Manganese-Based Bifunctional as an Oil–Soluble Homogenous Catalyst for in–Situ Catalytic Upgrading of High Sulfur Heavy Crude Oil

عمر فائق المشعل; عطا عليوي حسين; طه اعشيوي عيسى

doi:10.52716/jprs.v15i4.972

المؤلفون

عمر فائق المشعل وزارة التعليم العالي والبحث العلمي
عطا عليوي حسين وزارة النفط/شركة مصافي الشمال
طه اعشيوي عيسى وزارة النفط/شركة مصافي الشمال

DOI:

https://doi.org/10.52716/jprs.v15i4.972

الكلمات المفتاحية:

Heavy crude oil, Catalytic upgrading heavy oil, Catalytic aquathermolysis, Oil-soluble catalyst, In-situ catalytic upgrading

الملخص

استخدم محفز نفثينات المنغنيز لأول مرة كمحفز قابل للذوبان في النفط في ترقية عينة نفط ثقيل ذو محتوى كبريتي عالي بوجود الماء. نفثينات المنغنيز ((C₂₂H₁₄MnO₄ هو محفز عبارة عن سائل ذو لون أسود متجانس ثنائي الوظيفة. كان أداء المحفز فعال في ترقية النفط الثقيل وتحسين خصائصه العامة من خلال مساهمة المحفز بأداء وظيفتين خلال التفاعل، منها دوره في التكسير بسبب احتوائه على 6% منغنيز (معدن). إضافة لذلك، أكثر من 90% من تركيب المحفز كان متمثلاً بالنفثينات، وهو مصدر للمذيبات المانحة للهيدروجين، والتي قدمت دور فعال في تفاعلات الهدرجة، ورفع نسبة H/C)) وجعل عملية إزالة الكبريت بالهيدروجين أسهل. حيث تم إجراء التفاعلات في مفاعل الأوتوكلاف بوجود النفط الثقيل مع الماء فقط من جانب، والنفط والماء مع المحفز من جانب اخر في ثلاث درجات حرارة مختلفة 200، 250 و300 درجة مئوية ولمدة 24 ساعة لكل تجربة. تم استخدام عدة تحليلات لتقييم أداء المحفز في تحسين وترقية خصائص النفط الثقيل، ومنها (اختبار قياس اللزوجة، تحليل SARA، تحليل كروماتوغرافيا الغاز، قياس توزيع المركبات المشبعة، وتحليل XRD الخاص بدراسة الهيكل الكيميائي للمحفز قبل وبعد التفاعل). بوجود المحفز، تم تحقيق أداء فعال لترقية النفط الثقيل عند 300 درجة مئوية عن طريق خفض اللزوجة من 2802 mPa.S)) إلى 1437 mPa.S))، وهو ما يعادل انخفاضًا بنسبة 51٪ في اللزوجة. علاوة على ذلك، في التجارب التي اجريت بغياب المحفز، كانت أدنى قيمة لزوجة عند 300 درجة مئوية هي 1962 mPa.S))، وهو ما يمثل انخفاضًا بنسبة 29٪ في اللزوجة. اضافة لذلك، ارتفع محتوى المركبات الخفيفة (المشبعة والعطرية) من 72% في عينة النفط الثقيل (قبل العملية) إلى 80.76% بوجود المحفز و75.69% بغياب المحفز. وهذا يتوافق مع نتائج التحاليل الأخرى التي أظهرت ارتفاع نسبة كبريتيد الهيدروجين أثناء تحليل الكروماتوغرافيا للغاز والكمية العالية من مركب MnS في بقايا الجزيئات الصلبة للمحفز بعد التفاعل والتي تم الكشف عنها في تحليل XRD الخاص بدراسة الهيكل الكيميائي للمحفز قبل وبعد التفاعل، مما يدل على قدرة المحفز على إجراء عدة تفاعلات، بما في ذلك التكسير، الهدرجة، وإزالة الكبريت بالهيدروجين.

المراجع

H. K. Abdel-Aal, M. A. Aggour, and M. A. Fahim, “Petroleum and gas field processing”, (1st ed.), CRC press, 2015. https://doi.org/10.1201/9780429258497.

J. J. Conti, P. D. Holtberg, J. A. Beamon, A. M. Schaal, J. C. Ayoub, and J. T. Turnure, “Annual energy outlook 2014”, US Energy Information Administration, vol. 2, 2014.

L. C. Castaneda, J. A. D. Munoz, and J. Ancheyta, “Current situation of emerging technologies for upgrading of heavy oils”, Catalysis Today, vol. 220-222, pp. 248–273, 2014. https://doi.org/10.1016/j.cattod.2013.05.016.

A. E. Outlook, “With Projections to 2050 (US Energy Information Administration, 2017),” Environmental Protection Agency, Washington, DC. https://www. eia. gov/outlooks/aeo, 2017.

K. Guo, H. Li, and Z. Yu, “In-situ heavy and extra-heavy oil recovery: A review”, Fuel, vol. 185, pp. 886–902, 2016. https://doi.org/10.1016/j.fuel.2016.08.047.

D. Vartivarian and H. Andrawis, “Elayed coking schemes are most economical for heavy-oil upgrading”, Oil & gas journal, vol. 104, no. 6, pp. 52–56, 2006.

E. Furimsky, “Catalysts for upgrading heavy petroleum feeds”, Elsevier, 2007.

G. M. Dhar, G. M. Kumaran, M. Kumar, K. S. Rawat, L. D. Sharma, B. D. Raju, and K. S. R. Rao, “Physico-chemical characterization and catalysis on SBA-15 supported molybdenum hydrotreating catalysts”, Catalysis Today, vol. 99, no. 3–4, pp. 309–314, 2005. https://doi.org/10.1016/j.cattod.2004.10.005.

T. N. Pham, D. Shi, and D. E. Resasco, “Evaluating strategies for catalytic upgrading of pyrolysis oil in liquid phase”, Applied Catalysis B: Environmental, vol. 145, pp. 10–23, 2014. https://doi.org/10.1016/j.apcatb.2013.01.002.

J. Alfadhli, A. Alhindi, A. Alotaibi, and D. Bahzad, “Performance assessment of NiMo/γ-Al2O3 catalysts for upgrading KEC-AR: An assessment of selected apparent kinetic parameters of selected hydrotreating reactions”, Fuel, vol. 164, pp. 38–45, 2016. https://doi.org/10.1016/j.fuel.2015.09.079.

A. Al-Marshed, A. Hart, G. Leeke, M. Greaves, and J. Wood, “Effectiveness of different transition metal dispersed catalysts for in situ heavy oil upgrading”, Industrial & Engineering Chemistry Research, vol. 54, no. 43, pp. 10645–10655, 2015. https://doi.org/10.1021/acs.iecr.5b02953.

A. Al-Marshed, A. Hart, G. Leeke, M. Greaves, and J. Wood, “Optimization of heavy oil upgrading using dispersed nanoparticulate iron oxide as a catalyst”, Energy & Fuels, vol. 29, no. 10, pp. 6306–6316, 2015. https://doi.org/10.1021/acs.energyfuels.5b01451.

A. Yusuf, R. S. Al-Hajri, Y. M. Al-Waheibi, and B. Y. Jibril, “In-situ upgrading of Omani heavy oil with catalyst and hydrogen donor”, Journal of Analytical and Applied Pyrolysis, vol. 121, pp. 102–112, 2016. https://doi.org/10.1016/j.jaap.2016.07.010.

A. Hart, J. Wood, and M. Greaves, “In situ catalytic upgrading of heavy oil using a pelletized Ni-Mo/Al2O3 catalyst in the THAI process”, Journal of Petroleum Science and Engineering, vol. 156, pp. 958–965, 2017. https://doi.org/10.1016/j.petrol.2017.06.067.

C. Yuan, D. A. Emelianov, M. A. Varfolomeev, N. O. Rodionov, M. A. Suwaid, and I. R. Vakhitov, “Mechanistic and kinetic insight into catalytic oxidation process of heavy oil in in-situ combustion process using copper (Ⅱ) stearate as oil soluble catalyst”, Fuel, vol. 284, p. 118981, 2021. https://doi.org/10.1016/j.fuel.2020.118981.

F. Zhao, Y. Liu, Z. Fu, and X. Zhao, “Using hydrogen donor with oil-soluble catalysts for upgrading heavy oil”, Russian Journal of Applied Chemistry, vol. 87, no. 10, pp. 1498–1506, 2014. https://doi.org/10.1134/S1070427214100164.

L. A. Rankel, “Hydrocracking vacuum resid with Ni W bifunctional slurry catalysts”, Fuel processing technology, vol. 37, no. 2, pp. 185–202, 1994. https://doi.org/10.1016/0378-3820(94)90015-9.

H. Luo, W. Deng, J. Gao, W. Fan, and G. Que, “Dispersion of water-soluble catalyst and its influence on the slurry-phase hydrocracking of residue”, Energy & Fuels, vol. 25, no. 3, pp. 1161–1167, 2011. https://doi.org/10.1021/ef1014378.

J. Cui, Z. Zhang, X. Liu, L. Liu, and J. Peng, “Analysis of the viscosity reduction of crude oil with nano-Ni catalyst by acoustic cavitation”, Fuel, vol. 275, p. 117976, 2020. https://doi.org/10.1016/j.fuel.2020.117976.

M. Alaei, M. Bazmi, A. Rashidi, and A. Rahimi, “Heavy crude oil upgrading using homogenous nanocatalyst”, Journal of Petroleum Science and Engineering, vol. 158, pp. 47–55, 2017. https://doi.org/10.1016/j.petrol.2017.08.031.

F. A. Aliev et al., “In-situ heavy oil aquathermolysis in the presence of nanodispersed catalysts based on transition metals”, Processes, vol. 9, no. 1, pp. 1–22, 2021. https://doi.org/10.3390/pr9010127.

M. A. Coronel-García, A. I. R. de la Torre, J. M. Domínguez-Esquivel, J. A. Melo-Banda, and A. L. Martínez-Salazar, “Heavy oil hydrocracking kinetics with nano-nickel dispersed in PEG300 as slurry phase catalyst using batch reactor”, Fuel, vol. 283, p. 118930, 2021. https://doi.org/10.1016/j.fuel.2020.118930.

J. Ancheyta, “Modeling of processes and reactors for upgrading of heavy petroleum”, CRC Press, 2013.

“Specification sheet.,” Schmierungstechnik, vol. 19, no. 2, 1988, pp. 61–63, 1988.

X. D. Tang, X. D. Chen, J. J. Li, L. Y. Deng, and G. J. Liang, “Experimental study on homogeneous catalytic upgrading of heavy oil”, Petroleum Chemistry, vol. 57, no. 12, pp. 1018–1023, 2017. https://doi.org/10.1134/S0965544117120143.

K. Chao, Y. Chen, H. Liu, X. Zhang, and J. Li, “Laboratory experiments and field test of a difunctional catalyst for catalytic aquathermolysis of heavy oil”, Energy & Fuels, vol. 26, no. 2, pp. 1152–1159, 2012. https://doi.org/10.1021/ef2018385

C. W. Brown, P. F. Lynch, and M. Ahmadjian, “Applications of infrared spectroscopy in petroleum analysis and oil spill identification”, Applied Spectroscopy Reviews, vol. 9, no. 1, pp. 223–248, 1975. https://doi.org/10.1080/05704927508081491.

A. A. Al-Muntaser, M. A. Varfolomeev, M. A. Suwaid, D. A. Feoktistov, C. Yuan, A. E. Klimovitskii, B. I. Gareev, R. Djimasbe, D. K. Nurgaliev, S. I. Kudryashov, E. V. Egorova, A. V. Fomkin, O. V. Petrashov, I. S. Afanasiev, and G. D. Fedorchenko, “Hydrogen donating capacity of water in catalytic and non-catalytic aquathermolysis of extra-heavy oil: Deuterium tracing study”, Fuel, vol. 283, p. 118957, 2021. https://doi.org/10.1016/j.fuel.2020.118957.

T. Sato, S. Mori, M. Watanabe, M. Sasaki, and N. Itoh, “Upgrading of bitumen with formic acid in supercritical water”, The Journal of Supercritical Fluids, vol. 55, no. 1, pp. 232–240, 2010. https://doi.org/10.1016/j.supflu.2010.07.010.

P. R. Kapadia, M. S. Kallos, and I. D. Gates, “A new reaction model for aquathermolysis of Athabasca bitumen”, The Canadian Journal of Chemical Engineering, vol. 91, no. 3, pp. 475–482, 2013. https://doi.org/10.1002/cjce.21662.

S. K. Maity, J. Ancheyta, and G. Marroquín, “Catalytic aquathermolysis used for viscosity reduction of heavy crude oils: a review”, Energy & Fuels, vol. 24, no. 5, pp. 2809–2816, 2010. https://doi.org/10.1021/ef100230k.

J. Li, Y. Chen, H. Liu, P. Wang, and F. Liu, “Influences on the aquathermolysis of heavy oil catalyzed by two different catalytic ions: Cu2+ and Fe3+”, Energy & fuels, vol. 27, no. 5, pp. 2555–2562, 2013. https://doi.org/10.1021/ef400328s.

H. Jia, P.-G. Liu, W.-F. Pu, X.-P. Ma, J. Zhang, and L. Gan, “In situ catalytic upgrading of heavy crude oil through low-temperature oxidation”, Petroleum Science, vol. 13, no. 3, pp. 476–488, 2016. https://doi.org/10.1007/s12182-016-0113-6.

J. Wang, T. Wang, X. Hou, and F. Xiao, “Modelling of rheological and chemical properties of asphalt binder considering SARA fraction”, Fuel, vol. 238, pp. 320–330, 2019. https://doi.org/10.1016/j.fuel.2018.10.126.

Y. L. Chen, P. Li, Y. Q. Wang, and J. He, “Change of carbazole compounds in heavy oil by catalytic aquathermolysis and the catalytic mechanism of viscosity reduction”, Journal of Fuel Chemistry and Technology, vol. 39, no. 4, pp. 271–277, 2011.

A. V. Vakhin, S. A. Sitnov, I. I. Mukhamatdinov, F. A. Aliev, S. I. Kudryashov, I. S. Afanasiev, O. V. Petrashov, M. A. Varfolomeev, and D. K. Nurgaliev, “Aquathermolysis of heavy oil in reservoir conditions with the use of oil-soluble catalysts: part III–changes in composition resins and asphaltenes”, Petroleum Science and Technology, vol. 36, no. 22, pp. 1857–1863, 2018. https://doi.org/10.1080/10916466.2018.1514413.

W. L. Qin and Z. L. Xiao, “The researches on upgrading of heavy crude oil by catalytic aquathermolysis treatment using a new oil-soluble catalyst”, in Advanced Materials Research, Trans Tech Publ, 2013, pp. 1428–1432. https://doi.org/10.4028/www.scientific.net/AMR.608-609.1428.

J. B. Hyne, P. D. Clark, R. A. Clarke, J. Koo, and J. W. Greidanus, “Aquathermolysis of heavy oils”, Rev. Tec. INTEVEP;(Venezuela), vol. 2, no. 2, 1982.

Y. Wang, Y. Chen, J. He, P. Li, and C. Yang, “Mechanism of catalytic aquathermolysis: Influences on heavy oil by two types of efficient catalytic ions: Fe3+ and Mo6+”, Energy & fuels, vol. 24, no. 3, pp. 1502–1510, 2010. https://doi.org/10.1021/ef901339k.

A. A. Saraev et al., “XAS study of Mo-based dispersed catalysts for upgrading of heavy oil”, Radiation Physics and Chemistry, vol. 175, 2020, https://doi.org/10.1016/j.radphyschem.2019.05.025.