Fluidez de los carbones bituminosos colombianos y relación con reflectancia de vitrinita y composición maceral

1 recurso en línea (103 páginas) : ilustraciones, tablas, figuras.

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Main Author:	Manosalva Sánchez, Sandra Rocío
Other Authors:	Mariño Martínez, Jorge Eliécer
Format:	Trabajo de grado - Doctorado
Language:	spa
Published:	Universidad Pedagógica y Tecnológica de Colombia 2020
Subjects:	Metano en los estratos de carbón Guadua - Formación Carbón bituminoso Carbón - Análisis Vitrinita Reología Petrología Coque - Industria Doctorado en Ingeniería y Ciencia de los Materiales - Tesis y disertaciones académicas Colombia - Industrias
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La fluidez máxima junto con el rango de los carbones son propiedades críticas a evaluar para determinar la calidad de los carbones en el diseño de mezclas para la producción de coque, bases para su explotación y comercialización; por lo que en esta investigación el objetivo principal fue determinar el comportamiento termoplástico (fluidez) de los carbones y su relación con la geología, con el rango en términos de reflectancia de la vitrinita, y con los componentes macerales con base en la química orgánica; objetivo que se fundamentó en las hipótesis de trabajo acerca de que la complejidad tectónica de la cuenca carbonífera de la Cordillera Oriental de Colombia podía llegar a afectar las propiedades de los carbones, en términos de rango y que la fluidez máxima es dependiente del rango y la composición maceral, hipótesis de trabajo, cuyos resultados para el caso de estudio del área de Checua-Lenguazaque se presentan en éste documento. Los carbones bituminosos, centro de la investigación, están ubicados en el área carbonífera de Checua-Lenguazaque (Ch-L), denominada así por la estructura sinclinal que lleva el mismo nombre, en donde está la Formación Guaduas, unidad estratigráfica de edad Cretácica-Paleógena, dividida en 3 miembros, el inferior y medio relacionados con los mantos de carbón, donde se encuentran más de 15 capas de hasta 2 metros de espesor. Los carbones fueron muestreados en frentes de explotación activos en minería subterránea, en tres sectores, donde fueron levantadas las secciones estratigráficas de referencia, Sutatausa al sur, Guachetá en la parte media y Samacá al norte, donde se encuentra el cierre del sinclinal. Los análisis de reflectancia de la vitrinita (Ro), composición maceral, química orgánica por micro-infrarrojo por transformada de fourier (microFTIR) y próximos, permitieron evaluar y determinar causas del comportamiento termoplástico, fluidez máxima (MF) de los carbones Colombianos en la zona centro. Los mapas geológicos, de iso-reflectancia de la vitrinita, y de contornos de materia volátil, junto con perfiles de gradientes paleogeotérmicos, que para el sinclinal dieron valores altos (mayores a 62 oC/Km), fueron evidencias de los procesos de carbonificación por enterramiento y tectonismo, que permitieron explicar la variación del rango del carbón desde medio-bajo, bituminosos altos volátiles al sur hasta medio-alto, bituminosos bajos volátiles en el sector centro y norte del sinclinal, donde la afectación por fallas y plegamientos es notoria. Estas variaciones del rango de los carbones arealmente y en profundidad en las secciones estratigráficas, fueron importantes en su correlación con la fluidez máxima, alcanzando los máximos valores (45000 ddpm) en los carbones de menor rango en el sector sur, miembro medio de la Formación Guaduas; y los menores valores de fluidez máxima (< 100 ddpm), en los de mayor rango, en los sectores centro y norte del sinclinal. Estos resultados muestran que el rango y la fluidez máxima de los mantos en Guachetá y Samacá cambian con la profundidad, algunos que en superficie pueden ser bituminosos altos volátiles pasan a bituminosos bajos volátiles a profundidades menores de 1 Km. La relación de la fluidez máxima y las variables indicadoras de rango, reflectancia de la vitrinita y materia volátil, presentaron regresiones lineales con coeficientes de determinación R2 ≥ 0.8 para carbones con contenidos de ceniza ≤ 12 %. El análisis de macerales y su química orgánica en relación con la fluidez máxima, permitió identificar la fuerte influencia del contenido de liptinita y de la química orgánica de la vitrinita en el comportamiento termoplástico; el contenido de liptinita dependiente del rango ejerce un control primario de la fluidez máxima, dividiendo a la población en dos, una población de carbones con liptinita menor a 2 %, Ro mayores a 1.05 % y fluidez baja, menor a 1000 ddpm, y otra población con liptinita entre 2 y 14 % con Ro entre 1.05 y 1.60 % y valores de fluidez entre 1000 y 45000 ddpm; adicional la química orgánica de la vitrinita muestra que con el aumento del rango aumenta la aromatización y con ello la fluidez disminuye. La dependencia de la fluidez del rango, en términos de reflectancia de la vitrinita, de la composición y de la química orgánica fue confirmada mediante el análisis estadístico de componentes principales y los modelos matemáticos obtenidos para las d os poblaciones de carbones. In the Eastern Cordillera basin of Colombia, in the Boyacá and Cundinamarca zones, are extracted by subterranean mining more than 90% of the coals for coke, of the medium range of the country, from high volatile bituminous to low volatile bituminous, used to coke fabrication, by nacional industry, and ironworks in Brazil and Indian. The maximum fluidity together with the coal range are critical properties to evaluate the coal quality in the design of blends for the production of coke, bases for their exploitation and commercialization; so in this research the main objective was to determine the thermoplastic behavior (fluidity) of the coals and their relationship with geology, with the range in terms of reflectance of the showcase, and with the maceral components based on organic chemistry ; The objective that is based on the working hypotheses about the theoretical complexity of the coal basin of the Eastern Cordillera of Colombia could affect the properties of the coals, in terms of range and that the maximum fluidity is dependent on the range and the maceral, working hypothesis, results for the study case of the Checua-Lenguazaque area found in this document. The bituminous coals, center of the research, are located in the coal area Checua – Lenguazaque (Ch-L), denominated by the syncline that carried out the same name, in where are the Guaduas formation, stratigraphic unit, of the Cretaceous to Paleogene age, divided in three members, the low and middle relation with coal seams, more than 15 beds that range in thickness from centimeters to 2 meters. The coals were sampled in subterranean mining, in three sections, from sur to north, Sutatausa, Guachetá y Samacá, Samacá to north where is the close of the syncline. Medium Vitrinite Reflectance, maceral composition, organic chemistry by micro infrared, and proximate analysis, carried out to evaluate causes of the thermoplastic behavior, maximum fluidity of the coals Colombian in the central zone. The geological, vitrinite iso-reflectance, and volatile matter contours maps, together with profiles of the paleogeothermal gradients, that for syncline was high values (more than 62 oC/Km) of the process by deep burial and tectonism, that explain the variation of coal ranges, to the south high volatile bituminous, to medium to low volatile in the central to north zone, where many are thrust largely towards the closure of the syncline. These range variations of the coals in the area and the depth in the stratigraphic sections were important in the maximum fluidity correlation, until maximum values (45000 ddpm) in the coal of the minimum range in the south, medium member of the Guaduas Formation; and the minimum values of the maximum fluidity (< 100 ddpm), in the coals of the higher range, in the central and north zone. These results show that the range and the maximum fluidity of the Guacheta and Samaca seams change with the depth, in the superfice some coals can be high volatile bituminous carried out to low volatile bituminous in the depths less than 1 kilometer. The relation between maximum fluidity and the range variables, vitrinite reflectance and volatile matter, show lineal regressions with determination coefficients R2 ≥ 0.8 for coals with ash content ≤ 12 %. The macerals analysis and their organic chemistry in relation the maximum fluidity, allow to identify the strong influence of the liptinite content and the organic chemistry of the vitrinite in the thermoplastic behavior; the liptinite content depends of the range, generating the primary control over maximum fluidity, divide the coal population in two, one coal population with liptinite levels less than 2%, Ro higher than 1.05% and low fluidity, less than 1000 ddpm, and another coal population, with liptinite levels between 2 and 14% with Ro between 1.05 and 1.60% and fluidity between 1000 and 45000 ddpm; in addition the organic chemistry of the vitrinite show that the rise of the range increase the aromatization and decrease the fluidity. The dependence of the fluidity with the range, maceral composition and organic chemistry was confirmed through statistical analysis of the main components and mathematic models getting by two coals populations. Bibliografía y webgrafía: páginas 96-103. Doctorado Doctor en Ingeniería y Ciencia de los Materiales 2020-03-27T23:05:51Z 2020-03-27T23:05:51Z 2018 Trabajo de grado - Doctorado http://purl.org/coar/resource_type/c_db06 info:eu-repo/semantics/doctoralThesis info:eu-repo/semantics/publishedVersion Text https://purl.org/redcol/resource_type/TD http://purl.org/coar/version/c_970fb48d4fbd8a85 Manosalva Sánchez, S, R. (2018). Fluidez de los carbones bituminosos colombianos y relación con reflectancia de vitrinita y composición maceral. (Tesis de doctorado). Universidad Pedagógica y Tecnológica de Colombia, Tunja. http://repositorio.uptc.edu.co/handle/001/3058 http://repositorio.uptc.edu.co/handle/001/3058 spa (ICCP), I. C. for C. P. (1963). International Handbook of Coal Petrography (2nd ed.). P: CNRS. (ICCP), I. C. for C. P. (1976). International Handbook of Coal Petrography (2nd supple). Paris: CNRS. (ICCP), I. C. for C. P. (1993). International Handbook of Coal Petrography (3rd supple). 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