Конторович

Генетическая классификация нефтей должна включать генетические, "кодовые", признаки, унаследованные от ОВ материнских пород. Есть два подхода к этому вопросу. Один нашел отражение в работах Ал. А. Петрова [20, 21], А.Э. Конторовича и других геохимиков, которые разделили нефти на два типа или категории нефти, образовавшиеся из морских отложений и из органической массы неморского генезиса. Ал. А. Петров подразделяет нефти на категории А и Б. В нефтях категории А, судя по данным газожидкостной хроматографии, имеется определенное количество нормальных и изопреноидных алканов, а в нефтях категории Б — пики н-алканов отсутствуют. В свою очередь, в зависимости от относительной концентрации нормальных и изопреноидных алканов в нефтях категории А и от наличия или отсутствия изопреноидных алканов в нефтях категории Б нефти разделяются на два типа (в каждой категории) А, А , Б , Б. А.Э. Конторович [10] выделяет четыре основных типа нефтей - А, В, С и О. [c.9]

Характерная особенность кристаллизационных дисперсных структур — развитие в процессе их формирования внутренних напряжений, которые являются результатом давления, возникающего при направленном росте кристаллов, связанных друг с другом в жесткую пространственную сетку. По данным С. И. Конторович, Л. М. Рыбаковой с сотр., значения напряжений, рассчитанные по уширению рентгеновских линий, могут составлять 10 Н/м и более. Если напряжения, развивающиеся в ходе формирования структуры, достигают ее прочности, то кристаллизация в процессе гидратации исходного вяжущего вещесгва приводит к разрушению структуры по отдельным наиболее слабым участкам. Такое разрушающее действие внутренних напряжений может обнаруживаться в снижении прочности структуры по мере протекания гидратации. Если внутренние напряжения ниже прочности структуры, то явного разрушений, сопровождающегося ] релаксацией, не происходит, они сохраняются в материале в виде упругой деформации кристаллов и связанной с ней избыточной энергией [15]. [c.384]

Вопрос о номенклатуре нефтей до настоящего времени остается дискуссионным. Конторович использует наиболее распространенные сейчас названия, которые в какой-то мере отражают углеводородный состав нефтей и составляются из названий классов углеводородов, входящих в состав нефти (или ее дистиллята), массовое содержание которых превыщает 25 %. При этом первым в названии нефти ставится название класса углеводородов, входящих в дистиллят в минимальном количестве, далее следуют названия классов углеводородов в порядке возрастания их содержания. Если содержание углеводородов какого-либо класса в нефти превышает 75 %, то в названии нефти к названию этого класса углеводородов прибавляется слово существенно . Класс углеводородов, содержание которых в нефти не превышает 25%, в названии не учитывается. [c.12]

Хорошим количественным примером могут служить данные автора, Конторович и Ющенко о понижении прочности тонкопористых образцов гидроксида магния от исходного значения Pq До Рд = / (Ppj о) в парах воды при независимой оценке (по адсорбции Г) величины — Асг = Oq—сг = RT f rd In (рис. 7). [c.312]

Конторович И. Е. Термическая обработка стали и чугуна. Металлургиздат,, 1950. [c.458]

По составу ароматических УВ, так же как и по другим параметрам, нефти Западной Сибири можно разбить на две группы, нефти с высоким содержанием соединений с одним ароматическим кольцом и нефти с повышенным содержанием полициклических аренов. Эти группы резко различаются по физико-химической характеристике. Нефти первой группы тяжелые сернистые смолистые, второй — легкие малосернистые парафинистые. Обычно подобное деление нефтей принято связывать с разными типами ОВ — сапропелевым и гумусовым соответственно. Но поскольку в этих группах резко различаются такие показатели, как п/ф и S/N, то, по нашему мнению, правильнее говорить не о разном типе ОВ, а о разных условиях его фоссилизации. Обогащенность нефтей гумусовой природы полициклическими аренами отмечали многие исследователи (А.Э. Конторович, С.П. Максимов, Г.М. Боровая и др.). При этом подразумевалось, что присутствие этих аренов отражает вклад 08 высшей наземной растительности, где в составе лигнина имеется много ароматических структур. По нашему мнению, основная причина образования повышенного количества полициклических аренов — окислительная обстановка осадконакопления, в результате чего изменяется соотношение скоростей реакций гидрирования и циклизации непредельных структур исходного 08. Уменьшается вероятность гидрирования и, следовательно, возрастает вероятность циклизации. [c.52]

Предлагаемый нами механизм формирования типа ОВ подтверждается материалами, полученными при исследовании керогенов Западной Сибири. А.Э. Конторович, Л.И. Богородская, С.И. Голышев и др. показали, что морской кероген (в нашей трактовке кероген, образовавшийся из ОВ, фоссилизация которого протекала в восстановительной обстановке) по сравнению с терригенным (окисленное 08) содержит в своем составе значительно больше гетероатомов (особенно серы), имеет более легкий и.с.у. и дает при пиролизе в 5 раз больше летучих веществ. [c.137]

Химический состав нефтей разных типов по А.Э. Конторовичу и О.Ф. Стасовой [c.16]

Геохимическим исследованиям нефтей Западной Сибири посвящены многие работы А.Э. Конторовича, О.Ф. Стасовой, A. . Фомичева, A.A. Тро-фимука, B. . Вышемирского [31], В.К. Шиманского и др. Этими исследователями проводилась химическая и геохимическая типизация нефтей, сделан ряд важных выводов об их генезисе и преобразованиях. Нами на примере ряда месторождений Западной Сибири была выполнена генетическая типизация нефтей по разработанной методике, в основе которой лежит комплекс применяемых во ВНИГНИ методов исследования нефтей. [c.90]

Органическая геохимия мезозойских нефтегазоносных отложенпй Сибири/Под ред. А. Э. Конторовича. М. Недра, 1974. [c.224]

Конторович А. Э., Данилова В. П. Нефтеобразование в угленосных осадочных толщах (на примере мезозойских и палеозойских отложений юга Западной и средней Сибири).— Тр. Сиб. науч.-исслед. ин-та геол., геоф. и минерального сырья, 1973, вып. 167, с. 73—82. [c.213]

В книге использованы результаты, полученные в последние годы в работах, которые выполнялись на кафедре коллоидной химии МГУ и в лаборатории физико-химической механики Института физической химии АН СССР под руководством и при участии авторов и ряда наших товарищей по этим коллективам Ю. В. Горюнова, Н. В. Перцова, Б. Д. Сумма (по смачиванию и кинетике распространения жидкой фазы) Е. П. Андреевой, В. П. Ваганова, С. И. Конторович, О. И. Лукьяновой, Р. К. Юсупова, В. В. Яминского (по взаимодействию частиц дисперсных фаз и механизму структурообразования) Л. А. Кочановой, [c.3]

С. И. Конторович, Л. М. Рыбаковой и сотр., непосредственно наблюдавших эти напряжения по уширепию рентгеновских линий, они могут составлять 10 Н/м и более. Если напряжения, развивающиеся в ходе формирования структуры, достигают ее прочности, то кристаллизация в процессе гидратации исходного вяжущего вещества приводит к разрушению структуры по отдельным наиболее слабым участкам. Такое-разрушающее действие внутренних напряжений может обнаруживаться в снижении прочности структуры по мере протекания гидратации. Если внутренние напряжения ниже прочности структуры, то явного разру шения, сопровождающегося релаксацией напряжений, не происходит напряжения сохраняются в материале в виде упругой деформаци кристалликов и связанной с ней избыточной энергии. [c.322]

Возникающий первоначально золь кремнекислоты (или алюмосили-казоль) коагулирует и образует гель (исходную коагуляционную структуру). По данным Конторович и сотр., в присутствии пересыщенной [c.322]

В рассматриваемых нами позиций хорошо объясняются закономерности, обнаруженные методом ИК- и УФ-спектроскопии для нефтей Западной Сибири А.Э. Конторовичем и О.Ф. Стасовой в 1977 г. наличие положительной связи между нафталиновыми и фенантреновыми УВ и уменьшение их доли с ростом сернистости нефти. Также понятно, почему вне зависимости от возраста вмещающих отложений и термобарических условий наблюдается ряд общих черт в составе ароматических УВ нефтей северных областей и нижнесреднеюрского комплекса, а также нижнего мела и юры. Нефти северных районов Тюменской области образовались из окисленного ОВ, о чем свидетельствуют высокие значе- [c.52]

Основой для построения схем на рис. 17 послужили материалы по Западной Сибири B. . Вышемирского, С.И. Голышева, А.З. Конторовича, Д.И. Крашина, К.А. Шпильмана, данные по нефтям и 08 других нефтеносных областей, а также сведения о различных формах 08 современных осадков. В настоящее время установлено, что более 95 % всей биопро- [c.62]

Таким образом, логичным выглядит обнаруженное С.И. Голыше-вым, А.Э. Конторовичем и Л.И. Богородской бимодальное распределение по и.с.у. керогена из отложений Западной Сибири (рис. 18). Наличие основного максимума и.с.у. в области й С -3 -3,1 % обусловлено ОВ, фоссилизация которого протекала в восстановительной обстановке при участии главным образом бесскелетных форм планктона. Второй, значительно меньший максимум (5 С —2,5 -г —2,6 %) образовался за счет двух совершенно различных форм ОВ морского, накопление которого протекало в восстановительной обстановке при участии скелетных форм ОВ, и также морского или смешанного, но захоронявшегося в окислительной обстановке при участии бесскелетных форм планктона. [c.67]

Конденсат-1 (табл. 35) — это группа конденсатов, которые образуются при взаимодействии газа, продуцированного существенно окисленным 08, с жидкими УВ, также генерированными этим ОВ. Этот тип конденсата довольно близок к выделенным С.П. Максимовым, Т.А. Бот-невой и др. первичным конденсатам, а также конденсатам и нефтям типа А по классификации А.Э. Конторовича и О.Ф. Стасовой. В Западной Сибири этот тип самый оаспространенный. [c.112]

Проследим возможную связь между величиной запасов и качественным составом нефтей. Принципиальное наличие такой связи ранее отметил А.В. Конторович для ряда залежей Широтного Приобья. [c.130]

В предыдущих разделах было показано, что огромное влияние на состав нефти оказывает окислительно-восстановительная обстановка фоссилизации исходного ОВ. Не случайно многие исследователи учет характера окислительно-восстановительных условий преобразования ОВ считают обязательным при определении отложений, перспективных на нефть (Л.В. Пустовалов, Г.И. Теодорович, Л.А. Гуляева, Н.М. Страхов, В.В. Вебер, А.Э. Конторович и др.). Поскольку методики оценки аэробных потерь ОВ не существует, то учитываются лишь анаэробные потери. По различным оценкам более 90 % первичной биопродукции окисляется, еще не достигнув дна бассейна осадконакопления. Из оставшегося ОВ до 90 % окисляется при участии аэробной микрофлоры и лишь 5—10% — анаэробной (М. Бендер, Д. Хегги, 1984 г.). Таким образом, подавляющее количество ОВ теряется в ходе аэробного окисления. Поэтому не удивительно, что именно эта стадия преобразования ОВ оказывает решающее влияние на его состав и, как следствие, на формирование геохимического облика нефти. Логично предположить, что этот процесс во многом определяет не только качественный состав нефтей, но и их количество в осадочной оболочке земли. [c.130]

На рис. 32 видно, что основные запасы приходятся на нефти, в которых п/ф 1 Вероятно, эти нефти образовались из ОВ, фоссилизация которого протекала в наиболее благоприятной окислительно-восстано-вительной обстановке. Примечательно, что низким генерационным потенциалом обладает ОВ, продуцирующее нефти с п/ф < 0,6, а также ОВ, из которого образуются нефти с п/ф > 2. Низкий потенциал ОВ с п/ф > > 2 объяснить нетрудно окисление исходного ОВ приводит к потере его основной массы, а также к глубокой перестройке его структуры, что и является причиной его низкого генерационного потенциала. Нефти, а чаще всего конденсат-ы, с таким высоким п/ф редко образуют крупные залежи. Эту особенность отмечали А.Э. Конторович и О.Ф. Стасова, Е.И. Бодунов и А.И. Изосимова, Не совсем понятна природа ОВ, которое служит источником нефтей с п/ф = 0,6. Возможно, его основой является биомасса с большим вкладом фотосинтезирующих организмов (и потому богатая хлорофиллом и фитолом), но по каким-то причинам слабо тран- [c.131]

Геохимию нефтей палеозойских отложений изучали B. . Вышемир-ский, С.М. Рыжкова, А.Э. Конторович, О.Ф. Стасова и др. Нами также были проведены геохимические исследования этих нефтей. Полученные результаты позволяют уточнить некоторые вопросы генезиса этих нефтей. [c.139]

А.Э. Конторович и О.Ф. Стасова на основании детального сопоставительного анализа нефтей палеозоя, коры выветривания и нижней юры, проведя их типизацию, отнесли нефти типа А к юре, а нефти типа С — к палеозою. Наше заключение на основе состава изопреноидных УВ в целом совпадает с этим выводом. Нефти с низким п/ф (тип С, по А.Э. Конторовичу) могут быть генерированы палеозойскими отложениями. Однако породы нижнесреднеюрского комплекса характеризуются исключительной фациальной неоднородностью. В принципе нельзя исключить наличие восстановительной обстановки фоссилизации ОВ нижнеюрских отложений (например, тогурская пачка), из которого затем образуются нефти, также имеющие низкие значения п/ф. [c.142]

Вопросам нефтегазоносности апт-сеноманских отложений посвящены работы А.Н. Гусевой, Е.В. Соболевой, А.Э. Конторовича, О.Ф. Стасовой, Ю.Н. Карогодина, Т.Н. Комардинкиной и др. Залежи в рассматриваемых отложениях не локализованы, а распространены повсеместно в Западной Сибири. В их размещении сложно обнаружить какие-либо закономерности, однако основная их часть находится в северных нефтегазоносных областях (табл. 51). Достаточно надежно прогнозируется лишь нефтеносность викуловской свиты (апт-альб). [c.171]

Справочник химика 21

Химия и химическая технология