Исследование устойчивости и кинетики агрегации тяжелых фракций в нефтях Урус-Тамакского месторождения Текст научной статьи по специальности «Физика». Кос в нефти


Диссертация на тему «Состав и распределение кислородорганических соединений в нефтях юрских отложений Западной Сибири» автореферат по специальности ВАК 02.00.13 - Нефтехимия

1. Богомолов, А. И. Химия нефти и газа: учеб. пособие для вузов / А.И. Богомолов, А. А. Гайле, В. В. Громова и др.; под ред. В.А. Проскурякова, А. Е. Драбкина. 3-е изд., доп. и исправ. - СПб: Химия, 1995. - 448 с.

2. Камьянов, В. Ф. Гетероатомные компоненты нефтей / В.Ф. Камьянов, B.C. Аксенов, В.И. Титов. Новосибирск: Наука, 1983. - 238 с.

3. Савиных, Ю. В. Кислородсодержащие соединения нефтей Самотлорского месторождения / Ю.В.Савиных, Н.А.Ильюшенко, О.Э.Башлай, Е.Е.Сироткина // Нефтехимия. 1985. - Т. 25. - № 3. - С. 360-363.

4. Химический состав нефтей Западной Сибири / O.A. Бейко, А.К. Головко, Л. В. Горбунова и др.. Новосибирск: Наука. Сиб. Отделение, 1988. - 288 с.

5. Савиных, Ю. В. Кислородорганические соединения нефти: дис. . док. хим. наук: 02.00.13 / Юрий Валентинович Савиных. Томск, 1997. - 208 с.

6. Гончаров, И. В. Геохимия нефтей Западной Сибири / И. В. Гончаров. М.: Недра, 1987. - 181 с.

7. Гончаров, И. В. Карбонилсодержащие соединения в нефтях Западной Сибири / И.В. Гончаров, И. Г. Звездова, Л. М. Шаламова // Геология нефти и газа. 1982. - №1. - С. 36-39.

8. Seifert, W. К. Carboxylic acids in petroleum and sediments / W. K. Seifert // Fortschritte der chemie organischer Naturstoffe. 1975. - № 32. - 50 p.

9. Паркер, П. Л. Жирные кислоты и спирты / П. Л. Паркер // Органическая геохимия / под ред. Дж. Эглинтона и М. Мерфи. Л.: Недра, 1974. - С. 255-270.

10. Аксенов, В. С. Кислородсодержащие соединения нефтей / В. С.Аксенов, Т. А. Сагаченко, В. Ф. Камьянов // Нефтехимия. 1983. - Т. 23. - № 1. - С. 3-19.

11. Добрянский, А. Ф. Химия нефти / А. Ф. Добрянский Л.: Гостоптехиздат, 1961.-224 с.

12. Фролов, Е. Б. Кислоты Сураханской нефти / Е.Б. Фролов, Н.А. Ванюкова, А. И. Микая и др. // Нефтехимия. 1985. - Т. 25. - № 3. - С. 364-372.

13. Фролов, Е. Б. Состав кислот промышленной западносибирской нефти / Е.Б. Фролов, Н.А. Ванюкова, П. И. Санин // Нефтехимия. 1986. - Т. 26. - № 4. - С. 482-486.

14. Ванюкова, Н. А. Кислоты нефтей Тимано-Печорской провинции / Н.А. Ванюкова, Е.Б. Фролов, П. И. Санин и др. // Нефтехимия. 1990. - Т. 30. - № 5. - С. 579584.

15. Vandergrift, G. F. Quantitative study of the carboxylic acids in Green River oil shale bitumen / G. F. Vandergrift // Fuel. 1980. -V. 59. - P. 627-633.

16. Azevedo, D. A. Extended saturated and monoaromatic tricyclic terpenoid carboxylic acids found in Tasmanian tasmanite / D. A. Azevedo, F. R. Aquino Neto, B.R.T. Simoneit // Org. Geochem. 1994. - Y.22. - № 6. - P. 991-1004.

17. Peters, A. W. High resolution mass-spectrographic method for the analysis of nitrogen and oxygen-containing material derived from petroleum / A. W. Peters, J. G. Bendoraitis // Anal. Chem. 1976. - V. 48. - № 7. - P. 968-973.

18. Leo, R. F. Branched fatty acids in sediments / R. F. Leo, P. L. Parker // Science. -1966. V. 152. - № 3722. - P. 649-650.

19. Cason, J. Isolation of isoprenoid acids from a California petroleum / J. Cason, D. Graham // Tetrahedron. 1965. - № 21. - P. 471-483.

20. Haug, P. Isoprenoid and dicarboxylic acids isolated from the Green River shale (Eocene) / P. Haug, II. K. Schnoes, A. L. Burlingame // Science. 1967. - V. 158. - P. 772-773.

21. Burlingame, A. L. Analysis of the mineral entrapped fatty acids isolated from the Green River formation / A. L. Burlingame, B. R. Simoneit // Nature. 1968. - V.218. - № -20. -P. 252-258.

22. Жильцов, H. И. Групповой состав карбоновых кислот нефтей Западной Сибири / Н.И. Жильцов, В. А. Ершов, Т. И. Самохвалова // Химия и технология топ л ив и масел. 1982. - № 4. - С. 29-33.

23. Фролов, Е. Б. Свободные и связанные кислоты самотлорской нефти / Е. Б. Фролов, Н. А. Ванюкова, П. И. Санин // Материалы совещания по высокомолекулярным соединениям нефти / СО АН СССР. Ин-т химии нефти. -Томск, 1985. С. 60-61.

24. Riboulleau, A. Origin of contrasting features and preservation pathways in kerogens from the Kashpir oil shales (Upper Jurassic, Russian Platform) / A. Riboulleau, S. Derenne, C. Largeau, F. Baudin // Org. Geochem. 2001. - V. 32. - Is. 5. - P. 647-665.

25. Salmon, V. Protection of organic matter by mineral matrix in Cenomanian black shale / V. Salmon, S. Derenne, E. Lallier-Verges, C. Largeau, B. Beaudoin // Org. Geochem. -2000.-V. 31.-P. 463-474.

26. Тиссо, Б. Образование и распространение нефти / Б. Тиссо, Д. Вельте. М.: Мир, 1981.-501 с.

27. Fulco, A. J. Fatty acids metabolism in bacteria / A. J. Fulco // Progress in lipid research. 1983. - Vol. 22. - P. 133-160.

28. Vollunan, J. K. Microalgal biomarkers: A review of recent research developments / J. K. Volkman, S. M. Barrett, S. I. Blackburn, M. P. Mansour, E. L. Sikcs, F. Gelin // Org. Geochem.- 1998.-V. 29. No. 5-7.-P. 1163-1179.

29. Жильцов, H. И. Карбоновые кислоты из нефтей Западной Сибири / Н.И. Жильцов, В. А. Ершов, Т. Ф. Захарова // Химия и технология топлив и масел. 1982. - № 1.-С. 31-32.

30. Стахина, Л. Д. Выделение кислот и фенолов из сложных смесей углеводородов / Л. Д. Стахина, Ю. В. Савиных, Е.Е. Сироткина // Изв. СО АН СССР. Сер. хим. наук. 1986. - Вып. 3. - С. 86-89.

31. Жильцов, Н. И. Об источниках происхождения нефтяных жирных кислот / Н.И. Жильцов, В. А. Ершов, А. X. Шакирова и др. // Проблемы нефти и газа Тюмени. -1981.-Вып. 55.-С. 45-48.

32. Ершов, В. А. Исследование карбоновых кислот нефтей Нижневартовского свода / В. А. Ершов, Н.И. Жильцов, В. С. Носова, А. X. Шакирова // Вопросы интенсификации добычи и подготовки нефти в Западной Сибири. — Тюмень: изд. СИБНИИНП, 1982. С. 131-136.

33. Ершов, В. А. Изопреноидные кислоты и их углеводородные аналоги в нефтях Западной Сибири / В. А. Ершов, Н.И. Жильцов, А. X. Шакирова, Т В. Ярославцева // Проблемы нефти и газа Тюмени. 1982. - № 56. - С. 14-16.

34. Амброх, Р. В. Исследование группового состава нафтеновых кислот дизельного дистиллята смеси ромашкинской и мухановской нефтей / Р. В. Амброх // Нефтехимия. 1972. -Т. 12. - С. 230-233.

35. Фролов, Е. Б. Гопановые кислоты в нефтях Старогрозненского месторождения / Е. Б. Фролов, Н. А. Ванюкова, П. И. Санин, О. П. Паренаго // Нефтехимия. 1991. - Т. 31. - № 5. - С. 592-600.

36. Jaffe, R. Carboxylic acids as indicator of oil migration: II. Case of Mahakam Delta, Indonesia / R. Jaffe, P. Albrecht, J. L. Oudin // Geochim. Cosmochim. Acta. 1988. V. 52, N 11.- P. 2599-2607.

37. Haug, P. Aromatic carboxylic acids isolated from the Colorado Green River formation (Eocene) / P. Haug, H. K. Schnoes, A. L. Burlingame // Geochim. Cosmochim. Acta.- 1968.-V. 33. -N2.-P. 358-364.

38. Guenter, F. R. Determination of phenolic compounds in alternative matrices / F. R. Guenter, S .N. Parris, S. N. Chesler, L. R. Gilpert // J. Chromatogr. 1981. - N 201. - P. 256261.

39. Ioppolo-Armanios, M. Identification and analysis of Со-Сз-phenols in some Australian crude oils / M. Ioppolo-Armanios, R. Alexander, R.I. Kagi // Org. Geochem. 1992, Vol. 18.-No. 15.-P. 603-609.

40. Ioppolo-Armanios, M. Identification and origins of isopropylmethylphenols in crude oils / M. Ioppolo-Armanios, R. Alexander, R.I. Kagi // Org. Geochem. — 1994, Vol. 22. -No. 3-5. P. 815-823.

41. Seifert, W, K. Interfacially active acids in a California crude oil. Isolation of carboxylic acids and phenols / W. K. Seifert, W. G. Howells // Anal. Chem. 1969. - V. 41. - N. 4.-P. 554-562.

42. Шаботкин, И. Г. Групповой состав фенолов нефтей Малоичского и Самоглорского месторождений / И. Г. Шаботкин, Н. В. Бурмистрова, Ю. П. Туров // Изучение состава и свойств компонентов нефтей. Томск, 1983. - С. 57-63.

43. Жильцов, Н. И. Исследование группового состава нефтяных фенолов Западной Сибири методом масс-спектрометрии / Н. И. Жильцов, В. А. Ершов, Т. Ф. Захарова и др. // Нефтехимия. 1981. - Т. 21. - С. 812-819.

44. Гончаров, И. В. К вопросу о составе нефтяных фенолов / И. В. Гончаров, В. И. Кулаченко // Нефтехимия. 1978. - Т. 18. - № 5. - С. 816-821.

45. Гончаров, И. В. Исследование состава фенолов нефтей Западной Сибири / И. В. Гончаров, В. И. Кулаченко, Г. Д. Гальперн, Б. А Луговик // Нефтехимия. 1979. - Т. 19. - № 2. - С. 255-258.

46. Bastow, Т. P. Origins of alkylphenols in crude oils: hydroxylation of alkylbenzenes / T. P. Bastow, B.G.K van Aarssen, R. Alexander, R.I. Kagi // Org. Geochem. 2005. - V. 36. -No 7.-P. 991-1001.

47. Jenkins, G. I. The occurrence and determination of carboxylic acids and esters in petroleum / G.I. Jenkins // J. Inst. Petrol. 1965. -V 51. -N. 501. -P.313-322.

48. Гончаров, И. В. Кислые и основные компоненты в нефтях Западной Сибири / И.В. Гончаров // Нефтехимия. 1983. - Т. 23. - № 1. -С. 121-129.

49. Белицкая, Е.А. Нефти Колтогорского прогиба и прилегающих районов (Западная Сибирь). Особенности состава ароматических соединений / Е.А. Белицкая, О.В. Серебренникова, П.Б. Кадычагов // Нефтехимия. 2008. - Т. 48. - № 4. - С. 262-270.

50. Iida, Т. Identification of normal paraffins, olefins, ketones and nitriles from Colorado shale oil / T. Iida, E. Yoshii, E. Kitatsuji // Anal. Chem. -1966. V.38. - N9. - P.1224-1227.

51. Regtop, R. A. Chemical characterization of shale oil from Rundle, Queensland / R.A. Regtop, P.T. Crisp, J. Ellis //Fuel. -1982. -V.61. -N 2. -P.l85-192.

52. Rovere, С. E. Chemical characterization of shale oil from Condor, Australia / C.E. Rovere, P.T. Crisp, J. Ellis, P.D. Botton//Fuel. -1983. -V.62. -№11. -P.l274-1282.

53. Harvey, T. G. Determination of carbonyl compounds in an Australian (Rundle) shale oil / T.G. Harvey, T.V. Matheson, K.S. Pratt, M.S. Stanborough // J. Chromatogr. -1985. -V.319. N2. - P.230-234.

54. Deniau, I. Occurrence and nature of thermolabile compounds in the Boom clay kerogen (Oligocene, underground Mol Laboratory, Belgium) / I. Deniau, S. Derenne, C. Beaucaire, H. Pitsch, C. Largeau // Org. Geochem. 2004. - Vol. 35. - P. 91-107.

55. Harvey, T. G. Chemical Class Separation of organics in shale oil by thin-layer chromatography / T.G. Harvey, T.V. Matheson, K.S. Pratt, M.S. Stanborough // Anal. Chem. -1984. V. 56. - № 8. - P. 1277-1281.

56. Klesment, I. Application of Chromatographic methods in biogeochemical investigations', determination of the structures of sapropelites by thermal decomposition / I. Klesment // J. Chromatogr. 1974. - Vol. 91. - P. 705-713.

57. Teerman, S. C. Evaluation of the liquid hydrocarbon potential of coal by artificial maturation techniques / S.C. Teerman, R.J. Hwang // Org. Geochem. -1991. V.17. - No.6. - P. 749-764.

58. Leif, R. N. Ketones in hydrothermal petroleums and sediment extracts from Guaymas Basin, Gulf of California / R.N. Leif, B.R.T. Simoneit // Org. Geochem. 1995. - Vol. 23. - P. 889-904.

59. Anders, D. E. Polar constituents isolated from Green River oil shale / D.E Anders., F.G. Doolittle, W.E. Robinson// Geochim. Cosmochim. Acta. 1975. -V.39. - P.1423-1430.

60. Saban, M. Polar constituents isolated from the Aleksinac oil shale / M. Saban, S. Porter, C. Costello, M. Djuricic, D. Vitorovic // In Advances in Organic Geochemistry. 1979. -P.559-566.

61. Logan, G. A. Biogeochemistry of Miocene lacustrine deposit, at Clarkia, northern Idaho, U.S.A. / G.A. Logan, G. Eglinton // Org. Geochem. 1994. - Vol. 21. - No. 8/9. - P. 857870.

62. Snyder, L. R. Nitrogen and oxygen compound types in petroleum. Total analysis of 700-850°F distillate from a California crude oil / L.R. Snyder, B.E. Buell, H.E. Howard //Anal. Chem. 1968. - Vol. 40. - № 8. - P.1303-1317.

63. Latham, D. R. Identification of fluorenones in Wilmington petroleum by gas-liquid chromatography and spectrometry / D.R. Latham, C.R. Ferrin, J.S. Ball // Anal. Chem. 1962. -Vol. 34.-No. 3. - P. 311-313.

64. Mojesky, T. W. Detection of methyl fluorenons in Atabasca oil sand bitumens / T.W. Mojesky, O.P. Strausz // Org. Geochem. 1986. - No. 9. - P. 31-37.

65. Bennett, B. The isolation, occurrence and origin of fluorenones in crude oils and rock extracts / B. Bennett, S.R. Larter // Org. Geochem. 2000. - Vol. 31. - P. 117-126.

66. Wilkes, H. Fluoren-9-ones and carbazoles in the Posidonia Shale, Hills Syncline, northwest Germany / H. Wilkes, H. Clegg, U. Disco, H. Willsch, B. Horsfield // Fuel. 1998. -V.77. - N7. - P.657-668.

67. Wilkes, H. Aromatic aldehydes and ketones in the Posidonia Shale, Hils Syncline, Germany / H. Wilkes, U. Disco, B. Horsfield // Org. Geochem. 1998. - Vol. 29. - No. 1-3. -P.107-117.

68. Oldenburg, Т. B. P. Xanthones novel aromatic oxygen-containing compounds in crude oils / T.B.P. Oldenburg, H. Wilkes, B. Horsfield, A.C.T. van Duin, D. Stoddart, A. Wilhelms // Org. Geochem. - 2002. - Vol. 33. - P. 595-609.

69. Azevedo, D. A. Possible origin of acyclic (linear and isoprenoid) and tricyclic terpane methyl ketones in a Tasmanian tasmanite bitumen / D. A. Azevedo, C. J. Andre Zinu, F. R. Aquino Neto, B.R.T. Simoneit // Org. Geochem. 2001. - V. 32. - P. 443-448.

70. George, S. C. Ketones in a Proterozoic dolerite sill / S.C. George, D.R. Jardine // Org. Geochem. 1994. - V. 21. - No. 8/9. - Pp.829-839.

71. Van Graas, G. Kerogen of Toarcian shales of the Paris Basin. A study of its maturation by flash pyrolysis techniques / G. Van Graas, J. W. de Leeuw, P.A. Schenck, J. Haverkamp // Geochim. Cosmochim. Acta. 1981. - Vol.45. - P. 2465-2474.

72. Allard, B. An improved method for the isolation of artifact-free algaenans from microalgae / B. Allard, J. Templier, C. Largeau // Org. Geochem. 1998. - Vol. 28. - P. 543548.

73. Cranwell, P. A. Organic geochemistry of Cam Loch (Sutherland) sediments / P.A. Cranwell // Chem. Geol. 1977. - 20. - N.3. - P. 205-221.

74. Volkman, J. K. Lipid composition of coastal marine sediments from the Peru upwelling region / J.K. Volkman, J.W. Farrington, R.B. Gagosian, S.G. Wakeham // In Advances in Organic Geochemistry. 1981. - P.228-240.

75. Albaijes, J. Extractable and bound neutral lipids in some lacustrine sediments / J. Albaijes, J. Algaba, J.Grimalt// Org. Geochem. 1983. -N.6. - P.223-236.

76. Morrison, R. I. Long-chain methyl ketones in soils / R.I. Morrison, W. Bick // Chem. Ind. 1966, P. 596-597.

77. Volkman, J. К. Sources of neutral lipids in a temperate intertidal sediment / J.K. Volkman, F.T. Gillian, R.B. Johns, G. Eglington // Geochim. Cosmochim. Acta. 1981. - Vol. 45. - P.1817-1828.

78. Jaffe, R. Origin and transport of sedimentary organic matter in to subtropical estuaries: a comparative, biomarker-based study / R. Jaffe, R. Mead, M.E. Hernandez, M.C. Peralbal, O.A. Guida// Org. Geochem. -2001. Vol. 32. - P. 507-526.

79. Reiley, G. The biogeochemistry of Ellesmere Lake, U.K. I: source correlation of leaf wax inputs to the sedimentary lipid record / G. Reiley, R.J. Collier, D.M. Jones, G. Eglinton // Org. Geoch. - 1991. - Vol. 17. - P. 901-912.

80. Leif, R. N. Hydrous pyrolysis of П-С32Н66 in the presence and absence of inorganic components / R.N. Leif, B.R.T. Simoneit, K.A. Kvenvolden // ACS Div. Fuel Chem. 1992. -Vol. 37. - P.1748-1753.

81. Наметкин, H. С. Нафтеновые кислоты и продукты их химической переработки / Н.С. Наметкин, Г.М. Егорова, В.Х. Хамаев. М.: Химия, 1982. - 184 с.

82. Кулиев, А. М. Нафтеновые кислоты / A.M. Кулиев, Р.Ш. Кулиев, К.И. Антонова. М.: Химия, 1965. - 119 с.

83. Amat, М. Etude coomparative de deux methods pour Textration selective des acides carboxyliques des petroles / M. Amat, P. Arpino, J. Orrit et al. // Analysis. 1980. -Vol. 8,-№5.-P. 179-184.

84. A. c. 1209677 СССР, МКИ4 С 07 С 39/00, 53/00. Способ выделения фенолов и/или кислот из углеводородных смесей / Е.Е. Сироткина, Ю.В. Савиных, Л.Д. Стахина (СССР). № 3756147/23-04; заявл. 09.04.84; опубл. 1986, Бюл. № 5.

85. Holstein, W. Isolation of carbonyl compounds from crude oil with Girard -T-reagent. Separation high performance liquid chromatography / W. Holstein, D. Severin // Erdol und Kohle Erdgas Petrochem. - 1979. - V.32. - № 10. - P. 487.

86. Савиных, Ю.В. Кетоны в нефтях Западной Сибири / Ю.В. Савиных, Л.Д. Стахина // Нефтехимия. 1996. - Т. 36. - № 1. - С.10-15.

87. Willsch, Н. Liquid Chromatographic Separation of Sediment, Rock and Coal Extracts and Crude Oil into Compound Classes / H. Willsch, II. Clegg, B. Horsfield, M. Radke, II. Wilkes // Anal. Chem. -1997. V.69. - P. 4203-4209.

88. Петров, Ал. А. Углеводороды нефти / Ал. А. Петров. М.: Наука, 1984. - 264с.

89. Герасимова, Н. Н. Гетероорганические соединения юрских нефтей Нюрольской впадины / Н.Н. Герасимова, Е.Ю. Коваленко, В.П. Сергун, Т.А. Сагаченко, Р.С. Мин // Геология нефти и газа. 2006. - № 4. - С.39-44.

90. Коваленко, Е. Ю. Распределение гетероатомных компонентов в нефтях с различным содержанием серы / Е.Ю. Коваленко, Н.Н. Герасимова, В.П. Сергун, Т.А. Сагаченко, Р.С. Мин // Нефтепереработка и нефтехимия. 2005. - № 12. - С. 3-6.

91. Казицына, Л.А. Применение УФ, ИК и ЯМР спектроскопии в органической химии: учеб. пособие для вузов / Л.А. Казицына, Н.Б. Куплетская. - М., Высшая школа, 1971.-264 с.

92. Глебовская, Е. А. Применение инфракрасной спектроскопии в нефтяной геохимии / Е.А. Глебовская. Л.: Недра, 1971. - 140 с.

93. Калугина, Н. П. Инфракрасная спектрометрия при геохимических исследованиях нефтей и конденсатов (на примере месторождений Туркменистана) / Н.П. Калугина; под ред. Е.А. Глебовской. Ашхабад: Ылым, 1986. - 156 с.

94. Стрельникова, Е. Б. Концентрирование нефтяных органических кислот и кетонов двухступенчатой хроматографией с использованием модифицированногосорбента / Е.Б. Стрельникова, JI. Д. Стахина, Т. В. Петренко / ЖАХ. 2009. - Т. 64. - № 1. -С. 12-17.

95. Современные методы исследования нефтей: справочно-методическое пособие / под ред. А.И. Богомолова, М.Б. Темянко, Л.И. Хотынцевой М.: Недра, 1984. - 431 с.

96. ГОСТ 3900-85 (СТСЭВ 6754-89). Нефть и нефтепродукты. Методы определения плотности. Введ. 1987-01-01. — М.: Госстандарт России: Изд-во стандартов, 2006.-36 с.

97. Методы количественного органического элементного анализа / Н.Э. Гельман, Е.А. Терентьева, Т.М. Шанина и др. М.: Химия, 1987. - 296 с.

98. Штерн, Э. Электронная абсорбционная спектроскопия в органической химии / Э. Штерн, К. Тиммонс. М.: Мир, 1974. - 295 с.

99. Фадеева, В. И. Основы аналитической химии. Практическое руководство: учеб. пособие для вузов / В.И. Фадеева, Т.Н. Шеховцова, В.М. Иванов; под ред. Ю.А. Золотова Москва: Высшая школа, 2001. - 463 с.

100. Buel, В. Е. Differential titration of acids and very weak acids in petroleum with tetrabutylammonium hydroxide and pyridine-benzene solvent / B.E. Buel // Anal.Chem. 1967. -V.39. - No 7.-P.762 -764.

101. A.c. 1385070 СССР, МКИ4 G 01 N 31/16. Способ раздельного определения кислот и фенолов в их смеси / Ю.В. Савиных, Л.Д. Стахина, С.И. Писарева, Н.А. Бессараб, В.И. Карпицкий, А.А. Сидоренко (СССР). № 409337/31-04; заявл. 28.05.86; опубл. 1988; Бюл. №12.

102. Стасова, О. Ф. Состав нефтей нижнесреднеюрских отложений Томской области / О. Ф. Стасова, Н.И. Ларичкина // Геохимия. 1999.- № 7. - С. 742-747.

103. Старобинсц, И. С. Углеводородные системы юго-востока Западной Сибири / И.С. Старобинец, Т.Н. Немченко // Геология нефти и газа. 2002,- № 4.- С. 26-33.

104. Стасова, О. Ф. Типы нефтей юрских резервуаров юго-восточной части Западно-Сибирской плиты / О. Ф. Стасова, А. И. Ларичев, Н.И. Ларичкина // Геология нефти и газа. 1998. - № 7. - С. 4-11.

105. Ивантер, Э. В. Введение в количественную биологию: учеб. пособие / Э.В. Ивантер, А.В. Коросов. Петрозаводск, ПетрГУ, 2003. - 304 с.

106. ГОСТ Р 51858-2002. Нефть. Общие технические условия Введ. 2002-07-01. - М.: Госстандарт России: Изд-во стандартов, 2006. - 12 с.

107. Стрельникова, Е. Б. Типизация нефтей юры юго-востока Западной Сибири по данным ИК-спектрометрии / Е.Б. Стрельникова, О.В. Серебренникова, Н.В. Рябова // Нефтехимия. 2008. - Т. 48. - № 6. - С. 418-425.

www.dissercat.com

Исследование устойчивости и кинетики агрегации тяжелых фракций в нефтях Урус-Тамакского месторождения Текст научной статьи по специальности «Физика»

ИССЛЕДОВАНИЕ УСТОЙЧИВОСТИ И КИНЕТИКИ АГРЕГАЦИИ ТЯЖЕЛЫХ ФРАКЦИЙ В НЕФТЯХ УРУС-ТАМАКСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

Е.Е. Городецкий, В.А. Дешабо, В.И. Косов, В.А. Курьяков,

Д.И. Юдин, И.К. Юдин (Институт проблем нефти и газа РАН), Б.А. Григорьев (ООО «Газпром ВНИИГАЗ»),

Л.М. Петрова (Институт органической и физической химии им. А.Е. Арбузова КНЦ РАН)

Проблема моделирования нефтей с целью описания их физикохимических свойств является сложной задачей не только из-за исключительного разнообразия компонентного состава этого класса углеводородных систем, но и из-за возможности резкого изменения их свойств при небольших изменениях состава. Такие изменения всегда обусловлены различными фазовыми переходами, которые могут иметь место даже при незначительных изменениях внешних условий, неизбежно происходящих при добыче и транспортировке нефти. Одним из таких фазовых переходов является потеря устойчивости нефти по отношению к выпадению тяжелых фракций, состоящих, главным образом, из смол, асфальтенов и парафинов. Асфальтены характеризуются высоким дипольным моментом и фактически являются поверхностно-активными веществами, которые способствуют образованию в нефтяной системе тех или иных пространственных надмолекулярных структур. При изменении состава тяжелых фракций или под воздействием других внешних факторов, например температуры или давления, надмолекулярные структуры могут испытывать последовательность фазовых переходов, которые могут сопровождаться значительным изменением свойств нефти [1, 2].

Данная работа посвящена исследованию устойчивости нефтей Урус-Тамакского месторождения (Республика Татарстан) по отношению к выпадению тяжелых фракций при разбавлении этих нефтей гептаном. В качестве объекта исследования были выбраны нефти, добытые с разных горизонтов этого месторождения. Десять образцов такой нефти были предоставлены институтом органической и физической химии им. А.Е. Арбузова КНЦ РАН.

Метод измерений

В качестве основного экспериментального метода использовался метод динамического рассеяния света (фотонная корреляционная спектроскопия) [3, 4]. Метод основан на измерении временной корреляционной функции флуктуаций концентрации частиц, рассеивающих свет. Обработка измеренных корреляционных функций с помощью программ полидисперсного анализа позволяет определить характерные времена всех гидродинамических мод, определяющих релаксацию флуктуаций концентрации к положению равновесия. В простейшем случае, когда указанная релаксация определяется единственной диффузионной модой, такая обработка позволяет, в частности, определить характерное время релаксации флуктуаций концентрации дисперсных частиц 1С, которое непосредственно связано с их коэффициентом диффузии Б:

1 — ,2

4пп . где д = —- 8ш А

/

0

^ , волновой вектор рассеянного света; п - по-

казатель преломления среды; X - длина волны падающего света; 0 - угол рассеяния.

Зная вязкость среды и используя формулу Стокса-Эйнштейна [3], можно рассчитать размер дисперсных частиц Я:

в=■ 1‘т

6щК

где кв - постоянная Больцмана; Т - температура среды; ^ - вязкость растворителя.

Таким образом, метод динамического рассеяния света позволяет измерить размер коллоидных частиц в растворе и оценить их концентрацию. Измерения проводятся за короткое время (в течение нескольких секунд), что дает возможность исследовать кинетику агрегации коллоидных структур. В применении к нефтяным системам возможно измерение кинетики агрегации при потере устойчивости нефти по отношению к выпадению тяжелых фракций.

Для измерений использовался универсальный спектрометр динамического рассеяния света Photocor Complex. Для исследования непрозрачных нефтяных систем применялась разработанная авторами ранее оптическая схема обратного рассеяния [5]. Детали экспериментальной техники и методики измерения подробно описаны в [6].

Исследованные образцы

Для исследований использовались предварительно обезвоженные образцы нефтей, физико-химические характеристики которых получены в Институте органической и физической химии им. А.Е. Арбузова КНЦ РАН (табл. 1). Характерное поведение нефтей Урус-Тамакского месторождения было интересно сравнить с результатами исследования кинетики агрегации в четырех образцах нефти месторождений США, которые были исследованы ранее [7]. Данные нефти были предоставлены исследовательским центром Шелл (Shell International E&P, Westhollow Technology Center, Houston). Результаты SARA-анализа для этих образцов приведены в табл. 2.

Результаты измерений

На первом этапе измерялось динамическое рассеяние света в исходных образцах нефти (без добавления осадителя). При этом в части образцов, выделенных в табл. 1 серым цветом, уже в исходном состоянии были обнаружены устойчивые коллоидные частицы с характерными размерами 10-20 нм.

Аналогичная ситуация имеет место и в образцах нефтей США. В двух из четырех указанных образцов (Europe SkyBlue и

Таблица 1

Физико-химические свойства и компонентный состав нефтей Урус-Тамакского месторождения

Номер скважи- ны Возраст Плот- ность, г/см3 Вяз- кость, сСт Содержание, % масс.

углево- дороды (УВ) смолы бензоль- ные (Сб) смолы спирто-бензольные (Ссп-б) - ь ст а

Ашальчинское месторождение

232 P 0,9727 - 69,3 16,7 9,4 4,6

Урус-Тамакское месторождение

227 С1 № 0,8795 24,4 72,4 18,0 6,2 3,4

458 С1 № 0,8761 26,9 72,2 18,2 6,2 3,4

422 С1 bb 0,8862 27,3 70,8 19,6 5,1 4,4

412 С1 bb 0,8913 32,9 67,5 18,6 8,9 5,0

449 С1 ks 0,8717 18,3 74,8 14,8 7,1 3,3

469 С1 ks 0,8779 22,0 72,5 15,6 7,9 4,0

472 С1 ks 0,8726 20,1 74,7 16,0 5,2 4,1

474 С1 ks 0,8739 18,8 73,3 16,3 7,1 3,4

306 ДГ 0,8613 20,3 75,4 16,6 5,4 2,6

301 Дзs, 0,8361 9,2 83,5 10,4 4,7 1,4

Таблица 2

SARA-анализ нефтей месторождений США

Образец нефти Предель- ные, % Арома- тичес- кие, % Смолы, % Асфаль- тены, % Плот- ность, г/см Отноше- ние, А/П Отноше- ние, С/А

Swanson River (SR) 53,1 35,2 7,2 4,53 0.86 0,66 1,59

Alaskan (Al) 49,2 35 9 6,8 0.86 0,71 1,32

Europe SkyBlue (SB) 27,13 56,72 9,4 6,75 0.9 2,09 1,39

Mars A-12 (Ma) 24,3 55,6 14,9 5,15 0.91 2,29 2,89

Примечание: А/П - отношение ароматических УВ к предельным; С/А - отношение количества смол к асфальтенам.

Mars A-12) без добавления осадителя наблюдались устойчивые коллоидные частицы приблизительно с таким же размером, как и в образцах нефтей Урус-Тамакского месторождения.

Можно предположить, что эти частицы имеют мицеллярную природу и в их формировании активную роль играют смолы, стабилизирующие асфальтеновые агрегаты. Согласно данным табл. 1 нефти, имеющие устойчивые коллоидные структуры, характеризуются несколько более низким значением отношения количества смол к количеству асфальтенов, что, возможно, и приводит к переходу нефти из состояния молекулярного раствора в мицеллярный раствор.

На втором этапе изучалась устойчивость исследуемых образцов нефти по отношению к выпадению тяжелых фракций. Для этого к изучаемым образцам методом титрования добавлялся осади-тель (н-гептан) и определялась его пороговая концентрация, при которой наблюдается начало агрегации асфальтенов. Этому моменту соответствовало либо резкое изменение размера коллоидных частиц в тех случаях, когда они присутствовали в образце нефти изначально, либо их появление, когда в исходных образцах они отсутствовали. В табл. 3 приведены результаты измерения пороговой концентрации гептана для исследованных образцов нефти.

Таблица 3

Пороговая концентрация гептана для образцов нефти Урус-Тамакского месторождения и месторождений США

Урус-Тамакское месторождение Месторождения США

Образец нефти 227 458 422 412 469 472 474 306 301 SR AI SB Ma

Пороговая концен- трация гептана, % масс. 50,4 47 47 56,9 36 31 30 41 16,3 3,99 12,24 20,12 26,90

Сопоставление полученных экспериментальных данных по пороговой концентрации гептана с представленными в табл. 1 физико-химическими свойствами исследованных образцов нефти позволило выявить существенную корреляцию этого параметра с такими свойствами нефтей Урус-Тамакского месторождения, как их вязкость, характерный состав и некоторые другие свойства.

На рис. 1 и 2 приведены экспериментальные зависимости пороговой концентрации осадителя от некоторых физико-химических параметров нефтей. На этих графиках наряду с результатами, полученными на образцах нефти Республики Татарстан, приведены также результаты по исследованным авторами ранее нефтям месторождений США. Для наглядности результатов по оси абсцисс отложена пороговая концентрация осадителя, а по оси ординат -один из параметров нефти.

Пороговая концентрация гептана, % мас.

Рис. 1. Взаимосвязь плотности и пороговой концентрации гептана

Согласно рис. 1, 2 очевидно наличие существенной корреляции между пороговой концентрацией гептана и количеством смол, а также пороговой концентрацией и вязкостью нефти. Для нефтей месторождений США две точки с высокой вязкостью выпадают из этой линейной зависимости. Нефти, соответствующие этим двум точкам, отличаются от двух других нефтей месторождений США только отношением количества в них ароматических углеводородов к предельным. В то же время по содержанию смол и асфаль-тенов все четыре нефти США очень схожи между собой. К сожалению, для нефтей Республики Татарстан SARA-анализ не прово-

Пороговая концентрация гептана, % мас.

Рис. 2. Взаимосвязь вязкости и пороговой концентрации гептана

дился, и нет возможности подтвердить или опровергнуть предположение об отклонении от линейной зависимости двух нефтей месторождений США по параметру отношения ароматических к предельным углеводородам.

Кинетика агрегации

Для измерения динамики роста размеров агрегатов асфальтосмолистых соединений, образующихся при нарушении устойчивости нефтей, было выбрано четыре образца, в двух из которых коллоидная структура наблюдалась уже в исходном состоянии (скв. 412 и 474), а в двух других - появлялась при добавлении осадителя в количестве, превышающем пороговую концентрацию (скв. 227 и 301).

Характерный размер агрегатов в образцах нефти из скв. 412 и 474 (коллоидная структура наблюдалась в исходном состоянии) при добавлении гептана в количестве ниже порогового значения практически не менялся. При увеличении концентрации гептана выше пороговой концентрации характерный размер агрегатов

Л концентрация гептана - 56,9 % • концентрация гептана - 73,8 %

100 -

50-

д д

д

д

д * д ► ••

д

0

0

“Г

50

д

150

100 Время, мин

Рис. 3. Зависимость характерного размера в нефти скв. 412

200

скачком увеличивался в 2-3 раза и при дальнейшем увеличении концентрации гептана оставался неизменным (рис. 3).

Зависимости размеров агрегатов от времени в нефтях скв. 227 и 301 представлены на рис. 4.

Согласно рис. 4 в этих нефтях имеет место реакционно-лимитированная агрегация [8]. Зависимости характерного времени агрегации от концентрации гептана для образцов нефти из скв. 227 и 301 приведены на рис. 5. По горизонтальной оси на рис. 5а и 5б °тл°жена разность АС = Сгептта - Опорог)гептана, где Сгептана - концентрация гептана, а С(порог)гептана - пороговая концентрация гептана в данном образце нефти.

Сплошные кривые на этих рисунках соответствуют обработке полученных данных на экспоненциальную зависимость Ґхаракт ц ехр(-АС / АС0).

Величина АС0 в показателе экспоненты определяет скорость изменения характерного времени агрегации при удалении концентрации осадителя от ее порогового значения. Значение величины АС0 для образцов нефти из скв. 227 и 301, а также образцов нефтей США приведены в табл. 4.

Время, мин а

Время, мин б

Рис. 4. Зависимость среднего размера агрегатов от времени для нефти: а - скв. 227; б - скв. 301

Концентрация гептана, % мас. а

Концентрация гептана, % мас. б

Рис. 5. Зависимость характерного времени агрегации от концентрации гептана для образца нефти: а - скв. 227; б - скв. 301

со

<

10

20

22

24

26

Концентрация смол, % мас.

а

4 -

со

<

2 -

Концентрация асфальтенов, % мас. б

6

8

12

14

16

0

0

8

Рис. 6. Зависимость характерной концентрации от концентрации: а - смол; б - асфальтенов

Таблица 4

Характерная концентрация гептана AC0

Образец нефти Смолы, % мас. Асфальтены, % мас. Пороговая концентрация гептана, % мас. AC„

227 24,2 3,4 50,4 0,66

301 15,1 1,4 16,3 0,93

Al 9 6,8 12,2 2,24

SR 7,2 4,5 3,99 3,81

Согласно рис. 6 в изученных нефтях имеет место существенная корреляция между величиной ДС0 и содержанием смол: величина ДС0, а также характерное время агрегации экспоненциально падают с увеличением концентрации смол (см. рис. 6а). В то же время корреляция между ДС0 и содержанием асфальтенов практически отсутствует (см. рис. 66).

Анализ полученных в данной работе результатов позволяет утверждать, что устойчивость изученных образцов нефтей по отношению к выпадению тяжелых фракций определяется, главным образом, концентрацией смол, адсорбирующихся на поверхности асфальтеновых комплексов [9, 10]. При этом оказывается, что чем больше концентрация смол, тем выше необходимая для начала агрегации пороговая концентрация осадителя. В этом смысле устойчивость нефтей по отношению к выпадению тяжелых фракций увеличивается с увеличением содержания смол в нефти. Причем, чем больше концентрация смол, тем быстрее растет скорость агрегации при превышении порогового значения концентрации осадителя.

Список литературы

1. Mullins D.C. Structures and Dynamics of Asphaltenes /

D.C. Mullins, E.Y. Sheu. - N.Y.: Eds. Plenum Press, 1998.

2. Сюняев З.И. Нефтяные дисперсные системы / З.И. Сюняев, Р.З. Сафиева, Р.З. Сюняев. - М.: Химия, 1990.

3. Спектроскопия оптического смешения и корреляция фотонов / под ред. Г. Камминса и Э. Пайка. - М: Мир, 1978.

4. Pike E.R. Light Scattering and Photon Correlation Spectroscopy /

E.R. Pike, J.B. Abbiss. -Kluwer Academic Publishers, 1997.

5. Анисимов М.А. Измерение размеров субмикронных частиц в малопрозрачных сильнопоглощающих средах методом фотонной корреляционной спектроскопии / М.А. Анисимов, И.А. Дмитриева, И.К. Юдин // Журнал прикладной спектроскопии. - 1988. - Т. 49. -С.144-146.

6. Bury a E.G. Light-scattering study of petroleum asphaltene aggregation / E.G. Burya, I.K. Yudin, V.A. Dechabo and oth. // Applied Optics. - 2001. - 40. - P. 4028-4035.

7. Burya E.G. Colloidal properties of crude oils studied by dynamic light scattering / E.G. Burya, I.K. Yudin, V.A. Dechabo and oth. // Int. J. Termophys. - 2001. - 22. - P. 1397-1410.

8. Фролов Ю.Г. Курс коллоидной химии/ Ю.Г. Фролов. - М.: Химия, 1982.

9. Safieva J.O. Composition of Asphaltene Solvate Shell at Precipitation Onset Conditions and Estimation of Average Aggregate Sizes in Model Oils / J.O. Safi eva, V.V. Likhatsky, V.M. Filatov and oth. // Energy Fuels. - 2010. - 24(4). - P. 2266-2274.

10. Hammami A., Ferworn K.A., Nighswander J.A., Over S, Sta-nge E. Asphaltenic crude oil characterization: an experimental investigation of the effect of resins on the stability of asphaltenes / A. Hammami, K.A. Ferworn, J.A. Nighswander and oth. // Petroleum Science and Technology. - 1998. - 16 (3&4). - P. 227-249.

cyberleninka.ru

химической природе уральской нефти - Справочник химика 21

    МАСЛА МИНЕРАЛЬНЫЕ (нефтяные) — смеси высокомолекулярных углеводородов различных классов, применяемые для смазки двигателей, промышленного оборудования, приборов, инструмента, для электроизоляционных целей, в качестве рабочих жидкостей в гидросистемах, при обработке металлов, в медицине, парфюмерии и т. п. О химическом составе М. м. можно судить, исходя из содержания в них отдельных групп углеводородов парафиновых, нафтеновых, ароматических, а также асфальтосмолистых веществ, отделяемых хроматографическим способом. Товарный ассортимент включает более 130 наименований масел. М. м. характеризуются различными физико-химическими показателями, определяемыми условиями применения, химической природой сырья и способом очистки. Важнейшие из них вязкость, зольность, коксуемость, температура вспышки, стабильность, температура застывания. Физико-технические свойства и технические характеристики строго регламентируются государственными стандартами (ГОСТ). Для получения М. м. используют дистилляты вакуумной перегонки мазутов, масляные гудроны (тяжелые остатки от перегонки нефти) или смеси их. В СССР для производства М. м. используют преимущественно нефти бакинских, эмбинских, уральских и поволжских месторождений. [c.155]     Нельзя сказать, как это думал Энглер, что различный по составу химический характер природной нефти обусловливается различными, в смысле температуры и давления, условиями ее образования, но не различным исходным материалом материнского вещества нефти. Сама химическая природа этого материала обусловливает значительные отличия, наблюдаемые в общем характере нефти различных месторождений. Из советских нефтей, например, бакинская богата содержащимися в ней циклическими формами грозненская богата парафинами и включает немного ароматических углеводородов майкопская имеет сравнительно много ароматических углеводородов, которыми богата также нефть уральских месторождений (Пермь). Подобные же отличия встречаются в нефтях польской и румынской первая богата парафинами, а вторая — ароматикой. То же можно сказать об [c.570]

    Дегидрогенизационный катализ был применен далее к изучению химической природы уральского бензина, стерлитамакской нефти, нефти Кос-чагыл и к исследованию химического состава крекинг-бензинов [16, стр. 477, 509, 545]. [c.86]

    Н. Д. Зелинский и Ю. К. Юрьев [9] подробно исследовали химическую природу уральского (Чусовские Городки) бензина, а также бен-зиио-керосиновой части стерлитамакской нефти [10]. Н. Д. Зелинский и [c.78]

chem21.info

География КОС .doc - Комплект контрольно-оценочных средств по ОУД.12 ...

1) Израиль; 2) Ливия; 3) Саудовская Аравия;4) Кувейт; 5) Малайзия; 6) Индонезия. 173. Выделите верные утверждения: республики; 1) Индия — страна с федеративным административно­территориальным устройством; 2) Непал, Бутан, Япония — страны с монархической формой правления, а Турция и Монголия —3) Китай и Индия обладают огромной площадью территории и численностью населения, но крайне слабообеспечены природными ресурсами; 4) в странах Южной и Юго­Восточной Азии плотность населения наиболее велика в долинах и дельтахрек. 4. Выделите неверные утверждения: 1) Турецкая Анатолия является ярким примером территориального сочетания руд черных и цветныхметаллов; Юго­Западной Азии; 2) Кипр, Ливан и Иордания омываются водами Атлантического океана; 3) палисандровое, красное, железное, сандаловое и камфорное деревья — ценнейшие ресурсы стран4) Япония обладает одними из крупнейших в мире запасов каменного угля и железной руды. 5. Выделите вариант, в котором представлены города стран Азии, обладающие численностью населения свыше 10млн чел.: 1) Рио­де­Жанейро, Нагоя, Лондон; 2) Сеул, Шанхай, Джакарта; 3) Улан­Батор, Кабул, Коломбо; 4) Дели, Каир,Мехико. 6. Выделите верные утверждения: 1) для сельских жителей Монголии и Афганистана характерен кочевой и полукочевой образ жизни; 2)крупнейший мегалополис Азии сформировался на юге острова Хонсю; 3) к группе наименее экономически развитых стран Азии относятся Иордания, Оман, Сингапур иМалайзия; 4) Шри­Ланка, Бангладеш и Йемен специализируются на производстве стали и строительстве морскихсудов. 7. Выделите отрасли сельскохозяйственной специализации стран Юго­ Восточной Азии: 1) пастбищное овцеводство и верблюдоводство; 2) рисоводство; 3) тропическое плодоводство, табаководство ивиноградарство; 4) рыболовство. 8. Выделите вид транспорта, имеющий наибольшее значение в Юго­ Западной Азии: 1) речной; 2) железнодорожный; 3) трубопроводный; 4) авиационный.9. Выделите вид транспорта, играющий ведущую роль во внешнеторговых связях стран Азии: 1) морской; 2) автомобильный; 3) железнодорожный; 4) внутренний водный; 5) авиационный. 10. Определите страну по ее описанию. Эта страна расположена на двух полуостровах, причем одинполуостров она занимает полностью, а на втором — лишь небольшую его часть. Разделяющий эти полуостровапролив является важным узлом международных транспортных путей. По форме правления — республика.Некогда ее территория являлась ядром одной из крупнейших христианских империй эпохи Средневековья. ВXIV—XY I вв. на ее руинах возникла еще одна империя, но уже мусульманская, которая просуществовалавплоть до начала XX в. Хотя после ее распада страна существенно сократилась в размерах, ее социально­эко­номическое развитие заметно ускорилось. Для страны характерен сравнительно быстрый рост численностинаселения, преобладание мужчин над женщинами, интенсивная трудовая эмиграция и наличие несколькихгородов­миллионеров, в одном из которых численность населения превышает 10 млн чел. В последние годыэкономика страны интенсивно развивается. В первую очередь это касается промышленности и сферы услуг. Впромышленности передовые отрасли (главным образом, маши ностроение и химическая промышленность)быстро вытесняют традиционные (легкую и пищевую промышленность). В сельском хозяйстве преобладаетрастениеводство. Выращиваются пшеница, кукуруза, сахарная свекла, подсолнечник, хлопчатник, разнообразныеовощи и плоды. Большое внимание уделяется развитию туризма: 1) Малайзия; 2) Йемен; 3) Таиланд; 4) Турция; 5) Южная Корея; 6) Вьетнам. 11. Определите страну по ее описанию. Эта страна находится в Юго­ Западной Азии. Ее территория омываетсяводами двух морей и двух заливов, один из которых носит прежнее имя этой страны. Это унитарная исламскаяреспублика. Хотя официально ее главой является президент, фактически вся полнота власти находится в рукахдуховного мусульманского лидера — аятоллы. Население многонационально. Доля коренного народа в общейчисленности населения страны (а это около 70 млн чел.) лишь немногим превышает х / г . Кроме него в странепроживает несколько десятков различных народов сходной культуры. Естественный прирост населения являетсяодним из самых высоких в мире. Численность населения столицы приближается к 15 млн чел. Главнымприродным богатством страны являются нефть и природный газ. Тем не менее долгое время основой ееэкономики было сельское хозяйство. Здесь издавна выращивали пшеницу, ячмень, овощи и субтропическиеплоды, разводили овец, коз и верблюдов. Традиционно ведущими отраслями промышленности были легкая (про­

znanio.ru