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UMR-7566 G2R, Université de Lorraine, Boulevard des Aiguillettes, 54506 Vandœuvre-lès-Nancy France.
Caracterización de muestras de carbón y esquistos de gas para desarrollo de pruebas
de absorción – desorción de CO2 y CH4 en las cuencas de Sabinas Coahuila Y
Chihuahua México.
Juan Josué Enciso Cárdenas (1) (2), Luis Martínez (1), Francisco De La O Burrola (1) (3).
(1). UMR-7566 G2R, Université de Lorraine, Boulevard des Aiguillettes, 54506 Vandœuvre-lès-Nancy France.
(2). COMIMSA, Calle Ciencia y tecnología No. 790, Col. Saltillo 400, C.P. 25290, Saltillo, Coahuila. México.
(3). SGM-SE, Gobierno de México, Blvd. Felipe Ángeles km. 93.50-4, Col. Venta Prieta, C.P. 42080, Pachuca, Hidalgo. México.
Resumen
El trabajo de investigación de este proyecto corresponde al área de energía cuyo tema específico se enfoca
en el estudio de las propiedades de absorción - desorción de gases en los diferentes componentes de los
sistemas energéticos fósiles mexicanos. Los carbones y lutitas de estudio corresponden a la región
carbonífera del estado de Coahuila y Chihuahua respectivamente, ubicadas sobre la plataforma calcárea de
la porción noreste de México.
Las muestras del proyecto fueron proporcionadas por el Servicio Geológico Mexicano (SGM) para su
caracterización. Actualmente se cuenta con 180 muestras de carbón y lutitas, divididas entre la cuenca de
Sabinas y la cuenca de Chihuahua, de las cuales serán seleccionadas 20 muestras para el desarrollo de
pruebas a Absorción – Desorción de CO2 y CH4 en la Universidade Fernando Pessoa, en Porto Portugal.
La caracterización fue realizada mediante: Análisis elemental para la determinación de (C, H, O, N, y S),
Microscopia electrónica de barrido, Análisis petrográfico para la caracterización de materia orgánica y
análisis de imagen en los laboratorios de la Université de Lorraine en Nancy Francia. La Pirolisis Rock Eval
se llevo a cabo en la Universidad de Lausana Suiza, para determinación del potencial petrolífero mediante la
maduración artificial. El Análisis de Isotopos de δ13C en gas de carbón para la determinación del origen
genético del gas metano (CH4), se realizo en los laboratorios del Instituto Andaluz de Ciencias de la Tierra
en Granada España.
Tomando en cuenta principalmente los valores para la ventana de generación de hidrocarburos con
reflectancia de vitrinita (%Ro) superiores a 0.5%, Contenido Orgánico Total (COT) superior a 5mg/gr de
roca, y los valores de Tmax, superior a 440°C. Podemos ver a partir de los valores de los picos S1 y S2 del
Rock-Eval, si los valores de producción de metano confirman la viabilidad de las muestras para estudiar su
capacidad de producción y almacenamiento de hidrocarburos.
Por lo anterior, se lograron establecer las 20 muestras para pruebas de inyección de CO2 y CH4 y así
determinar los índices de absorción - desorción de gas y obtener mediante un modelado numérico, un mapa
de isovalores que permita determinar el potencial de hidrocarburos en las cuencas en estudio.
Concluyendo de esta manera que la preservación del Kerógeno entre ambas cuencas es función de las tasas
de sedimentación, siendo la Cuenca de Sabinas la más importante en valores de producción de gas metano.
UMR-7566 G2R, Université de Lorraine, Boulevard des Aiguillettes, 54506 Vandœuvre-lès-Nancy France.
Introducción
El trabajo de investigación de este proyecto
corresponde al área de energía, cuyo tema
específico se enfoca en el estudio de las
propiedades de absorción - desorción de gases en
los diferentes componentes de los sistemas
energéticos fósiles mexicanos.
Su aplicación corresponde en la región carbonífera
del estado de Coahuila (cuenca de Sabinas) y la
cuenca de Chihuahua, con la finalidad de
aprovechar las reservas no solamente de carbón
sino también de esquistos de gas que se
encuentran económicamente no atractivas para su
extracción por los métodos de minado
convencional, así como también para el
aprovechamiento del CO2 en proyectos de
recuperación mejorada de petróleo en campos
maduros y con tendencias en declinación de su
producción como lo es el caso del activo
Cantarell.
Antecedentes
Actualmente existen en el mudo, técnicas de
aprovechamiento de mantos de carbón
considerados como económicamente no
explotables por las técnicas de minado
convencional, debido a la profundidad de los
mantos de carbón llegando a ser superior a los 300
metros, lo que representa incosteabilidad en su
extracción.
En México la región carbonífera de Coahuila es la
más importante del país con una producción de 15
millones de toneladas de carbón, las cuales se
orientan principalmente en la generación de 2600
Megawatts, y en los procesos de producción de 3
millones de toneladas de acero. (COMIMSA-
MINOSA, 2010)
Localización de los campos de estudio
Los carbones y lutitas de estudio corresponden a
la región carbonífera del estado de Coahuila y
Chihuahua respectivamente.
La región carbonífera se encuentra localizada en
la porción noreste del estado, a 300 km. de la
capital de la entidad y su principal vía de acceso
es por la carretera federal No. 57 (Figura 1).
Figura 1. Localización y ubicación de las sub-cuencas,
en la cuneca de Sabinas. Robeck et al., 1956
La cuenca de Chihuahua se localiza en el estado
mexicano del mismo nombre, cubre una superficie
aproximada de 22,000 Km2, que integra a las sub-
UMR-7566 G2R, Université de Lorraine, Boulevard des Aiguillettes, 54506 Vandœuvre-lès-Nancy France.
cuencas Ascensión, Chihuahua, Guadalupe,
Juárez, Ojinaga, Satevo y Zaragoza (figura 2).
Figura 2. Localización y ubicación de las sub-cuencas,
en la cuneca de Chihuahua. De La O Burrola F., 2012
Caracterización de muestras
Actualmente se cuenta con 180 muestras de
carbón y lutitas proporcionadas por el Servicio
Geológico Mexicano (SGM) y 66 muestras de gas
de carbón y de esquistos, divididas entre la cuenca
de Sabinas y la cuenca de Chihuahua.
A continuación se describen los análisis realizados
a estas muestras:
Análisis Elemental
El análisis elemental, (C, H, O, N, y S) para las
muestras de las cuencas de Chihuahua y Sabinas
fue realizado en los laboratorios de la Université
de Lorraine en Nancy, Francia. Los análisis
primarios se llevaron a cabo en los laboratorios del
Servicio Geológico Mexicano, en el centro
experimental Chihuahua, obteniendo los valores
de humedad y ceniza como se muestran en la
tabla 1.
Tabla 1. Análisis Elemental
Los resultados de los análisis nos permitieron
además de conocer su distribución elemental,
realizar un balance de masas para calcular los
valores de H/C y O/C para determinar por este
método, mediante el diagrama de Van Krevelen, el
tipo de materia orgánica predominante para las
cuencas de estudio, estableciendo evidentemente
que el kerógeno existente en las muestras
corresponde al tipo III, como se aprecia en la
figura 4. Durand y Monin, et al., 1980.
Figura 3. Diagrama de Van Krevelen. . De La O
Burrola F., 2012.
Petrografía Orgánica
Es una técnica analítica que tiene como objetivo
caracterizar ópticamente la materia orgánica en
sedimentos.
UMR-7566 G2R, Université de Lorraine, Boulevard des Aiguillettes, 54506 Vandœuvre-lès-Nancy France.
Este análisis nos permite identificar los grupos
macerales del carbón presentes en las muestras,
medir el poder reflector de la vitrinita (%Ro) y
conocer el grado de maduración materia orgánica.
Fotografía 1.
Fotografía 1.
Mediante el %Ro. se obtuvo la composición
química/maceral para determinar las valores de
O/C y H/C. de cada uno de sus macerales.
Figura 4. Composición química/maceral. Martínez L.,
(2011)
Análisis de Imagen.
En complemento del análisis petrográfico, el
desarrollo de esta técnica permite de forma visual,
determinar el % de macérales, (vitrinita, liptinita, e
inertinita), en una microfotografía tomada con luz
reflejada o fluorescencia.
Figura 5. Microfotografía en tratamiento de análisis de
imagen.
Una vez conocidos los valores de distribución de
los macérales, podemos identificar el tipo de
ambiente de sedimentación en función de su
clasificación por Microlitotipos, (Figuras 6, 7 y 8).
Figura6. Clasificación de Microlitotipos. Martínez L.,
(2011)
UMR-7566 G2R, Université de Lorraine, Boulevard des Aiguillettes, 54506 Vandœuvre-lès-Nancy France.
Figura 7. Diagrama de microlitotipos. Martínez L.
(2011)
Esta distribución nos permite determinar como se
muestra a continuación (Figura 8) el ambiente de
depósito, correspondiente al tipo lacustre.
Figura 8. Ambiente de depósito. Martínez L. (2011)
Microscopia Electrónica de Barrido
La técnica de microscopia electrónica de barrido
(MEB) nos permite la observación y
caracterización superficial de materiales
inorgánicos y orgánicos, para obtener información
morfológica del material analizado.
Fotografía 2.
Pirolisis Rock-Eval® 6
Las muestras fueron analizadas en los laboratorios
de ISTO, de la Universidad de Orleans, Francia y
en los laboratorios del Instituto de Ciencias de la
Tierra de la Universidad de Lausana Suiza con un
equipo Rock Eval 6®. Para conocer su COT, el
Tmax. Y los valores de los picos S1, S2 y S3.
Tabla 2. Análisis Rock Eval.
Este análisis nos permitió conocer la cantidad de
hidrocarburos libres en porosidad de las muestras
para obtener el cálculo del potencial de generación
de CH4, como se muestra en las tablas 3 y 4.
MUESTRA X Y %Ro TOC HI OI Tmax S1 S2 S3 IP
MEZ-01 292271 3077177 1.13 26.02 642 2 472 3.16 166.98 0.54 0.019
JUN-1 Y 2 262923 3097913 1.15 48.52 462 2 463 4.13 223.96 0.87 0.018
MINA EL ALAMO 263417 3096510 1.05 30.02 477 2 459 2.90 143.26 0.51 0.020
POZO SARALI 283069 3092926 1 44.14 483 1 458 4.17 213.13 0.58 0.019
ALADINO 270211 3073126 1.25 25.14 680 2 474 1.52 171.02 0.53 0.009
MUPO-01 314101 3044473 0.95 36.06 386 2 462 3.95 139.24 0.57 0.028
POZO 18 280002 3094000 1 47.58 448 2 453 3.06 213.38 1.09 0.014
NAR-01 261976 3097209 1.08 35.48 585 2 462 3.00 207.48 0.80 0.014
POZO FLOR 266788 3060053 1,2/,94 39.82 473 2 471 2.79 188.53 0.94 0.015
PRG-01 302245 3032910 1.05 25.34 482 2 468 1.98 122.01 0.59 0.016
UMR-7566 G2R, Université de Lorraine, Boulevard des Aiguillettes, 54506 Vandœuvre-lès-Nancy France.
Isótopos δ13C en gas de carbón
Para este trabajo se colectaron cuatro muestras de
gas en isotubos de la cuenca de Chihuahua y 62
muestras de gas en isotubos de la cuenca de
Sabinas para su análisis isotópico 13
C /12
C, estos
análisis fueron completados con 4 muestras de
aguas de manantiales termales de la cuenca de
Sabinas, para su análisis δ 13
C/12
C.
El análisis Isotópico, nos permite conocer y
determinar si el origen genético del gas metano
corresponde a un proceso Termogénico, Biogénico
o Mixto, como se muestra en la figura 9.
En base las dos siguientes muestras:
1.- MINA-I de la Cuenca de Sabinas denominada
ALADINO, con valor de δ13C = - 42,02.
2.- De barreno de carbón de la Cuenca de Sabinas
con un valor de δ13C = - 39,72.
Figura 9. Resultados isotópicos del gas metano de las
muestras de canisters e isotubos de los carbones de la
Cuenca de sabinas.
Podemos fundamentar que el origen del gas de la
formación olmos, corresponde a un proceso
Termogénico. (Figura 9)
Selección de Muestras
En base a los resultados obtenidos se considera
que las muestras más atractivas corresponden a los
valores productivos en gas metano, pero también
considerando el Contenido Orgánico Total (COT),
y el poder reflector de la vitrinita.
En las tablas 3 y 4 se pueden apreciar las muestras
seleccionadas para la cuenca de Chihuahua y
Sabinas respectivamente.
Tabla 3. Chihuahua
Tabla 4. Sabinas
MUESTRA Tipo MO % MO %PRVsgm Tmax-Analisis %COT-Analisis %COT inicial IH-Analisis IHo-Inicial CH4biblio CH4-SGM CH4-Medida Paleotem-Bostick HC (KgHC/tonRoca)
ING-1 3 44,76 0,32 464 23,56 33,818 10 75 0 1,19 0 112 0,102
JAS-7 3 28,74 0,298 428 19,5 24,928 51 135 0 0 0 67 0,087
JAS-9 3 4,54 0,2 439 2,44 3,465 13 84 0 0 0 55 0,055
LAJ-1 3 12,79 0,2 431 7,62 9,367 113 242 0 0 0 76 0,026
JASO-5 3 7,59 0,2 442 2,5 3,649 6 60 0 0 0 63 0
JASO-1 3 13,15 0,207 443 8,31 11,859 10 69 0 0 0 59 0,007
JASO-2 3 8,83 0,2 436 3,81 5,428 8 54 0 0 0 74 0,001
JASO-3 3 17,15 0,2 431 9,21 12,14 27 87 0 0 0 58 0,015
JASO-4 3 8,8 0,214 437 3,68 5,427 4 50 0 0 0 76 0,001
PI-01 3 10,29 0,434 424 5,43 7,585 16 85 0 0,23 0 71 0,004
PI-04 3 10,44 0,237 593 0,77 1,174 1 60 0,08 0,62 3,71 165 0
PI-05 3 8,72 0,319 599 0,8 1,23 0 50 0 0,12 0 106 0
PI-06 3 8,04 0,245 454 0,65 0,923 13 85 0 0 2,2 160 0
PI-02 3 10,83 0,267 460 1,74 2,209 73 186 0,57 0,76 1,72 149 0,003
COF-1 3 31,69 0,24 587 21,68 30,471 13 74 0 0,91 0 112 0,061
COF-2 3 60,75 0,362 585 36,86 52,224 11 69 7,83 4,88 0 117 0,2
COF-3 3 32,41 0,235 606 30,74 46,733 1 45 1,67 2,33 4,52 147 0,052
COF-5 3 28,22 0,207 605 4,61 6,817 3 40 0 0,05 0 93 0,005
COF-6 3 84,33 0,286 448 27,84 29,905 122 152 0 3,19 0 31 0,369
COF-12 3 8,08 0,231 426 7,44 9,307 96 225 0 0 0 56 0,013
COF-13 3 13,1 0,2 428 6,21 8,334 53 195 0 0 0 102 0,019
COF-14 3 11,75 0,2 443 2,33 3,328 15 105 0 0 0 67 0,003
COF-16 3 10,11 0,2 432 4,91 6,759 31 142 0 0 0 61 0,007
COF-17 3 10,41 0,2 434 10,32 12,932 85 201 0 0 0 55 0,023
COF-18 3 4,65 0,2 445 1,81 2,681 6 84 0 0 0 65 0
COF-19 3 23,43 0,23 418 14,07 16,911 130 250 0 0 0 93 0,093
COF-20 3 13,93 0,256 420 18,53 22,365 76 149 0 0 0 46 0,04
TOF-10 3 38,94 0,46 459 32,23 38,178 167 301 0 0,28 0 63 0,432
PROMEDIO 0,52
MUESTRA Tipo MO % MO PRVmedido Tmax-Analisis %COT-Analisis %COT inicial IH-Analisis IHo-Inicial CH4biblio CH4-SGMCH4-Medida Paleotem-Bostick HC (KgHC/tonRoca)
MEZ-01 3 84,02 1,13 472 26,02 28,476 642 852 0 2,89 1,1 125 2,025
JUN 1 Y 2 3 90,06 1,15 463 48,52 55,073 462 700 0 3,62 1,57 126 3,448
MINA EL ALAMO 3 90,63 1,05 459 30,02 35,477 477 851 0 2,44 0 120 2,721
POZO SARALI 3 80,51 1 458 44,14 51,694 438 752 0 0,98 0 116 3,109
ALDINO 3 96,9 1,25 474 24,14 26,355 680 895 0 4,3 4,05 132 2,274
MUPO-01 3 92,62 0,95 462 36,06 42,475 386 679 0 2,35 0 112 2,654
POZO-18 3 86,82 1 453 47,58 57,018 448 850 0 1,62 0 116 4,185
NAR-01 3 97,63 1,08 462 35,48 40,374 585 895 0 3,8 0,29 122 3,51
POZO FLOR 3 97,35 1,2 471 39,82 45,318 473 724 1,13 5,15 2,84 129 3,174
PRG-01 3 92,55 1,05 468 25,34 29,435 482 800 0 3,58 0 120 2,167
STD-01 3 86,92 1,2 472 26,72 29,802 634 900 0 2,57 2,53 129 2,318
EL AGUILA 3 85,16 0,95 458 33,25 40,293 448 895 0 0,6 0 112 3,055
ALPHA-01 3 85,13 1,45 473 26,99 29,433 579 759 0 2,62 8,75 142 1,888
DIS-01 3 90,53 1,16 484 21,98 26,449 391 756 4,27 5,56 1,79 127 1,799
OBAY-01 3 66,29 0,8 439 44,06 54,954 297 685 0 0 0 100 2,475
GAL-01 3 83,38 1,1 462 31,15 34,187 635 851 0 1,69 0,57 123 2,411
OAS-01 3 93,13 1,53 489 37,52 44,398 384 689 3,67 5,37 12,28 146 2,83
BALUARTE 3 55,36 1,35 474 27,86 34,316 277 599 0 0 3,89 137 1,125
TITA-01 3 80,93 1,18 474 28,75 35,116 362 751 0 3,41 1,97 128 2,12
CAS-1 3 8,19 1 478 5,18 7,16 17 81 0 0 0 116 0,003
CLOETE 3 85,99 0,95 461 42,35 48,423 487 759 0 1,47 0 112 3,14
ELB-01 3 72,08 1,23 480 19,3 20,609 672 821 0 2,55 2,64 131 1,21
FC-01 3 81,42 1,25 468 30,7 34,318 566 810 0 2,58 3,4 132 2,248
ESB-01 3 92,21 1,3 466 33,81 40,765 389 759 2,02 4,67 5,12 135 2,836
PROMEDIO 1,137916667 2,659167 2,199583
UMR-7566 G2R, Université de Lorraine, Boulevard des Aiguillettes, 54506 Vandœuvre-lès-Nancy France.
Conclusiones
1.- La producción inicial que formo el kerógeno
en los carbones y lutitas bituminosas/gas de las
dos cuencas es variable.
2.- Se encontró una producción de gas metano más
importante en los carbones y lutitas de la cuenca
de Sabinas debido a su riqueza, preservación,
transformación térmica y composición orgánica.
3.- Puede considerarse que la metodología
utilizada en este reporte, seria la adecuada para
seguir con la exploración del gas en México en
otras regiones.
Agradecimientos
Se agradece ampliamente al Consejo Nacional de
Ciencia y Tecnología (CONACYT), a la
Corporación Mexicana de Investigación en
Materiales SA. De CV. (COMIMSA) Y al
Servicio Geológico Mexicano (SGM), por el
financiamiento proporcionado para realizar este
proyecto.
Bibliografía
COMIMSA-MINOSA, 2010: Desarrollo de una
capacidad nacional para proveeduría de
herramienta de corte de una máquina cortera y
minero continuo.
De La O Burrola F., 2012:Informe Ejecutivo
SGM.
Durand, B., y Monin, J.C. 1980: Elemental
analysis of Kerogens (C, H, O, N, S, Fe). In
Kerogen, ed. Durand B, Ed. Technip, Paris, p.113-
142.
Martínez L. 2011: TP1 Análisis de Imagen.
Robeck et al., 1956; Flores-Galicia, 1988; Flores-
Espinoza, 1989; Brizuela, 1992.
.