Clatrato de Metano(BNLC)

ANTECEDENTES Historia del Clatrato de Metano. Clatrato es un término utilizado en química orgánica e inorgánica para indicar que una sustancia contiene agua. En la química orgánica un clatrato es un compuesto formado por el agregado de agua o sus elementos a una molécula receptora. El etanol, C2-H5-OH, puede ser considerado un clatrato de etileno, CH2=CH2, formando por el agregado de H a un C y OH al otro C. Una molécula de agua puede ser eliminada, mediante la acción de ácido sulfúrico. (https://es.wikipedia.org/wiki/Hidrato) Figura 1. Estructura molecular del etanol https://es.dreamstime.com/stock-de-ilustraci%C3%B3n-estructura-molecular-del-etanol-aislada-en-blanco-image42105991 Los clatratos fueron sintetizados por primera vez en 1810, por Sir Humphrey Davy, por medio de una reacción química a bajas temperaturas (9ºC) utilizando una solución acuosa saturada con cloro gaseoso y que formó una sustancia cristalina (Kvenvolden, 1993). Sin embargo, existen reportes previos de la formación de hidratos a partir del dióxido de zufre (SO2) por Joseph Priestley en 1780 (Priestley et al. 1778-1780). En 1888, quien determinó la existencia de los hidratos de metano, etano y propano; Forcrand en el mismo año tabulo las temperaturas de equilibrio a una atmosfera de presión para 15 componentes, incluidos los gases naturales, con excepción del isobutano, el cual fue analizado por Von Stackelberg y Muller 1954. (Demirbas et al. 2010). En 1934 Hammerschmidt analiza los hidratos, que representaban un problema en gasoductos, debido a que al formarse dentro de las tuberías representan un problema de bloqueo del flujo y generan pérdidas económicas, a causa de la disminución en el volumen desplazado y por el uso de métodos de remoción o inhibición (Salas Mungia, 2008). Investigaciones dieron un giro científico un enfoque más práctico, enfocando todos los esfuerzos en idear métodos para prevenir la formación de hidratos en las tuberías de gas en las regiones frías, ricas en yacimientos de gas convencional como Siberia, Alaska y Canada. (Salas Mungia, 2008). Desde la década de 1960 hidratos de gas se han recuperado en los núcleos de pozos perforados en entornos marinos del Ártico y en muchas partes del mundo. Una gran cantidad de sitios con hidratos de gas han sido mapeados y muestreados desde el fondo marino del Golfo de México y el margen Pacífico de América del Norte. A finales de los 1960’s científicos soviéticos anunciaron el descubrimiento y recuperación de cristales de hidratos en formaciones sedimentarias de Siberia. (Max, 2006). En 1964 un equipo de perforación ruso descubre hidratos en forma natural, en Messoyakha, Siberia en un campo de gas, derivado de esto alrededor del mundo fue creciendo el interés sobre este tema, por lo que se inició una investigación en varios lugares del mundo, en los que pudiese encontrarse metano en forma congelada. de (Collett & Lewis R. et. al. 2000) En 1970 por métodos geofísicos se detectaron dentro de los sedimentos marinos del fondo del Blake Outer Rigde (EEUU). Esto se dio al observar los perfiles sísmicos de un eco doble, que da una copia del fondo marino, y que siempre ha estado asociado a la presencia de hidratos. El eco es denominado “Bottom Simulating Reflector” (BSR) o Eco que simula el fondo. Durante ese mismo año oceanógrafos, geólogos y petroleros han perforado y recuperado núcleos de hidratos de gas metano, en distintas localidades en el fondo del océano Pacífico, tal como ocurrió en 1981, cuando un buque de perforación en Guatemala recupero una muestra intacta de un hidrato de metano (Kvenvolden & Barnard et al. 1983) En 1986 Villard que utilizó valores de calor de formación mayores y menores al punto de congelación, este método permitió hacer mediciones mucho más fáciles, tanto de presión como de temperatura, que cualquier otro. En 1988, pescadores de bacalao encontraron dos especies vivas de la almeja Calyptogena que vive del metano, a 1,400 metros de profundidad cerca de la Isla Mocha en la VIII región del Biobío. (Demirbas, 2010) El Programa de Perforación Oceánica comenzó a buscar depósitos de hidratos de metano durante el año de 1992, cuyas muestras fueron extraídas del fondo marino y llevadas a la superficie para su posterior estudio, lo cual ha llevado a comprender mejor su aparición en el medio natural, durante las últimas décadas se ha intensificado la actividad exploratoria de acumulaciones de hidratos, lo que ha facilitado el descubrimiento de hidratos de gas sobre los márgenes continentales. Los hidratos de gas se encuentran en varios sitios a lo largo de los márgenes continentales y en las regiones árticas donde la temperatura es ideal y las condiciones de presión son adecuadas para la generación de formaciones de hidratos de gas. (Max, 2006) En el 2000 comienzan los sucesivos cruceros del buque científico de la armada Vidal Gormaz y de la lancha de la Universidad de Concepción, Kay Kay, que han recogido evidencia indirecta de la presencia de metano en muestras de almejas Calyptogena y rocas carbonáticas. (Esteban M. 2000). En el 2007 la llegada de las técnicas modernas microscópicas basada en espectroscopia y termodinámica estática, permitieron la determinación directa de las propiedades en fase hidrato, para diferentes compuestos. En la primavera de 2008, una expedición desarrollada en Malik, en los territorios del noroeste de Canadá, estableció que los hidratos de metano se podrían recolectar mediante el uso de una bomba de agua para despresurizar un pozo previamente excavado en la reserva. (Timothy S. & Collett, 2004) En el 2009, el 5 de junio el Servicio Geológico de los Estados Unidos anunció el descubrimiento de un tipo de condiciones apropiadas para la extracción minera de los hidratos de metano a 1,000 metros por debajo del lecho marino en el Golfo de México. (Departamento de energía de los E.U.A, 1987) En aguas patrimoniales de México, científicos de la Universidad Nacional Autónoma de México junto con investigadores alemanes, los cuales son nombrados el R/V SONNE 174 en 2003 y METEOR EXPEDITION 67 Leg M67-2 en 2006, cuyo resultado es la obtención de muestras que demuestran su existencia en aguas profundas de las aguas patrimoniales nacionales. Los hidratos de gas se encuentran en varios sitios a lo largo de los márgenes continentales y en las regiones árticas donde la temperatura es ideal y las condiciones de presión son adecuadas para la generación de formaciones de hidratos de gas. (Bohrmann, G. & Schenck, S, 2004).  Contexto internacional Hasta la fecha, se han identificado alrededor de 100 sitios que contienen depósitos de clatrato de gas. Se han tomado muestras en aproximadamente 20 sitios diferentes, mientras que en otros 80 sitios la evidencia sísmica ha sugerido la existencia de clatrato de gas, en forma de BSR. La exploración de hidratos de gas no es muy diferente de la exploración de hidrocarburos convencionales: los factores importantes a reconocer son fuente, migración, depósito y sello. En términos geográficos, según estudios realizados a muestras de sedimentos del subsuelo marino (Suess E., et al. 1999). Los yacimientos de clatrato de metano se encuentran distribuidos en todo el mundo, siendo estos los más estudiados: Costa afuera de México, costa afuera de Oregón, costa afuera de California, costa afuera de Carolina, costa afuera de Alaska, en la Fosa de Centroamérica, costa afuera de Perú, en el Mar Negro, en el mar Caspio, en el mar Mediterráneo, costa afuera de Japón, costa afuera de India y costa afuera de la Antártida. En el caso de los suelos permanentemente congelados se han registrado acumulaciones en las zonas adyacentes al ártico. (Klauda & Sandler, 2005).  Figura 2. Saturación de hidrato de gas del espacio de poro. (Klauda & Sandler, 2005) La migración de líquido desde el origen a través de fallas, pliegues y fracturas en la GHSZ desempeña un papel crítico en la formación de una acumulación de hidratos de gas. Se requiere un transporte rápido de gas para concentrar en los sedimentos de yacimientos permeables donde el hidrato de gas cristaliza. Generalmente, se considera que el transporte de agua es menos importante porque el agua es prácticamente omnipresente en los sedimentos, aunque puede ser un factor limitante para la cristalización del hidrato de gas en algunas áreas. Los ambientes de yacimientos ricos en arena son mejores que los sistemas dominados por arcilla. En lo que respecta al sellado, los propios hidratos de gas son los sellos. La posibilidad de producción a partir de hidratos depende en gran medida de las características particulares del yacimiento. Muchos de los depósitos marinos conocidos son probablemente inviables para la producción de hidratos. Los candidatos que se están explorando actualmente son las acumulaciones de alta concentración en entornos de arena de grano grueso con alta porosidad y permeabilidad.  Figura 3. Espesor previsto de la zona de estabilidad del hidrato de gas (GHSZ) global. (Burwicz et al., 2011). Las zonas más gruesas (600-800m) se encuentran principalmente en las regiones de alta latitud (Ártico y Antártico) debido a las bajas temperaturas del agua del fondo que mantienen las condiciones requeridas para la formación de hidratos. En la zona de estabilidad del hidrato de gas (GHSZ) extendidas a lo largo de los márgenes continentales (> 500 m) donde se depositan secuencias sedimentarias gruesas. La extensión en zona de estabilidad del hidrato de gas (GHSZ) no está limitada por el espesor del sedimento, por lo que el gas libre se puede acumular en los sedimentos debajo de él. La zona de estabilidad del hidrato de gas (GHSZ) global da un límite superior a las posibles apariciones de hidrato de gas. (Burwicz et al., 2011). Rusia (Campo Messoyakha). El único ejemplo conocido de producción de gas atribuido a los hidratos ocurrió en el campo de gas Messoyakha en Siberia (Figura 3). El campo Messoyakha, descubierto en 1968, fue el primer campo productor en el noroeste de la cuenca siberiana. Figura 4. Campo petrolero Messoyakha en Rusia, descubierto en 1968. Mucha de la producción de gas se atribuye a la disociación de clatratos de metano. (Collett & Lewis R. et. al. 2000) Figura 5. Sección trasversal del yacimiento Messoyakha. (Collett & Lewis R. et. al. 2000) El sellado estructural del campo es de 84 m y la extensión del área del campo es de 12.5 km por 19 km. Para mediados de la década de 1980, más de 60 campos de gas habían sido descubiertos en la cuenca, que conjuntamente contenían aproximadamente 777 Tpc [22 Tm3], o un tercio de las reservas de gas del mundo. Antes de la producción, se calculó que el campo Messoyakha contenía 2.8 Tpc [79 Tm3] de gas, un tercio del cual se encuentra contenido en los hidratos que recubren el intervalo de gas libre en el campo.  Figura 6. En el campo Messoyakha, los hidratos de gas se encuentran por encima del gas libre por la variación de la presión que provoco disociación en los hidratos. (Collett TS & Ginsberg GD, 1998). La producción se inició en 1969 desde la zona de gas libre del yacimiento y por un par de años las presiones disminuyeron de acuerdo a lo esperado. Figura 7. Historia de producción del campo Messoyakha. (Collett TS & Ginsberg GD, 1998). En la figura 40, muestra las presiones pronosticadas (línea punteada azul) y medidas (línea continua azul) del yacimiento y los volúmenes de gas producido (curvas en color negro). Se han identificado cinco períodos de producción: I. Producción de gas libre; II. Producción de gas a partir de la zona de gas libre y el depósito de hidrato; III. Producción de gas a partir del hidrato solo; IV. Cierre; V. Pequeña cantidad de la producción de gas a partir del hidrato. Los volúmenes producidos debajo de las líneas negras punteadas se atribuyen a la disociación de hidrato. (Collett TS & Ginsberg GD, 1998). Posteriormente, en 1971 se midieron presiones y obtuvieron producciones mayores a lo esperado. Esto se atribuyó a la producción de gas originada en la capa de hidrato: conforme disminuyó la presión en la capa de gas libre, la capa de hidrato se despresurizó y liberó gas de los hidratos disociados. Alrededor del 36% ó 183,000 MMpc [5000 millones de m3] del gas producido en Messoyakha fue atribuido a la disociación de hidratos de gas (Collett TS & Ginsberg GD, 1998). Este método de despresurización para producir gas a partir de hidratos funciona cuando hay gas libre asociado con la acumulación de hidrato. En consecuencia, esto puede funcionar también para los campos del Río Kuparuk-Bahía de Prudhoe en Alaska, EUA.  Japón (Fosa de Nankai). Japón es uno de los países vanguardistas sobre el tema de exploración y explotación de hidratos de metano, que ha tomado la delantera en esa carrera figurada por conseguir explotar los hidratos de metano y ha conseguido realizar ya las primeras extracciones en sus costas. En marzo de 2013 se adjudicó como el primer país en conseguir extraer clatrato de metano de manera continuada y aparentemente segura del lecho marino de la fosa de Nankai una zona que se perfila como la más prometedora para un yacimiento de esta fuente alternativa de energía. Debido a que es uno de los países desarrollados que no cuenta con reservas de hidrocarburos convencionales y que ve en estos yacimientos una alternativa de independencia de combustibles fósiles. Fue el primer gran hito de un programa de investigación impulsado por el Gobierno japonés y desarrollado por la petrolera estatal Japan Oil que dio comienzo en 1995. (Matsumoto R. & Takedomi, et al., 2001) El escenario tectónico de la isla de Japón está determinado por los limites convergentes de las placas Filipina, Europea, Pacífico y Norteamericana, particularmente en la trinchera de Nankai, se tiene la existencia de hidratos en una zona de subducción, entre la cuenca de Shikoku y el suroeste del Arco de Japón (Hernández Vite, 2009). Las localizaciones (Figura 17) de perforación en el área de la Fosa de Nankai este se muestra como puntos rojos (inserto). Los reflectores sísmicos BSR (púrpura) indican la presencia de hidratos a lo largo de vastas áreas. Figura 8. La región de la Fosa de Nankai en el área marina de Japón. . (Fukuhara M. & Sugiyama H. et al., 2005) En un proyecto financiado por Japón en 1999, se recuperaron un gran número de muestras de hidratos y para 2001 el gobierno japonés puso en marcha un proyecto que tendrá una duración de 18 años, en el cual se evaluará la distribución de reservas de hidratos y el desarrollo de campos. (Fukuhara M. & Sugiyama H. et al., 2005) Como parte del programa se han perforado 32 pozos a través del reflector BSR en profundidades que van de los 722 a los 2033 m, 16 de estos pozos fuero registrados con herramientas LWD, 12 extrajeron núcleos y 2 fueron registrados con herramientas operadas por cable y solamente en uno se utilizaron sensores de temperatura de largo plazo; también se han realizado levantamientos sísmicos 2D y 3D. Se infiere que la zona de estabilidad de los hidratos oscila entre 177 y 345 m por debajo del fondo marino, los núcleos recuperados muestran una gran variedad de sedimentos que son ricos en metano, como se muestra en la figura 43. (Takanashi H. & Tsusi, 2005). Figura 9. Obtención de Núcleo mostrando clatrato de gas (blanco) se encuentra dentro de una zona de limo-lodo. Para determinar la saturación de clatrato de gas se utilizaron registros de pozo, resultando que al igual que los sólidos, en el espacio poroso los hidratos de gas son invisibles para las herramientas de resonancia magnética nuclear (RMN), a pesar de que existen átomos de hidrogeno tanto en el agua como en el metano estos se encuentran inmovilizados en la estructura reticulada de los hidratos y sus espines no pueden ser manipulados con herramientas de resonancia magnética nuclear. La ausencia de la medición de RMN se puede traducir en un valor de porosidad que es frecuentemente menor que el valor obtenido por otras herramientas, esta diferencia puede utilizarse para poder estimar el volumen de hidratos. (Murray D. & Kleinberg R. et al., 2005). Este método es análogo a la técnica que evalúa la diferencia entre el registro de densidad y el de resonancia magnética DMR desarrollada para determinar la saturación de gas en yacimientos convencionales de gas. Esta técnica ayudo a estimar la saturación a partir de los registros adquiridos con cable en un pozo en la fosa de Nankai. Los registros en conjunto mostraron una alternancia entre capas que contienen clatratos y las que no contienen como se muestra en la (Figura 2.3.19), donde se puede observar zonas con altas resistencias en donde se tiene un alto contenido de clatratos; como se mencionó anteriormente con la diferencia de porosidades obtenidas del registro de densidad y de la resonancia magnética el sombreado dorado representa el volumen aproximado de hidratos contenidos en los sedimentos. (Freedman R. & Cao Minh, et al., 1998). Registros geofísicos obtenidos de un pozo en la fosa de Nankai. El Carril 1 corresponde a los registros de rayos gamma (verde) y calibrador (línea negra sólida). El relleno azul indica los intervalos con derrumbes. El Carril 2 contiene datos de resistividad de lectura somera y profunda. Las resistividades altas corresponden a las zonas ricas en hidratos. La existencia de resistividades bajas implica la presencia de laminaciones sin capas de hidratos que tienden a derrumbarse durante la perforación. El Carril 3 contiene los registros de porosidad-neutrón (línea azul de puntos), porosidad-densidad (rojo), porosidad RMN (negro) y la porosidad DMR que se obtiene a partir de las mediciones de densidad y RMN (verde). El sombreado dorado representa el volumen de hidratos de gas. El Carril 4 muestra las saturaciones de agua calculadas a partir de la resistividad (rojo) y de la porosidad DMR (azul). Los numerosos picos observados en los Carriles 3 y 4 se correlacionan con los derrumbes del pozo. (Murray D. & Kleinberg R. et al., 2005). Figura 10. Evaluación de formaciones en una zona de hidratos. (Murray D. & Kleinberg R. et al., 2005). Exploración de clatrato de Metano en la India Los hidratos de gas constituyen además una fuente potencial de energía para la India, país que actualmente no produce suficiente petróleo y gas para alimentar su economía en crecimiento. La presencia de hidratos de gas en los márgenes continentales de la India ha sido inferida a partir de los reflectores BSR observados en los datos sísmicos. El total estimado de recursos provenientes de los hidratos de gas natural del país se calcula en 1,894 trillones de m3 [66,880 Tpc]. (Gobierno de India, Dirección General de Hidrocarburos, 2010). En 1997, el gobierno de la India formó el Programa Nacional de Hidratos de Gas (NGHP) para explorar y desarrollar los recursos de hidratos de gas del país. La primera expedición del NGHP, llevada a cabo en 2006, exploró cuatro áreas del Océano Índico. El objetivo principal de la Expedición NGHP 01 fue el desarrollo de actividades analíticas, de perforación, de extracción de núcleos, y de adquisición de registros para evaluar la presencia geológica, el contexto regional y las características de los depósitos de hidratos de gas a lo largo de los márgenes continentales de la India. (Collett TS & Riedel M. et al., 2010). Figura 11. Sitios de exploración (círculos rojos) de la expedición 2006 del Programa Nacional de Hidratos de Gas de la India (NGHP). (Collett TS & Riedel M. et al., 2010). Un equipo científico a bordo de la embarcación de perforación JOIDES Resolution evaluó los datos de 39 pozos en cuatro regiones diferentes (Figura 20). Las muestras de la región de Krishna-Godavari (inserto) contenían acumulaciones significativas de hidratos. (Collett TS & Riedel M. et al., 2010). El equipo a cargo de la expedición estaba compuesto por más de 100 científicos y profesionales representantes de más de 30 universidades, institutos nacionales y compañías. Durante la operación que insumió 113 días, la embarcación para perforación oceánica científica JOIDES Resolution perforó 39 pozos en profundidades de agua oscilantes entre 907 y 2,674 m [2,975 y 8,774 pies]. Los científicos recuperaron 2,850 m [9,350 pies] de núcleos, registraron 12 pozos con herramientas LWD y 13 pozos adicionales con herramientas operadas con cable, y efectuaron seis levantamientos sísmicos de pozos. Los núcleos indican que los hidratos están presentes en una diversidad de ambientes. En el Océano Índico, como en otros lugares del mundo, los hidratos ocurren en sedimentos de grano grueso. Más sorprendente fue el volumen de hidratos descubiertos en sedimentos de grano fino, en los que aparecen como capas, lentes y filones sub-verticales delgados, orientados en una dirección primaria, con cierto cruzamiento en una dirección secundaria. (Cook A & Goldberg D, 2008). En los intervalos en los que los hidratos residen en el espacio poroso, se puede utilizar la relación de Archie para determinar la saturación. No obstante, en otras zonas, por ejemplo, donde los hidratos ocupan fracturas en los sedimentos de baja permeabilidad, el método no es aplicable, pero pueden utilizarse registros e imágenes de resistividad para identificar las fracturas rellenas con hidratos. Las imágenes generadas con una herramienta LWD de resistividad frente a la barrena RAB muestran claramente la existencia de fracturas resistivas rellenas con hidratos y fracturas conductivas, en diversos pozos de la región de KrishnaGodavari.30 Las fracturas en la mayoría de los pozos analizados exhiben echados pronunciados; oscilantes entre 70° y 80°. (Cook A & Goldberg D, 2008) Entre los registros adquiridos en el Pozo NGHP-01-10ª (Figura 20), un registro de imágenes de las paredes del pozo (Carriles 4 y 5) exhibe un hidrato de gas de alta resistividad (colores claros) en fracturas de inclinación pronunciada (Carril 6). Los echados oscilan consistentemente entre 70° y 80°. (Cook A & Goldberg D, 2008). El núcleo (inserto) muestra el hidrato de gas (blanco) que rellena una fractura en los sedimentos negros de grano fino. (Expedición NGHP 01.) Figura 12. Imagen de la pared del pozo y núcleo de la región de Krishna-Godavari. (Cook A & Goldberg D, 2008).  Contexto nacional. Hidratos de Gas en las Costas Mexicanas Gracias al programa de investigación Deep Sea Drilling Program (DSDP por sus siglas en inglés), se tienen documentados varios sitios dentro de la Zona Económica Exclusiva de México (ZEE) con potencial de contener clatrato de metano. (Sitios 490, 491 y 492; Leg 66 Trinchera Mesoamericana, Occurrence of Methane Hydrates offshore Southern Mexico. Deep SeaDrilling Project, Volume 1, XVI Washington, 1981.), así como se han inferido mediante estudios geofísicos a través de la detección del Bottom Simulating Reflector (BSR) frente a las costas de Puerto Vallarta (Bartolome, 2002). Sumada a estas áreas se infiere la presencia de hidratos en toda la zona de trinchera del Pacífico, en el Golfo de California, y en el Golfo de México enfrente de la Plataforma de Campeche y en el talud continental frente a la costa de Veracruz. El Instituto Mexicano del Petróleo, en su programa de investigación de clatrato de metano en México ha llevado a cabo estudios geológicos y geofísicos para identificar la presencia de clatratos de gas en zonas de aguas profundas del territorio mexicano. Estas investigaciones se dividen en dos etapas, la primera consiste en detectar las características que sugieran la presencia de hidratos de gas considerando los yacimientos con mejor potencial económico, la segunda tiene que ver con la estimación de la energía contenida en estos yacimientos, también se consideran los riesgos geológicos asociados a las operaciones en aguas profundas. (Alan G. Tesina, “Hidratos de metano en México, 2017). Los estudios en nuestro país fueron los realizados por la expedición de geofísica marina conjunta Francia-México, en Abril del 2002 (FAMEX-2002) en la cual se obtuvieron cinco perfiles de reflexión sísmica de la margen occidental de la Península de Baja California. Estos perfiles sísmicos superaron las 4,000 millas náuticas (poco más de 7,400 km.) y fueron analizados para determinar los valores de presión y temperatura en las capas de sedimentos susceptibles de albergar hidratos de metano debido a la respuesta sísmica asociada al BSR, la cual se identificó a través de la pendiente occidental de la península a profundidades de más de 3000 metros.  Depósitos de Clatrato de Gas en el Golfo de México La cuenca del Golfo de México es un mar intercontinental profundo que cubre un área mayor de 1.5 millones de Km2 y alcanza un máximo de profundidad del agua de aproximadamente 3,700 m (Figura 22). (Klauda & J.B., Stanley I, 2003). Figura 13. Modelo del volumen de hidratos de gas en el Golfo de México. (Milkov & Sassen, 2001). En la (Figura 22), Se considera una temperatura del piso oceánico de 4°C (Antonoy et al; 1998) y un rango de sedimentación de 13 cm kyr-1 (Romankevich, 1984) con un 5% de hidratos en el espacio poroso. Las más altas concentraciones de hidratos de metano son localizadas en el centro del Golfo de México y Noreste de la Península de Yucatán con un total de volumen de 1.4X1015 m3 (Klauda & J.B., Stanley I, 2003). El Golfo de México es una compleja cuenca sedimentaria con gran acumulación de sedimentos detríticos y carbonatos masivos que son afectados tectónicamente por intrusiones de sal (Roberts et al., 1999) Figura 14. Mapa del Golfo de México mostrando las provincias geológicas establecidas por (Antoine, 1972). Descripción de la (Figura 23), 1) Cuenca del Golfo de México, 2) Noreste del Golfo de México, 3) Plataforma y talud continental del sur de Florida, 4) Bancos de Campeche, 5) Bahía de Campeche, 6) Plataforma y talud continental del Este de México, y 7) Norte del Golfo de México (Canet, C. et al., 2006). La apertura del paleo-golfo de México inició en el Triásico Tardío al Jurásico Medio como consecuencia de un proceso de rift de la corteza. Grandes espesores de sal en el Calloviano fueron depositados (Formación Louann) durante el proceso de Rift el cual jugo un rol importante durante las etapas tardías de la evolución de la cuenca del Golfo de México. La sedimentación Post-rift construyó una secuencia sedimentaria compuesta principalmente de sedimentos siliciclásticos. El rápido depósito durante el Cenozoico causó una deformación masiva de la sal autóctona de la formación Louann produciendo diapiros (Weimer et al., 1998). Ddiagrama esquemático del Norte del Golfo de México es mostrado en la (Figura 24), basado en perfiles sísmicos y datos batimétricos (Peel et al., 1995). Figura 15. Diagrama de bloques esquemáticos que muestra la estructura de la pendiente continental Noreste del Golfo de México e ilustra el modelo conceptual de la ocurrencia de hidratos de gas en el Noreste del Golfo de México propuesto en este estudio. (Peel et al., 1995). Los cuerpos salinos alóctonos y las minicuencas rellenas de sedimentos son los rasgos más notables de la geomorfologia regional. Su geometría, distribución, y evolución estructural através del tiempo influencian la ocurrencia de hidratos de gas en el Golfo de México, los cuales ocurren a lo largo de los rims de minicuencas y asociados a domos salinos en los que la deformación salina y las fallas activas proveen conductos eficientes para la migración de fluidos desde la subsuperficie profunda del sistema petrolero hacia la Zona de Estabilidad del Hidrato de gas (ZEHG). El Golfo de México es una provincia de clatrato de metano de origen biogénico y termogénico. y se presentan en el piso oceánico como grandes montículos dominados por la baja temperatura y el régimen tectónico estructural provocado por las intrusiones salinas, así como relleno intersticial y de fracturas en los sedimentos someros (<6m) (Sassen et al., 1999), los hidratos de metano son caracterizados por el dominio de metano, pero con significativos promedios de etano, propano, butano y menormente pentanos (Sassen et al., 1999). Varios son los parámetros que se han seguido en la investigación de yacimientos de clatratos de metano en el Golfo de México, principalmente en la parte Norte correspondiente a los Estados Unidos; los estudios geofísicos regionales han servido principalmente para definir el régimen estructural de la cuenca dominado por una alta sedimentación silisiclástica y una compleja dinámica de fallas provocadas por los domos salinos; para la región del Golfo de México el Reflector simulador de fondo (BSR) no es perceptible debido a la compleja geología estructural del área (Cooper, 2003). Por otro lado, mediante sistemas robotizados de toma de muestras del piso oceánico y la toma de fotografías ha permitido la ubicación de complejas comunidades quimiosintéticas asociadas directamente con los clatratos, en el talud continental del Golfo de México y en áreas caracterizadas por sedimentos que contienen gas libre de hidratos de gas, aceite oxidado por bacterias ricos en hidrocarburos aromáticos y carbonatos autigénicos en aguas profundas de 600 a 700 m (Kennicutt et al., 1985). Figura 16. Fauna quimiosintética (gusanos tubulares y mejillones) en el escarpe de Florida, 3300 metros de profundidad de agua de mar (Sassen, 2004). En la región del Cañón del Mississippi por ejemplo fue descubierto un montículo sobreyaciendo a un cuerpo salino somero en los límites norte-sur del bloque MC 852 y 853. Figura 17. Bloque de Hidrato (aprox 6x2x1.5m) en el área del cañon del Mississippi Sitio MC118 (McGee T & Macelloni L, 2006). Es importante mencionar que los depósitos de clatrato en el Golfo de México se encuentran diseminados en lodos, rellenando fracturas y en la porosidad tipo vuggy de rocas carbonatadas autigénicas. Dentro de la zona económica exclusiva de México (ZEE), se tienen documentadas varios sitios con potencial de contener clatrato de metano, en varios de los cuales se han recuperado muestras de clatrato en las perforaciones profundas del Deep Sea Drilling Program (Sitios 490, 491 y 492; Leg 66 Trinchera Mesoamericana), así como se han inferido mediante estudios geofísicos a través de la detección del Bottom Simulating Reflector (BSR) frente las costas de Puerto Vallarta. (Bartolome, 2002). Sumada a estas áreas se infiere la presencia de hidratos en toda la zona de trinchera del Pacífico, en el Golfo de California, y en el Golfo de México enfrente de la Plataforma de Campeche y en el talud continental frente a la costa de Veracruz (Figura 27). Figura 18. Distribución de zonas potenciales de contener hidratos de metano en las aguas patrimoniales de México, basada en las fuentes de recopilación publicadas (imagen tomada de google earth; 2018) Pacífico Mexicano. Dos tipos de márgenes continentales han sido reconocidos en el Pacífico Mexicano, incluso antes de la irrupción de la tectónica de placas, los márgenes atlánticos y los pacíficos. El tipo atlántico usualmente tiene una amplia plataforma continental, un talud y una extensa plataforma externa hasta llegar a las llanuras abisales. Debido a su escasa actividad sísmica, son denominados asísmicos o márgenes pasivos. Su formación se produjo cuando los continentes se separaron y formaron nuevos océanos, provocando el completo aislamiento debido al rifting y dando lugar a los nuevos continentes, donde el continente y el fondo oceánico adyacente forman parte de la misma placa (Bartolome, 2002). El tipo margen pacífico tiene una fosa al pie del talud continental reemplazando la plataforma externa y son comúnmente denominados márgenes sísmicos o activos dada la elevada ocurrencia de terremotos. Su formación se debe a la colisión de dos placas, que en el caso del Pacífico se trata de una placa oceánica que es consumida bajo una placa continental en la zona de subducción. También pertenecen a este grupo los márgenes asociados a arcos de islas, formados en el límite entre dos placas oceánicas. Así, de manera simplificada, tres episodios fundamentales predominan en la cinemática de placas hasta llegar a la configuración actual de las mismas. La sucesión de los episodios se inicia partiendo de la antigua placa de Farallón que se fracturó y evolucionó, primero, como la placa de Guadalupe y posteriormente se segmentó en las actuales placas de Rivera y de Cocos. (Mammerickx & Klitgord, 1982). Por otra parte, la posición relativa de la dorsal oceánica del Pacífico, originalmente (12.5-11 Ma) situada en la dorsal Pacifico-Matemáticos (Figura 28), se propaga en dirección norte a lo largo de la actual dorsal Pacifico-Rivera y aparentemente queda desconectada del segmento sur (dorsal Pacífico-Matemáticos); posteriormente durante el mioceno-medio (6.5-3.5 Ma) sufre un cambio brusco (salto en dirección) como consecuencia del desarrollo de la zona de fractura de Rivera, situándose en su posición actual de la dorsal del Pacifico Este (EPR), al sur de zona de fractura Rivera (Mammerickx & Klitgord, 1982). Figura 19. Tectónica de placas en la región del Pacífico mexicano (Bartolome 2002) La placa de Rivera y Cocos en subducción bajo la placa Norteamericana y la zona de fallas transformantes dentro del Golfo de California. Las velocidades relativas de convergencia (cm/año) entre las placas oceánica y continental se indican con las flechas (Pardo et al., 1995). EPR: East Pacific Rise; MAT: Middle America Trench; OFZ: Zona de Fractura de Orozco; TME:Tres Marías Rise; EG:Graben de El Gordo (Bartolome, 2002). Trinchera Mesoamericana. Para este segmento, de acuerdo con el análisis del DSDP en el Leg 66 (Figura 29) en los sitios 490, 491, y 482 se reportó la presencia de clatrato de gas, determinándose un contenido de materia orgánica elevado (COT de 2 a más de 4%); en el talud continental son grandes cantidades de gas que se han liberado. En exploraciones realizadas por el DSDP, en la región sur del estado de Guerrero (Ometepec) en el talud continental (comprende el prisma acrecionario), se han detectado manifestaciones de hidratos de metano, a profundidades entre 2,000 y 3,000 m. (Moore, J. C. & Watkins, J. S. et al., 1982). Figura 20. Batimetría y mapa de localización del Leg 66 en la Trinchera mesoamericana, en la margen del Pacífico, mostrando el pozo 491. (Moore, J. C. & Watkins, J. S. et al., 1982). Figura 21. Diagrama de Resumen del sitio 491. (Moore, J. C. & Watkins, J. S. et al., 1982). Se reporto la recuperación al partir los núcleos 10 y 19. Se observaron inclusión de hielo liberador de gas metano o sedimentos congelados desde las profundidades de 88.9 a 89 m, 162.7 a 163.15 m y 168.3 a 168.35 m, respectivamente. Una inclusión de hielo a 89 m, libera gas equivalente a 7.2 veces su volumen lo que sugiere la presencia de hidrato. (Moore, J. C., & Watkins, J. S. et al., 1982). La red de perfiles sísmicos profundos muestra un potente reflector que presenta unas características, a priori, similares a las del BSR; estos perfiles sísmicos fueron adquiridos frente a la costa de Puerto Vallarta, México, durante la campaña geofísica CORTES-P96, nominados desde el 201 y hasta el 205. (Bartolome, 2002). Figura 22. Perfiil de sísmica de reflexión multicanal de la campaña CORTES-P96 frente las costas de Puerto Vallarta. (Bartolome, 2002). En el panel superior se muestra la sección sumada; y en el inferior la sección migrada en tiempo, siguiendo el algoritmo de Kirchhoff. La gran amplitud observada en las reflexiones del BSR infiere a una acumulación de gas bajo el hidrato. La existencia de gas ocasiona un decremento de velocidad y/o densidad en el limite del gas hidrato (BSR) y, por consiguiente, un coeficiente de reflexión negativo. (Bartolome, 2002). La distribución de los perfiles sísmicos en aguas afuera de Bahía Banderas en Puerto Vallarta, han permitido localizar el BSR, es una zona de importantes aportes sedimentarios fluviales que han ocasionado una importante erosión, como se observa en la compleja batimetría de los cañones submarinos de Puerto Vallarta. En la (Figura 31) se muestran los perfiles sobre la batimetría de alta resolución, en la que se han marcado las zonas donde se ha localizado con claridad el reflector sísmico BSR; en el margen Oeste de la zona de Vallarta se identifican, mediante anomalías de expansión oceánica, la corteza relativamente joven (10- 8 Ma) generada en la dorsal del pacífico. (Bartolome, 2002). Figura 23. Localización de los perfiles 201-205 sobre la batimetría de alta resolución adquirida en la campaña CORTES-P96. (Bartolome, 2002). Las secciones donde se ha identificado el BSR están marcadas por segmentos grises. La referencia de edad del fondo oceánico está definida por la anomalía magnética 5n.2 (9.92 Ma), señalada con segmentos discontinuos negros, y más hacia el Oeste por la anomalía magnética 4A (8.75 Ma). (Bartolome, 2002). La localización del BSR, se puede agrupar tanto en el muro interno de la fosa como en la plataforma continental, entre 40 y 100 km de distancia de la costa de Puerto Vallarta (20º24’N, 105º42’W). Al sur de este segmento frente a las costas de Guatemala estudios del DSDP Leg 67 sitios 498, 399 y 400 reportan en la zona de talud grandes manifestaciones de clatrato de metano, zona que puede extrapolarse a la zona de la plataforma de Tehuantepec, en México. (Bartolome, 2002). Golfo de California. Esta región es prácticamente inexplorada en cuanto a la investigación de clatratos, contándose solo con información tectónica estructural y estratigráfica, no suficiente para la definición precisa de zonas de clatrato de metano. En el Golfo de California se infiere la presencia de clatratos de metano a partir de los rasgos estructurales de esta zona. Está definida como cuencas activas tipo pull-a-part con piso oceánico (<3.5 Ma). Las zonas potencialmente favorables para la ocurrencia de gas no asociado se ubican principalmente en las cuencas profundas del norte del Golfo de California, en áreas con subsidencia activa y altas tasas de sedimentación. En la zona de la Cuenca Wagner en el Mar de Cortés se han detectado importantes yacimientos de gas metano. Microorganismos que sobreviven sin oxígeno y que pueden ser ejemplo de vida en otros planetas, manantiales hidrotermales de gran riqueza geológica y microbios que pueden producir metano, está bajo análisis de expertos en el Mar de Cortés. En la (Figura 32), las regiones sombreadas corresponden con zonas de localización de formación a lo largo de sistemas de fallas. (Aragón & Martin Barajas, 2007). Figura 24. Mapa simplificando de las estructuras de la parte norte del sistema de rifts del Golfo de California. (Aragón & Martin Barajas, 2007). Golfo de México (Sigsbee y Campeche Knoll) En la porción sureste del Golfo de México y dentro de la superficie que comprende la ZEE de México, en las campañas oceanográficas multidisciplinarias R/V SONNE 174 en 2003 y METEOR EXPEDITION 67 Leg M67-2 en 2006 (Figura 33), con participación de investigadores de la UNAM en colaboración con los gobiernos de Alemania y Estados Unidos, se definieron zonas de importancia económica de yacimientos de gas natural. Estos estudios se realizaron en la provincia de los diapiros de la Sonda de Campeche, los cuales se enfocaron a localizar tipos y estructuras que contengan hidratos de metano, su ambiente de formación, así como el vulcanismo de asfalto que es el primero en su tipo descubierto en la bahía de Campeche. (Bohrmann G & Schenck S, 2004). Figura 25. Crucero R/V Sonne SO174 (OTEGA-II) en Sigsbee y Campeche Knolls (Bohrmann G & Schenck S, 2004). La presencia de clatrato de gas ha sido detectada entre 2,950 m a 3,700 m de profundidad en las zonas centro y suroeste del Golfo de México, cuya presencia está asociada a la presencia de reflectores sísmicos (BSR) a profundidades de agua de 1,500 a 2,700 m en el margen suroeste del oeste del Golfo de México. La presencia de estructuras como diapiros, fallas de crecimiento y plegamientos del piso oceánico están asociados a la migración de los gases formados en las zonas profundas termogénicas y de eficiente metanogénesis microbial. (Bohrmann G & Schenck S, 2004). En el Golfo de México se han identificado algunas zonas con potencial para almacenar clatrato de gas metano, encontrándose en México; la Planicie Abisal Sigsbee, el talud de Campeche, el talud de Veracruz, Las Cordilleras Mexicanas, y el Talud Este de México son sectores con gran potencial de contener clatrato de metano. (Bohrmann G & Schenck S, 2004). En la zona de Campeche y Sigsbee, en México, se detectaron clatrato de gas asociados a carbonatos, lodo y aceite en las muestras recuperadas durante las campañas oceanográficas multidisciplinarias R/V SONNE 174 en 2003 y METEOR EXPEDITION 67 Leg M67-2 en 2006, un ejemplo de ello es el sitio 2135 del Norte de Campeche Knolls en el muestreo TVG6 (Lat. / Long. 21°54.00/93°26.4). Se ha identificado esta sustancia en la Lengua de Veracruz, las Cordilleras Mexicanas y el Talud este de México. (Bohrmann G & Schenck S, 2004). Figura 26. Localización del sitio 2135 del Norte de Campeche Knolls donde se recuperaron Hidratos de gas, carbonatos, lodo y aceite en el muestreo TVG6 (Lat. / Long. 21°54.00/93°26.4) (Bohrmann, G & Schenck, S, 2004). Contexto a nivel continental. Alaska (Bahía de Prudhoe). Las acumulaciones de hidrato más estudiadas en el mundo, después de los hidratos de gas en el campo ruso Messoyakha, son las encontradas en el área del Río Kuparuk-Bahía de Prudhoe en Alaska. En 1972, se extrajeron hidratos de gas en barriles cilíndricos presurizados del pozo de exploración Northwest Hielen 2 de ARCO y Exxon en la pendiente norte de Alaska. (Collett et al., 2000). Figura 27. Formación de hidratos y espesor calculado de la zona de estabilidad de los hidratos en la región de la Bahía de Prudhoe, pendiente norte de Alaska. Los intervalos de las curvas de contorno en la figura del centro se presentan en metros. (Collett et al., 2000) El espesor de la zona de estabilidad de hidratos de gas para el área de la Bahía de Prudhoe-Kuparuk puede calcularse a partir de los gradientes de temperatura y presión en la región. Potencialmente, los hidratos son estables entre 210 y 950 m [690 y 3,120 pies]. El análisis de los datos de registros de pozos de otros 445 pozos de la pendiente norte, revelaron que 50 pozos contenían hidratos en seis capas de areniscas continuas en el extremo este de la unidad de producción del Río Kuparuk y en el extremo oeste de la unidad de producción de la Bahía de Prudhoe. El análisis relacionó los registros de estos pozos con los registros del pozo de exploración en el cual se había recuperado el núcleo de hidrato. Estos y otros estudios indicaron que es difícil distinguir los hidratos mediante registros sencillos; la utilización de múltiples tipos de registros parece funcionar mejor. Los registros acústicos registran valores similares a aquellos encontrados en el hielo. Los registros de resistividad miden valores altos que indican la presencia de hidrocarburos. El incremento en el gas de trasfondo medido mediante el registro del lodo de perforación fue el mejor indicador de hidratos, pero su respuesta no fue muy diferente al de un registro obtenido en una zona de gas libre. (Collett et al., 2000). Figura 28. Registros obtenidos en el pozo Northwest Eileen 2 de ARCO y Exxon. La velocidad sónica (Carril 2) aumenta a lo largo de la zona de hidrato, como lo haría en una capa de hielo. La resistividad (Carril 1) aumenta debido al metano. El registro del lodo (Carril 4) muestra un incremento en el gas de trasfondo, similar a la respuesta observada durante la perforación en una zona de gas libre. (Collett et al., 2000). Figura 29. Sección geológica transversal Este-Oeste de la zona de Prudhoe Bay-Kuparuk River. (Collett et al., 2000). Los clatratos de gas se encuentran por debajo de la base del Eoceno en una unidad de limolita transgresiva y se encuentra en 450 m (1,476 pies) a 600 m (1,968 pies) de espesor no marino de secuencia marina de yacimientos de areniscas deltaicas de la formación Sagavanirktok (secuencia Brookian). Los clatratos de gas producen en seis formaciones de areniscas (A-F) y conglomerados lateralmente continuos y tienen limitaciones geográficas para el extremo de la Unidad de Prudhoe Bay. La distribución de los clatratos de gas y acumulaciones de gas libre en el área de la bahía de Prudhoe-Kuparuk River. (Collett et al., 2000) La extensión lateral y vertical de las seis unidades de rodamientos de clatratos de gas libre subyacente en el este. La más superficial, unidad F, es menos continua y se produce a profundidades de entre 310 y 360 m (1,017 y 1,181 pies). La más profunda, la unidad A, es la más continua lateralmente y se produce a profundidades de entre 605 y 720 m (1,984 y 2,362 pies). De oeste a este. La unidad A es la más gruesa de todas las unidades, con un espesor medio de 17 m (55 pies). La unidad más delgada es la E con un espesor medio de 11 m (36 pies). La porosidad en estas unidades oscila desde 37 hasta 42% con un promedio de 39%. La saturación clatrato varía entre 88 y 95%con un promedio de 93%. Las unidades A y B tienen el mayor potencial para la producción de gas natural, ya que en estas dos unidades hay grandes acumulaciones de gas por inmersión libre por debajo de los hidratos. Estos primeros descubrimientos de hidratos asociados con acumulaciones convencionales de hidrocarburos mostraron cómo las herramientas de adquisición de registros podían identificar las zonas de hidratos en ambientes árticos. La perforación de huecos para buscar hidratos en ambientes marinos es costosa, sin embargo, hay otra herramienta disponible para tales efectos; ésta es la sección sísmica. (Collett et al., 2000)  Canadá (Campo Mallik) La localidad de Mallik está ubicada en el Delta del Río Mackenzie, en el Noreste de Canadá, en la zona ártica; debido al clima extremo que se presenta en esta zona solo se puede acceder a ella en invierno cuando el hielo forma una ruta de 200 kilómetros de longitud el cual proviene de Inuvik, como consecuencia es también la única época en que se pueden perforar los pozos (D. Max, et al., 2006). Figura 30. Pozo de investigación, Mallik 2L-38 diseñado para evaluar las propiedades en sitio y valorar la capacidad de las herramientas de registro para identificar los hidratos. (Collett, 2004). Se ha investigado un yacimiento de hidratos de gas en los territorios al noroeste del delta de Mackenzie, en Canadá, mediante un proyecto que comprende miembros de la Geological Survey of Canada, (GSC), la Japan National Oil Corporation JNOC), Japan Petroleum Exploration Company (JAPEX), la USGS, el Departamento de Energía de los Estados Unidos de Norteamérica y distintas compañías, incluyendo Schlumberger. Perforado en 1998, cerca de un pozo de la Imperial Oil Ltd. que ha encontrado hidratos, el nuevo pozo de investigación, Mallik 2L-38 se diseñó para evaluar las propiedades en sitio de los hidratos y valorar la capacidad de las herramientas de registros para identificarlos. (Collett, 2004). Como otros pozos en el Ártico, el pozo Mallik 2L-38 se perforó y revistió a través del intervalo de permafrost, el cual alcanzó una profundidad de 640 m [2,100 pies]. Antes de fijar el revestidor, se corrieron varios registros de Schlumberger a través de la zona de permafrost. Los registros incluyeron la herramienta de Imágenes de Inducción AIT, la herramienta de Imagen Sónica Dipolar de Cizallamiento DSI y la sonda Platform Express. (Collett, 2004). El pozo fue perforado por debajo del intervalo de permafrost, hasta los 1,150 m [3,770 pies] y se extrajo un núcleo. En esta sección del sub-permafrost se corrieron las mismas herramientas de registros, así como también el Microbarredor de Formaciones de Cobertura Total FMI. (Collett, 2004).  Figura 31. Registros e imágenes del pozo desde los primeros metros de la capa de hidrato en el pozo Mallik 2L 38. (Collett, 2004). La resistividad en el Carril 2 muestra un incremento indicativo de la presencia de hidrocarburos. La saturación calculada de hidrato en el Carril 4 alcanza más del 80%. El registro y la calidad del hueco fueron excelentes en la sección con presencia de hidratos, la cual se extendió de 897.5 a 1109.5 m [2945 a 3640 pies]. Se utilizó un enfriador de lodos que incrementó en gran medida la estabilidad del hidrato. La resistividad eléctrica de fondo de pozo y los registros de velocidad acústica confirmaron la presencia de hidratos de gas en un intervalo de más de 200 m [656 pies] de espesor. Los valores de resistividad eléctrica de lectura profunda variaron de 10 ohm-m a 100 ohm-m. Las velocidades de la onda acústica compresional (Vp) variaron de 2.5 a 3.6 km/s las velocidades acústicas de Cizallamiento (Vs) variaron de 1.1 a 2.0 km/seg. El bajo valor de la relación entre la velocidad acústica compresional y la velocidad acústica de cizallamiento, Vp/Vs en la base de la zona de hidrato, indica una capa delgada de gas libre. A partir del pequeño cruce de las curvas del registro densidad–neutrón, se puede interpretar una pequeña cantidad de gas libre en otras partes del hueco, pero esto puede estar causado por los hidratos que se vieron afectados durante la perforación. Las mediciones en el núcleo concuerdan bien con los valores de resistividad del agua intersticial, de porosidad y de densidad de la formación y del grano derivados del registro.  Figura 32. Comparación de los registros con las mediciones del núcleo del pozo Mallik 2L-38. (Collett, 2004). Las resistividades del agua intersticial medida en los núcleos correlacionan bien con los valores derivados del registro (Carril 2). Las porosidades del núcleo, desplegadas en el Carril 3, concuerdan con las porosidades del registro de densidad–neutrón. Las densidades de la formación se muestran en el Carril 4 y las densidades del grano en el Carril 5. Las imágenes del pozo y el núcleo indican que el yacimiento es de arenisca de alta calidad con hidratos que rellenan los poros. La porosidad varía de 20 a 40%. Los hidratos no se encuentran en las capas circundantes de lutita. Las saturaciones de los hidratos de gas se calcularon en base a la ecuación "estándar" de Archie. (Collett, 2004). Las saturaciones se calcularon también a partir de los datos del registro acústico, pero sus valores fueron menores a los obtenidos en las mediciones de los núcleos recuperados. Figura 33. Muestra de núcleo del campo Mallik recolectada en 2002, (Dallimore SR & Collet TS et al., 2004). Los cálculos basados en la resistividad indican la presencia de algunas zonas con saturaciones de hidrato que exceden el 90%. El volumen de hidratos inferidos a partir de los datos de registro y de los datos del núcleo es equivalente a valores de 3 a 4 x 109 m3 de gas en un área de 1 km2 [0.36 milla2] alrededor del pozo. (Collett, 2004).  Figura 34. Estructura geológica, datos geofísicos de registros de pozos y deducción de saturación de hidratos en el pozo Mallik, (Collett et al., 1999). Las capas de hidrato en esta región del permafrost exceden 110 m de espesor, en algunas partes tienen 80% de saturación de poro por hidrato. La cantidad total de gas in situ dentro de la estructura de Mallik se estima de aproximadamente 100 mil millones m3 (Dallimore et al., 1999). Figura 35. Registros de resistividad en agujero (color naranja), registro de resistividad en tubo (purpura) campo Mallik recolectada en 2002, (Anderson BI. & Collett, et al., 2008). Un segundo pozo de investigación (Mallik 2002) cercano al descrito fue perforado en el año 2002, en el que se realizaron pruebas de producción y se definieron las características geotécnicas de los hidratos de gas y su estabilidad a los cambios climáticos. Las evaluaciones de hidratos de gas en la región del Mar Beaufort- Delta Mackenzie (Smith & Judge et al., 2001) demostraron que el 17% de 145 pozos terrestres perforados en el área evidencian la presencia de hidrato de metano, que está contenido en rocas sedimentarias clásticas de las secuencias de Kugmallit, bahía Mackenzie, y de Iperk. Por otra parte, resulta relevante conocer que el contenido evaluado de hidratos en pozos marinos fue aún mayor, el 63% de 55 pozos. han estimado en la región un contenido de gas natural en forma de hidratos de 16 trillones m3. (Smith & Judge 2001) Figura 36. Pozo de investigación- producción de hidratos de metano, Mallik 2002, Delta Mackenzie, Canadá (Dallimore & Collett TS et al., 2005). Pruebas de producción en el ártico (Figura 16) pueden también servir como un primer y relativo indicador de bajo costo de como la más grande fuente potencial de gas natural puede ser producida de los hidratos marinos (NPC Global Oil & Gas Study, 2007). En la actualidad no hay planes confirmados para la perforación y pruebas adicionales de producción en la estructura Mallik. Una prueba de producción prolongada sería de gran valor. La construcción de un gasoducto que une el delta del Mackenzie a los mercados del gas en Norte América, se está desarrollando para llevar a los abundantes recursos de gas convencionales, esto debería proporcionar un incentivo para un mayor desarrollo dentro de unos años. La producción de gas natural a partir de hidratos aumentaría el valor total de las inversiones en infraestructura de este y otros proyectos. (D.Max, 2006). Estados Unidos (Norte del Golfo De México). En los EE.UU., en mar y en tierra, el volumen medio de metano unido a hidrato dentro de la Zona Económica Exclusiva de EE.UU., se estimó en ~9 x 1015 m3. (Collet, 1995) y luego fue degradado a ~6 x 1015 m3 (Collett, 1997). Hasta el momento, se han muestreado más de 50 acumulaciones termogénicas y bacterianas de hidrato de gas a lo largo de la pendiente continental del Noreste del Golfo de México a profundidades de agua que van de ~440 a > 2,400 m. (Sassen R. et al., 1999). Figura 37. Mapa de ubicación que muestra la distribución de sitios de hidrato de gas, filtraciones de aceite y descubrimientos de campos petróleos en la pendiente continental del Golfo de México. Y el área de estimación de recursos de hidrato de gas. (Sassen R. et al., 1999). Estos depósitos generan morfologías como montículos masivos en varias partes del Norte del Golfo, incluyendo las regiones del Cañón del Mississippi, Atwater Valley, Green Canyon y Keathley Canyon (Anderson et al., 1992) Estados Unidos cuenta con el programa Methane Hydrate Research and Development (R&B Program), del departamento de energía (DOE) dentro del cual se encuentra el plan de exploración marina Chevron JIP (Joint Industry Project), concentrado específicamente en el estudio de clatrato de gas en el Golfo de México. La USGS ha realizado tres cruceros de investigación de hidratos en el Golfo de México en el transcurso de los últimos años, de los que ha obtenido información de la presencia de hidratos de metano en diferentes áreas de las cuáles ha ido precisando el interés de investigación en algunas de ellas. En usos de esos cruceros (junio de 1998), en conjunción con el Marine Minerals Technology Center de la Universidad de Mississippi, la USGS colectó datos sísmicos usando varios sistemas de adquisición (high resolution seismic) a lo largo de los flancos del Cañon del Mississippi, donde ya se ha reportado la presencia de de hidratos de gas (Neurauter & Bryant, 1989), con la finalidad de detallar las estructuras (geometría) y el análisis estratigráfico basado en los datos acústicos (propiedades físicas) ( Cooper et al., 1998). Exploración de clatrato de Metano en Chile Chile se demostró la existencia de depósitos de hidratos de gas con contenido de metano y etano en el talud del margen continental en el área costa afuera de la península de Taitao, como resultado de la investigación realizada en el crucero 141 del Ocean Drilling Program. Se ha sugerido la presencia de hidratos de gas costa afuera en el talud de las cuencas de Madre de Dios, Valdivia, Arauco, Itata y Chanco, sobre la base de la existencia de reflexiones sísmicas anormales (BSR) que coinciden con la base pronosticada de la zona de hidratos. Estas informaciones han avivado el interés de los hidratos de gas como posible recurso energético del futuro de Chile. Sin embargo, deben resolverse incertidumbres geológicas y muchos problemas técnicos y económicos para que se pueda considerar como una opción de fuente abastecedora de metano. (Emilio E.Vera, sin fecha) Proyecto “Hidratos de Gas Submarino: Una Nueva Fuente de Energía para el Siglo XXI” La armada chilena dispone del laboratorio científico del AGOR-60“Vidal Gormaz”, que es un buque oceanográfico con el que se investigan los hidratos de metano submarinos. Estos estudios, procuran determinar distintos escenarios de exploración y producción del recurso y su aporte a la diversificación de la Matriz Energética Nacional. Con esta iniciativa, Chile se sumó a un reducido grupo de naciones que están procurando investigar los hidratos de metano, un recurso que provoca serios debates entre los ambientalistas. La iniciativa chilena contó con la cooperación de investigadores de la Universidad de Concepción además de especialistas provenientes de Estados Unidos y de científicos alemanes y daneses. La “misión” realizada consistió en caracterizar a nivel de micro-escala condiciones geológicas, geofísicas, geoquímicas y geotécnicas, en que se encuentran los hidratos de gas sobre el margen continental chileno, con el fin de localizarlos y cuantificarlos. (Emilio E.Vera, sin fecha) Distribución de BSR Frente a Chile Central No son continuos, pero de distribución densa. Casi continuos cerca de los 36ºS Pocos BSR en las cercanías de la Zona de Fractura de Mocha. Profundidad del BSR se incrementa hacia el norte (relación directa con la edad de la placa oceánica de Nazca). Figura 38. Las franjas de color azul simbolizan los yacimientos de hidratos de metano en los mares chile. (Emilio E. Vera, sin fecha) Estudios no permiten una estimación precisa del recurso disponible. Sin embargo, inferencias basadas en criterios razonables e independientes, permiten una estimación en el rango de 1013-1014 m3. Esta estimación es aproximadamente el 3% del total mundial, correspondiendo a la proporción chilena del margen continental mundial. En forma independiente, esta cantidad también resulta de las siguientes consideraciones derivadas de la caracterización sísmica del BSR en el margen chileno. (Emilio E.Vera, sin fecha) Conservativamente, se pueden asumir los siguientes parámetros para la capa de hidrato: Espesor = 100 m, Longitud E-W = 20 km, Longitud N-S = 1000 km (se considera que solo un ~20% del margen contiene hidratos), Concentración de hidratos en los sedimentos = 10%, y 160 m3 de gas por m3 de hidrato. Con estas cifras el volumen de gas estimado es de 3.2 x 1013 m3. Cabe hacer notar que la cantidad de gas arriba estimado, 1013-1014 m3, es aproximadamente superior en 3 órdenes de magnitud al consumo anual de gas en Chile. En consecuencia, aún si solo una pequeña fracción del recurso pudiera efectivamente ser explotada, su impacto económico sería considerable. (Emilio E.Vera, sin fecha).  Clatratos Los clatratos son sustancias químicas cristalinas que ocurren naturalmente en la naturaleza, y en la cuales las moléculas de un componente, denominado el huésped, ocupan intersticios en la estructura del segundo componente, el anfitrión sin que haya vínculos químicos entre los dos componentes. Estos compuestos también se han llamado complejos de inclusión, compuesto de oclusión o cryohidratos. Los hidratos de gas son sólidos, similares al hielo, compuestos de jaulas rígidas de moléculas de agua que encierran moléculas de gas, principalmente metano. Pueden formarse y permanecer estables a altas presiones y relativamente bajas temperaturas, desde que esté presente suficiente cantidad de hidrocarburos. Figura 39. Filtración del gas metano Clatrato de Gas Los clatratos de gas son un grupo selecto de sustancias químicas cristalinas que tienen la capacidad de formarse de manera natural, de agua y gases de poco peso molecular (llamados compuestos de inclusión), que tienen una estructura clathratica o de jaula y que incluyen moléculas de gas metano. La molécula huésped en la estructura clathratica o de jaula es agua, en forma de hielo y la inclusión son el metano y otros gases. Estas sustancias son sólidas, se pueden formar a temperaturas sobre el punto de congelación del agua. Generalmente todos los gases (exceptuando el hidrógeno, helio y neón) forman hidratos, sin embargo, los más conocidos y abundantes en la naturaleza son los hidratos de metano. (http://cybertesis.uach.cl/tesis/uach/2009/bmfcia958g/doc/capitulos/cap_5.pdf) Figura 40. Molécula de un hidrato de metano (Leiva, 2009). La unidad básica de clatrato es un cristal hueco de moléculas de agua con una sola molécula de gas flotando en el interior. Los cristales se agrupan en un enrejado compactado  Composición El metano Vota en 1778 y Henry en1805, definieron al metano como gas combustible que puede ser diferenciado de otros por sus propiedades físicas y químicas. El principal constituyente del gas natural es el metano que se desprende del cieno de los pantanos o de aguas estancadas procedentes de la putrefacción de sustancias orgánicas, especialmente celulosa; también por la acción de microorganismos, en estos casos se encuentra acompañado de gas carbónico y de nitrógeno y, a veces, de hidrógeno sulfurado; otra fuente muy importante de metano es el que procede de la alteración termal de las rocas generadoras ricas en carbono orgánico total (COT), durante la catagénesis y metagénesis. (Baltazar M.E., 2002). La estructura tetraédrica del metano ha sido verificada por difracción de electrones, lo que muestra fuera de toda duda la disposición de los átomos en moléculas tan simples. Figura 41. Estructura molecular del metano (Reina, 2018) Se observa cada uno de los átomos de hidrógeno unido al carbono por medio de un enlace covalente en los vértices de un tetraedro. (Reina, 2018). El metano es un gas incoloro, inodoro, no es venenoso y se descompone por calor en carbono e hidrógeno. El metano arde en el aire o en oxígeno con una llama generalmente luminosa y al mezclarlo con oxígeno o con aire forma una mezcla muy explosiva, que al reaccionar forman bióxido de carbono y agua.  Tabla 1. Propiedades del metano (William F., 2008). Generales Nombre Metano Formula Química CH Peso Atómico 16,043 uma Densidad 0.717 kg/m3 (gas) Otras Gas del pantano; hidruro de metilo; Denominaciones tetra hidruro de carbono Numero CAS 74-82-8 Cambio de Fase Punto de Fusión 90,6 K (-182,5 °C) Punto de Ebullición 111,555 K (161,6 °C) Punto Triple 90,67 K (182,48 °C) Punto Critico 190,6 K (-82,6 °) 46 bar ∆fusH gas 1,1 kJ/mol ∆vapH gas 8,17 kJ/mol Propiedades del Gas ∆fH° Gas -74,87 kJ/mol ∆fG° Gas -50,828 kJmol S° Gas 188 J/(mol-K) Cm 35,69 J/(mol-K) El Agua El agua es un compuesto que se forma a partir de la unión, mediante enlaces covalentes, de dos átomos de hidrógeno y uno de oxígeno; su fórmula molecular es H2O y se trata de una molécula estable. En la estructura de la molécula los dos átomos de hidrógeno y el de oxígeno están dispuestos en un ángulo de 105°, lo cual le confiere características relevantes. Es una molécula dipolar en la que el átomo de oxígeno central comparte un par de electrones con cada uno de los dos átomos de hidrógeno – con un exceso de carga negativa junto al oxígeno, compensada por otra positiva repartida entre los dos átomos de hidrógeno. (https://agua.org.mx/que-es/). Figura 42. Estructura molecular del agua. (http://rocioeevelyn.blogspot.com/2010/03/) Puesto que los átomos de hidrógeno y oxígeno en la molécula contienen cargas opuestas, moléculas de agua vecinas se atraen entre sí.  Esta estructura permite que muchas moléculas iguales se unan con gran facilidad, formando enormes cadenas que constituyen el líquido que da la vida a nuestro planeta. El agua es una sustancia elemental que permite la vida en nuestro planeta, es un líquido incoloro, inodoro e insípido, que en grandes masas adquiere un color azul. La composición y estructura molecular del agua son responsables de las propiedades físico-químicas que la distinguen de otras sustancias. (https://agua.org.mx/que-es/). Cristalografía de los Clatratos Los hidratos de gas o clatratos son sólidos cristalinos semejantes al hielo y se forman sometiendo a condiciones de alta presión y baja temperatura, una mezcla de agua y gas de bajo peso molecular, como por ejemplo el anhídrido carbónico (CO2), el metano (CH4) o el ácido sulfhídrico (H2S). Los clatratos son compuestos no estequiométricos, en la mezcla agua-gas no se produce una reacción química estricta, se dan fenómenos termodinámicos para generar un cambio de fase, o también llamado cambio de estado. (Kvenvolden, 1993). En el cambio de fase de los clatratos, las moléculas de agua forman estructuras cristalinas, las cuales pueden ser del tipo I, tipo II o tipo H. La estructura más común en los hidratos naturales de metano es el tipo I. Esta consiste en celdas de geometría dodecaédrica, doce caras y cinco lados por cara (512). En la (figura 4) se muestra la geometría de las estructuras tipo I y tipo II, esta última presenta un reacomodo de la geometría, la cual viene dada por 12 pentágonos y 2 hexágonos (512 62) (Sloan, 1998). Figura 43. Estructuras cristalinas de clatratos tipo I y tipo II. (Centre for Gas Hydrate Research, Heriot Watt University, http://www.pet.hw.ac.uk/research/hydrate/) La estructura tipo H, que se muestra en la (figura 5), presenta una geometría de 12 pentágonos y 8 hexágonos (512 68). Estas estructuras pueden albergar gases de mayor tamaño molecular que la estructura tipo I, como el propano (C3H8) y el butano (C4H10). También existe la variante de la estructura tipo H con 12 caras, conformadas por 3 cuadrados, 6 pentágonos y 3 hexágonos (435663). (Sloan, 1998). Figura 44. Estructura cristalina de clatratos: Tipo H. (Centre for Gas Hydrate Research, Heriot Watt University, http://www.pet.hw.ac.uk/research/hydrate/). Las celdas, independientemente del tipo, siempre se arman por las moléculas de agua, con un radio aproximado de 6 Å para las estructuras tipo I y para el tipo II algo más que eso. En el interior de la celda se alberga la molécula del gas formador de hidratos: CH4, CO2, H2S, etc. En la (figura 6) se muestra un modelo de cavidad dodecaédrica donde las aristas corresponden a las moléculas de agua (H2O) y encerrada se observa una molécula de metano (CH4). Este tipo de estructura cristalina es la común en los hidratos de ocurrencia natural, debido a que el gas disponible en su mayoría es metano. Figura 45. Estructura tipo I hidratos de metano. (https://ieslagunatollon.blogspot.com/2011/06/un-mundo-de-solidos-platonicos-y.html?m=1). El acomodo particular del agua en forma de celdas les da a los clatratos una gran capacidad de almacenaje de gas metano. En teoría, un 1 m3 de hidrato de gas metano puede contener 164 m3 de metano a presión y temperatura estándar (PTE) y 0.8 m3 de agua (Kvenvolden, 1993). Figura 45. Capacidad de almacenar gas en clatrato. (Kvenvolden, 1993). Para poder formar hidratos es necesario que el 90% de las celdas de la estructura tipo I estén ocupadas por moléculas de metano (Sloan, 1991). De lo anterior se deriva que se requieren como mínimo 150 m3 de metano (PTE) disponibles por cada 0.8 m3 de agua en el ambiente de formación del hidrato. Esta condición garantiza altos volúmenes de gas, si se localizan yacimientos de hidrato natural, pero a su vez implica una limitación, ya que no basta encontrar en una zona las condiciones de alta presión y baja temperatura, también es necesario el metano en altas proporciones en las zonas de formación de hidratos. Otra limitación para la formación de hidratos es la baja solubilidad del metano en agua de mar, sólo el 4.5 % del volumen de metano (PTE) será capaz de ser disuelto en igual volumen de agua de mar. (Kvenvolden, 1993). Esto sin considerar que los electrolitos disueltos en el agua de mar como el Na+ y el Cl- influyen negativamente en la solubilidad del metano, inhibiendo en consecuencia la formación de los hidratos. (Sloan, 1998). Principio del gas formador de hidratos. El metano se forma por procesos biogénicos o termogénicos a partir de la transformación de la materia orgánica. El metano en los hidratos de gas se genera principalmente por la degradación bacteriana anaeróbica de materia orgánica en ambientes de poco oxígeno. Las bacterias de gas formadas durante la diagénesis temprana de la materia orgánica pueden empezar a formar parte de los hidratos de gas en los sedimentos de la superficie de los fondos oceánicos. Figura 46. Diagrama del origen biogénico y termogénico del gas metano en los hidratos. (Tissot & Welte, 1992). Biogénico El gas biogénico es la principal fuente de gas que forma de manera natural a los hidratos de gas, y se trata primordialmente de gas metano. La materia no viviente, también conocida como detritus (fragmentos de materia orgánica), se hunde y se acumula en el fondo del océano, a través del tiempo esta materia es sepultada bajo los sedimentos del fondo marino, en ausencia de oxígeno, donde la vida microbiana obtiene su energía de la descomposición de la materia orgánica, la respiración u oxidación aeróbica solo ocurre en la presencia de oxígeno, esta reacción da como resultado la producción de CO2. (Giavarini, 2011). Como la oxidación aeróbica ocurre de forma rápida, se consume el poco oxigeno disponible, por lo tanto los sedimentos del piso marino se vuelven anóxicos, lo que conduce a la fermentación anaeróbica; esta zona tiene de unos poco centímetros hasta varios metros de profundidad en el fondo del mar, donde las bacterias reducen el ion sulfato presente en el agua de mar produciendo H2S, cuando se alcanza la profundidad donde la mayor parte del sulfato se ha reducido los primitivos organismos unicelulares conocidos cono archeas, favorecen la descomposición de la materia orgánica en metano, mediante el proceso conocido como metanogenésis. La zona donde se da el proceso de metanogénesis es extensa, a menudo decenas de metros de profundidad, y continúa hasta que la temperatura en los sedimentos alcanza de 75 a 80°C. (Giavarini, 2011). Los procesos que le ocurren al carbono orgánico después de su depósito inicial en el fondo marino, en los que se incluyen la reducción del sulfato y la metanogénesis son conocidos como diagénesis orgánica. Para que las archeas metanogénicas puedan producir cantidades suficientes de metano es necesario que tengan un suministro continuo de carbono orgánico; las áreas alrededor de las márgenes continentales tienen tasas relativamente altas de sedimentación y flujos importantes de carbono orgánico. Esta disponibilidad de carbono orgánico controla directamente la cantidad de metano biogénico producido, por lo general las mayores acumulaciones de gas se encuentran en la base de la zona de estabilidad de los hidratos de gas. (Giavarini, 2011). Termogénico El gas termogénico se forma en las profundidades de la Tierra mediante un proceso llamado catagénesis, este tipo de gas es común en los yacimientos de gas convencionales; la catagénesis ocurre con temperaturas a partir de 50°C hasta los 200°C, donde ocurre la ruptura de las moléculas más grandes en los depósitos de material orgánico, conocido como kerógeno que es un precursor del petróleo; a diferencia del proceso de biogénesis que produce de forma selectiva metano, la catagénesis también crea altas concentraciones de hidrocarburos más pesados, tales como el etano, butano y propano. (Giavarini, 2011). Figura 47. Procesos biogénicos y termogénicos de formación de hidrato de gas; mbsf = metros debajo del piso oceánico (Whiticar., 1986). En la figura 9 se muestra la relación del origen del gas metano respecto a la profundidad del piso oceánico y del diagrama de fase de los hidratos de metano (parte derecha). De 0-10 m debajo del piso oceánico existe una zona reductora que precipita nitratos, manganeso, fierro, sulfatos y carbonatos. El gas biogénico se origina en un rango de 0-600 m debajo del piso oceánico y el gas termogénico a más de 1000 m debajo del fondo oceánico. De acuerdo con el diagrama de fase de los hidratos de metano y considerando que estos se forman a temperatura de alrededor de – 9°C a +15°C aproximadamente, el gas biogénico es la principal fuente en la generación de los hidratos de metano. El gas termogénico en hidratos es menos común que el gas biogénico, dado que el gas termogénico se produce en zonas mucho más profundas que la zona de estabilidad de los hidratos. La presencia de gas termogénico indica que existieron rutas de migración para que el gas se pudiera mover a zonas donde los hidratos son estables. (Giavarini, 2011). Existen varios indicios de que los hidratos en el permafrost y en diferentes zonas donde los mares profundos están compuestos de una mezcla de gas biogénico producido en la diagénesis y termogénico producido en la catagénesis. (Giavarini, 2011). Diagénesis: Es un proceso que se origina en secuencias con poco sepultamiento, a presiones y temperaturas casi normales; los principales agentes de transformación en esta etapa es la actividad microbiana, también se presenta la consolidación del sedimento de tal manera que la materia orgánica se transforma en kerógeno y a su vez se forman las rocas sedimentarias. Categénesis: En esta parte del proceso la temperatura presenta un incremento significativo, mediante el cual se altera la materia orgánica; una vez litificados los sedimentos son sepultados a gran profundidad y junto con los eventos tectónicos dan como resultado el aumento en la temperatura y presión. El kerógeno produce aceite y/o gas en función de la temperatura y el tipo de materia orgánica, más tarde se obtendrá gas húmedo y condensado; tanto el aceite como el condensado pueden ir acompañados de una cantidad considerable de metano. Metagénesis: Es la tercera y última etapa de transformación de la materia orgánica, es también considerada como la más importante para la generación de gas, durante este proceso los minerales experimentan una transformación con temperaturas muy altas, entre 200 y 250°C. Las rocas con altos contenidos de materia orgánica, sufren bajo estas condiciones de temperatura la metagénesis de la materia orgánica; en este estado los componentes generados son solamente metano y carbono residual. (Giavarini, 2011). Kerógeno: El material orgánico que queda sepultado expulsa el agua durante el proceso de compactación, los componentes orgánicos más complejos como las proteínas son reducidos o convertidos en compuestos más simples como aminoácidos o hidratos de carbono, los cuales tienen la capacidad de formar compuestos más grandes mediante su combinación; a las estructuras más complejas recién formadas se les conoce como Kerógeno, el cual consiste en moléculas muy grandes que son un tipo de polímero, cuando estas moléculas son sometidas a suficiente tiempo y temperatura estas moléculas se romperán para formar moléculas más pequeñas, que componen el petróleo, el Kerógeno puede tener una amplia gama de componentes que dependen de la composición orgánica original, de acuerdo con ello se puede clasificar en los siguientes tres tipos principales. (Bjorlykke, 2010). Kerógeno Tipo I (Sapropelico): Se forma a partir de material orgánico con un alto contenido de lípidos con cadenas alifáticas largas, se compone de algas planctónicas, así como de restos de animales que han sido degradados después de su deposición, el material sapropelico tiene una gran relación de hidrógeno-carbono, este tipo de kerógeno contiene poco oxígeno además proporcionara principalmente petróleo con una menor fracción de gas. Kerógeno Tipo II: Es una mezcla mecánica y químicamente compleja de algas y otros organismos marinos, así como restos vegetales; la composición varía considerablemente dependiendo de los materiales precursores iniciales, de nuevo pueden estar vinculados a facies deposicionales. Este tipo de kerógeno es la fuente más común de aceite con gas asociado. Kerógeno Tipo III (Húmico): Se deriva de la materia orgánica de las plantas terrestres, como la lignina y celulosa, a través del efecto de la temperatura, este kerógeno genera abundante agua, CO2 y metano (CH4); el carbono contenido en este tipo de kerógeno genera en mayor parte gas, aunque también puede generar un poco de aceite. (Bjorlykke, 2010). Acumulaciones de Clatrato de Gas En el lecho marino se acumula la materia orgánica, en los primeros centímetros de sedimentos, estos son atacados por bacterias aerobias que generan dióxido de carbono, el cual se dispersa en el agua. En esta zona las bacterias aerobias reducen los sulfatos en sulfuros si la velocidad de sedimentación es baja; el contenido de carbón orgánico es bajo (menos del 1%), el oxígeno es abundante y las bacterias anaerobias consumen la mayor parte de la materia orgánica de los sedimentos. Donde las tasas de sedimentación y el contenido de carbón orgánico son altos, las aguas intersticiales de los sedimentos anóxicos pueden encontrarse a profundidades de unos pocos centímetros, donde el metano es producido por bacterias anaerobias. Debajo de la zona de los sólidos clatratos, grandes volúmenes de metano pueden producirse en forma de burbujas de gas libre en los sedimentos. (Matsumoto 1996). El metano es una parte importante del ciclo natural del carbono, pero queda mucho por conocer acerca de los procesos que conducen a la generación de metano, el transporte y las transformaciones dentro de los sedimentos (Hovland, Judd, 1998). Después de la generación, el metano que se encuentra en los sedimentos, es trasportado a través de la circulación del agua intersticial como gas disuelto, gas libre o por difusión molecular. Durante el ascenso, las moléculas del metano alcanzan condiciones favorables para la formación de hidratos; los cuales se forman dentro de los espacios porosos de los sedimentos en presencia de moléculas de agua. Por lo tanto, la formación del metano biogénico (por la descomposición de materia orgánica a través de bacterias), puede ocurrir in situ por debajo de la zona de estabilidad de los hidratos; por otro lado, la formación de metano termogénico (en condiciones de presión y temperatura más elevadas en las profundidades del mar, o por fugas del gas de los yacimientos de petróleo), se forma por debajo de la zona de estabilidad de los hidratos. Las técnicas geoquímicas son las que proporcionan información para identificar el origen biogénico o termogénico del metano. Los hidratos de metano llenan progresivamente los espacios porosos de las fracturas dando lugar a depósitos diseminados o vetas. Las condiciones de presión y temperatura para la estabilidad de los hidratos de metano, dependerá de la composición del gas, la presencia de sales y otros componentes en el agua del mar. Generalmente se considera que la red cristalina de agua debe estar completamente saturada de gas metano, para que se dé la formación natural de los hidratos de metano. Esta condición puede cumplirse mediante (1) el suministro de grandes cantidades de materia orgánica para su descomposición, que generen una gran cantidad de sedimentos metanogénicos; o (2) el flujo de grandes cantidades de metano liberado de zonas de falla, diapiros o el movimiento de lodo. Bajo las condiciones adecuadas de presión y temperatura se pueden formar acumulaciones importantes de hidratos, siempre y cuando existan las cantidades adecuadas de agua y metano proveniente de la biogénesis o termogénesis, gas que a su vez es atrapado por el agua que se congela dentro del espacio poroso de los sedimentos, para dar paso a la formación de hidratos, pero todavía no se sabe cómo el metano queda atrapado en el hielo, no se tiene un conocimiento totalmente fundamentado de las condiciones que favorecen la formación de los mayores volúmenes de hidratos de metano, cabe destacar que existen otros componentes que están estrechamente relacionados con la formación de los clatratos, como pueden ser los gradientes hidrotermales, geotermales, hidrostáticos, geotérmicos, así como la composición y cantidad de gas disponible, además de las características físicas y químicas del agua, entre otras. (Kumar Takur, 2011). Para poder evaluar el volumen probable de hidratos que existen en una zona, así como su potencial como recurso energético, se debe conocer la distribución que guardan los hidratos dentro de los sedimentos, así como las propiedades mecánicas de las formaciones en que se encuentran. Los hidratos sirven como cementante en la matriz del sedimento, esto también ocurre en el espacio intersticial, sin afectar en forma significativa la rigidez del sedimento, en este caso el hidrato sólido ocupa el lugar del agua líquida en el espacio intersticial, lo que tiene como consecuencia que los procesos diagenéticos de cementación y consolidación mineral se inhiban en gran proporción. Las anomalías del contenido de cloruro en el agua intersticial, la caída de la temperatura del núcleo, así como los hidratos de gas visibles confirman la buena interconexión y la alta saturación de los espacios porosos con hidratos. En general la saturación de hidratos es superior a 60% a lo largo de la mayoría de las capas de arena que los contienen y en algunas partes hay cerca de 100% de saturación en los poros. (Demirbas, 2010). En los sedimentos fangosos como limos y arcillas se ha documentado que existe un bajo contenido de hidratos de gas, además de bajas concentraciones de estos mismos, dadas sus características petrofísicas al tener porosidad sub capilar. Se considera que existen acumulaciones de gran volumen en el este, oeste y del Golfo de México, Costa de los EE.UU., así como en alta mar de Japón, India, China y en las proximidades otros países importantes consumidores de energía. En un principio se estimó que las reservas de gas son 10,000 veces más grandes que las 45 reservas de gas convencional global, sin embargo, las estimaciones más recientes son más pequeñas, aunque existen grandes incertidumbres. Estabilidad Presión – Temperatura del Clatrato de Metano. Experimentos de laboratorio muestran de qué manera la estabilidad de la fase sólida del hidrato de metano depende de la presión y la temperatura. Teóricamente, estos requisitos de estabilidad se cumplen en un alto porcentaje en el fondo del mar de la pendiente continental. Los descubrimientos más recientes de hidratos de gas oceánicos formados naturalmente corroboran estas condiciones de estabilidad. Como parte de unos programas de investigación en aguas profundas se perforó la parte central de sedimentos ricos en hidratos, se extrajeron núcleos y se intentó tomar muestras para su estudio a bordo de las embarcaciones y en el laboratorio. (Krajick K. 1997). Figura 48. Estabilidad del hidrato de metano en función de la presión y la temperatura. (Krajick K. 1997) La combinación de metano y agua a bajas temperaturas y a altas presiones resulta en un sólido (parte sombreada). Si se agrega cloruro de sodio al agua, la curva rosa se desplaza hacia la izquierda, mientras que, si se agrega dióxido de carbono, sulfuro de hidrógeno y otros hidrocarburos la curva se desplaza hacia la derecha. (Krajick K. 1997). La presencia de gas con peso molecular mayor al metano (etano o propano) causa que el límite de fase cambie hacia la derecha, permitiendo que el hidrato se forme a baja presión. Por ejemplo, en un porcentaje de etano del 10% en la mezcla de gas, los hidratos son estables a 6 atmósferas de presión (aproximadamente 60 metros de columna de agua) y 6º C de temperatura, mientras que los hidratos de metano puros son estables a presiones sobre 40 atmósferas (aproximadamente 400 metros de columna de agua), (Collett TS & Kuuskraa 1994). En el Golfo de México se ha encontrado la presencia de hidratos desde aguas de profundidad moderada, con temperaturas de hasta 20º C, hasta con tirantes de agua de más de 2000 metros de profundidad. La composición química de los gases de los hidratos juega un papel importante en la estabilidad de éstos a diferentes profundidades (MacDonald IR, Guinasso, 1994). La presencia de sal en el agua de poro cambia el límite de fase a la izquierda, causando un decremento en la zona de estabilidad del clatrato de gas. La intersección del perfil hidrotermal con la curva de límite de fase del hidrato de gas corresponde al mínimo de profundidad del agua bajo el cual los hidratos son estables. En sedimentos marinos profundos, la temperatura normalmente se incrementa con la profundidad y eventualmente llega a un punto en el cual los hidratos no son estables, a pesar del incremento continuo de la presión con la profundidad. La zona para la cual los hidratos de metano son estables es comúnmente de 400 a 800 m debajo del piso oceánico sobre el talud continental, y de 800 a 1700 metros debajo de áreas del permafrost. (Hyndman, R.D & Dallimore, S.R.,2001). Figura 49. La relación temperatura-profundidad. (Hyndman, R.D & Dallimore, S.R.,2001). En la figura 11 delimita la ocurrencia del clatrato de gas en zonas del ártico continental para condiciones frías (espesor del permafrost) y en condiciones más cálidas se requiere una mayor profundidad. Los hidratos tienden a concentrarse cerca de la base del campo de estabilidad (Hyndman, R.D & Dallimore, S.R.,2001). Figura 50. Condiciones de Temperatura-Profundidad. (Hyndman, R.D & Dallimore, S.R.,2001). Indican la estabilidad del clatrato de gas debajo del piso oceánico a latitudes medias en las zonas de las márgenes continentales (Hyndman, R.D & Dallimore, S.R.,2001). A medida que crece el depósito de sedimentos, la zona de hidratos de gas desciende a niveles en donde la presión y temperatura los convierten en inestables y los disocia generándose gas metano libre; este metano en fase libre, migra a capas superiores en donde éste se hace estable para ser parte del hidrato, o en otros casos se acumula como gas si el hidrato de gas previamente formado forma un sello en una trampa que forma un yacimiento de gas. Estimando la presión en un área determinada y el gradiente de temperatura, es posible estudiar el régimen de estabilidad de los hidratos de gas en función de la profundidad. Zona de Estabilidad de los Hidratos de Metano. La zona de estabilidad de los hidratos de metano (GHSZ por sus siglas en inglés) es la zona por debajo del fondo marino donde se cumplen las condiciones de presión y temperatura para la estabilidad de los hidratos de metano. La base de la zona de estabilidad se extiende en profundidad según el gradiente geotérmico, el cual es el parámetro más influyente en el espesor de la zona de estabilidad de los hidratos (Miles, 1995). Figura 51. Diagrama de fase que muestra la frontera entre el gas metano libre y el hidrato de metano para un sistema constituido por agua pura y metano puro (Kvenvolden & Miles). La figura 14 supone que la presión es simplemente una función de la profundidad total, desde la superficie del mar hasta cierta profundidad en los sedimentos, y que tanto la química del agua de poros como el gradiente térmico son uniformes. Propiedades Físicas de los Hidratos de Metano Las propiedades físicas de los hidratos de gas tales como densidad, velocidad de ondas P, velocidad de ondas S y módulos elásticos de incompresibilidad y cizalla se muestran resumidos en la tabla 2. Además, se hace la comparación con otros materiales como cuarzo, arcilla, etc. Tabla 2. Comparación de las propiedades físicas de los hidratos de metano con otros materiales. (Ecker, 2001). Material Densidad [Kg/m3] Módulo K [MPA) Módulo G [MPa] Vp [m/S] Vs [m/S] Cuarzo 2630 36600 45000 6037 4121 Arcilla 2580 20900 6850 - - Calcita 2710 76800 32000 - - Agua 1000 2250 0.0 1500 0.0 Hidrato 767 5600 2400 3450 1769 Metano 100 10 0.0 375 0.0 En la mayoría de las definiciones de los hidratos de metano se comparan con el hielo común. Sin embargo, el parecido es sólo de aspecto, ya que en los hidratos de metano presentan un comportamiento químico y termodinámico diferente, debido, entre otras cosas, a que se forman por puentes de hidrógeno (enlaces de Van der Waals) entre las moléculas de agua y del metano (Hesse, 2003). En la tabla 3 se hace una comparación entre las propiedades físicas del hielo común y de los hidratos de metano. Tabla 3. Comparación de las propiedades físicas del hidrato de metano con el hielo. (Clennell, 2000). Propiedad Hielo Hidrato de Metano Densidad [Kg/m3] 916 767 Módulo de Incompresibilidad [Pa] 8.8 ×109 5.6 ×109 Módulo de Cizalla [Pa] 3.9 ×109 2.4 ×109 Resistividad [Ω∙m] - 175 Constante Dieléctrica 94 58 Conductividad Térmica [W/°K m] 2.25 0.5 Diferentes modelos desde el punto de vista de la física de rocas se han propuesto, en un intento de estimar la interacción hidrato sedimento. En la figura 14 se muestran tres modelos posibles para los hidratos de metano: Figura 52. Modelos físicos de los hidratos en rocas. Modificado. (Shelander D, Dai J & Bunge G, 2010) Modelos microestructurales de sedimentos que contienen hidratos. En los primeros cinco de los seis modelos, los hidratos de gas (azul) se encuentran distribuidos en forma uniforme a través de los granos sedimentarios (canela) como primera aproximación. Los hidratos pueden presentarse como cemento en los contactos entre granos (extremo superior izquierdo), como recubrimiento de los granos (extremo superior derecho), como un componente de la matriz de granos (centro a la izquierda) o como material de relleno de poros (centro a la derecha). El quinto modelo considera a los granos sedimentarios como inclusiones en una matriz de hidratos (extremo inferior izquierdo). El sexto modelo (extremo inferior derecho) muestra a los hidratos como nódulos o relleno de fracturas, en los sedimentos de grano fino y baja permeabilidad. Estos modelos se utilizan para simular la respuesta de los sedimentos que contienen hidratos, a las mediciones sísmicas y las mediciones derivadas de los registros. (Shelander D, Dai J & Bunge G, 2010) Los modelos anteriores también se utilizan para la estimación de saturaciones de gas metano, analizando la variación de la amplitud con la distancia fuente receptor denominado AVO por su abreviación en inglés (Carcione, 2000). Sin embargo, estos resultan ser una simplificación, ya que las propiedades de las rocas como porosidad, densidad, velocidad de ondas P y velocidad de ondas S en los fondos oceánicos son bastante variables con la profundidad. Por ejemplo, la porosidad de una arcilla puede ser de 80% en la cercanía de la superficie del fondo marino y de sólo 40% a 500 m por debajo del fondo (Holbrook, 2002). Además, muestras tomadas en expediciones revelan que los hidratos de metano frecuentemente existen como nódulos y relleno de fracturas de los sedimentos arcillosos superficiales (Dai, 2004). Formas en que se encuentran los hidratos Hay diferentes formas en que se encuentra hidrato en el subsuelo, principalmente está en los espacios porosos primarios, secundarios y como relleno en las fracturas de los sedimentos (Sloan 1998). Estudios teóricos sugieren que la acumulación de hidratos está afectada directamente por la tasa de depositación de sedimentos, la naturaleza de los sedimentos huésped y también por disponibilidad de los elementos necesarios para su formación (Kumar Takur, 2011). Existe una clasificación para los hidratos en el medio poroso, teniendo en cuenta la forma en que estos se presentan, esta clasificación está basada en evidencias reales de los hidratos extraídos alrededor del mundo, junto con investigaciones realizadas en el Departamento de Energía de los Estados Unidos, los hidratos pueden encontrarse como cemento diseminado, nódulos, vetas y en capas masivas, como se observa de manera esquemática en la figura 15. (Collett TS, 1998). Figura 53. Distribución de los clatratos en los sedimentos. (Collett TS, 1998). Una formación puede contener (izquierda a derecha) hidratos en la forma de cemento diseminado, nódulos, vetas y capas masivas. (Collett TS, 1998). Cemento Diseminado: Estos ocurren cuando el tamaño de la inclusión, es decir, el tamaño del cristal, no excede el tamaño de los poros que forman el medio; se estima que posiblemente se formaron en el lugar de origen del gas, este tipo de acumulaciones han sido reportadas en áreas pertenecientes al Golfo de México. Nódulos: Se dice que los clatratos se encuentran depositados en forma de nódulos cuando el tamaño del cristal varía desde varios milímetros hasta algunos pocos centímetros, en este caso se produce la destrucción del espacio poroso, en el cual los clatratos pasan a actuar como material cementante. Vetas: Cuando existe fallamiento o fracturamiento y cuando ocurre un crecimiento adicional de los nódulos se generan acumulaciones de hidratos en forma de vetas que pueden llegar a tener decenas de centímetros de espesor y varios metros de ancho, estas acumulaciones pueden verse alternadas por capas de sedimentos. Capas Masivas: Bajo condiciones adecuadas las acumulaciones de clatratos pueden formar grandes depósitos, que pueden llegar a tener varios metros de espesor y extenderse por cientos de metros; se considera que se forman a lo largo de una zona de falla, empujando los bloques hacia los lados. Hidratos de este tipo fueron recuperados por el Deep Sea Drilling Program, DSDP, en el Océano Pacifico, cerca de Guatemala (Sanchéz Gil, 2008). Los hidratos de gas suelen encontrarse naturalmente en 2 regiones, en las zonas árticas, dentro y debajo de la zona conocida como permafrost, y en las zonas marinas, sobre o debajo de las plataformas continentales a pocos cientos de metros del fondo marino en los taludes continentales, mares y océanos profundos. La estructura de los yacimientos, su importancia económica, así como la tecnología necesaria para su explotación pueden ser totalmente distintas en ambos casos (Dermibas, 2010). Muestras de Hidratos en Sedimentos Los clatratos existen en varios patrones en los sedimentos. La (Figura 2.12.2) muestra arios tipos de Patrones de distribución de hidratos recolectados durante varias expediciones de investigación. Figura 54. Muestras de hidratación en sedimentos. (Shipboard Scientific Party, 1996). En un sentido más amplio, los patrones de hidratos (A) diseminados se encuentran en granos más gruesos sedimentos; y los (B) Nodulos, (C) Capas Masivas, (D) vetas, (E) filoncillos y (F) capas se encuentran generalmente en granos más finos sedimentos. Cuando los hidratos cristalizan en la matriz de sedimentos, generalmente se deforman los sedimentos debido a la presión de la cristalización. sin embargo, la magnitud de esta presión de cristalización no se conoce. (Sassen, 2007). Exploración de Yacimientos de Clatratos La exploración de yacimientos de clatratos de gas debería ser en esencia similar a la búsqueda de yacimientos de gas o aceite convencionales. La evaluación de recursos prospectivos de hidratos de gas comercial comienza con la valoración de los componentes básicos como en cualquier pronóstico de reservas de gas natural, en este caso, no convencional. Estos componentes incluyen la geología regional (marco tectónico, la historia estructural, sedimentología, ambientes sedimentarios y estratigrafía), también es necesario identificar la fuente de hidrocarburos, la porosidad y la permeabilidad del yacimiento, así como la litología y la geometría de los cuerpos donde se encuentra almacenado el recurso. (D. Max, 2006). Los principios básicos de la geología de hidrocarburos también se aplican a la formación de depósitos de hidratos; en los que el gas se produce en una roca madre y migra a una zona de acumulación donde queda confinado por las características físico-químicas de esta para su posterior descubrimiento (exploración) y explotación, en caso de ser rentable económicamente hablando. (D. Max, 2006). Los principios básicos de exploración, y la tecnología involucrada en el desarrollo de yacimientos de hidratos se aplicaran como a cualquier otro yacimiento, con la condición de que los elementos antes mencionados para el desarrollo del campo de hidratos, se deben diseñar para un yacimiento donde los fluidos a recuperar se encuentran en un estado sólido, es decir, como si fuera un mineral cristalino, es algo similar a un yacimiento de gas convencional hasta el momento en que el gas entra a la tubería de producción. Los métodos de evaluación fundamentales para la caracterización y valoración hidrato se encuentran todavía en la etapa de prueba. Los indicadores de hidratos se pueden observar en los registros geofísicos, y sobre todo con la sísmica de reflexión. (D. Max, 2006). La zona Ridge ubicada frente a la costa sureste de EE.UU., es un sitio en el que se ha realizado la investigación científica, este lugar fue elegido originalmente por razones científicas, históricas y por las características tectónicas del área, con el interés de conocer más sobre la sedimentación y en el moderno ambiente de depósito de un segmento de la Dorsal Blake (D. Max, 2006). En un principio, los estudios realizados para localizar yacimientos de hidratos de metano utilizaron métodos geofísicos (indirectos), con la finalidad de adquirir datos, inicialmente para conocer las características de los yacimientos y a partir de ello generar criterios que permitan calcular valores aproximados de reservas, y en consecuencia conocer la geometría de los depósitos (Hernández Vite, 2009). Figura 54. Escenario geológico en las márgenes continentales. (Hyndman y Dallimore, 2001). Un ambiente común para la formación de hidratos de gas son los márgenes continentales activos. La figura 21 muestra el ciclo del hidrato de gas submarino en estos ambientes. El metano que conforma los hidratos de gas puede provenir por fuentes in situ por acción de bacterias anaeróbicas y por fuentes más profundas por advección de fluidos que contienen metano. El hidrato de gas puede perderse por disociación debido a cambios en su estabilidad (presión y temperatura) y consumo bacteriano. (Hyndman y Dallimore, 2001). Modelos de Acumulación de Clatratos La acumulación de clatratos en la naturaleza es un fenómeno complejo y muchos autores tienen modelos propuestos de formación de hidratos en sedimentos marinos (Hyndman y Davis, 1992). Los parámetros importantes que han sido sugerido para afectar la formación de hidratos en los sedimentos marinos son la profundidad (presión), la temperatura (gradiente geotérmico), salinidad del agua intersticial, contenido orgánico total de sedimentos, características del sedimento y presencia de fallas y fracturas. Típicamente unidimensional los modelos de formación de hidrato delinean la importancia de cada uno de los factores controlando la formación de hidratos en los sedimentos. (Davie y Buffett 2001) modelaron la saturación de hidratos como la más grande en la base de la zona de estabilidad de hidratos y disminuyendo hacia el fondo marino (Klauda y Sandler 2005) han desarrollado un equilibrio termodinámico modelo de acumulación de hidratos que incluye los efectos de la salinidad, la distribución del tamaño de los poros de sedimentos y el confinamiento de hidratos en los poros. Estos modelos predicen que la saturación de hidratos disminuirá hacia el fondo marino con una concentración máxima en la base de la zona de estabilidad del hidrato. Sin embargo, se han encontrado masivos montículos de hidrato en el fondo marino en el Golfo de México (Sassen, 2007), una observación que ha expuesto una limitación de los modelos de formación de hidratos. Clasificación de los Depósitos de Clatratos Se desarrollar un sistema de clasificación para clatratos de medios geológicos por (Moridis & Collett 2004). Clasificaron los depósitos de hidratos en cuatro clases, es decir, Clase 1, Clase 2, y Clase 3. Los sistemas de clase 1 son aquellos en los que una capa que contiene hidrato es sostenida por una zona de agua móvil y gas libre. Los sistemas de clase 2 son aquellos en los que la capa que contiene hidrato está debajo del agua. Los sistemas de clase 3 son aquellos en los que solo la capa que contiene hidrato existe sin fluidos móviles subyacentes. (Moridis y Sloan 2007). propuso depósitos de hidratos de Clase 4, que definieron como depósitos de hidrato de baja saturación sin formaciones limitantes Los depósitos de hidratos de Clase 4 son típicos de los océanos de acumulaciones de hidratos. Otro sistema de clasificación sugiere que geológicamente, la mayoría de los depósitos de hidratos en los entornos mar adentro se pueden clasificar como estructurales o estratigráficos (Milkov & Sassen, 2002). También pueden existir como una combinación de ambas configuraciones. Los depósitos estructurales de hidrato generalmente se forman cuando los gases termogénicos del subsuelo más profundo migran a la zona de estabilidad de hidratos “hydrate stability zone” (HSZ) a lo largo de las fallas o canales permeables, chimeneas de gas sobre depósitos de petróleo o volcanes de lodos (Milkov, 2005). Figura 55. Tipos de acumulaciones de clatrato en la zona marina (vista sección cruzada). Las flechas señalan la dirección de migración del fluido (Milkov & Sassen, 2002). Estos gases luego reaccionan con el agua en la zona de estabilidad de hidrato y forma hidratos. Los hidratos en depósitos estructurales y su distribución en los sedimentos se controlan principalmente por flujo de calor, variaciones de salinidad en los sedimentos y la aparición de vías permeables (Milkov, 2005). Los hidratos de gas se pueden concentrar localmente alrededor de las fallas y los volcanes de lodo (Milkov & Sassen, 2002). El noroeste del Golfo de México (Brooks et al., 1986) es uno de los ejemplos de la acumulación estructural de hidrato de gas. Otros ejemplos son Hydrate Ridge (costa afuera de Oregón) (Trehu et al., 2006) y el volcán de lodo Haakon Mosby (costa afuera de Noruega). Típicamente, el estructural las acumulaciones ocurren a altas configuraciones de flujo de fluidos y ocurren como capas gruesas (Xu & Ruppel, 1999). Sin embargo, debido al alto flujo de fluidos y la salinidad del agua de poros altos, el HSZ es eliminado por completo (Ruppel et al., 2005). Los BSR no son comunes en las ocurrencias de hidratos estructurales debido a que los hidratos se apilan más o menos verticalmente en los conductos de alta permeabilidad, como las fallas (Milkov & Sassen, 2002). Por lo tanto, el gas libre no es paralelo al lecho marino y, por lo tanto, no se observan BSR. Las acumulaciones de hidrato estratigráfico son depósitos de hidrato formados por el gas biogénico en sedimentos marinos. Estos tipos de depósitos ocurren en ambientes de flujo bajo de fluidos o ambientes dominados por difusión (Xu & Ruppel, 1999). Los hidratos se encuentran bien debajo del lecho marino y tienen una gran extensión de área, pero pueden ocurrir en saturaciones muy bajas. Los BSR ocurren con mayor frecuencia debajo de las acumulaciones estratigráficas que en las acumulaciones estructurales. Las acumulaciones de combinación son aquellas configuraciones donde los hidratos ocurren en estratos permeables, pero el suministro de gas para la formación de hidratos se produce a lo largo de fallas conductivas o diapiros. Recientemente, el equipo de Boswell (Smith et al., 2006) introdujeron un nuevo sistema para clasificar los depósitos de hidratos en cuatro categorías principales. Su clasificación del sistema se basa en un marco geológico y litología de los hidratos en sedimentos. Según estos investigadores, los cuatro depósitos principales donde los hidratos son encontrado en yacimientos dominados por arena, Yacimientos fracturados dominados por arcilla, formaciones masivas de hidrato de gas expuestas en el lecho marino y baja concentración de hidratos diseminados en una matriz de arcilla. La mayoría de los hidratos en los sedimentos marinos están dominados por arcilla (Boswell et al., 2007). Con frecuencia, los hidratos se alojan en rellenos de fractura en sistemas dominados por arcilla en sedimentos poco profundos. También puede existir una combinación de arena y arcillas que contienen hidrato. Trampas Se llama así a la configuración geométrica que contiene el petróleo y gas cualquiera sea su forma o causa. Una trampa representa la localización de un obstáculo en el subsuelo que impide la migración de petróleo o gas a la superficie y origina por tanto acumulaciones locales de hidrocarburos. las trampas representan receptáculos cerrados y son cuerpos de rocas almacenadoras completamente rodeadas hasta cierto nivel por rocas impermeables una trampa es un obstáculo que impide la migración de los hidrocarburos, quedando estos acumulados en ella. Las trampas que contienen hidratos de metano son muy variadas, su forma y geometría están controladas principalmente por la estructura geológica, el tipo de sedimento, la pendiente y forma del piso oceánico. (Dillon y Max, 2001) Figura 56. Tipos de trampas de gas libre que se encuentra debajo de la ZEHG (Dillon y Max, 2001). Conjunto de esquemas de los tipos de trampas de gas metano, asociados a los depósitos de hidratos de gas, quienes actúan a su vez como roca sello. En ella se puede observar a) un montículo sobre el piso oceánico donde la base de ZEHG, es marcada por el BSR, que tiende a ser paralelo al piso oceánico, b) un montículo similar a (a) pero formado por pliegues dislocados por fallas inversas, c) una secuencia inclinada de sedimentos estratificados que estén cubiertos discordantemente por una capa de hidratos de metano, d) una secuencia deformada por la acción de una intrusión salina, donde los sedimentos superiores estén cementados por los hidratos de metano. La producción de gas de las trampas selladas por hidratos puede ser una manera fácil de extraer el gas del hidrato porque la reducción de presión causada por la producción puede comenzar una movilización de hidratos y recargar la trampa con el gas. (Dillon y Max, 2001) Trampas Estructurales. Trampas estructurales son aquellas originadas por procesos tectónicos diapíricos, gravitacionales y proceso de compactación. La condición básica es que la formación de la trampa se produce tras la sedimentación de las series (y antes de producirse la migración de los hidrocarburos). (Milkon & Sassen, 2002). En sedimentos someros, el hidrato de gas principalmente ocurre como lentes, nódulos, montículos, vetas-filones masivos, en fracturas y como relleno del espacio poroso como la matriz. Las concentraciones de hidratos de gas en los sedimentos son relativamente altas, debido al rápido transporte de gas de lo profundo a través de conductos de alta permeabilidad como fracturas y fallas. (Milkon & Sassen, 2002). Las estructuras sI y sII del hidrato de gas cristalizan a partir del gas de origen termogénico, bacteriano y mixto. Las acumulaciones de hidratos de gas asociadas con este tipo de acumulaciones son localizadas alrededor de fallas activas, en márgenes convergentes y cráteres de volcanes de lodo. La presencia de gases de HC´s pesados incrementan significativamente los espesores de la ZEHG (Milkon & Sassen, 2002). Las altas temperaturas se asocian principalmente con el fluido advectivo y puede totalmente eliminar la Zona de Estabilidad del Hidrato de Gas (ZEHG) en las áreas de mayor flujo de fluido (Ginsburg et al., 1999). Los reflectores simuladores de fondo (BSR’s por sus siglas en inglés) no son comunes o son discontinuos y desplazados en estas acumulaciones estructurales (Kastner, 2001), esto como resultado de la acumulación vertical de los hidratos de gas, es decir no se tiene la capa de gas libre debajo de la capa sello de hidrato de gas, lo cual hace que varíe la base de ZEGH al no ser paralela al piso oceánico. Aunque estas acumulaciones ocurren en grandes partes de mundo, la mayoría de ellas tienden a ser localizados sobre las márgenes convergentes, en donde la actividad tectónica facilita la migración ascendente y lateral del gas (fluido). Se estima que el 60-65% de la fuente global del hidrato de gas es situada en estos márgenes convergentes. La deformación de los sedimentos de las márgenes activas puede provocar un aumento de las vías para la migración de fluidos, entre ellos el metano; con este proceso aumenta el reciclado de metano de la disociación del hidrato. (Kastner, 2001). Trampas Estratigráficas. Son aquellas en las cuales la geometría de la trampa es inherente a la morfología sedimentaria original de la serie o la generadora por los procesos diagéneticos inmediatamente posteriores. Las más conocidas de estas trampas son las producidas por cambios de facies o las relacionadas con discordancias, pero también se pueden incluir en este grupo las trampas selladas por niveles horizontales donde se produce el cierre de los poros por petróleo biodegradado, hidratos de gases o permafrost. El régimen de flujo de fluidos en las acumulaciones en trampas estratigráficas que contienen hidratos de gas generalmente es advectivo o de difusión molecular (Xu & Ruppel, 1999). Estas acumulaciones ocurren en estratos relativamente permeables en donde el hidrato de gas cristaliza en el espacio poroso, llegando a formar nódulos y lentes. El hidrato de gas tiende a ser diseminado a través de la ZEHG, presentándose en concentraciones bajas, aunque existen excepciones como en la trinchera de Nankai, Japón, donde el hidrato de metano ocupa arriba del 82 % de los poros en delgadas pero muy permeables capas de arenas. El hidrato de gas cristaliza principalmente como sI, cuyo origen es relacionado con las bacterias; se cree que estas acumulaciones de hidratos de gas se generan in situ, teniendo escaso suministro de capas más profundas (gas termogénico). (Xu & Ruppel, 1999). El hidrato de gas se encuentra en sedimentos de grano grueso (Ginsburg & Soloviev, 1998) que facilitan la migración del gas y cuentan con espacio para la nucleación (Clennell et al., 1999), además el hidrato parece estar concentrado en capas delgadas cercanas a la ZEHG. Los BSRs ocurren con frecuencia en la base de la acumulación estratigráfica del hidrato de gas debido a su gran área de extensión y a la presencia de la capa de gas libre debajo de la ZEHG (Hovland, 2000). Trampas Combinadas. Entre ambos extremos mencionados se encuentran trampas en las cuales se presenta cualquier combinación imaginable de estructura y estratigrafía. Estas trampas son aquellas en las que los factores estructurales y estratigráficos tienen importancia en proporción idéntica. (Baltazar M. E., 2002) Una trampa combinada suele tener una historia en dos o tres etapas: Un elemento estratigráfico provocó la permeabilidad de la roca reservorio, Un elemento estructural provocó la deformación que se combina con el elemento estratigráfico para completar la porción rocosa de la trampa, Un flujo buzamiento abajo del agua de formación aumento el efecto de entrampamiento Un ejemplo típico de trampas combinadas lo constituye el conjunto de trampas que genera un domo de sal. (Baltazar M. E., 2002) Domos de Sal: La intrusión de rocas profundas en los sedimentos superiores puede formar una gran variedad de trampas, estructurales, estratigráficas y combinadas. Las trampas que tienen importancia comercial están en sedimentos asociados con las intrusiones de sal de roca. Suele aplicarse el término “campo de domo de sal” cuando se dan varios yacimientos alrededor de un mismo domo. En las acumulaciones combinadas, el hidrato de gas ocurre en estratos relativamente permeables, pero el gas es rápidamente suministrado de lo profundo a través de fallas activas o diapiros. En las márgenes pasivas, los sedimentos se depositan siguiendo un patrón ordenado, se acumulan arenas en el lecho de los ríos y a lo largo de la orilla del mar; los únicos granos capaces de quedarse suspendidos mucho tiempo en el agua hasta alcanzar el océano profundo son lodos de grano fino (limos y arcillas). (Baltazar M. E., 2002). Figura 57. Estructuras de sal con fracturamiento en las capas superiores en Green Canyon (USA). (Baltazar M. E., 2002). Geoquímica de los Hidratos de Metano La geoquímica aplicada al estudio de los hidratos de gas se resume a los procedimientos de análisis de isótopos estables y anomalías en el agua de poro. Isótopos estables Los isótopos estables son variaciones pesadas, no radioactivas del elemento químico (Hesse, 2003). Las cuantificaciones del isótopo estable del carbono (Carbono trece 13C) en una muestra con respecto al elemento químico (Carbono doce 12C) se hace con el cálculo de la Delta Pee Dee Bee (δ13C). La delta Pee Dee Bee es una referencia estándar de la relación Carbono trece Carbono doce (13C/12C) medida en una roca Belemnita de la localidad Pee Dee de California, EEUU. La relación estándar se muestra en la ecuación 1 (Schoell, 1984): El cálculo de la Delta Pee Dee Bee del carbono es una relación por mil, mostrada en la ecuación 2 (Schoell, 1984): Donde: Rsample: es la relación Carbono 13 Carbono12 en la muestra. Las mediciones de la Delta Pee Dee Bee permiten determinar el carácter biogénico o termogénico del gas metano. Valores de ésta en el rango −100 ≤ δ ≤ − 57 indican un probable origen biogénico del gas metano formador de hidratos (Kvenvolden, 1995). Para algunas localidades como Golfo de México y el Mar Caspio, el origen del gas podría ser termogénico, estando asociado a yacimientos de hidrocarburos profundos: el gas migra hacia la superficie del fondo marino y al encontrar las condiciones depresión y temperatura favorables, se da la formación de los hidratos. Otra posibilidad es la degradación microbiana de anhídrido carbónico (CO2) isotópicamente pesado (Kvenvolden, 1993). En el Golfo de México también hay localidades donde el gas metano es biogénico. Otros gases como el anhídrido carbónico (CO2) y el ácido sulfhídrico (H2S) presentes en la degradación microbiana de materia orgánica en los fondos marinos, son más susceptibles a formar hidratos, desplazando hacia la derecha la curva de estabilidad de los hidratos de metano (Hesse, 2003). También se han observado anomalías en el análisis de isótopos estables del oxígeno (Delta Smow del oxígeno δ18O 0/00), estos aumentos están asociados a los cambios de fase, incrementos en la fase sólida (hidratos de metano) y depresión en los fluidos (Hesse, 2003). Anomalías de cloro Cl− en el agua del espacio poroso El cloruro de sodio (NaCl) está en el agua de mar en forma de electrólitos: Na+ y Cl−. Durante la formación de los hidratos de metano se da la exclusión de la sal, porque los electrolitos en disolución no caben dentro de la estructura. En tal sentido, se espera un incremento en los valores de cloro en las zonas de formación, pero ocurre lo contrario, se da una depresión. Este comportamiento es debido a un rápido soterramiento y compactación de los sedimentos (Hesse, 2003). En sedimentos someros del fondo marino se tiene una porosidad del 80% y a 500 m por debajo del fondo, donde se da la disociación de los hidratos en sus componentes: agua dulce más gas metano libre, se tiene (debido a la compactación) porosidades en el orden del 40% (Dai, 2004), una reducción a la mitad del volumen disponible, en el cual se mezclan entonces el agua dulce proveniente de los hidratos con el agua de poro residual, provocando la reducción de la concentración de cloro. En la parte somera donde se da la exclusión de la sal durante la formación de los hidratos de metano, por fenómeno de difusión (los elementos en mayor concentración se desplazan hacia los de menor concentración hasta darse el equilibrio) no se nota disminución o aumento en los perfiles de cloro. En la figura 2.13 se muestra un perfil de cloro típico, adquirido en el Site 859 del ODP, costa afuera de Chile, mostrándose lo dicho arriba. Además, está referenciado con un perfil sónico. Figura 58. Perfil de cloro (Cl−) y registro sónico (VP) típicos de los hidratos de metano, adquiridos en el ODP Site 859. (Brown, 1996). Métodos Sísmicos en los Hidratos de Metano Reflector Simulador de Fondo (BSR). El reflector simulador del fondo, o mejor conocido por su sigla en inglés “BSR” (Bottom Simulating Reflector) es quizás el marcador geofísico indirecto más robusto para interpretar la presencia de hidratos de gas (Shipley et al., 1979). El aumento de la velocidad de la onda de presión causada por la formación de hidratos afecta directamente a la respuesta sísmica de reflexión en los sedimentos, es decir, la velocidad que se obtiene en sedimentos que contienen hidratos se incrementa en gran medida a diferencia de un medio que solo contiene gas. Su principio básico de funcionamiento se basa en la simulación acústica del fondo marino y se origina debido a las discontinuidades que existen entre los sedimentos que contienen hidratos de gas, encima del BSR, de los que contienen solamente gas libre, debajo del BSR. Se puede identificar al BSR en las secciones sísmicas debido a que existe un cambio de polaridad con respecto a la reflexión del fondo marino, que es causado por un salto negativo de la impedancia acústica (Hernández Vite, 2009). Cuando se tienen hidratos en los sedimentos marinos estos actúan como cementantes de la matriz, aumentando de esta forma la velocidad sísmica del medio, en contraste con la velocidad de los sedimentos que solo contienen gas libre, como consecuencia se tiende a disminuir la velocidad en la onda P. Lo anterior genera una variación en las velocidades lo que da como resultado una variación de impedancias y por lo tanto una reflexión sísmica característica (Reyes Pimentel, 2011). Figura 59. Ejemplo sísmico de hidratos de gas marítimos encima de un doble punto. (Statoil & Schlumberger Multiclient). El contraste entre los estratos que soportan los hidratos de velocidad alta y los estratos que soportan debajo el gas de velocidad baja da como resultado reflector simulador del fondo (BSR). En este ejemplo, los hidratos de gas actúan como sellos para los depósitos de hidrocarburos subyacente. (Statoil & Schlumberger Multiclient). Respuesta sísmica de los hidratos de metano En secciones sísmicas, la base de la zona de estabilidad de los hidratos de metano se ha asociado a reflectores sub-paralelos al fondo marino, éstos presentan una polaridad inversa a la del fondo y se les denomina BSR. En la figura 24 se muestra una sección sísmica 2D adquirida en Blake Ridge, EEUU, donde se muestra un ejemplo de BSR. Nótese su paralelismo con el fondo marino, su polaridad inversa y su presencia a escala a regional. Figura 60. Bottom Simulating Reflector (BSR) Blake Ridge, EEUU (Ecker, 2001) Los reflectores que simulan el fondo marino están asociados a la base de la zona de estabilidad de los hidratos (Kvenvolden, 1993; Hyndman, 1992). La reflexión sísmica que se da en la base de la zona de estabilidad de los hidratos se caracteriza por tener una polaridad inversa, debido a que allí es donde se disocia el hidrato por aumento de la temperatura, efecto del gradiente geotérmico. Entonces, el gas que se encuentra libre producto de la disociación disminuye la velocidad de las ondas P y en consecuencia un coeficiente de reflexión negativo. Pequeñas saturaciones de gas (mayores que 5%) en rocas provocan bruscas disminuciones en la velocidad de las ondas P (Mavko, 1998). En la figura 25 se muestra un sismograma sintético simplificado mostrando las reflexiones teóricas características. Figura 61. Sismograma sintético simplificado de un BSR. (Hyndman et al, 1992) En la figura 25 se muestra un registro sónico típico, adquirido en el Site 859 del ODP, costa afuera de Chile (Brown, 1996).  Figura 62. Registro sónico de pozo mostrando la disminución típica de la velocidad de las ondas P debida al gas libre producto de la disociación de los hidratos de metano (Brown, 1996) El comportamiento subparalelo de los BSR’s es debido a que se trata de superficies termobáricas y no a superficies estructurales o estratigráficas (Dai et al., 2004). La geometría que presenta el fondo marino modifica las variables de presión y temperatura a las cuales son susceptibles los hidratos de metano. Por lo anterior, es posible observar BSR cortando a reflectores estratigráficos para mantener su comportamiento mimético del fondo marino. Este comportamiento ha sido denominado “Puntos Brillantes”, traducción de: hydrate bright spots (Holbrook, 2002). En la figura 27 se muestra un BSR que corta las reflexiones estratigráficas, “hydrate bright spots”. Figura 63. Línea sísmica donde se muestra un BSR cortando las reflexiones estratigráficas (Matsushima, 2004). Otra característica observada en las líneas sísmicas adquiridas en zonas donde es comprobada la presencia de hidratos de metano, como en el Golfo de México, es la no aparición de reflexiones o lo denominado “zonas vacías” traducción del inglés amplitude blanking. Estas zonas vacías de reflexiones indican la presencia de un material uniforme de alta velocidad, probablemente hidratos, donde no hay contraste de impedancia y por ello las amplitudes de las reflexiones son débiles o ausentes (Holbrook et al, 2002). Dependiendo de la concentración de los hidratos de metano, éstos pueden provocar el aumento de las amplitudes de las reflexiones o pueden debilitarlas. Resultados de estudios realizados en Mallik, Canadá, indican que los hidratos preferencialmente se forman en rocas con mayor porosidad (aquellas de baja velocidad). Esta disminución del espacio poroso, provoca un aumento en la velocidad de la roca en relación con las circunvecinas de mayor velocidad. Saturaciones de hidrato menores que 25% del espacio poroso, pueden reducir el contraste de impedancias entre el estrato más poroso y el menos poroso, suprimiendo las reflexiones o blanking debido a un bajo contraste (Holbrook, 2002). También pueden existir BSR’s asociados a procesos diagenéticos de los sedimentos ricos en sílice y no sólo en la base de la zona de estabilidad de los hidratos. La diagénesis temprana de los sedimentos ricos en sílice consiste de estados progresivos, dependientes de la presión y la temperatura, tales como el ópalo A (amorfo), el ópalo CT (Cristobalita) y finalmente el cuarzo. La principal diferencia entre los BSR’s asociados a procesos de diagénesis y aquellos asociados a la base de la zona de estabilidad de los hidratos, es que los primeros presentan reflexiones de igual polaridad que la reflexión del fondo marino. Esto debido al contraste positivo de la impedancia acústica entre En la transición diagenética del ópalo A al ópalo CT, en la cual hay un incremento en la densidad y ocurre en el rango de los 16°C a los 35° C, la segunda transición diagenética ópalo CT a cuarzo ocurre generalmente a los 90°C (Berndt, 2004). Considerando el gradiente geotérmico promedio de las cuencas oceánicas y el diagrama de estabilidad de los hidratos de metano, se puede notar que el proceso diagenético de transición del ópalo A al ópalo CT y la base de la zona de estabilidad de los hidratos de metano pueden estar a profundidades semejantes (Berndt, 2004), sin embargo, la diferencia en una sección sísmica será la polaridad relativa de las reflexiones con respecto a la del fondo marino. En otro orden y para finalizar, la profundidad de los BSR y la temperatura en el fondo marino en conjunción con los diagramas de fase de los hidratos, pueden ser utilizados para estimar gradientes geotérmicos en sedimentos oceánicos (Yamano, 1982). Registros Geofísicos de Exploración de Pozos. Los registros geofísicos de pozo (RGP) consisten en la medición en función de la profundidad o del tiempo de alguna propiedad física y/o química vinculada al material litológico del subsuelo (sistema roca-fluido). El registro se lleva a cabo mediante una herramienta denominada sonda, la cual se compone de uno o más sensores que se encargan de medir sobre la pared del pozo la respuesta física del material litológico. Dicha respuesta medida está en función del tiempo de herramienta utilizada. Los registros se representan de manera gráfica las propiedades petrofísicas de la roca contra la profundidad, para ello hacen uso de herramientas especiales, las cuales son introducidas en el pozo con la finalidad de obtener valores de dichas propiedades, ya sea de forma directa o indirecta (Guillot Merchant, 2010). Los principales registros geofísicos de pozos que se pueden utilizar para interpretar la presencia de hidratos de metano son los siguientes (Baltazar, 2002): Registro de Hidrocarburos: Es más sensible a los hidratos, pero su respuesta puede ser no muy diferente de un registro para gas libre. En los registros de hidrocarburos la disociación de hidratos causa un incremento significativo de gas en el lodo de perforación, el cual es encontrado en la parte alta del pozo; sin embargo, hay que considerar que los fluidos fríos o densos pueden ocultar la disociación resultando un gas más ligero. Registro de Resistividad Eléctrica (Doble Inducción): En este registro que es de penetración superficial, se obtiene una pequeña respuesta con relación a la zona de gas libre debido a la disociación del hidrato. El registro de inducción profunda muestra alta resistividad por lo que es posible interpretar la presencia de un posible yacimiento de hielos de metano. Registro de Potencial Espontáneo: Comparado con los registros que permiten identificar la zona de gas libre, existe en los registros de potencial espontáneo una desviación relativamente menor; la curva de registro potencial espontáneo para el hidrato de gas podría ser similar al de una secuencia portadora de hielo, la correlación directa es con el registro gamma que tiene similar comportamiento. Registro Caliper: Un agujero de perforación agrandado puede formarse por la disociación de hidratos, esto puede también ocurrir con hielos sin hidratos del permafrost. Registro de Tiempo de Tránsito Acústico: Dentro de una secuencia con hidratos de gas existe una disminución en el tiempo de tránsito acústico en comparación con una unidad saturada con agua o gas puro. Sin embargo, el tiempo de tránsito acústico del hielo es similar al de hidrato de gas, el registro acústico no identifica los hidratos de gas dentro de una sucesión de hielo en el permafrost. Registro de Porosidad por Neutrón: En una acumulación de hidratos de gas existe un incremento relativo de la porosidad de neutrón; esta respuesta contrasta con la reducción aparente en la porosidad de neutrón en una zona libre de gas. Registro de Densidad: Dentro de una zona con contenido de hidratos de gas existe una disminución aparente en la densidad en comparación a una unidad saturada con agua, debido a que la densidad del hielo es similar al del hidrato de gas; el registro de densidad no puede identificar una acumulación de hidratos de gas dentro del permafrost, ya que la densidad decrece aparentemente con hidratos y puede ser distinguido del agua, pero no del hielo sin hidratos. (Baltazar, 2002). Por otro lado, la velocidad de perforación de los pozos también decrece en la región de hidratos debido a la naturaleza sólida del hidrato de gas con relación al sedimento saturado de fluidos, pero no es significativamente diferente de horizontes portadores de hielo sin hidratos. Figura 64. Registros adquiridos en un pozo de hidratos de gas del área Green Canyon. (Equipo de Ciencias de la Campaña II del Programa JIP.) Las altas resistividades (Carril 3) son las indicaciones más claras de la presencia de hidratos de gas (sombreado rosa) en esta arena de 100 pies. Las arenas más profundas, de menor espesor, también contienen hidratos. El registro calibrador (Carril 1) muestra los derrumbes producidos en las zonas libres de hidratos (sombreado azul). Los derrumbes pueden conducir a resultados de densidad pobres (Carril 4). Las saturaciones estimadas de los hidratos de gas (Carril 5) oscilan entre 50% y más de 85%, y dependen del exponente de saturación, n, utilizado en la ley de Archie, que relaciona la resistividad con la porosidad y la saturación. El personal prepara las herramientas LWD, en la unidad de perforación flotante Q4000. (Equipo de Ciencias de la Campaña II del Programa JIP.) Tipos de energéticos en el país México es un país con importantes yacimientos de petróleo, gas y otros minerales. La actividad extractiva se desarrolla prácticamente en todo el territorio nacional, aunque hay estados que concentran mayor actividad que otros. Por más de trecientos años, México se ha beneficiado de los yacimientos petrolíferos de su territorio, los cuales se han convertido prácticamente en el sostén económico del país. La industria petrolera es una de las fuentes de energía más importante a nivel nacional e internacional, que juega un rol esencial en la economía, la sociedad y las relaciones internacionales. El petróleo es uno de los recursos económicos más importantes de México, quien tiene más de 12 mil 350 millones de barriles de reservas probadas de este material, lo que convierte al país en uno de los de mayor cantidad de crudo en el mundo. El papel de la industria petrolera en el país En el siglo XX, el papel del petróleo en México ha sido esencial, sobre todo desde la creación de Petróleos Mexicanos (PEMEX) en 1938, el pilar económico de la nación. PEMEX es una de las compañías más importantes de paísy es la única de la industria que desarrolla toda la cadena productiva: desde la exploración, hasta su distribución y comercialización. A esta empresa se han sumado muchas compañías extranjeras y trasnacionales en los últimos años, que trabajan para PEMEX brindando diferentes servicios asociados en el sector petrolero. La importancia del producto como fuente de energía y como motor de la economía nacional ha requerido una regulación constante de la industria y sus procesos, para garantizar la calidad del producto, la administración de los recursos y el cuidado del medioambiente. Breve historia Según la plataforma Industria Petrolera Mexicana, desde 1783 se registran hechos significativos en relación a la explotación petrolera en México. A continuación, mostramos lo más destacado de su historia: 1783: surgen Las Reales Ordenanzas para la Minería de la Nueva España, que determinaban que toda riqueza extraída del suelo mexicano pertenecía a la Real Corona Española. 1892: tras varias disputas por buscar la autonomía, se promulga el Código de Minero de la República Mexicana que sostiene que solo el dueño del suelo puede explotarlo. 1901: nace la Ley del Petróleo y se dan permisos a empresas y particulares para explotar terrenos del país en búsqueda de crudo. 1933: este año surge la primera iniciativa de una empresa petrolera nacional y se crea la Compañía Petróleos de México, S.A. (Petromex). 1938: el presidente Lázaro Cárdenas decreta la expropiación de la industria petrolera con el fin de nacionalizarla. El mismo año se crea Pemex. 1989: Pemex crea Petróleos Mexicanos Internacional para organizar de manera efectiva el comercio internacional del producto. El Petróleo En México, cerca del 88% de la energía primaria que se consume proviene del petróleo. Llega a nosotros cada día en una gran variedad de formas. Es la principal fuente de insumos para generar energía eléctrica, permite la producción de combustibles para los sectores de transporte e industrial. Además, es materia prima de una gran cantidad de productos como telas, medicinas o variados objetos de plástico. El petróleo se presenta en la naturaleza en los tres estados de la materia: El sólido (bitumen natural) El líquido (crudo) y el gaseoso (gas natural) Por su composición química, el petróleo, en sus diferentes presentaciones, es un hidrocarburo. Todas las sustancias en la naturaleza están formadas por átomos que se pueden combinar y al hacerlo constituyen moléculas, las cuales son la proporción más pequeña de un compuesto químico que conserva sus características completas, por ejemplo: una molécula de agua (H2O) o de sal (NaCl). El carbono (C) no es la excepción, y cuando se combina con hidrógeno (H) forma moléculas de hidrocarburos que tienen la posibilidad de formar cadenas de diferente extensión (según el número de átomos de carbono que contengan) y estructura (de acuerdo con la colocación de los átomos de hidrógeno con los que se combinan). Esta variedad de combinaciones posibles es la causa de que existan diferentes tipos de hidrocarburos con características propias. http://cuentame.inegi.org.mx/economia/petroleo/quees.aspx?tema=E Situación actual del petróleo en México En los últimos años, se ha registrado una caída muy importante del precio del petróleo a nivel mundial. Esta situación ha afectado a la industria mexicana, que se encuentra hoy enfrentando una crisis donde el factor económico y el social juegan un papel esencial. El auge del shale gas de Estados Unidos ha contribuido en la crisis energética nacional, debido a que la potencia norteamericana ha logrado ser autosuficiente, cuando tradicionalmente se posicionaba como uno de los consumidores de petróleo más grandes del mundo. Según Forbes, el surgimiento de este nuevo producto ha creado un cambio de dirección en el consumo general, dejando relegados a los hidrocarburos. Hoy en día México tiene un exceso de oferta de producto que debe ser orientado a dar respuesta a otras demandas. Un factor que podría ayudar a nuestro país a superar esta crisis es una planificación correcta y prudente para el año 2016, que se ajuste a los bajos precios del petróleo en el mercado internacional. http://noticias.universia.net.mx/cultura/noticia/2016/03/18/1137477/historia-actualidad-petroleo-mexico.html Cuencas Petroleras de México En México se han podido identificar 16 cuencas sedimentarias con potencial petrolero: Sabinas, Burgos, Tampico, Misantla, Veracruz, del Sureste, Sierra Madre Oriental, Golfo de México Profundo, Sierra de Chiapas, California, Golfo de California y Chihuhua. Las principales cuencas por su producción acumulada y reservas remanentes de aceite son las de Tampico-Misantla y las denominadas Cuencas del Sureste. Las cuencas de Sabinas, Burgos y Veracruz son primordialmente gasíferas, destacando por su volumetría la de Burgos. Actualmente, la cuenca con menor conocimiento es la del Golfo de México Profundo. Cuenca Sabinas Es una importante cuenca gasífera que se extiende bajo el estado de Coahuila. El espesor estratigráfico cronológicamente abarca desde el Jurásico superior hasta el Cretácico Superior. Cuencas de Burgos. Junto con la Cuenca de Veracruz ha aportado el 5 por ciento de la producción acumulada. Las principales cuencas productoras de gas no asociado corresponden a Burgos y Veracruz, destacando por su volumetría la de Burgos. Comprende gran parte del noreste, dentro de territorios norteños de Tamaulipas, Nuevo León y Coahuila. Actualmente, la producción de gas seco en esta zona cubre una superficie de más de 29 mil kilómetros cuadrados y se obtienen más de mil millones de pies cúbicos diarios. Esta producción representa el 80 por ciento del total de gas no asociado y casi una cuarta parte de la producción total de gas en México. La Cuenca de Burgos, en efecto, constituye la reserva de gas no asociado al petróleo más importante del país. Burgos tiene la misma potencialidad productiva que tiene el sur de Texas; sin embargo, se ha obtenido en los últimos 60 años sólo un diez por ciento de lo producido en el lado norteamericano. Cuenca de Tampico-Misantla Es otra principal cuenca después de las cuencas del Sureste por su producción acumulada y reservas remanentes de petróleo. Es la más antigua en producción en México. Actualmente, se encuentra en etapa de reactivación con la puesta en marcha del proyecto Aceite Terciario del Golfo (Chicontepec). Cuenca de Veracruz La Cuenca Terciaria de Veracruz es de gran importancia económico-petrolera debido a las dimensiones y potencia de su columna sedimentaria, historia de producción de más de 50 años y sus perspectivas en cuanto a gas seco. Cuencas del Sureste La mayor producción de hidrocarburos se ha obtenido a partir de las Cuencas del Sureste. El incremento en la producción en las Cuencas del Sureste obedece principalmente a los mega descubrimientos en la sonda de Campeche y en el área Chiapas-Tabasco. Comprende además de los estados mencionados, el estado de Veracruz. Está conformada por las cuencas: Salina del Istmo, Reforma-Comalcalco, Macuspana, Litoral de Tabasco y Sonda de Campeche. Cuenca del Golfo de México Profundo Más del 50% de los recursos potenciales del país se encuentran en aguas profundas. Las estimaciones prospectivas se ubican en cerca de 30 mil millones de barriles de crudo equivalente. La porción profunda de la Cuenca del Golfo de México se ubica en tirantes de agua superiores a 500 metros, cubriendo una superficie aproximada de 575,000 kilómetros cuadrados. Con base en la información hasta ahora adquirida, se han identificado 9 provincias geológicas: Delta del Rio Bravo, Franja de Sal Alóctona, Cinturón Plegado Perdido, Franja Distintiva, Cordilleras Mexicanas, Salina del Golfo Profundo, Escarpe de Campeche, Cañón de Veracruz y Planicie Abisal, distribuidas en 3 proyectos exploratorios: Golfo de México B, Golfo de México Sur y Área Perdido. Figura 65. Áreas de acumulación de hidrocarburos (o de oportunidad exploratoria) en la plataforma continental y en las cuencas petroleras tradicionales ya conocidas. Figura 66. Producción de Hidrocarburos de enero 2017 a abril 2018. (comisión nacional de hidrocarburos). Los hidrocarburos representan un 51,6% del consumo total energético de la población mundial. cada día obtenemos 86 millones de barriles de petróleo. gracias al petróleo podemos obtener más de 2,000 productos, entre ellos se encuentran los combustibles, los disolventes, gases, alquitranes y plásticos. este recurso no renovable también influye a nivel económico y social. la cadena de valor tiene distintos procesos: localización, extracción, transporte, refinamiento y el transporte final. En cada uno de estos procesos consumimos energía y generamos emisiones. Las emisiones de las refinerías que juntamente con el transporte suponen la mayor parte de las emisiones. https://www.ipsom.com/clientes/eficiencia-energetica-hidrocarburos/ Fuentes Energéticos de Gas Natural No Convencionales Los yacimientos no convencionales son más extendidos y consisten en una acumulación de capas sedimentarias de baja permeabilidad que atrapan el gas entre ellas. Las características geológicas de los yacimientos no convencionales hacen difícil la extracción, por lo que su producción no es económicamente rentable a menos que se utilicen tratamientos de estimulación y tecnologías especiales para su recuperación. (García Potero, 2012). Gas Natural El gas natural es una mezcla de gases compuesta principalmente por metano. Se trata de un gas combustible que proviene de formaciones geológicas, por lo que constituye una fuente de energía no renovable. Además de metano, el gas natural puede contener dióxido de carbono, etano, propano, butano y nitrógeno, entre otros gases. Estos componentes hacen que el uso del gas natural sea contaminante. Además de su presencia en yacimientos fósiles, el gas natural puede obtenerse a partir de la descomposición de los restos orgánicos. Este proceso es promovido en plantas de tratamiento especializadas que producen el denominado biogás. (Márquez D., 1989). El gas natural contenido en yacimientos no convencionales constituye un importante recurso que está ayudando a responder a las crecientes necesidades del mercado por lo que los avances tecnológicos han convertido a la explotación de este recurso en una opción viable. Las características singulares de los yacimientos de metano en capas sedimentarias no convencionales demandan enfoques novedosos en lo que respecta a construcción de pozos, evaluación de formaciones, fluidos de terminación y estimulación de pozos, modelado y desarrollo de yacimientos entre otros. La exploración y explotación del gas no convencional está tomando una importancia económica relevante de tal forma que en los Estados Unidos representa el 15% de la producción del gas y en Canadá el 40%.En sus inicios el gas natural se pensaba como un sub producto no deseado del petróleo, tuvieron que pasar varias décadas para que la industria lo utilizara considerando su potencial energético y la forma como influenciaba al yacimiento para aumentar la recuperación de aceite (Márquez D., 1989). En nuestro país no fue hasta 1945 cuando se inició de cierta forma la historia del gas natural, con el descubrimiento del yacimiento Misión, en el norte de México, las actividades relacionadas con el aprovechamiento de este recurso comenzaron con la reinyección al yacimiento Poza Rica y la construcción de un gasoducto que enlazó a este yacimiento con el Distrito Federal, para abastecerlo de gas. Cuando las reservas de gas se encuentran en lugares apartados donde no resulta rentable la construcción de gasoductos para llevar el gas a los hogares e industrias, es posible procesar el gas natural para convertirlo en gas natural licuado (GNL). Así, en forma líquida, se facilita su transporte. El GNL suele trasladarse a -161ºC, ya que la licuefacción puede reducir el volumen de gas hasta en 600 veces. El gas natural almacenado a altas presiones (entre 200 y 250 bar), se transforma en gas natural comprimido (GNC), un combustible que se utiliza en vehículos ya que resulta económico en comparación a la gasolina. Otro uso del gas natural aparece con la producción de hidrógeno, que también supone un combustible alternativo para los vehículos. En estos casos, el hidrógeno puede utilizarse a través de la combustión (con un motor de explosión) o mediante una pila de combustible (el hidrógeno se convierte en electricidad y alimenta un motor eléctrico). El Gas Metano de interés económico contenido en formaciones de roca de baja permeabilidad o asociado al carbón, se denomina como gas no convencional e incluye al Gas en Mantos de Carbón (Coalbed Methane - CBM), Gas de Lutitas (Shale Gas), Gas en Arenas de muy baja permeabilidad (Tight Gas) e hidratos de gas; estos últimos son el tema central de este trabajo de tesis, por lo que a continuación se describen únicamente las características generales de los otros tipos de yacimientos de gas no convencionales. Coalbed Methane CBM (Gas Metano en Mantos de Carbón). Es el gas natural, metano, asociado a las capas de carbón. El gas se encuentra retenido en fracturas y, fundamentalmente, adsorbido en la matriz de la roca (carbón). este gas natural contenido en formaciones de carbón constituye un importante recurso que está ayudando a responder a las crecientes necesidades energéticas del mundo. En muchas áreas, las condiciones del mercado y los avances tecnológicos han convertido a la explotación de este recurso en una opción viable. Las características singulares de los yacimientos de metano en capas de carbón demandan enfoques novedosos en lo que respecta a construcción de pozos, evaluación de formaciones, fluidos de terminación y estimulación de pozos, modelado y desarrollo de yacimientos. http://www.bydesign.com/fossilfuels/links/html/coal/coal_history.html http://www.pitwork.net/history1.htm El gas natural contenido en las capas de carbón representa una porción importante de los recursos de gas natural del mundo. Actualmente se dispone de métodos mejorados de evaluación de capas de carbón mediante mediciones de registros geofísicos y modernos dispositivos de muestreo. Los cementos más livianos, con la utilización efectiva de aditivos, minimizan el daño de los sensibles yacimientos de metano en capas de carbón (CBM, por sus siglas en inglés). Además, se están utilizando fluidos de estimulación que no producen daños y diseños de fracturamientos hidráulicos innovadores para mejorar el flujo de gas y agua desde la formación hacia el pozo. Se logran técnicas de levantamiento artificial optimizadas a través de la utilización de programas de computación inteligentes que contribuyen a una rápida y eficaz deshidratación de las capas de carbón. Las tecnologías avanzadas y la experiencia de la industria aplicada en todo el mundo están produciendo un impacto positivo sobre el desarrollo de reservas de metano contenido en las capas de carbón. http://www.bydesign.com/fossilfuels/links/html/coal/coal_history.html http://www.pitwork.net/history1.htm Perforación para la obtención del gas natural contenido en capas de carbón Los primeros intentos de desgasificación del carbón en las minas tuvieron lugar en Inglaterra durante la década de 1800, y se sabe que el gas derivado del carbón se utilizaba para iluminar las calles de Londres. El primer pozo de CBM para desarrollar gas como recurso fue perforado en 1931 en Virginia Occidental, EUA. Durante más de 50 años, el nivel de la actividad de perforación de pozos de CBM se mantuvo bajo. En 1978, el gobierno de los Estados Unidos promulgó la Ley de Política del Gas Natural. Esta legislación permitió a las compañías percibir precios más altos por el gas natural producido de yacimientos gasíferos de baja permeabilidad, lutitas gasíferas y filones de carbón. En 1984, el gobierno de los Estados Unidos ofreció créditos fiscales para el desarrollo y la explotación de yacimientos no convencionales. http://www.bydesign.com/fossilfuels/links/html/coal/coal_history.html http://www.pitwork.net/history1.htm La actualidad, el desarrollo de los yacimientos de CBM está impactando el mercado del gas norteamericano. La producción anual proveniente de 11 cuencas de carbón en EUA es superior a 42,900 millones de m3 [1.5 Tpc], o un 10% de la producción de gas anual de EUA. (Leach WH Jr., 2002) Figura 67. Yacimientos de gas natural contenido en capas de carbón Canadá recién ha comenzado a producir gas de yacimientos de CBM y estima que el volumen de reservas en sitio asciende a 36.8 trillones de m3 [1287 Tpc]. Australia empezó a producir gas de yacimientos de CBM en 1998 y el cálculo de sus reservas totales oscila entre 8.6 y 14.3 trillones de m3 [300 y 500 Tpc]. En todo el mundo, el total de reservas de CBM en sitio se estima en aproximadamente 100 a 272 trillones de m3 [3500 a 9500 Tpc]. (Olsen TN, Brenize G & Frenzel T, 2003) Tight Gas (Gas de Arenas de Baja Permeabilidad) Se conoce como gas en arenas compactas (tight gas) al gas natural encontrado en formaciones areniscas (o calizas) de baja porosidad y baja permeabilidad. La definición estándar para un yacimiento de arenas compactas es aquel que tiene una roca matriz con: • porosidad < 10% • permeabilidad < 0,1 millidarcy. Muchas veces estas formaciones geológicas son similares a los yacimientos convencionales y no hay una distinción clara entre ambos. Una de las claves para producir estos recursos es localizar áreas y pozos de producción donde abunden las fracturas naturales (conocidos como puntos “dulces” – sweet spots). Salvo en los casos de encontrar fracturas naturales, prácticamente todos los yacimientos de arenas compactas requieren técnicas de estimulación hidráulica para obtener una producción de gas rentable. Figura 68. Tipos de yacimientos convencionales y no convencionales Figura 67. Lámina delgada de areniscas. La arenisca convencional (izq) tiene poros bien conectados (azul oscuro). Los poros en la arenisca tight gas (der) están irregularmente distribuidas y pobremente conectados (arenas compactas), lo que dificulta la producción del gas entrampado en estas secuencias. (NETL de los EUA,2008) Actualmente las tecnologías para poder incrementar la producción en este tipo de yacimientos se han actualizado con respecto de los requerimientos de la industria, un ejemplo de ello es la técnica HiWAY desarrollada por la empresa Schlumberger, la cual es una mejora al método tradicional de fracturamiento hidráulico. En el método tradicional el hidrocarburo fluye a través de los instersticios entre las partículas del fluido apuntalante, mientras que en el método actualizado se generan aglomeraciones de estas partículas las cuales forma redes de canales los cuales mejoran la conductividad de las fracturas, incrementando así la producción en yacimientos de areniscas compactas. Figura 69. Diferencia entre un fracturamiento hidráulico tradicional (izq.) y el fracturamiento con canales de flujo abierto implementado mediante la técnica HiWAY (der.) Tomada de Flow-channel hydraulic fracturing technique for vertical completions, (Schlumberger, 2010). En México, la Formación Yegua en la Cuenca de Burgos es una formación gasífera compuesta de varias capas de areniscas compactas, las cuales producen gas en el Campo Campito. En este campo PEMEX tuvo problemas con respecto de la producción, por lo que implementó la técnica HiWAY, mejorando su producción en un 32%. Shale Gas (Gas De Lutitas) Se conoce como gas en esquistos (shale gas) al gas natural que se encuentra en yacimientos compuestos predominantemente por esquistos o pizarras (una roca sedimentaria de grano que se fractura fácilmente en láminas finas y paralelas). Los esquistos tienen poca permeabilidad, por lo que la producción de gas en cantidades comerciales requiere técnicas de fracturación para aumentar la permeabilidad. La producción de gas de esquistos no está limitada a trampas o estructuras en las que puede estar confinado el gas, sino que el estrato en el que está confinado el gas se extiende sobre amplias zonas geográficas. El gas de esquistos es actualmente el sector energético de crecimiento más rápido en los Estados Unidos, impulsado por los avances en la tecnología y la presencia de amplias cuencas de producción. Figura 70. Los hidrocarburos no convencionales son gotas de petróleo y gas atrapadas en rocas de baja o nula permeabilidad. (www.eia.gov). En estos yacimientos el hidrocarburo no fluye, para poder producirlo, es necesario desviar el pozo una vez que se alcanza la profundidad a la que se encuentra la formación productora e inducir permeabilidad por medio de la fractura hidráulica (fracking). (www.eia.gov).  Justificación El incremento de la demanda mundial con relación a energéticos de diversa índole ha permitido la investigación orientada al desarrollo o descubrimiento de nuevas fuentes. El petróleo y sus derivados se muestran actualmente como la principal fuente de energéticos a nivel mundial. Sin embargo, se ha incrementado el uso de energías alternativas como energía eólica, hidráulica, hidrotérmica, entre otras. Todas las anteriores conllevan diversos procedimientos químicos industriales para su obtención, metodologías que generan gastos adicionales y con ello el valor del producto final aumenta y disminuye su relación costo / aporte energético. Debido a esto se ha continuado con la búsqueda de nuevos energéticos alrededor del planeta. Los gases hidratados son considerados como una fuente de energía alterna, sin embargo, actualmente su uso es mínimo. El metano que es el principal componente de estos gases es un combustible ecológico que produce un 34% menos de emisiones de CO2 que el fuel oil y 43% menos que el carbón. Los hidratos de metano se plantean en la actualidad como una fuente de energía abundante y ecológica, pero no de igual modo como una alternativa al petróleo en el corto plazo. Los hidratos de metano, por su condición de potencial fuente de energía, se convierten en un recurso estratégico y, por lo tanto, los posibles reservorios deben identificarse.  Objetivos Objetivo General Evaluar el contenido de mercurio presente en la corriente de Gas de alimentación a una planta de recuperación de líquidos. Objetivos Específicos.- Ahora ya descrito el objetivo general, abordamos de manera específica lo esperado en el presente trabajo. Comparar los resultados con respecto a los estándares internacionales. Determinar si se requieren guardas de mercurio como medida de protección en base a los resultados evaluados. Emitir recomendaciones con enfoque de prevención.  Hipótesis La explotación de clatrato de metano representa una alternativa energética de gas natural no convencional en México.  MATERIAL Y METODOS Diseño Metodológico. El método de investigación a utilizar en este proyecto se considera del tipo cualitativo ya que considera la recolección de datos sin medición numérica para descubrir o afinar preguntas de investigación en el proceso de interpretación. en este proceso desarrolla una teoría coherente con los datos de acuerdo con lo que observa. Se basa en una lógica y proceso inductivo (explorar, describir y luego generar perspectivas teóricas). Van de lo particular a lo general. En la mayoría de los estudios cualitativos no se prueban hipótesis. Estas se generan durante el proceso y van refinándose conforme se recaban más datos o son un resultado del estudio. Se basa en métodos de recolección de datos no estandarizados ni completamente predeterminados. No se efectúa una medición numérica por lo cual el análisis no es estadístico. Tipo de Estudio. El propósito de esta investigación cualitativa es dar a conocer el impacto mundial que tiene el clatrato de metano como fuente energética de gas natural no convencional. El clatrato de gas natural ocurre en todo el mundo: en sedimentos oceánicos de laderas continentales; en sedimentos de aguas profundas de lagos y mares interiores; y en los sedimentos polares de la plataforma continental y continental. En los sedimentos oceánicos, donde las profundidades del agua superan los 300 m y las temperaturas del agua del fondo se aproximan a 0 ° C, el hidrato de gas se encuentra en el fondo marino y desciende a profundidades de sedimentos de unos 1,100 m. El rango de profundidad típico para la estabilidad del clatrato se encuentra a 100-500 m por debajo del fondo marino. En las regiones continentales polares, el clatrato de gas puede ocurrir en sedimentos a profundidades que van de 150 a 2.000 m. Las ocurrencias de clatrato dentro de la zona de estabilidad del hidrato de gas (GHSZ) se ven afectadas por numerosos factores adicionales, incluida la disponibilidad de gas, agua y controles geológicos. Se cree que alrededor del 98% de los clatratos de gas están concentrados en sedimentos oceánicos, mientras que el otro 2% están en masas terrestres polares. Técnicas Propuestas para Perforar Yacimientos de Clatrato de Metano Durante mucho tiempo, la Industria Petrolera consideró a la Perforación de Pozos como un “arte” o labor artesanal y no como un área de la ingeniería. En los inicios de la perforación esto era justificable; sin embargo, a partir de los años 40's se desarrolla la Tecnología de la Perforación de Pozos en forma acelerada (desarrollo, investigación, modernización, etc.). Para tener el estado actual de desarrollo en la industria petrolera se han incorporado varias ramas de la ingeniería, generando con esto la tecnología propia de perforación, haciendo más que nunca, verdadera ingeniería. Lo anterior no significa que el arte involucrado haya dejado de existir, sino que se ha conjuntado dentro de las diferentes disciplinas de ingeniería. Con el correr de los años, esta situación genera que las áreas involucradas en esta labor no tengan la coordinación necesaria para llevar a cabo con eficiencia el trabajo, y con esto presentan problemas en la realización del mismo. Es por eso que resulta necesario plantear un programa de perforación de pozos, que sirva de coordinación con las áreas de perforación y producción respectivamente y sirva para definir criterios y requerimientos mínimos que deben de contener dichos programas. Los hidratos de gas se encuentran agrupados con otros recursos de hidrocarburos no convencionales, tales como capas carboníferas con metano, arenas compactas y lutitas negras. Con la excepción de los hidratos, en la actualidad se está produciendo comercialmente alguna porción del volumen total mundial de estas fuentes no convencionales. En la mayoría de los casos, la evolución de un recurso de gas no convencional y no producible a uno producible ha sido una consecuencia directa de una importante inversión de capital y del desarrollo de la tecnología. (Collett, 1998). La perforación de pozos en acumulaciones de clatrato de gas requiere la consideración de diversos problemas relacionados con la estabilidad del pozo. El proceso de perforación debe evitar las fallas mecánicas inducidas por la presencia de esfuerzos, los derrumbes y el influjo de fluidos resultante de la disociación de los clatratos y los flujos de agua somera o gas libre. (Collett, 1998). Perforación con Tubo Ascendente (Riser) El riser es un tubo de gran diámetro que va desde la plataforma o barco de perforación hasta el lecho marino en la perforación de pozos marinos; y dentro del cual se baja la tubería de perforación, instrumentos, mangueras, conductos, cables etc necesarios en la perforación del pozo. Figura 71. Perforación con tubo ascendente. El tubo ascendente es una tubería que se extiende desde la plataforma de perforación hasta el lecho marino. El lodo y los recortes de perforación del pozo retornan a la superficie a través del tubo ascendente. El extremo superior del tubo ascendente se adosa a la embarcación de perforación, mientras que su extremo inferior se fija en el lecho marino. Un preventor de reventones “Blowout Preventer” (BOP, por sus siglas en inglés) emplazado en el lecho marino entre el cabezal de producción del pozo y el tubo ascendente ofrece protección contra la presencia de formaciones sobrepresionadas y el influjo repentino de gas. El diámetro del tubo ascendente, que alcanza hasta 53.3 cm [21 pulgadas], es suficientemente grande como para permitir el paso de la columna de perforación, las herramientas de adquisición de registros y las sartas de revestimiento múltiples. Figura 72. Perforación sin tubo ascendente. El agua de mar es bombeada en sentido descendente a través de la columna de perforación para limpiar y enfriar la barrena. El fluido de perforación y los recortes fluyen en sentido ascendente entre la columna de perforación y el pozo o la tubería de revestimiento, donde se esparcen sobre el lecho marino y no retornan a la superficie. Perforación Sin Riser (RD) o “Pumping and Dumping” El método de perforación sin riser (RD, por sus siglas en inglés) o también conocido como “pumping and dumping” se utiliza primordialmente para perforar las primeras etapas de un pozo costa afuera y en aguas profundas. Este método no emplea un BOP ni un sistema de retorno de flujo, simplemente se efectúa la perforación con el uso de un fluido, el cual puede ser agua o un lodo de baja densidad y por medio de bombeo se descarga el fluido junto con los recortes generados en el fondo marino. Para establecer un control de la presión de fondo, se emplea un dispositivo de rotación submarino, el cual puede ser operado con la ayuda de un robot conocido como "ROV" o por medio de un estrangulador automático, ambos pueden ajustar la contrapresión en la línea de flujo de salida del dispositivo de rotación. Cuando se cierra el estrangulador se incrementa la presión de fondo, esto virtualmente simula un ambiente parecido a la perforación con un riser lleno de fluido y recortes, lo que resultaría útil en caso de presentarse el riesgo de brotes de gas someros. La (Figura 5.10.2) ilustra el perfil de presión con el método RD donde se pueden apreciar los gradientes de presión a condiciones estáticas (línea azul) y dinámicas (línea roja). La contrapresión que genera el dispositivo de rotación submarino en el espacio anular se da en el fondo marino cuando no hay circulación de fluido en el pozo. Figura 73. Perfil de presión del método RD. Perforación con Doble Gradiente (DGD) La perforación con doble gradiente (DGD, por sus siglas en inglés) se refiere a las operaciones de perforación realizadas en ambientes de aguas profundas donde el fluido de perforación no circula de forma convencional a través de un riser. En la DGD, el fluido de perforación en su trayecto de retorno puede ser arrojado al fondo marino (RD) o puede ser bombeado devuelta a la plataforma de perforación desde el fondo marino a través de una o más líneas de retorno. Dentro de la perforación con doble gradiente es común que el método de RD y la perforación sin riser con doble gradiente (riserless mud recovery) sean utilizados para perforar las primeras etapas de los pozos en aguas profundas. Después de la colocación de la tubería de revestimiento superficial, los métodos de DGD emplean un sistema de retorno del fluido de perforación mediante el uso de una bomba submarina y líneas de flujo hacia la plataforma de perforación. La bomba submarina se instala en el fondo marino para recibir el fluido de perforación proveniente del espacio anular del pozo y enseguida el fluido es bombeado de regreso a la superficie. Ajustando la presión a la entrada de la bomba submarina cerca del valor de la presión hidrostática que ejerce el tirante de agua se impone un doble gradiente de presión en el espacio anular del pozo. La (Figura 5.10.3) muestra el perfil de presión a condiciones estáticas (línea azul) y a condiciones dinámicas (línea roja) de la DGD, se puede apreciar que la bomba reduce la presión ejercida en la parte más somera del pozo, mientras que el fluido de perforación debajo del nivel del fondo marino alcanza la presión requerida para controlar la presión de poro de la formación. Figura 74. Perfil de presión de la perforación con doble gradiente (DGD) La diferencia entre el método convencional con riser y el DGD está en cómo son calculados los gradientes de presión en el pozo. Mientras que la perforación convencional calcula todos los gradientes de presión a partir del nivel de la mesa rotaria, el sistema DGD lo hace a partir del fondo marino. Cuando se utiliza un sistema de perforación con doble gradiente, el riser es removido del sistema (en sentido figurado), lo que permite que la presión en el fondo marino sea menor ya que el gradiente de presión generado por el tirante de agua es más pequeño que el gradiente generado por la columna de lodo en el riser, esto permite una mejor navegación en la ventana operativa además de un menor requerimiento en las etapas de revestimiento (Figura 5.10.4). Figura 75. Disminución de las etapas de revestimiento usando DGD. (Furlow W,2000). Figura 76. El uso del método del gradiente doble requiere una menor cantidad de sartas de revestimiento y permite un revestidor de competición de mayor diámetro. (Furlow W,2000). El menor número de sartas de revestimiento utilizando en la perforación en aguas profundas con gradiente doble (derecha) comparado con la perforación convencional (izquierda) permite disminuir costos y posibilidad el uso de una tubería de producción de mayor diámetro en el fondo del pozo, con la cual se obtiene mayor productividad. La capacidad de alcanzar yacimientos profundos con una menor cantidad de revestidores ayuda a reducir los costos implícitos en los revestimientos, también permite una mayor disponibilidad del espacio en la plataforma de perforación y una reducción en el tiempo de perforación. La mayor ventaja de la DGD es optimizar el diámetro de la tubería de producción (no sacrificar diámetros de tuberías de revestimiento y llegar a un diámetro de tubería de producción limitado), esto quiere decir que los pozos son capaces de producir a altos gastos y se convierten en proyectos económicamente más atractivos. La figura 2.16 muestra un esquema sobre los componentes que configuran al sistema DGD en su mayoría. Figura 77. Componentes empleados en un sistema de perforación con doble gradiente.  Alternativas de Explotación y Producción de Clatrato de Gas La clave en la producción del gas metano a partir de una capa de hidratos de gas, es la extracción del Gas Natural en los hidratos alojados en el sedimento marino. El metano libre bajo la zona de hidratos constituye otra fuente adicional de GN. La importancia del GN provoca que su extracción sea imprescindible para algunas economías, pero dado que se encuentra en sedimentos de hasta un kilómetro de profundidad bajo el fondo marino hace que su extracción y transporte a los centros de almacenamiento sea complicada y constituye un verdadero reto para la ingeniería, dado que se trabaja en condiciones extremas de producción. Su recuperación del fondo marino proviene de dos fuentes distintas; de los hidratos sedimentados y de la capa de gas libre que se ubica debajo de los primeros. En función de la existencia o no, de esta capa se utilizarán técnicas de producción según sea el caso. En todas se busca disociar el metano de los hidratos o bien obtener el metano libre directamente, lo que implica modificar las condiciones de presión, consiguiendo de esta forma que los hidratos se desestabilicen, transformándose en gas metano y agua. La perforación de pozos en acumulaciones de clatrato de gas requiere la consideración de diversos problemas relacionados con la estabilidad del pozo. El proceso de perforación debe evitar las fallas mecánicas inducidas por la presencia de esfuerzos, los derrumbes y el influjo de fluidos resultante de la disociación de los clatratos y los flujos de agua somera o gas libre. El interés en los hidratos está creciendo y varias de las tecnologías que han mostrado ser eficientes para la exploración y explotación convencional de hidrocarburos, así como para la evaluación de formaciones, se está aplicando al problema de caracterización de los hidratos. Sin embargo, aún quedan enormes retos como son: Caracterización del yacimiento Modelación Numérica Fluidos de control Geomecánica y análisis de la estabilidad Se analizarán tres métodos para la extracción del gas natural almacenado en los hidratos. Estos métodos utilizan el proceso de disociación mediante el cual se descompone un material en sus partes constitutivas. La disociación de los hidratos generalmente consiste en una combinación de liberación de la presión y elevación de la temperatura, que hace que los cristales de hielo se derritan o cambien de forma y liberen las moléculas de gas natural que se encuentran en su interior. Por lo que se plantean varias técnicas para disociar los hidratos de metano, estas técnicas son: Inyección Térmica. Inyección de Inhibidores. Despresurización. Figura 78. Métodos de producción de gas almacenados en hidratos (Collett, T.S, 2000). Para saber cuál de estos tres métodos de extracción es el que conviene; Las simulaciones computarizadas del método de inyección de agua caliente y vapor indican, que se puede liberar suficiente gas como para ser extraído, sin embargo, el costo de esta técnica resulta elevado. Asimismo, aunque el método de la inyección de inhibidores parecería factible, económicamente el costo es mayor y registra un mayor impacto ambiental en los resultados de producción. Actualmente el método de despresurización parece ser la técnica más favorable en lo económico. Esta técnica se restringe a las áreas que cuentan con reservas de GN en estado libre. La formación de hidratos durante los procesos de disociación y extracción pueden obstaculizar la extracción del GN. Método Inyección Térmica Este método consiste en inyectar agua previamente calentada o vapor en superficie para romper la estabilidad del hidrato, elevando la temperatura del yacimiento por encima de la temperatura de equilibrio esta energía calorífica es introducida a los estratos de contienen los hidratos de gas, a través del conducto perforado para así poder aumentar la temperatura local. Figura 79. Método de inyección térmica al yacimiento de hidratos de gas (Tomada de Canet, C. et al., 2006). Este proceso posee un favorable balance energético neto, ya que la energía calórica requerida para la disociación es de alrededor de un 6% de la energía contenida en el gas liberado. En términos simples, se puede bombear vapor o agua caliente hacia abajo, a través del pozo para disociar los hidratos y liberar el metano. El metano liberado podría ser entonces bombeado de la superficie del fondo marino a través de instalaciones submarinas de producción adecuadas al caso. Este proceso se utiliza o recomienda cuando no existe una capa de gas libre por debajo de los hidratos y cuando estos están confinados por la presión de dos rocas impermeables. Método Despresurización Este método consiste en inducir la disociación del hidrato mediante la despresurización, es decir, disminuir la presión a la que se encuentran los hidratos en la zona de estabilidad, esto implica la reducción de la presión dentro del pozo para desestabilizar el hidrato; su objetivo es reducir la presión en la zona de gas libre, inmediatamente debajo de la zona de estabilidad del hidrato, haciendo que el hidrato en la base de la zona de estabilidad se descomponga, esto solo se puede llevar a cabo cuando puede producirse gas libre de un yacimiento convencional y el hidrato es el sello; al producir gas disminuye la presión en el yacimiento. En caso de que no exista una zona de gas libre se debe optar por utilizar alguna de las otras opciones para su explotación (Demirbas, 2009). En este método, la producción se basa en la disociación inducida por la disminución de la presión en la capa de hidratos la despresurización se realiza en la sección de bombeo, en particular en el gas libre por debajo de la BSR. Lo que busca este proceso, es reducir la presión en la zona de gas libre por debajo de la zona de estabilidad del hidrato, haciendo que el hidrato se descomponga para que se libere el gas y este se mueva hacia algún pozo próximo. Durante este proceso, los hidratos se encuentran expuestos a una condición de baja presión, donde se vuelven inestables, lo que provoca que se descompongan en metano y agua; en este caso el metano que es liberado se puede recuperar usando la tecnología convencional. Esta forma de explotación de los hidratos de metano implica realizar una perforación horizontal en la zona de abajo del gas libre. A medida que el gas libre se produce, el hidrato que se encuentra arriba se despresuriza y libera el gas. La producción continua de gas mantiene la presión inducida para la disociación en la base de la zona de hidratos. El método de despresurización es aplicable a yacimientos que se encuentran en las regiones polares cuando existe gas libre debajo de la acumulación de hidratos, en estas circunstancias al producir el gas libre que se encuentra debajo de los hidratos usando técnicas convencionales, lo que ocasiona que la presión disminuya; esta caída de presión provoca que la capa de hidratos que se encuentra arriba se vuelva inestable y se disocien progresivamente liberando gas y el agua, lo que aumenta el volumen de gas libre debajo de esta capa de hidratos. En el proceso de despresurización, el yacimiento se comporta como un sistema cerrado sin límites, donde se deben tomar en cuenta las siguientes consideraciones: La disociación del hidrato ocurre tan pronto como disminuye la presión del yacimiento por debajo de la presión de disociación, lo que ocasiona un flujo inmediato del gas hacia la zona de gas libre. La descomposición del hidrato es proporcional al gasto de despresurización y sigue un modelo cinético de primer orden. La expansión de la roca y la del agua durante la producción del gas son insignificantes. El modelo no toma en cuenta la transferencia de calor entre el yacimiento y el entorno. El yacimiento se produce desde un solo pozo o desde un conjunto de pozos localizados estratégicamente dentro del yacimiento de gas convencional. Hay tres mecanismos importantes en la despresurización de los hidratos de gas: la disociación, la transferencia de calor, en la que se incluye la conducción y convección, y el flujo de los fluidos principalmente constituidos por agua y gas. Figura 80. Método de despresurización al yacimiento de hidratos de gas (Canet, C. et al., 2006). Aparte de estos factores, también se debe de tener en cuenta que cuando se forma el hielo se produce una reducción de la permeabilidad al gas lo que afecta directamente el volumen de producción del mismo (Demirbas, 2009). La despresurización tiene algunos inconvenientes, dado que se requieren grandes cantidades de energía para la disociación de los hidratos, considerando que se produce una disminución de la temperatura del yacimiento a medida que se baja la presión; en algunos casos se han registrado temperaturas de hasta 0°C , en estos casos los hidratos se disociarían en hielo y gas, los cual es una situación negativa, ya que el hielo es impermeable y puede taponar la formación, que a su vez detendría el proceso de disociación (Gil Sánchez, 2008). Por lo tanto, no se recomienda utilizar la despresurización en yacimientos que tengan temperaturas iniciales cercanas a los 0°C. Método Inyección de Inhibidores. El proceso de inyección de inhibidores, un inhibidor químico, es inyectado a la zona de hidratos de gas. Los inhibidores químicos desplazan el equilibrio de presión-temperatura de tal manera que los hidratos no siguen siendo estables, y los hidratos se disocian en la superficie de contacto. En este caso se requiere que el yacimiento tenga una buena porosidad, para llevar a cabo esta intervención dentro del yacimiento, se inyecta u inhibidor, como el metanol, en la zona de hidratos de gas, este inhibidor químico altera el equilibrio de presión-temperatura, de modo tal que los hidratos se vuelven inestables, alterando las condiciones del yacimiento, lo que provoca la disociación en la zona de contacto del inhibidor con los hidratos. Resultados de diversos estudios de investigación realizados por “Li” en 2007, sugiere que el proceso de producción de gas en hidratos con inhibidores se puede dividir en cuatro etapas: La inyección inicial La dilución del inhibidor La disociación del hidrato La salida de gas. Durante la producción del gas, el gasto de agua que se produce junto con el gas se mantiene casi constante durante toda la explotación (Demirbas, 2009). La producción de gas natural a partir de hidratos de metano independientemente del proceso que se utilice se ve afectada por una serie de factores geológicos y geofísicos que incluyen: Disponibilidad y el tipo de fluido libre (agua líquida o gas natural) en contacto con el hidrato de gas. Espesor de la fase de líquido libre. Temperatura, presión, composición del gas y salinidad (parámetros que determinan la estabilidad del hidrato de gas) Disponibilidad de un sello. Yacimiento con permeabilidad y porosidad Concentración del gas confinado dentro del hidrato de gas. Espesor y el volumen del intervalo de hidrato de gas. Litología (es decir, el tipo de roca, su carácter físico en términos de tamaño de grano). Heterogeneidad del yacimiento de hidratos de gas (con respecto a la distribución espacial de la concentración de hidrato, propiedades de las rocas, etc.). Es indispensable conocer dichos factores para poder evaluar y categorizar que características tienen las acumulaciones de hidratos de gas, que permitan la identificación de algunos puntos iniciales a partir de los cuales puede producirse un mayor aprendizaje sobre la caracterización de este tipo de yacimientos no convencionales (Grace, 2008). El uso de inhibidores químicos representa excesivos costos, además se requieren de grandes cantidades de estos productos para asegurar una producción de gas económicamente rentable, por lo tanto, se convierte en un método que no es atractivo desde el punto de vista económico. En la figura se muestra de forma esquemática el proceso de producción de metano a partir de hidratos utilizando un inhibidor (en este caso metanol). Figura 81. Método de inyección de inhibidores y proceso para la disociación de yacimiento de hidratos de gas en in-situ (Tomada de Canet, C. et al., 2006). Las salmueras también pueden ser utilizadas en este tipo de procesos, ya que representan una opción más económica además de tener un desempeño similar a inhibidores como el glicol y etanol, que son los más utilizados para este tipo de esquemas de producción (Gil Sánchez, 2008).  Material Propuesta de Técnicas de Explotación y Producción del Clatrato de Metano. En los campos de gas de petróleo convencionales, el gas se encuentra a alta presión en areniscas consolidadas y otras rocas, de forma que, al excavar, brota por sí mismo. Pero el clatrato de metano se da en forma sólida en los poros que se forman en los estratos de sedimentos arenosos no consolidados, por lo que no brotan. Se precisa, por esta razón, descomponer el clatrato de metano para poder extraerlo en forma gaseosa. Otras características que diferencian su extracción de la del gas en un campo convencional son encontrarse en capas de suelo superficiales bajo masas de agua de gran profundidad, obrar grandes cambios en las propiedades físicas de la capa de clatrato de metano y rebajar la temperatura de la misma, lo que ocurre como consecuencia de la producción del gas. Las dos técnicas principales que han sido probadas en el campo para recuperar metano de los hidratos son por el calentamiento o inyección térmica y la despresurización. Para recuperar metano en los clatratos, los especialistas coinciden en que la explotación de los clatratos por método de despresurización se considera económicamente viable y ya se aplicó en Siberia, Rusia y la técnica para recuperar metano de los clatratos por el calentamiento o inyección térmica requiere aumentar la temperatura del yacimiento, sin embargo, las grandes profundidades a las que se debe perforar producen perdidas de energía inaceptables. Como se puede apreciar en este trabajo, el volumen existente de hidratos de metano y la previsible escasez de recursos energéticos a medio plazo ha convertido a la investigación sobre técnicas de explotación en un campo con un ya hoy brillante presente donde se propone otros sistemas de producción del hidrato de metano. Bombeo Neumático Hay otras posibilidades que se proponen para la explotación de los clatratos de gas como un recurso no convencional, aparte de las tres mencionadas con anterioridad. El sistema de levantamiento artificial por bombeo neumático (Gas Lift) está considerado uno de los sistemas más flexibles y de mayor capacidad extractiva en la industria de la explotación de hidrocarburos. En una de las técnicas propuestas se inyecta gas a través de un tubo perforado a una presión relativamente alta (250 PSI como mínima) en la capa de clatrato de gas las burbujas de gas que se forman por el gas inyectado generan un flujo hacia arriba por la reducción de la densidad del fluido producido, causando un efecto de vacío que succiona al clatrato de metano a la superficie como se muestra en la figura 85. Figura 82. Recuperación de metano a partir de hidratos de gas por tecnología de bombeo neumático tomada de (Giavarini 2011). Inyección de CO2 Otro método consiste en la inyección de CO2 en un yacimiento de hidratos, considerando que el CO2 prefiere la fase de hidrato y el intercambio con el metano. Esto permite la producción simultánea de energía a partir del metano y que el CO2 quede secuestrado en la capa de hidratos. (Giavarini, 2011). Figura 83. Inyección de CO2 procedente de una central de gas al yacimiento de hidrato de gas, se libera metano y el CO2 queda atrapado en el subsuelo marino. El almacenamiento de CO2 en el subsuelo se logra en condiciones supercríticas. Para garantizarlo, es preciso comprender el comportamiento de fase del CO2 y las condiciones de yacimiento, ya que es probable que las condiciones de temperatura y presión del yacimiento se modifiquen a lo largo de la vida útil de un proyecto de almacenamiento de CO2. Figura 84. Diagrama de fases del CO2. Describe la relación entre la temperatura y la presión en la fase del CO2 resultante. El (tomada de FutureGen, A Sequestration and Hydrogen Research Initiative) Si la inyección de dióxido de carbono funciona bien, el procedimiento podría también convertirse en una forma de secuestrar CO2 en los hidratos ayudando a la disminución del poderoso gas invernadero en la atmosfera. El dióxido de carbono posee una temperatura critica baja de 31°C [88°F] y una presión critica moderada de 73.8 bares [1,070.4 lpc] Captura de CO2 La captura y almacenamiento de CO2 consiste en la separación del gas que es emitida por la industria y fuentes relacionadas con la energía del resto de gases que lo acompañan, el transporte de CO2 a un lugar de almacenamiento y su aislamiento de la atmósfera a largo plazo. En la (Figura 5.5.4), se muestra un diagrama general de la captura, transporte y almacenamiento de CO2. Figura 85. Esquema de la captura, transporte y almacenamiento de CO2 (Solomon, Semere julio 2006 Almacenamiento y Captura de Dióxido de Carbono: Seguridad Geológica y Estudio del Medio Ambiente del caso de problemas sobre el yacimiento de gas, la Fundación Bellona 2006). Las fuentes de energía con carbono (gas natural, petróleo, carbón, biomasa) son transportadas hasta los lugares de consumo (centrales eléctricas e industrias diversas) donde se consumen y se realiza la separación captura del CO2 producido. Este CO2 se transporta por medio de gasoductos o buques cisterna hasta las instalaciones en los que se almacena para su posterior uso específico en este caso su inyección a yacimiento denominado almacenamiento geológico. Inyección Cíclica de Vapor. Inicialmente este proceso se utilizó para recuperar crudos pesados, pero se ha comprobado que también facilita la producción en hidratos de metano, en comparación con la inyección de agua caliente la inyección de vapor presenta un mejor factor de inyectabilidad, sin embargo, en este proceso se tienen mayores pérdidas de calor hacia las formaciones cercanas. La inyección de vapor se puede realizar de la siguiente forma: Inyección Cíclica En la cual existen tres periodos, en el primero de ellos se inyecta el vapor a en la zona de hidratos, después continua el periodo de remojo, en el cual se mantiene cerrado el pozo para permitir el intercambio de calor del vapor hacia los hidratos, para lograr la disociación cerca de la cara del pozo, después le sigue un periodo de producción del gas disociado, como se muestra en la figura 89. Figura 86. Inyección cíclica de vapor. (Gil Sánchez, 2008). Inyección Continua. Para este tipo de proceso se requiere de un arreglo determinado de pozos productores e inyectores, los cuales producirán el gas disociado e inyectaran el vapor respectivamente, como se muestra de forma esquemática en la figura 90, el vapor inyectado tiene la función de desestabilizar al hidrato para disociarlo, de esta forma se liberan grandes cantidades de gas contenidas dentro del hidrato (Gil Sánchez, 2008). Figura 87. Inyección Continua de vapor (Gil Sanchez, 2008). Fracturamiento Hidráulico Salino Esta técnica para despresurizar los hidratos de metano es aplicable si y solo sí el yacimiento se encuentra saturado con hidratos al 100%, ya que con el fracturamiento se logrará una disociación inicial, a continuación, se retirarán los fluidos disociados para lograr la despresurizarización. Este procedimiento tendrá un buen desempeño siempre y cuando se logre mantener una alta permeabilidad en las fracturas cuando están expuestas a bajas temperaturas. Mediante este proceso se asegura que el contenido de sal en la fractura sea el suficiente para medir el congelamiento y la formación del hidrato, además se logra una disociación en las vecindades de la fractura. Figura 88. Fracturamiento hidráulico salino. (Gil Sánchez, 2008). Se ha comprobado que el mejor fluido fracturante es una salmuera saturada, ya que, a la vez de formar y apuntalar los canales de alta permeabilidad, que comunicarán el gas disociado de los hidratos con el pozo, pero además este tipo de fluido tiene un efecto inhibidor sobre los hidratos. Si no se utilizarán grandes cantidades de sal, el agua que se obtiene como producto de la disociación podría diluirla, lo que podría acarrear problemas como el congelamiento de los fluidos, la formación de nuevo de hidratos o el cierre de las fracturas, solo mediante el fracturamiento hidráulico salino es posible mantener las fracturas con un alta permeabilidad y temperatura. En la figura 88, se muestra de manera esquemática el proceso de despresurización utilizando el fracturamiento hidráulico salino. Inyección de Salmueras Kamath y Godbole sugieren la inyección de agua con alta concentración de sal (NaCl) caliente como una alternativa a las técnicas de inyección de vapor o agua caliente, esta agua conocida salmuera actúa como un inhibidor de hidratos. La salmuera reduce la temperatura del hidrato, lo que hace posible la disociación con menores cantidades de calor, además también aminora las perdidas hacia las formaciones adyacentes en el pozo. El calentamiento con salmuera se realiza mediante la inyección continua de forma similar a la inyección de agua o vapor. Esta técnica es atractiva por varias razones: Actúa como inhibidor de hidratos. La reducción de la temperatura de equilibrio depende del grado de salinidad de la salmuera. No se necesita alcanzar valores altos de temperatura del yacimiento como en los métodos de inyección de vapor o agua caliente. Las temperaturas bajas de disociación hacen que se requiera menos calor sensible. Las pérdidas de calor son menores que en las de inyección de vapor o agua. De este modo se obtiene una mejor eficiencia térmica. Es posible encontrar salmueras calientes en yacimientos geotermales cercanos a los de hidratos de gas, con temperaturas que van de los 150°C a los 370°C y entre 1000 y 1500 metros d profundidad y con salinidades entre 0.5 y 2% en peso. Figurar 89. Inyección de agua de mar para la explotación de yacimientos de hidratos de gas. Se permite el paso de agua de mar a través del dispositivo (26) hacia la tubería (20) que es concéntrica con el revestimiento (10). La salmuera desciende hasta el fondo del pozo (22) y entra en contacto con los hidratos (18) produciendo loa disociación, el agua y el gas liberados son retirados junto con la salmuera por el anular (38) la salmuera se descarga de nuevo al mar (34) y el gasa extraído a través de una válvula (44) y comprimido, luego de inicializada la circulación, esta continua por si sola debido a la menos columna hidrostática en el anular (38) ocasionada por las burbujas del gas liberado (40) este proceso también se puede realizar a través de dos pozos cercanos, utilizando uno como inyector y el otro productor. Kamath y Gobole proponen además utilizar cristales salinos como material de apoyo al realizar fracturamiento hidráulico para mejorar la inyectabilidad, ya que también contribuyen evitando la reformación de los hidratos y la congelación del agua durante la producción. Inyección de Vapor Es una técnica usada para recuperar crudo pesado, fue adaptada para la aplicación en yacimientos de hidratos de gas. La inyección de vapor muestra una mejor inyectabilidad pero las pérdidas de calor son mayores en comparación con las de inyección de agua. La inyección de vapor puede llevarse a cabo de forma continua y cíclica parecida a la inyección del agua. Figura 90. Muestra el esquema de una inyección continua de vapor de un yacimiento que contiene una zona de hidratos de gas que recubre una zona de petróleo pesado. La inyección continua de vapor se visualiza de la siguiente manera; inicialmente, el vapor penetra en la zona de petróleo y se moviliza rápidamente por la parte superior del yacimiento el tope de la zona de vapor entra en contacto con los hidratos disociándolos en agua y gas. Como los hidratos son relativamente impermeables, se forman banco de agua caliente delante del frente de vapor. Por otro lado, la zona disociada debido a su mayor permeabilidad actúa como una zona ladrona de vapor. El gas generado in-situ debido a la disociación de los hidratos aumenta la presión de la zona de vapor, que puede tener diversos efectos: el gas disociado de los hidratos puede actuar como mecanismo de extracción solvente; el banco de agua caliente aumentara de tamaño a medida que el vapor se condensa, mejorando la eficiencia de barrido de la inyección de vapor; el gas disociado puede reducir la densidad y la viscosidad del crudo. Una vez que se ha producido el avance, el gas, vapor y aceite se producen simultáneamente, perdiéndose de esta manera el efecto positivo del gas disociado. Las grandes cantidades de gas disociado alcanzaran saturaciones de gas por encima de la saturación critica, formando así una fase móvil de gas, que actúa como mecanismo de empuje por gas, lo que mejora el recobro del crudo. Sistema ESP El sistema de bombeo electrosumergible (ESP) es un sistema de levantamiento artificial que emplea la energía eléctrica convertida en energía mecánica para levantar una columna de fluido desde un nivel determinado hasta la superficie, descargándolo a una determinada presión. Desde la manufactura hasta el monitoreo, los sistemas de bombeo ESP están ayudando a las compañías petroleras a optimizar la producción, al mismo tiempo que protegen sus inversiones en tecnología de levantamiento artificial y en esta ocasión se adapta a los yacimientos de hidratos de metano. Los sistemas ESP son impulsados por motores eléctricos trifásicos de inducción, alimentados por una fuente de energía eléctrica instalada en superficie. Esta fuente se regula a fin de ajustar el desempeño de la bomba a medida que cambian las condiciones del yacimiento. Mediante el ajuste del desempeño de la bomba a las condiciones cambiantes del pozo, los operadores pueden mejorar la eficiencia y la vida útil del sistema ESP. Un sistema de bombeo eléctrico sumergible (ESP) instalado por encima de los disparos despresurizara la formación mediante la reducción del nivel de agua en el pozo. Los cedazos de exclusión de arena impiden el influjo de arena en el pozo desde la formación no consolidada. Figura 91. Terminación de pozo para la prueba de producción por despresurización 2008 del Campo Mallik. (Yamamoto K & Dallimore S, 2010). http:// www.netl.doe.gov/technologies/oil-gas/publications/Hydrates/Newsletter/HMNewsSummer08.pdf#Page=1 Un sistema de bombeo eléctrico sumergible (ESP) instalado por encima de los disparos despresurizó la formación mediante la reducción del nivel de agua en el pozo. Los cedazos de exclusión de arena impidieron el influjo de arena en el pozo desde la formación no consolidada. La disociación de los hidratos produjo gas y agua. Después de separar el gas del agua, el gas fluyó hacia la superficie y el agua producida se muestreó y reinyectó en un pozo independiente de eliminación de agua. La disociación de los hidratos produce gas y agua. Después de separar el gas del agua, el gas fluye hacia la superficie (Yamamoto & Dallimore 2010). En estos casos, se emplea un sistema de levantamiento artificial por un sistema de bombeo electrosumergible (ESP, por sus siglas en inglés). Las paletas de la turbina alojadas dentro de un sistema ESP someten a los fluidos al efecto de la fuerza centrífuga de compresión. Además, un sistema ESP utiliza los fluidos del yacimiento para enfriar el motor eléctrico, el cojinete de empuje y la bomba; la cantidad exacta de calor intercambiado depende de variables tales como la composición del fluido (especialmente el volumen de gas contenido) y la eficiencia del sistema mecánico. Al descargarse desde el sistema ESP, el fluido transporta este calor extra en dirección del árbol de producción submarino. Las aguas profundas son frías, su temperatura desciende hasta aproximadamente 4°C [39°F] en el lecho marino. Esta temperatura debe ser ajustada pasando el árbol de producción submarino, donde los fluidos ingresan en un conector de línea de flujo que se vincula a un colector de producción. Perforación de Yacimiento de Clatrato de Gas. Durante mucho tiempo, la Industria Petrolera consideró a la Perforación de Pozos como un “arte” o labor artesanal y no como un área de la ingeniería. En los inicios de la perforación esto era justificable; sin embargo, a partir de los años 40's se desarrolla la Tecnología de la Perforación de Pozos en forma acelerada (desarrollo, investigación, modernización, etc.). Para tener el estado actual de desarrollo en la industria petrolera se han incorporado varias ramas de la ingeniería, generando con esto la tecnología propia de perforación, haciendo más que nunca, verdadera ingeniería. Lo anterior no significa que el arte involucrado haya dejado de existir, sino que se ha conjuntado dentro de las diferentes disciplinas de ingeniería. Con el correr de los años, esta situación genera que las áreas involucradas en esta labor no tengan la coordinación necesaria para llevar a cabo con eficiencia el trabajo, y con esto presentan problemas en la realización del mismo. Es por eso que resulta necesario plantear un programa de perforación de pozos, que sirva de coordinación con las áreas de perforación y producción respectivamente y sirva para definir criterios y requerimientos mínimos que deben de contener dichos programas.  Transporte y Almacenamiento Clatrato de Gas Metano Una vez que hemos recuperado el gas del fondo marino se plantea el problema de su transporte a la costa para su posterior distribución hasta los centros de consumo. El transporte del metano desde el sitio de producción a la costa podría tener lugar a través de gaseoductos submarinos, como se hace en tierra para el transporte de gas natural a grandes distancias. Sin embargo, los gaseoductos submarinos son costosos y los riesgos geológicos de avalanchas submarinas en el talud hacen que esta opción se piense y sea difícil de concretar. Tomando en cuenta las investigaciones realizadas sobre los hidratos contenidos y formados en el fondo marino, científicos del mundo han estudiado la posibilidad de crear artificialmente hidratos de gas en forma de pellets, con el objetivo de facilitar y reducir los costos de producción y almacenamiento de gas natural o LNG. En comparación con el típico Gas Natural Licuado (LNG o GNL) producido y almacenado a temperaturas extremas de aproximadamente -162 °C, la producción y costos para producir hidrato de gas natural son mucho menores, ya que su almacenamiento y producción requieren temperaturas menores que varían entre los -15°C hasta -20°C. esto implica que la energía que se utiliza para la producción sea mucho menor y por lo tanto sus costos se reducen considerablemente. Figura 92. Cadena integrada de LNG v/s NGH Aunque los costes de las instalaciones para producir LNG y NGH son similares, la ventaja del NGH se manifiesta en su transporte y almacenamiento (según MITSUI NGINEERING & SHIPBUILDING CO., LTD los costos se reducen cerca de un 20%). Considerando las constantes alzas en los precios de los combustibles en la actualidad, esto tiene una gran relevancia y en un futuro muy cercano podría permitir explotar yacimientos menores, e incluso aprovechar los gases sobrantes de la extracción del petróleo quemados en las torres de extracción. Figura 93. Proceso de producción de NGH. De acuerdo a lo expuesto en la (Figura 5.11.2), el proceso de producción de hidratos comienza con la inyección de gas natural hacia un secador en donde se enfría el gas natural, antes de que ingrese al reactor. Una vez en reactor se inyecta agua, y por medio de una variación de presión y temperatura se produce el hidrato, las condiciones de equilibrio de presión y temperatura dependerán de la planta productora, pero como manera general el reactor trabaja siempre a 2ºC bajo la temperatura de equilibrio. Luego el hidrato atraviesa un separador y una vez más ingresa al secador, con el objeto de eliminar rastros de agua en el hidrato, antes del almacenamiento de los hidratos estos se transforman en pellets para su posterior transporte. De esta forma se obtienen los pellets de NGH, estos se almacenan en tanques adaptados para la contención de NGH a una temperatura cercana a los -20°C; luego el transporte por mar se realiza por medio de Bulk Carrieers adaptados para contener pellets de NGH. Figura 94. Imágenes conceptuales de un Bulk Carrier adaptado para el transporte de hidrato de gas – NGH. Fuente: MES – MITSUI ENGINEEERING & SHIPBUILDING CO., LTD. De acuerdo a variados estudios realizados (MES - – MITSUI ENGINEEERING & SHIPBUILDING CO., LTD. los métodos de producción utilizados para la producción de hidratos consumen cerca de la mitad de la energía consumida en una planta productora de LNG. En conjunto con The National Maritime Research Institute y Osaka University con el soporte de Corporation for Advanced Transport & Technology, MES ha desarrollado un buque apto para el transporte de NGH, el cual constituye una de las partes más importantes en la cadena integrada del NGH. Para el transporte de Hidrato de gas, son la licuefacción de gas a bordo de un barco o plataforma de perforación que también pueden ser consideradas. Los buques metaneros están diseñados para transportar y descargar GNL con una densidad máxima de 0,5 t/m3 (la mitad que la del agua), a una presión ligeramente superior a la atmosférica (con válvulas de seguridad taradas a 250 mbar de sobrepresión) y a temperaturas en el entorno de los -163ºC. En la actualidad en las flotas de metaneros se utilizan tres tipos de tanques, fruto de la evolución en el diseño hacia estándares modernos y seguros: Tanques de diseño Esférico Tanques de tipo Membrana Tanques de estructura Prismática Figura 95. Metanero de tanques esféricos tipo Moss Maritime. Licuefacción a bordo de un barco. Fuente: Kawasaki Building Corporation Los hidratos de gas transportado en barcos, son transformados físicamente en pellets lo cual mejora la eficiencia de carga y descarga del producto. Los sistemas de contención son similares a los tanques de carga independientes, pero adaptados para un Bulk Carrier. Con respecto a la carga y descarga de los pellets, esta se realiza a través de una cinta transportadora, al igual que en la mayoría de los graneleros convencionales, el transporte del producto hacia los espacios de carga se realiza mediante una cinta transportadora horizontal y la descarga se efectúa mediante cintas verticales hacia las terminales en tierra firme para su posterior transporte y regasificado. Con respecto al regasificado, grandes volúmenes de agua son obtenidos durante este proceso en tierra, es posible retornar estos volúmenes de agua hacia los buques de NGH, en donde pueden ser utilizados como lastre, de esta forma el agua utilizada en la producción de los hidratos es reciclada y retornada a los campos de producción de NGH a través de los mismos barcos. Un asunto aún pendiente es que tanto el proceso de producción y el transporte de los pellets de NGH aún no se encuentra reconocido, por tanto, será necesario someterlo a un proceso estandarizado internacional. La Clasificadora nipona CLASSNK en cooperación con MES y NATIONAL MARITIME RESERACH INSTITUTE de Japón, se encuentra desarrollando un estudio preliminar sobre los requerimientos de seguridad para el transporte marítimo de pellets de NGH. El estudio pretende alcanzar los mismos niveles de seguridad aplicados a las naves para el transporte de LNG, especificados en el CÓDIGO IGC, tanto como sea posible; dado que el NGH es un sólido y no un gas o líquido como lo requiere dicho código. Los estudios actuales incluyen integridad estructural, peligros relacionados con la temperatura y el fuego; debido a la naturaleza del NGH los peligros relacionados con la toxicidad, corrosión y reactividad son insignificantes. Los peligros relacionados con las bajas temperaturas exigen la existencia de barreras de contención tanto primarias como secundarias, como también la existencia de aislamientos en los espacios de carga. Figura 96. Transporte mediante pellets Otras alternativas son el procedimiento de Timothy Collet del US Geological Survey, una de las mayores autoridades mundiales especializadas en los hidratos de gas, el cual involucra la quema de parte del metano para obtener hidrogeno y monóxido de carbono. Estos pueden ser convertidos con la ayuda de un catalizador a algún hidrocarburo líquido, el cual es fácil de transportar. En este proceso se pierde el 35% de la energía del metano. En tanto otro método sugerido por Roger Sassen de la Texas A&M University, involucra la reacción de metano con agua del fondo marino para obtener hidratos libres de sedimento. Estos hidratos puros pueden ser almacenados en tanques y ser remolcados a una infraestructura en aguas someras (poco profundas), donde pueden ser descompuestos en forma segura a gas y agua. El desarrollo de esta tecnología de transporte de gas natural ha demostrado tener un gran potencial, tanto para el transporte como para su posterior almacenamiento desde los campos de extracción. Una vez que esta tecnología se desarrolle por completo los campos de gas y específicamente las reservas de hidratos podrán ser finalmente explotados, y no solo será un gran paso para abastecer el consumo energético global, sino que además será un gran avance para la industria naval. Kamath y Gobole proponen además utilizar cristales salinos como material de apoyo al realizar fracturamiento hidráulico para mejorar la inyectabilidad, ya que también contribuyen evitando la reformación de los hidratos y la congelación del agua durante la producción. (http://thidrato.blogspot.com/2014/08/inyeccion-de-salmueras.html) Aplicación y Utilización de Gas Metano Aparte de usar los clatratos de metano como una fuente de energía combustible, la investigación acerca del sistema de hidratos de metano puede también catalizar otros usos directos e indirectos de ellos o de los procesos por los cuales los hidratos se forman. Y es una fuente de energía versátil que puede ser utilizada en ámbitos muy variados. Sus usos más extendidos están en el sector doméstico, la industria y la generación eléctrica. En el futuro, las crecientes exigencias en la protección del medio ambiente podrían conducir a una mayor utilización en el sector del transporte. Las ventajas a primera vista de utilizar este gas podrían ser: Mejor rendimiento en la combustión Ausencia de corrosión en las instalaciones Supresión de la necesidad del almacenamiento de combustible Reducción de pérdidas de combustibles en su transporte por el avance de las técnicas de canalización Combustión controlable sin necesidad de personal especializado Combustión exenta de agentes contaminantes Con todo damos a conocer sus posibles usos. Combustible El metano es importante para la generación eléctrica ya que se emplea como combustible en las turbinas de gas o en generadores de vapor. Si bien su calor de combustión, de unos 802 kJ/mol, es el menor de todos los hidrocarburos, si se divide por su masa molecular (16 g/mol) se encuentra que el metano, el más simple de los hidrocarburos, produce más cantidad de calor por unidad de masa que otros hidrocarburos más complejos. En muchas ciudades, el metano se transporta en tuberías hasta las casas para ser empleado como combustible para la calefacción y para cocinar. En este contexto se le llama “gas natural”. En la actualidad el gas natural es empleado como combustible alterno por varios vehículos de transporte público como taxis y colectivos, en Afganistán y la Argentina son los países donde más vehículos usan gas natural como combustible. Generación de Electricidad a partir del Flujo de Gas Una posibilidad interesante de generación de electricidad ha sido concebida en la etapa de transporte de metano a través de gaseoductos desde las fuentes profundas de hidratos hasta la costa. Un gaseoducto de estas características poseerá un gran gradiente de presión, el cual puede ser aprovechado convenientemente para impulsar turbinas generadoras de electricidad. Esto podría llevar a cabo el doble objetivo de reducir la velocidad del flujo de gas a través de la transferencia de energía cinética a energía eléctrica, y el de la producción de corriente eléctrica. Desalinización de Agua de Mar Las sales y los materiales biológicos pueden separarse del agua mediante el proceso de formación de hidratos de gas. Se persigue combinar el agua de mar con un agente formador de hidratos por ejemplo el metano colocado a las condiciones necesarias de presión y temperatura para formar hidratos. Una vez formados los hidratos se podrán separar la sal del agua de mar, dando lugar a agua fresca y el gas como agente formador de hidratos que podrá ser reciclado en el sistema para continuar la formación de hidratos con agua de mar. Almacenamiento de CO2 El dióxido de carbono del ambiente puede ser convertido a hidrato en condiciones medioambientales de océano profundo, y almacenado allí hasta su disociación, de vuelta a CO2, a escala de tiempo geológica. Esta materia está sujeta a mucho debate y especulación. Usos Industriales En la industria química, el metano es la materia prima elegida para la producción de hidrógeno, metanol, ácido acético y anhidro acético. Cuando se emplea para producir cualquiera de estos productos químicos, el metano se transforma primero en gas de síntesis, una mezcla de monóxido de carbono e hidrógeno, mediante reformación por vapor. En este proceso, el metano y el vapor de agua reaccionan con la ayuda de un catalizador de níquel a altas temperaturas (700 -1.100 °C). Otros productos químicos menos importantes derivados del metano incluyen el acetileno obtenido haciendo pasar metano a través de un arco eléctrico, y los clorometanos (clorometano, diclorometano, cloroformo, y tetracloruro de carbono), producidos por medio de la reacción del metano con cloro en forma de gas. Sin embargo, el uso de estos productos está disminuyendo, el acetileno está siendo remplazado por sustitutos más económicos y los clorometanos debido a motivos de salud y medioambientales. Transporte El alto índice de octano del metano (en torno a 120) y la escasa contaminación de les productos residuales hacen del gas metano un excelente carburante. Los vehículos de gas natural sólo pueden competir con otros carburantes mediante reducción de los impuestos que gravan a éstos. El uso de éstos para transporte urbano, recogida de basuras, etc., tiene justificación en ciudades por su ventaja medioambiental. Sin embargo, los consumos de gas en esta aplicación son todavía reducidos.El gas natural puede ser utilizado como combustible por los vehículos a motor de dos maneras: como gas natural comprimido (GNC) o como gas natural licuado (GNL), siendo la primera la más utilizada. Otras Funciones El gas producido en los campos petroleros podría convertirse en hidratos sólidos y mezclarse con petróleo crudo refrigerado para transportarse como pasta aguada en tanques de transporte o a través de tuberías. De esta forma los hidratos congelados, así como el GN líquido, pueden transportarse a través de grandes distancias cuando no se dispone de ductos. Cuando sea necesario el almacenamiento de GN este podrá convertirse en hidratos y almacenarse. Volúmenes estimados de clatrato de metano en las principales zonas donde se ha descubierto Las cantidades estimadas de metano en forma de hidratos son muy variadas y altamente especulativas (Kvenvolden, 1993). Una recopilación de las estimaciones de volúmenes de metano en unidades de metros cúbicos y a condiciones de presión y temperatura estándar que se encuentran acumulado en hidratos naturales, se muestran en la tabla 2.5. La tabla 2.6 muestra estimaciones de hidratos de metano en gramos de carbono equivalente y su localización. Si las estimaciones son correctas, el metano acumulado en los hidratos representa más del doble de los depósitos actuales de combustibles convencionales de carbón, petróleo y gas natural (Clennell, 2000). En la figura 2.19 se muestra un gráfico de representando estas proporciones. Tabla 4. Estimaciones de volúmenes de gas metano en forma de hidratos Volumen de Gas [m3] [PTE] Localización Referencia 21 x1015 Mundial (Dillon, 2000) 40 x1015 Mundial (Kvenvolden, 1993) 7.6 x1018 Sedimentos Oceánicos (Petroleum Gas Committee, 1981) 14 x1012 Permafrost (Petroleum Gas Committee, 1981) Según las estimaciones mostradas en la tabla, el mayor volumen de metano se encontraría en los hidratos de los sedimentos oceánicos. Tabla 5. Estimaciones mundiales de hidratos de metano en gramos de carbono equivalente Carbono [g] Localización Referencia 15 x1018 Mundial (Buffet, 2001) 11.4 x1018 Mundial (Kvenvolden, 1993; MacDonald, 1994) 10 x1018 Mundial (Kvenvolden, 1993) 4.1 x1021 Sedimentos Oceánicos (Petroleum Gas Committee, 1981) 7.5 x1015 Permafrost (Petroleum Gas Committee, 1981) Las cantidades estimadas de hidratos de metano submarino en el mundo equivalen aproximadamente a dos veces el total de todos los recursos de convencionales de petróleo y gas (Clennell, 2000). Figura 97. Gráfico de la abundancia de carbono en forma de hidratos de metano. Modificado (Kvenvolden, 1993) Los volúmenes de gas a menudo se citan en unidades de trillones de pies cúbicos (Tcf), y hay aproximadamente 35.3 pies cúbicos en un metro cúbico. Se estima que los recursos de metano en los reservorios de hidrato natural varían entre 105 y 2.8 x 106 Tcf, o alrededor de 2.8 x 1015 a 8 x 1015 m3, lo que indica que hay más carbono en el hidrato de metano que en todos los demás depósitos de carbono orgánico en la tierra conjunto. (Boswell R. & Collett T., 2011). Estas estimaciones, sin embargo, incluyen el hidrato en depósitos en lutitas de bajo grado, así como en depósitos de arena de alta grado. Solo una fracción del metano secuestrado en los depósitos de hidratos de gas a nivel mundial es probable que esté concentrado y sea lo suficientemente accesible como para ser considerado como un objetivo potencial para la explotación de los recursos energéticos. (Boswell R. & Collett T., 2011). En el análisis convencional de sistemas petrolíferos, los componentes y procesos geológicos necesarios para generar y almacenar hidrocarburos están bien establecidos: fuente, migración, depósito, sello y tiempo. Para aplicar este modelo de sistema petrolero a un sistema de recursos de hidrato de metano, también se deben incorporar los parámetros que determinan las condiciones de estabilidad del hidrato de metano: temperatura y presión de formación, salinidad del agua intersticial, disponibilidad de agua, fuente de gas, transporte de gas, concentración de gas y tiempo durante el cual el sistema evoluciona. (Johnson A., 2012). Figura 98. Hydrate Energy International (HEI) publicó recientemente estimaciones del potencial de recursos de hidratos de gas, utilizando un enfoque de sistemas petroleros (Johnson, 2012). Recientemente, Hydrate Energy International (HEI), como parte de la Evaluación Energética Global realizada por el Instituto Internacional de Análisis de Sistemas Aplicados (IIASA), publicó los resultados de una nueva evaluación del potencial de recursos de hidratos de gas, utilizando un enfoque de sistemas petroleros. Su mediana de evaluación es de alrededor de 43,000 Tcf. (Johnson A., 2012). Clatratos en el Ártico (Permafrost). La segunda zona importante de ocurrencia de los clatratos es la zona del Permafrost, bajo los pisos congelados del ártico en donde las condiciones de temperatura hacen posible la consolidación del clatrato. Se tiene reportes de pozos exploratorios de clatrato, perforados en estas zonas de baja temperatura. En el Ártico contiene más del 30% del carbono global los científicos están descubriendo nuevas fuentes de metano en forma de clatrato de gas sólido cristalino similar en apariencia al hielo, pero constituido por moléculas de gas en el océano, un proceso de formación hasta ahora desconocido en el que se ven involucradas sustancias heladas en los sedimentos marinos. Estos atrapan grandes cantidades de metano, que en este caso no se origina por la descomposición del carbono sino por reacciones químicas en la corteza del océano bajo el suelo marino. (Collett TS, 1993). En Alaska se encuentran las mayores acumulaciones documentadas, como es el caso de la zona del Río Prudhoe Bay-Kuparuk, que contiene aproximadamente 30 billones de pies cúbicos de gas natural, cerca de dos veces el volumen de gas convencional seleccionado en el campo Prudhoe Bay (Collett 2002). La cercanía que existe con la infraestructura altamente desarrollada del yacimiento Prudhoe Bay hace que la acumulación del Río-Kuparuk sea particularmente atractiva. Uno de los obstáculos principales para el desarrollo de este campo es la falta de métodos validados para la producción económicamente viable de gas natural a partir de hidratos. (Demirbas, 2010). Las regiones del Ártico que presentan las condiciones de presión y temperatura favorables para tener acumulaciones de hidrato de gas se muestran en la (Figura 2.10.3), en la que se observa que tres provincias se encuentran en América del Norte y cuatro en Rusia. Figura 99. Cuencas sedimentarias en el hemisferio norte pueden contener clatrato de gas susceptibles de ser explotadas con rendimiento económico (Kvenvolden, 1988). En las regiones de permafrost (capas situadas a cierta profundidad que permanecen heladas todo el año), los clatratos de gas pueden formarse en zonas menos profundas debido a que las temperaturas de la superficie son menores. Se han podido identificar grandes acumulaciones costa afuera de Japón, en Blake Ridge fuera de la costa oriental de los Estados Unidos de Norteamérica (EUA), en la costa continental de Cascade a las afueras de Vancouver, en la Columbia Británica, en Canadá y costa afuera de Nueva Zelandia. (Collett TS & Kuuskraa, 1998). En la tabla 6, se hace mención las zonas del permafrost en las que se tienen evidencias de la presencia de clatratos (Kvenvolden,1988) correspondientes a la figura 17, además se considera que la zona del archipiélago de Svalbard (Noruega) y el basamento sedimentario bajo el casquete de hielo de Groenlandia (Dinamarca), también tiene potencial de contener hidratos de metano. Mediante la perforación de más de 1,000 pozos en el Ártico por parte de organismos como la Ocean Drilling Program (ODP), se tiene evidencia directa e indirecta de la existencia de hidratos de gas en estas regiones; la mayor parte de la información ha venido de la actividad de perforación en Alaska, Canadá, y Siberia. La evidencia directa para la existencia de hidrato de gas se tiene de núcleos que se recuperaron en pozos en el área Prudhoe Bay, en la Cuesta Norte de Alaska en 1992, y en el Delta de Mackenzie en 1998. También se tienen evidencias indirectas de registros geofísicos de pozos, pruebas de perforación, de producción, estudios de fondo de pozos, datos cromatográficos de gas y muestras de agua. (Kvenvolden,1988). Tabla 6. Localización de hidratos de gas en zonas del Ártico (Kvenvolden, 1988). LOCALIZACIÓN EVIDENCIA REFERENCIA Talud Norte, Alaska Registros Collet (1983) Muestras Collet & Kvenvolden (1987) Delta Mackenzine, Canada Registro Bily &Dick (1974) Islas Del Artico, Canada Registros Davidson Et. Al (1978 Judge (1982) Provincia Timan-Pechora, Ex Union Sovietica Gas Cherskiy Et. Al. (1985) Campo Messokayha, Ex-Unión Soviética Muestra Makogon Et al. (1972) Cratón Siberiano Este, Ex-Unión Soviética Gas Cherskiy Et al. (1985) Noreste De Siberia, Ex-Unión Soviética Gas Cherskiy Et al. (1985) Kamchatka, Ex-Unión Soviética Gas Cherskiy Et al. (1985) Clatrato en regiones Marinas El entendimiento de la formación de hidratos de metano en los fondos marino es un tema en discusión y en pleno desarrollo. Se han tratado de reproducir en laboratorio, pero con suma dificultad, se pueden tardar semanas para formarse en recipientes especiales que ofrecen las condiciones termodinámicas favorables. Además, el proceso es auto limitante: al formarse los primeros hidratos establecen una barrera en la interfaz agua gas, bloqueando de una manera efectiva la producción adicional de más hidratos, teniéndose que recurrir a la agitación para romper la barrera (Sloan,1998). Condiciones adicionales a la presión y la temperatura, todavía no definidas en los fondos marinos, favorecen la formación de los hidratos de metano. Experimentos realizados con vehículos no tripulados en fondos abisales han demostrado la formación de hidratos de metano en pocos minutos y con menos dificultades a las presentadas en experimentos llevados a cabo en laboratorios (Brewer, 1997). Dos modelos teóricos se han desarrollado para explicar la formación de hidratos de metano en los fondos oceánicos, el de Kvenvolden y Barnard (1983) y el de de Hyndman y Davis (1992). Modelo de Kvenvolden y Barnard 1.983 El metano es producto de la degradación microbiana de materia orgánica, en la zona de estabilidad de los hidratos y su formación tiene lugar junto con la sedimentación. Para la producción del gas metano biogénico es necesario tener ratas de sedimentación mayores que 30 m/M.a. con un contenido de carbón orgánico mayor que 0.5% y el contenido residual de metano mayor a 10 mL/L. Como la zona de los hidratos de metano se hace más espesa y más profunda, su base, eventualmente, sufre subsidencia a una región donde la temperatura es mayor, disociándose el hidrato y el gas libre puede migrar a capas superiores para retroalimentar la formación de hidratos. En consecuencia, por debajo del límite de la zona de estabilidad de los hidratos de metano puede haber o también no haber gas metano libre. (Ecker, 2001). Modelo de Hyndman y Davis 1.992 El mayor porcentaje de gas metano se genera por la degradación microbiana de materia orgánica debajo de la zona de estabilidad de los hidratos de metano, a una profundidad insuficiente para la formación de metano termogénico. El metano entonces asciende desde la zona de generación hasta la zona de estabilidad de los hidratos de metano como resultado de fuerzas tectónicas asociadas a zonas de subducción, o si la zona presenta una rápida sedimentación y baja consolidación. Al llegar a la zona de estabilidad la presión y la temperatura son favorables y permiten formar hidratos, en consecuencia, se concentran por debajo los hidratos de metano. Para localidades del Golfo de México y el Mar Caspio donde el origen del gas podría ser termogénico, podría estar asociado a yacimientos de hidrocarburos profundos: el gas migra hacia la superficie del fondo marino y al encontrar las condiciones de presión y temperatura favorables, se da la formación de los hidratos. Otra posibilidad es la degradación microbiana de anhídrido carbónico isotópicamente pesado (Kvenvolden, 1993) y en consecuencia con características en los valores de δ13C semejantes al del gas termogénico. (Hyndman et al, 1992). La mayoría de los hidratos marinos parecen estar confinados en los límites de los continentes donde las aguas tienen una profundidad aproximada de 1500 pies [aproximadamente 500 m] y donde las aguas ricas en nutrientes descargan residuos orgánicos para que las bacterias lo conviertan en metano. Los hidratos de gas se han encontrado en el fondo del mar, pero su ubicación usual es de 325 a 1600 pies [100 a 500 m] por debajo de éste. En las regiones de permafrost (capas situadas a cierta profundidad que permanecen heladas todo el año), los hidratos de gas pueden formarse en zonas menos profundas debido a que las temperaturas de la superficie son menores. Se han podido identificar grandes acumulaciones costa afuera de Japón, en Blake Ridge fuera de la costa oriental de los Estados Unidos de Norteamérica (EUA), en la costa continental de Cascade a las afueras de Vancouver, en la Columbia Británica, en Canadá y costa afuera de Nueva Zelandia.5 Sólo una pequeña proporción de la evidencia de las acumulaciones de hidratos alrededor del mundo proviene de muestreo directo. La mayoría proviene de otras fuentes, tales como reflexiones sísmicas, registros diarios de pozos, información sobre perforación y mediciones de la salinidad del agua intersticial. (Collett TS & Kuuskraa, 1998). Figura. 100. Presencias de acumulaciones conocidas e inferidas de los hidratos de gas a nivel Mundial (Collett TS & Kuuskraa, 1998). Los científicos ahora saben que los hidratos de gas existen en forma natural, en muchos lugares del mundo. El rango de profundidad típico para la estabilidad de los hidratos se encuentra entre 100 y 500 m [330 y 1,600 pies] por debajo del fondo marino. Se cree que aproximadamente un 98% de estos recursos se concentran en los sedimentos marinos, y el 2% restante en las masas terrestres polares. Se han identificado acumulaciones significativas en el Talud Norte de Alaska, en EUA; en los Territorios del Noroeste de Canadá; en el Golfo de México; y en las áreas marinas de Japón, en India, Corea del Sur y China. (Lorenson TD & Kvenvolden, 2010). Figura 101. Localizaciones de hidratos marinos y terrestres. (Lorenson TD & Kvenvolden, 2010). Alrededor del 98% de los recursos de hidratos de gas se concentran en los sedimentos marinos, y el 2% restante por debajo del permafrost. La mayor parte de las acumulaciones mapeadas de hidratos de gas recuperados (azul) fue descubierta a través de programas de perforación científica, y las acumulaciones de hidratos de gas inferidas (naranja) fueron identificadas mediante imágenes sísmicas. (Lorenson TD & Kvenvolden, 2010). En la tabla 5 se hace mención de la localización con hidratos de metano marinos a nivel mundial, mostrados en la figura 18 y otras en las que se infiere su presencia, mediante el análisisdel “Bottom Simulating Reflection” (BSR) pertenecientes a secciones sísmicas del fondo marino.  Tabla 7. Localización de hidratos de gas en los océanos. (Kvenvolden., 1988). LOCALIZACIÓN EVIDENCIA REFERENCIA Océano Pacífico de Panamá BSR Shipley et al. (1979) Trinchera de Costa Rica (Centroamérica) BSR Shipley et al. (1979) Trinchera de Nicaragua (Centroamérica) Muestras Kvenvolden & McDonald (1985 Trinchera de Guatemala (Centroamérica) BSR Shipley et al. (1979) Muestras Harrison & Curiale (1982) Muestras Kvenvolden & McDonald (1985) Trinchera de México (Norteamérica) BSR Shipley et al. (1979) Cuenca Eel River de California BSR Field & Kvenvolden (1985) Muestras Kennicut et al. (1989) E. Aleutian Trinchera de Alaska BSR Kvenvolden & vonHeune (1985) Beringian Margen de Alaska BSR Marlow et al. (1981) Trinchera de Alaska BSR McCarthy et al. (1984) Comedero Nankai en Japón BSR Aoki et al. (1983) Comedero Timor en Australia Gas McKirdy and Cook (1980) Comedero Hikurangi en Nueva Zelada BSR Katz (1981) Margen Wilkes Land en Antartida BSR Kvenvolden et al. (1987) Oeste del Mar Ross en Antartida Gas McIver (1975) Trinchera Perú-Chile en Perú BSR Shepard (1979) Muestras Kvenvolden & Kastner (1988) Complejo Ridge Barbados en Barbado BSR Ladd et al. (1982) Basamento Colombia en Panamá y Colombia BSR Shipley et al (1979) Oeste del Golfo de México en México BSR Shipley et al (1979) Articulo Hedberg (1980) Golfo de México en USA Muestras Brooks et al. (1984) Blake Outer Ridge, Sureste de USA BSR Markl et al. (1970) Articulo Shipley et al. (1979) Articulo Dillon et al. (1980) Muestras Kvenvolden & Barnard (1983) Rise Continental en Este de USA BSR Tucholke et al. (1977) Shelf Labrador en Newfoundland BSR Taylor et al. (1979) Mar Beaufort en Alaska BSR Grantz et al. (1976) Mar Beaufort en Canadá Registro Weaver & Stewart (1982) Cuenca Svedrup en Canadá Registro Judge (1982) Pendiente Continental Oeste de Noruega BSR Bugge et al. (1987) Pendiente Continental Suroeste de África Descensos ummerhayes et al. (1979) Margen Makran, Golfo de Omán BSR White (1979) Mar Negro, ex Unión Soviética Muestras Yefremova y Zhizhchenko (1972) Mar Caspio, ex-Unión Soviética Muestras Yefremova y Gritshina (1981) Mar Okhotsk, ex-Unión Soviética Muestras Makogon (1988b) Lago Baikal, ex-Unión Soviética Muestras Makogon (1988b) Sólo una pequeña proporción de la evidencia de las acumulaciones de hidratos proviene de procesos de muestreo directo; la mayor parte se infiere a partir de otras fuentes, tales como las reflexiones sísmicas, los registros de pozos, los datos de perforación y las mediciones de salinidad del agua intersticial obtenidas a partir de núcleos. Los datos de pozos y de núcleos indican que la distribución de los hidratos en los sedimentos varía de acuerdo con las condiciones bajo las cuales se forman. Algunos núcleos exhiben cantidades escasas de hidratos distribuidos en sedimentos ricos en contenido de arcilla, mientras que otros contienen intervalos de hidratos de gas altamente concentrados en sedimentos arenosos, y se ha encontrado hidrato gaseoso sólido, casi puro, como material de relleno de fracturas en zonas ricas en contenido de arcilla. (Lorenson TD & Kvenvolden, 2010). Localización de los Clatratos de Metano La localización mundial de los clatratos de metano naturales va a depender de factores tales como: Fuente de gas metano (biogénico o termogénico) Fuente de agua Alta presión (P > 10 atm) Baja temperatura (T < 20 °C) Otras condiciones como: tipos de sedimentos y tasa de sedimentación (Miles, 1995), salinidad y contenido de CO2 (Sloan, 1998), solubilidad del metano en el agua de poro (Clennell, 2001), etc., también influyen en la localización. Las condiciones de presión y temperatura son necesarias, pero no suficientes para la formación de hidratos. Es necesario tener una fuente de gas metano asociada al sistema, la cual puede ser de origen biogénico o termogénico. En la figura 20 se muestran las condiciones de presión y temperatura en función de la profundidad para tres diferentes ambientes: marino, continental y permafrost. El área bajo la curva sombreada en amarillo es donde se dan las condiciones de estabilidad de los hidratos de metano. Nótese que en el ambiente continental la temperatura de la superficie es aproximada a 20 °C y está fuera del área bajo la curva de estabilidad de los hidratos de metano. Además, a medida que se profundiza la temperatura aumenta y se aleja de la zona de estabilidad de los hidratos de metano. Figura 102. Diagramas de las zonas de estabilidad de los hidratos de metano para ambiente marino, continente y permafrost. (Departament of Energy, http://netl.doe.gov/scnghydrate/about-hydrates/)  Consideraciones con respecto a procesos de extracción Clatrato de Metano Los hidratos de metano son metaestables, cambios en la presión y en la temperatura afectan su estabilidad. La desestabilización de los hidratos de gas por debajo del fondo marino produce riesgos geológicos, provocando derrumbes y deslizamientos submarinos (Kvenvolden, 1993). En la figura 43 se muestra una representación gráfica del equilibrio en el que se encuentran las variables asociadas a los hidratos. Figura 103. Riesgo climático por disociación de hidratos responsable de un deslizamiento de un bloque submarino. Una disminución de la presión en la zona de hidratos les permitiría disociarse en la profundidad y ocasionar que los sedimentos no consolidados encima de ellos se deslizaran. (Kvenvolden KA, 1999). Los fondos abisales donde se encuentran los hidratos de metano se consideran sistemas en equilibrio, con todas sus variables, tales como: sedimentos, agua de los poros, presión, temperatura, etc. La alteración de cualquier componente puede romper el equilibrio y desestabilizar todo el sistema dando lugar a daños al medio ambiente irreparables. Los factores desestabilizantes pueden ser perturbaciones naturales o asociadas con la explotación de los hidratos, y potencialmente podrían afectar el clima. El exceso de anhídrido carbónico en la atmósfera produce el calentamiento global del planeta, llamado efecto invernadero. Investigaciones indican que el metano produciría un efecto invernadero cincuenta y seis veces mayor del que se produciría con igual masa de anhídrido carbónico, en veinte años (Dillon, 2000). La relación natural del medio ambiente con los yacimientos de hidratos de gas es un factor importante a considerar en la futura explotación de toda esta fuente de energía. Los cambios climáticos a lo largo de toda la historia geológica de la tierra y uno de los temas más nombrados en los últimos años, el calentamiento global, son puntos que definieron y definen en la actualidad un panorama de desestabilización y disociación de grandes cantidades de hidratos de gas y consecuentemente la liberación de metano a la atmósfera. La liberación de grandes cantidades de gas invernadero a la atmósfera provocaría serios cambios climáticos a nivel global (Dickens, 2003; en Bohrmann et al., 2004); los cambios en la temperatura y presión del agua de fondo pueden desestabilizar los depósitos de hidratos, y potencialmente pueden resultar en una masiva descarga de metano (Paull et al., 2003; en Bohrmann, g., Schenck, s., 2004). Efecto Invernadero El efecto invernadero es la retención de calor en la parte baja de la atmósfera debido a la absorción y a la re-radiación de las nubes y de algunos gases, considerando que la Tierra recibe su energía del sol en forma de radiaciones solares. Las más importantes son las de onda corta (visibles) recibidas del sol que pasan a través de la atmosfera con poca o casi ninguna interferencia y calientan la superficie terrestre. Las radiaciones térmicas de onda larga, emitidas por la superficie terrestre calentada, son absorbidas en parte por restos de elementos o por gases “de efecto invernadero”. Estos gases se encuentran en la atmósfera en pequeñas cantidades y reflejan hacia todas direcciones las radiaciones térmicas de onda larga (Ciesla, 1996), como se muestra de manera esquemática en la (Figura 2.21.1), donde también se observan los principales gases causantes de este efecto. Figura 104. Principales gases de efecto invernadero. Por Juan José García Celis Alrededor del mundo, los hidratos contienen metano en cantidades mucho mayores a las actualmente encontradas en la atmósfera. El metano incrementa el efecto invernadero aproximadamente 20 veces más drásticamente que un peso equivalente de dióxido de carbono (CO2). Los científicos del clima sugieren que la disociación de los hidratos durante un período glacial con bajo nivel del mar liberaría el metano hacia la atmósfera y calentaría la tierra, posiblemente ejerciendo una acción estabilizadora del clima. Por ejemplo, durante la última glaciación, se estima que ocurrió un descenso en el nivel del mar de 120 m. Esto pudo haber incrementado la base de la zona de estabilidad del hidrato en 20 m, desestabilizando los sedimentos, ocasionando hundimiento y liberación de metano a la atmósfera y a la vez ocasionando el calentamiento de la atmósfera. El calentamiento podría haber derretido los glaciares, terminando con el período glacial del Pleistoceno. Por otro lado, el metano liberado desde las capas de permafrost en el Ártico durante un Período de calentamiento global podría calentar más aún la atmósfera, exacerbando el Calentamiento climático, y en consecuencia desestabilizar el clima mundial. Efectos de los Clatratos de Gas en Cambio Climático Los clatratos pueden afectar el clima porque cuando son calentados o despresurizados, se pueden descomponer y disociar en agua y gas metano, uno de los gases invernadero que están calentando al planeta Tierra; la descarga de grandes cantidades de metano a la atmósfera contribuirá al calentamiento global de forma significativa. Se han hecho investigaciones en las que se ha documentado que los niveles de metano en la atmósfera eran más bajos durante los periodos glaciales que durante los periodos interglaciares. El efecto invernadero se está viendo acentuado en la Tierra por la emisión de ciertos gases, como el dióxido de carbono y el metano, siendo el metano más eficaz como un gas de efecto invernadero que el dióxido de carbono. Por lo tanto, si el flujo de metano a partir de la disociación de hidratos ocurre una cantidad suficiente, puede contribuir al calentamiento global. Debido al calentamiento global el aumento de las temperaturas del agua del fondo marino podría causar la disociación de hidratos de gas en muchos lugares de los fondos oceánicos, por lo que se consideran de alto riesgo. La disociación de hidratos de gas puede causar un mayor calentamiento global, porque el gas se libera e incrementaría el efecto invernadero. Otra forma en la el gas de los hidratos se puede liberar a la atmosfera es cuando el nivel del mar aumenta. Un aumento en el nivel del mar se traduciría en un agua más cálida, el efecto resultante sería la liberación de gas contenido en los hidratos a la atmosfera. Un aspecto que se desconoce en gran medida de los hidratos, es su estabilidad, si los hidratos se descomponen, podría causar una liberación masiva de metano a la atmósfera. Según algunas estimaciones, hay 3,000 veces más la cantidad de metano en las formaciones de hidratos de gas que en forma libre en la atmósfera. Dado el tamaño de estos depósitos y la capacidad del metano para absorber la radiación infrarroja, se podría incrementar el efecto invernadero dramáticamente. Además, la descomposición de estos hidratos en el fondo del océano, se podrían originar deslizamientos masivos, lo que causaría problemas para su extracción. La falta de conocimientos de la estabilidad de las formaciones de hidratos es uno de los factores que limita su extracción en estos momentos en las zonas del talud, donde hay fuertes pendientes y el hidrato funciona como cementante en las arenas. La disociación de los clatratos de gas durante la desglaciación se ha relacionado con el final de las edades de hielo durante los últimos millones de años. Varios autores sugieren que la presencia de grandes depósitos de oceánicos de hidratos de gas, son el factor determinante de la severidad de las edades de hielo (Paull, 1991). Durante la formación de grandes capas de hielo polares, el nivel del mar disminuye, reduciendo la presión sobre los hidratos de gas en el margen oceánico, lo que hace que los depósitos de hidratos de gas más someros sean inestables, y que liberen metano a la atmósfera, lo que provocaría el calentamiento global con un cambio importante en las regiones polares. La disociación de los hidratos puede causar inestabilidad en los sedimentos del fondo del Mares depositados sobre las pendientes de los taludes continentales. La base de la zona Hidratos de gas puede representar una discontinuidad en la solidez de la columna de Sedimentos (Collet, T.S. et al., 2000). La presencia de hidratos puede inhibir consolidación y compactación del sedimento normal y el gas libre atrapado debajo de la zona de hidratos Puede sobrepresionarse. Cualquier técnica propuesta para la explotación de hidratos debería Tener éxito sin ocasionar inestabilidad adicional. Un ejemplo de los problemas que acontecen cuando los hidratos se disocian, puede Encontrarse fuera de las márgenes del Océano Atlántico de los Estados Unidos de Norteamérica. Allí, la pendiente del fondo del mar es de aproximadamente 5° y como tal, Parece ser estable. Sin embargo, se han observado muchas marcas ocasionadas por deslizamientos de bloques submarinos. La profundidad de las marcas es de aproximadamente el límite somero de la zona de estabilidad de los hidratos. Los BSR son Más débiles en las áreas que han experimentado deslizamientos de tierra, indicando quizás Que los hidratos no están presentes actualmente y que pueden haber escapado (Collet, T.S., Et al., 2000).  Resultado Considerando al metano como el energético fósil de mayor poder calorífico, los combustibles convencionales son menores, desde un 9,6 hasta 51,38 % Figura 105. Comparación de poderes caloríficos en diferentes combustibles. Costo – Beneficio Figura 106. El poder calorífico del metano es superior a la Gasolina y al Gas LP lo que se supone una ventaja en cuanto a la masa. Figura 107. Dólares por MMBtu (Servicio Geológico Mexicano) La conversión de autos de gasolina a gas natural, permite reducir hasta 47% el gasto en combustible al año; las adecuaciones pueden amortizarse en 3 años. El precio del gas natural de 2009 a lo que va de 2018, ha te tenido un ligero incremento. Figura 108. Recorrido de un auto compacto con diferentes combustibles Vs. Metano de Londres a Malasia. (25 mil kilómetros). 25,000 km  Figura 109. Se contempla un recorrido de 25 mil kilómetros con un precio de gasolina 16.3 pesos, gas natural 7.6 pesos y metano 12 pesos (NATGAS, ECOVEHICULOS.ORG.MX) En marzo de 2013, Japón se convirtió en el primer país que consiguió extraer de forma segura y continua durante varios días hidratos de metano del lecho marino, en unas perforaciones realizadas desde barcos en la costa sur de la isla de Honshu (a unos 200 km al sur de Tokio), concretamente en la Fosa de Nankai. El éxito se repetía en diciembre de 2014, esta vez en la costa norte. Ambos frutos del trabajo de investigación realizado por la compañía Japan Oil y sufragado por el gobierno japonés, que está apostando fuerte por energías alternativas. De hecho, las perforaciones continúan, pues se espera contar con la tecnología necesaria para su extracción en 2018 y poder comenzar a comercializar electricidad procedente de los hidratos de metano entre 2023 y 2027. Uno de los métodos para realizar la extracción de los hidratos de metano es el de la despresurización, que consiste en inyectar dióxido de carbono (CO2) a fin de reemplazar el espacio que ocupa en el subsuelo. Japón realizó el primer experimento a nivel mundial de extracción de hidratos de metano aplicando este método en una zona marítima, del 12 a 18 marzo de 2013, llegando a extraer un total de 120.000 metros cúbicos, logrando un promedio diario de extracción de 20.000 metros cúbicos. De ser posible la utilización de este método a gran escala, podrían cubrirse las tres “Es” del trilema energético japonés: la de la seguridad energética por contar con recursos propios, la de eficiencia económica al contar con una fuente energética autóctona y la de medio ambiente (environment) al contribuir a la reducción de gases de efecto invernadero.  Conclusiones El clatrato de metano representa uno de los potenciales recursos a futuro que podrían tomar el lugar actual del petróleo como fuente de energía. Se requiere desarrollar la tecnología y los procesos de recuperación que garanticen una extracción y explotación segura causando el menor daño al medio ambiente. De ser utilizado se lograría una diversificación de fuentes energéticas en el sector transporte, además de presentar beneficios ambientales debido a que constituye una alternativa de gestión de residuos orgánicos para la disminución de emisiones de gases de efecto invernadero, provocados por una no adecuada disposición de residuos.  REFERENCIAS BLIBLIOGRAFICAS Bartolomé, R., Evolución tectónica del margen continental oeste de Mexico: Fosa Mesoamericana y Golfo de California (CORTES-P96). (2002), Tesis Doctoral, Universidad de Barcelona, http://www.minas.upm.es/fundacion/jgs/trabajos/ 03a01.htm Cornú, F. N. (2011). Peligro sísmico en el bloque de Jalisco, México. Física de la Tierra, 23(2011), 199-229. Leiva, R. L. A. (2009). Gas natural: uso, transporte y desarrollo de nuevas tecnologías. Tesis Licenciatura, Universidad Austral de Chile, Escuela Ingeniería Naval, Valdivia, Chile. Moore, J. C., Watkins, J. S., Shipley, T. H., McMILLEN, K. J., Bachman, S. B., & Lundberg, N. (1982). 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