Thermal Evolution of Crude Oils in Sedimentary Basins: Experimental Simulation in a Confined System and Kinetic Modeling

Béhar, F.; Ungerer, Philippe; Kressmann, S.; Rudkiewicz, Jean-Luc

doi:10.2516/ogst:1991007

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“…The recovered solutions were injected as such into a gas chromatograph for their quantification by the FID, previously calibrated with an external standard (saturated C 15 -C 25 distillation cut). Previous molecular analyses of these fractions have enabled to assign carbon content values to the C 6 -C 14 saturate and aromatic fractions (Behar et al, 1991(Behar et al, , 1997 which are respectively 85 and 91 wt%.…”

Section: Preparative Pyrolysismentioning

confidence: 99%

Rock-Eval 6 Technology: Performances and Developments

Béhar

Beaumont

Penteado

2001

Oil & Gas Science and Technology - Rev. IFP

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1,077

455

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Résumé -Technologie Rock-Eval 6 : performances et développements -Le Rock-Eval 6 est la dernière version de la ligne de produits Rock-Eval, commercialisée par Vinci Technologies depuis 1996. Le présent article décrit la méthodologie développée à l'IFP pour l'obtention de données fiables et atteste la qualité des paramètres géochimiques acquis par le Rock-Eval 6. Les données ont été obtenues sur 147 roches mères provenant de bassins sédimentaires variés et présentant des matières organiques des différents types à différents stades de maturité. Des corrélations intrinsèques, sur deux appareils Rock-Eval 6 différents, ont été réalisées et les données obtenues démontrent une excellente uniformité pour l'ensemble du jeu de paramètres Rock-Eval. Le recouvrement complet du carbone total (CT) par le Rock-Eval 6 a été confirmé par comparaison avec l'analyse élémentaire. Afin de vérifier la répartition du carbone (minéral et organique) réalisée par le Rock-Eval 6, des mesures du carbone minéral (MinC) et du carbone organique total (COT) ont été effectuées par des techniques alternatives. Le carbone organique total mesuré par le Rock-Eval 6 a été comparé à ceux obtenus par l'appareil Leco pour les roches brutes, par l'analyse élémentaire pour les kérogènes, et par le calcul à partir du bilan de masse effectué après destruction de la matrice minérale et la concentration en carbone mesurée par analyse élémentaire sur les kérogènes ainsi obtenus pour les roches brutes. Une bonne corrélation est obtenue pour toute la gamme de concentration (0-90 % en poids) lorsque l'on compare le Rock-Eval 6 et l'analyse élémentaire. La comparaison avec le Leco présente de plus importantes déviations, bien que le coefficient de corrélation soit satisfaisant. Les kérogènes recouvrés ont été soumis à l'analyse élémentaire et les quantités de carbone mesurées ont été comparées à celles obtenues par analyse Rock-Eval 6. Pour un sous-ensemble de kérogènes, des pyrolyses préparatives ont été réalisées afin de confirmer la valeur de 83 % en poids pour le carbone organique contenu dans le pic S2 pour toutes les roches, quel que soit le type de la matière organique, et de vérifier la valeur absolue du pic S2. Le carbone minéral mesuré par Rock-Eval 6 a été comparé à ceux obtenus par détermination de la perte de poids après traitement HCl, par la technique d'acidimétrie, et par le calcul à partir du TC, le bilan de masse obtenu lors de la préparation du kérogène et la concentration en carbone du kérogène. Une bonne corrélation est obtenue pour toute la gamme de concentration (0-12 % en poids) lors de la comparaison avec l'analyse élémentaire. De plus importantes déviations et un coefficient de corrélation satisfaisant sont obtenus pour la comparaison avec l'acidimétrie. La comparaison avec la détermination de perte de poids est médiocre. Oil & Gas Science and Technology -Rev. IFP, Vol. 56 (2001) Il a été démontré que ce point était lié au gaz vecteur (azote et hélium) en réalisant des analyses sous Rock-Eval 6 avec l'hélium comme gaz vecteur. La différ...

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Section: Preparative Pyrolysismentioning

confidence: 99%

Rock-Eval 6 Technology: Performances and Developments

Béhar

Beaumont

Penteado

2001

Oil & Gas Science and Technology - Rev. IFP

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1,077

455

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“…Instead, new peaks were generated and the peak strengths increased gradually with the reaction time ( Figure 19) With GC-MS, we identified the structures of these unknown peaks. To our surprise, all of these products have ketone structures with the general formula of RCOR', where R and R' were contributed by either original acids, cyclohexane propionic acid, cyclohexane pentanoic acid and benzoic acid, or the hydrocarbons, C 14 , C 16 and C 12 (used as solvent). For products No.…”

Section: Results From Flow Reactionmentioning

confidence: 99%

“…Analytical methods -After reaction, the tubes were connected to a vacuum line, where the total produced gas was collected and quantified using a standard gas transfer method [16]. Then a subsample of the collected gas was analyzed with a GC-TCD+FID (HP 6890 series), which was directly connected to the vacuum line.…”

Section: Sealed Glass Tube Batch Reaction -Reactor Operation and Anamentioning

confidence: 99%

Improved Processes to Remove Naphthenic Acids

Zhang¹,

Ma²,

Wang³

et al. 2005

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In the past three years, we followed the work plan as we suggested in the proposal and made every efforts to fulfill the project objectives. Based on our large amount of creative and productive work, including both of experimental and theoretic aspects, we received important technical breakthrough on naphthenic acid removal process and obtained deep insight on catalytic decarboxylation chemistry. In detail, we established an integrated methodology to serve for all of the experimental and theoretical work. Our experimental investigation results in discovery of four type effective catalysts to the reaction of decarboxylation of model carboxylic acid compounds. The adsorption experiment revealed the effectiveness of several solid materials to naphthenic acid adsorption and acidity reduction of crude oil, which can be either natural minerals or synthesized materials. The test with crude oil also received promising results, which can be potentially developed into a practical process for oil industry. The theoretical work predicted several possible catalytic decarboxylation mechanisms that would govern the decarboxylation pathways depending on the type of catalysts being used. The calculation for reaction activation energy was in good agreement with our experimental measurements.3

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“…The accumulation of gases associated with oil cracking has been well documented in many basins (Prinzhofer and Huc, 1995;Lewan, 2002;Isaken, 2004;Zhao et al, 2005;Ma et al, 2007;Tian et al, 2007;Mancini et al, 2008). Numerous experiments have been performed on crude oils to investigate their thermal stability and cracking mechanisms (Ungerer et al, 1988;Behar et al, 1991;Horsfield et al, 1992;Pepper and Dodd, 1995;Schenk et al, 1997;Tsuzuki et al, 1999;Huang and Otten, 2001;Hill et al, 2003;Tang et al, 2005). However, crude oil is a complex mixture of various compounds that can be classified into saturates, aromatics, resins and asphaltens.…”

Section: Introductionmentioning

confidence: 99%

A comparative experimental study on gas generation from saturated and aromatic hydrocarbons isolated from a Cambrian oil in Tarim basin

Tian¹,

Xiao²,

Gan³

et al. 2010

Geochem. J.

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The saturated and aromatic hydrocarbons isolated from a Cambrian oil (TZ62well) in the central Tarim basin were pyrolyzed in sealed gold tubes to investigate how the gases generated from them would vary in compositions of constituents and their carbon isotopes. The results illustrates that the gases from the cracking of saturates are much drier and more enriched in 12 C than the gases from the cracking of aromatics at the same levels of thermal maturity. The dryness index of the gases (defined as the volume percentage of C 1 to C 1-5 ) from the cracking of saturates ranges from 26.2% to 90.6% whereas it is never lower than 60.6% for the gases from the cracking of aromatics throughout the experiment. The methane from the saturates shows a larger carbon isotope change, ranging from -54.8‰ to -35.5‰, than the methane from the aromatics whose carbon isotopes range from -37.4‰ to -32.2‰ throughout the experiment. The above experimental observations indicate that the cracking of crude oils with different bulk compositions could produce gases that have distinct constituents and carbon isotopic compositions.

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Thermal Evolution of Crude Oils in Sedimentary Basins: Experimental Simulation in a Confined System and Kinetic Modeling

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Improved Processes to Remove Naphthenic Acids

A comparative experimental study on gas generation from saturated and aromatic hydrocarbons isolated from a Cambrian oil in Tarim basin

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