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Exploración y Explotación de Hidrocarburos y medioambiente

Hidrocarburos: Comprende todo compuesto orgánico, gaseoso, líquido o sólido,
que consiste principalmente de carbono e hidrógeno
Impacto Ambiental: Es el efecto que las acciones del hombre o de la naturaleza
causan en el ambiente natural y social. Pueden ser positivos o negativos.
Impactos Acumulativos: Impactos que resultan de una acción propuesta, y que se
incrementan al añadir los impactos colectivos o individuales producidos por otras
acciones.
 Impactos Directos:Impactos primarios de una acción humana que ocurren al
mismo tiempo y en el mismo lugar que ella. Es aquel cuyo efecto tiene una incidencia inmediata en algún factor ambiental, por una relación causa efecto.
 Impactos Indirectos: Impactos secundarios o adicionales que podrían ocurrir sobre
el Ambiente como resultado de una acción humana. Aquel cuyo efecto supone una
incidencia inmediata respecto a la interdependencia o, en general a la relación de un
factor ambiental con otro.
Impactos Sinérgicos:Son aquellos que se producen como consecuencia de varias
acciones, y cuya incidencia final es mayor a la suma de los impactos parciales de las
modificaciones causadas por cada una de las acciones que lo generó. Aquel que se
produce cuando el efecto conjunto de la presencia simultánea de varios agentes o
acciones supone una incidencia ambiental mayor que el efecto suma de las
incidencias individuales contempladas aisladamente.
Límite Máximo Permisible (LMP).Son valores o medidas de la concentración o
grado de elementos, sustancias o parámetros físicos, químicos y biológicos
presentes, que caracterizan a un efluente o a una emisión, que al ser excedidos
causan o pueden causar daños a la salud, bienestar humano y al Ambiente.
Lodo (fluido de perforación): Fluido circulado dentro de un Pozo durante su
perforación. Tiene características especiales para mantenerlo limpio, estable y
controlado, así como para recuperar muestras litológicas conforme avanza la
perforación.
 Monitoreo: Obtención espacial y temporal de información específica sobre el

estado de las variables ambientales, generada como orientación para actuar y para
alimentar los procesos de seguimiento y fiscalización ambiental.
Plan de Abandono. Es el conjunto de acciones para abandonar un área o
instalación, corregir cualquier condición adversa ambiental e implementar el
reacondicionamiento que fuera necesario para volver el área a su estado natural o
dejarla en condiciones apropiadas para su nuevo uso. Este Plan incluye medidas a
adoptarse para evitar impactos adversos al Ambiente por efecto de los residuos
sólidos, líquidos o gaseosos que puedan existir o que puedan aflorar con
posterioridad.
Plan de Abandono Parcial:Es el conjunto de acciones para abandonar parte de
un área o instalación. Se deberán tomar en cuenta todas las medidas de un Plan de
Abandono.
Plan de Cese: Es el conjunto de acciones para dejar definitivamente las actividades
de hidrocarburos en un área o instalación.
 Plan de Cese Temporal: Es el conjunto de acciones para dejar temporalmente las
actividades de hidrocarburos en un área o instalación.
 Plan de Contingencia: Instrumento de gestión que define los objetivos, estrategias y programas que orientan las actividades institucionales para la prevención, la reducción de riesgos, la atención de emergencias y la rehabilitación en casos de desastres permitiendo disminuir o minimizar los daños, víctimas y pérdidas que podrían ocurrir a consecuencia de fenómenos naturales, tecnológicos o de la producción industrial, potencialmente dañinos.
Plan de Cese.
Es el conjunto de acciones para dejar definitivamente las actividades
de hidrocarburos en un área o instalac
ión.

Las Actividades de Hidrocarburos, DEBEN compatibilizar el equilibrio ecológico y el desarrollo, incorporando el concepto de “desarrollo sostenible” en las Actividades de Hidrocarburos, a fin de permitir a las a ctuales generaciones satisfacer sus necesidades sociales, económicas y ambientales, sin perjudicar la capacidad de las futuras generaciones de satisfacer las propias.

La prevención, que se instrumenta a través de la Evaluación de los posibles Impactos Ambientales de las Actividades de Hidrocarburos, tiener que tener como  finalidad que se diseñen e implementen acciones tendentes a la eliminación de posibles daños ambientales, en forma adecuada y oportuna.

El proyecto de inversión DEBE cumplir con la legislación ambiental y si  es susceptible de generar Impactos Ambientales negativos deben ser poco significativos, de acuerdo con los criterios de protección ambiental y la normativa ambiental vigente.

Los ciudadanos deben tener acceso al Estudio de Impacto Ambiental (EIA). Documento de evaluación ambiental de aquellos proyectos de inversión cuya ejecución puede generar Impactos Ambientales negativos significativos en términos cuantitativos
o cualitativos.
También debe cumpkir el (ECA). Estándar de Calidad Ambiental, es la medida de la concentración o grado de elementos, sustancias o parámetros físicos, químicos y biológicos, en el aire, agua o suelo en su condición de cuerpo receptor, que no representa riesgo significativo para la salud de las personas ni del ambiente.
Por esta misma razón las poblaciones afectadas deben conocer en todo momento el nivel y elementos emitidos en las Emisiones Fugitivas.Emisiones que se escapan del sistema de captación, debido a un mal diseño o desperfectos en él. Estas emisiones pueden salir por chimeneas,ductos, filtros, campanas etc.

Todas las medidas se tomaran para  preservar los ecosistemas, con miras a alcanzar un equilibrado aprovechamiento de los recursos naturales y demás elementos ambientales.

El adjudicatario debe actuar en armonía con el ambiente. No debe legitimar o excusar acciones que impliquen el exterminio o depredación de especies vegetales o animales. Debe cumplir las normas relativas a la protección y conservación del ambiente y los recursos naturales.

Debe comunicar las emisiones atmosféricas, las descargas de efluentes líquidos, las disposiciones de residuos sólidos y las emisiones de ruido que excedan los limites permitidos.

La EMPRESA SE HARA RESPONSABLE  DE  los Impactos Ambientales que se produzcan como resultado de las emisiones atmosféricas, descargas de efluentes líquidos, disposiciones de residuos sólidos y emisiones de ruidos no regulados y/o de los procesos efectuados en sus instalaciones por sus actividades.

La gestión de las AGUAS DE PRODUCCIÓN Y AGUA RESIDUAL INDUSTRIAL

Agua de Producción. Es el agua que se produce conjuntamente con el Petróleo y el Gas Natural. En gran medida es propia de la génesis del reservorio.
Agua Residual Industrial. Es el agua generada en cualquier proceso de las Actividades de Hidrocarburos, con excepción del Agua de Producción.

DEBERA ELABORAR UN PLÁN DE ABANDONO Y HACERSE CARGO DEL MISMO

Trofagás Hidrocarburos buscará gas en el subsuelo burgalés

FUENTE

El Gobierno regional ha concedido a la empresa Trofagás Hidrocarburos permiso para investigar durante los cuatro próximos años la existencia de gas metano en la provincia de Burgos con una inversión de 61 millones.

El permiso se produce tras estudiar los diferentes proyectos presentados por tres empresas de investigación del sector. El objetivo de este permiso es realizar un estudio sobre el aprovechamiento comercial de gas metano procedente de yacimientos de carbón en la provincia de Burgos.

Trofagás Hidrocarburos es la filial española montada por la compañía petrolera estadounidense BNK Petroleum Inc

La nueva firma, Trofagás Hidrocarburos S.L., cuenta con licencias de exploración sobre un total de 119.000 hectáreas repartidas entre Cantabria, Burgos y Álava. La inversión prevista solo para estos dos proyectos es de 70 millones de euros.

La investigación afectará a una superficie de 34.765 hectáreas, en los términos municipales de Merindad de Valdivielso, Los Altos, Padrones de Bureba, Poza de la Sal, Merindad del Río Ubierna, Valle de Sedano, Urbel del Castillo, Villadiego, Basconcillos del Tozo, Sargentes de Lora y Tubilla del Agua.

El proyecto contempla tareas de perforación, estimulación por fractura, testeos de producción de nueve pozos, evaluación de riesgos, reservas y comercialidad, estudios de impacto ambiental, ensayos de laboratorio sobre muestreos en pozos, reevaluación e interpretación de datos sísmicos, modelización geológica de la estructura y estudios de evaluación de viabilidad técnica y económica del proyecto, entre otras.

Tras evaluar las diferentes propuestas presentadas, la Dirección General de Energía y Minas, como órgano competente en la materia, determinó como mejor oferta la presentada por la sociedad Trofagás Hidrocarburos, al contener una mayor cifra de inversión y un menor plazo de ejecución del programa de investigación, según la Junta.

El principal interés de BNK Petroleum en España es el gas no convencional, recurso que explota mediante la técnica de la fractura hidráulica. Este procedimiento consiste en la extracción de gas natural introduciendo grandes cantidades de una mezcla de agua, arena y productos químicos, que inyectada a alta presión rompe las rocas del subsuelo y libera el gas y otros líquidos retenidos en ellas.

Trofagás, con domicilio en la calle Colón de Vigo, ya logró dos concesiones para explorar este recurso en el norte de España. La primera, bautizada como Arquetu, cubre una superficie de 24.876 hectáreas en Cantabria. Los permisos de investigación, por seis años, contemplan la realización de cuatro pozos, con una inversión total de 20,5 millones. La segunda concesión, denominada Urraca, fue concedida el pasado 21 de septiembre por el Ministerio de Industria y casi triplica a la anterior en superficie: 94.815 hectáreas, repartidas entre las provincias de Álava y Burgos.

En ambos casos, BNK Petroleum cree que además de gas no convencional, estas zonas podrían contener petróleo. El grupo norteamericano también tiene permisos de exploración en Alemania y Polonia (hasta un total de 14 concesiones.

El Gobierno canario descarta peligro en la búsqueda de crudo de Galp en Marruecos

La compañía lusa explora en Tarfaya

H. M.
LAS PALMAS DE GRAN CANARIA
El Gobierno de Canarias descarta peligro para el Archipiélago en la búsqueda de petróleo por parte de la compañía lusa Galp Energia en la costa de Marruecos, país que desde hace más de cuatro décadas ha autorizado cerca de cuarenta sondeos a diferentes empresas en busca de hidrocarburos.
El Ejecutivo regional resta importancia a estas exploraciones, en la medida en que “se están haciendo cerca de la costa y a muy poca profundidad, por lo que las condiciones son mucho menos peligrosas”, según el comisionado para el Desarrollo del Autogobierno y las Reformas Institucionales, Fernando Ríos, que resaltó que en el litoral magrebí se lleva “30 años intentando encontrar petróleo, en esa franja desde el norte hasta el sur, y no se ha encontrado. Todavía no se ha extraído nada”, subrayó. Además, matizó que Galp Energia efectuará “prospecciones, no extracciones, y, si ocurriese algún pequeño vertido, sería frente a la costa marroquí”.
Entre tanto, el Gobierno regional prosigue con su batalla jurídica y política para frenar las prospecciones en aguas cercanas a Lanzarote y Fuerteventura, autorizadas a Repsol por el Estado. El pacto de nacionalistas y socialistas intenta captar el apoyo de la UE para endurecer el control medioambiental y los requisitos para permitir prospecciones. De hecho, hay una directiva en curso, a la que el Gobierno autónomo ha presentado diversas enmiendas.
Asimismo, el gabinete que preside Paulino Rivero pretende conseguir “a medio o corto plazo” el amparo de la UE para condicionar los acuerdos que se alcancen con Marruecos al cumplimiento de la normativa medioambiental.
No obstante, Fernando Ríos recordó que las empresas europeas, como es el caso de la portuguesa Galp Energia, están obligadas a cumplir la legislación ambiental.
La petrolera lusa, con tres siglos de experiencia en el sector energético, se ha marcado como objetivo explorar a menos de 200 metros de profundidad en la costa de Tarfaya, en un área de 11.200 kilómetros cuadrados. La compañía informa de que operará en la zona denominada Tarfaya Offshore -frente a la isla de Fuerteventura- y en una de sus ocho licencias de exploración, llamada Trident, calcula un potencial de aproximadamente 450 millones de barriles de crudo.

Montero Energy se fija un plazo de 6 años para hallar petróleo en Castellón

FUENTE

proyecto energético

La filial de la multinacional canadiense R2 Energy cree que hasta al menos el 2014 no podrá iniciar sus tareas. Insisten en que el norte de la provincia es el área con más potencial de España para encontrar hidrocarburos

YOLANDA CLARES 05/10/2012

Montero Energy, la filial española de la multinacional canadiense R2 Energy, se ha marcado un plazo de seis años para encontrar petróleo en la provincia. La firma ha pedido permiso a la Conselleria de Economía, Industria y Comercio para investigar sobre hidrocarburos en un perímetro que afecta a 41 municipios de la zona norte.

En caso de que superase todas las fases administrativas y, si finalmente su proyecto se autorizara, la mercantil trabajaría durante seis años en la zona para tratar de hallar energía. Y es que, según explicó el jefe de exploración de la empresa en España, Rafael López, “este área tiene un enorme potencial. Llevamos años investigando y hay indicios de que hay hidrocarburos”. “Desde el límite con Teruel hasta la costa hay una cuenca cretácica de un kilómetro de espesor con posibilidades de albergar petróleo”, detalló.

La zona ya fue inspeccionada en los años 70, pero la empresa que inició los sondeos, la todopoderosa Shell, abandonó las investigaciones al no disponer de la tecnología suficiente, lo que encarecía en aquella época el proyecto. Ahora, con sistemas más avanzados, “es un plan viable y sí que se pueden poner en marcha los yacimientos”, aseveró.

La solicitud se encuentra en fase de exposición durante dos meses, en los cuales cualquier otra mercantil puede pedir realizar esta actividad. Tras este periodo, la Conselleria de Industria es la que ha decidir si permite la investigación o no, aunque “este proceso se puede alargar e incluso no se podría comenzar a trabajar hasta el 2014 o el 2015”.

Además, “deberá pasar por los permisos ambientales requeridos, tal y como marca la ley de hidrocarburos, que respetamos de manera escrupulosa”, indicó.

SIN IMPACTOS // López insistió en que “se mirará siempre por cuidar el medio ambiente y contaremos con las licencias y controles que hagan falta. Además, nuestro sistema de trabajo es respetuoso”. No obstante, aseguró que “aunque lográramos el permiso final de investigación, los geólogos tomarían muestras de las canteras y de los caminos, en ningún caso entraría una gran maquinaria”.

Para comenzar las prospecciones en sí, haría falta otro permiso para el sondeo “que se podría demorar un año”. En todo caso, “las licencias han de tener el beneplácito de Medio Ambiente”.

En cuanto al método de extracción, se utilizaría el fracking, perforación mediante la inyección de arena y agua, del que aseguró que “no contamina los acuíferos, porque ni siquiera los toca”.

Asimismo, destacó que su área de trabajo siempre serán “zonas inhóspitas y sin vegetación. Jamás en un área protegida”. H

R2 Energy dice que hay 3 o 4 zonas en la provincia con potencial muy importante para extraer gas y petróleo

En una reunión con alcaldes de municipios afectados

La empresa dice que no determinará si la explotación se realizaría mediante ‘fracking‘ hasta que no concluya el proyecto de investigación

CASTELLÓN, 31 Oct. (EUROPA PRESS) –

El director de Exploración de la empresa canadiense R2 Energy en Europa y Latioamérica, Rafael López Gijarro, ha asegurado que existen tres o cuatro zonas de la provincia de Castellón con un potencial “muy importante para extraer gas y petróleo, en el oeste y este del Alt Maestrat, respectivamente.

Así lo ha explicado durante una reunión que ha mantenido en la Diputación de Castellón con alcaldes y portavoces de los municipios implicados en el proyecto de investigación de hidrocarburos para el que la mercantil Montero Energy Corporation SL, dependiente de R2 Energy, ha presentado tres solicitudes de permisos para los proyectos denominados Aristóteles, Pitágoras y Arquímedes que afectan a un total de 195.569,5 hectáreas de la provincia de Castellón.

Según ha señalado López Guijarro a los medios de comunicación, el proyecto está en el periodo de dos meses que estipula la ley para que otras empresas puedan presentar ofertas en competencia o quien se considere perjudicado pueda alegar.

“Primero tiene que haber un proceso de investigación, recopilación de datos, evaluaciones de las zonas más viables“, ha dicho, por lo que ha aclarado que la explotación no empezaría hasta por lo menos seis años después de que se otorgue el permiso para desarrollar el proyecto de investigación.

Respecto a la técnica que se utilizaría en la explotación de los yacimientos,  ha señalado que todavía no se ha determinado si se aplicaría la fractura hidráulica, conocida como ‘fracking‘ -criticada por algunos colectivos ecologistas- u otras técnicas hasta que no concluya el proyecto de investigación, “puesto que dependerá de las características geomecánicas, petroquímicas y geoquímicas del yacimiento”.

No obstante, y ante las reticencias de algunos alcaldes y colectivos a esta técnica, ha destacado que el ‘frcking’ es una tecnología “segura” que se utiliza cuando las rocas son muy compactas, es decir, tienen muy poca permeabilidad, y, en el caso de Castellon, ha apuntando que “se trata de terreno con roca caliza de baja permeabilidad, lo que pasa es que hay algunos almacenamientos que ya tienen fracturación natural”.

VIABILIDAD ECONÓMICA

En cuanto a la viabilidad económica del proyecto, López Gijarro ha resaltado que “hace 40 años un yacimiento de 60 millones de barriles no era prácticamente interesante, pero ahora sería una maravilla”, y aunque ha informado de que la empresa ya ha realizado una evaluación sobre los recursos que hay en la cuenca, no ha desvelado nada al respecto al tratarse todavía de “datos confidenciales”.

Por lo que se refiere al impacto medioambiental que podría ocasionar la utilización de la fractura hidráulica en la provincia, ha afirmado que, “a nivel de aguas subterráneas, es cero, puesto que hay seis barreras de protección de los acuíferos -tres de cemento y tres de tubos de acero- que son prácticamente infranqueables a cambios de presión o temperatura”.

El responsable de R2 Energy LTD ha destacado que aunque el área para la que se ha solicitado el permiso de proyecto de investigación en la provincia es muy extensa, “no se actuaría en toda” y contaría con un plan de medidas de protección medioambiental, que ya está hecho, “para saber cuáles son las zonas en las que hay que tener una especial sensibilidad”.

Así mismo, ha manifestado el “compromiso” de la empresa para que el máximo beneficio que genere el proyecto “se quede en la zona”, por lo que “algunos municipios podrían duplicar su presupuesto con los ingresos que generaría el proyecto”, mientras que -ha añadido- “un sondeo puede suponer la contratación de más de 200 personas y una inversión de 15 millones de euros”. En este sentido, también ha indicado que el sector cerámico “podría elevar su competitividad con un descenso del precio del gas”.

Por su parte, el director ejecutivo de R2 Energy LTD, Craig Steinke, también ha resaltado que la extracción de gas y petróleo “genera empleo y riqueza y, con las nuevas tecnologías, el efecto al medio ambiente es muy pequeño”. Así mismo, ha explicado que el fluido que se requiere para fraccionar el terreno tiene muy pocos aditivos y que el sistema de protección que se utiliza hace que sea “imposible” el contacto entre el agua y el gas.

Ha señalado que “España negocia contratos a precios muy elevados, de tal forma que gasta 56 millones de euros anuales en importaciones de gas y petróleo”.

INQUIETUD DE LOS ALCALDES

Tras la exposición, el alcalde de Vilafranca, Óscar Tena, ha manifestado su “inquietud” ante los riesgos que pueden suponer la inyección de sustancias químicas para explotar los yacimientos de la provincia, “algunas de ellas tóxicas o cancerígenas”, y ha indicado que “no es el momento de hablar de compensaciones a los municipios ni de crear empleo, puesto que es muy precipitado”. López Guijarro le ha respondido que tan sólo se utilizan 10 productos en la inyección, de los que algunos son agua, sal o vinagre, y ha reiterado que “todavía se desconoce si si tendría que utilizar la técnica de la fractura hidráulica”.

Por otro lado, el director general de Energía de la Generalitat valenciana, Antonio Cejalvo, ha señalado a los medios que el Gobierno valenciano ha sometido esta solicitud de la empresa a información pública, “de tal forma que se puedan presentarse otros proyectos y, tras ello, se evaluarán todos los proyectos presentados para que se pueda estudiar el potencial de gas o petróleo que puede haber en la provincia”.

“Parece una iniciativa interesante, dado el elevado consumo de gas natural que tiene la provincia, más del 50 por ciento, cifra que se eleva al 82 por ciento en el sector industrial”, ha apuntado.

PROTESTA DE LA PLATAFORMA ANTIFRACKING

Miembros de la Plataforma Antifracking se han manifestado a las puertas de la Diputación para mostrar su oposión al proyecto de  Montero Energy Corporation SL “debido a la gran cantidad de informes que demuestran lo perjudicial de este tipo de actividades para el medio ambiente y la sociedad”, según ha manifestado uno de sus miembros, Sergi Alejos.

Además, ha señalado que ni las administraciones ni la empresa les ha informado sobre el proyecto “para que cambiáramos de opinión o conocer los datos de primera mano”, lo que considera “una falta de respeto a la ciudadanía”.

Profesores Universitarios “alegan que será imposible garantizar que los acuiferos no se contaminen”

Frente universitario contra el ‘fracking’ en la provincia de Castellón.
Unos 50 profesores piden a Industria que no otorgue los permisos de investigaciónAlegan que será “imposible” garantizar que los acuíferos no se contaminen

Castellón 7 ENE 2013 – 20:04 CET

Unos 50 expertos universitarios entre doctores, catedráticos e investigadores, han presentado ante la delegación territorial de la consejería de Industria en Castellón un informe de alegaciones para pedir que no se otorguen los permisos de investigación solicitados por Montero Energy para la extracción de gas y petróleo mediante la técnica del fracking o fractura hidráulica en el norte de la provincia. El documento firmado por especialistas como el catedrático de Geología de la Universidad de Zaragoza, José Luis Simón, pero apoyado por compañeros de otras universidades españolas, expone las consecuencias que las prospecciones podrían tener para los 41 municipios de Els Ports y el Maestrat afectados.

Los investigadores, que recalcan los años de estudio y conocimiento que tienen sobre la zona, sostienen en sus alegaciones que en estas comarcas “los impactos de una eventual explotación de hidrocarburos mediante el fracking serían extremadamente altos”. En concreto, alertan de los movimientos de tierra y del alto consumo de agua para realizar los trabajos. “Podemos, con toda probabilidad, augurar cambios en el territorio incompatibles con la pervivencia de los usos tradicionales (agricultura, ganadería, bosques) y con usos sostenibles de más reciente implantación (agricultura ecológica, turismo rural”, indican.

También señalan que las contraprestaciones económicas son “más que dudosas” teniendo en cuenta la experiencia en EEUU, donde se utiliza esta técnica desde hace décadas. “Cabe preguntarse cuántos años llegaría a perdurar el supuesto desarrollo económico de un área como el Maestrat y Els Ports, en la que el volumen de recursos es seguramente mucho menor”, sostienen.

Finalmente, el documento advierte del peligro por una posible contaminación de los acuíferos. Los expertos universitarios aseguran que es “imposible garantizar la no afección a los acuíferos” debido a la interconexión entre ellos.

Origen de los Hidrocarburos

FUENTE

En el siglo XIX se creía ampliamente que el petróleo tenía un origen magnético y que este emigró desde las grandes profundidades a lo largo de las fallas de la corteza terrestre. Hoy en día, las evidencias sugieren que el material fuente del petróleo es la materia orgánica formada en la superficie de la tierra. El proceso inicia con la fotosíntesis, en la que las plantas, en presencia de luz solar, convierten el agua y el dióxido de carbono en glucosa, agua y oxígeno. La glucosa es la materia para la síntesis de polisacáridos más complejos y otros compuestos orgánicos.

La fotosíntesis es una parte del complejo ciclo del carbono. Normalmente la mayoría de la materia orgánica producida por la fotosíntesis vuelve a ser reciclada en la atmósfera como dióxido de carbono (CO2). Sin embargo, el ciclo del carbono no es completamente eficiente. Una pequeña cantidad de materia orgánica, alrededor de una parte en 1.000, escapa del reciclaje y es enterrada. A través del tiempo geológico, este pequeño aporte ha producido grandes cantidades de materia fósil, estimada en alrededor de 20×1015 toneladas métricas. No obstante, la mayor parte de este material es ampliamente dispersado en la columna sedimentaria. Solamente alrededor de una molécula de CO2 de cada millón tomado inicialmente por el proceso de fotosíntesis es eventualmente convertida en petróleo económicamente explotable, gas natural o carbón. La serie de eventos que hacen posibles las acumulaciones concentradas de combustibles fósiles son, por lo tanto, altamente selectivas.

La materia orgánica se acumula preferencialmente en aguas tranquilas, es decir, en ambientes de baja energía. Consecuentemente, la materia orgánica se encuentra principalmente en rocas de grano fino, tales como lutitas y lodos limosos. Estos ambientes de baja energía se encuentran usualmente en los océanos, lagos, o, en el caso del carbón, en los pantanos. Sin embargo no todas las lutitas contienen suficiente materia orgánica para ser rocas madres. Las lutitas ricas en materia orgánica son originadas tanto por una alta tasa de producción de materia orgánica, como un alto potencial de preservación. Toda la materia orgánica del océano es formada originalmente a través de la fotosíntesis. Los productores principales son el fitoplancton, que son plantas microscópicas flotantes como las diatomeas, dinoflagelos y las algas verdes-azules. La producción de fitoplancton está relacionada a variables físicas y químicas. La luz es particularmente importante, debido a su papel en la fotosíntesis y  la profundidad de penetración en el océano define la zona fótica, cuyo espesor depende principalmente de la altitud y claridad del agua (puede alcanzar más de 100 metros bajo la superficie en mares tropicales).

El segundo factor importante es la tasa de aporte de nutrientes para la zona fótica, especialmente fosfatos y nitratos, que son liberados por la descomposición bacterial de la materia orgánica y son vitales para el crecimiento de plantas y animales. El oxígeno, aunque no es importante para el fitoplancton, es vital para los animales que forman parte de la cadena alimenticia. El fitoplancton incrementa el contenido de oxígeno de las aguas superficiales, como un producto de la fotosíntesis. En el océano abierto, las zonas de alta productividad orgánica ocurren en altas latitudes (alrededor de 60° Norte y Sur) y a lo largo del Ecuador. La productividad es también muy alta en las aguas someras y bien mezcladas sobre las plataformas continentales, especialmente donde los grandes ríos entran en el océano y aportan abundantes nutrientes. Estos principios que gobiernan la distribución de materia orgánica en los océanos modernos pudieron haber prevalecido en el pasado; pero es difícil de extrapolar estos datos debido a que los continentes se han movido, los patrones de circulación oceánica han cambiado y la diversidad de grupos de plantas y animales se ha alterado a través del tiempo.

Las áreas de alta productividad no son necesariamente las más adecuadas para la preservación de la materia orgánica. La preservación ocurre más favorablemente en cualquiera de las siguientes situaciones: tasa de deposición rápida y cuerpos de aguas pobres en oxígeno con fondos anóxicos. En estos casos se evita la acción de bacterias aeróbicas que destruyen la materia orgánica convirtiéndola en CO2 y H2O. La acción de las bacterias anaeróbicas a profundidades relativamente superiores a los 100 cm, forma cantidades apreciables de metano biogénico. Sin embargo, la mayoría de esta acción bacterial (tanto aeróbica como anaeróbica) que destruye la materia orgánica ocurre dentro de los 30 – 60 cm superiores del sedimento, por lo que este enterramiento rápido solo permite que las bacterias actúen por un breve tiempo y la descomposición es menos completa. La preservación también se ve favorecida por la estratificación de las aguas de fondo pobres en oxígeno; tal como ocurre en lagos y lagunas someras, y en mares restringidos donde el agua fresca de los ríos entre un cuerpo de agua salada densa.

La mezcla de las aguas es inhibida entre las capas. El oxígeno producido por la fotosíntesis o disuelto en el agua de la atmósfera, en la capa más superior, no puede circular a la capa inferior. Como resultado; las aguas más densas y más profundas se hacen anóxicas y la materia orgánica puede preservarse fácilmente. Un buen ejemplo actual de aguas estratificadas y deficientes de oxígeno es el Mar Negro y el Mar Muerto. La estratificación de las aguas y deficiencia del oxígeno disuelto no ocurre solamente en lagos y mares aislados, sino en plataformas llanas y amplias donde la circulación puede ser mínima. Ejemplo: “Evento Anóxico Cretácico”, donde el pico de preservación de la materia orgánica coincide con el pico de transgresión cretácica sobre las plataformas continentales. En ambientes continentales, la degradación de la materia orgánica es principalmente aeróbica y las acumulaciones de material orgánico sólo ocurre en lagos estratificados o en pantanos de carbón anaeróbicos.

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Diagénesis de la materia orgánica.

Hay tres estados importantes en el entrenamiento y evolución de la materia orgánica a hidrocarburos: diagénesis, catagénesis y metagénesis. La diagénesis se inicia tan pronto como el sedimento es enterrado, y aquí se considera que incluye todos los cambios que ocurren hasta el estado de generación de petróleo. Los lodos recién depositados son inconsolidados y pueden contener más del 80% de H2O en sus poros. Estos lodos se compactan rápidamente. La mayor parte de la porosidad se pierde en los primeros 500 metros. Luego la compactación continúa mucho más lentamente. Cualquier materia dentro de estas lutitas es sometida a cambios complejos. El punto de inicio de estos cambios son los cuatro (4) grupos principales de compuestos orgánicos o biopolímeros que son sintetizados por plantas y animales: Carbohidratos, proteínas, ligninas y lípidos. Los carbohidratos ocurren tanto en plantas como en animales e incluyen azucares simples, tales como glucosa, y sus polímeros complejos, tales como la celulosa y almidón. Las proteínas principalmente en animales y, en menor proporción en las plantas. La lignina es construida de cadenas de carbono armónicas de alto peso molecular, y ocurre solamente en plantas superiores. Los lípidos ocurren tanto en plantas como en animales. Ellos son compuestos insolubles, y son los materiales precursores principales de los hidrocarburos líquidos.

Durante la diagénesis temprana, los biopolímeros complejos son rotos y transformados en moléculas más pequeñas y simples, llamadas geomonómeros. Las proteínas son las menos estables, seguidas por los carbohidratos, lípidos y ligninas. El más activo de los geomonómeros reaccionará espontáneamente con cada uno de los otros y polimeriza hasta producir geopolímeros complejos estables. A diferencia de los biopolímeros, los geopolímeros tienen una estructura aleatoria y son, por lo tanto, resistentes a la biodegradación. Estos cambios son llevados a cabo primero por las bacterias y procesos químicos no biológicos, y más tarde por el craqueo termal. La transición a geopolímeros ocurre en un tiempo geológicamente corto, probablemente sólo unos pocos cientos o millones de años. Con el incremento del enterramiento, la materia orgánica pierde casi todo su nitrógeno, mucho de su oxígeno y azufre, y algo de su hidrógeno y carbono. La mayoría de los heteroátomos se pierden en la forma de moléculas pequeñas, tales como CO2, NH3, N2, O2, H2O y H2S.

El único hidrocarburo producido en cantidades medibles durante la diagénesis es el metano biogénico, como producto de la destrucción anaeróbica. El producto final de la diagénesis de la materia orgánica es el Kerógeno, que se define como la materia orgánica en las rocas sedimentarias que es insoluble en solventes orgánicos, a diferencia de la porción soluble de la materia orgánica que se denomina bitumen. Bajo el microscopio, el Kerógeno se presenta como fragmentos orgánicos diseminados. Algo de este material es estructurado, es decir, son reconocibles como fragmentos de tejidos de plantas, esporas, algas, etc. Estos fragmentos con cierta estructura derivados de plantas pueden ser agrupados en unidades biológicas distintas denominadas macerales, que son equivalentes en el Kerógeno a los minerales en las rocas.

Tres grupos de macerales principales son importantes: Vitrinita, exinita e inertinita. La Vitrinita es el maceral dominante en muchos Kerógenos y es el componente principal del carbón. Este se deriva casi enteramente de tejidos leñosos de las plantas terrestres superiores, principalmente ligninas, por lo que es difícil romper y puede aparecer en casi todos los ambientes depositacionales (marino o no marinos), y es generalmente el tipo más abundante de partícula estructurada. Los macerales Exinita son derivados en su mayoría de algas, esporas, polen y cutículas de hojas cerosas. Los altos porcentajes de exinita no son comunes, pero si está presente, esto implica ambientes marino somero o locutrino. Los macerales de Inertinita provienen de varias fuentes que han sido intensamente oxidados antes de ser depositados y reciclados. La inertinita es un componente usualmente de menor proporción en el Kerógeno. Algunos componentes del Kerógeno son amorfos, los cuales han sido rotos mecánicamente y/o químicamente alterados por bacterias y hongos, enmascarando y destruyendo su estructura original. Esos componentes no son verdaderos macerales, aunque el término “amorfinita” se ha aplicado a estos materiales.

Las partículas amorfas probablemente representan el material fuente de hidrocarburos más atractivo en el Kerógeno, debido a que éstas pueden madurar al petróleo a temperaturas significativamente más bajas que los macerales asociados. Además un volumen de material amorfo producirá una cantidad mucho mayor de hidrocarburos, ya que su volumen ha sido reducido y su densidad incrementada en comparación con los tipos estructurados. El material amorfo tiene una mayor representación de partículas derivadas de exinita, debido a que este grupo esta compuesto de partículas blandas con menos moléculas complejas, que son más fáciles de romper que los tejidos leñosos más resistentes del grupo de la vitrinita.

Hidrocarburos y Tipo de Kerógeno.

Los tipos de macerales y partículas amorfas presentes en el Kerógeno afectan su capacidad para generar hidrocarburos, así como también, determinan el tipo de petróleo generado. Los Kerógenos precursores del petróleo pueden dividirse en dos grupos: el tipo I o Kerógeno algal que tiende a producir crudos que son ricos en hidrocarburos saturados. El tipo II o Kerógeno mixto que tiende a producir petróleos nafténicos y aromáticos, y más gas que el tipo I. El Kerógeno tipo III generará principalmente gas seco y algunos petróleos, principalmente parafínicos, derivados de sus constituyentes amorfos y exinita. Hay un cuarto tipo de Kerógeno pero es muy raro, que prácticamente no tiene capacidad para generar petróleo o gas.

Tipos

Origen

Constituyentes Orgánicos

I

Algal

Condiciones de generación de algas marinas, lacustrinos, incipiente material carbonoso.

En su mayoría sus componentes son de algas de Exinita (alginita) algunos amorfos derivados de material de algas.

II

Marinos
(Mixtos)

Descomposición y reducción de materia orgánica en ambientes marinos principalmente.

Partículas amorfas derivadas principalmente de Fitoplanton, Zooplanton y algunos organismos superiores; algunos macerales son de este grupo.

III

Carbonos

Restos de vegetación continental (maderas, esporas, hojas, cutículas, resinas, tejido de plantas).

Formado principalmente por Vitrinita, algunas Exinitas (no algal) y amorfos por descomposición de sus componentes.

IV

Inerte

Charco Fósil y otros materiales oxidados de vegetación continental

Principalmente constituidos por Inertita y algunos amorfos en descomposición de materia vegetal.

Cambios Químicos con la Maduración del Kerógeno.

En la diagénesis cada tipo de Kerógeno tiene una química única, ya que su composición esta controlada por los tipos de macerales y los biopolímeros originales que lo constituyen. Esta variabilidad química de los tipos de Kerógenos inmaduros y los cambios que ocurren hasta que el petróleo es generado pueden presentarse como gráficos de la relación hidrógeno/carbono (H/C) versus la relación oxígeno carbono (O/C). Este gráfico es llamado Diagrama de Van Krevelen.

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Gráfico de Van Krevelen.

Si estos Kerógenos son calentados, pueden alcanzar el segundo estado de la evolución de la materia orgánica o catagénesis, que se define como la etapa en la que el petróleo y el gas natural es generado del Kerógeno. Debido a que las moléculas de petróleo y gas tienen altas relaciones H/C, la generación de petróleo causa que la relación H/C del Kerógeno residual disminuya. Finalmente, todos los tipos de Kerógenos convergirán a lo largo de un patrón durante el estado final en la evolución de la materia orgánica o metagénesis. Durante la metagénesis, la generación de petróleo y gas a partir del Kerógeno cesa, pero una cantidad considerable de gas metano puede generarse por alteración termal del crudo previamente generado. El Kerógeno residual de este estado llega a formar carbón puro o grafito.

Profundidad, Temperatura y Tiempo en la Formación de Petróleo.

imageLas profundidades a las cuales se inicia la generación de hidrocarburos dependen del gradiente geotermal local, el tipo de Kerógeno y la historia de soterramiento. En la figura a la izquierda muestra las profundidades de generación máxima, mínima y promedio para el petróleo, gas y metano biogénico. A la profundidad promedio de 1-2 kilómetros se inicia la catagénesis y alcanza su máxima generación entre 2-3 kilómetros de profundidad; denominándose este rango “ventana de petróleo”. La catagénesis tardía se inicia a profundidades de 3-3.5 kilómetros y esta es la zona principal de formación de gas (húmedo o seco). Por debajo de los 4 kilómetros, la roca se hace sobremadura, iniciándose la metagénesis y solamente es generado metano. La correlación de la generación de petróleo con profundidad es principalmente una función del incremento de temperatura.

Las leyes de la química dicen que la tasa de una reacción es una función tanto de la temperatura como del tiempo. El tiempo puede compensar a la temperatura y viceversa. Las rocas madres que han permanecido relativamente frías pueden tomar unos 100 millones de años o más para generar petróleo, mientras que las rocas madres jóvenes pueden generar hidrocarburos en unos pocos millones de años, si están a temperaturas suficientemente altas. El efecto de la temperatura es exponencial, mientras que el tiempo es lineal. En consecuencia, la temperatura juega un papel más importante en la maduración de la roca madre que el tiempo. Las rocas madre del Paleozoico que nunca han sido calentadas por encima de 50°C no generarán petróleo, no importa el tiempo que pase. En contraste, el tiempo juega un papel insignificante en la generación de petróleo de rocas madres jóvenes en cuencas activas con gradientes termales altos. La generación temprana de hidrocarburos se encuentra donde ocurre enterramiento rápido y donde los gradientes geotermales son relativamente altos. Aunque la generación de hidrocarburos tenga lugar en un lapso de tiempo breve (geológicamente hablando), esto no significa que sea inmediatamente de la deposición de la roca madre, ya que esta última puede permanecer a profundidades muy someras y a bajas temperaturas por un largo período de tiempo, antes de ser enterradas a suficiente profundidad para generar hidrocarburos.

Paleotermometría.

Mucha información esta basada en las temperaturas de fondo de los pozos medidas en el presente, y no en paleotemperaturas. A menudo, el gradiente geotermal fue más alto cuando la cuenca era activa, que en el presente. Es de una importancia crítica, por lo tanto, ser capaz de medir la máxima temperatura a la que una determinada roca madre ha sido cocinada por medios de paleotermómetros adecuados. Algunos métodos de Paleotermometría están basados en las propiedades físicas y químicas del Kerógeno, otros utilizan las propiedades de la roca. El Diagrama de Van Krevelen es uno de los métodos empleados, ya que después que el tipo de Kerógeno ha sido determinado microscópicamente, el punto en el cual se encuentra dentro de su patrón de evolución puede ser fácilmente determinado.

El color del polen y las esporas también pueden utilizarse como un paleotermómetro, ya que cuando estas son calentadas, su color cambia progresivamente del amarillo claro al naranja, marrón rojizo, marrón oscuro y finalmente negro; indicando la temperatura más alta alcanzada por la roca madre. Otro método esta basado en la reflactancia de la vitrinita (Rm) del Kerógeno. Existen otros métodos indicadores de maduración, tales como la fluorescencia de la exinita. Usualmente, deben utilizarse al menos dos métodos de Paleotermometría diferentes para asegurar la madurez de una roca madre determinada.

Lutitas Petrolíferas.

Las rocas madres no siempre alcanzan la madurez termal necesaria para generar petróleo o gas, y permanecen rellenas de Kerógeno. Cuando contienen cantidades apreciables de Kerógeno, estas rocas son frecuentemente denominadas Lutitas Petrolíferas. Este petróleo puede ser producido solo por calentamiento de la lutita petrolífera en una atmósfera inerte hasta unos 500°C, proceso este conocido como pirólisis. El contenido de materia orgánica necesario para clasificar a una de estas rocas como lutita petrolífera ha sido establecido en 5% por los economistas; y las mismas contienen principalmente Kerógeno tipo I o tipo II. Se estima que el volumen de petróleo contenido en estas lutitas, a nivel mundial, es de 4 trillones de barriles, del cual sólo alrededor del 2% es recuperable utilizando la tecnología actual