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geología
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TEORIAS SOBRE EL ORIGEN DEL PETRÓLEO
El origen de los hidrocarburos está ligado a factores geológicos, químicos y
biológicos. Aunque en siglos pasados se creía que el petróleo tenía un origen inorgánico, o
sea magmático y este migró hasta la superficie desde lo profundo de la corteza terrestre. En la
actualidad existe demasiada evidencia que demuestra que el petróleo es de origen orgánico, y
que es un proceso que se forma prácticamente en la superficie. El proceso se inicia con la
fotosíntesis la cual es la actividad primaria y fundamental de las plantas, que consiste en
convertir el agua y dióxido de carbono en presencia de luz solar, en glucosa, agua y oxigeno.
La primera de ellas es la materia prima para la síntesis de polisacáridos y compuestos
orgánicos.
Para promover la naturaleza en la formación de hidrocarburos deben existir condiciones
mínimas que son:
- Materia orgánica
- Cuenca sedimentaria y procesos geológicos
- Tiempo
- Presión y temperatura.
Cabe destacar, que no toda la materia orgánica es convertida en hidrocarburos, a pesar
de que toda el área en donde está ocurriendo el proceso es sepultada hasta que la temperatura
y el tiempo den lugar a que la materia orgánica se madure y se convierta en petróleo y en
muchas ocasiones una mínima parte de ella logra la transformación (Figura IV.1).
La maduración es un proceso complejo, a través del cual las moléculas biológicas
creadas por dos organismos vivientes son transformadas en petróleo, este proceso ocurre
durante la diagénesis donde la temperatura es capaz de catalizar la transformación donde
aparece una forma especial de materia orgánica llamada Kerógeno.
Las profundidades y temperaturas a las cuales se inicia la generación de hidrocarburos
dependen del gradiente geotérmico local, la historia geológica del área y el tipo de materia
orgánica (Kerógeno).
A profundidades promedios entre 1 y 2 Km y temperaturas de 60 ºC se inicia la
generación de hidrocarburos hasta alcanzar un máximo de 4 Km y 315ºC (Figura II.1). Por
debajo de esta ventana se inicia la generación de gas húmedo. El metano tiene una amplia
ventana de generación.
Proceso de formación del petróleo
Teorías de la Formación de Hidrocarburos
Teorías inorgánicas.
Según estas teorías, el petróleo se forma por reacciones netamente químicas, es decir,
sin la intervención de agentes vegetales y/o animales. Entre estas teorías se mencionan como
principales:
La teoría del carburo
Se fundamentó en experimentos de laboratorio mediante los cuales carburos de calcio,
hierro y varios otros elementos en la presencia del agua producían hidrocarburos.
Se presumía que la existencia subterránea de grandes cantidades de calcio, hierro,
aluminio y otros elementos producirían carburos a grandes profundidades al entrar en
contacto con el agua caliente, y que a través de las grietas de la tierra los compuestos de
hidrocarburos así formados llegaban a la superficie en forma de gas y/o liquido.
La teoría a partir de carbonato de calcio, sulfato de calcio y agua
caliente.
Algunos investigadores propusieron esta teoría apoyados en la idea de que los dos
compuestos CaCO3 y CaSO4 2(H2O), de gran abundancia y asociación en la naturaleza, eran
capaces de producir los constituyentes del petróleo en la presencia de agua caliente. Por
medio de esta teoría no se pudo explicar convincentemente el proceso químico propuesto.
Teorías orgánicas:
Las teorías orgánicas se basan en la participación de residuos vegetales o de animales
en el proceso químico bacteriano o descomposición.
Hay científicos que proponen que la formación del petróleo es de origen animal y otros que su
origen es vegetal. Sin embargo, se ha concluido que puede ser uno u otro o quizás los dos
combinados. En síntesis, las teorías orgánicas contienen las siguientes argumentaciones.
La teoría vegetal.
Bajo esta clasificación aparecen varias fuentes que se indican como contribuyentes a
la formación del petróleo. La inmensa abundancia de algas y otras plantas marinas en las
costas, mares y océanos representan suficiente material para formar petróleo si se procesan
adecuadamente.
Además, partiendo de la formación del carbón, se ha concebido que las plantas
terrestres son tan abundantes en las bahías cerradas, lagunas y pantanos, que tienen todos los
ingredientes para transformarse en petróleo, bajo condiciones adecuadas de deposición y
enterramiento de sus restos, a presión y temperatura durante el tiempo geológico necesario.
Aunque la mayoría de los depósitos petrolíferos se encuentran en estratos marinos, también
hay depósitos que se forman en sedimentos acumulados en aguas salobres.
También han sido consideradas las plantas diatomeas como fuente del origen y
formación del petróleo. Estas son algas unicelulares que vivían en el mar, en agua dulce o en
tierra húmeda en cantidades asombrosas. Su abundante presencia en muchos estratos lutíticos
bituminosos de las edades geológicas sugiere que estos organismos microscópicos tienen
parte en el origen del petróleo.
La teoría del carbón.
Por experimentos de laboratorios se ha determinado que por destilación de tipos de
carbón lignítico y bituminoso se obtienen hidrocarburos equivalentes a los componentes del
petróleo. De estos experimentos se ha formulado la idea de que resultados similares se
obtienen en la naturaleza cuando grandes volúmenes de carbón son sometidos a presiones y
temperaturas adecuadas.
Esta teoría tiene un buen grado de validez si se considera que en muchos campos petrolíferos
del mundo existen estratos de carbón. Sin embargo, nada tajante puede establecerse de estas
observaciones.
Generación y Migración de Hidrocarburos
Generación de hidrocarburos
La fotosíntesis es parte del importante ciclo del carbón. Normalmente, la mayor parte
de la materia orgánica producida por la fotosíntesis se recicla de regreso a la atmósfera como
dióxido de carbono.
( 6CO2 + 12H2O C6H6O6 + 6H2O + 6O2 ).
Proceso fotosintético
Esto puede ocurrir a través de la respiración de las plantas y de los animales, o a través
de la oxidación y pudrición bacterial cuando el organismo muere. Normalmente, esto
completa el ciclo.
Sin embargo, el ciclo del carbón no es eficiente completamente. Una pequeña cantidad
de materia orgánica, aproximadamente 1 parte en 1000, escapa al reciclamiento y es
sepultada. Con el tiempo geológico, esta pequeña cantidad ha producido grandes cantidades
de material orgánico fósil, estimado en aproximadamente 20x1015 toneladas métricas
(Waples, 1981). Sin embargo, la mayor parte de este material se dispersa ampliamente dentro
de la columna sedimentaria. Solamente y aproximadamente una molécula de CO2 ocupada de
cada millón utilizada inicialmente para la fotosíntesis es finalmente convertida en aceite, gas o
carbón explotable económicamente. La serie de eventos que conducen a las acumulaciones
concentradas de combustibles fósiles, es por lo tanto, altamente selectivo.
Ciclo del carbón.
Estas condiciones selectivas se inician con el aporte de materia orgánica a los
sedimentos, ya sea por las plantas o animales marinos, o por plantas terrestres. En ambientes
arenosos y de corrientes-oleajes, la materia orgánica se mantiene en suspensión o es arrojada
lejos, pero puede sedimentarse en aguas quietas, ambientes de baja energía.
Consecuentemente, la materia orgánica se encuentra principalmente en tipos de rocas de
grano fino, tales como lutita y lodo calcáreo. Estos ambientes de baja energía se encuentran
normalmente en los océanos, lagos, o en el caso del carbón, en los pantanos.
Sin embargo, no todas las lutitas contienen suficiente materia orgánica para ser buenas
rocas generadoras. La lutita rica orgánicamente está favorecida tanto por una tasa alta de
producción de materia orgánica, como por un potencial alto de preservación.
Toda la materia orgánica en los océanos se forma a través de la fotosíntesis. Los
productores principales son el fitoplancton, que son plantas flotadoras microscópicas, tales
como las diatomeas, dinoflagelados y las algas azul-verde. Las algas moradoras del fondo son
también los contribuyentes mayores en aguas someras, ambientes de plataforma.
El fitoplancton está en el fondo de la cadena alimenticia. Su distribución controla las
formas animales tal como el zooplancton microscópico, así como la vida animal más grande,
todos los cuales contribuyen a la biomasa de los océanos.
El segundo factor importante en la productividad orgánica es la tasa de aporte de
nutrientes a la zona fótica. Los más importantes de estos nutrientes son los fosfatos y los
nitratos. Estos son liberados por descomposición bacterial de la materia orgánica, y son vitales
para el crecimiento tanto de las plantas como de los animales. El oxígeno, aun cuando no es
importante para el fitoplancton, es vital para la existencia de los animales que forman parte de
los eslabones en la cadena alimenticia. El fitoplancton incrementa el contenido de oxigeno de
las aguas superficiales, como un subproducto de la fotosíntesis.
Maduración del petróleo.
La maduración es el proceso complejo mediante el cual las moléculas biológicas
creadas por organismos vivientes, son convertidas a petróleo. En las etapas tempranas de esta
alteración o diagénesis, se forma una etapa intermedia de materia orgánica llamada Kerógeno,
el cual es creado por el rompimiento de moléculas biológicas complejas, reacciones entre
algunas de las moléculas simples recientemente creadas y la perdida de la mayoría de los
átomos, no hidrogenados y átomos de carbono, como el NH3, CO2 Y H2O.
Microscópicamente, el Kerógeno, puede ser visto como partículas o material amorfo
de coloración amarillo anaranjado a café negruzco.
Puesto que este material originado de diferentes clases de organismos vivientes, con
diferentes clases y proporciones de moléculas biológicas, no todos los Kerógenos tendrán la
misma composición química y darán origen a diferentes tipos y cantidades de petróleo.
Los geólogos, han encontrado conveniente agrupar a los Kerógenos en cuatro clases
fundamentalmente (Fig. II.3). El Kerógeno tipo I se deriva principalmente de algas y cuando
madura produce aceite crudo. También tiene capacidad de generar la mayor parte del petróleo
de todos los tipos de Kerógeno.
Los cuatro tipos de Kerógeno con relación al hidrocarburo que generan.
El Kerógeno tipo II, consiste principalmente de material amorfo derivado del
rompimiento bacterial y mecánico de una mezcla de animales y plantas marinas unicelulares.
Este Kerógeno también produce aceite, pero produce más gas natural que el tipo I. El
Kerógeno tipo III derivado de plantas continentales más grandes, es algunas veces conocido
como Kerógeno carbonoso. El material único en el Kerógeno tipo III, tiene una capacidad
menor para formar aceite y produce principalmente gas natural. El Kerógeno tipo IV consiste
principalmente de partículas inertes que han sido altamente oxidadas antes del sepultamiento,
tales como el carbón de madera, (charcoal), el cual, es el tipo de Kerógeno más raro y
prácticamente no tiene habilidad para generar aceite o gas.
El petróleo, es generado cuando el Kerógeno esta sujeto al incremento de temperatura
que acompaña al sepultamiento de los sedimentos. La alteración del Kerógeno a petróleo es
similar a otras reacciones de rompimiento térmico. Las grandes moléculas de Kerógeno, se
descomponen por calentamiento para ceder moléculas pequeñas de petróleo, Estas reacciones
usualmente requieren temperaturas mayores de 60ºC. A temperaturas menores, durante la
diagénesis temprana, el gas natural llamado metano biogénico o gas de pantano, se genera a
través de la acción de micro-organismos que viven cerca de la superficie de la tierra. Grandes
cantidades de Metano Biogénico se genera probablemente, pero la mayor parte de este no
encontrara una trampa y se perderá hacia la atmósfera.
Migración de hidrocarburos
En el presente, la migración es la etapa mas pobremente entendida y menos medible
en el ciclo de generación, migración y acumulación. La migración primaria, la cual incluye la
expulsión del petróleo de las rocas generadoras, es aun un gran misterio. Se han propuesto
varios modelos para la migración primaria, aun cuando ninguno parece tener todas las
respuestas.
Los procesos de la migración secundaria que incluyen el movimiento del petróleo a
través de las capas permeables (capas conductoras) hacia la trampa, se entienden mejor. Sin
embargo, aún es muy difícil frecuentemente aplicar estos conceptos a la exploración de un
área en particular. Si bien la migración secundaria está gobernada inicialmente por la
flotación, que tiende a mover al petróleo hacia arriba por medio del desplazamiento de aguas
mas pesadas, el régimen tectónico y el hidrodinámico también llegan a ser importantes.
Consecuentemente, es posible una variedad amplia de arreglos espaciales entre las rocas
generadoras y las capas almacenadoras/conductoras (Fig. II.4).
Variedad de arreglos espaciales entre las rocas generadoras y las capas almacenadoras/conductoras y porcentaje de ocurrencia en el mundo.
En cuencas mas consolidadas, y viejas en donde se tiene poca deformación
destructora, la migración secundaria ocurre echado arriba a lo largo de “rampas”
estratigráficas-estructurales extensas, que conducen el petróleo de la cuenca profunda a áreas
de charnela o a un arco regional.
a.
b.
Rutas de migración secundaria en diferentes tipo de cuentas sedimentarias. a) Cuenca antigua consolidada. b)Cuenca joven menos consolidada.
En estos casos es posible la migración a grandes distancias, y pueden dar como
resultado grandes acumulaciones si el área de drenaje es particularmente grande. Sin
embargo, la migración secundaria en cuencas jóvenes que están menos consolidadas y pueden
estar sobrepresionadas implica más movimientos a través de fallas y fracturas. En estas
situaciones, la migración secundaria frecuentemente ocurre sobre distancias cortas.
Frecuentemente esta influenciada por la liberación del agua debido a la compactación
y por los movimientos verticales del agua y del petróleo más grandes que los normales, y las
vías son más difíciles de predecir y la migración es aun más complicada cuando ocurre
rápidamente, sobre un corto intervalo de tiempo, o intermitentemente sobre un gran espacio
de tiempo, ya sea inicialmente o tardíamente en la historia de una cuenca.
Para el caso haremos una distinción importante entre la migración primaria y la
secundaria. La migración primaria es el movimiento del aceite y el gas desde la roca
generadora hasta capas más permeables, o capas transportadoras, generalmente una arenisca o
una caliza. En la migración secundaria, el aceite y el gas se mueve a través de las capas
transportadoras hasta acumularse en una trampa. La distinción es muy importante, debido a
que los procesos involucrados en los dos casos son muy diferentes (Fig. II.6).
La migración secundaria puede llevarse a cabo sobre distancias grandes. Existe un
estar de acuerdo general que la migración secundaria ocurre cuando los hidrocarburos son
identificables claramente como aceite crudo o gas. Ello conlleva el movimiento de gotas de
hidrocarburos a través de una red de poros llenos de agua y continuos, y el proceso
involucrado es bastante bien entendido.
La migración primaria, sin embargo, esta limitada probablemente a distancias de unos
cuantos cientos de metros cuando mucho, e incluye interacciones complejas entre el agua de
poro libre, petróleo y las superficies de los minerales de arcilla que estructuran y que atan de
una manera floja a las moléculas de agua adyacentes a ella.
Migración primaria y secundaria. Etapa inicial y avanzada con formación de acumulación de hidrocarburos. (Tissot and Welte, 1978)
Propiedades Físico-Químicas de los Hidrocarburos
Propiedades de los gases y su clasificación.
Gases no hidrocarbonados.
En la industria petrolera se define como gas natural a una mezcla en el subsuelo con
cantidades variables de gases no hidrocarbonados; comenzando por los dos más importantes;
el bióxido de carbono CO2 y el sulfuro de hidrógeno H2S, ambos gases puede formarse
orgánica e inorgánicamente. La formación inorgánica se asocia generalmente con procesos
volcánicos y geotérmicos. La formación orgánica puede ocurrir de varias maneras, 2 de las
cuales se presentaran a continuación.
Primero, el bióxido de carbono se forma durante la oxidación de la materia orgánica,
como resultado de la invasión del agua del terreno (freática), degradación bacterial o una
combinación de ambas. Estos procesos pueden suceder a una etapa muy temprana,
destruyendo la materia orgánica antes que se pueda convertir en hidrocarburos, o en una etapa
tardía, cuando el aceite se comienza a degradar.
Segundo, el bióxido de carbono se puede formar después del sepultamiento, a medida
que el oxigeno es liberado de la materia orgánica. Este proceso ocurre justamente antes de la
generación del aceite y el gas.
El segundo gas no hidrocarbonado importante es el sulfuro de hidrógeno H2S, es un
gas venenoso cuya presencia causa problemas de producción tanto en los campos de aceite
como en los de gas. Es altamente corrosivo, y ataca rápidamente las tuberías, las válvulas y
las líneas de flujo de producción. El gas o el aceite se le puede llamar como dulce o amargo,
dependiendo de la concentración del sulfuro de hidrogeno.
El sulfuro de hidrógeno, como el bióxido de carbono se pueden formar orgánicamente
de varias maneras.
Las bacterias reductoras del sulfato, trabajando en los sulfatos metálicos del agua de
mar y en la presencia de compuestos de carbono, pueden generar carbonato metálico, junto
con el gas bióxido de carbono y sulfuro de hidrógeno. Este proceso ocurre en aguas libres de
oxígeno, salobres o estancadas. El compuesto metálico asociado mas comúnmente con este
proceso es el sulfato de hierro, el cual cede a carbonato férrico.
Algo de producción de H2S escapa hacia la superficie a través de difusión
particularmente en sedimentos bioturbados. Sin embargo, si el hierro es suficientemente
reactivo el H2S reaccionará para formar pirita (FeS2) y un poco escapará como se muestra en
la ecuación:
( FeSO4 + 2C + H2O FeCO3 + CO2 + H2S )
Fórmula de la generación de Dióxido de Carbono y Sulfuro de Hidrógeno a partir de Sulfato de Fierro y compuestos de Carbono.
También se ha notado que el gas amargo (hidrógeno rico en azufre) generalmente
ocurre en provincias hidrocarbonadas en donde hay grandes cantidades de evaporitas. Un
mineral evaporitico común es la anhidrita, que es un sulfato de calcio. En la presencia de
materia orgánica, la anhidrita puede convertirse a calcita, lo cual conduce a la generación de
sulfuro de hidrógeno, así como bióxido de carbono (Fig. II.7).
( 2CH2O + CaSO4 CaCO3 + H2S + H2O + CO2 ) Generación de sulfuro de hidrógeno y dióxido de carbono a partir de anhidrita.
Gases hidrocarbonados.
Los gases hidrocarbonatos se pueden definir basándose en como ocurren.
Gas libre.- Es un gas hidrocarbonado que existe en la fase gaseosa en un yacimiento y
permanece en la fase gaseosa cuando se produce.
Gas disuelto.- Se define como el gas natural que se encuentra en solución en el aceite
crudo en un yacimiento. La reducción en presión cuando se produce el aceite de un
yacimiento frecuentemente resulta en gas disuelto siendo emitido del aceite como gas libre.
Gas asociado.- Es gas natural que ocurre como una capa de gas que sobreyace y esta
en contacto con el aceite crudo dentro de un yacimiento.
Gas no asociado.- Es un gas natural en el yacimiento que no contiene aceite crudo.
Algunos gases naturales también se les clasifica de acuerdo a su composición
hidrocarbonada. El gas seco esta compuesto casi enteramente de metano, CH4, el compuesto
hidrocarbonado más ligero y el constituyente dominante de la mayor parte de los gases
naturales.
Los gases húmedos contienen además del metano, compuestos hidrocarbonados más
pesados incluyendo al etano, propano y butano.
Gases hidrocarbonados según su ocurrencia.
Algunos gases hidrocarbonatos pueden generarse inorgánicamente. Cantidades trazas
han sido registradas de erupciones volcánicas y en gases geotérmicos. Sin embargo, la mayor
parte de los gases hidrocarbonados naturales son generados por la transformación de la
materia orgánica.
Un tipo llamado Gas del Pantano, se forma biogénicamente, como un subproducto de
la descomposición bacterial. Esto ocurre solamente cerca de la superficie. Sin embargo en el
subsuelo profundo, los gases naturales son producidos inicialmente como un resultado de la
transformación térmica de la materia orgánica.
El gas hidrocarbonado más ligero es el metano, CH4, y tiene una estructura molecular
tetrahedral simple. Trazas de metano son reportadas comúnmente como gas de la lutita o gas
de fondo en los pozos en perforación. Sin embargo su presencia no siempre indica la
existencia de un yacimiento de hidrocarburos comerciales.
El metano es el primero en una serie de estructuras moleculares hidrocarbonadas,
llamadas las parafinas. La serie parafínica tiene la formula básica CnH2n+2. Los otros gases
hidrocarbonados en la serie son: etano, propano, butano y ocasionalmente pantano (Fig. II.9).
A diferencia del metano, estos miembros más pesados de las series de las parafinas gaseosas
normalmente no se forman biogénicamente. Son producidos principalmente por la
maduración térmica de la materia orgánica.
Gases hidrocarbonados de la serie de las parafinas.
Si estas moléculas mas pesadas son registradas por un detector de gas durante la
perforación de un pozo, frecuentemente indican la proximidad a un yacimiento de
hidrocarburos o a una roca generadora.
Gases en forma liquida.
Algunos hidrocarburos en la fase gaseosa en el yacimiento llegan a estar en forma
líquida en la superficie, y algunos hidrocarburos líquidos llegan a estar en forma gaseosa en la
superficie, a medida que cambian las temperaturas y las presiones.
Líquidos del Gas Natural NGL.- Son líquidos hidrocarbonados separados de la
corriente productora de gas. Los “condensados”, son un tipo importante de líquidos del gas
natural.
Gas del Petróleo en forma liquida LPG.- Son el producto de la compresión de gases
hidrocarbonados más pesados, normalmente propano y butano, guardados bajo presión en
forma liquida.
Gas Natural en forma liquida LNG.- Es gas natural, comúnmente metano el cual es
comprimido hasta su forma liquida para su almacenamiento y transportación.
Hidratos de gas
Los hidratos de gas son una forma inusual de gas hidrocarbonado en el subsuelo, en el
cual las retículas de hielo, llamadas clatratos (Fig. II.10) atrapan físicamente las moléculas de
gas en estructuras como jaulas sin la ayuda de enlaces químicos directos. Los hidratos se ven
como nieve húmeda.
Estructura de un clatrato.
Hay 2 sitios para el gas dentro de la estructura del hidrato, una mas pequeña que puede
contener solamente metano, y una más grande que puede contener sulfuro de hidrógeno,
bióxido de carbono y las moléculas más grandes de etano, propano y butano.
La composición de los gases en los hidratos de gas indican que su origen es
probablemente biogénico y somero, mas que profundo, muy parecido al origen del Gas del
Pantano. Los hidratos de gas se forman cuando la presión del subsuelo se incrementa y
decrece la temperatura. Son estables solamente dentro de un rango de temperatura específica,
que depende fuertemente tanto de la presión como de la composición de la mezcla del hidrato
de gas. La mayor parte de los hidratos se encuentra solamente en los estratos con
temperaturas más bajas de 5 ºC.
Consecuentemente los hidratos de gas ocurren en sedimentos árticos someros y en
depósitos oceánicos profundos. Han sido documentados en regiones árticas permanentemente
congeladas en Alaska y Liberia.
Propiedades de los aceites crudos y su clasificación.
Propiedades físicas del aceite crudo.
El aceite crudo se define como una mezcla natural de hidrocarburos que están en
estado líquido en el yacimiento en el subsuelo permanecen líquidos en la superficie después
de pasar a través de los procesos de separación.
En apariencia, los aceites varían en color desde amarillo pajizo, verde, y café a café
oscuro a negro. Los aceites también tienen un amplio rango de viscosidades. En la superficie,
los aceites tienden a ser más viscosos que cuando están calientes en el subsuelo. La viscosidad
también se incrementa en la medida que se incrementa la densidad del aceite crudo.
La densidad del aceite normalmente se expresa en unidades de gravedad en grados
API como lo define el Instituto Americano del Petróleo.
Los grados API son inversamente proporcionales a la densidad cuando es medida en
Kg./m3. Así, los aceites ligeros tienen gravedades API de algo así como 40 º , que es
equivalente a 0.83 de densidad relativa, mientras que los aceites pesados tienen gravedades
API bajas.
oAPI = [141.5 / (Densidad Relativa a 60oF)] - 131.5
Clasificación de mezclas de aceites mexicanosTipo de aceite Clasificación Densidad (°API)
Maya Pesado 22Istmo Ligero 32Olmeca Superligero 39
La oficina de Minas de Estados Unidos define a los aceites pesados a aquellos con
gravedades API de menos de 25º lo cual es equivalente a 0.9 de densidad relativa. Cuando el
aceite alcanza una gravedad API de 10º, tiene una densidad relativa de 1, y la misma densidad
del agua dulce. Sin embargo, casi todos los aceites son más ligeros que el agua.
El aceite crudo no es el único hidrocarburo líquido que puede ser producido de un
yacimiento en el subsuelo. Un líquido ligero, claro con una gravedad API alta llamado
condensado, o algunas veces destilado, frecuentemente se obtiene en asociación con la
producción de gas natural.
Los condensados comienzan como componentes de una fase gaseosa más pesada en el
subsuelo en donde están altamente compresionados y a una temperatura elevada. Esta fase
gaseosa contiene algunos hidrocarburos disueltos los cuales, cuando se transportan a
temperaturas y presiones de la superficie, se condensan. La fase del subsuelo entonces se
separa en fases distintas gaseosa y líquida, la última llamado condensado.
La producción de condensado de algunos pozos de gas natural puede ser sustancial,
con cantidades que alcanzan varios cientos de barriles por día o más.
Propiedades químicas del aceite crudo.
En términos de su química fundamental, el aceite consiste principalmente de carbono e
hidrógeno con trazas de oxígeno, azufre y nitrógeno, y un rango más bien inusual de metales
que incluyen vanadio, níquel y otros.
Si bien la composición de los aceites es relativamente uniforme, el número de
compuestos hidrocarbonados que pueden estar presentes es inmenso, y nunca dos aceites son
exactamente idénticos en su composición.
Hay cuatro grupos mayores de compuestos que están presentes comúnmente en el
aceite crudo. Estos son las parafinas, los naftenos, los aromáticos y las resinas y asfaltenos.
Las resinas y asfaltenos no son hidrocarburos puros e incluyen otros elementos además del
hidrógeno y carbono. Las parafinas, los naftenos y los aromáticos son hidrocarburos puros.
De estos hidrocarburos puros, las parafinas y los naftenos son colectivamente referidos
como hidrocarburos saturados, esos en los cuales hay suficiente hidrógeno para satisfacer el
requerimiento electrónico de los átomos del carbono. Los hidrocarburos aromáticos están
insaturados con respecto del hidrógeno.
Diferencia entre hidrocarburos saturados e insaturados
La molécula parafínica etano tiene 2 átomos de carbono y 6 átomos de hidrógeno, el
etileno, el cual es insaturado, tiene 2 átomos de carbono como el etano, pero solamente 4
átomos de hidrógeno.
Además de estos cuatro grupos mayores de compuestos, el aceite crudo también
contiene pequeñas cantidades de otros compuestos que contienen azufre, oxígeno y nitrógeno,
así como compuestos órgano-metálicos.
Cuando ocurren otros átomos en moléculas orgánicas aparte del hidrógeno y el
carbono son frecuentemente y colectivamente llamados heteroátomos, y los compuestos que
forman se les llama heterocompuestos.
Clasificación de los aceites crudos.
Se han propuesto varios esquemas para clasificar los diferentes tipos de aceites crudos.
El diagrama triangular de la figura II.12, es el propuesto por Tissot y Welte (1978), y se basa
en la relación de parafinas, naftenos aromáticos más compuestos NSO.
Clasificación de diferentes tipos de crudos.
Se prefiere esta clasificación por que se puede usar para demostrar los patrones de
alteración del aceite ya sea por maduración o por degradación. (Fig. II.13).
Patrones de degradación de aceite
Y para demostrar la presencia de azufre con respecto a las clases de aceite crudo (Fig. II.14).
Presencia de azufre respecto al aceite crudo.
Los aceites parafínicos son generalmente ligeros aún cuando frecuentemente son
cerosos y viscosos. Normalmente contiene poco azufre y son aceites maduros.
Ejemplos de los aceites tipo parafínicos son los crudos Paleozoicos de Estos Unidos y
Norte de África y los aceites Terciarios del Oeste de África, Libia e Indonesia.
Los aceites crudos parafínicos – nafténicos, ocupan la mitad de la gráfica. Estos
crudos son generalmente de viscosidad y densidad moderada con un contenido bajo de azufre.
Como ejemplo de estos crudos son los aceites del Devónico, Cretácico y Terciario del Oeste y
Norte de África.
Los crudos aromáticos intermedios, tienden a ser relativamente pesados con alto
contenido de azufre.
Ejemplos de estos crudos son las reservas jurásicas y Cretácicas del Golfo de Arabia
en el Medio Oriente, los crudos Permocarboníferos del Oeste de Texas y algunos crudos de
Venezuela y California. La mayoría de los crudos son parafínicos – nafténicos o aromáticos
intermedios. Los aceites nafténicos son muy raros.
