INSTITUTO DE QUÍMICA
PALOMA SANTANA PRATA
CARACTERIZAÇÃO GEOQUÍMICA DE PETRÓLEO POR CROMATOGRAFIA BIDIMENSIONAL ABRANGENTE E ANÁLISE MULTIVARIADA DE DADOS
CAMPINAS 2016
PALOMA SANTANA PRATA
CARACTERIZAÇÃO GEOQUÍMICA DE PETRÓLEO POR CROMATOGRAFIA BIDIMENSIONAL ABRANGENTE E ANÁLISE MULTIVARIADA DE DADOS
Tese de Doutorado apresentada ao Instituto de Química da Universidade Estadual de Campinas como parte dos requisitos exigidos para a obtenção do título de Doutora em Ciências
Orientador: Prof. Dr. Fabio Augusto
ESTE EXEMPLAR CORRESPONDE À VERSÃO FINAL DA TESE DEFENDIDA PELA ALUNA PALOMA SANTANA PRATA, E ORIENTADA PELO PROF. DR. FABIO AUGUSTO
CAMPINAS 2016
Prof. Dr. Fabio Augusto (Orientador)
Dr. Ramsés Capilla (CENPES/Petrobras/RJ)
Prof. Dr. Bruno José Gonçalves da Silva (DQ-UFPR)
Profa. Dra. Márcia Cristina Breitkreitz (IQ-UNICAMP)
Prof. Dr. Paulo Cesar Muniz de Lacerda Miranda (IQ-UNICAMP)
A Ata da defesa com as respectivas assinaturas dos membros encontra-se no processo de vida acadêmica do(a) aluno(a).
Este exemplar corresponde à redação final da Tese de Doutorado defendida pela aluna PALOMA SANTANA
PRATA, aprovada pela Comissão Julgadora em 04 de
“Nothing in life is to be feared, it is only to be understood. Now is the time to understand more, so that we way fear less.” Marie Curie
Dedico este trabalho aos meus amores, Nancy, Paulo, Pablo e Hugo, que são a minha fortaleza e meu refúgio.
Em primeiro lugar agradeço ao bom Deus por ter me dado o dom da vida e principalmente pela oportunidade de aprender, crescer e realizar tamanhos os sonhos que tive até este momento e terei por toda a minha vida, obrigada!
Agradeço aos meus queridos e amados pais, Paulo e Nancy, e ao meu amado irmão, Pablo, pela oportunidade, paciência, força e muito amor que me manteve firme por todo esse tempo distante de vocês. Obrigada por estarem sempre torçendo, acreditando e rezando infinitamente por mim!
Agradeço imensamente ao meu melhor amigo e namorado que a química me deu de presente. Hugo César, sem você ao meu lado, esses anos seriam bem mais difíceis! Obrigada pela força, viagens, congressos, discussões científicas e principalmente por todo amor que construímos ao longo desses anos.
Aos meus familiares, em especial aos meus tios Filomeno, Ana Paula, Chico, Euclídia, Neuza e Neilton por toda a preocupação, torcida e por compreender minha ausência neste 4 anos.
Aos meus amigos de infância (Amanda, Alane, Fernandinha, Nahiara, Ítalo, Renata, Tássia e Tarcila) obrigada pela amizade e pela torcida.
Ao meu orientador, Prof. Dr. Fabio Augusto, agradeço por todo o seu profissionalismo e apoio durante esse tempo.
À minha grande amiga e companheira de laboratório, Noroska Gabriela (Gaby) obrigada por compartilhar comigo os seus dias no Brasil com toda a sua alegria, obrigada por me ajudar nos fracionamentos intermináveis e nas grandes discussões sobre petróleo e cromatografia. Que continuemos essa amizade por toda a nossa vida.
e boas gargalhadas.
Aos meus companheiros de laboratório do LCG e LabCrom (Breno, Bruno, Jadson, Jordana, Mayra, Paula e Soraia) e em especial ao Pós-Doc Guilherme Alexandrino agradeço pela parceria, paciência e ensinamentos sobre quimiometria.
À CAPES pela bolsa concedida.
Em fim, agradeço a todos os professores, funcionários e colegas do Instituto de Química e a todos que contribuíram direta ou indiretamente para a realização deste trabalho.
A caracterização geoquímica é amplamente utilizada como ferramenta para estudo do petróleo levando ao desenvolvimento de novas estratégias e tecnologias de exploração de óleos brutos. Devido à alta complexidade desta fonte energética natural, a utilização de técnicas analíticas com alto poder de resolução e sensibilidade juntamente com ferramentas quimiométricas são necessárias para simplificação do procedimento de análise – que tradicionalmente se baseia na determinação de compostos ditos biomarcadores associados a determinadas características geoquímicas. Este trabalho foi dividido em três capítulos, sendo que na primeira parte, o principal objetivo foi extrair o máximo de informações geoquímicas (indicadores de nível de biodegradação, indicadores de paleoambiente de deposição e de evolução térmica) a partir de amostras obtidas de diferentes bacias sedimentares brasileiras por metodologia convencional (GC-MS e GC-MS/MS) através da análise, identificação e cálculo de parâmetros tendo como base famílias moleculares de biomarcadores de petróleo. Na segunda etapa foi realizada a otimização das condições de trabalho para a análise de petróleo por cromatografia gasosa bidimensional abrangente acoplado a um espectrômetro de massas (GC×GC-QMS), juntamente com um pré-tratamento simplificado das amostras (utilização da fração de maltenos) e análise de dados utilizando a ferramenta quimiométrica de componentes principais multimodo (MPCA). Os resultados mostraram que 4 componentes principais (PC) explicaram 93,57% da variância dos dados, expressando principalmente a diferença entre hidrocarbonetos saturados (n-alcanos entre C13-C18 e C19-C30 e os principais isopreníodes pristano e
fitano). A PC1 apresentou a maior variação entre os dados distinguindo óleos severamente biodegradados dos demais óleos, enquanto que a hipótese sobre o tipo de paleoambiente de deposição, condições de oxidação do meio e evolução térmica dos óleos puderam ser sugeridas por interpretação das outras componentes de maior relevância. Adicionalmente, considerações sobre a fonte das amostras de óleo estudadas também foram inferidas baseadas na distribuição de fenantrenos e seus derivados, e de terpanos tri-, tetra- e pentacíclicos. Por fim, no capítulo III foi realizado uma comparação entre as duas metodologias e foi possível notar que este trabalho pode vir a tornar-se uma nova ferramenta para a potencial análise no auxílio da caracterização geoquímica de petróleo de modo a atribuir de maneira mais simples e rápida informações sobre os processos de biodegradação, paleoambiente de
tratamento amostral extremamente simples empregado juntamente com a análise multivariada empregando o MPCA.
The geochemical characterization of petroleum is an essential task to develop new strategies and technologies when analyzing the commercial potential of crude oils for exploitation. Due to the chemical complexity of these natutal energy surce, the use of modern analytical techniques along with multivariate exploratory data analysis approaches are required to obtnaid simplified analysis procedure – which traditionally is based on the determination of biomarkers compounds associated with relevant geochemical characteristics about the oils. This work was divided intro tree chapters; the main objective of the first chaptes was to extract important geochemical information (biodegradation indicators, paleoenvironment and maturity indicators) obtained from saturated fraction of sample oils from different production basins by conventional methodology (GC-MS and GC-MS/MS) through the analysis, identification and calculation of parameters based on biomarkers families. In the second part of this study, after optimization of the best working conditions of oil by comprehensive two-dimensional gas chromatography coupled to quadrupole mass spectrometry (GC×GC-QMS) along with a simplified prior treatment, the maltene fraction of the oils were analizated by GC×GC-QMS, and chromatographic data treatment was performated by multiway principal component analysis (MPCA). The results showed that four PC explained 93.57% of the data variance, expressing mainly the differences on the profiles of the saturated hydrocarbon fraction of the oils (C13
-C18 and C19- C30 n-alkanes and the pristane/phytane ratio). The PC1 grouped the
samples of severely biodegraded oils, while the type of the depositional paleoenvironments of the oils and its oxidation conditions (as well as their thermal maturity) could be inferred analysing others relevant MPC. Additionally, considerations about the source of the oil samples was also possible based on the overall distribution of relevant biomarkers such as the phenanthrene derivatives, tri-, tetra- and pentacyclic terpanes. Finaly, in Chapter III it was performed a comparison of conventional (GC-MS and GC-MS/MS) and GC×GC-QMS + MPCA methods for oil analysis. It can be concluded that this approach could aid the geochemical chracterization of oils to generate simple and fast information about biodegradation, paleoenvironment and maturity of petroleum.
FIGURA 1: Etapas de desenvolvimento da matéria orgânica e formação do petróleo.
FONTE: adaptado de Prata (2012) [18] e Peters et al. (2005) [17]. ... 29
FIGURA 2: Relação entre o precursor biológico (Hopanopoliol) e sua conversão no
biomarcador (Hopanóide) através da evolução diagenética da matéria orgânica. .... 30
FIGURA 3: Exemplos de biomarcadores indicativos de condições específicas em
paleoambiente deposicional: Gamacerano, -Carotano, Pristano e Fitano... 31
FIGURA 4: Conversão do colesterol (precursor biológico) em sua estrutura geológica
mais estável (colestano - esterano C27) encontrado em sedimentos e no petróleo bruto.
ADAPTADO: Peters et al. (2005) [17]. ... 33
FIGURA 5: Ilustração dos principais processos de geração e acumulação de petróleo
em rochas reservatórios: 1) Geração do óleo; 2) Migração primária; 3) Migração secundária; 4) Acumulação do petróleo em rocha reservatório; 5) Escape do petróleo para a superfície provocado por falhas na rocha reservatório. ADAPTADO: Burrus (1998) [26]. ... 35
FIGURA 6: Estrutura química do 4-metilesterano. ... 36
FIGURA 7: Ilustração do processo de biodegradação e mudanças na qualidade do
petróleo. ADAPTADO: Cruz e Marsaioli (2012) [30]. ... 37
FIGURA 8: Escala de biodegradação de petróleo que mostra o aumento do nível de
biodegradação de petróleo relacionado com a remoção seletiva de grupos de biomardores. ADAPTADO: Prata (2012) [18] e Peters et al. (2005) [31]. ... 38
FIGURA 9: Estrutura química do 17-25-norhopano, representativo da família dos
hopanos desmetilados utilizado como biomarcador de biodegradação. ... 39
FIGURA 10: Ilustração da biossíntese de n-alcanos a partir de ácidos graxos.
ADAPTADO: Peters et al. (2005) [17] e Mogollón (2015) [35]. ... 40
FIGURA 11: Cromatogramas representativos da fração saturada de petróleo
não-biodegradado (a) e com aumento da biodegradação (b, c e d) com ênfase para os compostos pristano (pr) e 17-hopano. ADAPTADO: Peters et al. (2002) [37]. ... 41
FIGURA 12: Formação do pristano e fitano através da cadeia lateral da clorofila.
FIGURA 14: Estrutura química do -carotano e seu principal fragmento característico.
... 44
FIGURA 15: Estrutura das principais famílias de esteranos (esteranos regurales,
diasteranos e 4-metilesteranos). ... 45
FIGURA 16: Diagrama ternário que expressa a distribuição de esteranos em relação
a fonte de organismos e os respectivos paleoambientes de deposição. ADAPTADO: Kilops (2005) e Huang (1979) [41, 46] ... 46
FIGURA 17: Estruturas dos epímeros biológicos (20R) e geológico (20S) para o
5(H),14(H),17(H) C29 esterano. ... 47
FIGURA 18: Configurações esteroisoméricas dos hopanos: 7,21(H)-hopanos ()
(a), os 17,21(H)-hopanos () (b) e os 17,21(H)-hopanos () ou moretanos (c) ... 48
FIGURA 19: Transformação da bacteriohopanotetrol no hopano de configuração
biológica e em seguida a sua transformação nas configurações geológicas presentes em óleos brutos e rochas geradoras. ADAPTADO: Peters et al. (2005) [31] e Farrimond et al. (1996) [50]. ... 49
FIGURA 20: Estruturas do 17(H)-22,29,30-trisnorhopano (Tm) e
18(H)-22,29,30-trisnorneohopano (Ts). ... 50
FIGURA 21: Estrutura química do gamacerano (C30H52) monitorado através da
transição m/z 412>191. ... 51
FIGURA 22: Mapa de localização das principais bacias produtoras de petróleo do
Brasil. ... 57
FIGURA 23: Fluxograma do fracionamento sara com extração da fração de
hidrocarbonetos saturados, análise por GC-MS e GC-MS/MS, identificação de biomarcadores, cálculo de parâmetros e caracterização do petróleo. ... 59
FIGURA 24: Cromatogramas dos íons totais (a) e os fragmentogramas do íon extraído m/z 85 (b) representativo das amostras provenientes da bacia de Campos, com diferentes níveis de biodegradação. ... 63
FIGURA 26: Fragmentogramas do íon m/z 125 obtidos por GC-MS, representativos
de amostras com alta abundância relativa , baixa abundância e sem a presença de -Carotano. ... 68
FIGURA 27: Cromatogramas representativos das amostras de petróleo no modo sem
com sua identificação por números (ver Tabela 5 em anexo) para as transições correspondete à família de esteranos. ... 70
FIGURA 28: Estrutura química dos esteranos C30: 24-n-propilcolestano e
24-iso-propilcolestano. ... 72
FIGURA 29: Estruturas químicas representativas das principais classes de
4-metilesteranos: 4-metil-24-etilcolestano (a) e 4,23,24-trimetilcolestano (b). ... 73
FIGURA 30: Cromatogramas das amostras (a) M1, (b) M2 e (c) TM2 para a série dos
4-metilesteranos obtidos por GC-MS/MS(SRM) através das transições m/z 414 > 231 (séries dos 4-metilestigmastanos) e m/z 414 > 98 (série dos dinosteranos). ... 74
FIGURA 31: Cromatogramas correspondentes aos terpanos pentacíclicos (hopanos)
representativos para as amostras da bacia de Sergipe/Alagoas (TM2) característico de amostras marinhas e C10 representando amostras da bacia de Campos, Miranga e Potiguar. ... 76
FIGURA 32: Típico sistema de cromatografia de frações parciais (GC-GC).
ADAPTADO: Seeley (2012) [87]. ... 86
FIGURA 33: Representação gráfica da capacidade de pico de sistemas
cromatográficos convencionais, não-abrangentes e abrangentes. ... 87
FIGURA 34: Representação de um sistema típico e simplificado da cromatografia
gasosa bidimensional abrangente. ADAPTADO: Liu e Phillips (1991) [96]. ... 88
FIGURA 35: Influência do período de modulação na separação cromatográfica. em
(a) PM 6s com separação dos compostos; (b) 7s e (c) 8s respectivamente.
ADAPTADO: Mostafa et al. (2012) [101]. ... 90
FIGURA 36: Separações cromatográfica utilizando um conjunto apolar + polar (a) e
polar + apolar (b). ADAPTADO: Mondello (2011) [103]. ... 91
FIGURA 37: Ilustração do processo básico de geração de um cromatograma
FIGURA 39: Ilustração simplificada do funcionamento de um modulador criogênico de Loop. ADAPTADO: Hantao (2014) [114]. ... 95
FIGURA 40: Ilustração da decomposição de uma matriz X em seus respectivos
escores (T) e pesos (P) para cada componente principal. ... 97
FIGURA 41: Desdobramento de um cubo de dados multidimensional (1t
r x 2tr x n) em
uma matriz de dados X (n, 1t
r x 2tr) antes de ser realizado o PCA. ... 98
FIGURA 42: Gráfico que ilustra o número de publicações por ano para a pesquisa de
petróleo e GC×GC. FONTE: Web of Science [126]... 99
FIGURA 43: Fluxograma de isolamento da fração de maltenos para posterior análise
por GC×GC, análise de dados por MPCA e caracterização do petróleo. ... 104
FIGURA 44: Melhores cromatogramas utilizando o modulador de 4 jatos. (a) 20% de
inserção de jato quente, (b) 30%, (c) 40 % e (d) 50% respectivamente. ... 108
FIGURA 45: Cromatogramas do óleo bruto obtidos por GC×GC-FID com modulador
de 4 jatos utilizando como gás de resfriamento gelo seco (a) e mistura de água + gelo (b). ... 109
FIGURA 46: Cromatogramas de diferentes jogos de colunas: (a) HP5 + BPX-50; (b)
Petrocol + SolgelWax; (c) HP1 + IL; (d) HP5 + SogelWax. ... 111
FIGURA 47: Cromatogramas referentes aos testes realizado com diferentes períodos
de modulação para a análise da fração de maltenos: (a) PM = 3 s; (b) PM = 6 s; (c) PM
= 8 s; (d) PM = 10 s. ... 113
FIGURA 48: Cromatogramas bidimensionais GC×GC-QMS (TIC) de diferentes óleos
provenientes da bacia de campos e com diferentes níveis de biodegradação: (a) sem biodegradação, (b) leve, (c) moderado e (d) severa. ... 115
FIGURA 49: Gráfico de hotelling (T2) por resíduos (Q), verificando a ausência de
outliers no conjunto de amostras analisadas. as amostras em vermelho são provenientes da bacia de Campos, em verde são da bacia de Sergipe/Alagoas, em azul escuro e azul claro as amostras do Recôncavo e Potiguar respectivamente. . 116
FIGURA 50: Gráfico de escores da PC1 x PC2 obtidos após o mpca dos dados obtidos
por GC×GC-QMS (TIC) para a fração de maltenos. As cores vermelho, verde, azul escuro e azul claro evidenciam os óleos oriundos das bacias sedimentares de Campos, Sergipe/Alagoas, Recôncavo e Potiguar, respectivamente. ... 117
GC×GC-QMS (TIC) obtidos da fração de maltenos. em verde destacam-se os óleos da bacia de Sergipe/Alagoas, vermelho os da bacia de Campos, azul escuro são do Recôncavo e azul claro óleos provenientes da bacia Potiguar. ... 119
FIGURA 53: Cromatograma representativo dos pesos da PC2: Pesos positivos em
amarelo e pesos negativos em azul. ... 121
FIGURA 54: Cromatograma representativo dos pesos da PC3: Pesos positivos em
amarelo e negativos em azul. ... 121
FIGURA 55: Gráfico de escores da PC2 X PC3 para a fração de maltenos obtidos
através do GC×GC-QMS (TIC). Os óleos foram ordenados de acordo com suas bacias sedimentares: Sergipe/Alagoas (verde), Campos (vermelho), Recôncavo (azul escuro) e Potiguar (azul claro). ... 122
FIGURA 56: Cromatograma representativo do gráfico de pesos da PC4. ... 123
FIGURA 57: Gráfico de escores da PC1 X PC4 para a fração de maltenos obtidos
através do GC×GC-QMS (TIC). As cores verde, vermelho, azul escuro e azul claro evidenciam os óleos estudados provenientes das bacias de Sergipe/Alagoas, Campos, Recôncavo e Potiguar, respectivamente. ... 124
FIGURA 58: Cromatograma representativo do gráfico de pesos da PC4 utilizando os
cromatogramas dos íons extraídos (m/z 113, m/z 127, m/z 169 e m/z 183) enfatizando a relação dos isoprenóides (principalmente Pr e F) na fração de maltenos. ... 125
FIGURA 59: Gráfico de escores da PC1 X PC4 utilizando os cromatogramas dos íons
extraídos (m/z 113, m/z 127, m/z 169 e m/z 183). as cores verde, vermelho, azul escuro e azul claro evidenciam os óleos estudados provenientes das bacias de Sergipe/Alagoas, Campos, Recôncavo e Potiguar, respectivamente. ... 126
FIGURA 60: Cromatograma representativo dos pesos da PC1 utilizando os
cromatogramas do íon extraído (m/z 191) enfatizando a variação principalmente entre os terpanos tricíclicos e metil- e dimetil fenantreno. ... 128
FIGURA 61: Gráfico de escores da PC1 X PC2 utilizando os cromatogramas do íon
extraído (m/z 191). As cores verde, vermelho, azul escuro e azul claro evidenciam os óleos estudados provenientes das bacias de Sergipe/Alagoas, Campos, Recôncavo e Potiguar, respectivamente. ... 129
TABELA 1: Principais transições (íons precursores e íons produtos) utilizadas para a
investigação e identificação de esteranos. ... 45
TABELA 2: Principais transições por MRM para a análise dos principais composto da
família de Hopanos. ... 48
TABELA 3: Informações sobre as bacias sedimentares nas quais as amostras de
petróleo foram extraídas. ... 58
TABELA 4: Tabela de parâmetros de biomarcadores de petróleo utilizados para a
identificação do ambiente deposicional e evolução térmica dos óleos estudados. ... 80
TABELA 5: Tabela de compostos identificados por GC-MS/MS em todas as amostras
de petróleo. ... 82
TABELA 6: Conjuntos de colunas avaliados para a melhor separação dos compostos
1D: Primeira dimensão
2D: Segunda dimensão
1t
R: Tempo de retenção na primeira dimensão
2t
R: Tempo de retenção na segunda dimensão
BPX-50: 50% fenil,50% polidimetilsiloxano
CAD: Dissociação induzida por colisão (collisionally activated dissociation)
COW: Correlation Optimazed Warping
DB-1: 100% dimetilsiloxano
DB-17: 50% fenil,50% polidimetilsiloxano
DB5: 5 % fenil polidimetilsiloxano
FID: detector por ionização em chama
GC: cromatografia gasosa convencional
GC×GC: cromatografia gasosa bidimensional abrangente
GC×GC-FID: cromatografia gasosa bidimensional abrangente com detecção por ionização em chama
GC×GC-QMS: cromatografia gasosa bidimensional abrangente com detecção por espectrometria de massas com analisador quadrupolo
GC-MS/MS: Cromatografia gasosa acoplada a espectrometria de massas sequêncial
HC/MDGC: Cromatografia gasosa multidimensional de frações parciais
HP5: 5% fenil polidimetilsiloxano
HP50: 50% fenil,50% polidimetilsiloxano
HPLC : cromatografia líquida de alta eficiência
ICP: Índice de Preferência de carbonos
IL61: 1,12-Di [tripropilfosfônio] dodecano[Tf2N] trifluorometilsulfonato
loop: Alça de modulação
m/z: razão massa/carga
MPCA: análise de componentes principais multimodo
n1: capacidade de pico da primeira dimensão
n2: capacidade de pico da segunda dimensão
PC: componente principal
PCA: análise de componentes principais
PM: Período de modulação
SARA: separação em coluna aberta das frações de saturados, aromáticos, resinas e asfaltenos contidas no petróleo
SIM: Monitoramento de íon selecionado (selected ion monitoring)
Solgelwax: polietilenoglicol
SRM: Monitoramento de reação selecionada (selected reaction monitoring)
SRM/GC-MS: Cromatografia gasosa acoplada a espectrometria de massas, analise no modo de monitoramento de reação selecionada
TIC: Cromatograma de íons totais (total ion chromatogram)
INTRODUÇÃO GERAL ... 24
CAPÍTULO I ... 27
CARACTERIZAÇÃO GEOQUÍMICA CONVENCIONAL DE PETRÓLEO
POR GC-MS E GC-MS/MS ... 27
1.1. INTRODUÇÃO ... 28
1.1.1. PETRÓLEO ... 28 1.1.2. BIOMARCADORES ... 30 1.1.3. PRINCIPAIS FAMÍLIAS DE BIOMARCADORES ... 39 1.1.4. CROMATOGRAFIA GASOSA ACOPLADA A ESPECTROMETRIA DE MASSAS (GC-MS e GC-MS/MS) ... 52 1.2. OBJETIVOS ... 55 1.2.1. OBJETIVOS ESPECÍFICOS ... 55 1.3. PARTE EXPERIMENTAL ... 56 1.3.1. MATERIAIS ... 56 1.3.2. LIMPEZA DE VIDRARIAS ... 56 1.3.3. AMOSTRAS DE ÓLEO BRUTO ... 56 1.3.5. CONDIÇÕES CROMATOGRÁFICAS ... 60 1.4. RESULTADOS E DISCUSSÃO ... 61 1.4.1. n-ALCANOS E ISOPRENOIDES ... 61 1.4.2. -CAROTANO ... 66 1.4.3. ESTERANOS ... 69 1.4.4. HOPANOS ... 75
1.5. CARACTERIZAÇÃO GEOQUÍMICA ORGÂNICA DAS AMOSTRAS ANALISADAS ... 78 1.6. ANEXOS ... 80
CAPÍTULO II ... 84
CARACTERIZAÇÃO GEOQUÍMICA DE PETRÓLEO POR GC×GC-MS
E FERRAMENTAS QUIMIOMÉTRICAS ... 84
POR GC×GC E QUIMIOMETRIA ... 98 2.2. OBJETIVOS ... 102 2.2.1. OBJETIVOS ESPECÍFICOS ... 102 2.3. PARTE EXPERIMENTAL ... 103 2.3.1. MATERIAIS ... 103 2.3.2. LIMPEZA DE VIDRARIAS ... 103 2.3.3. APRESENTAÇÃO DAS AMOSTRAS ... 103 2.3.4. ISOLAMENTO DA FRAÇÃO DE MALTENOS ... 103 2.3.5. CONDIÇÕES CROMATOGRÁFICAS ... 105 2.3.6. MODELAGEM QUIMIOMÉTRICA ... 106
2.4. RESULTADOS E DISCUSSÃO ... 106
2.4.1. OTIMIZAÇÃO DAS CONDIÇÕES DE ANÁLISE POR GC×GC ... 106 2.4.2. AVALIAÇÃO DOS PERFIS CROMATOGRÁFICOS POR GC×GC-QMS E ANÁLISE QUIMIOMÉTRICA ... 114
2.5. CONCLUSÕES ... 130
CAPÍTULO III ... 132
COMPARAÇÃO ENTRE A ANÁLISE CONVENCIONAL (MS E
GC-MS/MS) E GCXGC-QMS COM ANÁLISE MULTIVARIADA DE DADOS
(MPCA) PARA CARACTERIZAÇÃO DE PETRÓLEO, CONCLUSÕES
GERAIS E PERSPECTIVAS ... 132
REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS ... 135
INTRODUÇÃO GERAL
O petróleo é uma mistura complexa formada por milhares de compostos orgânicos constituídos principalmente por hidrocarbonetos saturados, aromáticos, resinas, asfaltenos além de compostos contendo enxofre, nitrogênio, oxigênio e alguns metais tais como níquel e vanádio [1]. A partir das frações obtidas é possível obter a identificação de diversas classes de compostos para a caracterização do óleo. Estes compostos, os biomarcadores (compostos orgânicos fósseis originados de compostos naturais que sofrem transformações ao longo do tempo, pressão e temperatura, mantendo a estrutura principal intacta), são amplamente utilizados na indústria de petróleo para identificar grupos de óleos geneticamente relacionados, para correlacionar óleos com suas rochas fontes, além de obter informações sobre a origem da matéria orgânica contida em uma rocha sedimentar, do paleoambiente de deposição, do grau de evolução térmica e biodegradação de óleos [2, 3].
A principal metodologia para a classificação do óleo por análise de biomarcadores consiste em fracionar o petróleo através da cromatografia em coluna aberta (SARA) para a separação dos hidrocarbonetos saturados, aromáticos, resinas e asfaltenos por diferença de polaridade, e caracterizar estas frações (principalmente a fração de hidrocarbonetos saturados) por diversas metodologias analíticas utilizando por exemplo as técnicas de cromatografia líquida de alta eficiência (HPLC) [4, 5], cromatografia de fluido supercrítico (SFC) [6], e principalmente a cromatografia gasosa acoplada com detector por ionização em chamas (GC-FID) e espectrômetro de massas (GC-MS) [7].
A GC-MS é uma das técnicas instrumentais que mais se destacam para esta finalidade. Uma “impressão digital” do óleo pode ser obtida através da identificação de diversas classes químicas realizada por similaridade espectral. Em algumas situações, o monitoramento seletivo de íons (SIM) pode ser utilizado e mesmo que exista um alto grau de coeluição, o íon do analito será detectado com precisão e exatidão, exceto no caso em que um mesmo íon é proveniente de diferentes compostos. Contudo, nesse caso, a informação espectral que fornece a base para a elucidação estrutural é perdida. Alternativamente, sistemas de tandem (MSn), são altamente seletivos e informativo quanto a estrutura do analito.
Entretanto, mesmo aproveitando ao máximo o potencial do sistema cromatográfico e do MS, muitas vezes não é possível obter a separação requerida à caracterização dos componentes de determinada amostra. Além disso, a baixa resolução e/ou baixo limite de detecção deste equipamento podem omitir informações importantes geradas por compostos que apresentam baixa relação sinal/ruído. Outra deficiência está no refinado manuseio e tratamento amostral. É imprescindível uma etapa de fracionamento, limpeza e separação em diversas classes de compostos devido a diferença de polaridade encontrada em uma única amostra (saturados, aromáticos, resinas e asfaltenos) na qual é requerido tempo e experiência do analista. Portanto, para a resolução destes problemas, faz-se necessário a utilização de metodologias e equipamentos que forneçam alta resolução, sensibilidade e detecção. A Cromatografia gasosa bidimensional abrangente (GC×GC) destaca-se principalmente pela análise com o mínimo pré-tratamento amostral e por nos oferecer um máximo de informações em uma única análise [8]. Nessa técnica os compostos que co-eluem na primeira coluna podem ser separados na segunda, especialmente se as fases estacionárias possuem capacidades de solvatação distintas e portanto, diferentes seletividades [9]. Além disso, os conjuntos de colunas devem levar a maior utilização do espaço cromatográfico, ou seja, uma maior capacidade de picos (número máximo de picos separáveis) [10].
No cromatograma do sistema GC×GC é possível visualizar diversos compostos ou grupos de compostos correlacionados que são melhor resolvidos e que co-eluiriam utilizando a técnica de GC convencional, resultando em um maior detalhamento da composição e diversidade da amostra, tornando-se uma característica única e poderosa em comparação com outras técnicas. Sendo assim, a GC×GC tornou-se uma das técnicas mais vantajosas na análise de misturas de alta complexidade, tais como drogas, alimentos, amostras biológicas e petróleo.
Embora a GC×GC seja superior quando comparada a GC convencional, a complexidade da amostra juntamente com a grande quantidade de dados gerados obtidos por GC×GC tornam utilização de ferramentas quimiométricas uma interessante estratégia para fins da análise de dados, facilitando a compreensão dos resultados que não seriam facilmente resolvidos pelo analista [11, 12].
A adicional dimensão cromatográfica adquirida na análise por técnicas multidimensionais, tal como a GC×GC, requer a utilização de métodos quimiométricos capazes de analisar de maneira correta os dados multivariados gerados. Dessa forma,
na análise por MPCA (Multiway Principal Components Analysis), que é estatisticamente equivalente a PCA (Principal Components Analysis), os dados são desdobrados em um arranjo de dados multidimensional, por exemplo dados GC×GC-QMS, em uma matriz (amostras, tempo de retenção 1D + tempo de retenção 2D) antes
de ser realizado o PCA [13]. Dessa forma, a análise quimiométrica multivariada pode ser uma alternativa para a extração de informações de perfis cromatográficos de amostras de petróleo de diferentes bacias sedimentares.
Nesse contexto, a proposta deste trabalho foi verificar se a cromatografia bidimensional combinada com ferramentas quimiométricas poderia se tornar uma alternativa para a caracterização geoquímica orgânica dispensando as etapas manuais de fracionamento. Assim, este trabalho foi subdividido em três capítulos, no qual o Capítulo I tratará a caracterização geoquímica de diversos óleos provenientes de diferentes bacias petrolíferas brasileiras por meio da investigação de biomarcadores e cálculo de parâmetros geoquímicos da fração de hidrocarbonetos saturados por técnicas convencionais GC-QMS e GC-MS/MS para a determinação do paleoambiente de deposição do óleo, evolução térmica e principalmente biodegradação das amostras. O Capítulo II, irá abordar a simplificação no procedimento de análise utilizando como técnica cromatográfica a GC×GC juntamente com ferramentas quimiométricas (MPCA) com o objetivo de associar de maneira direta os perfis bidimensionais das amostras com os principais parâmetros geoquímicos sem a necessidade de identificação e determinação individual de biomarcadores para a caracterização geoquímica das mesmas amostras utilizadas anteriormente. Por fim, o
Capítulo III, fará uma comparação entre as duas metodologias com a finalidade de
comprovar que a caracterização de petróleo é possível utilizando metodologias diferenciadas como a realizada neste trabalho.
Capítulo I
CARACTERIZAÇÃO GEOQUÍMICA CONVENCIONAL
DE PETRÓLEO POR GC-MS E GC-MS/MS
1.1. INTRODUÇÃO
1.1.1. PETRÓLEO
As transformações físico-químicas da matéria orgânica durante a sedimentação juntamente com a atividade biológica e alteração da temperatura e pressão dão origem ao petróleo [14]. Característico por ser rico em hidrocarbonetos saturados, aromáticos, resinas e asfaltenos, o petróleo atualmente é considerado uma das fontes naturais de maior valor econômico do mundo e por isso teorias sobre a sua origem e formação são determinantes para a investigação e suposições sobre a produção e quantidade de óleo ainda existente [15].
1.1.1.1. FORMAÇÃO E ORIGEM
Existem diversas teorias que explicam a origem e formação do petróleo, contudo dois modelos teóricos se destacam devido ao contraste em suas ideias. A teoria abiogênica ou abiótica (inorgânica) afirma que o petróleo deriva de processos não biológicos por formação do metano no manto terrestre, com posterior polimerização e migração por falha tectônicas para níveis mais rasos da crosta terrestre [15, 16]. Já a teoria biótica ou biogênica (orgânica) sustenta a formação do petróleo a partir do soterramento da matéria orgânica com o auxílio de pressão, temperatura e tempo [14]. Embora existam evidências científicas para ambas as teorias, a mais aceita é a origem orgânica. No entanto, não há nada que impeça que ambas as teorias sejam verdadeiras.
A teoria biogênica está baseada nas transformações físico-químicas que a matéria orgânica sofre durante a história geológica das bacias sedimentares, e o processo de conversão deste material em petróleo pode ser subdividido em três estágios de evolução:
- Diagênese: período em que a matéria orgânica sofre alterações microbiológicas no qual biopolímeros (lipídeos, proteínas, carboidratos) são consumidos e transformados em novas estruturas policondensadas (geopolímeros) através da perda de grupos funcionais, reações de condensação, aromatização e polimerização dando origem ao
querogênio, que é defino como a fração complexa insolúvel rica em matéria orgânica presente em rochas sedimentares) [14, 17].
- Catagênese: período em que há um aumento da temperatura e pressão devido a consecutiva deposição sedimentar que altera significativamente a estrutura do querogênio através da perda de cadeias alifáticas e redução de duplas ligações com formação do petróleo rico em hidrocarbonetos de cadeias curtas e geração de gás úmido. É nesta etapa que o querogênio chega ao seu estágio final.
- Metagênese: último estágio da evolução da matéria orgânica, caracterizado por alta temperatura e pressão onde há a transformação dos restos de matéria orgânica em gás metano e resíduos carbonosos.
A Figura 1 representa as etapas descritas acima. É possível notar todos os estágios de desenvolvimento progressivo da matéria orgânica durante a evolução sedimentar e por conseguinte a formação do petróleo.
Figura 1: Etapas de desenvolvimento da matéria orgânica e formação do petróleo. Fonte: Adaptado de Prata (2012) [18] e Peters et al. (2005) [17].
1.1.2. BIOMARCADORES
Marcadores biológicos, biomarcadores ou fósséis químicos são compostos orgânicos complexos constituídos por carbono, hidrogênio e outros elementos originados de produtos naturais que sofreram pequenas transformações durante o processo de formação do petróleo (principalmente durante a diagênese e catagênese) devido ao aumento de temperatura, pressão e sedimentação, mantendo a estrutura principal intacta [2, 17].
Três características são essenciais para que um composto seja considerado um biomarcador, são elas:
- ter esqueleto quimicamente estável para que não sofra degradação durante a evolução da matéria orgânica;
- a estrutura principal deve estar relacionada e ser encontrada em altas concentrações em organismos vivos;
- o precursor biológico deve ser comum para um conjunto de indivíduos;
Um exemplo da relação precursor biológico/biomarcador pode ser encontrado na Figura 2, onde o precursor, um hopanopoliol comum no reino procarionte, dá origem a classe de hopanos encontrados no petróleo [19].
Figura 2: Relação entre o precursor biológico (Hopanopoliol) e sua conversão no biomarcador (Hopanóide) através da evolução diagenética da matéria orgânica.
Na indústria petroquímica a avaliação dos biomarcadores é extremamente importante por permitir identificar grupos de óleos geneticamente relacionados, correlacionar óleos com suas fontes geradoras, além de obter informações sobre a
origem da matéria orgânica e paleambiente de deposição em que o petróleo foi gerado, grau de evolução térmica da matéria orgânica, migração e biodegradação do óleo [3, 14]. Isto acontence em virtude da correlação entre os biomarcadores com processos dinâmicos associados a formação e evolução de sedimentos com a matéria orgânica [20]. Em razão disto, a busca por novos biomarcadores, bem como um estudo aprofundado do petróleo são importantes e fundamentais na busca da origem do sistema deposicional, do grau de evolução térmica e preservação das características originais. Desta forma é possível classificar os biomarcadores em cinco tipos distintos: i) indicadores de paleoambiente de deposição, ii) evolução térmica, iii) identidade (correlação óleo/óleo e óleo/rocha geradora), iv) biodegradação e v) migração.
1.1.2.1. PALEOAMBIENTE DE DEPOSIÇÃO
A avaliação do paleoambiente de deposição é essencial para a carcaterização do tipo de matéria orgânica presente nos sedimentos que podem estar associados a microorganismos, plantas e animais (biotas específicos) que se desenvolveram naqueles ambientes antes da geração do petróleo, deixando seus registros químicos nos sedimentos ou no óleo.
Biomarcadores específicos como o gamacerano e-carotano (Figura 3), por exemplo, são característicos em ambientes com alta salinidade e por isso podem ser utilizados como biomarcadores associados a fonte deposicional. Outro exemplo específico são isoprenóides pristano (Pr) e fitano (F) que estão associados as condições redox do ambiente (óxico ou anóxico) apresentados na Figura 3 [17].
Figura 3: Exemplos de biomarcadores indicativos de condições específicas em paleoambiente deposicional: Gamacerano, -carotano, Pristano e Fitano.
Atualmente, novos biomarcadores característicos de ambientes específicos estão sendo estudados, Kaiser e Arz (2016) [21] verificaram a presença de possíveis novos biomarcadores em sedimentos do mar báltico. Hakimi e Ahmed (2016) [22] caracterizaram rochas geradoras da sub-bacia de Jiza localizada a oeste do Yemen no Oriente Médio através da análise geoquímica e observaram que as rochas desta sub-bacia foram depositadas em um ambiente marinho deltáico, com contribuição de matéria orgânica marinha e terrestre.
1.1.2.2. EVOLUÇÃO TÉRMICA
A evolução térmica é a alteração progressiva que a matéria orgânica sedimentar sofre durante a formação do petróleo por efeitos termocatalíticos [20]. É neste período que ocorre o craqueamento do querogênio e formação de hidrocarbonetos que irão compor o petróleo. A temperatura é o fator principal para que esta transformação ocorra. Quando esta temperatura é ideal, pode-se dizer que o petróleo está ou ultrapassou a “janela de geração de óleo”. Portanto, este fator é essencial na indústria petroquímica para identificação de potenciais níveis de geradores, servindo para qualificar uma bacia sedimentar geradora de petróleo [20].
Muitos dos biomarcadores utilizados como indicadores de evolução térmica estão relacionados a reações de esteroisomerizações, craqueamento e aromatização, modificando a estereoquímica do composto convertendo-os em seus produtos mais estáveis [2]. Um exemplo clássico é mostrado na Figura 4 onde é possível observar a conversão do colesterol (precursor biológico) em seu produto mais estável chamado de colestano (produto geológico) através da quebra de uma ligação dupla e perda de uma hidroxila durante a diagênese.
Figura 4: Conversão do colesterol (precursor biológico) em sua estrutura geológica mais estável (Colestano - Esterano C27) encontrado em sedimentos e no petróleo bruto. ADAPTADO: Peters et al. (2005) [17].
Hackley et al. (2013) [23] avaliaram a evolução térmica de diversas amostras provenientes dos Apalaches (Estados Unidos) por multiplas técnicas analíticas (reflectância de vitrinita, pirólise de rochas, cromatografia gasosa dos extratos de rochas e da fração de saturados) e observaram que a avaliação evolução térmica através da análise cromatográfica de biomarcadores mostrou-se mais confiável em comparação com outras análises, principalmente em relação ao índice de reflectância de vitrinita.
1.1.2.3. IDENTIDADE (CORRELAÇÃO ÓLEO/ÓLEO E ÓLEO/ROCHA GERADORA)
Os biomarcadores responsáveis pela caracterização da identidade do petróleo servem para identificar similaridades ou diferenças entre conjuntos de óleos
provenientes de uma mesma rocha geradora ou bacia (correlação óleo/óleo) ou comparando-se diversos óleos com potenciais rochas geradoras (correlação óleo/rocha geradora) [20].
Murillo et al. (2016) [24] analisaram petróleo e sedimentos da bacia de Hammerfest (Noruega) e sugeriram a correlação entre diferentes óleos e condensados por análise estatística multivariada (análise de agrupamentos hierárquicos e PCA) utilizando dados geoquímicos como n-alcanos, isoprenóides e compostos aromáticos. Além disso, os autores sugeriram a correlação entre óleos e rochas geradoras específicas.
1.1.2.4. MIGRAÇÃO
Após a formação do petróleo podem ocorrer diversos processos de transformação do petróleo, um destes processos pode modificar a composição do petróleo bruto é a migração, que é controloda por efeitos físico-químicos que influenciam na mudança de local destes óleos para zonas de acumulação que possuem porosidade e permeablilidade ideal para armazenamento do mesmo (chamadas de rochas reservatórios ou traps) [25].
Este processo é controlado por fatores como a pressão sedimentar presente naquele ambiente, tamanho dos poros das rochas geradoras e reservatórios e força ou pressão capilar que ocorre devido a tensão interfacial entre duas fases imiscíveis (óleo/água, gás/água) . Sendo assim, a migração pode ser subdividida em três etapas:
i) migração primária: que ocorre quando a pressão de saturação dos poros de uma rocha supera a pressão da própria rocha, gerando microfissuras que se comunicam e o óleo é expulso da rocha;
ii) migração secundária: que ocorre fora da rocha geradora, em rochas com boa permeabilidade e boa porosidade, podendo ocorrer por falhas e/ou fissuras;
iii) migração terciária: que acontece principalmente devido a efeitos tectônicos que provocam falhas nas rochas reservatórios e fazem com que o petróleo migre para uma outra rocha reservatório.
Após o período de geração, migração e acumulação do óleo na rocha reservatório, o óleo acumulado pode ser descoberto por falhas e infiltração ou escape do óleo para a superfície (exudação) [26]. A Figura 5 ilustra os principais processos para a formação e acumulação do petróleo em bacias sedimentares: 1) geração do óleo em rochas geradoras; 2) migração primária do óleo; 3) migração secundária do petróleo; 4) acumulação do óleo em uma rocha reservatório; 5) o escape do petróleo para a superfície em consequência de uma fratura na rocha reservatório.
Figura 5: Ilustração dos principais processos de geração e acumulação de petróleo em rochas reservatórios: 1) geração do óleo; 2) migração primária; 3) migração secundária; 4) acumulação do petróleo em rocha reservatório; 5) escape do petróleo para a superfície provocado por falhas na rocha reservatório. ADAPTADO: Burrus (1998) [26].
Após o estudo geológico da bacia, juntamente com a análise de biomarcadores que podem indicar a migração do petróleo é possível chegar na fonte geradora do óleo, bem como em novas acumulações de petróleo ao logo da bacia sedimentar. Um exemplo clássico de biomarcadores indicadores de migração é família dos esteranos. Zhang et al. (2004) [27] classificaram óleos pertencentes a uma mesma bacia que apresentaram características de migração através da presença e ausência de 4-metilesteranos (Figura 6).
Figura 6: Estrutura química do 4-metilesterano.
1.1.2.5. BIODEGRADAÇÃO
A biodegradação – alteração das propriedades físicas e químicas do petróleo por organismos vivos [28] – pode ser considerada um dos fatores mais importantes da análise geoquímica devido a sua influência e modificação da qualidade e composição do óleo, o que torna os processos de refino despendiosos, prejudicando a indústria petroquímica responsável por atuar nesta área [29].
A biodegradação é um dos vários processos que podem alterar as propriedades dos flúidos (óleo e gás) contidos nos reservatórios. A composição e qualidade do petróleo estão vinculados diretamente a determinadas condições geológicas e geoquímicas que detém requisitos à vida microbiana tais como as interfaces entre óleo e água [30]. Estes microorganismos (geralmente bactérias e fungos) que tem acesso aos reservatórios através de fluxo de água são os principais agentes modificadores dos hidrocarbonetos mais leves, aumentando progressivamente o teor de resinas, asfaltenos, metais como níquel e vanádio, bem como, a densidade, teor de enxofre, acidez (formação de ácidos carboxílicos e fenóis) e viscosidade [28, 30]. No início do processo, os hidrocarbonetos são utilizados como fonte de energia, e ao final do processo são transformados em metabólitos, por exemplo, ácidos orgânicos e/ou CO2, o que gera uma diminuição de hidrocarbonetos
saturados [30]. A Figura 7 ilustra o esquema de biodegradação e alteração da qualidade do petróleo através do consumo de hidrocarbonetos em óleos e
condensados até a sua transformação em óleos pesados (asfálticos, ricos em resinas e asfaltenos). Além disso, nesta figura é possível observar a mudança na densidade e API (escala arbitrária que mede a densidade de derivados do petróleo criado pelo American Petroleum Institute).
Figura 7: Ilustração do processo de biodegradação e mudanças na qualidade do petróleo. ADAPTADO: Cruz e Marsaioli (2012) [30].
O grau de biodegradação depende da composição do conjunto microbiano (microorganismos aeróbicos e/ou anaeróbicos), o tipo do óleo, e das condições ambientais como temperatura, nível de oxigênio no meio, salinidade, pH e nutrientes presentes [31]. Para que ocorra a biodegradação é necessária à presença de oxigênio, nitratos, sulfatos, íons férricos e nutrientes inorgânicos, tais como fósforo, além de microrganismos capazes de degradar compostos do petróleo e a ausência de microrganismos que inibem e/ou limitam o crescimento destes microrganimos degradadores [30, 31]. Além disso, é imprescindível que a rocha geradora tenha porosidade e permeabilidade suficiente para permitir a difusão de nutrientes e mobilidade de microrganismos com uma temperatura de aproximadamente 80°C [26]. A escala feita por Peters e Moldowan em 1993 [31] é utilizada até os dias de hoje e foi feita com base na resistência de diversos biomarcadores realizada através da abundancia relativa de diversas clases de compostos. Inicalmente são consumidos compostos de baixa massa molecular como os n-alcanos, seguido por alcanos ramificados e isoprenoides acíclicos, alquicicloexanos, alquil benzenos,
alcanos biciclicos e hidrocarbonetos poliaromáticos com 1, 2, 3 e anéis, esteranos, hopanos/diasteranos, esteroides aromáticos e porfirinas. A Figura 8 mostra esquematicamente o nível de biodegradação que o petróleo pode apresentar através do consumo e análise de diversas famílias de biomarcadores.
Figura 8: Escala de biodegradação de petróleo que mostra o aumento do nível de biodegradação de petróleo relacionado com a remoção seletiva de grupos de biomardores. ADAPTADO: Prata (2012) [18] e Peters et al. (2005) [31].
A família dos hopanos desmetilados (25-norhopanos) é um exemplo clássico de biomarcadores de alta biodegradação por apresentarem maior resistência ao consumo por bactérias em relação aos seus homólogos regulares [31, 32]. A Figura 9 ilustra a estrutura química do 17-25-norhopano representativo da família dos hopanos desmetilados. Li et al. (2015) [33] estudaram o comportamento da família dos 25-norhopanos dentro de uma coluna de biodegradação em óleos provenientes de um mesmo ambiente deposicional e evolução térmica. Os autores observaram que esta família de compostos é resultado da desmetilação dos hopanos regulares, mas que não são o produto final do processo de biodegradação.
Figura 9: Estrutura química do 17-25-norhopano, representativo da família dos hopanos desmetilados utilizado como biomarcador de biodegradação.
1.1.3. PRINCIPAIS FAMÍLIAS DE BIOMARCADORES
O estudo geoquímico do petróleo é baseado na identificação de classes de compostos presentes no óleo bruto. Estas famílias podem ser estudadas separadamente ou em conjunto através de parâmetros ou razões calculadas a partir dos cromatogramas gerados por diversas técnicas como a cromatografia gasosa. Para maior entendimento será descrito adiante os principais compostos ou família de compostos biomarcadores.
1.1.3.1. n-ALCANOS
Os n-alcanos e isoprenóides são considerados as primeiras classes utilizadas em geoquímica orgânica para caracterizar óleos e sedimentos com conteúdo orgânico, devido à facilidade na identificação por meio da análise do extrato por GC-QMS [34].
Por estarem presentes em diversas fontes de matéria orgânica (plantas, bactérias e fitoplânctons) é possível caracterizar o petróleo quanto a origem da matéria orgânica através do cromatograma de íons totais e de maneira mais específica através do seu cromatograma seletivo de íons selecionados (m/z 85). Uma distribuição com predominância de hidrocarbonetos de cadeia longa (> n-C23) é
comum em um ambiente de deposição proveniente de plantas terrestres e algas de água doce encontradas principalmente em ambientes lacustres de água doce e estão
gerelmente relacionados a lipídeos provenientes de angiospermas. Por outro lado, um ambiente marinho que é rico em matéria orgânica derivada de fitoplânctons e algas bentônicas, esta distribuição é apresentada como sendo unimodal com máximo entre os hidrocarbonetos de cadeia curta (n-C15 a n-C17) [14, 17].
A biossíntese de formação dos n-alcanos foi ilustrada na Figura 10, e propõe que as n-parafinas poderiam ser formadas a partir da redução de ácidos graxos por desidratação ou perda de CO2 [17, 35].
Figura 10: Ilustração da biossíntese de n-alcanos a partir de ácidos graxos. ADAPTADO: Peters et al. (2005) [17] e Mogollón (2015) [35].
Outra observação que pode ser extraída por intermédio da distribuição de hidrocarbonetos no cromatograma é o Índice de Preferência de Carbono (IPC) [36], que pode ser calculado através da integração das áreas de alguns n-alcanos como apresentado abaixo.
Este parâmetro denota o tipo de matéria orgânica no meio, bem como a evolução térmica do óleo. O IPC < 1,0 (predomínio de n-alcanos pares) juntamente com dominância de hidrocarbonetos de cadeia leve sugerem uma origem marinha. Por outro lado, um IPC > 2,0 ( preferência ímpar) em conjunto com uma preferência
de hidrocarbonetos de cadeia longa significa que o ambiente poderia ter uma influência de matéria orgânica terrestre [18, 36]. Contudo, este parâmetro deve ser utilizado com cautela, já que a predominância de cadeia ímpar pode também evidenciar uma baixa evolução térmica.
A evolução térmica pode ser evidenciada devido a formação de hidrocarbonetos de cadeia curta durante o período de diagênese por craqueamento dos hidrocarbonetos de cadeia longa e por isso, um IPC ~ 1 evidencia uma elevada maturidade térmica enquanto que um 4 < IPC < 7 sugere uma formação biogênica característica de uma baixa evolução térmica. É importante ressaltar que além da evolução térmica, o IPC pode ser afetado pela biodegradação por meio do consumo de hidrocarbonetos de cadeia curta por microorganismos [17, 36].
A Figura 11 exemplifica o efeito da biodegradação do petróleo com o aparecimento da mistura complexa não-resolvida também chamada de UCM (unresolved complex mixture). Os primeiros indícios da biodegradação ocorre com o consumo de hidrocarbonetos leves, pesados e outros compostos como foi discutido no item 1.1.2.5. Além disso, óleos com maior grau de biodegradação mostram mudanças em seus cromatogramas pelo aumento da linha de base e por consequência da UCM, que pode ser explicada pela remoção de n-alcanos e isoprenóides acíclicos por ação microbiana e proeminência de outros compostos que não foram consumidos como por exemplo os hopanos (Figura 11 B, C e D) [37].
Figura 11: Cromatogramas representativos da fração saturada de petróleo não-biodegradado (A) e com aumento da biodegradação (B, C e D) com ênfase para os compostos Pristano (Pr) e 17-hopano. ADAPTADO: Peters et al. (2002) [37].
1.1.3.2. ISOPRENOIDES
1.1.3.2.1. PRISTANO E FITANO
Os isoprenoides acíclicos mais estudados como biomarcadores de petróleo são o pristano tetra-metilpentadecano / Pr) e o fitano (2,6,10,14-tetra-metilhexadecano / F). Por serem provenientes da cadeia lateral da clorofila A (fitol) por processos de oxidação e redução (mostrado na Figura 12) e dependentes das condições redox dos sedimentos, a formação do Pr e F pode ser atribuída diretamente ao ambiente de deposição em que o óleo foi gerado. Um meio oxidante é característico de uma relação Pr > F, enquanto que um meio redutor é marcado por um maior teor de F em relação ao Pr [17].
O O N N N N O O Mg O
Cadeia lateral fitil da clorofila Clorofila Condições anóxicas Condições óxicas R HO Fitol R HO O Oxidação Ác. Fitênio Descarboxilação R Redução R Pristano (C19) Pristeno R HO Diidro Fitol Redução Redução R Fitano (C20)
Figura 12: Formação do pristano e fitano através da cadeia lateral da clorofila. ADAPTADO: Prata (2012) [18] e Peters et al. (2005) [17].
Outra maneira da produção de pristano ocorre por meio da oxidação e posteriormente descaboxilação do tocoferol (exibido na Figura 13), enquanto que o fitano pode ser formado por organismos metanogênicos e halófilos por redução de lipídeos.
O R1 HO R2 R3 R1 R2 R3 -CH3 -CH3 -CH3 -H -CH3 -CH3 -H -H -H Tocoferóis
Figura 13: Formação do pristano através da oxidação e descarboxilação do tocoferol presente em ambientes de água doce. ADAPTADO: Rontani e Bonin (2011) [38].
É importante ressaltar que o fitol e tocoferol são abundantes em ambientes de água doce e que ambientes salinos são relacionados a uma grande população de organimos metanogênicos e halófilos [38]. Assim, podemos relacionar a razão Pr/F com o tipo de deposição da matéria orgânica que pode gerar o óleo. A razão Pr/F < 1 é característico de condições de deposição anóxicas, já a razão Pr/F > 1 indica ambientes deposicionais com maior condições óxicas. Valores abaixo de 0,8 são encontrados em ambientes com fontes carbonática ou hipersalina. Valores acima de 3,0 são indicativos da entrada de matéria orgânica terrestre. Óleos com valores para esta razão entre 0,8-3,0 podem ser considerados como óleos gerados ou mantidos em condições sub-óxicas. Contudo, esta razão deve ser analisada em conjunto com outros biomarcadores por apresentar modificação com o aumento da evolução térmica e biodegradação.
Outras razões como Pr/n-C17 e F/n-C18 támbem podem ser calculadas, mas apenas quando o óleo não é biodegradado, pelo fato dos microorganismos consumirem os n-alcanos primeiro.
1.1.3.2.2. -CAROTANO
O -carotano (peridro--caroteno) foi primeiramente identificado em xistos do Green River-Utah/USA em 1967 por Murphy et al. [39] e após sua descoberta foi encontrado em diversas fontes geológicas (sedimentos e petróleo). Watts e Maxwell (1977) [40] observaram que houve modificação e redução de alguns carotenóides durante a diagênese, principalmente com o aumento da sedimentação e temperatura
em sedimentos sob condições altamente anóxicas e marinha, mas relataram que o -carotano manteve-se estável sob estas condições.
Por serem encontrados em ambientes anóxicos, lacustres salinos ou em ambientes marinhos deltáicos onde organismos tais como algas unicelulares estão presentes, e estarem ausentes em ambientes de água doce, este composto pode ser considerado como um biomarcador de ambiente de deposição salina [17]. Óleos provenientes de origem marinha evaporítica foram relatados por apresentarem altas concentrações de -carotano e outros compostos em sua composição [41]. A Figura 14 mostra a estrutura química do -carotano que pode ser identificado pelo monitoramento do íon m/z 125 e tem seu íon molecular m/z 558 [42].
Figura 14: Estrutura química do -carotano e seu principal fragmento característico.
1.1.3.3. ESTERANOS
Derivados de esteróis provenientes da membrana lipídica de organismos eucarióticos principalmente plantas superiores e algas, os esteranos podem ser utilizados para investigação do ambiente de deposição de sedimentos ricos destes compostos, maturidade e biodegradação do óleo [43]. Os primeiros estudos sobre compostos esteroidais presentes em sedimentos aconteceram na década de 1950 com a identificação de esteranos C27 a C29 em extratos de solos e que posteriormente
foram encontrados no petróleo [44]. A Figura 15 exibe a estrutura das principais sub-famílias de esteranos (esteranos regulares, diasteranos e 4-metilesteranos) e que por apresentarem diversos centros quirais podem ocorrer com uma grande variedade de estereoisômeros.
Figura 15: Estrutura das principais famílias de esteranos (Esteranos regurales, diasteranos e 4 -metilesteranos).
Os esteranos podem ser identificados através do monitoramento do íon m/z 217 porém devido a quantidade de compostos que co-eluem, a identificação por meio de um espectrômetro de massas do tipo triploquadrupolo no modo MRM (monitoramento de reações multiplas) faz-se necessário para uma maior confiabilidade na identificação. A tabela 1 exibe os principais íons precursores e produtos monitorados para a identificação desta classe.
Tabela 1: Principais transições (íons precursores e íons produtos) utilizadas para a investigação e identificação de esteranos.
Compostos Íon precursor (m/z) Íon produto (m/z)
Esteranos C26 358 217 Esteranos C27 372 Esteranos C28 386 Esteranos C29 400 Esteranos C30 414 Metilesteranos C30 414 231
Por estarem presentes em diversos tipos de organismos e apresentarem variação na sua distribuição, os esteranos podem ser utilizados como biomarcadores de paleoambiente de deposição. Os esteranos regulares (por exemplo os 4-desmetil-esteranos) de C27 a C29 contribuem diferentemente na composição de alguns grupos
de organismos. Os fitoplânctons usualmente contém uma maior abundância de esteranos C28, também chamados de ergostanos, enquanto que zooplânctons são
ricos em esteranos C27 (colestanos) e plantas terrestres possuem maior quantidade
de esteranos C29 (estigmastanos) [41, 45]. Um gráfico térnário pode ser utilizado para
expressar a influência da distribuições dos esteranos em relação aos diversos paleoambientes de deposição (Figura 16).
Figura 16: Diagrama ternário que expressa a distribuição de esteranos em relação a fonte de organismos e os respectivos paleoambientes de deposição. ADAPTADO: Kilops (2005) e Huang et al. (1979) [41, 46]
Huang e Meinschein (1979) [46] propuseram que este diagrama poderia ser utilizado para diferenciar diversos ecossistemas e distinguir grupos de óleos brutos a partir de uma mesma rocha geradora. Entretanto, vale ressaltar que esta família também está sujeita a sofrer influência da evolução térmica.
Devido a elevada quantidade de centros assimétricos nos esterois, uma mistura complexa de vários estereoisômeros seria possível de ser encontrada, contudo, por causa da alta especificidade enzimática do colesterol, apenas um estereoisômero do colesterol existe em quantidades significativas em organismos vivos [41].
A principal configuração dos esteróides [8(H), 9(H), 10(CH3), 13(CH),
14(H), 17(H) 20R] (Figura 17) em organismos vivos pode sofrer alterações durante os processos de diagênese e catagênese mas o esqueleto carbônico é preservado com modificações para a mistura de configurações 20R e 20S esteranos (Figura 17).
Figura 17: Estruturas dos epímeros biológicos (20R) e geológico (20S) para o 5(H),14(H),17(H) C29 esterano.
A razão C29 20S/(20S + 20R) pode variar entre 0 até 0,5. Quando a janela
de geração do óleo entra em estado de equilíbrio ou seja, quando óleo atinge um estágio de maior evolução térmica, valores entre 0,52 a 0,55 são encontrados [17].
Além disso, outro parâmetro que pode ser utilizado é a análise da isomerização nos carbonos C5, C14 e C17. Assim, como os isômeros 20S e 20R, os
isômeros e sofrem também influência da elevada evolução térmica e por isso pode ser utilizada [47]. Valores da razão /( + ) entre 0,67-0,71 indicam que o óleo é termicamente evoluído e que a rocha geradora alcançou grau elevado na geração de óleo [31, 48].
1.1.3.4. HOPANOS
Os hopanos ou triterpanos pentacíclicos geralmente contém de 27 a 35 átomos de carbono em uma estrutura naftênica composta por quatro anéis de 6 membros e um anel de 5 membros. Estes compostos são produzidos por organismos e ocorrem principalmente em três formas estereoisoméricas: os 17,21(H)-hopanos (), os 17,21(H)-hopanos () e os 17,21(H)-hopanos () ou moretanos, constituintes comuns em petróleo e sedimentos [49] que são representados na Figura 18.
Figura 18: Configurações esteroisoméricas dos hopanos: 7,21(H)-hopanos () (A), os 17,21(H)-hopanos () (B) e os 17,21(H)-hopanos () ou moretanos (C)
O fingerprint desta família pode ser obtida através do monitoramento do íon m/z 191 ou com maior precisão via análise por GC-MS/MS no modo MRM através do monitoramento das principais transições apresentadas na Tabela 2, podendo estender-se até 35 átomos (Homoopanos C35 detecdaos pela transição m/z 468 >
191).
Tabela 2: Principais transições por MRM para a análise dos principais composto da família de hopanos. Compostos Íon precursor (m/z) Íon produto (m/z)
Trisnoropanos C27 370
191 Bisnoropanos C28 384
Hopanos C30 412
Homoopanos C31 426
As bactérias que degradam os precursores e formam esta família podem produzir compostos com 27 a 35 átomos de carbono. As estruturas que apresentam 30 carbonos são consideradas hopanos, as que perdem grupos metílicos levam a denominação de norhopanos, como exemplo o 25,28,30-trisnorhopano que perderam três grupos metílicos (25, 28 e 30) localizados ligados aos carbonos C8, C10 e C22. Por
outro lado, os hopanos que apresentam em sua estrutura mais que 30 átomos de carbono levam em seu nome o prefixo homo- como os homohopanos C31. Além disso,
a configuração - e - também são utilizadas devido alguns carbonos apresentarem centros assimétricos com outros grupos funcionais que estão para baixo ou para cima do plano do anel.
Um dos maiores precursores dos hopanos em sedimentos e petróleo bruto é a bacteriohopanotetrol que apresenta estereoquímica (Figura 19). Esta estereoquímica (configuração biológica, é principalmente encontrada em
sedimentos com baixa evolução térmica e em consequência de ser termicamente instável, e sua abundância decresce rapidamente com a conversão para as configurações - e -hopanos (mais estáveis) [17, 31]. A Figura 19 apresenta a transformação da bacteriahopanotetrol (encontrada em camadas lipídicas em organismos procariontes) no hopano de configuração biológica (22R) e que devido a sua elevada instabilidade é convertido em configurações geológicas (- e ) encontradas em rochas geradoras e petróleo bruto [50].
Figura 19: Transformação da bacteriohopanotetrol no hopano de configuração biológica e em seguida a sua transformação nas configurações geológicas presentes em óleos brutos e rochas geradoras. ADAPTADO: Peters et al. (2005) [31] e Farrimond et al. (1996) [50].
Os hopanos podem ser encontrados em óleos de diferentes origens contudo, óleos de origem lacustre apresentam alta intensidade destes compostos quando comparado a óleos de origem marinha. A razão esteranos regulares/hopanos, que consiste nos compostos esteranos C27, C28 e C29 (20R e 20S) e (20R e
de matéria provenientes de organismos eucarióticos (plantas terrestres e algas) ou de organismos procarióticos (bactérias) em rochas e petróleo bruto. Em geral, altas concentrações de esteranos e razões de esteranos/hopanos maior ou igual a 1 são característicos de matéria orgânica marinha com maior contribuição de plânctons e/ou algas bentônicas, do mesmo modo, altas concentrações de hopanos e baixa razão esterano/hopanos podem sugerir a entrada de matéria orgânica terrígena e/ou microbiológica.
Além desta razão, outros compostos como os desmetilados 17-22,28,30-trisnorhopano (Ts) e 18-22,29,30-17-22,28,30-trisnorhopano (Tm) podem ser aplicados para indicar a evolução térmica dos óleos.
Durante a catagêne, o composto Tm é menos estável que o Ts, e assim é possível calcular as razões Ts/Tm e Ts/(Ts+Tm) utilizada principalmente para óleos provenientes da mesma fonte. Devido a baixa estabilidade do Tm em relação o Ts, é possível sugerir que óleos com alta evolução térmica apresentem uma maior concentração do composto mais estável, enquanto que petróleos com baixa evolução térmica apresenta uma maior concentração do composto metaestável em relação ao mais estável. Contudo, estas razões precisam ser analisadas com cautela, pois pode haver modificações devido a biodegradação. A estrutura dos compostos Ts e Tm são apresentados na Figura 20 e estes podem ser melhor identificados através da transição m/z 370 > 191 por GC-MS/MS.
Figura 20: Estruturas do 17(H)-22,29,30-trisnorhopano (Tm) e 18(H)-22,29,30-trisnorneohopano (Ts).
