Caracterización preliminar de las arenas asfálticas de Picacho,
municipio de Pesca (Boyacá, Colombia)
Preliminary bulk characterization of Picacho tar sands, Pesca
municipality (Boyacá, Colombia)
Olga Patricia Gómez-Rojas
olgapatricia.gomez@uptc.edu.co
Universidad
Pedagógica y Tecnológica de Colombia, Colombia
Ángeles G.-Borrego
angeles@incar.csic.es
Consejo
Superior de Investigación Científica CSIC, España
Carlos Perea-Solano
carlos.perea@uptc.edu.co
Universidad
Pedagógica y Tecnológica de Colombia, Colombia
Oswaldo Alfonso Sánchez-Morales
oswaldo.sanchez@uptc.edu.co
Universidad
Pedagógica y Tecnológica de Colombia, Colombia
Hither Fernando Flórez-Molano
fer.floretz@gmail.com
Universidad
Pedagógica y Tecnológica de Colombia, Colombia
Resumen
En
Colombia las arenas asfálticas las explotan para la pavimentación de vías
terciarias, un ejemplo de esto son las areniscas asfálticas de la Formación
Picacho, ubicadas en el municipio de Pesca, Boyacá. Este estudio tiene como
objetivo una caracterización de las arenas asfálticas con el fin de tener una
información preliminar sobre su variación en composición global entre dos
frentes de explotación (minas La Emilia y Santa Teresa) con vistas a su posible
potencial como fuente de hidrocarburos no convencionales. Los métodos
comprenden análisis elementales, físico mecánico, SARA y pirólisis.
Los resultados determinan que la unidad está compuesta por areniscas silíceas.
Los porcentajes de azufre son bajos en casi todas las muestras, excepto una que
alcanza 5%, la gravedad API determina que los crudos presentan un valor de 22,4
y 9,2 indicando que son crudos medios y extra pesados, las fracciones de crudo
reflejan una mayor proporción de resinas y asfáltenos, la pirólisis
indica un elevado contenido en volátiles que destila a temperaturas por debajo
de 500ºC.
Palabras
clave: arenas asfálticas, Formación Picacho, hidrocarburos
pesados.
Abstract
The tar sands are mined in Colombia
for paving the local roads. An example of this use is the tar sands of the Picacho Formation, located in the municipality of Pesca, Boyacá. The objective of this study is providing a
preliminary bulk characterization to evaluate this resource as a possible
source of unconventional hydrocarbons in this area. The study is limited to two
fronts of exploitation named the La Emilia and Santa Teresa mines. The methods
used comprise elemental analysis, physico-mechanical
test, SARA and pyrolysis. The results determine that the unit is composed of
siliceous sandstones. The percentages of sulfur are low in most of the samples,
except one that reaches 5%, the API gravity between 22.4 and 9.2 indicates that
they range between medium and extra heavy crude, the oil fractional composition
reflects a higher proportion of resins and asphaltenes,
the pyrolysis indicates a high volatile content that completely distill at
temperatures below 500ºC.
Keywords: tar sands, Picacho
Formation, heavy oil.
Forma de citar: Gómez-Rojas,
O.P., G.-Borrego, A., Perea-Solano, C., Sánchez-Morales, O.A., y Flórez-Molano,
H.F. (2018). Caracterización preliminar de las arenas asfálticas de Picacho,
municipio de Pesca (Boyacá, Colombia). Boletín de Geología,
40(2), 87-99. DOI: 10.18273/revbol.v40n2-2018005.
INTRODUCCIÓN
Los combustibles fósiles representan una gran fuente
de energía con la cual se impulsa el desarrollo económico de las naciones
desarrolladas y emergentes (Reyes-Caballero
et al.,
2016) y su actual ritmo de vida. Entre los tipos de combustibles
fósiles se encuentran las arenas asfálticas o bituminosas, que han sido
denominados hidrocarburos fósiles no convencionales.
Estudios enfocados en la caracterización y
aprovechamiento han sido reportados en diversos trabajos (Al-Otoom et al.,
2010; Hong
et al.,
2013; Qing et al., 2012; Sherval, 2015; Sleep et al., 2017);
algunas investigaciones relacionan el impacto ambiental que genera su
utilización (Gerner et
al., 2017).
Canadá tiene la tercera mayor reserva de petróleo del
mundo, el 95% de esta ubicada en la provincia de Alberta, siendo el yacimiento
de arenas de petróleo de Athabasca la reserva más grande en el mundo (Gerner et
al., 2017).
Las arenas asfálticas del norte de Alberta, Canadá, contienen cerca de 2,5x1012
bbl (400x109 m3) de
hidrocarburos pesados llamados bitumen (bitúmenes se pueden definir, desde el
punto de vista de explotación, como mezclas viscosas naturales de hidrocarburos
de molécula muy pesada). Las reservas iniciales usando las tecnologías actuales
de explotación son de cerca de 180x109 bbl
(30x109 m3) y serían suficientes para satisfacer la
demanda interna de petróleo crudo en Canadá por 250 años.
Otros depósitos importantes de arenas asfálticas se
encuentran en Arabia Saudita con alrededor de 260x109 bbl (41x109 m3) y pequeños recursos
de estas arenas en Utah (EE.UU.) con 1,8x109 m3 de
barriles y un ejemplo cercano se tiene en Venezuela que según US Energy Information Administration (EIA,
2012) contiene miles de millones de barriles de petróleo
crudo extra-pesado y depósitos de arenas asfálticas, la mayoría de las cuales
están situadas en la Faja del Orinoco en el centro de Venezuela donde las
instalaciones tienen capacidad para producir 600 mil barriles por día. En
general las arenas asfálticas representan reservas enormes de hidrocarburos; de
ahí el interés creciente en este recurso. Colombia, un país con múltiples
recursos minero - energéticos, en la actualidad cuenta con exploraciones y
explotaciones en diferentes regiones; no obstante algunos no han sido
considerados con todo su potencial económico, ya que por ejemplo las areniscas
asfálticas o bituminosas presentes en Colombia solo han sido referenciadas en
pocos trabajos donde se destaca la localización geográfica y geológica (Jiménez y Cruz, 2004; Sandoval, 2007);
al igual que la determinación de las características fisicomecánicas
(Ruíz-Acero
et al.,
2016) que establecen si pueden ser utilizadas en la
pavimentación de vías terciarias; en la zona, la pequeña minería que se
desarrolla en la explotación no cuenta con mucha información y menos con datos
de reservas. De acuerdo con la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH, 2009)
el potencial de reservas de hidrocarburos no convencionales de Colombia es
significativo, estudios previos aseguran que las arenas asfálticas en Colombia
pueden generar entre 40 - 60 Gbbl (mil millones de
barriles) de petróleo recuperable.
En este trabajo no se pretende proporcionar una
valoración de las características del yacimiento, ya que se carece de los datos
de extensión real y variación en la riqueza de la formación que contiene las
arenas asfálticas. Sin embargo, si se pretende proporcionar algunas de las
características de las areniscas y de los crudos presentes en la Formación
Picacho, con el fin de conocer más acerca de este recurso como posible fuente
de hidrocarburos no convencionales mediante el análisis SARA que establece
proporciones de compuestos saturados, aromáticos, resinas y asfaltenos,
determinación de la composición elemental y pirólisis,
análisis comunes cuando se tiene el propósito de determinar la riqueza de las
arenas y la variación de unos puntos a otros de muestreo.
GEOLOGÍA DEL YACIMIENTO
La Formación Picacho de edad Eoceno inferior fue
denominada como un conjunto de areniscas que forman el Cerro Picacho en el alto
de El Portillo, al noroeste del casco urbano de Paz del Río. Litológicamente
esta unidad se caracteriza por presentar areniscas de color blanco de grano
grueso a fino, alta porosidad y permeabilidad, las cuales se encuentran
impregnadas de hidrocarburos, el origen de esta Formación es continental, fue
depositada en un ambiente posiblemente de tipo deltaico, de gran extensión
lateral (Reyes,
1984). La Formación Picacho equivale a las areniscas de Lenguazaque de Van der Hammen
(1957, tomado de Reyes,
1984), que representa el nivel arenoso inferior de la
Formación Bogotá y se correlaciona bien con la Formación Mirador de Norte de
Santander.
El estudio se enfoca particularmente en dos minas de
la zona, las minas Santa Teresa y La Emilia en las cuales encontramos un gran
paquete de areniscas impregnadas que actualmente se explotan como material
asfáltico, sin que se tenga una estimación de sus reservas y características,
debido a la forma artesanal de su explotación.
El municipio de Pesca, Boyacá (FIGURA 1), se
encuentra ubicado en el flanco Este de la Cordillera Oriental, limita al norte
con Firavitova, al sur con Zetaquira,
por el oriente con Iza, Cuitiva y Tota y por el
occidente con Rondón, Siachoque y Toca. El sector
está comprendido en la plancha 191 – II – D – 1 del Instituto Geográfico
Agustín Codazzi (IGAC).
FIGURA 1
Localización Y Mapa Geológico Del
Área De Estudio. Modificada Plancha 191 – Ii – D Del Igac. Escala 1:25.000.
La cabecera municipal está localizada a los 5°34´ de
Latitud Norte y 73°03´ W a una altura de 2631 m.s.n.m. con temperaturas
promedio de 14°C propios de clima frio. El yacimiento de la mina Santa Teresa
está delimitado por una vía carreteable adyacente que
sigue la dirección del río Pesca con rumbo N14°W y según el sistema de
coordenadas planas del IGAC con origen en Bogotá, el área de estudio se enmarca
dentro de las siguientes coordenadas en X: 1’106.890 y en Y: 1’113.550 a una
cota de 2599,24 m.s.n.m. La mina La Emilia se encuentra hacia el NE del
municipio de Pesca, entre las coordenadas geográficas X: 1’109.000 a X:
1’110.000; Y: 1’117.000 a Y: 1’118.000 entre las quebradas El Mode y Cristalal (FIGURA 1).
METODOLOGÍA
En lugares frescos, se tomaron nueve muestras de las
cuales ocho corresponden a arenas impregnadas de aceite; estas se tomaron
aleatoriamente abarcando diversos niveles de los frentes de explotación de la
mina Santa Teresa (P1, P2, P3, P4, P5) actualmente en explotación y de la mina
La Emilia (P6, P7 y P8), y una de crudo líquido (codificada B1) del techo de la
mina Santa Teresa; las muestras de areniscas asfálticas fueron preparadas con
el fin de extraer el crudo para su análisis (estos crudos extraídos se
codifican para las minas La Emilia y Santa Teresa respectivamente con Q1 y Q2)
y se hizo la caracterización de las arenas de la unidad mediante petrografía.
En la etapa de preparación se realizaron varias
pruebas de separación recomendadas en la literatura como se describen a
continuación. Para la primera prueba de recuperación del bitumen se utilizó
agua caliente a 100°C, temperatura baja que no altera sus propiedades (HWEP, The Hot Water Extraction
Process) técnica reportada en los trabajos de Liu et al. (2006) y Sparks et al. (2003) con poca recuperación. Finalmente se realizó la extracción con éter
etílico con lo que se logró la separación efectiva, y recuperar el disolvente,
pero tiene el inconveniente de ser un reactivo de venta restringida en
Colombia.
Los siguientes análisis se realizaron a las muestras,
algunas pruebas fueron realizadas a las muestras tal como fueron recolectadas
(P1 - P9) y al crudo (B1). Dos muestras con código Q1 y Q2 se refieren a las
muestras de crudo de la mina La Emilia y la mina Santa Teresa extraídas con
éter etílico, respectivamente.
El análisis petrográfico se realizó a ocho (8)
muestras de areniscas una vez fueron separadas de los hidrocarburos. Se
analizaron utilizando microscopía óptica de luz transmitida, se identificaron y
cuantificaron minerales y sus características texturales.
La pirólisis es en esencia
un calentamiento en atmósfera inerte. En el caso de las rocas orgánicas este
proceso se utiliza como método de caracterización, para estudiar la temperatura
a la que destilan diversos componentes que se encuentran en la roca en estado
sólido. Entre algunos de los ensayos bien conocidos de pirólisis
que se utilizan para la caracterización de rocas madre, figura el ensayo Rock-Eval, que proporciona información sobre el potencial
generador de aceites entre diversas temperaturas de corte utilizando una rampa
de calentamiento de 25ºC/min hasta 600ºC (Espitalié et al., 1977),
llegando el Rock-Eval 6 hasta los 850ºC e
incorporando la posibilidad de variar la rampa de calentamiento. Para la
caracterización del rendimiento en aceite de la lutita
aceitosa se utiliza habitualmente el ensayo Fischer que emplea una temperatura
máxima de 500ºC y una rampa de calentamiento de 12ºC/min (ASTM D 3904).
En general las atmósferas que se utilizan para el ensayo suelen ser de helio o
nitrógeno y la velocidad de calentamiento puede variarse en función del detalle
que se quiera alcanzar para identificar los diversos procesos entre pocos
grados y unas decenas de grados por minuto. Cuanto más lenta sea la velocidad
de calentamiento, mejor se separarán los procesos, lo que permitirá un estudio
más detallado del material problema. Si el equipo permite el registro de la
pérdida de masa con el aumento de la temperatura, la primera derivada de esta
curva constituye un pirograma en el que se pueden
observar los diversos procesos de pérdida de masa, la temperatura a la que
ocurren, su intensidad y la rapidez con la que suceden, todo ello información
importante si se quiere realizar un aprovechamiento de fracciones destiladas de
un bitumen pesado. En un pirograma de un componente
orgánico hay una pérdida de masa en torno a 100ºC debido a la humedad, a
continuación una pérdida de masa debido a volátiles atrapados, seguida de la
correspondiente a la rotura térmica de la materia orgánica, bien sea kerógeno o bitúmenes más o menos pesados, para terminar con
las pérdidas debidas a condensación del residuo carbonoso (Lechner et
al., 1989).
Ya que muchos de los procesos de recuperación de los bitúmenes de las arenas
llevan involucrado calentamiento térmico (Speight, 2016)
se consideró interesante realizar un estudio del comportamiento en pirólisis de las arenas con el fin de estudiar las
temperaturas relevantes a las que ocurren los principales procesos de
descomposición térmica. Para poder separar los procesos con nitidez se eligió
una baja velocidad de calentamiento (5ºC/min) y una temperatura máxima elevada
(815ºC) que garantice que todos los procesos de descomposición química serán
observables.
Los ensayos de pirolisis se llevaron a cabo calentando
la muestra hasta 815ºC a 5ºC/min en flujo de nitrógeno de 35 mL/min. Se eligió 815ºC porque es la temperatura a la que
se determinan las materias volátiles de los combustibles fósiles y una
velocidad de calentamiento lenta para poder diferenciar los procesos que tienen
lugar durante el calentamiento. Una vez que la masa a 815ºC es constante se
cambia el flujo a aire para realizar la combustión del coque formado y obtener
el contenido en cenizas. De esta manera se obtienen una serie de datos como
contenido en volátiles, cenizas y humedad que son similares al análisis
inmediato.
Los análisis fisicoquímicos del asfalto se realizaron
en el Laboratorio de Crudos y Derivados en la Universidad Nacional de Colombia,
Sede Medellín, a los crudos Q1 y Q2, se realizó el método de prueba estándar
para agua en productos de petróleo y materiales bituminosos por destilación
bajo la norma ASTM
D 95, agua y sedimentos (ASTM D 96), método de
prueba estándar para cenizas en pro del petróleo (ASTM D 482),
método de prueba estándar para azufre en productos del petróleo (ASTM D 129),
método de prueba estándar para gravedad API de petróleo crudo y productos del
petróleo (ASTM
D 287), método de prueba estándar para calor de combustión
de combustibles hidrocarburos líquidos por bomba calorimétrica (ASTM D 240),
determinación de residuos de carbón que queda después de la evaporación y pirólisis de un aceite, prueba Conradson
del productos del petróleo (ASTM
D 189) y método de prueba estándar para viscosidad Saybolt (ASTM
D 88).
Los análisis SARA cuantifican varias fracciones de
compuestos con diferente polaridad: compuestos saturados (hidrocarburos
n-alcanos, ramificados y saturados cíclicos), aromáticos (compuestos con uno o
varios anillos aromáticos), resinas y asfaltenos
(ambos con sustituyentes polares, siendo los asfaltenos
insolubles en heptano o pentano y las resinas solubles. Estos análisis se
realizaron a las muestras liquidas extraídas de la mina La Emilia y de la mina
Santa Teresa en el laboratorio de ensayos para asfaltos y mezclas asfálticas de
CORASFALTOS. El procedimiento utilizado fue cromatografía en capa delgada
(TLC), que no requiere separación previa de los asfaltenos
y emplea detector FID (Flame Ionization
Detector) para la cuantificación. Los disolventes utilizados como eluyentes fueron n-hexano, tolueno y diclorometano/metanol.
Este procedimiento es adecuado para el análisis de crudos de alto peso
molecular y compleja estructura o composición química como es el caso de la
evaluación de crudos pesados o precursores para la producción de asfaltos
refinados.
Los análisis elemental e inmediato se realizaron a los
crudos Q1, Q2 y B1 con el fin de determinar el contenido de materia volátil,
cenizas, rendimiento de coque, contenido de carbono y azufre, esto permite
evaluar las características del combustible y de los residuos que generan su
refinamiento y utilización.
RESULTADOS Y DISCUSIÓN
Caracterización petrográfica
La Formación Picacho aflora hacia el margen izquierdo
del río Pesca y su composición litológica la conforman predominantes paquetes
de areniscas con alta porosidad y permeabilidad las cuales almacenan asfalto
natural o bitumen, estas rocas son maduras mineralógicamente y alcanzan hasta 6
m de espesor, seguidas de un grueso paquete de arcillas grises a rosadas con
intercalaciones de arenisca de grano fino.
De acuerdo con la clasificación de Pettijohn et al. (1987),
estas rocas de la Formación Picacho se clasifican en areniscas cuarzosas de
grano medio a grueso, areniscas conglomeráticas y
conglomerados arenosos, compuestos principalmente por cuarzo entre 95 y 84%;
fragmentos de metacuarcita tamaño arena entre 40 y
4%; porcelanita entre 16 y 5% y pedernal que alcanza hasta un porcentaje de 7%
en las diferentes muestras y en menor proporción (menos del 5%) arcillas (FIGURA 2).
FIGURA 2
Areniscas Asfálticas De La Mina
Santa Teresa. A-C. Lugares Donde Fueron Extraídas Algunas Muestras. D.
Microfotografía En Luz Transmitida De Las Areniscas De La Formación Picacho, Se
Observa En La Figura Un Alto Contenido De Sílice, Alcanzando Hasta Un 95% De
Cuarzo Sub Redondeado Y Menor Proporción De Arcilla.
Análisis elemental e inmediato
Los resultados se pueden observar en la TABLA 1. Como
resultado de los procesos de alteración (biodegradación, oxidación, etc.) los
hidrocarburos pesados tienen altas concentraciones en sulfuros; como se observa
los porcentajes de azufre oscilan entre 1,7% y 5%.
TABLA 1
Resultados De Análisis Elemental
E Inmediato. Abreviaciones: Cz: Cenizas; Mv: Materia Volátil; Rc: Rendimiento
Coque; C: Carbono; S: Azufre; Bs: Base Seca; Slcz:
Base Seca Libre De Cenizas. B1
Muestra Líquida, P1 - P8
Arenas Asfálticas.
Las muestras estudiadas varían en contenido de cenizas
de 85 a 92% y el contenido de C de 5 a 12%. El contenido de azufre fue bajo
para todas las muestras, pero alcanzó valores superiores al 2% en los
alquitranes. Solo dos muestras produjeron un contenido de azufre
significativamente mayor. La relación atómica H/C indica un alto potencial de
hidrocarburos que tiende a aumentar del piso al techo del yacimiento, dando
variabilidad vertical al yacimiento. El valor calorífico del alquitrán libre
fue 7076 kcal/g, pero para las arenas de alquitrán disminuyen alrededor de 700
kcal/g. El rendimiento en coque (residuo carbonoso generado tras la destilación
a 815ºC) es muy bajo en todas las muestras y el cociente entre materia volátil
y rendimiento en coque oscila entre 12,7 y 18,7 indicando que la mayor parte
del material de las arenas asfálticas es destilable.
Ensayos de pirólisis
Las muestras presentaron un comportamiento complejo
con al menos dos picos que se diferencian claramente. La mayoría tiene un
perfil similar a la de P2 (FIGURA 3)
con un amplio pico cuyo máximo se sitúa a temperaturas entre 210 y 270ºC y un
pico bien marcado alrededor de los 430ºC. Estos picos corresponden a la
destilación de compuestos enlazados de diferente forma (FIGURA 3).
FIGURA 3
Resultados De La Pirolisis (B1,
P2, P3) De Las Muestras De Petróleo Extraídas De La Formación Picacho, Boyacá.
Dos muestras presentan perfiles particularmente
complejos, la muestra B1, con un pico adicional a los 120°C, que en principio
no sería atribuible a la presencia de agua, ya que la pérdida de masa tiene
lugar a temperaturas superiores a 100ºC y la muestra P3, que además del pico
antes mencionado, tiene una pérdida de masa alrededor de 495ºC.
Se realizó un secado en estufa de vacío a 50ºC y a
150ºC durante una hora. Ambas temperaturas se consideran lo bastante bajas como
para alterar mínimamente la muestra. En los termogramas
de las muestras calentadas (FIGURA 4)
se observa una disminución muy importante del pico a 120ºC cuando la muestra es
calentada a 50ºC y la desaparición de este pico a 150ºC en la muestra B1. En la
muestra P3, una temperatura de 50ºC es suficiente para eliminar el pico a
120ºC. No se observa que varíe la intensidad ni la temperatura a la que se
producen los otros picos de destilación indicando una mínima alteración de la
muestra. El hecho de que la banda de 120ºC desaparezca con el secado a vacío a
baja temperatura indica que, aunque esta banda no es agua libre, si está
relacionada con la humedad de la muestra. En la muestra P3 al calentar a vacío
disminuye de forma muy importante el pico a 495ºC.
FIGURA 4
Resultados De La Pirolisis De Las
Muestras De Petróleo Extraídas De La Formación Picacho (B1, P3) Antes Y Después
Del Secado Al Vacío A 50 Y 150ºc Durante Una Hora.
La pérdida de total de peso se completa a temperaturas
por debajo de los 600ºC y en la mayoría de las muestras por debajo de 500ºC. La
FIGURA 5
muestra la variación de las reactividades de los dos picos principales en las
diferentes muestras. La reactividad del pico 1 es en general menor que la del
pico 2 excepto en las muestras P7 y P8 cuyas reactividades en ambos picos son
prácticamente iguales. Además, el pico 1 muestra una reactividad constante, que
solo es ligeramente menor en la muestra P3. La reactividad del pico 2 presenta
una mayor variación y el valor más elevado corresponde al bitumen.
FIGURA 5
Variación De La Reactividad De
Los Dos Picos Principales Observados En La Pirólisis
De Las Arenas Asfálticas De Boyacá.
Se pueden establecer algunas diferencias entre las
muestras en función de algunas características de los dos picos principales de pirólisis. En general el cociente del área entre los dos
picos (Ap2/Ap1) se mueve entre 1,30 y 1,38 con la excepción de B1 y P8 que
tienen una relación algo menor y el valor mayor observado para P3 debido
probablemente a la división del segundo pico en 2. El cociente entre el
rendimiento en volátiles y en coque disminuye al aumentar la relación atómica
H/C pero la correlación es muy pobre. También se ha
observado una relación lineal entre el cociente de las reactividades del pico 2
y pico 1 (FIGURA 6)
con la relación atómica H/C.
FIGURA 6
Relación Entre Dos Picos
Principales De Pirolisis Y La Relación Atómica H/C.
La reactividad del coque generado durante la pirólisis fue similar en todas las muestras, excepto en la
muestra de crudo (B1) y en la P8 que presentaron reactividades más altas,
coincidiendo con las muestras que tenían una menor relación Ap2/Ap1.
Análisis fisicoquímicos
Los resultados de los análisis fisicoquímicos se
relacionan a continuación en la TABLA 2.
La gravedad API medida a los crudos extraídos alcanza valores de 22,4 en Q1 y
de 9,2 en Q2, indicando que el tipo de crudo es mediano y extra pesado
respectivamente.
TABLA 2
Análisis Fisicoquímicos De Dos
Crudos Extraídos De Las Arenas Asfálticas De La Formación Picacho, Boyacá. Sus:
Segundo Saybolt Universal, Q1 Y Q2. Crudo Extraído
Mina La Emilia Y Mina Santa Teresa Respectivamente.
Composición Química del Asfalto, SARA
La industria del petróleo separa el crudo en cuatro
fracciones que son saturados, aromáticos, resinas y asfaltenos.
Los resultados de la determinación de las fracciones de los diferentes tipos de
hidrocarburos, se reportan en TABLA 3.
Los porcentajes de hidrocarburos pesados como resinas y asfaltenos
se encuentran en mayores proporciones sumando más de 60%, con predominancia
clara de las resinas. Se puede observar en la TABLA 4 las características de algunos crudos de algunas
reservas de arenas asfálticas lo que permite comparar estos yacimientos; cabe
destacar que la mina Santa Teresa presenta una gravedad °API
muy parecida al de Atabasca, Canadá y por el
contrario la mina La Emilia se asemeja al de Brasil y Estados Unidos, pero a
diferencia de todos como se mencionó anteriormente el contenido en resinas es
dos y tres veces mayor.
TABLA 3
Resultados Del Análisis Sara De
Los Crudos Extraídos De Las Arenas Asfálticas De La Formación Picacho, Boyacá.
Q1 Y Q2. Crudo Extraído Mina La Emilia Y Mina Santa Teresa Respectivamente
TABLA 4
Resinas Y Asfaltenos
De Diferentes Crudos. Modificado De Demirbas (2002).
**Autores
Entre las dos últimas fracciones SARA, resinas y asfaltenos, no existe una barrera definida, pues ambas
reúnen compuestos bastante polares, de alto peso molecular, además de contener
anillos aromáticos condensados, heteroátomos y
cadenas alquílicas (Alayon, 2004).
La presencia de altos contenidos de asfáltenos y resinas en un crudo de acuerdo
a Hunt (1995) se puede dar
debido a tres causas: cuando el crudo es inmaduro, se dan mayor contenido de
asfáltenos y resinas; por biodegradación de la materia orgánica, ya que las
bacterias prefieren los hidrocarburos livianos, saturados y aromáticos y por
migración de los hidrocarburos livianos, quedando los pesados. Los porcentajes
de resinas en los crudos mayores a 50% indicarían algunas de estas causas, se
deben realizar una caracterización mayor que permita conocer la roca fuente.
Los resultados del análisis elemental de los crudos
extraídos con éter etílico de las minas La Emilia y Santa Teresa, se observan
en la TABLA 5.
TABLA 5
Resultados Ensayos Elementales De
Crudos Q1 Y Q2. Crudo Extraído Mina La Emilia Y Mina Santa Teresa
Respectivamente, B1 Muestra Liquida.
Los resultados de la caracterización de los crudos
presentes en estas arenas asfálticas de la Formación Picacho, comparadas con
resultados de la literatura de otras areniscas asfálticas (TABLA 4), muestran
que su gravedad API de 22,4 y 9,2 se encuentran dentro de los valores
reportados en las de Atabasca, Canadá, de 8,3 (extra
pesado) y Alberta, Canadá, 29,0 (crudo mediano), aunque las proporciones de
resinas y asfaltenos son diferentes (Demirbaş, 2002) y
muestran pocas variaciones entre ellas. La baja proporción de saturados y
aromáticos en los asfaltos de la Formación Picacho que son las fracciones más
aprovechables para la generación de crudos ligeros a partir de asfaltos pesados
y la elevada proporción de resinas, muy por encima de las observadas en
bitúmenes de diversas localizaciones en el mundo limitarán de forma muy
importante sus posibilidades de utilización.
El estudio de la distribución de las fracciones de
SARA en Athabasca les permitió identificar que dependía de la termodinámica y
era susceptible de tratamiento térmico; observaron que destilación a
temperatura 298 a 398 K de las fracciones más ligeras podría enriquecerlas en
saturados y aromáticos en la parte externa reduciendo la proporción de resinas
(He et al.,
2013) lo que podría mejorar sus posibilidades de
aprovechamiento como fuente de hidrocarburos convencionales.
CONCLUSIONES
Los resultados preliminares del estudio de las arenas
asfálticas de la Formación Picacho en Pesca, indican una moderada variabilidad
de impregnación del crudo en los distintos sitios de muestreo, el alquitrán
contenido tiene un 2% de azufre promedio, es de alto valor calórico, por su
alta proporción H/C y alta conversión a volátiles.
La gravedad API determina que los crudos presentes en
esta unidad son medio y extra pesado (22,4 y 9,2). Su viscosidad es muy
elevada, por lo que no pueden ser recuperados por medios tradicionales
(bombeo). Desde el punto de vista geoquímico, la fracción dominante es la de resinas
que se encuentra en proporción muy superior a la de la mayoría de bitúmenes
asfalticos descritos en el mundo.
La baja proporción de saturados y la elevada
proporción de resinas limitan las posibilidades de explotación de las arenas de
la Formación Picacho como fuente no convencional de hidrocarburos, aunque estos
estudios son preliminares, falta realizar más análisis, mayor número de
muestras y cálculos de reservas los cuales permitirán una caracterización más
detallada de los compuestos presentes en los bitúmenes.
Los resultados indican que por debajo de 500ºC se
craquean la mayor parte de los bitúmenes liberándose hidrocarburos más ligeros,
y unos 320ºC serían suficientes para craquear el 60% de los volátiles de las
arenas asfálticas de Pesca. Esto indica que a una temperatura relativamente
baja se puede obtener un aceite más ligero que simplificaría posteriores tareas
de refino.
AGRADECIMIENTOS
Los autores expresan sincero agradecimiento a la Dirección de
Investigaciones de la Universidad Pedagógica y Tecnológica de Colombia DIN-
CIFAS y al Consejo Superior de Investigación Científica CSIC y al Instituto
Nacional del Carbón INCAR, Oviedo, España.
REFERENCIAS
Al-Otoom,
A., Allawzi, M., Al-Omari,
N., and Al-Hsienat, E. (2010). Bitumen recovery from Jordanian oil
sand by froth flotation using petroleum cycles oil cuts. Energy, 35(10),
4217-4225. doi: 10.1016/j.energy.2010.07.008.
Alayon,
M. (2004). Asfaltenos. Ocurrencia y floculación.
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