НЕФТИ ВОСТОЧНОЙ СИБИРИ

Меркаптаны и дисульфиды обычно составляют не более 10% от общего содержания сернистых соединений, тем не менее их отрицательная роль весьма велика. Иногда содержание меркаптанов в нефти может быть очень мало. Например, в высокосернистой арланской нефти найдены лишь следы меркаптанов в некоторых нефтях Восточной Сибири меркаптаны составляют 0,5% от всего содержания серы, равного 1,26% [29]. Общее содержание сернистых соединений возрастает с увеличением температуры кипения углеводородной фракции. Изменяется и их состав. Так, в прямогонной фракции 225—250 С мухановской нефти сера распределяется между сульфидами и гомологами тиофена приблизительно поровну. Начиная с фракции 250— 275 °С и до фракции, выкипающей при 350 °С, доля сульфидной. [c.38]

Физико-химическая характеристика нефтей Восточной Сибири [c.493]

Несомненно, конечно, что катагенетические превращения нефтей в залежах имеют место, однако они связаны лишь с изменениями фракционного состава и обычно наблюдаются в относительно глубоко погруженных нефтях типа А . Хорошая иллюстрация этого — результаты работы [10], посвященной исследованию генетических единых нефтей Восточной Сибири. [c.231]

Недавно в ряде нефтей Восточной Сибири в докембрийских залежах (венд) была найдена группа монометилзамещенных алканов 12- и 13-метилалканы состава С24—С30 [16]. Эти реликтовые соединения интересны тем, что они представлены в нефтях углеводородами достаточно большой молекулярной массы. Известно, что чем выше молекулярная масса реликта, тем обычно интереснее и характернее его строение и тем ценнее заложенная в нем геохимическая информация. [c.56]

VII. НЕФТИ ВОСТОЧНОЙ СИБИРИ [c.487]

Интересно отметить, что, несмотря на пиролиз, концентрация высокомолекулярных нормальных алканов в нефтях, полученных из асфальтенов, не уступает содержанию тех же углеводородов в нативных нефтях типа A . Можно предположить, что относительная величина содержания парафиновых цепей в асфальтенах различных нефтей (как продуктов, менее всего подвергшихся биодеградации) может быть использована в качестве дополнительного критерия определения фациального (генетического) типа нефтей. Например, асфальтены, выделенные из древних нефтей Восточной Сибири, исходное вещество которых заведомо было морского происхождения, не содержали в своем составе парафиновых цепей длиннее, чем В то же время асфальтены мезозойских нефтей Западной Сибири имели в своем составе парафиновые цепи вплоть до С40, что указывает на присутствие в исходном органическом веществе остатков высшей растительности. [c.249]

Нефти Восточной Сибири [c.657]

Меркаптаны (тиоспирты) встречаются главным образом в бензиновых и частично в керосиновы. фракциях. Их содержание в нефтях, как это видно из табл. 10.7, невелико. Исключение составляет марковская нефть Восточной Сибири, в которой содерж. меркаптанов достигает 74—75% о г всей содержащейся в и( серы. Из различных нефтей выделено более 50 меркаптанов с 1 лом углеродных атомов от 1 до 8. С ода входят алифатические 1.7ег каптаны с прямой и разветвленной цепью и общей формулой [c.194]

Эти реликтовые алканы в наибольшем 96 количестве обнаружены в нефтях Восточной Сибири [c.122]

В настоящее время нефтяная отрасль является главной для мировой экономики, в России эта зависимость особенно велика. Поэтому нельзя продолжать хищническую эксплуатацию месторождений, с большими потерями при транспортировке и нефтепереработке. Дальнейшее экстенсивное развитие нефтяной промышленности уже невозможно например, большие объемы нефти Восточной Сибири труднодоступны из-за их сложной геологии и огромных инвестиций. Эффект выше в Западной Сибири, однако в этом регионе высокопродуктивные месторождения уже значительно истощены. По этим причинам России необходимо полностью реформировать свою нефтяную промышленность. [c.161]

В нефтях, в основном, содержатся компоненты трех рядов углеводородов алканов, циклоалканов (нафтенов) и аренов. Недавно в некоторых нефтях Восточной Сибири и Татарии были найдены непредельные углеводороды. В состав нефти входят также гетероатомные органические соединения кислород-, серу-и азотсодержащие соединения, а также смолисто-асфальтеновые вещества. [c.17]

Разгонка нефтей Восточной Сибири [c.694]

Нефти Восточной Сибири палеозойских отложений бедны ванадием (менее 0,01%), никелем (0,07%) и богаты железом (около 7%) и свинцом (4,5%) [40]. [c.270]

Нефти Восточной Сибири являются уникальными по количественному содержанию 12- и 13-метилалканов. В хроматограммах нефтей других месторождений Советского Союза (см. табл. 1) было от [c.58]

Прогноз объема разведанных запасов нефти в Восточной Сибири вместе с Якутией к 2011 г. представляется наименее достоверным. Скорее всего он составит от 1 до 2 млрд. т и станет серьезной базой для развития добычи. Запасы нефти Восточной Сибири будут уступать запасам Западной Сибири по степени концентрации в месторождениях и по плотностям запасов (запасы на единицу площади залежи), но скорее всего будут превосходить по текущим дебитам, по крайней мере, в течение первой четверти XXI века. Можно ожидать, что значительные объемы запасов нефти на шельфах будут подготовлены до 2011 г. в Печорском море и на шельфе о. Сахалина. Запасы за ближайшие 15-16 лет возрастут здесь в 2-4 раза, но по абсолютной величине в начале XXI века они скорее всего не превысят 200-250 млн.т. [c.393]

До настоящего времени российский экспорт энергетических ресурсов был практически полностью ориентирован на европейский рынок. В будущем, однако, в связи со стремительным экономическим ростом Азиатско-Т ихо-океанского региона (АТР) и с увеличением спроса на энергоресурсы, в том числе на природный газ, здесь может сложиться новый крупный рынок российского газа. Близость перспективных покупателей к месторождениям газа и нефти Восточной Сибири и Дальнего Востока предопределяет их интерес к освоению этих ресурсов и развитию инфраструктуры. [c.171]

Основными пр(5мышл , П1ыми нефтями Восточной Сибири, как указывалось, являются иефти Марковского месторождения. [c.489]

Таким образом, приведенные результаты показывают, что в ас-фальтенах даже очень глубокобиодеградированных нефтей все еще сохраняется значительное количество информации о первоначальном типе нефти. Информация эта, помимо структурно-группового состава, наиболее ценна тем характерным распределением индивидуальных реликтовых углеводородов, которое свойственно исходным нефтям. Интересно, что обычно все характерные генетические признаки углеводородного состава нефтей сохраняются также и в асфальтенах. В частности, весьма интересным примером является наличие 12- и 13-метилалканов в различных нефтях и в смеси продуктов пиролиза асфальтенов нефтей Восточной Сибири, Характерным является также представленное в табл. 64 относительное распределение углеводородов ряда 17аН-гопана в нефтях Татарии и в продуктах пиролиза выделенных из них асфальтенов. [c.251]

Меркаптаны (тнолы). Имеют строение Р5Н. Метилмеркап-тан (метантиол) —газ с т. кип. 5,9°С. Этилмеркаптан и более высокомолекулярные гомологи — жидкости, нерастворимые в воде. Температура кипения меркаптанов Со—Се 35—140°С. Меркаптаны обладают очень неприятным запахом. У низших представителей этот запах настолько интенсивен, что обнаруживается в ничтожных концентрациях (0,6-Ю-" -Ь 2-10 % для СгНбВН). Это свойство их используется в практике газоснабжения городов для предупреждения о неисправности газовой линии. Они добавляются к бытовому газу в качестве одоранта . Содержание меркаптанов в нефтях невелико. Так, в башкирских и татарских нефтях оно колеблется от 0,1 до 15,1% от общего содержания сернистых соединений. Исключением является марковская нефть (Восточная Сибирь). Почти все сернистые соединения (общее содержание серы 0,897о) представлены меркаптанами и концентрируются в бензиновой фракции. [c.36]

Кроме обычных изопреноидных алканов, которые, как считается, сохраняют черты строения исходных биологических веществ, в ряде нефтей Восточной Сибири с помощью ГХ—МС обнаружены новые реликтовые алканы [378] Все они представляют собой монометилзамещенные алканы, причем каждый хроматографический пик представлен практически эквимоляр ной смесью изомеров двух гомологических рядов 11 и 12 ме тилзамещенных алканов С19—С30 В работе [377] описан еще один характеристический углеводород — ботриококан [c.158]

Ранее считалось, что алкены либо не содержатся в нефтях, либо содержатся в незначительньтх колетествах. В конце 80-х годов было показано, что в ряде нефтей Восточной Сибири, Татарии и других районов России содержание алкенов может доходить до 15-20% от массы нефти. [c.62]

С этой целью проведено хроматографическое исследование углеводородной части ОВ, выделенного из дночерпательных проб и грунтовых колонок современных морских осадков Тихого океана и района Антарктики (12 образцов), из 6 образцов ископаемых морских осадков палеогеновых, меловых и юрских отложений Средней Азии и одного образца сингенетичной нефти Восточной Сибири (Ярактинский горизонт, нижний кембрий) [5]. [c.205]

Основными промышленными нефтями Восточной Сибири явля.ются нефтн. Марковского месторождения. Нефти отличаются малой плотностью (не выше 0,840), отсутствием асфальтенов, малым содержанием силикагелевых смол (не более 4,5%) в нефтях парфеновского и марковского горизонтов практически отсутствуют твердые парафины. Выход фракций, выкипающих до 350 С, лежит в пределах от 55 до 92%. [c.630]

Концентрация серебра в большинстве нефтей не превышает Ы0 % (табл. 2.24). Из всех нефтей СССР большее количество обнаружено лишь в одном образце кембрийской нефти Восточной Сибири (Ы0- %)- По данным [16], значительно обогащены серебром многие миоцен-налеогеновые и меловые нефти Ирака, в отдельных образцах которых концентрация Ag достигала Ы0 % и более. [c.200]

Плотности нефтей, добытых из нефтеносных пластов различного геологического возраста и соответственно с разных глубин, существенно различаются. В большинстве случаев чем больше геологический возраст и соответственно больше глубина залегания пласта, тем нефть имеет меньшую плотность. Так, плотность ромашкинской девонской нефти (глубина залегания 1700—1800 м) составляет 862,0 кг/м , плотность ромашкинской карбоновой нефти (глубина залегания 1050—1060 м) 890,9 кr/м плотность пермского битума Горского месторождения Татарии (глубина залегания 253—286 м) 991,0 кг/м . Весьма низкой плотностью (720,5 кг/м ) характеризуется марковская нефть Восточной Сибири (глубина залегания 2569—2601 м). [c.41]

В ряде нефтей Восточной Сибири найдена группа монометилзамещенных алканов — 12-метилалканы С24 — С30 и 13-ме-тилалканы С26—Сзо. Концентрации углеводородов обеих серий равны. Их содержание в нефтях варьирует от 10 до 90 % от содержания н-алканов. Высокое содержание и особенности концентрационного распределения привели Ал. А. Петрова к мысли, что генезис этих углеводородов объясняется наличием в исходном нефтематеринском веществе циклопропанкарбоновой кислоты С25 (12,13-метилентетракозановой). Фактическая концентрация указанного реликта в других нефтях на порядок ниже, чем в нефтях Восточной Сибири. [c.158]

Меркаптаны содержатся главным образом в бензиновых и керосиновых фракциях. Их содержание в нефтях невелико. Так, в башкирских и татарских нефтях оно колеблется от 0,1 до 15,1 % от суммы серусодержащих соединений. Исключением является марковская нефть (Восточная Сибирь). Почти все серусодержащие соединения (общее содержание серы 0,89 %) представлены меркаптанами и концентрируются в бензиновой фракции. [c.34]

Справочник химика 21

Химия и химическая технология