petroleo1

Etimológicamente, Petróleo significa aceite (Oleum) de piedra (Petro).

El petróleo es una mezcla de hidrocarburos compleja de alcanos, alquenos, cicloalcanos y compuestos aromáticos. Antes de la refinación, es un líquido viscoso, café oscuro y se le suele llamar aceite crudo.

ORIGEN DEL PETRÓLEO

COMPOSICIÓN ELEMENTAL

La composición elemental del petróleo generalmente está comprendida entre los siguientes rangos porcentuales.

ELEMENTOS PORCENTAJE

Carbono 84 - 87

Hidrógeno 11 - 14

Azufre 0 - 2

Nitrógeno 0,2

Tipos de Petróleos y sus Características

Petróleos livianos (parafínicos)

Muy fluidos

Menos pesados que el agua

Fáciles de evaporar

Incoloros

Petróleos pesados (alfálticos)

Viscosos

Espesos

Fáciles de solidificar

Dejan como residuos asfalto

Composición Química del Petróleo

El petróleo está principalmente formado por hidrocarburos.

Un hidrocarburo es un compuesto químico cuyas moléculas están constituidas solo por átomos de carbono y de hidrógeno, en distintas combinaciones.

El hidrocarburo más sencillo que se conoce es el metano, que se encuentra en forma gaseosa a la temperatura ambiente y cuyas moléculas están constituidas por cinco átomos, 1 de carbono y 4 de hidrógeno.

H

H

HH C

La fórmula molecular es:

El propano, por su parte, está compuesto por moléculas de la formula C3H8. La fórmula indica que el propano se compone de tres átomos de carbono y ocho átomos de hidrógeno.

La fórmula molecular es:

H

H

HH C

H

H

C

H

H

C

Esta representación nos permite conocer el tipo de átomos y en qué cantidad se encuentran, así como también, cómo están enlazados en la molécula.

Como este tipo de fórmulas da a conocer la estructura de la molécula, se le conoce como fórmula estructural.

Pero la fórmula estructural omite un dato muy importante: la disposición tridimensional (en el espacio ) de los átomos en la molécula.

Modelo tradicional de barras y esferas

Cada barra es un enlace químico, y cada esfera es un átomo. Aquí los átomos de carbono se encuentran de color oscuro y los átomos de hidrógeno de color blanco

Propano

Modelo tridimensional de esferas

Las esferas ( y sus colores) representan lo mismo que en el caso anterior, aunque aquí el enlace es representado como una interpenetración entre los átomos (esferas).

Hidrocarburo Fórmula Peso molecular Estado natural Densidad T. de fusión

Metano CH4 16 Gaseoso gas -182°CEtano C2H6 30 Gaseoso gas -183Propano C3H8 44 Gaseoso gas -190Butano C4H10 58 Gaseoso gas -138Pentano C5H12 72 Liquido 0,63 -130Hexano C6H14 86 Liquido 0,66 -95Heptano C7H16 100 Liquido 0,68 -91Octano C8H18 114 Liquido 0,70 -57Nonano C9H20 128 Liquido 0,72 -52Decano C10H22 142 Liquido 0,73 -30Undecano C11H24 156 Liquido 0,74 -25Dodecano C12H26 170 Liquido 0,75 -10Pentadecano C15H32 212 Liquido 0,77 10

Eicosano C20H42 283 Liquido 0,79 37Triacontano C30H62 423 Solido 0,78 66

El gas licuado a presión (GLP) es la mezcla de gases condensables presentes en el gas natural o disueltos en el petróleo. Los componentes del GLP, aunque a temperatura y presión ambientales son gases, son fáciles de condensar, de ahí su nombre. En la práctica, se puede decir que los GLP son una mezcla de propano (20%) y butano (80%).El gas natural es una de las varias e importantes fuentes de energía no renovables formada por una mezcla de gases ligeros que se encuentra en yacimientos de petróleo, disuelto o asociado con el petróleo o en depósitos de carbón. Aunque su composición varía en función del yacimiento que proviene, está compuesto principalmente por metano en cantidades que comúnmente pueden superar el 90 ó 95%, y suele contener otros gases como nitrógeno, CO2, H2S, helio y mercaptanos.

Hidrocarburos

Alifáticos

AromáticosPresentan anillos

bencénico

InsaturadosSaturados

Alcanos AlquinosAlquenos

Alcanos: Sólo enlaces simples

Metano CH4

Etano CH3 – CH3

Propano CH3 – CH2 – CH3

Butano CH3 – CH2 – CH2 – CH3

Alquenos: Al menos un enlace doble

Eteno CH2 = CH2

Propeno CH2 = CH – CH3

Buteno CH2 = CH – CH2 – CH3

Penteno CH3 – CH = CH – CH2 – CH3

Aromáticos

El Eteno conocido también como Etileno, es una sustancia que se utiliza en grandes cantidades en la industria de los polímeros orgánicos. En general se tiene que partir de:

(CH2 CH2)n , se forma el polietileno, el cual se utiliza en la creación de tuberías de plástico, botellas, aislantes eléctricos y juguetes.

El alquino más simple es Etino o Acetileno, el cual es un gas incoloro, de gran utilidad en la industria, debido a su alto calor de combustión. En estado líquido, el acetileno es muy sensible a los golpes y es altamente explosivo.

Aceite Crudo Densidad( g/cm3)

Densidadgrados API

Extrapesado >1.0 10.0Pesado 1.0 - 0.92 10.0 - 22.3Mediano 0.92 - 0.87 22.3 - 31.1Ligero 0.87 - 0.83 31.1 - 39Superligero < 0.83 > 39

TIPOS DE PETRÓLEO

La gravedad API, de sus siglas en inglés American Petroleum Institute, es una medida de densidad que describe cuán pesado o liviano es el petróleo comparándolo con el agua. Si los grados API son mayores a 10, es más liviano que el agua, y por lo tanto flotaría en ésta. La gravedad API es también usada para comparar densidades de fracciones extraídas del petróleo. Por ejemplo, si una fracción de petróleo flota en otra, significa que es más liviana, y por lo tanto su gravedad API es mayor. Matemáticamente la gravedad API no tiene unidades (ver la fórmula abajo). Sin embargo siempre al número se le coloca la denominación grado API. La gravedad API es medida con un instrumento denominado densímetro.

FORMULA

Gravedad API = (141,5/GE a 60 °F) - 131,5La fórmula usada para obtener la gravedad específica del líquido derivada de los grados API es la siguiente:GE a 60 °F = 141,5/(Gravedad API + 131,5)60 °F (o 15 5/9 °C) es usado como el valor estándar para la medición y reportes de mediciones.Por lo tanto, un crudo pesado con una gravedad específica de 1 (esta es la densidad del agua pura a 60 °F) tendrá la siguiente gravedad API: (141,5/1,0) - 131,5 = 10,0 grados API.

CLASIFICACIÓN DE LOS HIDROCARBUROS EN BASE A SU COMPOSICIÓN

DIAGRAMA TRIANGULAR DE TISSOT y WELTE (1986)

Destilación de Petróleo

Si aplicamos temperatura a dos líquidos diferente (con distintas capacidades de evaporación) que están mezclados, obtenemos una mezcla que queda enriquecida en el componente que tiene menos capacidad de evaporarse (menos volátil).

El líquido que se evapora más fácilmente (más volátil) lo podemos recuperar mediante la condensación.

Como está constituido de una mezcla de muchísimos compuestos, se realiza un proceso denominado destilación fraccionada, donde el petróleo es calentado y los vapores son llevados por una torre. Ahí, a distintas alturas, se condensan ciertos compuestos, de acuerdo a su volatilidad.

La destilación se conoce también como proceso de refinado del petróleo. A los componentes que se obtienen de este proceso s les denomina derivados del petróleo

PRINCIPIO DE LA DESTILACIÓN

Torre de Destilación

Desde fines del siglo XIX, las refinerías y las industrias petroquímicas han extraído del petróleo diferentes productos para distintas aplicaciones, gas licuado, gasolina, querosén, diesel, aceites lubricantes, fuel-oil, asfalto; además de numerosos subproductos que sirven para fabricar pinturas, detergentes, ceras, plásticos, goma sintética, cosméticos, medicamentos, insecticidas, fertilizantes e incluso proteínas usadas como alimento para animales.

Cantidad(%Vol)

Punto deEbullición

(0C)

Átomode

carbonoProductos

1-2 <30 1-4Gas natural, metano,propano, butano, gaslicuado

15-30 30-200 4-12

Eter de petróleo (C5,6),

ligroína (C7), nafta,

gasolina cruda

5-20 200-300 12-15 Queroseno

10-40 300-400 15-25Gas-oil, Fuel-oil,aceites lubricantes,ceras, asfaltos

8-69 >400 >25Aceite residual,parafinas, brea

Destilación del petróleo crudo

Fracción Composición Int. de Puntode Ebullición

Usos

Gas natural C1 – C4 161 a 20ºC Combustible

Éter depetróleo

C5 – C6 30 a 60 ºC Disolvente

Ligroína C7 20 a 135 ºC Disolvente

Gasolina C6 – C12 30 a 180 ºC Comb. Motores

Querosene C11 – C16 170 a 290 ºC Comb.mot.,dom.

Combustóleo

C14 – C18 260 a 350 ºC Calef., calderas

Aceitelubricante

C15 – C24 300 a 370 ºC Lubricantes

Asfalto C22 - 350 y más Construcción

EL PROCESO DE REFINACIÓN

El octanaje o índice de octano, también se denomina RON (por sus siglas en inglés, Research Octane Number), es una escala que mide la capacidad antidetonante del combustible (como la gasolina) a detonar cuando se comprime dentro del cilindro de un motor. Las dos referencias que definen la escala son el heptano lineal, que es el hidrocarburo que más detona, al que se asigna un octanaje de 0, y el 2,2,4-trimetilpentano o isoctano, que detona poco, al que se asigna un valor de 100. Su utilidad radica en que la eficacia del motor aumenta con altos índices de compresión, pero solamente mientras el combustible utilizado soporte es el nivel de compresión sin sufrir combustión prematura o detonación.Algunos combustibles (como el GLP, GNL, etanol y metanol, entre otros) poseen un índice de octano mayor de 100. Utilizar un combustible con un octanaje superior al que necesita un motor no lo perjudica ni lo beneficia. Si se tiene previsto que un motor vaya a usar combustible de octanaje alto, puede diseñarse con una relación de compresión más alta y mejorar su rendimiento.

La gasolina se clasifican de acuerdo a su índice de octano, una medición de su tendencia a producir detonaciones. A un mayor índice de octano de un hidrocarburo corresponde un mejor funcionamiento del motor de combustión interna.

LA GASOLINA

Combustibles gaseosos tales como el propano, el cual es almacenado y transportado licuado bajo presión en ferrocarriles o barcos a los distribuidores especializados.

Gasolinas líquidas (fabricadas para automóviles y aviación, en sus diferentes grados; queroseno, diversos combustibles de turbinas de avión, y el gasóleo, detergentes, otros).

Lubricantes (aceites para maquinarias, aceites de motor, y grasas. Estos compuestos llevan ciertos aditivos para cambiar su viscosidad y punto de ingnición), los cuales, por lo general son enviados a granel a una planta envasadora.

Ceras (parafinas), utilizadas en el envase de alimentos congelados, entre otros. Pueden ser enviados de forma masiva a sitios acondicionados en paquetes o lotes.

Azufre (o ácido sulfúrico), subproductos de la eliminación del azufre del petróleo que pueden tener hasta un dos por ciento de azufre como compuestos de azufre. El azufre y ácido sulfúrico son materiales importantes para la industria. El ácido sulfúrico es usualmente preparado y transportado como precursor del oleum o ácido sulfúrico fumante.

Basura brea se usa en alquitrán para techos o usos similares.Asfalto - se utiliza como aglutinante para la grava que forma asfalto concreto, que se utiliza para la pavimentación de carreteras, etc. Una unidad de asfalto se prepara como brea a granel para su transporte.

Coque de petróleo, que se utiliza especialmente en productos de carbono como algunos tipos de electrodo, o como combustible sólido.

Petroquímicos tienen una gran variedad de usos. Por lo general, son utilizados como monómero o las materias primas para la producción de monómero. Olefinas como alfa-olefina y diene se utilizan con frecuencia como monómeros, aunque también pueden ser utilizados como precursores de los monómeros. Los monómeros son entonces polimerizados de diversas maneras para formar polímero. Materiales de polímero puede utilizarse como plástico, elastómero, o fibra, o bien algún tipo de estos tipos de materiales intermedios . Algunos polímeros son también utilizados como geles o lubricantes. Los Petroquímicos se puede utilizar también como disolventes, o como materia prima para la producción de disolventes, también se pueden utilizar como precursores de una gran variedad de sustancias químicas tales como los líquidos limpiadores de los vehículos, surfactante de la limpieza, etc.

Productos de plástico que son usados para distintos utensilios y objetos de la vida diaria.

PRODUCTOS ESPECIALES FINALES

Teoría OrgánicaSegún el naturalista Alemán Hunt, los petróleos se habrían formado en el curso de los siglos por descomposición de plantas y de animales marinos. En apoyo de esta hipótesis se invoca la presencia de tal gema y restos orgánicos en los sondajes petrolíferos. La destilación bajo presión del aceite de hígado de Bacalao o de cuerpos grasos provenientes de animales marinos mostraría, según el químico Egler, que los petróleos se originan por la acción del calor central, ejercido bajo fuertes presiones, sobre los cadáveres fósiles de esos animales.Apoyaría la hipótesis del origen animal de estos aceites el poder rotatorio que posee la mayor parte de ellos, que probablemente se debe a la presencia de colesterina. Desgraciadamente, los yacimientos de petróleo se encuentran en terrenos antiguos donde la geología nos enseña que la vida se hallaba muy poco desarrollada.


Teoría InorgánicaSegún los trabajos de Berthelot (1866), Mendeleiev (1897), Moissan (1902), la formación de los aceites minerales se deberían a la descomposición de carburos metálicos por la acción del agua. Las aguas de infiltración, en contacto con los carburos metálicos contenidos en las profundidades del suelo, darían hidrocarburos acetilénicos de cadena corta, que se transformarían en hidrocarburos saturados, cada vez más complejos, polimerización y condensación.Así es como una hipótesis, emitida por Sabatier y Senderens, hace intervenir una reacción catalítica con fijación de hidrógeno, en presencia de metales como el níquel, en estado muy dividido.Algunos geólogos han pensado vincular la formación de aceites minerales a fenómenos volcánicos: en efecto, los restos de terrenos eruptivos a menudo contienen hidrocarburos, y el azufre, producto volcánico por excelencia, constituye casi constantemente las tierras petrolíferas. Se comprueba también, en el curso de las erupciones, un desarrollo de hidrocarburos gaseosos que podrían polimerizarse en el curso de los fenómenos posvolcánicos. Pero esta Hipótesis no encara la posibilidad de descomposición de los petróleos a la temperatura de las bocas de erosión es muy elevado, y aunque se ha verificado en algunos yacimientos (Caúcaso, Rumanía, Galitzia), no ha sucedido lo mismo en las regiones petrolíferas del Canadá, Texas y Rusia del Norte.


Teoría MicroorgánicaSería muy posible que la génesis de los petróleos derivasen, al menos en parte, de formas animales y vegetales de organización muy primitiva como las algas, diatomeas, los protozoarios (foraminíferas). La descomposición por el agua del plancton marino, y sobre el Faulschlamn, de las profundidades constituido por plantas y animales microscópicos, podría proporcionar petróleo en ciertas condiciones. Lo que parece confirmar esta idea es la coexistencia de antiguas líneas costeras o de formaciones marinas, con ciertos yacimientos.En la actualidad se da más crédito a la hipótesis orgánica para explicar la enorme cantidad de sustancias madres necesarias para la producción de miles de millones de petróleo extraídas hasta el presente, a sido menester como en cierta época, un hundimiento o una brusca modificación de las condiciones de vida que provoco la muerte de numerosos animales marinos. Para el químico marino Mrazec, no sería extraña a la transformación de los restos orgánicos, una acción microbiana anaerobia, y el biólogo francés Laigret a demostrado que el bacillus Perfringens puede producir fermentaciones, dando metano y hidrocarburos análogos a los petróleos.



TEORÍAS DEL ORIGEN INORGÁNICO

Origen CósmicoRichard Hayley (1995) propuso la teoría cósmico cuando indico que en le interior de la Tierra había enormes volúmenes de hidrocarburos magnatico que migraría hacia las cuencas sedimentarias.Se descubrió metano en la atmosfera de algunos astros (Titán satélite de Saturno) y a presencia de materia orgánica en algunos meteoritos.Según esta teoría la mayor parte de los hidrocarburos se formaron antes de los 400 ma atrás, cuando la atmosfera de la Tierra era reductora y contenía gas metano además de otros hidrocarburos y vapor de agua. Después, bajo la influencia de las reacciones fotoquimicas se habrían modificado formando hidrocarburos más pesados. Para luego haber ingresado a los mares primarios para incorporarse a las rocas sedimentarias que se estaban formando.

Origen Volcánico:

Se habría formado a partir de la actividad volcánica hace miles de años.

Origen Químico:

El petróleo y el gas natural serían producto de la mezcla y reacción de una o varias sustancias minerales con el agua del mar.

Teoría Convencionalmente aceptada

La composición química del petróleo (con 95 a 99 por ciento de carbono o hidrogeno) no implica forzosamente un origen orgánico. No obstante, generalmente se le considera así por dos razones:1.- El petróleo tiene ciertas propiedades ópticas.2.- El petróleo contiene nitrógeno y ciertos compuestos (porfirinas) que únicamente pueden proceder de materiales orgánicos.Por otra parte, el petróleo casi siempre se encuentra en rocas sedimentarias marinas. En efecto el muestreo realizado en algunos del fondo de los mares sobre las plataformas continentales ha revelado que los sedimentados de grano fino que están acumulándose hoy día contienen hasta 7 por ciento de materia orgánica que es potencialmente apta desde el punto de vista químico para transformarse en petróleo. En este hecho vemos una aplicación mas del principio de uniformidad.La materia original consiste en organismos marinos simples, principalmente plantas que viven en abundancia en la superficie y cerca de la misma. Ciertamente no falta tal material: la observación y las medidas practicadas indican que el mar producen cuando menos 400 kilogramos de materia proteica por hectárea cada año y en las aguas más productivas cerca de la orilla crecen hasta 2.5 toneladas por hectárea al año.


1895 Perfora el primer pozo petróleo Crnl. Drake

¿Petróleo Sintético? Jorge E. Pereira

El término "petróleo sintético", es un término del cual no se ha hablado por mucho tiempo. Recientemente ha comenzado a tratarse seriamente, por ser una de las tantas soluciones para la inminente crisis de combustible que enfrenta el mundo. He conocido sobre los lubricantes sintéticos que se usan en los automóviles, pero nada sabia sobre el llamado "petróleo sintético". Cuando me puse a buscar a investigar sobre el tema me encontré con una interesante historia, íntimamente relacionada con el mercado del petróleo.

El origen de la producción de un sustituto del petróleo y sus derivados es un proceso desarrollado en Alemania, llamado Fischer-Tropsch. El proceso Fischer-Tropsch (abreviado FT) fue patentado por los alemanes Franz Fischer y Hans Tropsch en 1925, fue llevado a escala piloto por vez primera por la empresa Ruhrchemie AG en 1934 e industrializado en 1936.

Experimentó gran auge por el estallido de la Segunda Guerra Mundial, la cual dificultó el acceso a fuentes externas de petróleo para las potencias beligerantes. El control de la fuentes de petróleo era un elemento vital para salir victorioso en esa guerra.Alemania, país productor de carbón, revivió los esfuerzos para convertir carbón en gas de síntesis, mediante un proceso de gasificación. El proceso FT tenía un serio competidor en la licuefacción directa del carbón, impulsada por IG Farben, que se desarrolló aun más de prisa. A principios de 1944 en Alemania se producía, a partir de carbón, unos 124.000 barriles/día de combustibles. Esta producción provenía de 18 plantas de licuefacción directa pero también de 9 pequeñas plantas FT, que aportaban unos 14.000 barriles/día.

Entre 1944 y 1945 las plantas alemanas y japonesas fueron principal objetivo de los bombardeos aliados. La mayoría de esas plantas fueron desmanteladas después de la guerra. Los científicos alemanes que habían trabajado en el proceso FT fueron capturados por los americanos y siete de ellos enviados a trabajar en EE.UU. en el marco de la Operación Paperclip. Varias plantas completas alemanas también fueron trasladadas a los Estados Unidos, como el natural botín de guerra. Entre ellas se cuenta una que se instaló en Luisiana, MO. El programa estadounidense sobre la síntesis FT fue a su vez abandonado en 1953.

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¿Petróleo Sintético? Jorge E. Pereira

A partir de los años 1950 la tecnología FT renació en la Sudáfrica, para hacer frente a un embargo internacional de petróleo. Sudáfrica recurrió a sus grandes reservas de carbón. La empresa South African Synthetic Oil Ltd. fue fundada con el objetivo exclusivo de producir hidrocarburos líquidos a partir del carbón. Esta empresa desarrolló sus propios procesos y construyó un gran complejo FT en la ciudad de Sasolburg en 1955. Dado el éxito de esta planta, a principios de los años 1980 otras dos plantas. Según datos recientes Sudáfrica produce más del 50% de los combustibles para automotores partiendo de carbón.

Las crisis del petróleo de 1973 y 1980 empujaron a algunos países y empresas occidentales a investigar de nuevo las fuentes alternativas de combustibles líquidos. Shell fue la que llevó más lejos el desarrollo, construyendo a principios de los 1990 una planta FT en Malasia basada en su propio proceso. En este caso el gas de síntesis no proviene de carbón sino del reformado de gas natural por lo que se habla de Gas-to-Liquids, para distinguirlo del Coal-to-Liquids practicado en Alemania y Sudáfrica.

En general los años 1990 fueron una era de petróleo barato que frenó la mayoría de los desarrollos en fuentes alternativas al petróleo, entre ellos la síntesis FT. Al aumentar el precio del petróleo a partir de 2000, el interés ha renacido una vez más y numerosas empresas anuncian nuevos desarrollos o proyectos industriales. El más avanzado es el proyecto Gas-to-Liquids "Oryx" en Qatar (Península Arábiga), basado en la tecnología FT de Sasol, que ya se encuentra produciendo petróleo sintético.

ARGUMENTOS

AMBIENTES DE TRANSFORMACIÓN

Kerogeno: materia orgánica polimérica el alto peso molecular, insoluble, consistente en C, O, H y cantidades menores de N y S) tiene lugar a profundidades someras bajo regímenes de temperatura de 50-60oC.Mediante cracking y a profundidades de 1000-6000 m y temperaturas de 50-175oC.

DIAGRAMA DE VAN KREVELEN

Estudio diferentes tipos de carbonos y las plantas que los conforman: alginitas, exinitas, vitrinas e inertitas. El grado de hidrogenización se mide por al relación: H:C. Permiten medir la relación O:C materia orgánica y carbono.


Tissot (1974) describió los caminos de maduración de 4 tipos básicos de materia orgánica encontrados en rocas sedimentarias:

Tipo I: materia proveniente de algas marinas lacustres, incluye pizarras petrolíferas. Relación H:C de 1.6-1.8Tipo II: materiales intermedios marino-marginales, con mesclas material continental y acuático (plancton). Presenta restos de algas, polen y esporas, constituye la fuente principal de petróleo. Relación H:C es de 1.4.Tipo III: material orgánico húmico, bajo en contenido de compuestos alifáticos de origen terrestre, equivale a la vitrinita y produce fundamentalmente gas. Relación H:C= 1 o menos.Tipo IV: proviene de cualquier fuente que ha sido oxidada y reciclada. El material es inerte y no genera hidrocarburos. Relación H:C es menor a 0.4.

Tissot y Welte (1978) presentaron un esquema para explicar la generación de hidrocarburos en función del enterramiento en la materia orgánica, con los cambios que ocurren en el kerógeno en función de la energía térmica y del tiempo geológico. Se tienen tres pasos fundamentales para el proceso: diagénesis, catagénesis y metagénesis.

DIAGÉNESISComenzando con sedimentos jóvenes a profundidad somera se tienen pequeñas cantidades hidrocarburos. Con un tiempo y una profundidad enterramiento considerable se tiene una transformación mínima del kerógeno ya que este se encuentra en estado metaestable; también se generan volúmenes importantes de gas metano, especialmente a partir de material orgánico de tipo III.

CATAGÉNESISEs el estado principal de formación de hidrocarburos, a partir del kerógeno se producen moléculas de hidrógeno y cadenas alifáticas. La mayor parte de nuevos carburos generados en esta zona son de peso molecular medio. Conjuntamente al petróleo se producen importantes volúmenes de gas. Al final del estadio se generan hidrocarburos con un contenido cada vez mayor de hidrogeno. Al mismo tiempo el kerógeno residual tendrá cada vez menos hidrógeno. En el primer caso la relación H:C para petróleo es de 1.5. a 2.0 y para el segundo la relación de 0.5.

LA GENERACIÓN DEL PETRÓLEO

METAGÉNESISEs el estadio que produce fundamentalmente gas seco. El metano producido puede provenir tanto del cracking del petróleo en la roca madre, como también de petróleos y entrampados formando yacimientos. El metano puede destruir independientemente la temperatura debido a la presencia de azufre convirtiéndose en H2C.

Formación de gas naturalEl gas natural proviene de dos fuentes: gas biogénico y gas termogénico, con diferencias relacionadas a ese origen dual. El gas biogénico se forman bajas temperaturas y también a poca profundidad menos de 1000 m debajo de la superficie bajo condiciones anearóbicas no oxidantes y asociados a menudo con depósitos de origen marino. La composición básicamente es metano. Se encuentra en diferentes ambientes, el más importante es el delta de los ríos. Se encuentran en depósitos desde el Cretácico al Plioceno. Se estima que al menos 20% de las reservas mundiales de gas son de origen biogenético.


Formación de gas naturalEl gas termogénico se forman bajo condiciones muy diferentes y bajo temperaturas y presiones más altas que el gas biogénico. Estas condiciones corresponden a la diagénesis de la roca madre, a las etapas inferiores de las catagénesis y las superficies de la metagénesis. Está conformado principalmente por metano. Durante el proceso termodinámico se forma primeros gases húmedos y condensados y con un incremento continuo de temperatura tiempo y presión, el gas producido será gas seco.


Los hidratos gaseosos son otra fuente potencial de gas metano se encuentran principalmente en el fondo de los océanos y latitudes altas del planeta donde las temperaturas superficiales son bajas y los mares relativamente profundos. Estas sustancias se asemejan a hielo y están compuestas por moléculas de agua que contienen moléculas de gas metano. Pueden encontrarse también en los continentes en le permafrost. Se calcula que las reservas de este elementos son del orden de 65 × 10Tcf, el doble de todos los depósitos de combustibles fósiles conocidos.

CICLO DEL CARBONO

RELACIONES ENTRE HIDROCARBUROS – BITUMEN – KEROGENO Y ROCA MADRE

FORMACIÓN DE HIDROCARBUROS EN FUNCIÓN DEL ENTERRAMIENTO DE LA ROCA MADRE

TEORÍA DE LOPATIN

TTI = Índice Tiempo-Temperatura

VALORES PRESENTES DE TTI CORRESPONDIENTES A UNA LUTITA ORGÁNICAMENTE RICA EN UNA CUENCA HIPOTETICA

MODELO GEOLÓGICO DE LÍNEAS ISO-TTI

RANGO DE COLOR DEL KEROGENO DE ACUERDO A LA PROFUNDIDAD

LOM = nivel de metamorfismo

orgánico

Ro = Reflectancia de la vitrina

Tmax = Temperatura máxima

ROCA MADRERocas madre de petróleo (ambientes productores)

• Por roca madre entendemos una unidad sedimentaria que ha generado y expulsado suficiente petróleo o gas como para que sea acumulable y explotable de forma económicamente rentable.

• Las localizaciones donde se produce el petróleo son aquellas donde tengamos una abundante masa de agua y abundantes aportes orgánicos a un subambiente reductor. Éstas zonas pueden ser:

Lagos: normalmente en un contexto tectónico activo y en zonas ecuatoriales, donde la estratificación de las aguas (por salinidad o densidad) impida la mezcla de las aguas superficiales y profundas.

Deltas: la roca madre son las lutitas del prodelta, con materia orgánica procedente de vegetales transportados por los ríos y materia orgánica de fito- y zooplancton.

Cuencas marinas semicerradas con un balance positivo (mayor entrada de agua dulce que de agua salada), y con un modelo de circulación estuarino.

Cuencas marinas abiertas: en zonas de upwelling, donde se produce una zona de mínimo oxígeno.

En plataformas y cuencas profundas en periodos de máxima trasgresión.

Ambientes Ambientes SedimentariosSedimentarios

FLUVIALFLUVIAL

DELTÁICODELTÁICO


COSTEROCOSTERO

LITORAL CENTRALLITORAL CENTRALLAGUNA DE TACARIGUA - MIRANDALAGUNA DE TACARIGUA - MIRANDA


DESÉRTICODESÉRTICO

Areniscas de la Formación Betijoque (Mioceno)

Valera. Edo Trujillo. Venezuela

AreniscasAreniscas DunasDunasDunas en el delta del río Mitare.

Edo Falcón. Venezuela.


MARINOMARINO

ArrecifesArrecifesParque Nacional Morrocoy. Carbonatos

Edo Falcón. Venezuela

Propiedades de las Propiedades de las RocasRocas

GRANO

MATRIZ

CEMENTO

POROSIDAD

ESTRUCTURA ESQUELETAL DE LAS ROCAS CLÁSTICAS

A) Microfotografía de Secciona Delgada de Arenisca Nícoles Cruzados.

B) La misma Microfotografía con Nicoles

Paralelos.

CUARZO

CUARZO

MATRIZ

A

B

Componentes de la Componentes de la RocaRoca

Componentes de las Rocas Carbonatadas, al Microscopio

OOLITOS

MICRITA

FRAGMENTOSDE FOSILES

PELLETSESPARITA

Criterios mínimos que caracterizan luna Roca madre efectiva

Los criterios limitantes para que una roca madre pueda ser considerada efectiva en la generación de petróleo pueden resumirse así:

El contenido de que no se debe ser que ser un 0.4% o más.El carbón elemental encontrarse entre 75 y 95%, un valores por debajo del 75% signifiquen inmadurez y por encima del 90% significa un estado avanzado de Catagenesis es.Una relación bitumen: TOC debe ser 0.05 o más.El Kerogeno debe ser del tipo generador de petróleo y amorfo en vez de estructura y que este último tiende a generar gas.Los valores de Ro no deben ser menores al 0. 5 mayores a 1.3.La relación H:C de los residuos del kerogeno, deben que hay en la zona favorable del diagrama de Tissot. La fase principal de formación del petróleo se encuentra entre relaciones H:C de 0. 84 y 0. 69

Modelo de circulación estuariano

Transformación de la materia orgánica a petróleo

• Partimos de la existencia de un sedimento orgánico llamado kerógeno, que se acumula en una roca madre que por procesos geológicos sufre las consecuencias de la presión, la temperatura y el tiempo, dando lugar según el cuadro que sigue a las siguientes transformaciones:

Transformación de la materia orgánica a petróleo

Proceso de Formación del Petróleo

La roca madrecontiene 1%de materiaorgánica

5 % es entrampado95% del hidrocarburose pierde

Diagénesis

Kerógeno(Primer petróleo)

MigraciónRoca Sello

EL PETRÓLEO Y LA ROCA

TEORÍA QUÍMICA RÁPIDA PARA EVALUAR EL POTENCIAL DE LA ROCA MADRE• Esta tecnología desarrollado por el Instituto Francés del Petróleo.• Se utiliza el tipo de kerógeno, roca madre, su grado de madurez y su potencial

petrolífero.• Los tres picos son tres componentes de la materia orgánica.• Área S1: hidrocarburos libres y ya generados y volatilizados por debajo de los

300oC. Área S2: hidrocarburos producidos por cracking

hasta 500oC. Representa el petróleo residual. La relación S2:(S1+S2) se denomina relación hidrogeno., y la relación S1:(S1+S2) se denomina Índice de producción.

Área S3 representa el CO2 derivado de la materia orgánica. La relación S3:(S1+S2) se denomina índice de oxigeno y se correlaciona con la relación O:C.

Si la relación S2:S3 da una idea sobre la capacidad de la muestra de generar petróleo. Relación de 5 o más indican petróleo. Relación de 3 o menos indica gas.

El pico S2 representa la temperatura máxima y el grado de madurez.

TEORÍA QUÍMICA RÁPIDA PARA EVALUAR EL POTENCIAL DE LA ROCA MADRE

Si no existe ni movilización, ni

acumulación de petróleo, la curva de Índice de Producción

Se incrementa suavemente versus la profundidad.

Si existen acumulaciones de hidrocarburos, se rompe la suavidad, de la curva en dirección de los valores mayores del índice (A).

Si existe una zona donde los hidrocarburos se han perdido la interrupción en la curva del índice de producción se desplaza hacia zonas de menor índice de Producción (B).

Los tres índices se grafican versus la profundidad.

Por roca almacén entendemos una roca lo suficientemente porosa y permeable como para que pueda almacenar petróleo en cantidad explotable de forma económicamente rentable. Esta roca además ha de ser cerrada y tener alguna relación física con la roca madre, ya sea por una fractura que permita el paso de los HCs o bien por contacto directo.

Migración primariaEl paso del petróleo desde la roca madre hasta la roca almacén se conoce como migración primaria, lo cual sucede por los siguientes procesos:Compactación: se pierde porosidad por disminución del volumen de sedimento y por las cementaciones asociadas, así como las recristalizaciones. Todo ello consigue que aumente la presión de fluidos y por tanto se produce un gradiente de presión y de temperatura, generando el desplazamiento de los fluidos hacia zonas más “confortables” (de menor P y T).Deshidratación de arcillas hinchables: esto consigue liberar agua a los poros, con lo que aumenta de nuevo la presión intersticial.Cambios químicos de la materia orgánica: pasamos de kerógeno a petróleo y a gas, aumentando la entropía del sistema, además disminuye el peso molecular de los HCs (y por tanto el tamaño de la cadena) con lo que la movilidad es mayor y puede incluso aumentar tanto la presión intersticial que cause abundante microfracturación para liberar la presión de los poros.

Rocas almacén y migraciones de petróleo

Movimiento en disolución: parte del petróleo es soluble en agua y por lo tanto podría viajar en disolución con ésta. El problema es que en zonas someras la solubilidad es muy baja y en zonas profundas el tamaño del poro se reduce tanto que dificultaría los procesos de solubilidad.

Formación de burbujas de HCs: estas burbujas viajarían en inmiscibilidad líquida con el agua.Formación de coloides y micelas de HCs: se produce una orientación de las moléculas de los HCs de tal modo que la parte hidrofóbica quede protegida por la parte hidrofílica en contacto con el agua.Difusión como una fase continua: el HC se mueve aprovechando fracturas, contactos entre formaciones rocosas.

Movimiento en disolución

AQUATERMASCon el incremento de profundidad se tiene incrementos de temperatura y presión. La presión hace pierda el agua, mientras que la temperatura tiende a incrementarla. Este ultimo efecto es mayor que el primero, resultados en la expansión del agua en función de la profundidad. Este proceso se torna más significativo a profundidades considerables y debería ayudar a expulsar a los hidrocarburos de la roca madre.

CONVERSIÓN DE LAS ARCILLASLa conversión de las arcillas en illita, otra fuente de agua a profundidad. Este proceso produciría agua y expulsaría a los hidrocarburos. Las condiciones de drenaje deben ser excelentes y las lutitas deben encontrarse intercaladas con rocas de grano más grueso.

OSMOSISEn muchas cuencas sedimentarias la salinidad de las aguas de formación se incrementa con la profundidad o compactación de los sedimentos. Los valores superan 35000 ppm. Y su causa es el filtrado iónico producido por las lutitas. Las variaciones en solubilidad pueden ocasionar, en función de porosidad, movimientos de tipo osmótico en el subsuelo. Todas las causas del movimiento de hidrocarburos en el proceso de migración primaria están relacionados al movimiento del agua.

Se puede concluir que la expulsión de agua en cantidades importante desde la roca madre y bajo un régimen eficiente es fundamental para la migración primaria del petróleo.

OTRAS HIPÓTESIS

El petróleo podría migrar desde la roca madre en soluciones micelares, es decir aguas connatas actuarían en el subsuelo como electrolitos coloidales formando micelas globulares similares a los jabones naturales (Baker y Cordell).

La migración por soluciones gaseosas, A profundidades considerables estos elementos incrementan la solubilidad del petróleo (Skolov).

El problema de migración no ha sido totalmente resulto, y es todavía un misterio.

TRANSFERENCIA DEL PETRÓLEO ENTRE LA ROCA MADRE Y LA ROCA RESERVORIO

Para poder acumular en una roca reservorio de grano grueso se necesita un valor mínimo de 22% de saturación.Para atravesar la interface entre roca madre y la roca reservorio, el petróleo precisa de energía suficiente para desplazar el agua al presente. Experimentos muestran que si se tiene yuxtaposición de sedimentos de grano fino saturados de petróleo y areniscas saturadas de agua, los fluidos se mueven en direcciones opuestas. El petróleo ingresa a las areniscas y el agua a los sedimentos de grano fino. La fuerza fundamental involucrada en estos movimientos es la presión capilar.

Migración Primaria y Secundaria del Petróleo

ACUMULACIÓNACUMULACIÓN

GASGAS

GASGASOILOIL

MIGRACIÓNMIGRACIÓNPRIMARIAPRIMARIA

MIGRACIÓNMIGRACIÓNSECUNDARIASECUNDARIA

OILOIL

MIGRACIÓN Y ENTRAMPAMIENTO

MIGRACIÓN SECUNDARIASon las migraciones que sufren los HC dentro de la propia roca almacén, donde los procesos que se dan son los siguientes:

Flotabilidad: el petróleo menos denso que el agua, tiende a ponerse sobre ésta y dentro del petróleo, la parte gaseosa sobre la líquida.Presión capilar: en ocasiones impide el movimiento, pero por ósmosis se puede producir la migración.Gradientes hidrodinámicos: según el gradiente vaya en un sentido o en otro, se puede favorecer la migración o dificultarla.

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