Determinación de tipo y concentración de petróleo utilizando espectrometría FTIR.

Abstract

En México, el desarrollo de la industria petrolera ha generado un impacto negativo al ambiente, que no ha sido posible medir debido a la gran variedad de productos que se generan desde la explotación hasta la refinación del petróleo (Ortinez et al., 2003). Estos impactos son ocasionados entre otras causas, por derrames que afectan a varios componentes de los ecosistemas ubicados alrededor de las instalaciones (García-López, et al., 2006). Aunado a lo anterior, la falta de métodos rápidos y confiables para determinar las propiedades del petróleo implica considerables pérdidas materiales y económicas durante el transporte y procesamiento (Filgueiras et al., 2014), así como en la gestión de sitios contaminados y el seguimiento de los procesos de remediación de suelos (Morales-Bautista et al., 2016). La diferencia en la composición química entre los variados tipos de petróleo, ha llevado a desarrollar diversos métodos analíticos de caracterización y clasificación (Garmarudi et al., 2019), con el propósito de medir características específicas que ayuden a la rápida toma de decisiones. El suelo es uno de los componentes más afectados por los derrames (Serrano et al., 2013), por lo que surge la necesidad de evaluar la contaminación por petróleo en éste componente con técnicas rápidas, precisas, in situ, y con relaciones costo-beneficio aceptables, así como novedosas y reproducibles analíticamente (Chakraborty et al., 2010), para facilitar los procesos de evaluación de riesgos y para ayudar en la gestión de contaminantes y remediación (Webster et al., 2016, Morales-Bautista et al., 2016). Para caracterizar el petróleo y sus derivados se han aplicado ampliamente una gran cantidad de técnicas analíticas como la cromatografía líquida, la resonancia magnética nuclear, la espectrometría de masas y la espectroscopía de fluorescencia (Meléndez et al., 2012). Estas técnicas involucran una separación previa de las cuatro fracciones constituyentes de los hidrocarburos, conocidas como SARA (saturados, aromáticos, resinas y asfaltenos), por lo que implican el uso de grandes cantidades de muestra, solventes y otros reactivos, así como altos costos de operación (Quintero et al., 2014). Igualmente, implican tiempos de análisis largos y se genera una cantidad considerable de residuos. Entre los métodos alternativos para evaluar las características del petróleo se ha empleado la espectrometría infrarroja con transformadas de Fourier (FTIR, por sus siglas en inglés) para diferentes aplicaciones de análisis, cualitativos (Filgueiras et al., 2014; Guzmán et al., 2020), cuantitativos (Aske et al., 2001; Webster et al., 2016), de origen (Garmarudi et al., 2019) y de calidad (Abbas et al., 2012; Lis et al., 2005). Cualitativamente, la relación entre los índices de longitud de cadenas y aromaticidad del petróleo medidos por espectrometría FTIR han mostrado una relación fuerte con otro parámetro, la gravedad API (Pasquini y Bueno, 2007; Quintero et al., 2014), la cual está relacionada a muchas propiedades del petróleo crudo y se emplea ampliamente en la industria para estimar las propiedades valorables tales como la cantidad de gasolinas y destilados medios en procesos de refinación, el contenido de azufre, asfaltenos y viscosidad (Filgueiras et al., 2013), que tienen importancia ambiental por el impacto que ocasionan en derrames en agua y suelo (Udoetok & Osuji, 2008). La gravedad API también conocida como densidad API o grados API, tiene una relación directa con la gravedad específica (densidad) del petróleo. La técnica convencional para la medición de los grados API es el método ASTM D6822-02 conocido como el “método del termohidrómetro”, que es práctico cuando el petróleo es fluido a temperatura ambiente. Otro método utilizado principalmente para petróleos que no son fluidos a temperatura ambiente, es el del picnómetro de Gay Lussac. Y recientemente, se desarrolló un método alternativo, llamado dilución – extrapolación (Morales-Bautista et al., 2016). Por otra parte, los grupos funcionales medidos por espectrometría FTIR están relacionados con el origen tanto geográfico (Garmarudi et al., 2019) como geológico (Sharma et al., 2009) del petróleo. El petróleo y sus derivados contienen un grupo específico de hidrocarburos que se conocen como biomarcadores que llevan la información de su fuente u origen geográfico y el pasado geológico (Sharma et al., 2009). Lo anterior debido a que, como mencionan Tissot & Welte (1984), la clasificación de los petróleos crudos de acuerdo con su origen (y pureza), se basa en su contenido de parafinas, naftenos y compuestos aromáticos (hidrocarburos aromáticos más resinas y asfaltenos). Estos investigadores señalan dos orígenes geológicos principales del petróleo: los derivados de materia orgánica no-marina (lacustre/palustre), y los derivados de materia orgánica marina (marina/estuarina). Aunque hay un poco de traslape en sus características, en general, los petróleos de origen no-marino tienen mayor cantidad de parafinas (alta calidad) y menor cantidad de polares/resinas e hidrocarburos aromáticos (estos compuestos también se asocian típicamente con aceites pesados y degradados). La espectrometría FTIR también se ha utilizado ampliamente para cuantificar la concentración de hidrocarburos tanto en suelo como en agua (Okparanma et al., 2013; Webster et al., 2016). Aunque existen diferentes bandas en las que los grupos funcionales característicos del petróleo se expresan en el espectro infrarrojo, es en la región del infrarrojo medio (3000-2600 cm 1 ), en donde se ha identificado un intervalo sensible a la concentración de hidrocarburos totales del petróleo, y donde se minimizan las interferencias de la materia orgánica natural del suelo y los carbonatos (Forrester et al., 2012). La ventaja de utilizar la técnica de espectrometría FTIR para estimar la gravedad API, el origen, la integridad y la concentración del petróleo radica en que podrían analizarse muestras de petróleo muy pequeñas, que son difíciles de obtener en estado libre en sitios contaminados muy antiguos, y que, por lo tanto, no sería factible medir con los métodos convencionales. La mayoría de las investigaciones han quedado al nivel de análisis de las relaciones entre las características del petróleo y el resultado del análisis infrarrojo, y en el estudio individual de las bondades de la espectrometría FTIR para la estimación de un parámetro específico. Por lo que es importante desarrollar modelos estimativos integrales que abarquen la mayor cantidad de características y validarlos para su posterior aplicación. Debido a lo anterior, surgió el interés de evaluar sistemáticamente la técnica de espectrometría infrarroja, para desarrollar un método integral que permita determinar los grados API, el origen y la integridad del petróleo, además de cuantificar la concentración de HTP en extractos, a través de la relación que estos parámetros pueden tener con algunos grupos funcionales específicos en muestras de campos petroleros de la región sur de México.