Biodegradación del Petróleo Procesos Naturales en los Reservorios

El petróleo, formado a partir del craqueamiento térmico del querógeno, es una mezcla compleja de hidrocarburos alifáticos, aromáticos y nafténicos, además de otros compuestos conteniendo azufre, oxígeno, nitrógeno y constituyentes organometálicos complejados con níquel y vanadio.⁽¹⁾ De entre estos compuestos se destacan los biomarcadores ó fósiles geoquímicos originados de organismos vivos, ^(2-4) que son clasificados como alcanos lineales, alcanos ramificados, isoprenoides, cicloalcanos, terpenos, esteranos y aromáticos. Los terpenos pueden ser bi-, tri-, tetra- y pentacíclicos (hopanos y no hopanoides). El estudio de estos compuestos es de gran relevancia para la industria del petróleo porque proveen informaciones sobre el origen, ^{(2, 5, 6)} ambiente deposicional, ^{(3, 7, 8)} evolución térmica ^(8-10) e índice de biodegradación.⁽²⁾

Durante el proceso de migración, el petróleo puede sufrir alteraciones en su composición debido a la geocromatografía, a la solubilización en el agua (water washing), a cambios de la fase, a la extracción de materia orgánica presente en las rocas por donde pasa y/o a la biodegradación.⁽¹¹⁾ La biodegradación es un proceso de alteración del óleo crudo por diferentes microorganismos.^{(12, 13)} La ocurrencia de petróleo biodegradado está vinculada a determinadas condiciones geológicas y geoquímicas que permiten mejorar la vida microbiana, tales como las existentes en la interface óleo-agua en un reservorio de petróleo.⁽¹⁴⁾ De acuerdo con Huang et al.,⁽¹⁵⁾ la difusión de los hidrocarburos de la columna de óleo para la zona de contacto óleo-agua puede controlar y limitar los procesos de biodegradación. Al inicio del proceso, los hidrocarburos son utilizados por los microorganismos como fuente de energía (donadores de electrones), mientras que los nutrientes (oxígeno molecular, nitratos, sulfatos ó ión férrico) son necesarios como receptores de electrones para la actividad microbiana. Al final del proceso de biodegradación los hidrocarburos son transformados en metabolitos, tales como ácidos orgánicos y/o CO₂,⁽¹⁶⁾ llevando a una disminución del tenor de hidrocarburos saturados y del grado API (American Petroleum Institute) y a un progresivo aumento del contenido de asfaltenos, de algunos metales, de la densidad, del tenor de azufre, de la acidez (formación de ácidos carboxílicos y fenoles) y de la viscosidad. Esa alteración en las características del petróleo afecta a la producción y eficiencia del refino,⁽¹⁷⁾ aumentando los costos del proceso. La Figura 1 presenta un mecanismo esquemático de biodegradación dentro de un reservorio de petróleo y a los cambios en el grado API a lo largo del proceso.

Miiller et al.⁽¹⁸⁾ encontraron algunas alteraciones en las propiedades de petróleos de Oklahoma con el aumento de los niveles de biodegradación, como muestra la Tabla 1. Las propiedades físico-químicas del petróleo cambian, porque las diferentes clases de compuestos que lo constituyen tienen susceptibilidades diferentes a la biodegradación. Larter et al.⁽¹⁹⁾ estiman que los óleos altamente biodegradados pierden en el orden del 50% de su masa inicial.

Condiciones necesarias para que pueda ocurrir la biodegradación
La mayor parte del petróleo del mundo es total ó parcialmente biodegradado en reservorios y este proceso puede llevar millones de años para suceda.⁽²⁰⁾ Para tener una mejor idea de los mecanismos de biodegradación del óleo es necesario utilizar condiciones ideales para que el proceso suceda en intervalos cortos de tiempo, si se compara con el tiempo geológico.^{(12, 13, 21)} En general, para que ocurra la biodegradación del petróleo es necesario:⁽²²⁾

• la presencia de aceptores de electrones (por ejemplo: oxígeno molecular, nitratos, sulfatos, iones férricos) y nutrientes inorgánicos (por ejemplo: fósforo, trazas de metales), necesarios en el inicio del proceso y para el mantenimiento de los microorganismos, respectivamente;
• la roca generadora debe tener la porosidad y la permeabilidad suficiente como para permitir la difusión de los nutrientes y la movilidad de los microorganismos. Las rocas con baja porosidad y permeabilidad, con granos pequeños y sin fracturas, dificultan la difusión de los nutrientes y la movilidad microbiana, y como consecuencia, poseen óleos menos biodegradados;
• la temperatura del reservorio no debe sobrepasar los ~80ºC. Considerando el gradiente geotérmico típico (25-30 °C/km), esa temperatura es alcanzada aproximadamente a los 2-3 km de profundidad;⁽¹⁶⁾
• la salinidad del agua de formación debe estar en el rango de 100-150 ‰.⁽²⁰⁾ Los óleos en los reservorios de petróleo con mayor salinidad son típicamente no biodegradables;
• la presencia de microorganismos capaces de degradar los componentes del petróleo;
• la ausencia de "venenos naturales", esto es, de microorganismos no biodegradantes de hidrocarburos, que son tolerantes a las condiciones de los reservorios y que inhiben y/o limitan el crecimiento y actividad enzimática de los microorganismos degradadores del petróleo.⁽²³⁾

Si todas estas condiciones están presentes, el petróleo es alterado por los microorganismos llevando a una disminución de su calidad.

Aceptores de electrones y nutrientes inorgánicos
Uno de los factores primordiales para que suceda la biodegradación es la presencia de aceptores de electrones y nutrientes adecuados para mantener activos los microorganismos de las diferentes especies. Los microorganismos aerobios necesitan de la presencia del oxígeno molecular (condiciones óxicas) para su crecimiento y para convertir los hidrocarburos en CO₂, H₂O y biomasa. Los microorganismos facultativos pueden crecer en la presencia (aerobiosis) ó ausencia (anaerobiosis, fermentación) de oxígeno^{(22, 24, 25)} (condiciones anóxicas). Los anaerobios estrictos utilizan diferentes aceptores, como nitratos (NO₃^-), sulfatos (SO₄^2-) e iones férricos (Fe³⁺) para metabolizar los hidrocarburos. Otros anaerobios (aerotolerantes) crecen en presencia de concentraciones-trazas de oxígeno disuelto, pero no utilizan este gas metabólicamente.^{(25, 26)} Además de eso, existen aquellos microorganismos que requieren aceptores de electrones específicos, como los fermentadores ó acetogénicos que utilizan acetatos (CH₃COO^-) para convertir a los hidrocarburos en CH₄ y CO₂.⁽²⁵⁾ La Tabla 2 muestra algunos microorganismos, sus aceptores de electrones y los principales productos generados a partir de la biodegradación de los componentes del petróleo.⁽²⁷⁾

En la ausencia de aceptores de electrones, tales como sulfato y nitrato, los hidrocarburos son transformados en productos finales (CH₄ y CO₂) a través de la interacción de varios grupos de microorganismos como, por ejemplo, bacterias fermentativas, acetogénicas productoras de hidrógeno, metanogénicas hidrogenotróficas y acetoclásticas (Figura 4).^{(28, 29)}

Los nutrientes inorgánicos, tales como el nitrógeno (N) y fósforo (P), son esenciales en la biosíntesis de las proteínas, ácidos nucléicos y fosfolípidos, y trazas de metales, como molibdeno (Mo), cobalto (Co) y cobre (Cu), son importantes en las reacciones enzimáticas. Algunos de esos nutrientes son incorporados en la matriz de la roca generadora de petróleo durante la diagénesis (degradación bioquímica ó térmica de la materia orgánica para generar petróleo) ó a través de la alteración secundaria (water washing ó biodegradación) y migran para la roca reservorio volviéndose uno de sus componentes.^{(30, 31)} Tanto los nutrientes inorgánicos, como algunos metales pueden limitar el proceso de biodegradación del petróleo.⁽²¹⁾

Influencia de la temperatura y la presión en la biodegradación del petróleo
La temperatura óptima para que suceda la biodegradación del petróleo, en el reservorio, es aproximadamente 60-80ºC,^{(22, 32)} Sin embargo, las simulaciones en laboratorio indican que la biodegradación de los hidrocarburos sucede por la acción de los microorganismos que crecen a diferentes temperaturas, tales como, psicrofílicos (0-25ºC), mesofílicos (30-40ºC) y termofílicos (50-60ºC).⁽²⁵⁾ Walker y Colwell(33) demostraron la biodegradación de alcanos por microorganismos obtenidos a partir del agua de formación y sedimentos, en el rango de temperatura entre 0-10ºC, mientras que Rueter et al.⁽³⁴⁾ aislaron una BRS termofílica que biodegrada al alcano a temperaturas superiores a los 60ºC. La influencia de la temperatura en la biodegradación de hidrocarburos depende, por lo tanto, del tipo de microorganismo y de las condiciones utilizadas en el proceso.

Vale destacar que no todas las acumulaciones de óleo, a temperaturas inferiores a 80ºC, son biodegradadas. Wilhelms et al.^{(35, 36)} sugirió que si un reservorio de óleo fuese calentado a más de 80ºC en cualquier momento desde su deposición, sucedería la "paleo-pasteurización" ó "esterilización" del óleo, provocando la mortalidad de los microorganismos biodegradantes, y como consecuencia, aunque la temperatura sea nuevamente inferior a los 80ºC, el petróleo no sería biodegradado. Por lo tanto, los reservorios de óleo que sufrieron una elevación significativa de la temperatura pueden contener petróleo no biodegradado, aún poseyendo bajas profundidades y temperatura, pues la "recolonización" por las bacterias del óleo "esterilizado" en el reservorio, usualmente no sucede.

Al contrario de la temperatura, la presión del reservorio no es un factor limitante para el crecimiento microbiano.⁽²²⁾ Moldowan et al.⁽³⁷⁾ analizaron los óleos biodegradados en los reservorios a 2500 m en la Cuenca Adriática Central (Italia y Yugoslavia), mientras que Walters(38) estudió óleos altamente biodegradados en reservorios de aguas profundas a 4000 m en el Sur de la Cuenca del Mar Cáspio (Azerbayán). En ambos casos, la biodegradación sucedió con geopresiones diferentes y temperaturas inferiores a 80ºC.

Microorganismos involucrados en el proceso de biodegradación del petróleo
Desde el inicio de la producción comercial del petróleo, los geoquímicos se han encontrado con problemas relacionados con la presencia de microorganismos en los reservorios.⁽³⁹⁾ Los microorganismos, además de consumir los hidrocarburos, son también citados como los grandes responsables por la corrosión de los equipamientos y tanques de stock, debido a los subproductos originados de la biodegradación.⁽⁴⁰⁾

Los microorganismos involucrados en el proceso de biodegradación aún son objetos de discusiones contradictorias, debido a que se atribuye la degradación tanto a los aerobios,^(39-41) como a los anaerobios.^(42-44) Aquellos que defienden la acción de los microorganismos aerobios (condiciones óxicas) asumen que la temperatura, durante el proceso está entre 60-80ºC e involucra la incursión de aguas meteóricas que contienen el oxígeno y los nutrientes necesarios para la mantenimiento de estos microorganismos dentro del reservorio,⁽³²⁾ mientras que aquellos favorables a la degradación anaerobia (condiciones anóxicas) indican que la demanda de oxígeno en el reservorio es insuficiente para mantener los aerobios activos y, por lo tanto, los microorganismos que degradan el petróleo son estrictamente anaerobios, degradando los componentes del petróleo más lentamente.^{(36, 44, 45)}

Sin embargo, existen evidencias científicas que indican que estos dos grupos de microorganismos biodegradan el petróleo a través de la acción sinérgica en tiempos geológicos diferentes, donde uno complementa el otro sin superposición.^{(23, 24, 46)} Los componentes del petróleo y otros metabolitos que son recalcitrantes para los aerobios presentes en el reservorio, son fácilmente biodegradados por los anaerobios y, por otro lado, aquellos que son de difícil degradación por los anaerobios, pueden ser completamente biodegradados por los aerobios.^{(23, 24)}

Cambios en la composición química del petróleo (n- alcanos y compuestos aromáticos)
De la literatura se conoce que la biodegradación microbiana afecta significativamente a la composición molecular y a las propiedades físicas del petróleo bruto, llevando a una disminución de los compuestos de bajo peso molecular, presentes en las fracciones saturada y aromática, y a un aumento de la fracción polar (fracción asfalténica)^{(18, 21, 22, 46-49)} (Figura 1 y Tabla 1). Esos cambios suceden debido a la remoción casi secuencial y sistemática de los compuestos presentes en el petróleo, comenzando por los hidrocarburos más ligeros (C₆ a C₁₅) hasta aquellos más resistentes al ataque microbiano (ex.: diasteranos, dia-hopanos).⁽²⁴⁾

Los hidrocarburos son preferencialmente removidos durante la biodegradación inicial, pero compuestos conteniendo azufre (tioles, disulfuros, tioalcanos), nitrógeno (carbazoles) y oxígeno (furanos) también pueden ser biodegradados, generando nuevos compuestos como ácidos saturados, aromáticos, cíclicos y acíclicos y fenoles.⁽²⁰⁾

La microbióta presente en los reservorios de petróleo posee capacidad enzimática y preferencias metabólicas diferenciadas para degradar esos componentes. Unos degradan preferencialmente alcanos normales, ramificados ó cíclicos, otros prefieren mono ó poliaromáticos y existen aún aquellos que degradan tanto a los alcanos como aromáticos.⁽¹⁴⁾

La principal vía metabólica de biodegradación de hidrocarburos por microorganismos aerobios ya está bien establecida en la literatura y puede suceder en la porción terminal y/o subterminal de la cadena carbónica.^{(25, 50, 51)} Los n-alcanos de cadenas largas (C₁₀-C₂₄) son más rápidamente degradados a partir de la porción terminal, mientras que los n-alcanos de cadenas menores que C10 son tóxicos para la mayoría de los microorganismos y su oxidación es iniciada por la porción subterminal de la cadena.

La etapa inicial del proceso de biodegradación es la oxidación del substrato por oxigenasas, con la utilización del oxígeno molecular como aceptor de electrones. La oxidación terminal se inicia con la formación de un alcohol primario. Luego de la etapa inicial, el alcohol es oxidado, por acción de las enzimas alcohol y aldehído deshidrogenasas, a los correspondientes aldehído y ácido carboxílico, respectivamente. El ácido carboxílico, por su parte, es utilizado como substrato para acil-CoA sintetasa y es posteriormente biodegradado por el proceso de β-oxidación. Los n-alcanos de cadenas menores son oxidados subterminalmente (1º carbono secundario de la cadena del n-alcano), formando alcohol secundario, cetona, éster y ácidos carboxílicos, que son posteriormente biodegradados por el proceso de β-oxidación (Figura 2).

La biodegradación de compuestos aromáticos por microorganismos aerobios también es iniciada por la acción de oxigenasas (mono- ó dioxigenasas) que promueven la oxidación del substrato formando dioles, seguida de clivaje del anillo y la formación de catecol que, posteriormente, es degradado formando diferentes intermediarios, como acetaldehído, piruvato y succinato^(52-54) (Figura 3).

El conocimiento de las rutas de biodegradación para anaerobios, sin embargo, es limitado. Bajo condiciones anóxicas, los compuestos orgánicos son sucesivamente oxidados, ó sea, los productos de cada etapa de oxidación actúan como substratos en las etapas siguientes, hasta que la materia orgánica sea completamente degradada a biogás.⁽⁵⁵⁾

Existen varios relatos sobre la oxidación de hidrocarburos con culturas puras de bacterias reductoras de sulfato (BRS) en condiciones estrictamente anaerobias,^{(34, 56-58)} denitrificantes⁽⁵⁹⁾ y metanogénicas.⁽⁶⁰⁾ Las BRS y denitrificantes utilizan sulfatos y nitratos, respectivamente, como aceptores de electrones para biodegradar hidrocarburos, análogo al oxígeno molecular en la biodegradación aerobia.⁽⁵¹⁾ Ya las bacterias metanogénicas que metabolizan hidrocarburos ó en la ausencia de aceptores de electrones, convirtiéndolos a metano y CO₂, ó en la presencia de CO₂, convirtiendo los hidrocarburos para CH₄.⁽⁶¹⁾ Existen también las bacterias anaerobias acetogénicas que consumen los hidrocarburos generando acetato y H₂⁽⁶²⁾ (Figura 4).

Los mecanismos de biodegradación anaerobia de hidrocarburos utilizando consorcios de microorganismos y bacterias aisladas son bastante estudiados, pero poco entendidos. En general, dos mecanismos de activación, tanto para los alcanos como para los aromáticos, han sido propuestos: el primero involucra la activación del carbono subterminal del hidrocarburo y adición de fumarato, mientras que el segundo involucra la carboxilación del hidrocarburo en la posición C-3.^{(22, 45, 51, 57, 62, 63)} Ambos caminos pueden suceder simultáneamente en consorcios de BRS (Figura 5).

Cuando la biodegradación sucede a través del primer mecanismo de activación, el hidrocarburo es adicionado al doble enlace del fumarato vía átomo de carbono subterminal, generando ácidos grasos lineales y ramificados y succinatos substituidos.^{(64, 65)} Los ácidos grasos lineales generados con números pares de carbono provienen de n-alcanos también con números pares de carbono y los ácidos grasos con números de carbono impares son generados a partir de n-alcanos con números impares de carbono. En el segundo mecanismo sucede una formación apenas de ácidos grasos lineales, pero los n-alcanos pares generan los ácidos grasos impares y viceversa (Figura 5).

La Tabla 3 presenta algunas bacterias con metabolismo aerobio y anaerobio, que son capaces de utilizar hidrocarburos como fuente de carbono.

Compuestos biomarcadores
Los biomarcadores mas comúnmente analizados en el petróleo pertenecen a las clases de los terpenos tricíclicos, pentacíclicos (hopanos) y de los esteranos.

En los reservorios, los terpenos tricíclicos (TT) C₁₉-C₄₅ son altamente resistentes a la biodegradación, removidos luego de los hopanos⁽⁶⁶⁾ y al mismo tiempo en que los diasteranos,⁽⁶⁷⁾ pero algunas excepciones fueron observadas utilizando experimentos en el laboratorio con culturas aerobias.^{(23, 24)} Estudios recientes reportaron la remoción de TT antes de los hopanos, con la degradación preferencial de ambos epímeros R y S para TT C₂₈ en relación al TT C₂₉.^{(24, 68, 69)}

El mecanismo de degradación de los hopanos, 25-nor-hopanos y esteranos, tanto en los reservorios como en escala de laboratorio, involucra muchas discusiones. Algunos estudios con óleos severamente biodegradados en el reservorio muestran que los hopanos son removidos antes de los esteranos, con formación de 25-nor-hopanos.⁽⁷⁰⁾ Por otro lado, existen algunos relatos, también con óleos severamente biodegradados en el reservorio, indicando que los hopanos son removidos luego de la casi total degradación de los esteranos, sin formación de los 25-nor-hopanos.⁽³⁾ Como ejemplos, óleos del oeste de la Siberia, severamente biodegradados, mostraron la degradación de 17α(H)-hopanos con enriquecimiento de 25-nor-hopanos y sin la degradación de esteranos.⁽⁷¹⁾ Existen, también, ejemplos de petróleo donde la degradación de los hopanos y esteranos sucedió simultáneamente, como es el caso de las muestras de asfaltos de Malagasy que presentaron 17α(H)-hopanos, 25-nor-hopanos y esteranos parcialmente degradados.⁽⁷²⁾ En escala de laboratorio, la susceptibilidad de biodegradación de estos biomarcadores depende de las condiciones del experimento y, también, de la población microbiana utilizada.^{(23, 24, 44)} Por ejemplo, bajo condiciones aerobias, Bost et al.⁽⁶⁹⁾ mostró que los hopanos son degradados sin la producción de 25-nor-hopanos ó degradación de esteranos.

Existe una gran cantidad de microorganismos descriptos en la literatura que poseen capacidad enzimática para biodegradar biomarcadores del petróleo.^{(24, 76)} Entre estos, se citan como ejemplos, los aerobios pertenecientes a los géneros Achromobacter, Bacillus, Brevibacterium, Mezorhizobium y Bordetella, descriptos en la literatura como degradadores de hidrocarburos y/o asociados a ambientes contaminados con óleo^(73-75) y algunos anaeróbios facultativos pertenecientes a los géneros Bacillus y Acinetobacter, entre otros, conocidos por la capacidad de utilizar hidrocarburos como fuente de carbono directamente⁽⁷⁶⁾ ó por utilizar los metabolitos producidos por otras bacterias, cuando están en consorcios.⁽⁷⁷⁾

Uno de los principales productos generados a partir de la biodegradación de los terpenos tricíclicos, hopanos y esteranos son sus correspondientes ácidos terpanoicos tricíclicos, hopanoicos y esteranoicos.^{(78, 79)} Esos ácidos son comúnmente derivatizados a los correspondientes ésteres metílicos y reducidos a hidrocarburos, para ser analizados por cromatografía gaseosa acoplada a la espectrometría de masas. La Figura 6 presenta algunos de esos ácidos ya detectados en muestras de petróleo.

Los estudios de los componentes ácidos correlacionados con los de la fracción neutra en muestras de óleos y sedimentos, constituyen un campo vasto no totalmente explorado y puede ser utilizado para un mejor entendimiento de los procesos que envuelven la generación, migración y biodegradación de esas muestras.⁽⁸⁰⁾ Los óleos crudos inmaduros, óleos biodegradados, fracciones y óleos pesados, así como las aguas generadas en la extracción del óleo crudo y betún, provenientes de varias partes del mundo, frecuentemente presentan ácidos orgánicos de ocurrencia natural en su constitución.^{(81, 82)}

En Brasil, la apareción de petróleo ácido está relacionado con la producción de Cherne y Pampo, en la Cuenca de Campos.⁽⁸³⁾ Este surgimiento mantiene una estrecha relación con la evolución de las descubiertas y producción de óleo en el país.

Evaluación cualitativa de la biodegradación – Escalas de biodegradación
A través del análisis por cromatografía gaseosa es posible hacer corresponder los cambios composicionales que ocurren con las diferentes fracciones del petróleo. Para eso, se realiza una barredura de todos los iones presentes en la muestra (Total Ion Chromatogram - TIC) y se monitorean selectivamente algunos iones característicos de las principales clases de biomarcadores (Reconstructed Ion Chromatogram - RIC y Single Ion Monitoring - SIM).⁽²²⁾

El perfil cromatográfico de una muestra de petróleo constituye su impresión digital y es una de las primeras indicaciones cualitativas de la ocurrencia de biodegradación, siendo que los compuestos lineales son los más abundantes en los óleos no biodegradados y, por eso, los primeros a ser consumidos por los microorganismos. De esta forma, cuando el perfil de la muestra revela disminución de la concentración de estos compuestos, se dice que el petróleo sufrió biodegradación volviéndose gradualmente más pesado y más ácido.

La extensión del nivel de biodegradación en una muestra de petróleo es medida utilizándose parámetros basados en la abundancia relativa de varias clases de compuestos (n-alcanos, hidrocarburos aromáticos, biomarcadores), a través de la utilización de escalas de biodegradación. Estas escalas muestran el efecto de la remoción selectiva de los compuestos y clasifican al petróleo en niveles que varían de 0 (óleo no biodegradado) a 10 (óleo severamente biodegradado).^{(3, 84-89)} La Figura 7 presenta una escala de biodegradación basada en la remoción de grupos moleculares seleccionados con el progreso de la biodegradación.^{(20, 86, 87)} Los compuestos encontrados en el petróleo son removidos preferencialmente en la secuencia: n-alcanos, alquilcicloexanos, isoprenoides acíclicos, alcanos bicíclicos, esteranos y hopanos, con la producción de nuevos compuestos como productos de biodegradación, tales como 17α, 25-nor-hopanos a partir de la desmetilación de hopanos en niveles severos de degradación.^{(20, 38)}

Conclusión
En condiciones adecuadas de temperatura (hasta cerca de 80 °C), los nutrientes inorgánicos y aceptores de electrones, el petróleo en reservorios es muchas veces degradado biológicamente, en escalas de tiempo geológico, por microorganismos que destruyen los hidrocarburos y a otros componentes, produciendo nuevos compuestos que modifican a las propiedades físicas del óleo transformándolo en "óleo pesado", disminuyendo su valor económico. Como la mayor parte del petróleo del mundo es biodegradado, las alternativas para la recuperación de esos "óleos pesados" están siendo continuamente evaluadas.

Autores
Georgiana Feitosa da Cruz Laboratório de Engenharia e Exploração de Petróleo, Centro de Ciências e Tecnologia, Universidade Estadual do Norte Fluminense, Rodovia Amaral Peixoto, km 163, 27925-535 Macaé – RJ, Brasil
Anita Jocelyne Marsaioli Instituto de Química, Universidade Estadual de Campinas, CP 6154, 13083-862 Campinas – SP, Brasil.

Contacto
e-mail: geofec@gmail.com

Referencias
1. van Hamme, J. D.; Singh, A.; Ward, O. P.; Microbiol. Mol. Biol. Rev. 2003, 67, 503.
2. Aquino Neto, F. R.; Quim. Nova 1984, 7, 79.
3. Peters, K. E.; Moldowan, J. M.; The Biomarker Guide: Interpreting molecular fossil in petroleum and ancient sediments. Prentice Hall Englewood Clifts: New Jersey, 1993.
4. Holba, A. G.; Dzou, L.; Org. Geochem. 2004, 34, 441.
5. Restlé, A.; O Petróleo, tradução e adaptação: Mello, M. R.; Hessel, M. A.; Soldan, A. L.; Petrobrás/CENPES: Rio de Janeiro, 1994.
6. Brocks, J. J.; Buick, R.; Summons, R. E.; Logan, G. A.; Geochim. Cos- mochim. Acta 2003, 67, 4321.
7. Philp, R. P.; Fossil Fuel Biomarkers: Applications and Spectra, Elsevier: New York, 1985.
8. Brocks, J. J.; Love, G. D.; Snape, C. E.; Logan, G. A.; Summons, R. E.; Buick, R.; Geochim. Cosmochim. Acta 2003, 67, 1521.
9. Tissot, B. P.; Welte, D. H.; Petroleum Formation and Occurrence, 2nd ed., Springer-Verlag, Berlim Heidelberg: New York, 1978, chap. 5.
10. Killops, S. D.; Killops, V. J.; An Introduction to Organic Geochemistry, 1st ed., John Wiley & Sons, Inc.: New York, 1993, chap. 5.
11. Trindade, L. A. F.; Dissertation for the degree of Doctor of Philosophy, Stanford University, EUA, 1992.
12. Palmer, S. E. Em Effect of biodegradation and water washing on crude oil composition; Engel, M. H.; Macko, S. A., eds.; Plenum Press: New York, 1993, p. 511.
13. Blanc, P.; Connan, J. Em The Petroleum System - From Source to Trap; Magoon, L. B.; Dow, W. G., eds.; Tulsa: Oklahoma, 1994, p. 237.
14. Larter, S.; Huang, H.; Adams, J.; Bennett, B.; Jokanola, O.; Oldenburg, T. B. P.; Jones, M.; Head, I.; Riediger, C.; Fowler, M. G.; AAPG Bull. 2006, 90, 921.
15. Huang, H.; Bowler, B. F. J.; Oldenburg, T. B. P.; Larter, S. R.; Org. Geochem. 2004, 35, 1619.
16. Rouven, E.; Doktor der Naturwissenschaften, Technischen Universität Berlin, Germany, 2008.
17. White, N.; Thompson, M.; Barwise, T.; Nature 2003, 426, 334.
18. Miiller, D. E.; Holba, A. G.; Huges, W. B.; AAPG Studies in Geology 1987, 233.
19. Larter, S. R.; Head, I. M.; Huang, H.; Bennett, B.; Jones, M.; Aplin, A. C.; Murray, A.; Erdmann, M.; Wilhelms, A.; di Primio, R. Em Biodeg- radation, gas destruction and methane generation in deep subsurface petroleum reservoirs: an overview; Dore, A. G.; Vining, B., eds.; Petro- leum Geology: Northwest Europe and global perspectives: Proceedings of the 6th Petroleum Geology Conference Series, Geological Society: London, 2005, vol. 6, p. 633.
20. Head, I. M.; Jones, D. M.; Larter, S. R.; Nature 2003, 426, 344.
21. Connan, J. Em Advances in Petroleum Geochemistr; Brooks, J.; Weltes, D. H., eds.; Academic Press: London, 1984, p. 299.
22. Peters, K. E.; Walters, C. C.; Moldowan, J. M.; The Biomarker Guide: Biomarkers and Isotopes in the Environment and Human History, 2nd ed., Cambridge University Press: United Kington, 2005, chap. 6.
23. Da Cruz, G. F.; Tese de Doutorado, Universidade Estadual de Campinas, Brasil, 2009.
24. Da Cruz, G. F.; de Vasconcelos, S. P.; Angolini, C. F. F.; Dellagnezze, B. M.; Garcia, I. N. S.; de Oliveira, V. M.; Santos Neto, E. V.; Marsaioli, A. J.; AMB Express. 2011, 1, 47.
25. Berthe-Corti, L.; Fetzner, S.; Acta Biotechnol. 2002, 3-4, 299.
26. Madigan, M. T.; Martinko, J. M.; Parker, J.; Brock Biology of Micro- organisms, 8th ed., Prentice-Hall: New Jersey, 1997, p. 606.
27. Holland, K. T.; Knapp, J. S.; Shoesmith, J. G.; Anaerobic Bacteria, 1st ed., Blackie & Son: New York, 1987.
28. Colleran, E.; Finnegan, S.; Lens, P.; Antonie Leeuwenhoec. 1995, 67, 29.
29. Oude-Elferink, S. J. W. H.; Rinia, H. A.; Bruins, M. E.; de Vos, W. M.; Stams, A. J. M.; J. Appl. Microbiol. 1997, 83, 102.
30. Holloway, J. M.; Dahlgren, R. A.; Casey, W. H.; Chem. Geol. 2001, 174, 403.
31. da Silva, L. I. D.; Carneiro, M. C.; Emídio, V. dos S.; Henrique Jr., S. de S.; Monteiro, M. I. C.; Quim. Nova 2006, 29, 46.
32. Evans, P. J.; Ling, W.; Goldschmidt, B.; Ritter, E. R.; Young, L. Y.; Appl. Environ. Microbiol. 1992, 58, 496.
33. Walker, J. D.; Cowell, R. R.; Appl. Environ. Microbiol. 1976, 31, 198.
34. Rueter, P.; Rabus, R.; Wilkes, H.; Aeckersberg, F.; Rainey, F. A.; Jan- nasch, H. W.; Widdel, F.; Nature 1994, 372, 455.
35. Wilhelms, A.; Larter, S. R.; Head, I.; Farrimond, P.; Zwach, C.; di Primio, R.; Resumos do 20th International Meeting on Organic Geoche- mistry, Nancy, France, 2001.
36. Wilhelms, A.; Larter, S. R.; Head, I.; Farrimond, P.; di Primio, R.; Zwach, C.; Nature 2001, 411, 1034.
37. Moldowan, J. M.; Lee, C. Y.; Sundararaman, P. Em Biological Markers in sediments and petroleum; Moldowan, J. M.; Albrecht, P.; Philp, R. P.; eds.; Prentice-Hall, Englewood Cliffs: New Jersey, 1992.
38. Walters, C. C. Em Encyclopedia of Geochemistry; Marshall, C. P.; Fairbridge, R. W.; eds., Kluwer Academic Publishers, Dorcrecht: the Netherlands, 1999.
39. Magot, M.; Ollivier, B.; Patel, B. K. C.; Antonie Leewenhock. 2000, 77, 103.
40. Cord-Ruwich, R.; Kleinitz, W.; Widdel, F.; J. Petrol. Technol. 1987, 1, 97.
41. Orphan, V. J.; Taylor, L. T.; Hafenbradl, D.; Delong, E. F.; Appl. Environ. Microbiol. 2000, 66, 700.
42. Bonch-Osmolovskaya, E. A.; Miroshnichenko, M. L.; Lebedinsky, A. V.; Chernyh, N. A.; Nazina, T. N.; Ivoilov, V. S.; Belyaev, S. S.; Boulygina, E. S.; Lysov, Y. P.; Perov, A. N.; Mirzabekov, A. D.; Hippe, H.; Stackebrandt, E.; L´Haridon, S.; Jeanthon, C.; Appl. Environ. Microbiol. 2003, 69, 6143.
43. Borzenkov, I. A.; Milekhina, E. I.; Gotoeva, M. T.; Rozanova, E. P.; Beliaev, S. S.; Mikrobiologia 2006, 75, 82.
44. Coates, J. D.; Woodward, J.; Allen, J.; Philip, P.; Lovley, D. R.; Appl. Environ. Microbiol. 1997, 63, 3589.
45. Korda, A.; Santas, P.; Tenente, A.; Santas, R.; Appl. Environ. Microbiol. 1997, 48, 677.
46. Da Cruz, G. F.; Santos Neto, E. V.; Marsaioli, A. J.; Org. Geochem. 2008, 39, 1204.
47. Röling, W. F. M.; Head, I. M.; Larter, S. R.; Res. Microbiol. 2003, 321.
48. Aitken, C. M.; Jones, D. M.; Larter, S. R.; Nature 2004, 431, 291.
49. Voordouw, G.; Armstrong, S. M.; Reimer, M. F.; Fouts, B.; Telang, A. J.; Shen, Y.; Gevertz, D.; Appl. Environ. Microbiol. 1996, 62, 1623.
50. Azevedo, D. de A.; da Silva, T. F.; da Silva, D. B.; Quim. Nova 2009, 32, 1770.
51. Liao, Y.; Geng, A.; Huang, H.; Org. Geochem. 2009, 40, 312.
52. Atlas, R. M.; Mar. Pollut. Bull. 1995, 31, 178.
53. Atlas, R. M.; Microbiol. Rev. 1981, 45, 180.
54. Wentzel, A.; Ellingsen, T. E.; Kotlar, H-K.; Zotchev, S. B.; Throne-Holst, M.; Appl. Microbiol. Biotechnol. 2007, 76, 1209.
55. Evans, P. J.; Ling, W.; Goldschmidt, B.; Ritter, E. R.; Young, L. Y.; Appl. Environ. Microbiol. 1992, 58, 496.
56. Berthe-Corti, L.; Höpner, T.; Paleobiology 2005, 219, 171.
57. Fritsche, W.; Hofrichter, M. Em Biotechnology; Klein, J., ed.; John Wiley & Sons: New York, 2000.
58. Vazoller, R. F.; Tese de Doutorado, Universidade de São Paulo, Brasil, 1995.
59. Aeckersberg, F.; Bak, F.; Widdel, F.; Arch. Microbiol. 1991, 156, 5.
60. So, C. M.; Phelps, C. D.; Young, L. Y.; Appl. Environ. Microbiol. 2003, 69, 3892.
61. Cravo-Laureau, C.; Grossi, V.; Raphael, D.; Matheron, R.; Hirschler- Réa, A.; Appl. Environ. Microbiol. 2005, 71, 3458.
62. Ehrenreich, P.; Behrends, A.; Harder, J.; Widdel, F.; Arch. Microbiol. 2000, 173, 58.
63. Zengler, K.; Heider, J.; Roselló-Mora, R.; Widdel, F.; Arch. Microbiol. 1999, 172, 204.
64. Widdel, F.; Rabus, R.; Curr. Opin. Biotechnol. 2001, 12, 259.
65. Wilkes, H.; Rabus, R.; Fischer, T.; Armstroff, A.; Behrends, A.; Widdel, F.; Arch. Microbiol. 2002, 177, 235.
66. Wilkes, H.; Behrends, A.; Armstroff, A.; Fischer, T.; Pierik, A. J.; Wid- del, F.; J. Bacteriol. 2001, 183, 1707.
67. Kropp, K. G.; Davidova, I. A.; Suflita, J. M.; Appl. Environ. Microbiol. 2000, 66, 5393.
68. Grossi, V.; Cravo-Laureau, C.; Guyoneaud, R.; Ranchou-Peyruse, A.; Hirschler-Réa, A.; Org. Geochem. 2008, 39, 1197.
69. Bost, F. D.; Frontera-Suau, R.; McDonald, T. J.; Peters, K. E.; Morris, P. J.; Org. Geochem. 2001, 32, 105.
70. Alexander, R.; Kagi, R. I.; Woodhouse, G. W.; Volkman, J. K.; Aust. Petrol. Explor. Assoc. J. 1983, 23, 53.
71. Connan, J.; Restle, A.; Albrecht, P.; Adv. Org. Geochem. 1980, 12, 1.
72. Seifert, W. K.; Moldowan, J. M.; Geoch. Cosmochim. Acta 1979, 43, 111.
73. Wang, Z.; Fingas, M. F.; Sigouin, L.; Owens, E. H.; Proceedings Inter- national Oil Spill Conference, Tampa, USA, 2001, p. 115.
74. Orphan, V. J.; Taylor, L. T.; Hafenbradl, D.; Delong, E. F.; Appl. Environ. Microbiol. 2000, 66, 700.
75. Chaillan, F.; Flèche, A.; Bury, E.; Phantavong, Y.; Grimont, P.; Saliot, A.; Oudot, J.; Res. Microbiol. 2004, 155, 587.
76. De Vasconcellos, S. P.; Crespim, E.; Da Cruz, G. F.; Marques-Simioni, K. C.; Santos Neto, E. V.; Marsaioli, A. J.; Oliveira, V. M.; Org. Geochem. 2009, 40, 574.
77. Toledo, L. G.; Calvo, C.; Rodelas, B.; González-López, J.; J. Syst. Appl. Microbiol. 2006, 29, 244.
78. DuTeau, N. M.; Rogers, J. D.; Bartholomay, C. T.; Reardon, K. F.; Appl. Environ. Microbiol. 1998, 64, 4994.
79. Da Silva, A. A.; Tese de Doutorado, Universidade Estadual de Campinas, Brasil, 2008.
80. De Lima, S. G.; Steffen, R. A.; Reis, F. de A. M.; Koike, L.; Santos Neto, E. V.; Cerqueira, J. R.; Lopes, J. A. D.; Org. Geochem. 2010, 41, 325.
81. Koike, L.; Rebouças, L. M. C.; Reis, F. de A. M.; Marsaioli, A. J.; Org. Geochem. 1992, 18, 851.
82. Yen, T.-W.; Marsh, W. P.; Mackinnon, M. D.; Fedorak, P. M.; J. Chromatogr., A 2004, 83, 1033.
83. Scott, A. C.; Younge, R. F.; Fedorak, P. M.; Chemosphere 2008, 73, 1258.
84. Rodrigues, R.; Brüning, I. M. R. A.; Boletim Técnico da Petrobras 1984, 27, 3.
85. Brooks, P. W.; Fowler, M. G.; MacQueen, R. W.; Org. Geochem. 1988, 12, 519.
86. Peters, K. E.; Moldowan, J. M.; Org. Geochem. 1991, 17, 47.
87. Thorn, K. A.; Aiken, G. R.; Org. Geochem. 1998, 29, 909.
88. Taylor, P. N.; Bennett, B.; Jones, D. M.; Larter, S. R.; Org. Geochem. 2001, 32, 341.
89. Wenger, L. M.; Davis, C. L.; Isaksen, G. H.; SPE 71450, Society of Petroleum Engineers, 2001, 375.

Fuente: Química Nova, Volumen 35, Número 8, 1628-1634, 2012