Simulating Gas–Liquid−Water Partitioning and Fluid Properties of Petroleum under Pressure Implications for Deep-Sea Blowouts

With the expansion of offshore petroleum extraction, validated models are needed to simulate the behaviors of petroleum compounds released in deep (>100 m) waters.

We present a thermodynamic model of the densities, viscosities, and gas–liquid−water partitioning of petroleum mixtures with varying pressure, temperature, and composition based on the Peng–Robinson equation-of-state and the modified Henry’s law (Krychevsky−Kasarnovsky equation). The model is applied to Macondo reservoir fluid released during the Deepwater Horizon disaster, represented with 279–280 pseudocomponents, including 131–132 individual compounds. We define >n-C8 pseudocomponents based on comprehensive two-dimensional gas chromatography (GC × GC) measurements, which enable the modeling of aqueous partitioning for n-C8 to n-C26 fractions not quantified individually. Thermodynamic model predictions are tested against available laboratory data on petroleum liquid densities, gas/liquid volume fractions, and liquid viscosities. We find that the emitted petroleum mixture was ∼29–44% gas and ∼56–71% liquid, after cooling to local conditions near the broken Macondo riser stub (∼153 atm and 4.3 °C). High pressure conditions dramatically favor the aqueous dissolution of C1−C4 hydrocarbons and also influence the buoyancies of bubbles and droplets. Additionally, the simulated densities of emitted petroleum fluids affect previous estimates of the volumetric flow rate of dead oil from the emission source.

Simulating Gas–Liquid−Water Partitioning and Fluid Properties of Petroleum under Pressure: Implications for Deep-Sea Blowouts
Jonas Gros, Christopher M. Reddy, Robert K. Nelson, Scott A. Socolofsky, and J. Samuel Arey Environmental Science & Technology Article ASAP
DOI: 10.1021/acs.est.5b04617

Fuente: ACS Publications

Nuevos Procedimientos y Técnicas de Exploración Geofísica Tecnología Petrolera

Fig. 1. El intervalo de observación entre el fogonazo y la percepción del sonido del disparo de un cañón está relacionado con la velocidad del sonido, 300 metros/seg., y, por tanto, el observador puede estimar la distancia a la cual se encuentra el cañón.

Originalmente, la propagación intencional de ondas sísmicas en la corteza terrestre se hacía mediante la detonación de cartuchos de dinamita que se explotaban en hoyos someros ubicados y abiertos para tales propósitos. Adquirir, transportar y custodiar dinamita para tales trabajos requería cumplir con una variedad de tramitaciones ante las autoridades venezolanas, además de las medidas de seguridad durante el uso en el campo. Las detonaciones espantaban a la fauna terrestre y cuando se hacían levantamientos sísmicos en aguas, las detonaciones ocasionaban la muerte de muchos peces.

Después de la Segunda Guerra Mundial, el auge inusitado en la exploración petrolera promovió a lo largo de los años adelantos e innovaciones en las operaciones de campo.

Fue eliminada la dinamita y en su lugar se desarrolló la pistola para detonar aire comprimido y se fabricó, como parte integral de los nuevos vehículos automotores para trabajos de sismografía, un potente pisón que al caer sobre la superficie terrestre induce las ondas para determinar después la profundidad de las formaciones, mediante las relaciones tiempo, velocidad del sonido y características/propiedades de las rocas. (Ver Figuras 1 y 2).

Fig. 2. La detección del tiempo transcurrido, desde que el sonido inducido en la superficie hace su recorrido hacia los estratos y regresa luego a la superficie, es un aspecto básico para estimar la profundidad de los estratos. La propagación del sonido en los estratos depende de la composición y características de éstos.

Los nuevos equipos y técnicas de sismografía han sido rediseñados y han mejorado significativamente la adquisición, el procesamiento y la interpretación de datos, haciendo que el factor tiempo y la calidad total de las tareas sean más efectivas, desde el comienzo del levantamiento hasta el informe final de los resultados.

La electrónica y la computación, con su casi ilimitada capacidad de procesamiento de datos, permite que los resultados de los levantamientos sísmicos se tengan en muchísimo menor tiempo que lo acostumbrado en años atrás, cuando geofísicos, geólogos e ingenieros requerían meses cotejando, verificando, correlacionando y ajustando datos utilizando la regla de cálculo o calculadoras mecánicas manuales para luego elaborar los planos o mapas del subsuelo de las áreas estudiadas. Además, la nueva tecnología ha permitido reestudiar y reinterpretar información sismográfica antigua de áreas que en el pasado no fueron catalogadas como atractivas y, en muchos casos, los nuevos resultados han sido sorprendentes.

Otra contribución técnica de nitidez y rapidez es la elaboración en blanco y negro o a color de los planos o mapas del subsuelo mediante las procesadoras o copiadoras electrónicas programadas específicamente para tales labores. Anteriormente este proceso requería dibujantes especializados y la preparación de los dibujos a color requería mucho más tiempo. Hoy, la diferencia en productividad es notable.

Fig. 3. Muestra de una sección sísmica levantada y procesada

La idea de sobreponer información de los registros o perfiles petrofísicos a los datos sismográficos de los levantamientos o a la sísmica adquiridos específicamente en un pozo amplió la cobertura de correlación. Los resultados de esta técnica han sido fructíferos, mediante la aplicación de procesos y programas computarizados.

Sin embargo, es oportuno mencionar que todas las técnicas y herramientas de exploración en la búsqueda de acumulaciones de hidrocarburos (reservas) no son infalibles.

La interpretación de los datos y de los resultados obtenidos conducen a predecir el grado de probabilidad (alto, medio, bajo) de las condiciones y características del subsuelo conducentes a la existencia de acumulaciones comerciales de hidrocarburos. En la industria existe un dicho que decisivamente abarca todas las expectativas y es: "La barrena dirá".

Fuente: "El Pozo Ilustrado" - FONCIED

Métodos Geofísicos de Exploración I Tecnología Petrolera

Los métodos y equipos geofísicos empezaron a formar parte de los recursos técnicos disponibles al explorador petrolero en la segunda década del siglo XX. Sus aplicaciones en la resolución de la posible presencia de estructuras favorables a la acumulación de petróleo en el subsuelo han servido para completar el aporte de los estudios geológicos regionales de superficie.

El gravímetro
El objetivo principal de los estudios de gravimetría es medir la atracción gravitacional que ejerce la Tierra sobre un cuerpo de masa determinada. Pero como la Tierra no es una esfera perfecta y no está en reposo ni es homogénea y tiene movimientos de rotación y de traslación, la fuerza de gravedad que ejerce no es constante.

Por tanto, las medidas gravimétricas en exploración son representación de anomalías en las que entran la densidad de los diferentes tipos de rocas: sedimentos no consolidados, areniscas, sal gema, calizas, granito, etc.

Fig. 2-9. Gravímetro Thyssen: disposición de sus elementos. El desplazamiento de la masa, por la atracción de la Tierra, se lee en la escala ubicada en el extremo de la masa.

En representación esquemática, el instrumento consta de una masa metálica que, suspendida de un resorte supersensible, registra la elongación del resorte debido a la atracción producida por lo denso de la masa de las rocas subterráneas. Las medidas son anotadas y posteriormente se confeccionan mapas que representan la configuración lograda.

La unidad gravimétrica terrestre, en honor a Galileo Galilei, es el GAL, y se expresa en cm/seg/seg o cm/seg2. También puede ser expresado en submúltiplos como el miligal (10-3 GAL) o el microgal (10-6 GAL).

El gravímetro de los tipos de balanza de torsión y péndulo se empezó a utilizar en la industria petrolera a principios del siglo XX para la detección de domos salinos, fallas, intrusiones, estructuras del tipo anticlinal, rumbo y continuidad de las estructuras.

El magnetómetro
Aprovechando la fuerza de atracción que tiene el campo magnético de la Tierra, es posible medir esa fuerza por medio de aparatos especialmente construidos que portan magnetos o agujas magnéticas, magnetómetros, para detectar las propiedades magnéticas de las rocas.

La unidad de medida magnética es el Gauss, en honor al matemático alemán Karl Friedrich Gauss. En la práctica se usa la gamma, medida que es 100.000 veces menor que el Gauss. Un Gauss es equivalente a la fuerza necesaria de una dina para mantener una unidad magnética polar en posición en un punto definido.

Fig. 2-10. Componentes básicos de un magnetómetro

El levantamiento magnetométrico se hace tomando medidas de gammas en sitios dispuestos sobre el terreno. Luego las medidas son indicadas en un mapa y los puntos de igual intensidad son unidos por curvas isogamas que representan la configuración y detalles detectados. El magnetómetro se ha utilizado ventajosamente para detectar estructuras, fallas e intrusiones.

Durante el proceso y desarrollo del equipo se ha logrado mucho perfeccionamiento en sus aplicaciones. El uso del magnetómetro aéreo ha facilitado la cobertura de grandes extensiones, mucho más rápidamente que el levantamiento hecho sobre el propio terreno.

Además, la mensura magnetométrica aérea no es afectada por campos magnéticos creados por instalaciones de líneas eléctricas, oleoductos y gasductos y otras construcciones metálicas.

El sismógrafo
El sismógrafo es un aparato de variado diseño y construcción empleado para medir y registrar las vibraciones terrestres a niveles someros o profundos que puedan producirse por hechos naturales como temblores y terremotos o explosiones inducidas intencionalmente o por perturbaciones atmosféricas, como en el caso de disparos de artillería.

Su elemento principal consiste en un dispositivo muy bien balanceado y en suspensión que puede oscilar con gran sensibilidad bajo el impulso de vibraciones externas. En un extremo, el dispositivo lleva una plumilla que marca sobre papel especial las oscilaciones. El papel va dispuesto sobre un elemento que gira accionado por un mecanismo de reloj.

Los estudios y aplicaciones del sismógrafo para medir la propagación de ondas artificiales en la investigación de las características
de las rocas de la corteza terrestre se originaron a mediados del siglo XIX en Europa.

Científicos ingleses y alemanes fueron pioneros en medir la relación velocidad-tiempo de las ondas y sus variaciones con respecto a la
profundidad de las rocas.

En Estados Unidos se publicaron resultados de estudios y aplicaciones de sismología en 1878. La adaptación de esta nueva tecnología
a los estudios geológicos y exploración petrolera comenzó en la segunda década del siglo XX en Europa y Estados Unidos. Para la década de los treinta, la sismología había ganado ya suficiente aceptación como técnica de exploración y su desarrollo y alcances teóricos y prácticos han estado desde entonces hasta ahora en continua evolución.

La sismología de refracción
El fundamento físico de funcionamiento de refracción sismológica está asociado a la teoría óptica. La propagación de la onda cambia de dirección cuando hay un cambio de propiedades físicas en la masa que recorre.

La geometría de los rayos sigue las reglas que controlan la propagación de la luz, Figura 2-12. Hasta los años treinta se utilizó el
sismógrafo de refracción con buen éxito en la detección, principalmente, de domos salinos, aunque también se aplicó para delinear anticlinales y fallas, pero poco a poco empezó a imponerse el método de reflexión.

Fig. 2-12. Se aprecia:
i = ángulo de incidencia
r = ángulo de refracción
V1 = velocidad en estrato E1
V2 = velocidad en estrato E2

La sismología de reflexión
El principio básico de la sismología de reflexión semeja al cálculo de la distancia a que se encuentra un cañón, si se mide el tiempo en que se ve el fogonazo y se oye el sonido del disparo y se toma como base para el cálculo la velocidad del sonido, 300 metros/seg.

Sin embargo, la semejanza se complica y conlleva dificultades técnicas porque las ondas inducidas desde la superficie viajan a través de un medio complejo como son las rocas y se reflejan como un eco al haber cambio de continuidad en los estratos. No obstante, los adelantos técnicos han logrado que este método se haya refinado al extremo de proporcionar una mejor interpretación del subsuelo que cualquier otro método de prospección.

En la práctica, como muestra la Figura 2-14, se dispone de una fuente de ondas inducidas que se proyectan en profundidad y al rebotar son recogidas en la superficie por geófonos dispuestos a distancias críticas. Las señales son registradas en la superficie. La relación velocidad-tiempo-profundidad es interpretada para deducir de la malla de líneas levantadas sobre el terreno las correlaciones obtenidas
de las secciones y finalmente producir mapas del subsuelo.

Fuente: "El Pozo Ilustrado" - FONCIED

Medición de la Porosidad Tecnología Petrolera

Clic en la imagen

En el laboratorio se utilizan procedimientos e instrumentos, porosímetros, para medir la porosidad. Los núcleos de las formaciones o muestras del ripio que se obtienen en el curso de la perforación de un pozo son traídos al laboratorio, donde son debidamente identificados y catalogados para medirles el volumen total, el volumen que representan sus granos y el volumen de los poros. Mediante la aplicación de métodos analíticos se obtienen dos valores muy importantes: la porosidad total y la porosidad efectiva. La porosidad total permite apreciar la configuración irregular de los granos de las muestras y llegar a la determinación del volumen efectivo de poros, lo que se traduce en:

Más adelante veremos los adelantos en la medición directa y continua de ciertas características de las formaciones. Se utilizan instrumentos que dentro del hoyo y mediante las propiedades del fluido de perforación captan de abajo hacia arriba, a lo largo de toda la profundidad, el flujo de corrientes de fuerzas electromotivas que quedan plasmadas como curvas en un registro o perfil para luego ser interpretadas cualitativa y/o cuantitativamente para evaluar, en primer término, las posibilidades de producción de hidrocarburos de las formaciones. También hay registros o perfiles que permiten interpretar los resultados de trabajos que se hacen durante la perforación y la terminación del pozo o posteriormente en las tareas de limpieza, rehabilitación o reterminación del pozo en sus años de vida productiva hasta abandonarlo.

Fuente: "El Pozo Ilustrado" - FONCIED

Combustíveis, Petróleo Tudo se transforma

Produção audiovisual produzida pela PUC Rio em parceria com o Ministério da Educação, o Ministério da Ciência e Tecnologia e o Fundo Nacional de Desenvolvimento da Educação. Integra uma série de 6 programas (120 episódios) dedicados ao apoio do ensino de Química no Ensino Médio.

Fuente: Ccead puc-rio

Capacidad de almacenamiento de las rocas Tecnología Petrolera

Cuando el pozo de Drake empezó a producir a bomba, la gente se formó la idea de que el petróleo se extraía de una corriente subterránea como la de un río. Aún hoy, ciertas personas piensan que es así.

La naciente industria llamó poderosamente la atención de los geólogos y profesionales afines, quienes acostumbrados a la minería de roca dura empezaban a presenciar el desarrollo de la exploración petrolera y a participar en la aplicación de sus conocimientos geológicos a este nuevo tipo de operaciones.

Los retos eran bastantes y estimulantes.

Así como los antes nombrados Henry D. Rogers y T. Sterry Hunt, vocearon sus conceptos sobre la Teoría Anticlinal y su aplicación al pozo de Drake, Alexander Mitchel llamó la atención de los petroleros hacia la porosidad de los estratos, especialmente las arenas y areniscas, en el sentido de que el espacio creado por los granos en contacto era suficiente para almacenar grandes volúmenes de petróleo.

Este concepto de porosidad y volumen es básico en la estimación de reservas.

Tiene sus fundamentos en la configuración de los granos, la manera como están en contacto, el material que los une, el volumen que representa esa masa y el espacio creado, el cual puede traducirse a números.

Esta caja de 6 cm de lado contiene 216 esferas de
1 cm de diámetro cada una, apiladas una sobre otra. El volumen
de la caja menos el volumen total de las esferas deja un
espacio vacío que representa los poros creados por las esferas
en contacto.

Por ejemplo, si se toma un envase cilíndrico cuya capacidad es de un litro, se puede llenar con un litro de líquido. Pero si se llena con arena de granos sueltos y más o menos uniformes, aparentemente se ha copado el volumen del envase. Sin embargo, si cuidadosamente se vierte agua u otro líquido sobre la arena hasta copar el envase, se verá que el líquido se ha depositado en los poros formados por los granos en contacto. Si el volumen de líquido vaciado fue de 150 cc, entonces el volumen real de los granos de arena representa 850 cc. Los dos equivalen al volumen total del envase, 1.000 cc.

Si el ejemplo fuese un envase de un metro cúbico (1.000 litros) lleno de esa arena y de la misma porosidad, entonces podría almacenar 1.000 x 0,15 = 150 litros.

Matemáticamente se puede demostrar que si los granos son perfectamente redondos (esferas) y están apilados rectangularmente uno sobre otro, esta configuración da la máxima porosidad de 47,64 %. Ejemplo:

De igual manera si las esferas se dispusieran en una configuración hexagonal se obtendría la porosidad mínima de 25,95 %.

En la práctica, debido a la forma de los granos, a la compactación, cementación que los une y a otros factores, la porosidad medida en laboratorio o por otros métodos analíticos de campo da una variedad de valores para determinado espesor de estrato, sección o formación.

Sólo la recopilación de datos y estadísticas dan el valor promedio de porosidad, que es el empleado en la práctica para cómputos. La porosidad de las rocas petrolíferas puede acusar, generalmente, entre 10 y 25 %.

Fuente: "El Pozo Ilustrado" - FONCIED

Propiedades físicas de las rocas Tecnología Petrolera

De la acumulación de datos teóricos y aplicaciones prácticas, tanto en el laboratorio como en trabajos de campo, se ha logrado catalogar una variedad de propiedades, de constantes y de relaciones acerca de las rocas que componen los estratos geológicos. Ejemplo:

• La aplicación de la sismología depende de la propagación de ondas, gracias a la elasticidad del medio donde se propagan. Por ejemplo, la velocidad longitudinal, en metros/seg de ondas en algunos tipos de rocas, puede ser variable debido a que las rocas no son perfectamente elásticas: aluvión: 300 - 610; arcillas, arcillas-arenosas: 1.830 - 2.440; lutitas: 1.830 - 3.960; arenisca: 2.400 - 3.960; caliza: 4.880 - 6.400; granitos: 5.030 - 5.950
• La proporcionalidad (Ley de Hooke) que existe entre la fuerza (por unidad de área) que causa desplazamiento elástico y la fuerza (por unidad de longitud o por unidad de volumen) que causa deformación, es aplicable a los estratos. Por tanto, se puede indagar si los estratos resisten, se elongan, comprimen o deforman, según fuerzas de tensión, de compresión, de presión, de cimbra, de cizalla
• Es importante conocer, además, el origen de las rocas, la edad geológica, su estructura, composición, granulometría, características externas, densidad, propiedades mecánicas y todo cuanto pueda abundar para interrelacionar mejor las deducciones geológicas y geofísicas que conduzcan en definitiva al descubrimiento de acumulaciones comerciales de hidrocarburos

Fuente: "El Pozo Ilustrado" - FONCIED

El tiempo geológico y la formación de las rocas Tecnología Petrolera

Clic en la imagen

Fuente: "El Pozo Ilustrado" - FONCIED

Rocas Ígneas, Metamórficas y Sedimentarias Configuración de Yacimientos Petrolíferos Tecnología Petrolera

Fig. 2-6. La erosión, por el viento o las corrientes de agua, afecta
la estabilidad de los estratos y cambia con el tiempo el aspecto
del panorama terrestre. Observador geólogo Orlando Méndez.

De toda la información y experiencia obtenida de la perforación de pozos en los primeros años de la industria, se empezó a catalogar la forma o configuración estructural de las formaciones y estratos geológicos que conforman el depósito natural o yacimiento petrolífero.

La estructura anticlinal empezó a entenderse en todos sus aspectos y detalles de simetría o asimetría. La conformación domal de las estructuras que aparecieron sirvió para estudiar y apreciar las dimensiones, inclinación de los flancos y formas de este tipo de configuración.

Apareció el sinclinal, cuyos flancos convergen hacia la parte inferior o fondo de la estructura, con forma de un anticlinal invertido.

Se detectaron domos salinos, que muestran acumulaciones petrolíferas en las formaciones sobre su tope y/o en los flancos. Discontinuidades en la secuencia de deposición de los estratos.

Lentes de arenas petrolíferas enterrados en los estratos, por cuyas características forman trampas estratigráficas.

Muchas de estas trampas mostraron fallas, o sea cortes o deslizamientos en los estratos, debido a las fuerzas naturales actuantes que pliegan a los estratos. Estas fallas por su dirección, desplazamientos y constitución de los estratos, ejercen influencia sobre el confinamiento o la fuga del petróleo. Su magnitud puede ser grande, ocasionando discontinuidad apreciable del yacimiento, lo cual hace que en la zona de falla aparezca un área improductiva.

Características de las rocas petrolíferas
A medida que ante la vista de los expertos académicos y de operaciones de campo se dibujaba la penetración de la corteza terrestre por la barrena, se empezaron a entender las respuestas a muchas preguntas y también surgieron muchas que tendrían que esperar adelantos científicos y aplicaciones tecnológicas novedosas.

Se avanzó mucho en la apreciación sobre los agentes mecánicos y químicos responsables por el origen, desintegración y transporte de las rocas, sus características físicas y composición. Fueron identificados aspectos y agentes influyentes sobre la deposición de los sedimentos, su estratificación y compactación.

Se empezó a apreciar la transformación de la materia orgánica vegetal y animal en hidrocarburos y las condiciones necesarias para esa transformación: volumen de material orgánico, bajo las acciones de presión, temperatura y tiempo, su origen, estabilidad, desplazamiento y final atrampado del petróleo en su depósito o yacimiento natural definitivo.

Se constató que el petróleo proviene de formaciones o estratos de diferentes edades geológicas. Algunas formaciones de ciertas edades son improductivas y formaciones de otras edades muy prolíficas. En la Tabla 2-1, El tiempo geológico y la columna de las formaciones, se anotan sucesivamente incidentes fundamentales que marcan la evolución de nuestro planeta. Particularmente importante en el proceso evolutivo de la vida vegetal y animal durante todo el desarrollo del planeta Tierra. Respecto a los hidrocarburos, es interesante el hecho de que en varias partes del mundo, formaciones de la era Paleozoica han contribuido con significativas acumulaciones y volúmenes de producción de gas y petróleo, por ejemplo muchos yacimientos en los Estados Unidos. Aquí en Venezuela, los yacimientos de edad geológica más antigua y muy prolíficos son del Mesozoico, específicamente el período Cretácico. También son muy abundantes y extensos, tanto en el oriente como en el occidente de Venezuela, yacimientos de los períodos Eoceno, Oligoceno y Mioceno.

Rocas ígneas, metamórficas y sedimentarias
La Tierra está compuesta de estas tres clases de rocas. Todas son de interés geológico y están comprendidas en todo estudio geológico general. El interés del explorador petrolero está centrado en las rocas sedimentarias.

Las ígneas son rocas formadas por el enfriamiento y solidificación de la masa ígnea en fusión en las entrañas de la Tierra. Son del tipo intrusivas o plutónicas y extrusivas o volcánicas.

Son del tipo intrusivas, entre otras, el granito, la granodiorita y la sienita. Estas rocas tienen una estructura de tipo granítico muy bien definida. Entre las extrusivas o volcánicas, se cuentan las pómez, las bombas volcánicas, el lodo volcánico, la lava y la lapilli.

Las rocas sedimentarias, por ejemplo, están representadas por gravas, conglomerados, arena, arenisca, arcilla, lutita, caliza, dolomita,
yeso, anhidrita y sal gema. Estas rocas se derivan de las rocas ígneas y de las metamórficas por medio de la acción desintegradora de varios agentes como el viento, el agua, los cambios de temperatura, organismos, las corrientes de agua, las olas, y por acción de sustancias químicas disueltas en el agua.

En general, las rocas sedimentarias son las de mayor importancia desde el punto de vista petrolero. Ellas constituyen las grandes cuencas donde se han descubierto los yacimientos y campos petrolíferos del mundo. Por su capacidad como almacenadoras y extensión geográfica y geológica como rocas productoras sobresalen las arenas, las areniscas, las calizas y dolomitas; aunque también constituyen fuentes de producción, en ciertas partes del mundo, las lutitas fracturadas, la arcosa, los neis, la serpentina y el basalto.

Las rocas metamórficas se forman de las ígneas y sedimentarias que sufren transformación por la acción del calor, por efectos de la presión o por acción química para producir rocas de composición similar pero de estructura, textura y proporciones mineralógicas diferentes.

Por tanto, la caliza puede transformarse en mármol, la lutita en pizarra, la pizarra en esquistos, la arena cuarzosa en cuarcita o la arena arcósica en neis.

Fuente: "El Pozo Ilustrado" - FONCIED

Teoría Anticlinal - Geología Aplicada Tecnología de Exploración del Petróleo

Fig. 2-3. Anticlinal: 1) Acuífero. 2) Contacto agua-petróleo. 3) Pozos terminados. 4) Pozo productor de agua.

Desde tiempos inmemoriales las gentes utilizaron los rezumaderos de hidrocarburos como fuentes de aprovisionamiento para varios menesteres.

El gas incendiado en el mismo sitio de su aparición sirvió para alumbrar en muchos lugares de la Tierra. El primer gasducto, hecho de troncos huecos de madera, para llevar gas a Fredonia, estado de Nueva York, se construyó en 1825. El petróleo se utilizó para alumbrado por antorcheros; para calafatear embarcaciones; como impermeabilizante; como cemento o pega en las construcciones y hasta en aplicaciones medicinales.

Siglos atrás, los chinos desarrollaron métodos y experticia para hacer pozos en busca de sal y de agua. Sin embargo, se da como punto de partida del esfuerzo por establecer la industria petrolera comercial y formal, el pozo terminado como productor el 28 de agosto de 1859 por el coronel Edwin L. Drake. Este pozo, ubicado en las inmediaciones del pueblo de Titusville, condado de Crawford, estado de Pennsylvania, llegó a la profundidad de 21,2 metros y por bombeo produjo 25 barriles diarios.

Para esa fecha el precio del crudo era de $16 por barril.

El primer esfuerzo exploratorio formal compensó las gestiones de la Pennsylvania Rock Oil Company, empresa creada el 30 de diciembre de 1854 para perforar y buscar petróleo en Pennsylvania, a cargo de su superintendente de operaciones Edwin L. Drake.

En los comienzos de la industria, las técnicas de exploración para ubicar los pozos se basaban en la creencia general de que el petróleo seguía el curso de las aguas. Por tanto, valles y lechos de riachuelos y ríos eran sitios favoritos para perforar.

La harta frecuencia con que se logró el descubrimiento de yacimientos petrolíferos, ubicando pozos por las señas de reflejos irisados de petróleo que flotaban sobre el agua, influyó mucho en el ánimo de los primeros exploradores para no valerse desde un principio de la aplicación de conocimientos y técnicas geológicas disponibles.

La teoría anticlinal
El auge exploratorio con taladro que se perfilaba en Pennsylvania a principios de 1860 se vio fortalecido por la audacia de algunos exploradores que con éxito ubicaron sus pozos en sitios más altos y cimas de colinas.

En 1860 el profesor canadiense Henry D. Rogers hizo observaciones sobre la posición estructural del pozo terminado por Drake. En 1861 otro canadiense, T. Sterry Hunt, presentó amplios y claros conceptos sobre la teoría anticlinal.

El anticlinal es un pliegue arqueado de rocas estratificadas cuyos estratos se inclinan en direcciones opuestas desde la cresta o eje del pliegue para formar una estructura domal o bóveda.

Durante la década de 1860, y a medida que los pozos se hacían más profundos y el ritmo de las actividades de exploración se intensificaba en la cuenca de las montañas de Apalache, se empezó a complicar la interpretación de muestras de los sedimentos extraídos de los pozos, la correlación entre pozos y la determinación de factores que permitiesen tener mayor control sobre el pozo mismo y sus objetivos.

Como se trabajaba y aplicaban conocimientos prácticos sobre la marcha, los estudiosos y expertos empezaron a ofrecer sus conocimientos y servicios. La teoría anticlinal rindió sus frutos al revelar las razones de los éxitos de la perforación en tierras altas.

Geología aplicada
Como parte de las Ciencias de la Tierra, la Geología de Superficie fue la primera utilizada para ayudar a la naciente industria a interpretar las manifestaciones e indicaciones de la naturaleza sobre las posibilidades de encontrar depósitos petrolíferos.

Fig. 2-4. Las fuerzas de la dinámica terrestre que perturban los estratos originan una variedad de accidentes geológicos (fosas, anticlinales, sinclinales, fallas, discordancias, etc.) y trampas que favorecen la retención de las acumulaciones petrolíferas.

Por observaciones y estudios de la topografía del área se asentaban los rasgos remanentes de la erosión; el afloramiento de estratos y sus características; el curso y lecho de los ríos; la apariencia y tipos de rocas; descripción de fósiles recogidos; aspecto y variedad de la vegetación; rezumaderos petrolíferos y todo un sinnúmero de detalles que finalmente aparecían en láminas y mapas del informe de evaluación, preparado para los interesados.

Toda esta información, aunada a la que se recogía de la perforación, servía entonces para correlacionar el suelo con el subsuelo y aplicar así conocimientos para proyectar futuras operaciones.

Al correr de los años se expandió la aplicación de las diferentes ramas de la Geología a la exploración para esclarecer las incógnitas del subsuelo. Entraron a formar parte de las herramientas del explorador las geologías Física, Histórica y Estructural; la Paleontología, la Palinología, la Petrografía, la Geomorfología, la Mineralogía, la Sedimentología y la Estratigrafía.

Durante el resto del siglo XIX, las geologías de Superficie y de Subsuelo sirvieron extensamente al explorador para la proyección de estudios locales y regionales en búsqueda de nuevos depósitos. De toda la información recopilada y estudios realizados, se llegó a apreciar cuánto podía saberse entonces acerca del subsuelo. Faltaba todavía la aplicación de otros métodos y conocimientos científicos que antes de la perforación ofreciesen al explorador información anticipada acerca de las formaciones, su distribución, posición, profundidad, espesor y otros detalles que ayudarían a programar con más certeza las campañas de exploración.

Esta técnica complementaria (Geofísica, representada por la Gravimetría, la Magnetometría y la Reflexión Sísmica) se desarrollaría muchos años más tarde, como también otras que se aplicaron bastante después -Fotogeología Aérea, Geoquímica y más recientemente, a partir de la década de los sesenta, la Computación y la Sismografía Digitalizada.

Fig. 2-5. Durante los estudios geológicos de campo, la mensura
del terreno es parte importante de los levantamientos. En
las exploraciones geológicas de superficie, cada pedazo de
roca es para el geólogo fuente de información insustituible de
la historia geológica de los sitios observados.

Todas estas técnicas son ahora más efectivas, gracias a mejores procedimientos de adquisición, procesamiento e interpretación de datos, los cuales son transmitidos con asombrosa velocidad y nitidez de un sitio a otro mediante modernos sistemas de comunicación: satélites, televisión, fax, celular, télex e impresoras con una increíble capacidad y selección de tipografía a color.

Fuente: "El Pozo Ilustrado". FONCIED

Características Físicas y Químicas del Petróleo Tecnología Petrolera

Todos los petróleos: livianos, medianos, pesados y extrapesados, generalmente llamados crudos en la jerga diaria petrolera, tienen características y propiedades físicas y químicas que a la vista sirven para distinguir y apreciar unos de otros. Otras características tienen que ser determinadas por análisis de laboratorio.

Color
Generalmente se piensa que todos los crudos son de color negro, lo cual ha dado origen a cierta sinonimia y calificativos: “oro negro”, “más negro que petróleo crudo”. Sin embargo, por transmisión de la luz, los crudos pueden tener color amarillo pálido, tonos de rojo y marrón hasta llegar a negro. Por reflexión de la luz pueden aparecer verdes, amarillos con tonos de azul, rojo, marrón o negro.

Los crudos pesados y extrapesados son negros casi en su totalidad. Crudos con altísimo contenido de cera son livianos y de color amarillo; por la noche al bajar bastante la temperatura tienden a solidificarse notablemente y durante el día, cuando arrecia el sol, muestran cierto hervor en el tanque. El crudo más liviano o condensado llega a tener un color blanquecino, lechoso y a veces se usa en el campo como gasolina cruda.

Olor
El olor de los crudos es aromático como el de la gasolina, del querosén u otros derivados. Si el crudo contiene azufre tiene un olor fuerte y hasta repugnante, como huevo podrido.

Si contiene sulfuro de hidrógeno, los vapores son irritantes, tóxicos y hasta mortíferos. Para atestiguar la buena o rancia calidad de los crudos es común en la industria designarlos como dulces o agrios. Esta clasificación tiene un significado determinante entre petroleros vendedores y compradores de crudos porque inmediatamente enfoca ciertas características fundamentales del tipo de petróleo objeto de posible negociación.

Densidad
Los crudos pueden pesar menos que el agua (livianos y medianos) o tanto o más que el agua (pesados y extrapesados). De allí que la densidad pueda tener un valor de 0,75 a 1,1.

Estos dos rangos equivalen a 57,2 y -3 °API. La densidad, la gravedad específica o los grados API (API es la abreviatura de American Petroleum Institute) denotan la relación correspondiente de peso específico y de fluidez de los crudos con respecto al agua.

La industria petrolera internacional adoptó hace ya más de setenta años la fórmula elaborada por el API el 4 de mayo de 1922, la cual consiste en la modificación de las dos fórmulas que llevan el nombre del químico francés Antoine Baumé (†1804), usadas para comparar la densidad de líquidos más livianos o más pesados que el agua. Las dos fórmulas Baumé son:

En las que n representa la lectura en grados indicada por el hidrómetro Baumé inmerso en el líquido, cuya temperatura debe ser 15,5 °C. Por ejemplo, si se sustituye n=10 en la primera ecuación se obtendrá que la gravedad específica =1 corresponde a la del agua; en la segunda ecuación se obtiene gravedad específica = 1,07 mayor que la del agua.

La ecuación general del API es como sigue:

El hidrómetro API se basa en la densidad o gravedad específica de los crudos con respecto al agua. Un crudo de 10 °API tiene la misma gravedad específica que el agua.

La clasificación de crudos por rango de gravedad °API utilizada en la industria venezolana de los hidrocarburos, a 15,5 ° (60 °F) es como sigue:

Los líquidos condensados son producto de condensación de un vapor o del gas natural. En el yacimiento la substancia puede existir en estado gaseoso y su gravedad puede ser bastante alta. Al respecto, la definición conjunta de los ministerios de Hacienda y de Energía y Minas, sobre petróleos crudos condensados naturales, indica lo siguiente: “Se consideran petróleos crudos condensados naturales aquellos hidrocarburos líquidos bajo condiciones atmosféricas, que se caracterizan por estar en estado gaseoso bajo las condiciones originales del yacimiento y no ser obtenidos por procesos de absorción, adsorción, compresión, refrigeración o combinación de tales procesos y que tienen una gravedad mayor de 40,9 °API a 15,56 °C (60 °F)”. (Fuente: Gaceta Oficial de la República de Venezuela, Año XCIX - Mes III. Caracas: martes 28 de diciembre de 1971, Número 29.695, p. 222.117).

En las negociaciones de compraventa, intercambio, reconstitución y mezcla de crudos, el precio del metro cúbico o del barril de crudo está atado a la escala de gravedad °API correspondiente. La décima de gravedad (°API) se paga aplicando la fracción de precio que corresponda, según la calidad del crudo.

Sabor
El sabor de un crudo es una propiedad que se torna importante cuando el contenido de sal es bastante alto. Esta circunstancia requiere que el crudo sea tratado adecuadamente en las instalaciones de producción del campo para ajustarle la sal al mínimo (gramos por metro cúbico) aceptable por compradores y las refinerías.

Indice de refracción
Medido con un refractómetro, los hidrocarburos acusan valores de 1,39 a 1,49. Se define como la relación de la velocidad de la luz al pasar de uno a otro cuerpo.

Coeficiente de expansión
Varía ente 0,00036 y 0,00096. (Temperatura, °C por volumen).

Punto de ebullición
No es constante. Debido a sus constituyentes varía algo menos que la temperatura atmosférica hasta la temperatura igual o por encima de 300 °C.

Punto de congelación
Varía desde 15,5 °C hasta la temperatura de -45 °C. Depende de las propiedades y características de cada crudo o derivado. Este factor es de importancia al considerar el transporte de los hidrocarburos y las estaciones, principalmente el invierno y las tierras gélidas.

Punto de deflagración
Varía desde -12 °C hasta 110 °C. Reacción vigorosa que produce calor acompañado de llamas y/o chispas.

Punto de quema
Varía desde 2 °C hasta 155 °C.

Poder calorífico
Puede ser entre 8.500 a 11.350 calorías/gramo. En BTU/libra puede ser de 15.350 a 22.000. (BTU es la Unidad Térmica Británica).

Calor específico
Varía entre 0,40 y 0,52. El promedio de la mayoría de los crudos es de 0,45. Es la relación de la cantidad de calor requerida para elevar su temperatura un grado respecto a la requerida para elevar un grado la temperatura de igual volumen o masa de agua.

Calor latente de vaporización
Para la mayoría de los hidrocarburos parafínicos y metilenos acusa entre 70 a 90 kilocalorías/kilogramo o 130 a 160 BTU/libra.

Viscosidad
La viscosidad es una de las características más importantes de los hidrocarburos en los aspectos operacionales de producción, transporte, refinación y petroquímica. La viscosidad, que indica la resistencia que opone el crudo al flujo interno, se obtiene por varios métodos y se le designa por varios valores de medición. El poise o centipoise (0,01 poise) se define como la fuerza requerida en dinas para mover un plano de un centímetro cuadrado de área, sobre otro de igual área y separado un centímetro de distancia entre sí y con el espacio relleno del líquido investigado, para obtener un desplazamiento de un centímetro en un segundo.

La viscosidad de los crudos en el yacimiento puede tener 0,2 hasta más de 1.000 centipoise. Es muy importante el efecto de la temperatura sobre la viscosidad de los crudos, en el yacimiento o en la superficie, especialmente concerniente a crudos pesados y extrapesados

Fig. 1-9. (A) petróleo muy liviano que muestra la facilidad con que fluye y la calidad de su transparencia. (B) petróleo muy pesado cuya fluidez es casi imperceptible y de transparencia nula.

Viscosidad relativa es la relación de la viscosidad del fluido respecto a la del agua. A 20 °C la viscosidad del agua pura es 1,002 centipoise.

Viscosidad cinemática es equivalente a la viscosidad expresada en centipoises dividida por la gravedad específica, a la misma temperatura. Se designa en Stokes o Centistokes.

Viscosidad Universal Saybolt representa el tiempo en segundos para que un flujo de 60 centímetros cúbicos salga de un recipiente tubular por medio de un orificio, debidamente calibrado y dispuesto en el fondo del recipiente, el cual se ha mantenido a temperatura constante.

Fuente: "El Pozo Ilustrado", FONCIED

Composición Química del Petróleo Tecnología Petrolera

Los núcleos extraídos de las formaciones revelan características de la composición de las rocas y del petróleo dentro de sus poros.

Genéricamente hablando, la palabra petróleo se emplea para designar cada uno de los compuestos químicos líquidos resultantes de la combinación del carbono (C) con el hidrógeno (H).

En la industria petrolera, la palabra hidrocarburos abarca estos compuestos en sus cuatro estados: gaseoso, líquido, semisólido y sólido.

En la naturaleza hay acumulaciones que son puro gas. El gas puede ser seco o húmedo, según la impregnación de hidrocarburos líquidos que contenga. En estado líquido se presentan los petróleos livianos, medianos y pesados. Sin embargo, algunos petróleos pesados y extrapesados son líquidos o semilíquidos en el yacimiento, debido a la temperatura. Estos petróleos tienden a ser semisólidos, o sea de muy poca fluidez o alta viscosidad en la superficie.

En las emanaciones o menes, debido al enfriamiento, al contacto con el aire, a la acción del sol y de las aguas, los hidrocarburos más livianos se evaporan paulatinamente y el petróleo se torna semisólido o sólido, según la severidad de la acción de los elementos del ambiente.

Estas combinaciones de carbono e hidrógeno en su forma natural (petróleo, petróleo crudo, o crudos) son sometidas a procesos de transformación (refinación) que rinden centenares de derivados (productos).

Una extensa gama de estos productos tiene un alto contenido de hidrógeno y son líquidos a temperaturas ambientales y también son susceptibles a la vaporización. Ciertos productos, mezclados con aire, forman carburantes (ejemplo: las gasolinas para el parque automotor) cuyo poder calorífico promedio es de 10.555 kilocalorías/kilo (19.000 BTU/libra).

El alto poder calorífico de los carburantes se debe al hidrógeno, cuyo poder es de 28.886 kilocalorías/kilo (52.000 BTU/libra), por una parte, y por la otra al carbono cuyo poder calorífico de combustión es de 8.055 kilocalorías/kilo (14.000 BTU/libra).

Es muy interesante, física-químicamente hablando, cómo estos dos elementos, uno gas y el otro sólido, se combinan en la naturaleza para formar tan extensa variedad de hidrocarburos. Además, aparte de los elementos radiactivos, estos dos tienen más poder calorífico individual de combustión directa que el resto de los elementos.

Si se quisiera utilizar el hidrógeno solo como carburante para aprovechar su alto poder calorífico de combustión (por ejemplo, en un automóvil), la intención se frustraría por lo siguiente: el tanque o la bolsa requerida para depositar el hidrógeno equivalente a un litro de gasolina sería casi la tercera parte del tamaño del carro. El hidrógeno puede ser comprimido pero se necesita un cilindro (tanque) muy fuerte, cuya construcción requeriría, aproximadamente, 275 kilos de acero por cada kilo de hidrógeno.

Si se quisiera utilizar el carbono solo como combustible en una máquina de combustión interna, también habría obstáculos: es sólido y no puede ser vaporizado apreciablemente sino a temperaturas por encima de 3.482 °C (6.300 °F).

Notará el lector el uso del Sistema Métrico y el Sistema Angloamericano. Esto se debe a que, por razones obvias, internacionalmente la industria petrolera maneja ambos sistemas, según las exigencias. Además, la fuente preponderante de publicaciones petroleras la constituye los Estados Unidos de América.

Fuente: El Pozo Ilustrado - FONCIED

Información de Campo Origen y formación del Petróleo

En la búsqueda de los ingredientes y condiciones que contribuyen al origen y formación del petróleo, son muy reveladores los estudios e información que, a través de los años, los estudiosos de la materia han obtenido de las muestras de ripio o núcleos de los estratos geológicos penetrados durante la perforación, de las lutitas o arenas petrolíferas a cielo abierto, o de los afloramientos de estratos en muchas partes del mundo.

En primer término, se ha concluido que la descomposición de la materia animal y/o vegetal, depositada y enterrada en los estratos geológicos, sufre alteraciones por la acción de bacterias, de la presión y de la temperatura.

El material grasoso y ceroso (kerógeno) que se deriva de la descomposición de plantas y animales puede ser fuente de la generación de acumulaciones petrolíferas en los estratos sedimentarios. Estratos de lutita, ricos en kerógeno, se encuentran en muchas partes del mundo. Este aspecto apunta que las lutitas ciertamente pueden ser fuente principal del origen de la formación del petróleo.

Generalmente, todas las rocas de las formaciones de los campos petroleros contienen fósiles. Estudios de microscopía de estas rocas señalan una gran abundancia de plancton, es decir, animales y plantas que flotan o nadan en el mar.

Las huellas del pasado
Entre las ramas del saber con que cuentan los petroleros dedicados a las Ciencias de la Tierra, la Paleontología cubre el estudio de los restos fósiles de animales y plantas y enseña acerca de la vida pasada durante los períodos geológicos y, por ende, sobre la evolución cronológica de la historia geológica de la Tierra. Por tanto, es una materia esencial para descifrar la evolución de la vida animal/vegetal en las cuencas sedimentarias e interpretar las circunstancias y episodios geológicos conducentes a la presencia o falta de acumulaciones petrolíferas.

Generación del petróleo en la naturaleza
El famoso geólogo e investigador estadounidense Parker Davies Trask ofrece un interesante ejercicio numérico acerca de la generación del petróleo en las formaciones geológicas, tomando como base datos de laboratorio acerca del contenido del material orgánico en lutitas (para este ejemplo se usan unidades métricas). Si una lutita contiene 2 % de materia orgánica y 5 % de esa materia, se transforma en petróleo; entonces el porcentaje convertido es igual a: 0,02 x 0,05 = 0,001 o una milésima parte (1/1.000). Si se considera un bloque de sedimentos de una hectárea de extensión y un metro de espesor, el volumen es de 10.000 m3 de sedimentos. Si la densidad de estos sedimentos es de 2,1 entonces el peso del bloque será:

10.000 x 2,1 x 1.000 = 21.000.000 kilos

Pero como el peso del bloque está representado por 1/1.000 partes de petróleo, entonces el bloque tiene 21.000 kilos de petróleo.

Galería de imágenes

• 1
• 2
• 3
• 4

Fig. 1-5. Los cortes en las carreteras (A) son buenos sitios para observar la inclinación y el rumbo de los estratos que forma la corteza terrestre, como también afloramientos y discontinuidad de las formaciones (B).
Fig. 1-6. La presencia o impresiones de fósiles en las muestras de las rocas sirven para tener idea del ambiente geológico correspondiente y de la edad de las formaciones. (A) representa una ammonoidea muy abundante en el Paleozoico Superior, menos abundante en el Jurásico y se extinguió al final del Cretáceo. (B) los peces aparecieron en el período Devoniano que duró 350 millones de años durante la era del Paleozoico.

Si ese petróleo (por ejemplo, tipo Boscán) pesa 0,86 kilos por litro, equivalente a un petróleo de 11,4 °API, entonces el bloque contiene:

Extendiendo este ejemplo a mayores dimensiones, como si fuese una concesión por la que existe interés comercial, y sea el caso de un área de 10.000 hectáreas y 100 metros de espesor, entonces el volumen de petróleo contenido in situ es muy apreciable.

10.000 x 100 x 24,4186 = 24.418.600 m3 (153.585.000 barriles)

Es muy importante la expresión in situ (en sitio) porque no todo el volumen de hidrocarburos contenido en la formación o yacimiento puede ser producido. El volumen extraíble dependerá de otros factores, tales como: la porosidad, que expresa porcentualmente el volumen del espacio disponible para almacenar hidrocarburos; el porcentaje de saturación de petróleo (también de gas y agua) existente en el yacimiento; la presión original en el yacimiento y la presión de burbujeo del gas disuelto en el petróleo; los contactos gas natural-petróleo-agua en el yacimiento; la permeabilidad de la roca, con respecto al gas, petróleo y agua; las relaciones de producción gas/petróleo, petróleo/agua; las características y propiedades del gas natural y del petróleo producibles; la evolución del tipo de empuje natural de extracción o mecanismo inducido que impele a los hidrocarburos en el yacimiento a fluir hacia el pozo y hacia la superficie (empuje por gas natural, por gas disuelto, por agua, o por gravedad o por combinación de éstos) o por bombeo mecánico o inyección de fluidos; proyección del comportamiento del yacimiento durante las etapas primaria, secundaria y terciaria de producción respecto a las perspectivas económicas (ingresos netos) y comercialización de las reservas probadas de hidrocarburos en el yacimiento.

Fuente: El Pozo Ilustrado - FONCIED

Origen del Petróleo Diferentes Teorías

De los estudios e investigaciones sobre el origen de los hidrocarburos se derivaron las teorías inorgánicas y orgánicas. La descomposición y la transformación de restos de vida animal y vegetal, depositados y enterrados durante los tiempos geológicos milenarios, bajo la acción de la sedimentación y compactación de los estratos, sometidos además a presión y temperatura en el subsuelo, a determinadas profundidades, son todos factores que contribuyeron a la generación del gas natural y/o petróleo (hidrocarburos).

Origen
Desde los comienzos de la explotación del petróleo (1859) como negocio internacional integrado, los geólogos, químicos e ingenieros han dedicado tiempo a estudiar e investigar los elementos y procesos responsables del origen, constitución, características, peculiaridades de desplazamiento, acumulación y entrampamiento de los hidrocarburos en las cuencas sedimentarias.

Durante casi catorce décadas de estudios científicos, técnicos y de campo se ha acumulado una valiosa y extensa información sobre las teorías y diferentes aspectos del origen del petróleo. Los esfuerzos continúan en pos de esta interminable tarea que cada día anima más el espíritu del investigador.

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 líquido.

Esta teoría tuvo, o tiene, sus más acendrados defensores entre los químicos pero no es aceptada por la gran mayoría de los geólogos.

La teoría a base de carbonato de calcio, sulfato de calcio y agua caliente
Algunos investigadores propusieron esta teoría apoyados en la idea de que los dos compuestos Ca CO3 y Ca SO4 . 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 de 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 la costas, mares y océanos representa 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 viven 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 laboratorio 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.

Fuente: El Pozo Ilustrado - FONCIED

El Petróleo y sus Derivados El Refino

Click on image

En la primera extracción, primer plato, o primer corte, se puede obtener gas, gasolina, nafta o cualquier otro similar. Todo esto dependerá del tipo de carga (alimentación a la planta), diseño y condiciones operativas de los hornos que calientan el crudo, y en general de la planta.

Los siguientes, son los derivados más comunes que suelen ser obtenidos en las torres de destilación. Todos ordenados desde el compuesto más pesado al más ligero:

Residuos sólidos
Aceites y lubricantes
Gasóleo y fueloil
Queroseno: uso domestico
Disolventes
GLP

Fuente: Wegener Tesla

PCS Gas Lift Animation

Click on image

Fuente: PCSPlungers

Overview of the Petroleum Industry Visión Global de la Industria Petrolera

La industria petrolera incluye procesos globales de exploración, extracción, refino, transporte (frecuentemente a través de buques petroleros y oleoductos) y mercadotecnia de productos del petróleo. Los productos de mayor volumen en la industria son combustibles (fueloil) y gasolina. El petróleo es la materia prima de muchos productos químicos incluyendo productos farmacéuticos, disolventes, fertilizantes, pesticidas y plásticos.

La industria del petróleo se divide normalmente en tres fases:

"Upstream": Exploración y producción.
"Midstream": Transporte, procesos y almacenamiento.
"Downstream": Refino, venta y distribución.

Las operaciones medias generalmente se incluyen en la categoría final.

El petróleo es un producto esencial para muchas industrias, y es de vital importancia para el mantenimiento de la misma civilización industrializada, por lo que se considera una industria crítica en la mayoría de las naciones. El petróleo alimenta un porcentaje muy alto del consumo de energía del mundo, entre el 32% de Europa y Asia hasta el 53% de Oriente Medio. En otras regiones geográficas el peso energético del petróleo es el siguiente: Sudamérica y América Central (44%), África (41%) y Norteamérica (40%).

El mundo en general consume 30 billones de barriles (4.8 km3) de petróleo por año, y los mayores consumidores son en su mayoría el grupo de naciones más desarrolladas. De hecho, el 24% del petróleo consumido en el año 2004 se le atribuye a Estados Unidos en su totalidad. La producción, distribución, refino y venta del petróleo tomados éstos como uno solo, representan la industria más grande en términos de valor en dólares en la Tierra.

The seminal classic that introduced a generation to the petroleum industry that they would come to love.
The first section of the preview deals with the nature of Crude Oil and Natural Gas and delves into the distinct rock types and the make up of the earth's crust.

Distributed by Gulf Publishing Company: http://www.gulfpub.com

Fuente: GulfPublishingCo

¿Qué es el Pétroleo? Efraín E. Barberii

Mediante las actividades de exploración y perforación la industria petrolera estudia la corteza terrestre y el subsuelo para buscar, ubicar, cuantificar y producir yacimientos de gas y/o petróleo con fines comerciales.

La etimología de la palabra petróleo, petro=roca y oleum=aceite, gramaticalmente significa aceite de roca. Si este aceite se analiza para verificar su constitución química-orgánica, por contener el elemento carbono (C) en sus moléculas, se encontrará una extensa variedad de compuestos formados con el hidrógeno (H) denominados hidrocarburos.

La presencia de burbujas de gas y la iridiscencia y fluidez del petróleo indican que el mene está activo. Desde las entrañas de la Tierra, por fisuras, grietas y fallas de las formaciones, los hidrocarburos llegan a la superficie.

Los hidrocarburos son gaseosos, líquidos, semisólidos y sólidos, como aparecen en sitios de la superficie terrestre, o gaseosos y líquidos en las formaciones geológicas en el subsuelo.

Desde el principio, las emanaciones de hidrocarburos se designaron con nombres del idioma vernáculo donde aparecían. La Sagrada Biblia contiene referencias al petróleo en su forma más cruda y se le menciona como brea, asfalto o aceite de piedra. Ejemplos Génesis: VI-14, XI-3, XIV-10; Job: XXIX-6; Deuteronomio: XXXII-13:13; 2; Macabeo I (19-22).

Es de presumirse que nuestros indios aprovecharon las emanaciones petrolíferas (menes) para utilizar el petróleo, la brea, betún o asfalto en diferentes actividades de su vida cotidiana. Probablemente, el gran almirante Cristóbal Colón se percató de la existencia de los rezumaderos de petróleo durante su recorrido, agosto de 1498, por las costas del golfo de Paria y el delta del Orinoco.

Muchas emanaciones fueron o son todavía extensas. En las riberas del mar Muerto eran tan abundantes que los romanos lo designaron Lacus Asfaltitus. Bien conocidos son los depósitos de asfalto ubicados en la isla de Trinidad y el lago venezolano de asfalto de Guanoco, en el estado Sucre. A las emanaciones petrolíferas las llamaron los egipcios mumiya (árabe), es decir, betún para embalsamar. Los persas le decían mum, lo que identificó a la palabra momia con el asfalto o betún.

Los indios precolombinos mexicanos las llamaban chapapoteras, y de allí chapapote para nombrar el petróleo. Los colonos de los hoy Estados Unidos las denominaron seepages. Los incas copey. Aquí en Venezuela, mene, que dio origen posteriormente a nombres de campos petroleros como Mene Grande, en el estado Zulia, y Mene Mauroa, en el estado Falcón.

Puede decirse que, en mayor o menor escala, en muy variados sitios de la Tierra existen emanaciones o rezumaderos que atrajeron la atención de los exploradores en busca de posibles acumulaciones petrolíferas comerciales.

Los recientes adelantos científicos y tecnológicos empleados en exploraciones costafuera han permitido detectar emanaciones petrolíferas en el fondo de los mares. Tal es el caso de hallazgos hechos frente a las costas de California en el océano Pacífico y en las de Louisiana y Texas en el golfo de México.

Fuente: "El Pozo Ilustrado" - Efraín E. Barberii

Biodegradación del Petróleo Procesos Naturales en los Reservorios

El petróleo, formado a partir del craqueamiento térmico del querógeno, es una mezcla compleja de hidrocarburos alifáticos, aromáticos y nafténicos, además de otros compuestos conteniendo azufre, oxígeno, nitrógeno y constituyentes organometálicos complejados con níquel y vanadio.⁽¹⁾ De entre estos compuestos se destacan los biomarcadores ó fósiles geoquímicos originados de organismos vivos, ^(2-4) que son clasificados como alcanos lineales, alcanos ramificados, isoprenoides, cicloalcanos, terpenos, esteranos y aromáticos. Los terpenos pueden ser bi-, tri-, tetra- y pentacíclicos (hopanos y no hopanoides). El estudio de estos compuestos es de gran relevancia para la industria del petróleo porque proveen informaciones sobre el origen, ^{(2, 5, 6)} ambiente deposicional, ^{(3, 7, 8)} evolución térmica ^(8-10) e índice de biodegradación.⁽²⁾

Durante el proceso de migración, el petróleo puede sufrir alteraciones en su composición debido a la geocromatografía, a la solubilización en el agua (water washing), a cambios de la fase, a la extracción de materia orgánica presente en las rocas por donde pasa y/o a la biodegradación.⁽¹¹⁾ La biodegradación es un proceso de alteración del óleo crudo por diferentes microorganismos.^{(12, 13)} La ocurrencia de petróleo biodegradado está vinculada a determinadas condiciones geológicas y geoquímicas que permiten mejorar la vida microbiana, tales como las existentes en la interface óleo-agua en un reservorio de petróleo.⁽¹⁴⁾ De acuerdo con Huang et al.,⁽¹⁵⁾ la difusión de los hidrocarburos de la columna de óleo para la zona de contacto óleo-agua puede controlar y limitar los procesos de biodegradación. Al inicio del proceso, los hidrocarburos son utilizados por los microorganismos como fuente de energía (donadores de electrones), mientras que los nutrientes (oxígeno molecular, nitratos, sulfatos ó ión férrico) son necesarios como receptores de electrones para la actividad microbiana. Al final del proceso de biodegradación los hidrocarburos son transformados en metabolitos, tales como ácidos orgánicos y/o CO₂,⁽¹⁶⁾ llevando a una disminución del tenor de hidrocarburos saturados y del grado API (American Petroleum Institute) y a un progresivo aumento del contenido de asfaltenos, de algunos metales, de la densidad, del tenor de azufre, de la acidez (formación de ácidos carboxílicos y fenoles) y de la viscosidad. Esa alteración en las características del petróleo afecta a la producción y eficiencia del refino,⁽¹⁷⁾ aumentando los costos del proceso. La Figura 1 presenta un mecanismo esquemático de biodegradación dentro de un reservorio de petróleo y a los cambios en el grado API a lo largo del proceso.

Miiller et al.⁽¹⁸⁾ encontraron algunas alteraciones en las propiedades de petróleos de Oklahoma con el aumento de los niveles de biodegradación, como muestra la Tabla 1. Las propiedades físico-químicas del petróleo cambian, porque las diferentes clases de compuestos que lo constituyen tienen susceptibilidades diferentes a la biodegradación. Larter et al.⁽¹⁹⁾ estiman que los óleos altamente biodegradados pierden en el orden del 50% de su masa inicial.

Condiciones necesarias para que pueda ocurrir la biodegradación
La mayor parte del petróleo del mundo es total ó parcialmente biodegradado en reservorios y este proceso puede llevar millones de años para suceda.⁽²⁰⁾ Para tener una mejor idea de los mecanismos de biodegradación del óleo es necesario utilizar condiciones ideales para que el proceso suceda en intervalos cortos de tiempo, si se compara con el tiempo geológico.^{(12, 13, 21)} En general, para que ocurra la biodegradación del petróleo es necesario:⁽²²⁾

• la presencia de aceptores de electrones (por ejemplo: oxígeno molecular, nitratos, sulfatos, iones férricos) y nutrientes inorgánicos (por ejemplo: fósforo, trazas de metales), necesarios en el inicio del proceso y para el mantenimiento de los microorganismos, respectivamente;
• la roca generadora debe tener la porosidad y la permeabilidad suficiente como para permitir la difusión de los nutrientes y la movilidad de los microorganismos. Las rocas con baja porosidad y permeabilidad, con granos pequeños y sin fracturas, dificultan la difusión de los nutrientes y la movilidad microbiana, y como consecuencia, poseen óleos menos biodegradados;
• la temperatura del reservorio no debe sobrepasar los ~80ºC. Considerando el gradiente geotérmico típico (25-30 °C/km), esa temperatura es alcanzada aproximadamente a los 2-3 km de profundidad;⁽¹⁶⁾
• la salinidad del agua de formación debe estar en el rango de 100-150 ‰.⁽²⁰⁾ Los óleos en los reservorios de petróleo con mayor salinidad son típicamente no biodegradables;
• la presencia de microorganismos capaces de degradar los componentes del petróleo;
• la ausencia de "venenos naturales", esto es, de microorganismos no biodegradantes de hidrocarburos, que son tolerantes a las condiciones de los reservorios y que inhiben y/o limitan el crecimiento y actividad enzimática de los microorganismos degradadores del petróleo.⁽²³⁾

Si todas estas condiciones están presentes, el petróleo es alterado por los microorganismos llevando a una disminución de su calidad.

Aceptores de electrones y nutrientes inorgánicos
Uno de los factores primordiales para que suceda la biodegradación es la presencia de aceptores de electrones y nutrientes adecuados para mantener activos los microorganismos de las diferentes especies. Los microorganismos aerobios necesitan de la presencia del oxígeno molecular (condiciones óxicas) para su crecimiento y para convertir los hidrocarburos en CO₂, H₂O y biomasa. Los microorganismos facultativos pueden crecer en la presencia (aerobiosis) ó ausencia (anaerobiosis, fermentación) de oxígeno^{(22, 24, 25)} (condiciones anóxicas). Los anaerobios estrictos utilizan diferentes aceptores, como nitratos (NO₃^-), sulfatos (SO₄^2-) e iones férricos (Fe³⁺) para metabolizar los hidrocarburos. Otros anaerobios (aerotolerantes) crecen en presencia de concentraciones-trazas de oxígeno disuelto, pero no utilizan este gas metabólicamente.^{(25, 26)} Además de eso, existen aquellos microorganismos que requieren aceptores de electrones específicos, como los fermentadores ó acetogénicos que utilizan acetatos (CH₃COO^-) para convertir a los hidrocarburos en CH₄ y CO₂.⁽²⁵⁾ La Tabla 2 muestra algunos microorganismos, sus aceptores de electrones y los principales productos generados a partir de la biodegradación de los componentes del petróleo.⁽²⁷⁾

En la ausencia de aceptores de electrones, tales como sulfato y nitrato, los hidrocarburos son transformados en productos finales (CH₄ y CO₂) a través de la interacción de varios grupos de microorganismos como, por ejemplo, bacterias fermentativas, acetogénicas productoras de hidrógeno, metanogénicas hidrogenotróficas y acetoclásticas (Figura 4).^{(28, 29)}

Los nutrientes inorgánicos, tales como el nitrógeno (N) y fósforo (P), son esenciales en la biosíntesis de las proteínas, ácidos nucléicos y fosfolípidos, y trazas de metales, como molibdeno (Mo), cobalto (Co) y cobre (Cu), son importantes en las reacciones enzimáticas. Algunos de esos nutrientes son incorporados en la matriz de la roca generadora de petróleo durante la diagénesis (degradación bioquímica ó térmica de la materia orgánica para generar petróleo) ó a través de la alteración secundaria (water washing ó biodegradación) y migran para la roca reservorio volviéndose uno de sus componentes.^{(30, 31)} Tanto los nutrientes inorgánicos, como algunos metales pueden limitar el proceso de biodegradación del petróleo.⁽²¹⁾

Influencia de la temperatura y la presión en la biodegradación del petróleo
La temperatura óptima para que suceda la biodegradación del petróleo, en el reservorio, es aproximadamente 60-80ºC,^{(22, 32)} Sin embargo, las simulaciones en laboratorio indican que la biodegradación de los hidrocarburos sucede por la acción de los microorganismos que crecen a diferentes temperaturas, tales como, psicrofílicos (0-25ºC), mesofílicos (30-40ºC) y termofílicos (50-60ºC).⁽²⁵⁾ Walker y Colwell(33) demostraron la biodegradación de alcanos por microorganismos obtenidos a partir del agua de formación y sedimentos, en el rango de temperatura entre 0-10ºC, mientras que Rueter et al.⁽³⁴⁾ aislaron una BRS termofílica que biodegrada al alcano a temperaturas superiores a los 60ºC. La influencia de la temperatura en la biodegradación de hidrocarburos depende, por lo tanto, del tipo de microorganismo y de las condiciones utilizadas en el proceso.

Vale destacar que no todas las acumulaciones de óleo, a temperaturas inferiores a 80ºC, son biodegradadas. Wilhelms et al.^{(35, 36)} sugirió que si un reservorio de óleo fuese calentado a más de 80ºC en cualquier momento desde su deposición, sucedería la "paleo-pasteurización" ó "esterilización" del óleo, provocando la mortalidad de los microorganismos biodegradantes, y como consecuencia, aunque la temperatura sea nuevamente inferior a los 80ºC, el petróleo no sería biodegradado. Por lo tanto, los reservorios de óleo que sufrieron una elevación significativa de la temperatura pueden contener petróleo no biodegradado, aún poseyendo bajas profundidades y temperatura, pues la "recolonización" por las bacterias del óleo "esterilizado" en el reservorio, usualmente no sucede.

Al contrario de la temperatura, la presión del reservorio no es un factor limitante para el crecimiento microbiano.⁽²²⁾ Moldowan et al.⁽³⁷⁾ analizaron los óleos biodegradados en los reservorios a 2500 m en la Cuenca Adriática Central (Italia y Yugoslavia), mientras que Walters(38) estudió óleos altamente biodegradados en reservorios de aguas profundas a 4000 m en el Sur de la Cuenca del Mar Cáspio (Azerbayán). En ambos casos, la biodegradación sucedió con geopresiones diferentes y temperaturas inferiores a 80ºC.

Microorganismos involucrados en el proceso de biodegradación del petróleo
Desde el inicio de la producción comercial del petróleo, los geoquímicos se han encontrado con problemas relacionados con la presencia de microorganismos en los reservorios.⁽³⁹⁾ Los microorganismos, además de consumir los hidrocarburos, son también citados como los grandes responsables por la corrosión de los equipamientos y tanques de stock, debido a los subproductos originados de la biodegradación.⁽⁴⁰⁾

Los microorganismos involucrados en el proceso de biodegradación aún son objetos de discusiones contradictorias, debido a que se atribuye la degradación tanto a los aerobios,^(39-41) como a los anaerobios.^(42-44) Aquellos que defienden la acción de los microorganismos aerobios (condiciones óxicas) asumen que la temperatura, durante el proceso está entre 60-80ºC e involucra la incursión de aguas meteóricas que contienen el oxígeno y los nutrientes necesarios para la mantenimiento de estos microorganismos dentro del reservorio,⁽³²⁾ mientras que aquellos favorables a la degradación anaerobia (condiciones anóxicas) indican que la demanda de oxígeno en el reservorio es insuficiente para mantener los aerobios activos y, por lo tanto, los microorganismos que degradan el petróleo son estrictamente anaerobios, degradando los componentes del petróleo más lentamente.^{(36, 44, 45)}

Sin embargo, existen evidencias científicas que indican que estos dos grupos de microorganismos biodegradan el petróleo a través de la acción sinérgica en tiempos geológicos diferentes, donde uno complementa el otro sin superposición.^{(23, 24, 46)} Los componentes del petróleo y otros metabolitos que son recalcitrantes para los aerobios presentes en el reservorio, son fácilmente biodegradados por los anaerobios y, por otro lado, aquellos que son de difícil degradación por los anaerobios, pueden ser completamente biodegradados por los aerobios.^{(23, 24)}

Cambios en la composición química del petróleo (n- alcanos y compuestos aromáticos)
De la literatura se conoce que la biodegradación microbiana afecta significativamente a la composición molecular y a las propiedades físicas del petróleo bruto, llevando a una disminución de los compuestos de bajo peso molecular, presentes en las fracciones saturada y aromática, y a un aumento de la fracción polar (fracción asfalténica)^{(18, 21, 22, 46-49)} (Figura 1 y Tabla 1). Esos cambios suceden debido a la remoción casi secuencial y sistemática de los compuestos presentes en el petróleo, comenzando por los hidrocarburos más ligeros (C₆ a C₁₅) hasta aquellos más resistentes al ataque microbiano (ex.: diasteranos, dia-hopanos).⁽²⁴⁾

Los hidrocarburos son preferencialmente removidos durante la biodegradación inicial, pero compuestos conteniendo azufre (tioles, disulfuros, tioalcanos), nitrógeno (carbazoles) y oxígeno (furanos) también pueden ser biodegradados, generando nuevos compuestos como ácidos saturados, aromáticos, cíclicos y acíclicos y fenoles.⁽²⁰⁾

La microbióta presente en los reservorios de petróleo posee capacidad enzimática y preferencias metabólicas diferenciadas para degradar esos componentes. Unos degradan preferencialmente alcanos normales, ramificados ó cíclicos, otros prefieren mono ó poliaromáticos y existen aún aquellos que degradan tanto a los alcanos como aromáticos.⁽¹⁴⁾

La principal vía metabólica de biodegradación de hidrocarburos por microorganismos aerobios ya está bien establecida en la literatura y puede suceder en la porción terminal y/o subterminal de la cadena carbónica.^{(25, 50, 51)} Los n-alcanos de cadenas largas (C₁₀-C₂₄) son más rápidamente degradados a partir de la porción terminal, mientras que los n-alcanos de cadenas menores que C10 son tóxicos para la mayoría de los microorganismos y su oxidación es iniciada por la porción subterminal de la cadena.

La etapa inicial del proceso de biodegradación es la oxidación del substrato por oxigenasas, con la utilización del oxígeno molecular como aceptor de electrones. La oxidación terminal se inicia con la formación de un alcohol primario. Luego de la etapa inicial, el alcohol es oxidado, por acción de las enzimas alcohol y aldehído deshidrogenasas, a los correspondientes aldehído y ácido carboxílico, respectivamente. El ácido carboxílico, por su parte, es utilizado como substrato para acil-CoA sintetasa y es posteriormente biodegradado por el proceso de β-oxidación. Los n-alcanos de cadenas menores son oxidados subterminalmente (1º carbono secundario de la cadena del n-alcano), formando alcohol secundario, cetona, éster y ácidos carboxílicos, que son posteriormente biodegradados por el proceso de β-oxidación (Figura 2).

La biodegradación de compuestos aromáticos por microorganismos aerobios también es iniciada por la acción de oxigenasas (mono- ó dioxigenasas) que promueven la oxidación del substrato formando dioles, seguida de clivaje del anillo y la formación de catecol que, posteriormente, es degradado formando diferentes intermediarios, como acetaldehído, piruvato y succinato^(52-54) (Figura 3).

El conocimiento de las rutas de biodegradación para anaerobios, sin embargo, es limitado. Bajo condiciones anóxicas, los compuestos orgánicos son sucesivamente oxidados, ó sea, los productos de cada etapa de oxidación actúan como substratos en las etapas siguientes, hasta que la materia orgánica sea completamente degradada a biogás.⁽⁵⁵⁾

Existen varios relatos sobre la oxidación de hidrocarburos con culturas puras de bacterias reductoras de sulfato (BRS) en condiciones estrictamente anaerobias,^{(34, 56-58)} denitrificantes⁽⁵⁹⁾ y metanogénicas.⁽⁶⁰⁾ Las BRS y denitrificantes utilizan sulfatos y nitratos, respectivamente, como aceptores de electrones para biodegradar hidrocarburos, análogo al oxígeno molecular en la biodegradación aerobia.⁽⁵¹⁾ Ya las bacterias metanogénicas que metabolizan hidrocarburos ó en la ausencia de aceptores de electrones, convirtiéndolos a metano y CO₂, ó en la presencia de CO₂, convirtiendo los hidrocarburos para CH₄.⁽⁶¹⁾ Existen también las bacterias anaerobias acetogénicas que consumen los hidrocarburos generando acetato y H₂⁽⁶²⁾ (Figura 4).

Los mecanismos de biodegradación anaerobia de hidrocarburos utilizando consorcios de microorganismos y bacterias aisladas son bastante estudiados, pero poco entendidos. En general, dos mecanismos de activación, tanto para los alcanos como para los aromáticos, han sido propuestos: el primero involucra la activación del carbono subterminal del hidrocarburo y adición de fumarato, mientras que el segundo involucra la carboxilación del hidrocarburo en la posición C-3.^{(22, 45, 51, 57, 62, 63)} Ambos caminos pueden suceder simultáneamente en consorcios de BRS (Figura 5).

Cuando la biodegradación sucede a través del primer mecanismo de activación, el hidrocarburo es adicionado al doble enlace del fumarato vía átomo de carbono subterminal, generando ácidos grasos lineales y ramificados y succinatos substituidos.^{(64, 65)} Los ácidos grasos lineales generados con números pares de carbono provienen de n-alcanos también con números pares de carbono y los ácidos grasos con números de carbono impares son generados a partir de n-alcanos con números impares de carbono. En el segundo mecanismo sucede una formación apenas de ácidos grasos lineales, pero los n-alcanos pares generan los ácidos grasos impares y viceversa (Figura 5).

La Tabla 3 presenta algunas bacterias con metabolismo aerobio y anaerobio, que son capaces de utilizar hidrocarburos como fuente de carbono.

Compuestos biomarcadores
Los biomarcadores mas comúnmente analizados en el petróleo pertenecen a las clases de los terpenos tricíclicos, pentacíclicos (hopanos) y de los esteranos.

En los reservorios, los terpenos tricíclicos (TT) C₁₉-C₄₅ son altamente resistentes a la biodegradación, removidos luego de los hopanos⁽⁶⁶⁾ y al mismo tiempo en que los diasteranos,⁽⁶⁷⁾ pero algunas excepciones fueron observadas utilizando experimentos en el laboratorio con culturas aerobias.^{(23, 24)} Estudios recientes reportaron la remoción de TT antes de los hopanos, con la degradación preferencial de ambos epímeros R y S para TT C₂₈ en relación al TT C₂₉.^{(24, 68, 69)}

El mecanismo de degradación de los hopanos, 25-nor-hopanos y esteranos, tanto en los reservorios como en escala de laboratorio, involucra muchas discusiones. Algunos estudios con óleos severamente biodegradados en el reservorio muestran que los hopanos son removidos antes de los esteranos, con formación de 25-nor-hopanos.⁽⁷⁰⁾ Por otro lado, existen algunos relatos, también con óleos severamente biodegradados en el reservorio, indicando que los hopanos son removidos luego de la casi total degradación de los esteranos, sin formación de los 25-nor-hopanos.⁽³⁾ Como ejemplos, óleos del oeste de la Siberia, severamente biodegradados, mostraron la degradación de 17α(H)-hopanos con enriquecimiento de 25-nor-hopanos y sin la degradación de esteranos.⁽⁷¹⁾ Existen, también, ejemplos de petróleo donde la degradación de los hopanos y esteranos sucedió simultáneamente, como es el caso de las muestras de asfaltos de Malagasy que presentaron 17α(H)-hopanos, 25-nor-hopanos y esteranos parcialmente degradados.⁽⁷²⁾ En escala de laboratorio, la susceptibilidad de biodegradación de estos biomarcadores depende de las condiciones del experimento y, también, de la población microbiana utilizada.^{(23, 24, 44)} Por ejemplo, bajo condiciones aerobias, Bost et al.⁽⁶⁹⁾ mostró que los hopanos son degradados sin la producción de 25-nor-hopanos ó degradación de esteranos.

Existe una gran cantidad de microorganismos descriptos en la literatura que poseen capacidad enzimática para biodegradar biomarcadores del petróleo.^{(24, 76)} Entre estos, se citan como ejemplos, los aerobios pertenecientes a los géneros Achromobacter, Bacillus, Brevibacterium, Mezorhizobium y Bordetella, descriptos en la literatura como degradadores de hidrocarburos y/o asociados a ambientes contaminados con óleo^(73-75) y algunos anaeróbios facultativos pertenecientes a los géneros Bacillus y Acinetobacter, entre otros, conocidos por la capacidad de utilizar hidrocarburos como fuente de carbono directamente⁽⁷⁶⁾ ó por utilizar los metabolitos producidos por otras bacterias, cuando están en consorcios.⁽⁷⁷⁾

Uno de los principales productos generados a partir de la biodegradación de los terpenos tricíclicos, hopanos y esteranos son sus correspondientes ácidos terpanoicos tricíclicos, hopanoicos y esteranoicos.^{(78, 79)} Esos ácidos son comúnmente derivatizados a los correspondientes ésteres metílicos y reducidos a hidrocarburos, para ser analizados por cromatografía gaseosa acoplada a la espectrometría de masas. La Figura 6 presenta algunos de esos ácidos ya detectados en muestras de petróleo.

Los estudios de los componentes ácidos correlacionados con los de la fracción neutra en muestras de óleos y sedimentos, constituyen un campo vasto no totalmente explorado y puede ser utilizado para un mejor entendimiento de los procesos que envuelven la generación, migración y biodegradación de esas muestras.⁽⁸⁰⁾ Los óleos crudos inmaduros, óleos biodegradados, fracciones y óleos pesados, así como las aguas generadas en la extracción del óleo crudo y betún, provenientes de varias partes del mundo, frecuentemente presentan ácidos orgánicos de ocurrencia natural en su constitución.^{(81, 82)}

En Brasil, la apareción de petróleo ácido está relacionado con la producción de Cherne y Pampo, en la Cuenca de Campos.⁽⁸³⁾ Este surgimiento mantiene una estrecha relación con la evolución de las descubiertas y producción de óleo en el país.

Evaluación cualitativa de la biodegradación – Escalas de biodegradación
A través del análisis por cromatografía gaseosa es posible hacer corresponder los cambios composicionales que ocurren con las diferentes fracciones del petróleo. Para eso, se realiza una barredura de todos los iones presentes en la muestra (Total Ion Chromatogram - TIC) y se monitorean selectivamente algunos iones característicos de las principales clases de biomarcadores (Reconstructed Ion Chromatogram - RIC y Single Ion Monitoring - SIM).⁽²²⁾

El perfil cromatográfico de una muestra de petróleo constituye su impresión digital y es una de las primeras indicaciones cualitativas de la ocurrencia de biodegradación, siendo que los compuestos lineales son los más abundantes en los óleos no biodegradados y, por eso, los primeros a ser consumidos por los microorganismos. De esta forma, cuando el perfil de la muestra revela disminución de la concentración de estos compuestos, se dice que el petróleo sufrió biodegradación volviéndose gradualmente más pesado y más ácido.

La extensión del nivel de biodegradación en una muestra de petróleo es medida utilizándose parámetros basados en la abundancia relativa de varias clases de compuestos (n-alcanos, hidrocarburos aromáticos, biomarcadores), a través de la utilización de escalas de biodegradación. Estas escalas muestran el efecto de la remoción selectiva de los compuestos y clasifican al petróleo en niveles que varían de 0 (óleo no biodegradado) a 10 (óleo severamente biodegradado).^{(3, 84-89)} La Figura 7 presenta una escala de biodegradación basada en la remoción de grupos moleculares seleccionados con el progreso de la biodegradación.^{(20, 86, 87)} Los compuestos encontrados en el petróleo son removidos preferencialmente en la secuencia: n-alcanos, alquilcicloexanos, isoprenoides acíclicos, alcanos bicíclicos, esteranos y hopanos, con la producción de nuevos compuestos como productos de biodegradación, tales como 17α, 25-nor-hopanos a partir de la desmetilación de hopanos en niveles severos de degradación.^{(20, 38)}

Conclusión
En condiciones adecuadas de temperatura (hasta cerca de 80 °C), los nutrientes inorgánicos y aceptores de electrones, el petróleo en reservorios es muchas veces degradado biológicamente, en escalas de tiempo geológico, por microorganismos que destruyen los hidrocarburos y a otros componentes, produciendo nuevos compuestos que modifican a las propiedades físicas del óleo transformándolo en "óleo pesado", disminuyendo su valor económico. Como la mayor parte del petróleo del mundo es biodegradado, las alternativas para la recuperación de esos "óleos pesados" están siendo continuamente evaluadas.

Autores
Georgiana Feitosa da Cruz Laboratório de Engenharia e Exploração de Petróleo, Centro de Ciências e Tecnologia, Universidade Estadual do Norte Fluminense, Rodovia Amaral Peixoto, km 163, 27925-535 Macaé – RJ, Brasil
Anita Jocelyne Marsaioli Instituto de Química, Universidade Estadual de Campinas, CP 6154, 13083-862 Campinas – SP, Brasil.

Contacto
e-mail: geofec@gmail.com

Referencias
1. van Hamme, J. D.; Singh, A.; Ward, O. P.; Microbiol. Mol. Biol. Rev. 2003, 67, 503.
2. Aquino Neto, F. R.; Quim. Nova 1984, 7, 79.
3. Peters, K. E.; Moldowan, J. M.; The Biomarker Guide: Interpreting molecular fossil in petroleum and ancient sediments. Prentice Hall Englewood Clifts: New Jersey, 1993.
4. Holba, A. G.; Dzou, L.; Org. Geochem. 2004, 34, 441.
5. Restlé, A.; O Petróleo, tradução e adaptação: Mello, M. R.; Hessel, M. A.; Soldan, A. L.; Petrobrás/CENPES: Rio de Janeiro, 1994.
6. Brocks, J. J.; Buick, R.; Summons, R. E.; Logan, G. A.; Geochim. Cos- mochim. Acta 2003, 67, 4321.
7. Philp, R. P.; Fossil Fuel Biomarkers: Applications and Spectra, Elsevier: New York, 1985.
8. Brocks, J. J.; Love, G. D.; Snape, C. E.; Logan, G. A.; Summons, R. E.; Buick, R.; Geochim. Cosmochim. Acta 2003, 67, 1521.
9. Tissot, B. P.; Welte, D. H.; Petroleum Formation and Occurrence, 2nd ed., Springer-Verlag, Berlim Heidelberg: New York, 1978, chap. 5.
10. Killops, S. D.; Killops, V. J.; An Introduction to Organic Geochemistry, 1st ed., John Wiley & Sons, Inc.: New York, 1993, chap. 5.
11. Trindade, L. A. F.; Dissertation for the degree of Doctor of Philosophy, Stanford University, EUA, 1992.
12. Palmer, S. E. Em Effect of biodegradation and water washing on crude oil composition; Engel, M. H.; Macko, S. A., eds.; Plenum Press: New York, 1993, p. 511.
13. Blanc, P.; Connan, J. Em The Petroleum System - From Source to Trap; Magoon, L. B.; Dow, W. G., eds.; Tulsa: Oklahoma, 1994, p. 237.
14. Larter, S.; Huang, H.; Adams, J.; Bennett, B.; Jokanola, O.; Oldenburg, T. B. P.; Jones, M.; Head, I.; Riediger, C.; Fowler, M. G.; AAPG Bull. 2006, 90, 921.
15. Huang, H.; Bowler, B. F. J.; Oldenburg, T. B. P.; Larter, S. R.; Org. Geochem. 2004, 35, 1619.
16. Rouven, E.; Doktor der Naturwissenschaften, Technischen Universität Berlin, Germany, 2008.
17. White, N.; Thompson, M.; Barwise, T.; Nature 2003, 426, 334.
18. Miiller, D. E.; Holba, A. G.; Huges, W. B.; AAPG Studies in Geology 1987, 233.
19. Larter, S. R.; Head, I. M.; Huang, H.; Bennett, B.; Jones, M.; Aplin, A. C.; Murray, A.; Erdmann, M.; Wilhelms, A.; di Primio, R. Em Biodeg- radation, gas destruction and methane generation in deep subsurface petroleum reservoirs: an overview; Dore, A. G.; Vining, B., eds.; Petro- leum Geology: Northwest Europe and global perspectives: Proceedings of the 6th Petroleum Geology Conference Series, Geological Society: London, 2005, vol. 6, p. 633.
20. Head, I. M.; Jones, D. M.; Larter, S. R.; Nature 2003, 426, 344.
21. Connan, J. Em Advances in Petroleum Geochemistr; Brooks, J.; Weltes, D. H., eds.; Academic Press: London, 1984, p. 299.
22. Peters, K. E.; Walters, C. C.; Moldowan, J. M.; The Biomarker Guide: Biomarkers and Isotopes in the Environment and Human History, 2nd ed., Cambridge University Press: United Kington, 2005, chap. 6.
23. Da Cruz, G. F.; Tese de Doutorado, Universidade Estadual de Campinas, Brasil, 2009.
24. Da Cruz, G. F.; de Vasconcelos, S. P.; Angolini, C. F. F.; Dellagnezze, B. M.; Garcia, I. N. S.; de Oliveira, V. M.; Santos Neto, E. V.; Marsaioli, A. J.; AMB Express. 2011, 1, 47.
25. Berthe-Corti, L.; Fetzner, S.; Acta Biotechnol. 2002, 3-4, 299.
26. Madigan, M. T.; Martinko, J. M.; Parker, J.; Brock Biology of Micro- organisms, 8th ed., Prentice-Hall: New Jersey, 1997, p. 606.
27. Holland, K. T.; Knapp, J. S.; Shoesmith, J. G.; Anaerobic Bacteria, 1st ed., Blackie & Son: New York, 1987.
28. Colleran, E.; Finnegan, S.; Lens, P.; Antonie Leeuwenhoec. 1995, 67, 29.
29. Oude-Elferink, S. J. W. H.; Rinia, H. A.; Bruins, M. E.; de Vos, W. M.; Stams, A. J. M.; J. Appl. Microbiol. 1997, 83, 102.
30. Holloway, J. M.; Dahlgren, R. A.; Casey, W. H.; Chem. Geol. 2001, 174, 403.
31. da Silva, L. I. D.; Carneiro, M. C.; Emídio, V. dos S.; Henrique Jr., S. de S.; Monteiro, M. I. C.; Quim. Nova 2006, 29, 46.
32. Evans, P. J.; Ling, W.; Goldschmidt, B.; Ritter, E. R.; Young, L. Y.; Appl. Environ. Microbiol. 1992, 58, 496.
33. Walker, J. D.; Cowell, R. R.; Appl. Environ. Microbiol. 1976, 31, 198.
34. Rueter, P.; Rabus, R.; Wilkes, H.; Aeckersberg, F.; Rainey, F. A.; Jan- nasch, H. W.; Widdel, F.; Nature 1994, 372, 455.
35. Wilhelms, A.; Larter, S. R.; Head, I.; Farrimond, P.; Zwach, C.; di Primio, R.; Resumos do 20th International Meeting on Organic Geoche- mistry, Nancy, France, 2001.
36. Wilhelms, A.; Larter, S. R.; Head, I.; Farrimond, P.; di Primio, R.; Zwach, C.; Nature 2001, 411, 1034.
37. Moldowan, J. M.; Lee, C. Y.; Sundararaman, P. Em Biological Markers in sediments and petroleum; Moldowan, J. M.; Albrecht, P.; Philp, R. P.; eds.; Prentice-Hall, Englewood Cliffs: New Jersey, 1992.
38. Walters, C. C. Em Encyclopedia of Geochemistry; Marshall, C. P.; Fairbridge, R. W.; eds., Kluwer Academic Publishers, Dorcrecht: the Netherlands, 1999.
39. Magot, M.; Ollivier, B.; Patel, B. K. C.; Antonie Leewenhock. 2000, 77, 103.
40. Cord-Ruwich, R.; Kleinitz, W.; Widdel, F.; J. Petrol. Technol. 1987, 1, 97.
41. Orphan, V. J.; Taylor, L. T.; Hafenbradl, D.; Delong, E. F.; Appl. Environ. Microbiol. 2000, 66, 700.
42. Bonch-Osmolovskaya, E. A.; Miroshnichenko, M. L.; Lebedinsky, A. V.; Chernyh, N. A.; Nazina, T. N.; Ivoilov, V. S.; Belyaev, S. S.; Boulygina, E. S.; Lysov, Y. P.; Perov, A. N.; Mirzabekov, A. D.; Hippe, H.; Stackebrandt, E.; L´Haridon, S.; Jeanthon, C.; Appl. Environ. Microbiol. 2003, 69, 6143.
43. Borzenkov, I. A.; Milekhina, E. I.; Gotoeva, M. T.; Rozanova, E. P.; Beliaev, S. S.; Mikrobiologia 2006, 75, 82.
44. Coates, J. D.; Woodward, J.; Allen, J.; Philip, P.; Lovley, D. R.; Appl. Environ. Microbiol. 1997, 63, 3589.
45. Korda, A.; Santas, P.; Tenente, A.; Santas, R.; Appl. Environ. Microbiol. 1997, 48, 677.
46. Da Cruz, G. F.; Santos Neto, E. V.; Marsaioli, A. J.; Org. Geochem. 2008, 39, 1204.
47. Röling, W. F. M.; Head, I. M.; Larter, S. R.; Res. Microbiol. 2003, 321.
48. Aitken, C. M.; Jones, D. M.; Larter, S. R.; Nature 2004, 431, 291.
49. Voordouw, G.; Armstrong, S. M.; Reimer, M. F.; Fouts, B.; Telang, A. J.; Shen, Y.; Gevertz, D.; Appl. Environ. Microbiol. 1996, 62, 1623.
50. Azevedo, D. de A.; da Silva, T. F.; da Silva, D. B.; Quim. Nova 2009, 32, 1770.
51. Liao, Y.; Geng, A.; Huang, H.; Org. Geochem. 2009, 40, 312.
52. Atlas, R. M.; Mar. Pollut. Bull. 1995, 31, 178.
53. Atlas, R. M.; Microbiol. Rev. 1981, 45, 180.
54. Wentzel, A.; Ellingsen, T. E.; Kotlar, H-K.; Zotchev, S. B.; Throne-Holst, M.; Appl. Microbiol. Biotechnol. 2007, 76, 1209.
55. Evans, P. J.; Ling, W.; Goldschmidt, B.; Ritter, E. R.; Young, L. Y.; Appl. Environ. Microbiol. 1992, 58, 496.
56. Berthe-Corti, L.; Höpner, T.; Paleobiology 2005, 219, 171.
57. Fritsche, W.; Hofrichter, M. Em Biotechnology; Klein, J., ed.; John Wiley & Sons: New York, 2000.
58. Vazoller, R. F.; Tese de Doutorado, Universidade de São Paulo, Brasil, 1995.
59. Aeckersberg, F.; Bak, F.; Widdel, F.; Arch. Microbiol. 1991, 156, 5.
60. So, C. M.; Phelps, C. D.; Young, L. Y.; Appl. Environ. Microbiol. 2003, 69, 3892.
61. Cravo-Laureau, C.; Grossi, V.; Raphael, D.; Matheron, R.; Hirschler- Réa, A.; Appl. Environ. Microbiol. 2005, 71, 3458.
62. Ehrenreich, P.; Behrends, A.; Harder, J.; Widdel, F.; Arch. Microbiol. 2000, 173, 58.
63. Zengler, K.; Heider, J.; Roselló-Mora, R.; Widdel, F.; Arch. Microbiol. 1999, 172, 204.
64. Widdel, F.; Rabus, R.; Curr. Opin. Biotechnol. 2001, 12, 259.
65. Wilkes, H.; Rabus, R.; Fischer, T.; Armstroff, A.; Behrends, A.; Widdel, F.; Arch. Microbiol. 2002, 177, 235.
66. Wilkes, H.; Behrends, A.; Armstroff, A.; Fischer, T.; Pierik, A. J.; Wid- del, F.; J. Bacteriol. 2001, 183, 1707.
67. Kropp, K. G.; Davidova, I. A.; Suflita, J. M.; Appl. Environ. Microbiol. 2000, 66, 5393.
68. Grossi, V.; Cravo-Laureau, C.; Guyoneaud, R.; Ranchou-Peyruse, A.; Hirschler-Réa, A.; Org. Geochem. 2008, 39, 1197.
69. Bost, F. D.; Frontera-Suau, R.; McDonald, T. J.; Peters, K. E.; Morris, P. J.; Org. Geochem. 2001, 32, 105.
70. Alexander, R.; Kagi, R. I.; Woodhouse, G. W.; Volkman, J. K.; Aust. Petrol. Explor. Assoc. J. 1983, 23, 53.
71. Connan, J.; Restle, A.; Albrecht, P.; Adv. Org. Geochem. 1980, 12, 1.
72. Seifert, W. K.; Moldowan, J. M.; Geoch. Cosmochim. Acta 1979, 43, 111.
73. Wang, Z.; Fingas, M. F.; Sigouin, L.; Owens, E. H.; Proceedings Inter- national Oil Spill Conference, Tampa, USA, 2001, p. 115.
74. Orphan, V. J.; Taylor, L. T.; Hafenbradl, D.; Delong, E. F.; Appl. Environ. Microbiol. 2000, 66, 700.
75. Chaillan, F.; Flèche, A.; Bury, E.; Phantavong, Y.; Grimont, P.; Saliot, A.; Oudot, J.; Res. Microbiol. 2004, 155, 587.
76. De Vasconcellos, S. P.; Crespim, E.; Da Cruz, G. F.; Marques-Simioni, K. C.; Santos Neto, E. V.; Marsaioli, A. J.; Oliveira, V. M.; Org. Geochem. 2009, 40, 574.
77. Toledo, L. G.; Calvo, C.; Rodelas, B.; González-López, J.; J. Syst. Appl. Microbiol. 2006, 29, 244.
78. DuTeau, N. M.; Rogers, J. D.; Bartholomay, C. T.; Reardon, K. F.; Appl. Environ. Microbiol. 1998, 64, 4994.
79. Da Silva, A. A.; Tese de Doutorado, Universidade Estadual de Campinas, Brasil, 2008.
80. De Lima, S. G.; Steffen, R. A.; Reis, F. de A. M.; Koike, L.; Santos Neto, E. V.; Cerqueira, J. R.; Lopes, J. A. D.; Org. Geochem. 2010, 41, 325.
81. Koike, L.; Rebouças, L. M. C.; Reis, F. de A. M.; Marsaioli, A. J.; Org. Geochem. 1992, 18, 851.
82. Yen, T.-W.; Marsh, W. P.; Mackinnon, M. D.; Fedorak, P. M.; J. Chromatogr., A 2004, 83, 1033.
83. Scott, A. C.; Younge, R. F.; Fedorak, P. M.; Chemosphere 2008, 73, 1258.
84. Rodrigues, R.; Brüning, I. M. R. A.; Boletim Técnico da Petrobras 1984, 27, 3.
85. Brooks, P. W.; Fowler, M. G.; MacQueen, R. W.; Org. Geochem. 1988, 12, 519.
86. Peters, K. E.; Moldowan, J. M.; Org. Geochem. 1991, 17, 47.
87. Thorn, K. A.; Aiken, G. R.; Org. Geochem. 1998, 29, 909.
88. Taylor, P. N.; Bennett, B.; Jones, D. M.; Larter, S. R.; Org. Geochem. 2001, 32, 341.
89. Wenger, L. M.; Davis, C. L.; Isaksen, G. H.; SPE 71450, Society of Petroleum Engineers, 2001, 375.

Fuente: Química Nova, Volumen 35, Número 8, 1628-1634, 2012