Acidic biomarkers from Albacora oils, Campos Basin, Brazil

Nascimento, L. R.; Rebouças, Lúcia M. C.; Koike, Luzia; Reis, Francisco de A.M.; Soldan, A.L.; Cerqueira, José Roberto; Marsaioli, Anita J.

doi:10.1016/s0146-6380(99)00107-2

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“…However, this observation can be explained if the oil is considered to contain a mixture of lightly and heavily biodegraded oils (Nascimento et al, 1999;Pan et al, 2003;Philp, 1983;Rooney et al, 1998;Volkman et al, 1983). Thus, this assemblage of biomarkers is consistent with a reservoir mechanism involving at least two charges, with an earlier charge experiencing heavy biodegradation while a subsequent charge is essentially unaltered by microbes.…”

Section: Figure 5 and Table 2 Near Herementioning

confidence: 68%

Combining biomarker and bulk compositional gradient analysis to assess reservoir connectivity

Pomerantz

Ventura

McKenna

et al. 2010

Organic Geochemistry

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Abstract:Hydraulic connectivity of petroleum reservoirs represents one of the biggest uncertainties for both oil production and petroleum system studies. Here, a geochemical analysis involving bulk and detailed measures of crude oil composition is shown to constrain connectivity more tightly than is possible with conventional methods. Three crude oils collected from different depths in a single well exhibit large gradients in viscosity, density, and asphaltene content. Crude oil samples are collected with a wireline sampling tool providing samples from well-defined locations and relatively free of contamination by drilling fluids; the known provenance of these samples minimizes uncertainties in the subsequent analysis. The detailed chemical composition of almost the entire crude oil is determined by use of comprehensive two-dimensional gas chromatography (GC×GC) to interrogate the nonpolar fraction and negative ion electrospray ionization Fourier transform ion cyclotron resonance mass spectrometry (ESI FT-ICR MS) to interrogate the polar fraction. The simultaneous presence of 25-norhopanes and mildly altered normal and isoprenoid alkanes is detected, suggesting that the reservoir has experienced multiple charges and contains a mixture of oils biodegraded to different extents. The gradient in asphaltene concentration is explained by an equilibrium model considering only gravitational segregation of asphaltene nanoaggregates; this grading can be responsible for the observed variation in viscosity. Combining these analyses yields a consistent picture of a connected reservoir in which the observed viscosity variation originates from gravitational segregation of asphaltene nanoaggregates in a crude oil with high asphaltene concentration resulting from multiple charges, including one charge that suffered severe biodegradation. Observation of these gradients having appropriate magnitudes suggests good reservoir connectivity with greater confidence than is possible with traditional techniques alone.3

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Section: Figure 5 and Table 2 Near Herementioning

confidence: 68%

Combining biomarker and bulk compositional gradient analysis to assess reservoir connectivity

Pomerantz

Ventura

McKenna

et al. 2010

Organic Geochemistry

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show abstract

“…The species with a DBE of 5 are likely 4-ring steroidal acids (Seifert et al, 1972;Rodrigues et al, 2000;Peters et al, 2005) and/or secohopanoic acids (Nascimento et al, 1999;Shi et al, 2010b). The species with a DBE of 6 are likely 5-ring hopanoic acids (Jaffé and Gallardo, 1993;Watson et al, 2002).…”

Section: O2 Classmentioning

confidence: 99%

Distribution of acids and nitrogen-containing compounds in biodegraded oils of the Liaohe Basin by negative ion ESI FT-ICR MS

Liao

Shi

Hsu

et al. 2012

Organic Geochemistry

108

101

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“…[95][96][97] Para o isolamento de compostos ácidos, o uso de sílica é limitado, uma vez que os grupos silanóis presentes na superfície da sílica podem promover a adsorção irreversível dos compostos polares. [98][99][100] Como alternativa para aumentar os teores de recuperação dos compostos ácidos, há estudos que utilizaram a sílica impregnada com KOH [101][102][103] ou modificada com grupos aminopropílicos e cianopropílicos. [104][105][106][107] Os trabalhos desenvolvidos por Bourgund e colaboradores 104,106 empregaram a separação por cromatografia líquida preparativa em fase normal com colunas ciano para obtenção de frações ácidas de petróleo.…”

Section: Relação Entre O Teor De Enxofre No Combustível E a Corrosão unclassified

Ácidos naftênicos no petróleo

Gruber¹,

Damasceno²,

Caramão³

et al. 2012

Quím. Nova

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Recebido em 22/7/11; aceito em 5/2/12; publicado na web em 15/5/12 NAPHTHENIC ACIDS IN PETROLEUM. Brazilian petroleum is known by its high acidity due to the presence of acidic constituents, especially naphthenic acids (NA). The total characterization of the NA in petrochemical samples has been receiving special attention in research and comprises an analytical challenge, mainly due to the complexity of their mixtures. Gas chromatography with mass detector (GC/MS) is the technique of analysis more used, but recently comprehensive two-dimensional gas chromatography (GC × GC) has been used, due to its high resolution, peak capacity and sensitivity. The goal of this article is to discuss the techniques for sample preparation and analysis of NA in petroleum.Keywords: petrochemicals samples; naphthenic acids; characterization of the NA. INTRODUÇÃONos últimos anos grande parte das reservas de petróleo descobertas em território brasileiro consiste de óleo pesado de baixo grau API (<20º), alta viscosidade e elevada acidez total. 1 A Empresa de Petróleo Brasileiro S/A, PETROBRAS, visando viabilizar a comercialização do petróleo vem investindo em programas de pesquisa e desenvolvimento, tais como, PRAVAP (Programa de Recuperação Avançada de Petróleo), PROTER (Programa de Tecnologias Estratégicas de Refino) e PROPES (Programa Tecnológico de Óleos Pesados).As fontes de óleo cru na América do Sul, incluindo o petróleo brasileiro, estão entre as mais ácidas do mundo.2,3 Tal acidez é responsabilizada por muitas dificuldades na utilização desta matéria-prima nas refinarias e no aproveitamento de seus resíduos.Os ácidos naftênicos (AN) são encontrados, predominantemente, em óleos imaturos, biodegradados, em óleos pesados e águas residuá-rias geradas no processo de extração do betume.4,5 Sua importância é salientada em geoquímica, aplicações comerciais, aspectos ambientais e corrosão. [2][3][4][5][6] O termo naftênico, correspondente a compostos cíclicos saturados, é usado para todos os tipos de ácidos encontrados em petróleos, mesmo os saturados lineares e os ramificados. 2,5,7 Os ácidos carboxílicos presentes no petróleo representam um grande problema para o refino e craqueamento do mesmo, devido ao seu efeito corrosivo em linhas de transferência de massa e calor, nas seções de entrada e refluxo de colunas (à pressão atmosférica e a vácuo) e nos condensadores das unidades de destilação das refinarias. 5 De forma geral, determina-se o teor de ácidos através da titulação com KOH, obtendo-se então o índice ou número de acidez naftênica. Este índice pode ser indicativo de atividade corrosiva da amostra, contudo, nada acrescenta quanto à qualidade do petróleo e à natureza dos ácidos presentes. Para caracterizar estes ácidos, é necessário extraí-los e analisá-los de forma individual. 2,5 O petróleo é constituído de uma mistura complexa de hidrocarbonetos com quantidade bastante significativa de isômeros, além destes, apresenta compostos contendo nitrogênio, oxigênio e enxofre, que dificultam as etapas de extração, isolamento e caract...

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Acidic biomarkers from Albacora oils, Campos Basin, Brazil

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Combining biomarker and bulk compositional gradient analysis to assess reservoir connectivity

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Ácidos naftênicos no petróleo

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