Abstrato

Congresso de Química: 2018 Caracterização física e química e avaliação de matéria orgânica de amostras de alcatrão: Estudo de caso do reservatório de carbonato do Kuwait - Abdullah O. Almansour

 Abdullah O. Almansour  

 Colunas de alcatrão existem em muitos reservatórios de carbonato no Oriente Médio. A presença de tapetes de alcatrão se tornou um dos problemas mais sérios na indústria do petróleo, assim como o impacto de tecnologias adicionais de recuperação de petróleo (IOR). em si. Tapetes de alcatrão, que são principalmente semissólidos marrom-escuros a pretos, podem isolar o aquífero de um reservatório de petróleo. Entender os tapetes de alcatrão e ser capaz de caracterizá-los e identificá-los é essencial para minimizar os custos de produção e produzir petróleo bruto estrategicamente. O estudo do objetivo apresentado aqui foi caracterizar as propriedades físicas e químicas do óleo de alcatrão altamente viscoso. Cinco núcleos de alcatrão foram retirados de um reservatório de carbonato do Kuwait e 13 amostras foram preparadas de cada cenoura de alcatrão. Um núcleo de cada amostra foi usado para avaliação antes da extração, enquanto os outros 12 foram usados ??para avaliação após a extração com tolueno, C, 135 ° C, 225 ° C e 315 ° C). A gênese térmica das amostras de óleo de alcatrão foi analisada usando novas técnicas, como análise macroprimária Vario 106, pirólise Rock-Eval 6, aparelho Soxhlet e cromatografia em camada fina. Os resultados da pirólise Rock-Eval 6 mostraram que o reservatório de carbonato do Kuwait era objeto de petróleo/gás (querogênio tipo ll e ll-lll). A maioria das amostras era termicamente madura e boa em termos de geração de hidrocarbonetos. No entanto, essas amostras foram produzidas a partir de óleo. Além disso, a relação H/C aumentou conforme o API diminuiu. Além disso, os resultados mostraram que a maioria dos valores dos parâmetros, enquanto água quente e surfactante, foram apenas ligeiramente afetados. hidrocarbonetos. No entanto, o óleo não poderia ter sido produzido a partir dessas amostras. Além disso, a relação H/C aumentou conforme o API diminuiu. Além disso, os resultados mostraram que a maioria dos valores dos parâmetros, enquanto água quente e surfactante, foram apenas ligeiramente afetados. hidrocarbonetos. No entanto, o óleo não poderia ter sido produzido a partir dessas amostras. Além disso, a razão H/C aumentou conforme o API diminuiu. Além disso, os resultados mostraram que o tolueno teve o maior impacto nos valores dos parâmetros. Tapetes de alcatrão são muito comuns no Kuwait e geralmente estão localizados na parte inferior da coluna de óleo. Em tanques de petróleo, a espessura da coluna de tapetes de alcatrão pode variar mesmo no mesmo tanque e pode atingir algumas centenas de pés de tapetes de alcatrão com petróleo ou betume extrapesado e ter API ° e/ou viscosidade in situ acima de 10.000 cp. Devido ao seu alto teor de asfaltenos, da ordem de 20 a 60% do seu peso, os tapetes de alcatrão têm baixa gravidade e alta viscosidade de acordo com Wilhelms e Larter. Os asfaltenos são os componentes de hidrocarbonetos de maior peso molecular do petróleo. Os tapetes de alcatrão estão localizados perto da base do acúmulo de óleo ou perto da superfície quando o óleo se infiltra. Estudos geoquímicos mostraram que a formação térmica de uma série de causas está relacionada a Moore e Hirschberg.A maioria dos pesquisadores acredita que os tapetes de alcatrão são formados pela combinação de asfaltenos ou variações na coluna de óleo, o que causa diferenças na viscosidade do óleo. Cinco núcleos de alcatrão foram selecionados de um tanque de carbonato no Kuwait em profundidades de 2.674 pés, 2.703 pés, 2.723 pés, 2.755 pés e 2.782 pés. Em seguida, 13 amostras foram retiradas de cada núcleo; Uma amostra de cada cenoura foi usada para avaliação antes da extração, e a outra para 12 As propriedades dos tapetes de alcatrão podem variar dependendo da profundidade e área do mesmo campo. Análise de propriedades físicas / água. A análise elementar das amostras de tapete de alcatrão mostrou que a relação H / C aumentou conforme a gravidade API diminuiu. As análises Rock-eval 6 e TOC mostraram que a maioria das amostras de tapete de lona tem excelente potencial de geração. Essas amostras apresentaram altos valores de TOC (> 4% em peso) e valores de pirólise S2 entre 38,88 e 73,54 mg HC / g rocha. Os diagramas HI versus Tmax e OI mostraram que esta formulação era composta por querogênios tipos II e II/III de origem terrestre ou marinha capazes de emitir óleo e gás. Além disso, os valores de Tmax, razão de transformação (PI) e reflectância da vitrinita (%Ro) sugerem que esta formação passou de imatura para madura. Com base na avaliação da matéria orgânica, os cinco núcleos de alcatrão retirados das amostras A análise SARA dos resultados mostrou que as amostras de carpete de alcatrão continham menos resinas e asfaltenos do que os saturados e aromáticos. Além disso, os valores do Índice de Instabilidade Coloidal (CII) foram calculados usando o método SARA de predição da estabilidade do petróleo bruto. As amostras AB3, AB4 e AB5 apresentaram valores de CII menores, 9 0,9, indicando que sua deposição de asfaltenos tendeu a ser aromática e resinosa. Por outro lado, o valor de CII foi maior que 0,9 para as amostras AB1 e AB2, que são duas dessas amostras,os cinco núcleos de alcatrão retirados das amostras A análise SARA dos resultados mostrou que as amostras de carpete de alcatrão continham menos resinas e asfaltenos do que os saturados e aromáticos. Além disso, os valores do Índice de Instabilidade Coloidal (CII) foram calculados usando o método SARA de predição da estabilidade do petróleo bruto. As amostras AB3, AB4 e AB5 apresentaram valores de CII mais baixos, 9 0,9, indicando que sua deposição de asfaltenos tendia a ser aromática e resinosa. Por outro lado, o valor de CII foi maior que 0,9 para as amostras AB1 e AB2, que são duas dessas amostras,os cinco núcleos de alcatrão retirados das amostras A análise SARA dos resultados mostrou que as amostras de carpete de alcatrão continham menos resinas e asfaltenos do que os saturados e aromáticos. Além disso, os valores do Índice de Instabilidade Coloidal (CII) foram calculados usando o método SARA de predição da estabilidade do petróleo bruto. As amostras AB3, AB4 e AB5 apresentaram valores de CII mais baixos, 9 0,9, indicando que sua deposição de asfaltenos tendia a ser aromática e resinosa. Por outro lado, o valor de CII foi maior que 0,9 para as amostras AB1 e AB2, que são duas dessas amostras,