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Author: search.filters.author.Vargas, Walter

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    Estudio comparativo de biomarcadores a partir de crudos provenientes de la Cuenca Austral y del Golfo
    (2019) Tomas, Germán; Vargas, Walter; Acuña, Adrian
    El petróleo o “aceite de roca” es un recurso no renovable que se puede separar en 4 grandes fracciones (alifáticos, aromáticos, resinas y asfáltenos). Las dos primeras fracciones contienen moléculas específicas de importancia para la Geoquímica Orgánica conocidas como “Biomarcadores”. El objetivo de este trabajo fue determinar los perfiles de biomarcadores (isoprenos, hopanos y esteranos, etc) para dos muestras de crudo pertenecientes a la Cuenca Austral (CA) y dos a la Cuenca del Golfo (CG). Para tal fin las muestras de crudo fueron sometidas a una separación de sus fracciones alifáticas y aromáticas por cromatografía en columna de sílica gel y los extractos obtenidos fueron analizados por separado por cromatografía gaseosa con detección de masas estudiando los iones característicos para los diferentes compuestos de interés. Con los datos obtenidos se calcularon diferentes relaciones de diagnóstico como ser Pr/Fi, Pr/n-C17, Fi/n- C18, Ts/Tm, entre otros. Los resultados mostraron como a partir del estudio de biomarcadores pueden establecerse diferencias entre las muestras a nivel de una misma cuenca y más aún si se hace entre cuencas. Las muestras de la CG se caracterizaron por un ambiente deposición más anóxico, mayores niveles de biodegradación del crudo y un aporte de materia orgánica predominantemente marino ya que la relación Pr/Fi fue cercano a 1; en el caso de las relaciones Pr/n-C17 y Fi/n-C18 los valores se ubicaron por encima de 0,5 y en estas muestras se detectó la presencia de metilesteranos (S30). Como conclusión podemos destacar que el estudio de los biomarcadores constituye una poderosa herramienta para caracterizar un yacimiento a partir de muestras obtenidas de él, y que como aspecto secundario esto permite marcar las diferencias existentes ellas.
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    Evaluación geoquímica por biomarcadores del yacimiento del Mosquito de la cuenca Austral de la patagonia argentina
    (2020) Tomas, Germán; Vargas, Walter; Acuña, Adrian Javier
    En el petróleo existe un grupo de moléculas conocidas como biomarcadores capaces de permanecer estables durante las agresivas condiciones en las que aquel se forma. El objetivo de este trabajo fue analizar los biomarcadores de cuatro muestras de crudo extraídas del yacimiento Del Mosquito, que permite una caracterización profunda de los mismos respecto a la materia orgánica que los formó, la litología y ambiente de sedimentación de la roca generadora, y la evolución térmica. Para tal fin, se analizaron los perfiles de biomarcadores por GC/MS a partir de sus fracciones alifáticas y aromáticas previa separación por cromatografía en columna. Parámetros específicos tales como P/F, P/n-C17, F/n- C18, T24/T23, T26/T25 y H29/H30 indican que el crudo del yacimiento Del Mosquito parece haberse generado de materia orgánica tipo II-III (mixta), asociada a una roca madre siliclástica en ambientes de sedimentación marinos con moderada concentración de oxígeno, y en la ventana de generación del crudo. Estos resultados obtenidos se corresponden con la composición particular de la Formación Springhill de la Cuenca Austral de la cual provienen los crudos.
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    Crude oils from Austral and Golfo San Jorge Basins. Similarity and differences based on biomarker ratios
    (2021-01) Tomas, Germán; Vargas, Walter; Acuña, Adrian Javier
    Biomarker profiles are characteristic of oils. The goal of this study was to evaluate the biomarkers in oil samples using geochemical analysis. Oil samples were obtained from Austral Basin and Golfo San Jorge Basins. Specifically, aliphatic and aromatic fractions were analyzed by Gas Chromatography coupled to Mass Spectrometry. Biomarker ratios were calculated for isoprenoids, terpanes and steranes to correlate the organic matter precursor, deposition environment and source rock to differentiate distinct crude oil sources. Based on the specific parameters, crude from the Austral Basin appears to have been generated from organic matter types II-III (mixed), in deposition environments with moderate oxygen concentration, associated with a siliciclastic lithology and a moderate to high thermal maturity. On the contrary, the crude oils from the Golfo San Jorge Basin displayed biomarkers profiles characteristics of a type II (marine) kerogen, corresponding to an anoxic deposition environment, carbonated lithology and low thermal maturity.
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    Caracterización y estabilidad ambiental de biomarcadores en petróleo de la provincia de Santa Cruz
    (2018-10) Tomas, Germán; Acuña, Adrian; Vargas, Walter
    La química del petróleo está asociada inherentemente a la materia orgánica de la que proviene. Esta herencia orgánica está reflejada principalmente en unos constituyentes del petróleo que se conocen como biomarcadores, compuestos que pueden ligarse de forma directa con sus precursores biológicos y cuyo esqueleto (base de carbonos e hidrógenos) se preserva de tal forma que es reconocible a pesar de haber estado sometida a altas presiones y temperaturas (Wang et al.,1999). Debido a la variedad de condiciones geológicas y edades bajo las cuales se forma el petróleo, cada tipo de crudo exhibe una huella “biomarcadora” (protobiogénica) única que lo identifica. Con la determinación de los biomarcadores se busca identificar los yacimientos ubicados en la Provincia de Santa Cruz y generar una base de datos de los mismos, lo que permitiría caracterizarlos íntegramente (madurez térmica, roca madre, ambiente de deposición, materia orgánica) y facilitar cualquier tema legal-ambiental en el que estén implicados como los derrames accidentales o intencionales de crudo y/o combustibles o el hurto de los mismos de las zonas de carga.