cap vii fluidos en los yacimientos

GEOLOGÍA DEL PETROLEO FLUIDOS EN LOS RESERVORIOS

ING. JOSE COBEÑA U. 37

FLUIDOS DE LOS RESERFLUIDOS DE LOS RESERFLUIDOS DE LOS RESERFLUIDOS DE LOS RESERVORIOSVORIOSVORIOSVORIOS 7.1.- INTRODUCCIÓN

Por debajo de una cierta profundidad, variable en función de la topografía y del clima, todos los huecos de las rocas,

están rellenos normalmente de agua. Esta agua, es en parte un agua fósil aprisionada allí desde la sedimentación. Si

las diferentes condiciones necesarias para la génesis de los petróleos se encontraron reunidas en el momento del

depósito, el agua contenía hidrocarburos en estado disuelto o en suspensión finamente dispersa. A lo largo de la historia

geológica, los hidrocarburos pudieron precipitar bajo el efecto de las modificaciones de las condiciones físicas del medio

donde circulaban los fluidos, y acumularse en las trampas encontradas. La formación de los yacimientos, es una

consecuencia:

• De las condiciones geológicas locales o regionales y de sus variaciones en el tiempo.

• De las propiedades físicas y químicas de los fluidos existentes, que condicionan sus reacciones; a las modificaciones del

medio. Su conocimiento, es indispensable para la buena comprensión de los fenómenos de la migración y de la acumulación.

Estas propiedades, han sido particularmente estudiadas por los ingenieros de producción, y aquí sólo se indicarán a grandes

rasgos.

7.2.- DISPOSICIÓN DE LOS FLUIDOS EN UN YACIMIENTO.

En un yacimiento, los hidrocarburos se separan

del agua, y se disponen en función de sus

densidades relativas: el gas ocupa la parte más

elevada estructural mente, el petróleo se coloca

debajo, flotando a su vez sobre el agua. La figura

muestra la disposición relativa de los tres fluidos.

En las rocas almacén los hidrocarburos, petróleo y gas natural, se encuentran normalmente en compañía de agua. El gas, como componente más liviano, se encuentra en la parte superior. A continuación se encuentra el petróleo, y luego el agua. En caso que el petróleo sea extrapesado, queda por debajo del agua, en vez de sobre ella. El agua, está prácticamente presente en todos los yacimientos. Sólo algunos yacimientos de la región de los Apalaches, están desprovistos de ella (Levorsen,

1956, p. 296). Por el contrario, el petróleo o el gas pueden faltar. Se conocen numerosos yacimientos de I gas sin petróleo. Los yacimientos de petróleo sin gas, son igualmente frecuentes, pero es raro que el petróleo no contenga una cierta cantidad de gas disuelto, que puede liberarse, cuando la presión disminuya (durante la explotación, por ejemplo).

En un yacimiento el agua, está igualmente siempre presente 'en toda la altura del almacén. Su proporción, llamada saturación relativa de agua, varía lo más frecuentemente, ocupando entre el 10 y el 30 % del volumen de los huecos. Es tanto más elevada, cuanto más finos sean los poros, ya que la permeabilidad es más baja. Hacia la base de la acumulación de los hidrocarburos, la saturación de agua aumenta progresivamente, hasta alcanzar el 100 %, por debajo de un cierto nivel, el "nivel de agua". La superficie de contacto agua-hidrocarburos a lo largo del nivel de agua, no es nunca perfectamente neta presentando el aspecto de una zona de transición de espesor variable. De la misma manera, se reconoce una zona de transición petróleo-gas, cuando ambos fluidos están presentes.

La potencia de las zonas de transición, depende a la vez de las características del almacén y de las densidades de los

fluidos en contacto. Es tanto más grande, cuanto más finos sean los poros, y cuanto más similares sean las densidades

de los fluidos. En un almacén homogéneo, la zona de transición petróleo-gas, es notablemente más delgada que la

zona de transición agua-petróleo

El valor de la saturación relativa de agua, puede ser medido directamente sobre las muestras, esforzándose en tener en cuenta

posibles contaminaciones por el fluido de perforación, o calculado a partir de los diagramas eléctricos, que están directamente

influenciados por la resistividad del agua. Su conocimiento, es necesario para el cálculo de las reservas por los métodos volumétricos.

Del valor de la saturación de agua, depende además el tipo de producción que se puede esperar:

• Saturaciones inferiores a 20 '%, el agua queda fijada sobre las paredes de los poros, y el yacimiento produce

un petróleo seco

• Entre 20 y 50 % producen una mezcla de petróleo y agua



• Si la saturación sobrepasa el 50 %, existe el riesgo de tener únicamente producción de agua, quedándose el

petróleo en el yacimiento.

Lo mas frecuente es que las superficies de contacto entre los fluidos, sean horizontales. Un inclinación de la superficie de contacto agua-petróleo, es indicio de un yacimiento atrapado en régimen hidrodinámico activo. El reconocimiento del fenómeno y la determinación de la pendiente (ángulo vertical y dirección), son elementos muy útiles desde el punto de vista de la exploración.

De todas formas, conviene ser prudente. La determinación del ángulo de inclinación, no es fácil. Tres causas principales, pueden inducir a error:

• La posición exacta del nivel de agua, no es siempre neta, Depende de las características del almacén, que no son necesariamente constantes, de un borde al otro del yacimiento.

• Si existen varios horizontes-almacén, más o menos lenticulares, los errores de correlación son siempre posibles. Presentan el riesgo de hacer pensar en una inclinación de la superficie de contacto, cuando en realidad se está en presencia de dos o varios niveles no relacionados entre sí.

• Finalmente, la presencia de fallas de pequeño salto, difíciles de descubrir pero que compartimentan el almacén, pueden inducir a un error en el mismo sentido

7.3.- PRINCIPALES CARACTERISTICAS DE LOS FLUIDOS 7.3.1- LAS AGUAS DE YACIMIENTO

• Agua libre. - Es el agua que ocupa los poros de la roca-almacén, que no están ocupados por hidrocarburos. Se designan a veces con el nombre de "agua de muro" ("bottom water" o "edge water"). Puede ponerse en movimiento muy fácilmente y moverse hacia los puntos de baja presión, y en particular hacia los sondeos.

• Agua intersticial. - En el interior de un yacimiento, la totalidad de los poros, no está ocupada por hidrocarburos, queda siempre una cierta cantidad de agua, que no ha podido ser desplazada por la llegada del petróleo o gas. Se mantiene, en parte por las fuerzas de capilaridad, y en parte, en forma de agua adsorbida por ciertos minerales de la roca, en particular los minerales arcillosos. Es el agua intersticial, y es su volumen el que se mide para valorar la saturación relativa en el almacén. El agua intersticial, tapiza los poros de la roca-almacén, aislando a los hidrocarburos, de la materia mineral: sólo existen contactos entre petróleo y agua o entre gas y agua.



7.3.2.- LOS ANÁLISIS DE AGUA. Los valores, se expresan frecuentemente:

• En gramos o miligramos por litro.

• En p.p.m. (partes por millón), es decir, por ejemplo, en miligramos de sal por kilogramo de solución.

• En, porcentaje por peso (1 % = 10.000 p:p.m.).

• En miliequivalentes. se obtienen multiplicando el peso de un elemento en miligramos, por un coeficiente de reacción, que es el inverso del valor obtenido al dividir el peso atomlco o molecular del elemento por su valiencia (r = Valencia/ m. Molecular). los miliequivalentes se indican por la letra r, seguida del símbolo químico rCa++, rCl -).

Para facilitar la lectura y hacer más cómoda la comparación de las diferentes aguas entre sí, los análisis se presentan a menudo en forma de diagramas los tipos de diagrama son numerosos. Aquí, se citarán algunos,

• Diagrama de columnas.

• Diagramas radiales (Diagramas de Tickell

• Diagramas verticales semilogaritmicos (Schoeller).

7.3.3.- CONCENTRACIÓN GLOBAL DE LAS AGUAS DE YACIMIENTO. En un mismo horizonte-almacén, la concentración de sales disueltas varía. Las variaciones, pueden representarse en mapas (mapas de isoconcentración, isosalinidad), destinados a mostrar las direcciones de invasión de un horizonte poroso y permeable por el agua dulce. Muy a menudo, en una misma cuenca sedimentaria, la concentración de las sales disueltas, aumenta con la profundidad, por una parte debido al hecho de que se establece un equilibrio de las aguas en función de su densidad, colocándose más bajas estructuralmente las más cargadas. 7.3.4- COMPOSICIÓN QUÍMICA DE LAS AGUAS DE YACIMIENTO.

• Iones positivos metales alcalinos Sodio (Na +) Potasio (K+) alcalino-térreos Calcio (Ca++) Magnesio (Mg++)

• Iones negativos: ácidos fuertes Sulfatos (SO4

=) Cloruros (Cl-)

ácidos débiles Carbonatos (CO3=) Bicarbonatos (CO3H

-)

A veces, para caracterizar una salmuera, se emplean los términos siguientes (Palmer):

• Salinidad primaria, correspondiente a los ácidos fuertes (SO4=

Cl- combinados con bases primarias (Na+, K+).

• Salinidad secundaria, correspondiente a los ácidos fuertes, combinados con bases secundarias (Ca++, Mg++).

• Alcalinidad primaria, ácidos débiles (CO3= y C03H

-) con bases primarias.

• Alcalinidad secundaria, ácidos débiles con bases secundarias. 7.3.5.- ORIGEN DE LAS AGUAS SUBTERRÁNEAS

• Las aguas meteóricas, que son las aguas procedentes de las precipitaciones, infiltradas por los afloramientos, que circulan a través de los sedimentos. Estas aguas dulces, cargadas de oxígeno y gas carbónico, disuelven las rocas por las que circulan, aumentando su concentración en sales poco a poco. Debido al hecho de la escasa solubilidad de los carbonatos y sulfatos, tenderán poco a poco hacia una composición clorurada, por disolución de CINa y cambio de iones con las arcillas.

• Las aguas muertas, llamadas también fósiles, son las aguas de mar aprisionadas desde la sedimentación y conservadas en el interior de los terrenos. Debido al lavado y ataque químico de los minerales y a los cambios de base, su composición se ha modificado poco a poco.

7.3.6.- INTERÉS DEL ESTUDIO DE LAS AGUAS DE YACIMIENTOS El conocimiento de la composición química de las aguas de yacimiento, de las que dependen en parte las características físicas y en particular eléctricas, es útil en algunos casos para la interpretación cuantitativa de los diagramas eléctricos (medida de resistividades). La comparación de los análisis de aguas procedentes de varios sondeos, puede ser útil en algunos casos de correlación difícil. Un mismo nivel almacén, tiene algunas posibilidades de contener un agua de composición química relativamente constante, que será diferente de la de otra almacén colocado encima o debajo. El método, podrá ser particularmente útil en el caso de los almacenes lenticulares, donde los otros métodos de correlación fracasan a menudo. El conocimiento de la composición del agua en los diferentes niveles porosos atravesados por un sondeo, puede ser útil para revelar defectos de cementación del entubado en los pozos. Euilibrio establecido, después de una larga estancia en la formación. La introducción de un agua de composición muy diferente, puede producir fenómenos de precipitación de las sales en disolución, o de cambiar de base con los terrenos, y de modificar porosidad y permeabilidad del almacén.



7.3.7- CRUDOS Los crudos, son mezclas complejas de compuestos diversos, donde predominan los hidrocarburos. Las propiedades tanto físicas como químicas de los crudos, son función de las proporciones relativas de los diferentes constituyentes, que presentan posibilidades de variación notables. El conocimiento de las propiedades de los crudos es primordial para el ingeniero de refinería, es importante para el ingeniero de producción, y en fin, es necesario al geólogo, para comprender los fenómenos de migración. Los hidrocarburos, que son dominantes en los crudos, pertenecen a tres tipos químicos diferentes, hidrocarburos parafínicos, nafténicos y aromáticos. Según el tipo de producto más representado en ellos, un petróleo se llama de base parafínica, nafténica o aromática. Junto con los hidrocarburos, los crudos contienen un gran número de diversos compuestos, orgánicos o no (compuestos sulfurados, nitratos. órgano-metálicos, etc.).

A pesar de que algunos compuestos del oxígeno, azufre y nitrógeno se encuentran en el petróleo, éste está compuesto, principalmente, por una mezcla de hidrocarburos, los cuales se refinan, mediante el proceso llamado destilación fraccionada, para obtener productos utiles. Este proceso se basa en el hecho de que las volatilidades (y por lo tanto las presiones de vapor ) de los diferentes hidrocarburos varían inversamente con sus masas moleculares . Los compuestos que poseen menor masa molecular tienen mayor volatilidad y hierven a menor temperatura. Debido a que el enorme mercado del petróleo reside en la gran demanda de gases ligeros, gasolina, aceites combustibles, disolventes, aceites para motores, grasas, parafinas y asfalto, el aceite crudo se destila fraccionadamente para dar productos que tienen amplios margenes de ebullición. A pesar de que dichos productos son aún bastante impuros, tienen suficiente mercado y uso. Para aplicaciones especiales necesitarán refinaciones posteriores con el consecuente aumento del costo. Se

obtienen muchos compuestos puros del petroleo.

CLASIFICACION DE LOS HIDROCARBUROS

7.3.8.- PROPIEDADES FÍSICAS GENERALES DE LOS CRUDOS

7.3.8.1.- DENSIDAD: En las publicaciones americanas, la densidad se expresa en grados A.P.I. (American Petroleum Institut). El grado A.P I., está ligado a la densidad (peso especifico) por la relación

A.P.I.º = 141.5 / d a 60 ºF -131,5

• 10° A.P.I. = 1 (agua pura)

• Los valores son tanto más elevados, cuanto más ligero sea el crudo (50,4º A.P .1. = 0,77).

clasificación Del

Crudo Densidad (gr/cm

3)

Densidad grados API

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

Superligero < 0.83 > 39

Condensado - a partir de 42, Liviano - más de 30, Mediano - de 22.0 hasta 29.9, Pesado - de 10.0 hasta 21.9, Extrapesado - hasta 9.9, Bitumen - promedio 8.2

• De una forma general, la densidad de los crudos, varía con la profundidad de los yacimientos. Es tanto menor, cuanto más profunda sea la acumulación. Los crudos, son igualmente tanto más ligeros, cuanto más antiguos sean.

• La densidad de los crudos, no es necesariamente constante en un mismo campo, pudiendo diferir considerablemente de un horizonte-almacén a otro. En una misma trampa y en un mismo almacén, la densidad del crudo, decrece frecuentemente de la base al techo de la acumulación.



7.3.8.2.- VISCOSIDAD: Propiedad importante. Algunos crudos de densidad elevada, son igualmente muy viscosos, y no pueden ser explotados. De su viscosidad, depende la capacidad de los crudos para desplazarse en el interior de las rocas-almacén, tanto durante la migración, como en la explotación. La viscosidad, es función directa de la densidad, estando como esta última, ligada al número de átomos de carbono de la cadena hidrocarburada. En las rocas-almacén, la viscosidad varía en proporciones notables, según las condiciones físicas del yacimiento:

• Disminuye cuando aumenta la temperatura y cuando aumenta la proporción de gas disuelto.

• Por el contrario, crece con la presión, pero ligeramente en relación a las variaciones inversas que se producen bajo el efecto de la temperatura y del gas disuelto.

7.3.8.3.- FLUORESCENCIA Los crudos, observados en luz ultravioleta, son fluorescentes. Los tintes de la fluorescencia, varían de amarillo a azul. Disueltos en disolventes orgánicos, tetracloruro de carbono o cloroformo, les comunican su fluorescencia. Esta propiedad, permite descubrir trazas de hidrocarburos en las rocas o lodo de perforación. 7.3.9.- GASES COMBUSTIBLES Los gases del petróleo, están representados por los términos más ligeros de la serie de los hidrocarburos parafínicos. El más comúnmente extendido, es el metano. Se ha acostumbrado a separarlos, en dos categorías: los gases húmedos, que además del metano y etano siempre dominantes, contienen productos condensables (propano, butano y pentano), y los gases secos, que no contienen productos condensables y están compuestos casi exclusiva- mente por metano y etano. En los gases naturales, los diferentes tipos de hidrocarburos aparecen mezclados en proporción variable, juntamente con impurezas (nitrógeno, gas carbónico, hidrógeno, helio, anhídrido sulfúrico, etc.). Algunas de estas "impurezas", pueden tener un interés comercial no despreciable (He, SH2). El gas natural es una mezcla de gases de hidrocarburos e impurezas. Los principales gases de los hidrocarburos normalmente encontrados en el gas natural son metano, etano, propano, y butano. Pequeñas cantidades de pentanos, hexanos, heptanos, octanos, y los gases más pesados, en cantidades menores al 2% en su conjunto. Las impurezas encontradas en el gas natural incluyen dióxido de carbono, sulfuro de hidrógeno, nitrógeno, vapor de agua, y los hidrocarburos más pesados. Normalmente, el propano y los fragmentos de los hidrocarburos más pesados son separados para un proceso adicional debido a su mayor valor en el mercado como gasolina natural y para mezcla con crudos semi peados. Normalmente el gas natural que sale a la venta está compuesto principalmente por una mezcla de metano y etano con algún porcentaje pequeño de propano. 7.3.10.- COMPOSICIÓN DEL GAS NATURAL Aunque como gases naturales pueden clasificarse todos los que se encuentran de forma natural en la Tierra, desde los constituyentes del aire hasta las emanaciones gaseosas de los volcanes, el término «gas natural» se aplica hoy en sentido estricto a las mezclas de gases combustibles hidrocarburados o no, que se encuentran en el subsuelo donde en ocasiones, aunque no siempre, se hallen asociados con petróleo líquido. El principal constituyente del gas natural es siempre el metano, que representa generalmente entre el 75 y el 95 % del volumen total de la mezcla, razón por la cual se suele llamar metano al gas natural. Los otros hidrocarburos gaseosos que suelen estar presentes, etano, butano y propano, aparecen siempre en proporciones menores. Entre los constituyentes distintos a los hidrocarburos suelen ser nitrógeno, dióxido de carbono, sulfuro de hidrógeno, helio y argón los más importantes.El gas natural puede ser «húmedo» (si contiene hidrocarburos líquidos en suspensión) o «seco» (si no los contiene No hay composición o mezcla que pueda ser reconocido como representativo del gas natural. Cada fuente productora de gas natural tiene su propia composición particular. Dos pozos del mismo depósito pueden tener y tienen sus composiciones diferentes. También, cada reservorio de gas natural puede cambiar la composición a lo largo de su vida productiva, generalmente incrementándose el porcentaje de las fracciones más livianas. Las muestras de gas producido debe analizarse periódicamente, dado que puede ser necesario cambiar el equipo o metodología de producción para



enfrentar económicamente la nueva composición de gas.

Esta tabla muestra una composición porcentual típica representativa de un gas natural. Comp. % Molar PM

C1H4 70.05 16.043

C2H6 5.17 30.070

C3H8 4.18 44.097

n-C4H10 3.25 58.124

i-C4H10 0.29 58.124 n-C5H12 1.60 72.151

i-C5H12 0.28 72.151

n-C6H14 1.22 86.178

i-C6H14 0.11 86.178

C7H16+ 0.25 100.206 N2 5.20 28.013

CO2 4.70 44.010

CO 0.00 28.011

H2S 3.20 34.080

H2O 0.50 18.015

Gas libre. Puede estar asociado a un yacimiento de petróleo, formando una "gas- cap" en el techo de la acumulación. El petróleo que sale, está entonces saturado de gas, por la presión y temperatura del yacimiento. Se encuentran también yacimientos de gas, sin que haya petróleo entre él y el agua del muro. Gas disuelto en el petróleo. El volumen de gas disuelto en el petróleo, es función de la temperatura y de la presión en el yacimiento. se expresa por la G.O.R. ("gas-oil ratio"). Cuando a la presión y temperatura del yacimiento, el petróleo no está saturado, no hay gas libre, y por tanto, tampoco "gas-cap", todo el gas está disuelto. Un descenso de presión durante la explotación, puede originar la liberación de una parte del gas, y crear la formación de una "gas-cap", En un yacimiento donde existe "gas-cap", se dice que el petróleo está saturado: en el caso contrario, se llama no saturado o subsaturado. Gas disuelto en el agua. Los gases, son igualmente solubles en el agua, pero en menor proporción que en el petróleo. La solubilidad del gas en el agua, es solamente del orden del 6 % de su solubilidad en el petróleo. La solubilidad, es también función de la temperatura y de la presión, pero también del grado de salinidad del agua. Disminuye, cuando aumenta la salinidad. El metano, es el más soluble de los hidrocarburos gaseosos.

Gas licuado. Se conocen acumulaciones de gas húmedo, que en las condiciones del yacimiento, se encuentran en estado líquido. Son todos los yacimientos: cuya presión y temperatura, se sitúan en el diagrama de mezclas de fluidos en dos fases miscibles, en la zona de existencia de una sola fase líquida. En la práctica, se les encuentra solamente a profundidades superiores a los 2.000 metros. Durante la explotación, y como consecuencia del descenso de presión, los productos más ligeros se liberan, y puede ocurrir, que las gasolinas pesadas, se queden en el almacén. En este tipo de yacimiento, puede aparecer el fenómeno de condensación retrógrada

7.3.11.- APROVECHAMIENTO DEL GAS NATURAL El gas natural se utiliza como combustible y como materia prima en la industria petroquímica. Como combustible se emplea por su gran poder calorífico, por ser su combustión fácilmente regulable, ser limpia y producir escasa contaminación. Como materia prima es

la más adecuada para la fabricación de amoníaco (producto base de toda la industria de abonos nitrogenados), y también del metanol, producto que se utiliza en la fabricación de plásticos y proteínas sintéticas. A partir del gas natural se obtienen materias primas de base en la industria petroquímica (etileno, butadieno, y propileno). 7.3.12.- COMERCIALIZACIÓN DEL GAS NATURAL Es una de las energías primarias de utilización más reciente, puesto que hasta la segunda década del siglo actual no comenzó su comercialización en los Estados Unidos, país pionero en su producción y consumo, no extendiéndose su empleo a Europa Occidental hasta después de la Segunda Guerra Mundial. Así pues, su modernidad como fuente energética únicamente es superada por el combustible nuclear. Sin embargo, aunque el gas natural es una energía muy moderna en su uso, su conocimiento se remonta, al menos, al comienzo de la explotación del petróleo - el otro hidrocarburo - con el que está asociado en los yacimientos en la mayor parte de los casos. En este sentido, el gas natural ha fluido junto con el petróleo durante muchas décadas, pero como una indeseada producción que, por «inservible», se ha quemado al pie de las torres de extracción, práctica que todavía hoy se aplica en bastantes campos de Oriente Medio y de otras zonas. La demora en la utilización comercial del gas natural respecto al petróleo se explica básicamente por la existencia de importantes problemas técnicos en su transporte y distribución, que frenaron su empleo hasta bien entrado el siglo actual. El obstáculo inicial, relativo al transporte en gran escala desde los yacimientos a los puntos de consumo, se superó con la fabricación y soldadura de tuberías capaces de resistir altas presiones, permitiendo así el nacimiento de



los gasoductos para el transporte continental de esta energía primaria. Esto se consiguió en los Estados Unidos durante el período entre guerras haciendo posible el comienzo de la explotación de sus enormes recursos de gas natural, cuyas cualidades le permitieron una rápida aceptación El descubrimiento de los ricos yacimientos gasíferos de Alberta, en Canadá, sirvió para apuntalar el crecimiento del consumo y su expansión geográfica por buena parte de América del norte, en donde su contribución para cubrir la demanda global de energía primaria alcanzará el 30 por 100. 7.3.13.- GASES LICUEFACTADOS

• Una parte importante de los hidrocarburos son los gases licuefactados, que podemos dividir en tres tipos:

• LGN, líquidos de gases naturales: son hidrocarburos líquidos que se obtienen de los gases extraídos del yacimiento. Un tipo importante de LNGs es el de los condensados, que son crudos muy ligeros extraídos por exolución de hidrocarburos disueltos en gases.

• GLP, gases licuados del petróleo: son gases pesados disueltos en el petróleo que se licuefactan a altas presiones para su transporte.

• GNL, gas natural licuado: es una mezcla de gases, con una proporción de metano superior al 70%. Se encuentra en la naturaleza como una fase propia, bien acompañando al petróleo, bien como yacimiento exclusivo.

7.3.14.- HIDRATOS DE GASES

También existe una forma poco usual de gases de hidrocarburos atrapados en celdillas de hielo: los hidratos de gases.

Los hidratos de gases son una forma poco usual de gases de hidrocarburos atrapados física y químicamente en celdillas de hielo llamadas clatratos. El resultado es una masa con aspecto de nieve mojada.

Dentro de la estructura puede haber dos tipos de celdilla:

� Una más pequeña que sólo puede contener metano.

� Otra más grande que también puede contener sulfuro de hidrógeno, dióxido de carbono y moléculas de etano, propano y butano.

¿Cuál es el origen de los hidratos? Posiblemente biogénico, generado en zonas subsuperficiales de presiones relativamente altas y temperaturas bajas; de hecho los hidratos sólo son estables en un rango muy específico de temperaturas, nunca superiores a 5º C.

Por lo tanto, los hidratos se pueden encontrar en zonas de bajas temperaturas como el permafrost de Siberia y Alaska o depósitos oceánicos profundos, como la Blake Plateau, en la costa este de Estados Unidos.

Los hidratos son fácilmente identificables en perfiles sísmicos porque presentan un reflector paralelo a la costa y discordante con los reflectores generados por los contactos litológicos.

Los hidratos, como se ha mencionado antes, se presentan en grandes cantidades en los fondos marinos y suelos árticos y, aunque potencialmente podrían ser

grandes fuentes de gases, debido a que las celdillas almacenan hasta seis veces más gas que un sistema poroso similar, la baja permeabilidad y la gran energía necesaria para liberar los gases de los clatratos impiden el aprovechamiento económico de estos almacenes.

Quizás sea, entonces, la baja permeabilidad de estos hidratos la baza a jugar, pues esta propiedad les permite ser una eficaz barrera para evitar la migración de bolsas de gas que se puedan encontrar debajo. A pesar de ello, y dado el avance continuo de la tecnología de prospección, conviene no perder de vista estos peculiares depósitos de gas.

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