Закономерности углеводородного состава нефтей

Углеводородный состав нафталанской нефти исследовали в двух аспектах в первом — для установления закономерности распределения отдельных групп углеводородов в нефти в зависимости от глубины ее залегания и во втором — для выявления особенностей структурно-групповой характеристики наиболее отличающихся по свойствам образцов каждого эксплуатационного горизонта [82]. [c.71]

Индивидуальные составы нормальных алканов во фракциях, полученных из твердых углеводородов и извлеченных непосредственно из нефти, различаются незначительно. Во фракциях проявлен гомологический ряд, нормальных алканов от С ] 2 до С4 , причем максимум приходится на С]9- Сга- Суммарное содержание нормальных алканов находится в пределах от 90 до 93,6%. При обработке твердых углеводородов карбамидом в течение разного времени контактирования углеводородный состав образцов также изменяется (табл. 42). Повторяется ранее установленная закономерность несмотря на то, что через 120 мин контактирования по суммарной кривой (рис. 27) можно сказать о приближении к равновесию (максимальному выходу), углеводородный состав образца, полученного за 180 мин контактирования, значительно меняется (см. табл. 37, рис. 32) - содержание низкомолекулярных и среднемолекулярных углеводородов растет и достигает минимума, в то время как содержание высокомолекулярных снижается до минимума. При увеличении времени контактирования до 300 и 360 мин содержание низко- и среднемолекулярных углеводородов понижается, в высокомолекулярных - увеличивается. Повторяется та же закономерность, что и при контактировании нефти с карбамидом с увеличением времени кон тактирования происходит перераспределение нормальных углеводородов за счет частичного вытеснения из комплекса одних угле- [c.106]

Если определенная закономерность между содержанием в смеси метана и более тяжелых углеводородов представлялась вполне вероятной, то выбор в качестве аргумента суммарной концентрации метана-азота—кислорода обусловлен объективной необходимостью как-то учесть влияние содержания N3 + Oj в смесях углеводородных газов на их состав, хотя статистической обработке такая зависимость не поддается (рис. IV.26). Некоторый разброс точек на рис. IV.26 вполне естественен, если учесть, что обрабатывали газы различных месторождений, выделившиеся из различных нефтей, при разных параметрах сепарации и т. д. [c.302]

Для установления характера миграционных процессов важнее выявлять не сходство в составе и степени зрелости (это может быть следствием генетического единства или сходства состава ОВ нефтематеринских толщ), а направленности изменений того или иного параметра. Наиболее информативными показателями являются углеводородный, компонентный, фракционный и изотопный состав углеводородных систем. Но и для этих показателей нет строго установленных единых закономерностей, поскольку на направленность этих изменений влияет ряд факторов форма переноса — струйная, диффузионная, растворенная направленность миграционных процессов — латеральная или вертикальная и тесно связанные с этими факторами различные адсорбционно-хроматографические эффекты, которые определяются вещественным (минералогическим, литологическим, гранулометрическим) составом среды, скоростью фильтрации и др. Состав пород определяет и многие физико-химические свойства нефти, которые также меняются в процессе миграции. [c.222]

Преобразования состава органических компонентов нефти в условиях недр, приводящие к закономерным изменениям их углеводородного, гетероатомного и функционального составов, должны оказывать на микроэлементный состав не меньшее влияние, чем отмеченные обменные процессы. [c.235]

Современная наука о нефти располагает множеством систематических сведений, в том числе и новейших, характеризующих состав, строение, структуру углеводородной части вещества нефтей и закономерности его изменения во взаимосвязи с динамикой геологических, гидрогеологических, термодинамических условий. Обстоятельно изучены осадочные породы и условия их формирования. Расширен и качественно пополнен комплекс сведений, бесспорно доказывающих генетическую связь нефти с рассеянным в осадочных породах органическим веществом. В большом объеме накоплены данные о распространении этого органического вещества, о его составе, обогащенности битумными компонентами, в том числе и углеводородами, о сходстве этих углеводородов с углеводородами из нефтей. Разносторонне исследованы качественные особенности ЮВ, в частности его способность к изменениям в различных термодинамических условиях, способность продуцировать различные углеводороды и т.д. Изучение природных объектов сочетается с сериями лабораторных экспериментов. [c.143]

Во многих районах Средней Азии (см. рис. 17, 24, 39, 40 и др., главы 1—111) совершенно определенно выявляется следующая закономерность с глубиной по региональному погружению пластов от горных сооружений, обрамляющих нефтегазоносные районы, изменяются следующие показатели флюидов для нефтей — уменьшение плотности, смолистости, сернистости, степени цикличности углеводородной части, увеличение выхода светлых фракций, в общем — усиление их метанового характера для газов — увеличение относительного содержания гомологов метана и в некоторых случаях гелия, уменьшение количества неуглеводородных компонентов. Все это сопровождается усилением на погружении общей газонасыщенности разреза и газоконденсатного характера залежей, а во многих случаях и увеличением первоначальных геологических запасов нефтей и газов. Одновременно в указанном направлении увеличивается минерализация подземных вод и соответственно изменяется их селевой состав. Особенно наглядны, эти изменения в Ферганской и Амударьинской впадинах. [c.201]

Весьма важным является тот факт, что распределение нефтей различных химических типов имеет строгие температурные границы, что явно свидетельствует о важном значении температурных условий в геохимическом превращении нефтей (см. далее главу 6). Нефти типов А , и Б располагаются обычно в области средних температур (40—70° С), в то время как для подавляющей массы нефтей типа А характерны пластовые температуры выше 00° С. Имеются, конечно, и отклонения от этих общих закономерностей изменения тппов нефтей с изменением глубины, однако количество таких исключений невелико и ограничивается отдельными районами. Так, найдены единичные нефти с низким содержанием алканов на глубинах свыше 1500 м и, наоборот, нефти с высоким содержанием алканов, залегающие сравнительно неглубоко. Например, нефть месторождения Курсай в Прикаснии, находящаяся на глубине 4410 м, имеет химический тип Б в Сивинском месторождении (Вол-го-Урал) на глубине 2806 м найдена нефть типа Б . На Тиховском месторождении на глубинах 800 м — нефть типа А , а на месторождении Дуванный-море (Южный Каспий) на глубине 3900 м — нефть типа А . Как уже отмечалось, влияние геологического возраста вмещающих пород на углеводородный состав нефти проявляется менее отчетливо, что, впрочем, уже неоднократно отмечалось в литературе [5, 16, 171. [c.26]

Как показал опыт, влияние микробиологического процесса на углеводородный состав нефти носит вполне закономерный и направленный характер. В начальные этапы окисления (2 мес.), как обычно, затрагиваются нормальные алканы ia— ig. По мере углубления бактериального процесса содержание этих алканов непрерывно убы-вало, при этом окислению подвергался более широкий спектр этих углеводородов вплоть до Сз47 что хорошо видно на хроматограмме (рис. 85, в). К концу 5-го месяца микроорганизмы использовали свыше 90% нормальных алканов исходной нефти. На этой стадии несколько уменьшилась и общая концентрация разветвленных алканов. Хроматографическое исследование показало, что это уменьшение произошло в основном за счет вовлечения в процесс окисления монометилзамещенных структур (изо- и антеизоалканов). Относительное содержание изопреноидов в течение этого времени непрерывно возрастало за счет остаточного накопления. Поскольку изопреноиды на этой стадии еще не подверглись метаболизму, то не изменились ни их относительное концентрационное распределение, ни соотношение пристан/фитан. Зато значительно выросла величина Ki. Образовалась нефть типа А . [c.237]

Газы. В ходе работ по исследовательской теме № 6 газообразные углеводороды, выкипающие до температуры кипения -пентана (36 °С), выделены из анализируемой нефти перегонкой. Были обнаружены все возможные нормальные и разветвленные изомеры насыщенных углеводородов от С до Сб включительно за исключением 2,2-диметилиропана (неопентан). Предполагают, что это соединение содержится в данной нефти в чрезвычайно малых количествах или даже в виде следов. Во многих других нефтях содержание неопентана также не превышает 0,1 вес.% [49]. За немногими исключениями углеводородный состав нефтей обнаруживает общую закономерность, сохраняющуюся во всем интервале температур кипения и молекулярных весов дистиллятных фракций, а также в нефтяных остатках, а именно во фракциях с любым углеродным числом (т. е. с любым числом углеродных атомов в молекуле) среди парафиновых углеводородов преобладают нормальные парафиновые углеводороды. Правда, известны и исключения так, было показано [49], что содержание изопентана в нефти месторождения Ли-Гаррисон (Люббок, шт. Техас) немного больше, чем н-пентана, а во фракции нефти Южного Хьюстона, шт. Техас, выкипающей в пределах бензина, некоторые углеводороды С, разветвленного строения преобладают над н-гептаном. Аналогичные отклонения обнаруживают и фракции С( и С, нефти месторождения Вафра (ближневосточная нефть из зоценового горизонта Саудовской Аравии и нейтральной зоны Кувейта). [c.15]

Книга ставит основной задачей показать состав нефтей как следствие необратимых превращений ее компонентов, вследствие чего нефть характеризуется рядом закономерностей в составе и распределении компонентов углеводородного и гетерогенного состава. В целом нефть рассматривается как природный объект, отражающий в себе влияние перераспределения энергии углеводородов, а также различных внешиих факторов в обстановке нефтяного месторождения. [c.2]

Изучен детальный состав углеводородных и неуглеводородных компонентов нефтей основных месторождений Западной Сибири и показано наличие тесной кор-репнционной связи между различными составляющими нефтей. Выявлены закономерности распространения нефтей разного состава в пределах региона. Установлена взаимосвязь между качественным составом нефтей, газов, газоконденсатов и их количеством. Pa мoтpeньi факторы, контролирующие состав нефтей. Особое внимание уделено влиянию природы органического вещества на состав нефтей. [c.2]

На результаты каталитическогц риформинга большое влияние оказывает углеводородный состав сырья. При переработке сырья с большим содержанием нафтеновых углеводородов ароматические углеводороды образуются почти целиком за счет дегидрирования нафтеновых. Следовательно, чем больше в сырье нафтеновых углеводородов, тем больше в полученном бензине ароматических углеводородов и тем выше его октановое число. С увеличением содержания в сырье парафиновых углеводородов усиливается роль реакции гидрокрекинга. Часть ароматических углеводородов образуется за счет дегидрирования и дегидроциклизации парафиновых углеводородов. Эти закономерности можно проиллюстрировать показателями каталитического риформинга фракций 85—180° С, полученных из сернистых парафинистых (массовое сырье в СССР) и высокосернистых нефтей (табл. 12). Для сопоставимости результатов и исключения влияния серы все виды сырья перед каталитическим риформингом подвергались гидроочистке кроме того, во всех случаях риформинга бензин имел примерно одинаковый конец кипения и октановое число 95 по исследовательскому методу без ТЭС, что [c.187]

Такая же закономерность изменения литологического состава пород наблюдается и вблизи Южно-Эмбенского поднятия (Днепров, 1962)v Нефти Каратонского и Южно-Эмбенского районов отличаются от нефтей Гурьевского района повышенным содержанием серы, доходящим в наиболее тяжелых разностях до значений, превышающих 2%. В соот- ветствии с этим находятся и другие их свойства. Следует, однако, отметить, что нефтям Каратонского района также свойственна низкая смо- листость, а углеводородный состав (к сожалению, представленный очень неполнЗыми данными) отражает необычное для большинства сернисты нефтей высокое содержание нафтеновых углеводородов и пониженное количество углеводородов метановых. Так или иначе, эмбенский тип в этих нефтях проявляется не в чистом виде, даже при учете различий в осерненности — на это указывают пониженные по сравнению с нефтями Гурьевского района значения структурных индексов средних фракций. . [c.147]

Ввиду отсутствия конденсата в газах надсолевой карабильской свиты сопоставим углеводородный состав фракции 122—250° С нефтей гаурдакской свиты с одноименной фракцией конденсатов меловых отложений Зеагли-Дарвазинского месторождения. Получается та же закономерность, что и для конденсатов Бухаро-Хивинской нефтегазоносной области сверху вниз по разрезу, особенно при переходе от меловых к юрским отложениям, возрастает концентрация ароматических углеводородов (табл. 25). Этот факт также подтверждает предположение о том, что нефти гаурдакской свиты Байрамалийского района — это бывшие конденсаты, изменившиеся в подземных условиях в сторону окисления (образование смол). Последний процесс в глубинных условиях при отсутствии кислорода мог происходить под влиянием радиоактивных реакций и процессов концентрирования при движении через соляную толщу. [c.100]

Достаточно детальное изучение изотопного состава углеводородных газов, в частности изотопов углерода, позволило установить ряд закономерносте 1 Как советским, так и зарубежными учеными было установлено, что условия образования природных соединений и их дальнейшая судьба находят отражение в изотопном составе элементов, т. е. изотопный состав несет информацию о генетической природе соединений. Однако, когда мы имеем дело с такими миграционноспособными ископаемыми, как нефть и газ, на изменение их изотопного состава влияют еще и другие факторы. [c.273]

Многие из перечисленных показателей закономерно меняются в связи с такими геолого-геохимическими характеристиками нефтей, как их химический состав (смолистость, серни-стость, углеводородный тип), степень катагенной или гипер-ганнои правра1дан110С1и, возраст, глубина залегания и литоло-го-фациальныз особенности вмещающих пород и т.д. Концентрация серы настолько ощутимо и специфически сказывается ва ингибирующих свойствах, что далее мы будем рассматривать мало- и высокосернистые нефти раздельно. [c.81]

Анализ имеющихся материалов указывает на сопряженность эмиграции, миграции и условий формирования залежей нефти и газа. Это находит подтверждение и в закономерностях изменения химического состава газов в ряду газы рассеянного ОВ газы подземных вод- газы нефтегазовых скоплений. Сорбированные газы ОВ нефтематеринских пород состоят из метана и его гомологов, причем доля гомологов в источнике миграции может составлять более 50%. Отмечается высокая концентрация углекислоты. Для газоматеринских пород (арконовый тип ОВ) состав сорбированных газов преимущественно метановый, но и в этом случае содержание гомологов метана значительно— 10—20%. А в составе водорастворенных углеводородных газов [c.81]

Справочник химика 21

Химия и химическая технология