DE VITRINITA
Madurez Reflectancia ( Ro % )
Inmaduro 0.2 a 0.6
Madura temprana 0.6 a 0.65
Madurez media 0.65 a 0.9
Madurez tardía 0.9 a 1. 35
Sobremadura > 1.35
186
SEGÚN EL COLOR DE DE LA MATERIA ORGÁNICA SE PUEDE
DETERMINAR LA MADUREZ DE LA MISMA
MADUREZ
INMADURO
MADURO
FASE PRINCIPAL
DE GENERACION DE
ACEITE
SOBREMADURO
FASE PRINCIPAL
DE GENERACION DE
GAS