La Unidad Querétaro del Centro de Investigación en Ciencia Aplicada y Tecnología Avanzada (CICATA) del Instituto Politécnico Nacional (IPN ) desarrolla un proyecto de ciencia básica en el que se estudia la diversidad microbiana en yacimientos petroleros y el uso de estos microorganismos para mejorar la recuperación de crudo cuando decae su producción.
Esta iniciativa está a cargo de la investigadora del área de Biotecnología del CICATA, Regina Hernández Gama, quien en entrevista con la Agencia Informativa CONACYT señaló que este proyecto de identificación de microorganismos provenientes de yacimientos de petróleo surgió por una solicitud de servicio externo por parte del Instituto Mexicano del Petróleo (IMP) en 2009, ante la necesidad, cada vez mayor, de hacer más eficiente la extracción y uso del petróleo a través de alternativas más económicas, eficaces y de menor impacto ambiental, así como la generación de más conocimiento científico en este campo.
Agencia Informativa CONACYT (AIC): ¿Cuál es el antecedente de este tipo de proyectos?
Regina Hernández Gama (RHG): Previamente a este proyecto, la doctora Norma Gabriela Rojas Avelizapa, quien es una colega del CICATA, estuvo promoviendo el desarrollo de este tipo de investigaciones, a partir de una colaboración con el Instituto Mexicano del Petróleo para identificar consorcios microbianos en yacimientos de petróleo y se establecieron nuevos proyectos aquí en el CICATA.
En 2010 comencé mi doctorado con este tema identificando la diversidad microbiana al interior de un yacimiento petrolero mexicano en Chicontepec, Veracruz.
AIC: ¿En qué consistió su proyecto de doctorado?
RHG: El proyecto tuvo dos componentes: uno fue la identificación a partir de ADN de todos los microorganismos presentes en muestras de aceite y agua congénita -que es el agua que está junto con el petróleo en el subsuelo- que generalmente está emulsionada con él.
La otra parte fue probar, con los microorganismos cultivables provenientes de esas mismas muestras, qué tanto podrían influir en la emulsificación del petróleo con agua, ya que el petróleo en el yacimiento se encuentra, propiamente, dentro de la roca y se requieren de su emulsificación para desprenderlo de ella.
El reto tecnológico de la extracción radica en que el petróleo, como el origen de su nombre lo indica, es un aceite de roca, está adentro de ella, embebido en sus poros, por eso es difícil sacarlo. Una de las tecnologías más económicas para sacar ese petróleo es la inyección de agua (muchas veces de mar) esperando que desplace el crudo.
AIC: ¿Cómo funciona esta tecnología?
RHG: Se pretende que el agua empuje o arrastre el petróleo que está en la roca. Pero como todos sabemos, el agua y el aceite no se mezclan. Vencer esa resistencia natural a la emulsificación es un reto importante. Por eso mi proyecto se enfocó en ver cómo esas bacterias podían favorecer a que el petróleo se mezclara con el agua.
Uno de los hallazgos de mi tesis de doctorado fue ver que algunas células sí favorecían, bajo ciertas condiciones de salinidad y de proporción agua y aceite, la emulsificación. Uno de los microorganismos que crecían más rápido era Thermoanaerobacter mathranii. A partir de ahí decidí que era interesante seguir investigando esa bacteria.
Es así como hice una propuesta en 2015, en un proyecto de ciencia básica del Consejo Nacional de Ciencia y Tecnología (CONACYT), para seguir trabajando con este microorganismo, pero ahora no solamente ver la célula completa como un emulsificador sino observar si tiene algunas moléculas que favorezcan esa emulsificación, purificarlas y caracterizarlas. Unos de los compuestos que normalmente están relacionados en emulsificación y en reducción de tensión superficial o interfacial son los biosurfactantes.
Lo novedoso del proyecto es que hasta ahora nadie ha descrito que este microrganismo produzca biosurfactantes. El trabajo hecho hasta ahora sugiere que sí los produce, pero la confirmación como tal es en lo que estoy trabajando ahora.
AIC: ¿En qué etapa se encuentra este proyecto?
RHG: Es un proyecto de ciencia básica CONACYT que arrancó en julio de 2016, tengo poco más de medio año trabajando en el proyecto. Lo que hemos hecho con mi alumna Cecilia Chávez es la búsqueda en el ADN de este microorganismo.
El género Thermoanaerobacter tiene 11 genomas secuenciados, y en ellos realizamos búsquedas a nivel computacional o in silico de los genes que probablemente estén implicados en la síntesis de biosurfactantes. Con mi alumno Hernán Hernández hicimos algunas pruebas adicionales para analizar la capacidad de este microorganismo para estabilizar emulsiones. Y ahora estamos listos para detectar los genes de interés mediante reacción en cadena de la polimerasa (PCR, por sus siglas en inglés) y explorar su expresión.
AIC: ¿Qué instancias, además del CICATA, están colaborando en el proyecto?
RHG: Estamos trabajando con profesores de la Unidad Profesional Interdisciplinaria de Biotecnología (UPIBI) del Instituto Politécnico Nacional. Esta tecnología de extracción mejorada de petróleo empleando microorganismos (MEOR, por sus siglas en inglés) ya es una realidad en otros países, se han hecho pruebas en yacimientos en China, en Estados Unidos y en algunos países de Europa.
Se han aplicado tecnologías con biosurfactantes para recuperar petróleo con muy buenos resultados. Incluso hay un trabajo de Youssef N. y colaboradores del 2007 donde inyectaron Bacillus a un yacimiento y recuperaron biosurfactantes a concentraciones que sugieren una considerable actividad. Es un trabajo impactante que demuestra que efectivamente las moléculas sí han contribuido a su recuperación.
La diferencia de nuestra propuesta es que el microorganismo con el que trabajamos viene de un yacimiento petrolero, crece en temperaturas de hasta 80 grados Celsius y está adaptado a esas condiciones, por lo que esperamos que sea más exitoso en este ambiente.
La propuesta en general es que si se usa un microorganismo que ya está adaptado al yacimiento se pueden tener mayores posibilidades de éxito. Otro aspecto importante es que ya sabemos que el microorganismo se encuentra vivo en el yacimiento mexicano Chicontepec, es decir, no sería necesario inyectarlo, ya está ahí, solamente trabajaríamos en estimular su crecimiento.
Una importante ventaja del MEOR es que se estima un menor costo, comparado con los procesos térmicos, como pueden ser inyección de vapor o combustión, que suelen ser procesos muy caros porque requieren una alta aplicación de energía.
AIC: ¿Entonces el uso de la tecnología que propone abarataría costos?
RHG: Sí, si se compara con otras tecnologías de extracción mejorada. En el MEOR se propone usar materiales relativamente económicos para estimular el crecimiento microbiano. Aunque los biosurfactantes puros son caros, los microorganismos pueden producirlos a partir de materiales económicos. Esa es una gran ventaja, sobre todo cuando el precio del petróleo fluctúa tanto, porque una tecnología cara para extraer un petróleo barato no se justifica.
A través de la Secretaría de Energía (SENER) se emitió un documento en 2015 sobre las prospectivas petroleras para México en los próximos años, y por primera vez se planteó el uso de tecnologías MEOR. Ya empieza a haber una conciencia a nivel gubernamental de que hay una tecnología que puede ser útil.
