El documento describe los procesos de producción de hidrocarburos, incluyendo la producción por flujo natural y métodos artificiales como bombeo mecánico. También cubre los procesos de deshidratación del gas natural, incluyendo el uso de glicol para absorber el agua del gas. Finalmente, discute técnicas para recuperar condensables del gas natural como enfriamiento y expansión o absorción.

1. Practica # 1 PRODUCCION I
1) Realice un sistema de producción de hidrocarburos (diagrama de
flujo)

2. 2) Investigue las actualizaciones de los nuevos mecanismos de energía o
empuje para que se pueda realizar una producción de pozo por flujo
natural
La etapa productiva perteneciente a la extracción de fluidos reúne el conjunto de actividades que se llevan a
cabo para extraer de manera eficiente,rentable y segura los fluidos que se encuentran en los yacimientos.
Se decide la manera en que se va a poner a producir el pozo. Un pozo produce por flujo natural cuando el
yacimiento tiene la suficiente energía como para llevar el fluido desde la roca hasta el cabezal de pozo, esto
se da por la magnitud de la caída de presión existente entre el pozo y el yacimiento.Existen diferentes
métodos de flujo natural,que se les conoce también como mecanismo de recuperación primarios,entre los
cuales destacan:
 Empuje por gas disuelto:la fuerza la provee el gas disuelto en el petróleo,el gas tiende a expandirse y a
escaparse por la disminución de presión.La recuperación final es de alrededor 20%.
 Empuje de una capa de gas:cuando el gas está por encima del petróleo y debajo del techo de la trampa este
realiza un empuje sobre el petróleo.La recuperación varía entre el (40-50) %.
 Empuje hidrostático:es la fuerza más eficiente para provocar la expulsión del petróleo de manera natural,en
este caso el agua se encuentra por debajo del petróleo,la recuperación es alrededor del 60%.
También existen mecanismos que al aplicárselos al yacimiento estos pueden producir por flujo natural como
son inyección de gas,inyección de agua siendo los mecanismos de producción secundarios.Los terciarios
vienen siendo inyección de vapor, polímeros,etc.
Cuando un pozo produce por el flujo natural del yacimiento,este mecanismo no se mantiene hasta agotarse
las reservas de hidrocarburos en el yacimiento,sino que llega un momento en que la presión del yacimiento
ha descendido lo suficiente como para que la caída de presión sea menor,lo cual va a hacer que el
yacimiento suba los fluidos hasta cierta parte del pozo y a partir de allí haya que aplicar un mecanismo para
llevarlos hasta el cabezal de pozo y en este caso a la plataforma o al respectivo equipo usado para la
producción costa afuera.
Aquí se presentan los métodos artificiales de producción,los cuales buscan recuperar el máximo posible del
remanente que ha quedado en el yacimiento luego de que parara la producción por flujo natural, en ciertos
casos desde el comienzo de la extracción de fluidos se aplican métodos artificiales de producción.Los más
comunes son:
 Bombeo Mecánico (Balancín): Se usa más que todo en aguas poco profundas ysuele verse en el Lago de
Maracaibo
 BCP (Bomba de cavidad progresiva): el fluido del pozo es elevado por la acción de un elemento rotativo
(rotor) de geometría helicoidal dentro de un alojamiento semiplástico de igual geometría (estator).El resultado
es el desplazamiento positivo de los fluidos (hacia el cabezal de pozo) que se desplazaron llenando las
cavidades existentes entre el rotor y el estator. Es un método artificial con muchas ventajas debido a que
ocupa muy poco espacio en las plataformas yes muy usado en Venezuela específicamente en el Lago de
Maracaibo
 Bombeo eléctrico sumergible: los fluidos se producen por impulsores instalados en el suelo,giran a
gran velocidad y son alimentados desde la superficie por un cable eléctrico.Este sistema funciona
particularmente para bombear altos volúmenes de crudos.En la producción costa afuera es muy útil debido a
que puede ser utilizado en aguas poco profundas hasta ultra profundas ya que puede estar sumergido en el
fondo del mar y bombear desde allíy no desde la plataforma,facilitando aun más el trabajo.Este método es
parte de la apuesta de Petrobras para su futuro desarrollo en producción costa afuera en aguas ultra
profundas, según Ricardo Savini (Gerente de Desarrollo de Negocios) de la reconocida empresa,lo dio a
conocer en una conferencia hecha el año pasado (2006).
 Gas-lift controlado por satélite: este mecanismo de levantamiento artificial pudo ser adaptado a la
producción en aguas profundas gracias al avance tecnológico que está aplicando el hombre para la
producción de hidrocarburos costa afuera y específicamente para aguas ultra profundas que es el mayor reto
del negocio.Este método también es una apuesta para el desarrollo de la producción costa afuera
en Brasil según el Gerente de Desarrollo de Negocios mencionado anteriormente.
La necesidad de producción de hidrocarburos es tan grande que el hombre se ve en la necesidad de ir
desarrollando nuevas tecnologías que le permitan extraer hidrocarburos de sitios muyparticulares,

3. especialmente en costa afuera donde la profundidad del agua puede ser mayor a los 10.000 pies (3048
metros).
3) Cuáles son los procesos de deshidratación del gas natural
La deshidratación del gas natural juega una parte importante en la
producción de gas natural. Una deshidratación efectiva previene la formación de
hidratos de gas y la acumulación de agua en los sistemas de transmisión.
El gas natural cumple una importante función social en Venezuela, desde el
punto de vista de los servicios que presta a los sectores de la comunidad en
general. Es un combustible de excelente calidad, limpio y de fácil transporte y ha
reemplazado con grandes ventajas a combustibles tradicionales como la leña, el
carbón y el kerosene, evitando la degradación y tala de árboles.
Además, la deshidratación a punto de rocío por debajo de la temperatura operativa
del gas, previene formación de hidratos y corrosión por agua condensada.
La capacidad de una corriente gaseosa para mantener vapor de agua es reducida
si se comprime o enfría luego el agua puede también ser removida de la corriente
gaseosa comprimiendo o enfriando la misma.
El proceso con glicol se basa en el contacto del gas con un líquido
higroscópico tal como un glicol. Es un proceso de absorción donde el vapor de
agua presente en el gas se disuelve en la corriente de glicol líquido puro.
La performance de una unidad deshidratadora es medida por su habilidad
para reducir el punto de rocío del gas. En un proceso típico el gas húmedo pasa a
través de un (scrubber) removedor de líquidos libres.
Luego, el gas ingresa al contactor e “intercambia” el agua con el glicol que
circula en contracorriente. El agua es absorbida por el glicol y el gas deja el
contactor a través de un removedor de niebla (demister) para reducir el transporte
de glicol en el gas de salida a la línea de venta.
El glicol rico (en agua) es bombeado a través de un filtro y luego a
un intercambiador glicol – glicol que eleva la temperatura del glicol rico antes que
ingrese al regenerador.
El glicol es separado del agua y los contaminantes de bajo punto de
ebullición en la columna del regenerador (reboiler) reteniéndose estos últimos. El
reboiler usualmente es del tipo tubos de fuego y funciona produciendo la
temperatura requerida para alcanzar la eficiencia de remoción de agua buscada.
Un acumulador almacena el glicol reconcentrado que luego pasa al intercambiador

4. glicol – glicol que reduce la temperatura a un nivel que no dañe las bombas.
Usualmente, antes de las bombas se intercala un filtro para remover
contaminantes que cause excesivo desgaste de la bomba.
4) Realice un análisis completo de uno de los procesos de
deshidratación del gas

5. 5) Cuales son los métodos que se utilizan para la recuperación de
condensables del gas natural, realice un análisis completo de uno de
ellos
La recuperación de condensables del gas natural tiene una gran importancia
económica y enalgunos casos el etano es más rentable en forma de
condensable que en forma de gas de venta
Maximizar la recuperación de líquidosA veces se reinyecta a la formación
alguno de los gases como etano o propano paramantener la presión de la
misma por encima del punto de rocío del gas y así poderobtener la máxima
recuperación de HC
Enfriamiento y expansiónJ.T. (Low
–
Temperature separation)
Es el más simple, limitado por el enfriamiento, que se hacía con aire y agua. Se
predecía larecuperación usando constantes de equilibrio y analizando el gas
natural. Después se usórefrigeración mecánica con amoníaco (NH3) o propano
como refrigerante.

6. Adsorción
Se utilizan desecantes sólidos como silica o tamices moleculares para recuperar
loscondensables. Es un proceso rápido ya que se regenera en poco tiempo, pero
son muycaras y generalmente no se utilizan por su mantenimiento y costos
económicos. Seprefiere utilizar un proceso criogénico como la expansión con
una turboexpansora
Absorción
Se introduce un material diferente en la corriente de gas. Por ejemplo, petróleo
deabsorción se hace fluir a contracorriente con el gas rico en una torre de
absorción deplatos. El gas ingresa por la base de la torre y fluye seco por el tope
de la misma. Loscomponente más pesados del gas condensan y fluyen hacia el
fondo de la torre con elpetróleo de absorción que después se calienta en una
columna fraccionadora para destilarlas fracciones líquidas retiradas del gas y
devolver a su estado inicial el petróleo deabsorción.Es una operación de
transferencia de materia que consiste en poner un gas en contactocon un líquido
para que este disuelva determinados componente del gas. Puede ser físicao
química según si el gas se disuelva en el líquido absorbente o reaccione con él
dando unnuevo compuesto químico
Expansión criogénica
El gas se expande en una turboexpansora hasta temperaturas entre -160 a -
180ºF, dondecasi todo el gas condensa excepto el metano (Tº de condensación de
metano: -258ºF y Tºde condensación de etano -127ºF). Luego se fraccionan los
líquidos.Las ventajas de este método son:1.
Simplicidad mecánica: Reducción del equipo rotatorio.2.
Simplicidad del proceso: Número de recipientes e instrumento se reduce a 1/3.3.
Menor mantenimiento: Debido a mejora en mecanismos.4.
Ahorro energético: Reduce el consumo de energía eléctrica a 1/3.5.
Seguridad: Reducción de líquidos presentes en los equipos.6.
Trabajo: Reducción de trabajo gracias al mantenimiento y automatización.7.
Reducción de desechos y suministros.Se logra la extracción de los productos
quitándole energía al gas con una turboexpansora.El principal objetivo no es la
producción de potencia, sino reducir la temperatura. Lapotencia creada se la suele
usar para comprimir el gas residual o generar energía eléctrica.La válvula Joule
Thompson se la denomina válvula bypass del expansor. Se usa parahabilitar
arranques y paradas más eficientes de la turboexpansora, además de continuar

7. elproceso en caso que la turboexpansora quede fuera de servicio o aumente el
flujo de gasmás allá de la capacidad de la turboexpansora
6) Cuales son las técnicas de desalasion de petróleo que existen en el
tratamiento del crudo
El proceso de desalación consiste en la remoción de las pequeñas cantidades de
sales inorgánicas, que generalmente quedan disueltas en el agua remanente,
mediante la adición de una corriente de agua fresca (con bajo contenido de sales)
a la corriente de crudo deshidratado.
Posteriormente, se efectúa la separación de las fases agua y crudo, hasta alcanzar
las especificaciones requeridas de contenido de agua y sales en el crudo.
Las sales minerales están presentes en el crudo en diversas formas: como cristales
solubilizados en el agua emulsionada, productos de corrosión o incrustación
insolubles en agua y compuestos organometálicos como las porfirinas.
Después de la deshidratación o del rompimiento de la emulsión, el petróleo crudo

8. todavía contiene un pequeño porcentaje de agua remanente. Los tratamientos
típicos anteriormente mencionados (adición de desemulsionante, calentamiento,
sedimentación y tratamiento electrostático) pueden reducir el porcentaje de agua
del crudo a rangos de 0,2-1 % volumen.
La salinidad de la fase acuosa varía desde 100 ppm hasta la saturación, que es de
300.000 ppm (30 % peso); sin embargo lo usual es encontrar salmueras en el rango
de 20.000-150.000 ppm (2 a 15 % peso). Por comparación, el agua de mar contiene
de 30.000-43.000 ppm (3 a 4,3 % peso) de sales disueltas. El contenido de sal en
el crudo normalmente es medido en libras de cloruro, expresado como cloruro de
sodio equivalente por 1.000 barriles de crudo limpio (Libras por Mil Barriles, LMB o
en inglés Pounds per Thousand Barrels, PTB).
El desalado en campo reduce la corrosión corriente aguas abajo (bombeo, ductos,
tanques de almacenamiento). Adicionalmente la salmuera producida puede ser
adecuadamente tratada para que no cause los daños mencionados en los equipos
y sea inyectada al yacimiento, resolviendo un problema ambiental. En ausencia de
cristales de sal sólidos, el contenido de sal en el crudo deshidratado está
directamente relacionado con el porcentaje de agua y con la concentración de
salinidad de la fase acuosa (en ppm de NaCl).
El desalado se realiza después del proceso de rompimiento de la emulsión en
deshidratadores electrostáticos y consiste de los siguientes pasos:
 Adición de agua de dilución al crudo.
 Mezclado del agua de dilución con el crudo.
 Deshidratación (tratamiento de la emulsión) para separar el crudo y la
salmuera diluida.
Como se muestra en la figura 22 el equipo convencional para el desalado incluye:
 Un equipo convencional de deshidratación (eliminador de agua libre,
calentador o unidad
electrostática).
 Una “tee” para inyectar el agua de dilución.
 Un mecanismo que mezcle adecuadamente el agua de dilución con el agua
y las sales del
crudo.
 Un segundo tratador (tipo electrostático o tratador-calentador) para separar
nuevamente el
crudo y la salmuera.
En base al desalado en una etapa, el requerimiento del agua de dilución es
usualmente de 5 a 7 % con respecto a la corriente de crudo. Sin embargo, si el agua

9. de dilución es escasa, el desalado en dos etapas reduce el requerimiento del agua
de dilución a 1-2 % con respecto a la corriente del crudo.
7) Cuales son las especificaciones que se deben tomar para realizar
transporte visto o enterrado de hidrocarburos
Todoslos ductosde transporte nuevos,tuberíade estaciónde compresión,líneas
principalesde distribución,líneasde servicio,yrecipientesde tipotuberíaode tipo
botellainstaladossegúnel presenteCódigo,conexcepciónde párrafo862.113, que
permite otracosa, deberánhallarse externamente revestidasyprotegidascatódicamente,
a menosque puedademostrarse mediante pruebasoexperienciaque los materialesson
resistentesala corrosiónenel ambiente enel cual esténinstaladas.Se deberátomaren
cuentael manejo,despacho,transporte,almacenamiento,condicionesde instalación,el
medioambiente de servicioylosrequerimientosde proteccióncatódica,al seleccionarlos
materialesde revestimiento.El Estudiode Informaciónde Corrosión(The CorrosionData
Survey),publicadoporNACE(National Associationof CorrosionEngineers,Asociación
Nacional de IngenierosenCorrosión),esunabuenafuente de informaciónsobre el
desempeño.
Requerimientosde Recubrimiento(a) Lapreparaciónde superficiesdeberásercompatible
con el revestimientoaseraplicado.La superficie de latuberíadeberáhallarselibre de
material deletéreo,talescomoherrumbre,costras,humedad,suciedad,aceites,lacasy
barnices.La superficiese deberáinspeccionarparaverificarque nohayanirregularidades
que pudieransobresaliratravésdel recubrimiento.Talesirregularidadesse deberán
eliminar.Puede obtenerse mayorinformaciónenNACERP-02-75.(b) Se deberán
seleccionarrevestimientosadecuados,incluyendorevestimientosde campoparalas
juntasy parcheso tejosde reparación,atendiendoalascondicionesde manejo,despacho,
transporte,almacenamiento,instalación, absorciónde humedad,temperaturasde
operacióndel ductos,factoresambientales(incluyendolanaturalezadel sueloencontacto
con el revestimiento),característicasde adherenciayresistenciadieléctrica.(c) El
revestimientodeberáseraplicadode maneraque se asegure suefectivaadherenciaala
tubería.Se deberáevitarsitiossinrevestir,arrugas,puntossinrevestir(holidays)yel
atropamientode gas.(d) El revestimientodeberáserinspeccionadovisualmente para

10. verificarque nohayandefectos antesde que latuberíasea bajadaa la zanja.Los
revestimientosde tipoaislamientoenlíneasprincipalesylíneasde transporte,se deberán
inspeccionarbuscandopuntosvacíos(sinrevestir) oholidays,pormediodel métodomás
apropiado.Losdefectosde revestimientoodañosque pudieranimpedirel control de
corrosiónefectivo,deberánserreparadosantesde que latuberíase instale enlazanja.
8) Cuales son los procesos de remosion de los gases acidos del gas
natural. Explique uno de ellos.
El endulzamiento del gas se hace con el fin de eliminar el H2S y el CO2 del gas natural. Como
se sabe el H2S y el CO2 son gases que pueden estar presentes en el gas natural y pueden en
algunos casos, especialmente el H2S, ocasionar problemas en el manejo y procesamiento del
gas; por esto hay que eliminarlos para llevar el contenido de estos gases ácidos a los niveles
exigidos por los consumidores del gas. El H2S y el CO2 se conocen como gases ácidos,
porque en presencia de agua forman ácidos, y un gas natural que posea estos contaminantes
se conoce como gas agrio.
Entre los problemas que se pueden tener por la presencia de H2S y CO2 en un gas se pueden
mencionar:
- Toxicidad del H2S.
- Corrosión por presencia de H2S y CO2.
- En la combustión se puede formar SO2 que es también altamente tóxico y corrosivo.
- Disminución del poder calorífico del gas.
- Promoción de la formación de hidratos.
- Cuando el gas se va a someter a procesos criogénicos es necesario eliminar el CO2
porque de lo contrario se solidifica.
- Los compuestos sulfurados (mercaptanos (RSR), sulfuros de carbonilo (SCO) y
disulfuro de carbono (CS2)) tienen olores bastante desagradables y tienden a
concentrarse en los líquidos que se obtienen en las plantas de gas; estos compuestos
se deben eliminar antes de que los compuestos se puedan usar.
La concentración del H2S en el aire o en un gas natural se
acostumbra a dar en diferentes unidades. La conversión de un
sistema de unidades a otro se puede hacer teniendo en cuenta lo
siguiente:
1 grano = 0,064798 g
Peso molecular del H2S = 34.
ppm (V) = %(V)*104
Granos/100PCN = (5.1)
Miligramos/m³ = (5.2)

11. Donde, %(V) es la concentración en porcentaje por volumen y ppm (V) es la concentración en
partes por millón por volumen.
Un proceso de endulzamiento se puede decir, en general, que consta de cinco etapas
i) Endulzamiento. Donde se le remueve por algún mecanismo de contacto el H2S y el CO2 al
gas. Esto se realiza en una unidad de endulzamiento y de ella sale el gas libre de estos
contaminantes, o al menos con un contenido de estos igual o por debajo de los contenidos
aceptables.
ii) Regeneración. En esta etapa la sustancia que removió los gases ácidos se somete a un
proceso de separación donde se le remueve los gases ácidos con el fin de poderla reciclar
para una nueva etapa de endulzamiento. Los gases que se deben separar son obviamente en
primer lugar el H2S y el CO2 pero también es posible que haya otros compuestos sulfurados
como mercaptanos (RSR), sulfuros de carbonilo (SCO) y disulfuro de carbono (CS2).
iii) Recuperación del Azufre. Como el H2S es un gas altamente tóxico y de difícil manejo, es
preferible convertirlo a azufre elemental, esto se hace en la unidad recuperadora de azufre.
Esta unidad no siempre se tiene en los procesos de endulzamiento pero cuando la cantidad de
H2S es alta se hace necesaria. En la unidad recuperadora de azufre se transforma del 90 al
97% del H2S en azufre sólido o líquido. El objetivo fundamental de la unidad recuperadora de
azufre es la transformación del H2S, aunque el azufre obtenido es de calidad aceptable, la
mayoría de las veces, para comercializarlo.
iv) Limpieza del gas de cola. El gas que sale de la unidad recuperadora de azufre aún posee
de un 3 a un 10% del H2S eliminado del gas natural y es necesario eliminarlo, dependiendo de
la cantidad de H2S y las reglamentaciones ambientales y de seguridad. La unidad de limpieza
del gas de cola continua la remoción del H2S bien sea transformándolo en azufre o enviándolo
a la unidad recuperadora de azufre. El gas de cola al salir de la unidad de limpieza debe
contener solo entre el 1 y 0.3% del H2S removido. La unidad de limpieza del gas de cola solo
existirá si existe unidad recuperadora.
v) Incineración. Aunque el gas que sale de la unidad de limpieza del gas de cola sólo posee
entre el 1 y 0.3% del H2S removido, aun así no es recomendable descargarlo a la atmósferay
por eso se envía a una unidad de incineración donde mediante combustión el H2S es
convertido en SO2, un gas que es menos contaminante que el H2S. Esta unidad debe estar
en toda planta de endulzamiento.
9) Explique un proceso de deshidratación de petróleo.

12. DESHIDRATACIÓN DE CRUDOS
La deshidratación de crudos es el proceso mediante el cual se separa el agua asociada con el crudo, ya sea
en forma emulsionada o libre, hasta lograr reducir su contenido a un porcentaje previamente especificado.
Generalmente, este porcentaje es igual o inferior al 1 % de agua.
Una parte del agua producida por el pozo petrolero, llamada agua libre, se separa fácilmente del crudo por
acción de la gravedad, tan pronto como la velocidad de los fluidos es suficientemente baja. La otra parte
del agua está íntimamente combinada con el crudo en forma de una emulsión de gotas de agua
dispersadas en el aceite, la cual se llama emulsión agua/aceite (W/O), como se muestra en la figura
Diversos estudios se han hecho sobre los mecanismos de ruptura de una emulsión W/O. Según el análisis de
Jeffreys y Davies en 1971 estas etapas se reducen a tres:
Etapa 1. Acercamiento macroscópico de las gotas
Cuando las gotas de fase dispersa son más o menos grandes se aproximan por sedimentación gravitacional,
gobernadas por las leyes de Stokes (basada en la suposición de gotas esféricas rígidas, ecuación 5) o de
Hadamard (movimiento convectivo interno en las gotas y efecto de la viscosidad de la fase interna, ecuación 6),
pero sí son menores de 5 μm está presente el movimiento Browniano.
Etapa 2. Drenaje de la película
Al final de la etapa anterior, las gotas se deforman y se genera una película intergota, dandoinicio así a la
segunda etapa del proceso llamada “drenaje de la película”, donde están involucrados fenómenos interfaciales
relacionados con la presencia de surfactantes adsorbidos.
Una vez que dos gotas se acercan, se produce una deformación de su superficie (adelgazamiento del orden de
0,1 micra o menos) y se crea una película de fluido entre las mismas, con un espesor alrededor de 500 Å.
La velocidad de drenaje de la película depende de las fuerzas que actúan en la interfase de la película. Cuando
dos gotas de fase interna de una emulsión se aproximan una a la otra debido a las fuerzas gravitacionales,
convección térmica o agitación, se crea un flujo de líquido entre ambas interfases y el espesor de la película
disminuye.

13. Etapa 3. Coalescencia
La coalescencia se define como un fenómeno irreversible en el cual las gotas pierden su identidad, el área
interfacial se reduce y también la energía libre del sistema (condición de inestabilidad). Sin embargo, este
fenómeno se produce sólo cuando se vencen las barreras energéticas asociadas con las capas de emulsionante
adsorbido y la película de fase continua entre las dos gotas. Esta etapa puede considerarse como instantánea
respecto a las dos primeras etapas.
Los procesos de deshidratación utilizan efectos físicos destinados a aumentar la velocidad de la primera etapa,
tales como el calentamiento, que reduce la viscosidad de la fase externa y aumenta la diferencia de densidad
entre los fluidos; ó un aumento de la cantidad de fase interna (reduce el recorrido promedio de cada gota antes
del contacto con otra).
También es posible usar fuerzas diferentes a la gravedad natural para aumentar la velocidad de contacto y/o el
tamaño de la gota: gravedad artificial por centrifugación (Vold y Groot 1962), fuerzas capilares con filtros
coalescedores (Spielman y Goren 1962) o fuerzas electrostáticas (Cottrell y Speed 1911).
10)Cuales son los métodos de remosion de azufre y explique uno de los
procesos de desulfurizacion.
Típicamente, esta eliminación del azufre se realiza por un proceso llamado
en general hidrodesulfuración. En tal proceso, la fracción hidrocarbúrica es
mezclada con hidrógeno y pasada por un catalizador de hidrodesulfuración
bajo adecuadas condiciones de presión y temperatura. En un proceso así, el
objetivo es el de romper los enlaces de carbono-azufre presentes en el
material a tratar y saturar con hidrógeno las valencias libres resultantes o
los dobles enlaces olefínicos formados en tal paso de desdoblamiento. En
este proceso, el objetivo es convertir tanto como sea posible del contenido
de azufre orgánico en hidrocarburos y en H2S.