Aplicación del XPS en la industria petrolera: caracterización de materia orgánica generadora de hidrocarburos

JORGE ANDRÉS DONADELLI; GEORGINA ERRA; ANTONELA CANEVA

Buenos Aires

Encuentro; CaracterizAR 2020 - Caracterización de Materiales; 2020

IQUIMEFA-UBA-CONICET, Facultad de Farmacia y Bioquímica, UBA

La explotación de hidrocarburos presentes en yacimientos no convencionales (NOC) permite aumentar la producción argentina de gas y petróleo, por lo que resulta un área de desarrollo estratégica para el país. Dentro de los reservorios no convencionales, los más importantes en Argentina resultan ser aquellos conocidos como rocas tipo ?shale?. Este tipo de yacimientos presenta grandes desafíos en lo que respecta a la producción de hidrocarburos, con lo cual es necesaria una caracterización exhaustiva de los mismos.El querógeno es una mezcla compleja de compuestos orgánicos de alto peso molecular presente en las rocas generadoras de los sistemas petroleros, cuya composición química se encuentra relacionada con el tipo y cantidad de hidrocarburos explotables. El tipo de materia orgánica original, el ambiente de deposición, la presión y calor al que fuera sometido el material biológico, sumado al tiempo de enterramiento, son los factores que determinan el tipo de hidrocarburo formado. El parámetro que refleja el grado de transformación como consecuencia de la máxima temperatura a la que fuera expuesta la materia orgánica durante el soterramiento se denomina ?madurez térmica?.En esta contribución se presentan los resultados obtenidos de los estudios de caracterización de querógenos provenientes de yacimientos hidrocarburíferos argentinos tipo shale mediante espectroscopía de fotoelectrones de rayos X (XPS). El análisis estuvo enfocado en la especiación química de los elementos nitrógeno y azufre, con vistas a brindar información de interés para las actividades de producción de petróleo y gas. La determinación de las especies químicas presentes en los querógenos permite la realización de modelos geoquímicos capaces de predecir el comportamiento de las cuencas y, por ende, optimizar la explotación de hidrocarburos.Se analizaron un total de 15 muestras de querógeno correspondientes a formaciones de distintos orígenes y grado de madurez térmica provenientes de las cuencas Neuquina (Fm. Vaca Muerta y Fm. Los Molles) y Cuyana (Fm. Casa de Piedra). Las mismas se aislaron de la matriz inorgánica de la roca mediante tratamiento con HCl/HF y se determinó su madurez mediante medidas de reflectancia de bitumen o vitrinita. A continuación se midieron sus espectros XPS N1s y S2p.El contenido de N en los querógenos estudiados presentó alta variabilidad en sus valores, los cuales oscilaron entre 1,0-4,0%, siendo esta variabilidad bastante menor en aquellas muestras de origen marino (1,0-1,4%) respecto de las que poseían mayor aporte continental (1,8-2,5%) o de origen lacustre (2,5-4,0%). El contenido de S en los querógenos fue de 0,1-0,2% para las muestras de origen lacustre; de 0,6-1,1% para las muestras de origen marino y de entre 0,7-3,1% para las muestras que poseían aporte continental.Pese a la baja abundancia de ambos elementos se logró medir espectros de buena resolución, y realizar deconvoluciones en las señales que permitieron diferenciar distintas especies presentes. En ambos casos se encontró una relación entre el grado de madurez y la incorporación de estos heteroátomos en estructuras aromáticas. Tanto la cantidad de estos elementos como la distribución de las especies son similares a las reportadas para rocas madres de otras regiones [1] [2]. Se encontraron algunas diferencias que serán oportunamente discutidas. Cabe destacar, que los resultados obtenidos y aquí presentados no tienen precedentes en cuencas hidrocarburíferas argentinas.