Особенности индивидуального углеводородного состава светлых фракций нефтей и конденсатов Востока Сибирской платформы

Иванова, Изабелла Карловна

Особенности индивидуального углеводородного состава светлых фракций нефтей и конденсатов Востока Сибирской платформы тема автореферата и диссертации по химии, 02.00.13 ВАК РФ

Иванова, Изабелла Карловна АВТОР

кандидата химических наук УЧЕНАЯ СТЕПЕНЬ

Томск МЕСТО ЗАЩИТЫ

2004 ГОД ЗАЩИТЫ

02.00.13 КОД ВАК РФ

Диссертация по химии на тему «Особенности индивидуального углеводородного состава светлых фракций нефтей и конденсатов Востока Сибирской платформы»

Автореферат диссертации на тему "Особенности индивидуального углеводородного состава светлых фракций нефтей и конденсатов Востока Сибирской платформы"

На правахрукописи

ИВАНОВА Изабелла Карловна

ОСОБЕННОСТИ ИНДИВИДУАЛЬНОГО УГЛЕВОДОРОДНОГО СОСТАВА СВЕТЛЫХ ФРАКЦИЙ НЕФТЕЙ И КОНДЕНСАТОВ ВОСТОКА СИБИРСКОЙ ПЛАТФОРМЫ

02.00.13 - Нефтехимия

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата химических наук

ТОМСК-2004

Работа выполнена в Институте проблем нефти и газа СО РАН

Научный руководитель:

доктор геолого-минералогических наук, член-

корреспондент РАН

Каширцев Владимир Аркадьевич

Официальные оппоненты:

доктор химических наук, старший научный сотрудник Головко Анатолий Кузьмич

доктор химических наук, профессор Паренаго Олег Павлович

Ведущая организация:

Институт геологии и разработки горючих ископаемых, г. Москва

Защита состоится «20» сентября 2004 г. в 14ч.ЗО мин, на заседании диссертационного совета Д 003.043.01 при Институте химии нефти СО РАН по адресу: 634021, Томск, проспект Академический, 3, ИХН СО РАН. e-mail:dissovet@ipc.tsc.ru fax: (3822)491457

С диссертацией можно ознакомиться в научной библиотеке ИХН СО РАН.

Автореферат разослан

2004 г.

Ученый секретарь диссертационного совета

Сагаченко ТА,

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы. Республика Саха (Якутия) обладает значительными запасами углеводородного сырья. Так по оценке группы специалистов во главе с академиком А.Э. Конторовичем начальные сырьевые ресурсы углеводородов оцениваются в 20,1 млрдт условных углеводородов, в том числе нефти - 9,4 млрд.т, свободного природного газа - 9,4 трлн. м3 газа, растворенного в нефти - 0,7 трлн. м3, конденсата 0,6 млрд. т. Извлекаемые ресурсы нефти составляют 2,4 млрд. т, свободного газа - 9,4 трлн. м3. Несмотря на то, что топливно-энергетический комплекс (ТЭК) Якутии обладает значительными ресурсами нефти и газа, перерабатывающая их отрасль находится в начальной стадии своего развития. Существующие на данный момент малотоннажные установки не удовлетворяют потребность Республики в моторном топливе, что ведет к необходимости ввоза нефтепродуктов из других регионов. Следует отметить удаленность и слабо развитую структуру автомагистралей и как результат - дефицит в моторном топливе. В связи с этим в Республике планируется масштабная организация переработки нефтей и конденсатов основных промышленных месторождений. Товарные свойства ряда нефтей месторождений Непско-Ботуобинской нефтегазоносной области (НГО) изучались во ВНИИНП (г. Москва), БашНИИ (г.Уфа), ИХН СО РАН (г.Томск). Как правило, в этих исследованиях индивидуальный углеводородный состав светлых дистиллятных фракций детально не анализировался, газовые конденсаты практически не исследовались. Вместе с тем, проблему переработки нефтей и конденсатов можно рассматривать как комплексную, и в этом случае знание детального углеводородного состава их светлых дистиллятов совершенно необходимо, т.к. именно углеводородный состав оказывает определяющее влияние на эксплуатационные характеристики многих нефтепродуктов, а это в свою очередь дает основание для выбора направлений переработки и рационального использования углеводородного сырья. Необходимо создать соответствующую базу для обеспечения проектирования и строительства данными по товарным характеристикам и обеспеченности планируемых заводов разведанными запасами углеводородного сырья.

Основные месторождения нефти и газа в Республике открыты в двух нефтегазоносных провинциях (НГП): Леяо-Вилюйской и Лено-Тунгусской, представляющие собой самостоятельные геологические структуры. Оба комплекса имеют значительный фонд перспективных геологических элементов в качестве ловушек для формирования углеводородных залежей. В связи с этим, важным является выяснение сходства или различий состава и условий формирования залежей углеводородов этих территорий. Эти сведения необходимы для дальнейшего наращивания объемов поисково-разведочных работ и прироста запасов пефти и газа

Цель работы: выявить характерные особенности и закономерности формирования индивидуального углеводородного состава светлых фракций нефтей и конденсатов различного генотипа Лено-Тунгусской и Лено-Вилюйской НГП.

Для достижения поставленной цели необходимо было решить следующие задачи:

1. Изучить состав и выявить особенности распределения индивидуальных углеводородов (УВ) светлых фракций нефтей и конденсатов двух разновозрастных нефтегазоносных комплексов востока Сибирской платформы.

2. По распределению алканов состава С6 в нефтях и конденсатах определить возможные па-леотемпературы и реконструировать условия образования углеводородных систем в нефтегазоносных комплексах.

3. Оценить основные эксплуатационные параметры светлых фракций и предложить оптимальные направления их переработки.

Научная новизна полученных результатов заключается в следующем.

1. Выявлены особенности и различия в составе углеводородов светлых фракций нефтей и конденсатов Лено-Тунгусской и Лено-Вилюйской НГП. Установлено, что в составе светлых фракций нефтей Лено-Тунгусской НГП преобладают метановые УВ (до 86 % -на фракцию, до 32 % на нефть), для фракций, полученных из конденсатов - до 91% на фракцию, до 51% на конденсат. Во фракциях конденсатов Лено-Вилюйской НГП доминируют нафтены (до 45 % на фракцию, до 26% на конденсат) при преобладании метилциклогексана над остальными УВ.

2. Впервые обнаружены адамантан и его гомологи в пермотриасовых конденсатах континентального генезиса Вилюйской синеклизы

3. Впервые в докембрийских нефтях морского генезиса Непско-Ботуобинской антеклизы установлено преобладание н-алкилбензолов с нечетным количеством атомов углерода в молекуле над четными и предложена возможная схема образования нечетных н-алкилбензолов состава С15 - С21 из олефинов.

4. На основании палеотемпературного анализа впервые установлено, что конденсаты Не-пско-Ботуобинской НТО образованы в более жестких условиях и залежи сформированы в результате латеральной миграции.

Практическое значение результатов заключается: - в возможности использования данных о содержании и распределении индивидуальных УВ в светлых фракциях нефтей и конденсатов различных генетических типов для разработки технологических схем переработки нефтей и конденсатов ряда месторождений Сибирской платформы;

- в возможности использования расчетных палеотемператур для выбора направлений нефте-поисковых работ и прогноза качества нефтей и конденсатов для палеобассейнов с различными условиями осадкообразования и разными типами исходного органического вещества (ОВ).

Результаты исследований индивидуального углеводородного состава конденсатов Ви-люйской группы месторождений и рекомендации по оптимизации их переработки переданы в ОАО «Якутгазпром» и были реализованы на установке СВ-2.

На защиту выносятся:

- особенности состава и распределения индивидуальных насыщенных и ароматических углеводородов в светлых фракциях нефтей и конденсатов, образованных из ОВ различного типа;

- источник и механизм образования н-алкилбензолов с нечетным числом атомов углерода в молекуле;

- различия палеотемпературных режимов Лено-Вилюйской и Лено-Тунгусской НГП как одна из причин формирования нефтей и конденсатов различного углеводородного состава;

Реализация работы. Работа выполнялась в рамках темы НИР лаборатории геохимии каустобиолитов Института проблем нефти и газа СО РАН: «Изучение состава, строения углеводородных и неуглеводородных компонентов основных месторождений нефтей востока Сибирской платформы». (№ госрегистрации 01.2.00 103693) и региональной научно-технической программы: «Разработка рекомендаций по комплексной переработке и компаундированию светлых фракций нефтей и газовых конденсатов основных месторождений РС(Я) по результатам исследования индивидуального состава углеводородов». Материалы диссертации вошли в виде самостоятельных глав в научные отчеты ИПНГ СО РАН за 2001-03 гг.

Апробация работы и публикации. Основные результаты исследований докладывались и обсуждались на Межд. форуме «The 39-th International Youth Science Forum» (London, 1997); Республиканской научно-технической конференции «Шаг в будущее» (Якутск, 1998); I, II «Лаврентьевских чтениях» (Якутск, 1998, 1999); Конференции «Малотоннажная переработка нефти и газа» (Якутск, 2001); Межд. конгрессах по органической геохимии (Nancy, 2001; Krakow, 2003); Республиканской научно-практической конференции «Химия: образование, наука, технология» (Якутск, 2003); 5-ой Юбилейной межд. конференции «Химия нефти и газа» (Томск, 2003).

Основные положения и результаты исследований отражены в 17 научных работах, в том числе 10 статьях в научных журналах и 7 тезисах докладов на научно-технических конференциях.

Структура и объем работы. Диссертация состоит из введения, 6 глав, выводов, приложения и списка использованных источников из 156 наименований. Полный объем диссертации составляет 117 стр., включая 22 рисунка и 22 таблицы вместе с приложением.

Автор искренне благодарен сотрудникам лаборатории геохимии каустобиолитов Института проблем нефти и газа СО РАН к.г.-м.н. О. Н. Чалой, к.г.-м.н. И. Н. Зуевой, Г. С. Трущелевой, В. А. Козловой и коллегам кафедры высокомолекулярных соединений и органической химии БГФ ЯГУ д.т.н. А. В. Виноградову, д.т.н. А. А. Охлопковой, д.х.н. В. И. Федосеевой и к.х.н. 3. С. Ивановой за помощь в проведении исследований и полезные консультации.

Особую признательность автор выражает своему научному руководителю д.г.-м.н., член-корреспонденту РАН В. А. Каширцеву за постоянную поддержку и ценные советы.

ОСНОВНОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность темы, сформулированы цель и задачи работы, научная новизна, практическая значимость диссертационных исследований и перечислены основные положения, выносимые на защиту.

Глава 1. Геолого-геохимическая характеристика нефтегазоносных провинций Сибирской платформы

Проанализированы литературные данные по особенностям геологического строения месторождений Лено - Тунгусской и Лено -Вилюйской НГП1. Приведен краткий обзор работ, связанных с исследованием состава и физико-химических свойств нефтей и конденсатов. Сделан вывод о необходимости детального изучения индивидуального углеводородного состава светлых фракций нефтей и конденсатов различных генетических типов и расчета возможных палеотемператур формирования УВ флюидов.

Глава 2. Характеристика объектов и методы исследования

В качестве объектов исследования выбраны дистиллятные фракции с интервалами кипения н.к. -125°С; н.к. -200°С; н.к. -ЗОО°С (выбор фракций с указанными интервалами кипения продиктован методическими особенностями их анализа) нефтей и конденсатов Лено-Тунгусской и Лено-Вилюйской НГП.

Возраст коллекторов, из которых были отобраны пробы, датируется рифеем-нижним -кембрием для Лено-Тунгусской НГП и верхней Пермью - нижним триасом - для Лено-Вилюйской НГП (табл. 1).

Таблица 1 Характеристика объектов исследования

№ образца Месторождение № скважины Возраст, горн-зонт Интервал отбора, м Тип коллектора

Нефти Лено-Непско-Бот Тунгусской НГП уобинская НТО

1 Среднеботуобинское 25 €,осинский 1425-1452 карбонатный

2 Тас-Юряхское 560 V,ботуобинский 1939-1946 терригенный

3 Тас-Юряхское 558 V, ботуобинский 1975-1978 терригенный

4 Маччобинское 20409 6,улаханский 2061-2072 терригенный

5 Маччобинское 901 V, ботуобинский 2116-2124 терригенный

6 Маччобинское 902 V,ботуобинский 2118-2128 терригенный

7 Тапаканское 17921 6,осинский 1080-1086 карбонатный

8 Верхнечонское ИЗ С, осинский 1367-1373 карбонатный

Байкнтская ИГО

9 | Юрубченское | 64 | рифей | 2300-2305 | карбонатный

Конденсаты Лено-Тунгусской НП1 Непско-Ботуобинская НТО

10 Иктехское 653 V, ботуобинский 1765-1785 терригенный

11 Северо-Нелбинское 62321 V,ботуобинский 2074-2083 терригенный

12 Кэдергинское 432 V, ботуобинский 2532-2564 терригенный

Преднатомская НТО

13 Березовское 3 V, ботуобинский 1591-2500 терригенный

14 Бысахтахское 1871 V,ботуобинский 1806-1839 терригенный

15 Бысахтахское 18703 V, ботуобинский 2513-2538 терригенный

Конденсаты Лено-Вилюйской 11111 Вилюйская НГО

16 Средневилюйское 51 Т1-Ш 2455-2463 терригенный

17 Мастахское 79 Т1-Х 2840-2870 терригенный

18 Мастахское 71 Т1-111 2872-2886 терригенный

19 Мастахское 30 Т1-Х 2880-2920 терригенный

20 Мастахское 30 Т1-Х 2893-2911 терригенный

21 Мастахское 65 Р2-1 3129-3138 терригенный

22 Мастахское 65 Р2 -II 3156-3169 терригенный

23 Мастахское 110 Р2-И 3151-3158 терригенный

24 Мастахское 105 Р2-П 3216-3225 терригенный

25 Мастахское 11 Р2-11 3220-3228 терригенный

Венд - кембрийские нефти и конденсаты залегают в терригенно-карбонатных породах,

пермо-триасовые конденсаты - в терригенных. Глубина залегания изученных нефтей Лено-Тунгусской НГП варьирует от 1080 м до 2305 м, конденсаты этой же НГП - от 1591 до 2564 м. Для конденсатов Лено-Вилюйской НГП этот параметр изменяется от 2455 м до 3228 м. Условия залегания характеризуются широкими интервалами температур (5-20 С для нефтей и конденсатов Лено-Тунгусской НГП и 18-73,5°С для конденсатов Лено-Вилюйской НГП) и давлений (соответственно 9,8 - 17,6 МПа и 17,7 - 43,2 МПа). Причем, если для первой НГП характерны аномально низкие пластовые давления и температуры (дефицит пластовых дав-

лений варьирует от 4,4 до 6,6 МПа), то для второй - аномально высокие пластовые давления, превышающие нормальное гидростатическое на 6 - 10 МПа.

Таблица 2 Физико-химическая характеристика нефтей Лено-Тунгусской нефтегазоносной провинции_

№ образца Месторождение Я» скважины Плотность, кг/м3 (20°С) Содержание, % мае. Сера, % мае. Выход фракции до 200°С %, мае.

М-Н УВ Н-А УВ £ смол Асфаль тены

Нефти Лено-Тунгусской НГП Непско-Ботуобинская НТО

1 Среднеботуобинское 25 891,9 58,86 17,97 22,43 0,74 0,87 32

2 Тас-Юряхское 560 828,3 39,06 23,03 10,82 2,09* 0,53 25

3 Тас-Юряхское 558 752,2 71,97 18,91 8,24 0,88 0,48 55

4 Маччобинское 20409 871,0 50,52 22,36 10,17 1,95« не опр. 15

5 Маччобинское 901 849,0 48,56 22,41 11,74 0,29» 0,48 17

6 Маччобинское 902 854,5 44,13 13,74 19,67 0,46* 0,59 22

7 Талакан-ское 17921 812,0 63,74 28,00 8,11 0,15 0,36 24

8 Верхнечонское 113 832,0 53,50 32,60 14,00 0,00 0,49 30

Байкнтская НТО

9 | Юрубченсхое | 64 | 815,0 | 63,40 | 21,80 | 14,90 | 0,00 | 0,18 | 37

Примечание: М -Н- метапово-нафтеновые углеводороды, Н-А - нафтеново-ароматические. * - Групповой углеводородный состав рассчитан на нефть во фракции > 200 С. Возраст вмещающих отложений: G—Кембрий, V - Венд

Таблица 3 Физико-химическая характеристика конденсатов Лено Вилюйской и Лено-Тунгусской нефтегазоносных провинций_

№ образца Месторождение № скважины Плотность, кг/м3 при 20°С УВ состав дистиллятной части фракции и.к.-200°С, % мае. Выход фракции ДО 200ПС, %, мае.

Арома-тическиеУВ Нафте-новыеУВ Метановые УВ

Конденсаты Лено-Тунгусской НГП Непско-Ботуобипская НГО

10 Иктехское 653 745,2 5,66 18,41 75,93 78

И Северо-Нелбинское 62321 691,7 6,93 16,97 76,10 82

12 Кэдергинское 432 704,6 4,66 16,51 78,84 100

Предпатомская НГО

13 Березовское 3 736,3 1,36 18,77 79,87 96

14 Бысахтахское 1871 705,8 1,29 19,87 78,85 85

15 Бысахтахское 18703 727,8 2,98 8,26 88,66 76

Конденсаты Лено-Вилюйской НГП Вилюйская НГО

16 Средневилюйское 51 728,2 17,90 39,06 43,04 69

17 Мастахское 79 743,8 12,94 53,34 33,72 82

18 Мастахское 71 732,0 15,70 30,12 54,18 83

19 Мастахское 30 733,5 11,01 34,73 54,26 78

Продолжение таблицы 3

20 Мастахское 30 760,4 23,68 45,59 30,73 64

21 Мастахское 65 789,6 30,78 48,28 20,94 68

22 Мастахское 65 761,5 23,34 39,69 36,97 90

23 Мастахское 110 751,6 22,88 37,38 39,74 87

24 Мастахское 105 754,5 16,90 37,21 45,89 79

25 Мастахское 11 761,8 19,80 40,95 39,25 70

Для исследования физико-химических свойств нефтей и конденсатов использован комплекс стандартных методик, применяемых в лаборатории геохимии каустобиолитов ИПНГ СО РАН. По физико-химическим свойствам нефти Лено - Тунгусской hill (табл. 2) относятся к классу легких и средних: плотность их колеблется от 752,2 кг/м3 до 891, 9 кг/м3. По содержанию серы нефти являются мало- и среднесернистыми - от 0,18 до 0,87% мае. В этих нефтях содержание бензиновых фракций колеблется в пределах 17-55% мае, смол - от 8,24 до 22,43% мае. Содержание асфальтенов достигает 2,09% мае. В углеводородном составе этих нефтей преобладают метаново-нафтеновые углеводороды.

Конденсаты вендских отложений Лено-Тунгусской НГП характеризуются небольшой плотностью: от 691,7 кг/м3 до 745,2 кг/м3 (табл. 3), что, по-видимому, объясняется низкими пластовыми температурами (на глубинах 1500 м температура - +6+10°С, 2000м - +12+14°С) и невысокими пластовыми давлениями. В таких условиях в газовую фазу переходят только наиболее легкие углеводороды, а более тяжелые составляют жидкую фазу нефтяных оторочек. Содержание фракций до 200°С в этих конденсатах колеблется от 76 до 100% мае. В составе конденсатов древнейших отложений преобладают метановые углеводороды - 75,93 -88,66% мае., содержание ароматических структур - 1,29 - 6,93% мае. и нафтеновых - 8,2619,87% мае. (табл.3).

Конденсаты пермо-триасовых отложений имеют невысокую плотность - 728,2 -789,6 кг/м3. Выход бензиновых фракций составляет 64 - 90% мае. В углеводородном составе бензиновых фракций пермо-триасовых конденсатов, в отличие от конденсатов венда, сравнительно высоко содержание ароматических (7,51 - 30,78% мае.) и нафтеновых (34,73 - 53,34% мае.) углеводородов. Содержание метановых структур колеблется от 20,94 до 54,26% мае.

Легкие фракции нефтей и конденсатов, выкипающие до температуры 125°С, анализировались на хроматографе ЛХМ-8МД-5М. Для уточнения идентификации индивидуальных УВ использованы эталонные хроматограммы фракции н.к. - 125°С нефти Верхневилючанской плошади, снятые и расшифрованные Р.А. Твердовой (ИГИРГИ) и Р.Н. Пресновой (ВостСиб-НИИГТиМС).

Фракции с интервалом кипения н.к. - 200 и н.к - 300°С исследовались на хромато-масс-спектрометрической квадрупольной системе Q-mass-910- Autosystem (Perkin Elmer). Идентификация соединений осуществлялась сравнением полученных индивидуальных масс-

спектров с уже имеющимися спектрами в библиотеке системы, а также с опубликованными данными.

Глава 3. Углеводородный состав светлых фракций нефтей Сибирской платформы Представлены результаты исследования индивидуального углеводородного состава дистиллятных фракций, выкипающих до 300°С, нефтей Непско-Ботуобинской и Байкитской нефтегазоносных областей, выявлены осповпые особегаюсти состава этих УВ в зависимости от природы исходного ОВ. Во фракциях идентифицировано от 75 до 132 УВ.

Рисунок 1 - Хроматограммы дистиллятных фракций н.к. - 200°С нефтей Среднеботуобин-ского (А) и Талаканского (Б) месторождений; дистиллятных фракций н.к. - 300°С нефтей Юрубченского (В) и Верхнечонского (Г) месторождений.

Типичные для исследованных нефтей хроматограммы дистиллятных фракций приведены на рис. 1. Дистилляты нефтей отличает преимущественно алкановый состав (18,36 -31,48%). Максимумы распределения УВ фракций приходится на УВ С7 и С8, а в нефти Бай-

китской 11ГО на С11. Во всех фракциях, кроме дистиллята верхнечонской нефти н-алканы доминируют над разветвленными.

Соотношение н-алканы/и-алканы изменяется от 1,80 до 2,11, а в верхнечонской нефти оно равно 0,93. Ароматические (2,01 - 3,86%) и нафтеновые (3,51 - 4,28%) углеводороды находятся в подчиненных количествах. Соотношение алканы/цикланы изменяется от 5,04 (верхпечопская нефть) до 9,07 (юрубченская нефть), алканпы/арены - от 5,60 (верхнечонская нефть) до 15,80 (юрубченская нефть).

Впервые в нефтях Непско-Ботуобинской антеклизы в ряду н-алкилбензолов было установлено преобладание гомологов с нечетным количеством атомов углерода в молекуле над четными в диапазоне Сц-Са (рис. 2). Возможно, это объясняется высоким содержанием в

морских растениях нечетных олефинов с прямой цепью и 1-6 двойными связями в ряду Cis-С21 Преобладание углеводорода С21 можно объяснить тем, что некоторые виды планктонных водорослей содержат всего один углеводород - олефин С21Н32 с шестью двойными связями. , Последнее позволило предположить схему (рис. 3) образования н-пентадецилбензола из вышеназванного гексаена.

Подобное распределение высокомолекулярных н-алкилбензолов было зафиксировано исследователями из Канады в экстракте материнской породы Лоджепоул. Следует отметить, что в распределении н-алканов и н-алкилциклогексанов во фракциях нефтей Непско-Ботуобинской НТО преобладание нечетных гомологов над четными не обнаружено.

На основании вышеизложенного можно предположить, что одним из биологических источников нечетных н-алкилбензолов в нефтях, генерированных органическим веществом «морского типа», являются нечетные полиены.

В составе фракций (н.к.-125°С) нефтей венд-кембрийских отложений преобладают метановые структуры - до 34,62% на нефть. На долю ароматических углеводородов приходится до 2,14%, нафтенов - до 5,74%. Для фракций нефти Маччобинского месторождения соотношения н-алканы/изо-алканы = 1,29; алканы /циклоалканы = 4,38; МЦП/ЦГ = 1,11; бензол/толуол = 0,92; показатель Филиппи (Н-С7/ H-C7+i-C7) = 0,59. Для нефти Тас-Юряхского месторождения: н-алканы/изо-алканы = 1,30; алканы /циклоалканы = 5,74; МЦП/ЦГ = 1,36; бензол/толуол = 0,86; показатель Филиппи = 0,57.

Особенности состава дистиллятных фракций нефтей Лено-Тунгусской НГП позволяют объединять их в единое большое надсемейство древних «морских» нефтей. Детальные исследования индивидуального УВ состава и соотношения отдельных классов УВ показали, что среди нефтей Непско-Ботуобинской НТО нефть Юрубчено-Тохомской зоны выделяется по ряду показателей: максимум распределения УВ сдвинут в более высокомолекулярную область; соотношения алканы/цикланы и алканы/арены являются самыми высокими 9,07 и 15,80; не обнаружено преобладание нечетных н-алкилбензолов, характерных для нефтей Не-пско-Ботуобинской НТО. Вполне возможно, что эти критерии позволяют дифференцировать это огромное "надсемейство" на индивидуальные семейства, как это выполнено А.Э. Конто-ровичем с соавторами (Конторович и др., 2000) и В А. Каширцевым (2003) для рифейских вендских и кембрийских нефтей Сибирской платформы на основании изучения распределения молекул-биомаркеров (хейлантанов, стеранов и гопанов) и изотопного состава углерода.

Глава 4. Углеводородный состав светлых фракций газовых конденсатов востока Сибирской платформы

Четвертая глава посвящена исследованию индивидуального углеводородного состава светлых фракций (н.к. - 125°С и ЗОО°С) конденсатов Непско-Ботуобинской, Березовской и Вилюйской НГО.

Результаты проведенных исследований показали, что в дистиллятных фракциях (н к.-125°С) конденсатов Вилюйской НГО высоко содержание цикланов (7,99-26,30%), в составе которых преобладают циклогексановые структуры (6,54-20,48%). Доля алканов колеблется от 6,40 до 27,75%, а в них 3,29-15,48% приходится на н-алканы. Арены составляют 2,629,91% при преобладающей роли толуола над бензолом. Соотношения н-алканы/ изо-алканы изменяются от 1,06 до 1,37; алканы/циклоалканы - 0,70 - 1,30; алканы/арены - 2,36 - 6,61; МЦП/ЦГ - 0,32 - 0,51; бензол/толуол - 0,21 - 0,46; показатель Филиппи (н-С7/ И-С7+1-С7) -0,47 - 0,63.

числа аввафоеания время, ¿ли.

Рисунок 4 - Масс-хроматограмма по общему ионному току конденсата Средневшпойского месторождения (А), хроматограмма адамантанов (Б).

Рисунок 5 - Масс-фрагментограммы (TIC; m/z 163; m/z 149; m/z 135; m/z 136) и масс-спектры адамантанов конденсата Средневилюйского месторождения.

Детально исследованы стабильные газовые конденсаты из триасовых отложений Средневилюйского месторождения (горизонт Т1-Ш). Хроматограмма фракции н.к. - 300°С одного из конденсатов приведена на рисунке 4, групповой состав отражен в таблице 4. Во фракции идентифицировано 154 УВ. Максимум распределения углеводородов приходится на р-+т- ксилолы. Впервые в конденсатах Вилюйской НТО обнаружены адамантаны (рис. 4,5).

Особенностью легких углеводородов (н.к.-125°С) конденсатов Березовской и Непско-Ботуобинской НТО является высокое содержание алканов (31,95-73,31%), а в их составе гомологов с нормальным строением углеродного скелета (15,64-33,10%), и пониженная доля циклаиов (3,36-15,35%), среди которых преобладают циклогексановые структуры. Арены составляют от 1,28 до 4,66%. Соотношения н-алканы/ изо-алканы - 0,82 - 1,39; алканы /циклоалканы - 3,97 - 11,34; алканы/арены - 16,93 - 70,56; МЦП/ЦГ - 1,08 - 2,32; бензол/толуол - 0,26 - 0,90; показатель Филиппи 0,47 - 0,59.

Таблица 4 Групповой углеводородный состав дистиллятной фракции н.к. - ЗОО°С конденсата Средневилюйского месторождения (% мае.)

Алканы Нафтены Арены

н-алка-ны изо-алканы изопрена-ны всего,в т.ч.: н-, 1-, изопрен. моноциклические бицик-личе-ские всего, в т.ч.: би-, моно- моноядерные би-ядер-ные гибридные

17,92 5,51 1,44 24,86 15,34 0,95 16,29 17,77 7,94 2,15

Таким образом, конденсаты Непско-Ботуобинской и Березовской НТО, как и дистил-лятные фракции нефтей, имеют алкановое основание, тогда как подобные конденсаты и нефтяные фракции Вилюйской НТО - ароматико-циклановое.

Различия в углеводородном составе венд-кембрийских и пермо-триасовых конденсатов обусловлены не только первичными генетическими причинами, но и разной термобарической историей развития бассейнов. Если реконструкция катагенеза (палеотемпературных условий) для Вилюйского бассейна может быть вполне корректно проведена по отражательной способности витринита, то для древних отложений Сибирской платформы это представляет существенную проблему. Для сопоставления палеотемператур образования нефтяных УВ в докембрийских и верхнепалеозойско-мезозойских бассейнах Сибирской платформы можно использовать подобную оценку по составу изомеров, образовавшихся по термодинамически контролируемому механизму (Петров, 1984).

Глава 5. Реконструкция палеотемператур формирования нефтяных и газоконден-сатных залежей по составу углеводородов дистиллятных фракций

Пятая глава посвящена реконструкции палеотемпературных условий формирования нефтяных и конденсатных залежей Непско-Ботуобинской, Березовской и Вилюйской НТО на основе распределения УВ состава С6 (2-метилпентан, 3-метиллентан и н-гексан) в дистилля-ных фракциях (н.к. - 125°С), исследованных методом ГЖХ. Выбор пал именно на эти УВ, потому что они очень хорошо коррелируют (индекс корреляции - 0,85, при максимуме 1) друг с другом (на рис. 6 представлена корреляционная кривая (для построения кривых, результаты анализов обрабатывались стандартной программой "STATISTICA")), отражающая зависимость н-гексана от суммы изо- и антеизогексанов дистиллятных фракций конденсатов Вилюйской НТО, что говорит об одинаковом механизме их образования из керогена, а также, идея их использования в качестве критерия оценки температуры нефтеобразования основывается на том, что живые организмы не синтезируют сложный спектр углеводородов Сз-0£. Следовательно, легкие УВ этого диапазона генерируются из керогена по мере его созревания.

Расчет палеотемператур проводился по двум системам. В первом случае использовалась эмпирическая формула А.Фроста выведенная им для системы метилциклопентан о циклогексан (МЦП <-> ЦТ)-

, где Т-палеотпемпература, К;Кр-константаравновесия

Во втором случае была выведена формула для системы углеводородов Сб. В качестве исходной предпосылки было принято, что современные концентрации углеводородов н-гексана, 2-метилпентана и 3-метилпентана, отражают температуры, при которых существовали термодинамически равновесные системы на момент генерации углеводородных флюидов.

На основе уравнения этой реакции и принятых допущений была выведена формула, позволяющая рассчитать палеотемпературы формирования углеводородных флюидов:

, где Т-палеотемпература, К; AFT298-изменение энтальпии в стандартных условиях, кДж/молъ; AS?298- изменение энтропии в стандартныхусловиях, Дж/моль *К,

R-универсалъная газовая постоянная, Дж/моль *К; Р-современное пластовое давление, МПа; Кр-константаравновесия

Расчеты палеотемператур формирования конденсатов для Средневилюйской, Мастах-

ской и Бысахтахской площадей представлены в вице гистограмм с шагом в 10°С (рис 7).

1оо ~ |1а " »и »и " ? в ' ¡л ' 1ч '

т°с

Рисунок 7 - Гистограммы палеотемператур формирования конденсатных систем востока Сибирской платформы.

Для Непско-Ботуобинской НГО получены лишь единичные результаты по отдельным месторождениям (Среднеботуобинская, Тас-Юряхская, Маччобинская площади) Как видно из гистограмм, интервалы палеотемператур, вычисленные для площадей Вилюйской НГО по двум методам несколько разняться. Для системы МЦП «-»ЦГ интервалы температур лежат в пределах 80-160°С с медианой в области 110°С. Для системы гексан «-» изогексаны диапазон колебаний температур составляет 120-170°С с медианным значением в районе 140°С

Для Бысахтахской площади результаты определений палеотемператур по двум методам практически совпали. Основная часть определений легла в интервал 190-210°С, а единичные определения по месторождениям Непско-Ботуобинской НГО находятся в пределах 180-240°С.

Полученные данные по Вилюйской НГО хорошо укладываются в имеющиеся схемы катагенеза пермских материнских отложений района Хапчагайского поднятия, где и локализованы основные газоконденсатные месторождения НГО. Если для докембрийских отложений Березовской впадины вышеупомянутые температуры были вполне достижимы, то для территории Непско-Ботуобинской антеклизы подобные палеотемпературы маловероятны. Последнее обстоятельство заставляет предполагать, что залежи УВ здесь должны были сформироваться за счет латеральной миграции флюидов.

В отличие от "низкотемпературных11 пермо-триасовых нефтей и конденсатов "высокотемпературные" нефти и конденсаты древнейших отложений характеризуются повышенным содержанием метановых УВ, тогда как, в первых, преобладают ароматические и циклические УВ.

Глава 6. Возможные направления переработки бензиновых и дизельных фракций нефтей и конденсатов северо-востока Сибирской платформы

В шестой главе приведены результаты исследования первых товарных продуктов Средневилюйской установки фракционирования конденсатов (СВ-1), широкие фракции легких углеводородов (ШФЛУ) Якутского газоперерабатывающего завода, бензиновые (нафта) и дизельные фракции, полученные при атмосферной перегонке талаканской нефти на Ви-тимской НПУ. Полученные жидкие продукты до последнего времени все еще не находят коммерческого использования, поскольку товарные свойства прямогонных фракций не удовлетворяют тем качествам, которые необходимы для моторных топлив, главным образом по детонационной стойкости (ДС) для бензинов и по периоду задержки самовоспламенения (ПЗС) для дизельных топлив.

Опираясь на полученные результаты можно заключить, что алкановые бензины тала-канской нефти с ОЧМ порядка 40-46 пунктов (табл. 5) и низким содержанием цикланов яв-

ляются весьма сложным сырьем для дальнейшей переработки методом классического ри-форминга, но бензины возможно использовать для производства некоторых видов растворителей, высококипящих петролейных эфиров и как рециркулят при первичной переработке нефтей.

Дизельные фракции, состоящие, главным образом, из н-алканов и изопреноидов, обладают высокими цетановыми числами (56-60 пунктов по расчетному методу), но без депара-финизации и использования депрессаторов они пригодны для производства летнего вида топлива.

Таблица 5 Расчетные октановые и цетановые числа бензиновых и дизельных фракций, полученных из конденсатов Вилюйской синеклизы и нефтей Непско-Ботуобинской ангасшзы

Название углеводородного сырья Конденсаты Вшпойской синеклизы Нефти Непско-Ботуобинской антеклизы

Фракции ШФЛУ Бензиновая Дизельная Бензиновая Дизельная

Октановое число (расчетный метод ОЧМ) 68-74 66-70 40-46

Цетановое число (расчетный метод) 34-37 56-60

Прямогонные бензины из вилюйских газовых конденсатов представляют собой достаточно хорошее сырье для получения товарных бензинов, в том числе методом риформинга (высокие содержания щпсланов). Полученный риформат из вилюйских конденсатов может служить основой для компаундирования с низкооктановыми бензинами (например, с бензиновыми фракциями нефтей Непско-Ботуобинской антеклизы), а также сырьем для получения ароматических углеводородов (толуола и ксилолов). В зависимости от содержания легкоки-пящих углеводородов октановое число «первичной» ШФЛУ может колебаться от 68 до 74 пунктов.

выводы

1. В результате исследования углеводородного состава светлых фракций нефтей и конденсатов Лено-Тунгусской и Лено-Вилюйской НГП выявлены их существенные различия. В «континентальных» конденсатах Лено-Вилюйской III 11 преобладают нафтены (до 45 % на фракцию, до 26 % на конденсат) при преобладании метилциклогексана над остальными УВ. В составе светлых фракций «морских» нефтей Лено-Тунгусской НГП доминируют метановые УВ (до 86 % -на фракцию, до 32 % на нефть), для фракций «морских» конденсатов -до 91 % на фракцию, до 51 % на конденсат.

2. В конденсатах Средневилюйского месторождения впервые идентифицированы ада-мантан и его гомологи состава Сю-См, источником которых, скорее всего, являются полициклические нафтены.

3. В нефти Талаканского месторождения идентифицирован гомологический ряд н-алкилбензолов с ярко выраженным преобладанием молекул с нечетным числом атомов углерода в молекуле над четными среди соединений состава Си-Сгз- Предложена возможпая модель образования нечетных н-алкилбензолов из олефинов на примере н-пентадецилбензола (СгО из генэйкозагексаена-3,6,9,12,15,18 - соединения, содержащегося в больших количествах в морских планктонных водорослях.

4. По данным палеотемператур, рассчитанным по формуле А. Фроста и по формуле, выведенной в данной работе, установлено, что формирование залежей нефтей и конденсатов, залегающих в Непско-Ботуобинской и Березовской НТО, происходило при более высоких температурах (порядка 180-240 °С) по сравнению с температурой образования углеводородных флюидов в Вилюйской НТО медианные значения которого находятся в пределах 110140 °С

5. Показано, что рассчитанные палеотемпературы для Вилюйской НТО сопоставимы с имеющимися схемами катагенеза пермских отложений. Сравнение этих данных с имеющимися в литературе сведениями о распределении биомаркеров позволило определить источник образования разновозрастных залежей конденсатов — пермские континентальные отложения.

6. Палеотемпературы формирования нефтей и коденсатов Непско-Ботуобинской НТО существенно превышают возможные термобарические параметры, существовавшие в прошлом на Непском своде (с учетом палеопогружения венд-кембрийских отложений). Это позволило предположить, что газо-конденсатные и нефтяные залежи здесь были сформированы за счет латеральной миграции флюидов из Предпатомского прогиба, где материнские отложения были погружены на большие глубины.

7. На основании анализа данных индивидуального состава светлые фракции охарактеризованы как сырье для получения моторных топлив. Выявлены различия в характеристике фракций конденсатов двух комплексов, обусловленные палеотемпературами и типом исходного органического материала. Прямогонные бензиновые фракции континентальных "низкотемпературных", конденсатов обладают наиболее высокой детонационной стойкостью (расчетное октановое число 68-70 пунктов но моторному методу). Прямогонные бензиновые фракции морских "высокотемпературных11 нефтей являются низкооктановыми (расчетное октановое' число 40-46 пунктов по моторному методу). Прямогонные дизельные фракции конденсата континентального генезиса характеризуются низкими цетановыми числами (порядка 34-37 пунктов), а дизельные фракции нефтей морского генезиса - высокими (порядка 56-60 пунктов).

Основное содержание диссертации опубликовано в следующих работах:

1. Иванова И.К., Шаройко В.В., Меметова Н.П., Трущелева Г.С., Чалая О.Н., Зуева И.Н., Виноградов А.В., Митронов Д.В., Каширцев В.А. Результаты хромато-масс-спектрометрических исследований индивидуального состава углеводородов в бензиновых фракциях нефтей и газоконденсатов Якутии // Мат-лы конф." Геологическое строение и полезные ископаемые Республики Саха (Якутия)".- Якутск, 1997. - № 1. - С.31 -33.

2. Ivanova I. The composition of raw gas condesates and the residual products of their refining // Summaries ofstudent topics. - London, 1997. - P. 10.

3. Иванова И.К. Роль алканов и цикланов в составе бензиновой и дизельной фракции нефти Талаканского месторождения // Тез. докл. науч. конф. студентов и молодых ученых Республики Саха (Якутия). - Новосибирск: Изд-во Ин-та математики СО РАН, 1998. - С. 44-46.

4. Каширцев В.А., Чалая О.Н., Зуева И.Н., Бубнов А.В., Виноградов А.В., Иванова И.К. Газовые конденсаты Вилюйского бассейна и перспективы их использования // Отечественная геология. - 1998. - №6.- С. 40-44.

5. Иванова И.К. Пути получения моторных топлив из газовых конденсатов Вилюйского бассейна (Якутия) // Тез. докл. науч. конф. студентов и молодых ученых Республики Саха (Якутия). - Новосибирск: Изд-во Ин-та математики СО РАН, 1999. - С. 71-73.

6. Иванова И.К. Индивидуальный состав бензиновых и дизельных фракций нефтей и газовых конденсатов как основной фактор качества моторных топлив // Сб. "Науч. иссл. аспирантов и молодых ученых." - Якутск: Изд-во Якутского ун-та, 2001. - С.95-99.

7. Каширцев ВА., Сафронов А.Ф., Чалая О.Н., Зуева И.Н., Трущелева Г.С., Иванова И.К. Индивидуальный углеводородный состав бензиновых и дизельных фракций, полученных на

Витимской НПУ 20 // Малотошгажная переработка нефти и газа в Республике Саха (Якутия). -Якутск, 2001. -С. 100-103.

8. Чалая О.Н., Зуева И.Н., Трутцелева Г.С., Лифшиц С.Х., Иванова И.К. Состав и свойства Талаканской нефти // Малотоннажная переработка нефти и газа в Республике Саха (Якутия). -Якутск, 2001. -С.165 -171.

9. Каширцев ВА., Конторович А.Э., Филп Р.П., Чалая О.Н., Зуева И.Н., Иванова И.К., Меме-това Н.П. Биодеградация насыщенных циклических хемофоссилий // Геология и геофизика. -2001.-Т.42. -№11 - 12. -С. 1792-1800.

10. Chalaya О., Trusheleva G., Ivanova I. The lighter hydrocarbon composition ofYakutia condensates // 20 - st International meeting on organic geochemistry. - Nancy, 2001. - P. 42.

11. Иванова И.К., Чалая О.Н., Капшрцев В.А. Нормальные алкилбензолы и алкшщиклогекса-ны в нефти Талаканского месторождения // Наука и образование. - Якутск, 2002. - №3. - С.45-49.

12. Иванова И.К., Чалая О.Н., Каширцев В А. Первая идентификация углеводородов ряда адамантана в конденсате Средневилюйского месторождения // Наука и образование. - Якутск, 2003.-№1.-С.75-79.

13. Иванова И.К., Чалая О.Н., Каширцев В.А. Палеотемпературные условия формирования га-зоконденсатных систем на востоке Сибирской платформы // Наука и образование. - Якутск, 2003.-№3.-С.50-52.

14. Ivanova I., Chalaya О., Vinogradov A., Kashirtsev V. Odd/even predominance of carbon numbers in n-alkylbenzenes from Talakan crude oils (Siberian platform) //21-st International meeting on organic geochemistry. - Krakow, 2003. - P. 202-203.

15. Иванова И.К., Чалая O.H., Каширцев B.A. Адамантаны в газовом конденсате Средневилюйского месторождения // Мат-лы Респуб. научно-практич. конф. "Химия: образование, наука, технология."- Якутск, 2003. - 4.2 - С. 117-119.

16. Иванова И.К., Чалая О.Н., Зуева И.Н., Каширцев В.А. Индивидуальный углеводородный состав конденсатов и продуктов их переработки месторождений Вилюйской нефтегазоносной области // Мат-лы V Межд. конф. "Химия нефти и газа". - Томск: Изд-во Института оптики атмосферы СО РАН, 2003. - С. 186-188.

17. Иванова И.К., Чалая О.Н., Маркова Н.В., Каширцев В.А. Бензиновые дистилляты тала-канской нефти и перспективы их использования // Сб. "Актуальные вопросы геологии нефти и газа Сибирской платформы."- Якутск: ЯФ Изд-ва СО РАН, 2004. - С.176 - 182.

Подписано в печать 04.08.2004. Формат 60x84/16. Бумага тип. №2. Гарнитура "Тайме". Печать офсетная. Печ. л. 1,5. Уч.-изд. л. 1,87. Тираж 120 экз. Заказ

Издательство ЯГУ. 677891, г. Якутск, ул. Белинского, 58.

Отпечатано в типографии издательства Якутского государственного университета

04-1*5*0

Содержание диссертации автор исследовательской работы: кандидата химических наук, Иванова, Изабелла Карловна

Введение

ОГЛАВЛЕНИЕ

ГЛАВА 1. ГЕОЛОГО-ГЕОХИМИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА НЕФТЕГАЗОНОСНЫХ ПРОВИНЦИЙ СИБИРСКОЙ ПЛАТФОРМЫ

1.1. Лено-Тунгусская нефтегазоносная провинция

1.2. Лено-Вилюйская нефтегазоносная провинция

1.3. Основные сведения о химической природе углеводородных систем

1.4. Биомаркеры в нефтях востока Сибирской платформы

ГЛАВА 2. ОБЪЕКТЫ И МЕТОДЫ ИССЛЕДОВАНИЙ

2.1. Объекты исследования

2.2. Методы исследований

Глава 3. УГЛЕВОДОРОДНЫЙ СОСТАВ СВЕТЛЫХ ФРАКЦИЙ НЕФТЕЙ СИБИРСКОЙ ПЛАТФОРМЫ 2?

3.1. Краткая характеристика физико-химических свойств нефтей Лено-Тунгусской нефтегазоносной провинции

3.2. Индивидуальный углеводородный состав светлых фракций нефтей Лено-Тунгусской нефтегазоносной провинции ^д

3.3. Особенности индивидуального углеводородного состава дистиллятов нефтей Лено-Тунгусской НГП ^

Глава 4. УГЛЕВОДОРОДНЫЙ СОСТАВ СВЕТЛЫХ ФРАКЦИЙ ГАЗОВЫХ КОНДЕНСАТОВ СИБИРСКОЙ ПЛАТФОРМЫ

4.1. Краткая характеристика физико-химических свойств конденсатов Лено-Вилюйской и Лено-Тунгусской нефтегазоносных провинций ^

4.2. Индивидуальный углеводородный состав светлых фракций конденсатов Лено- Вилюйской нефтегазоносной провинции ^

4.3. Индивидуальный углеводородный состав светлых фракций конденсатов Лено- Тунгусской нефтегазоносной провинции ^

Глава 5. РЕКОНСТРУКЦИЯ ПАЛЕОТЕМПЕРАТУР ФОРМИРОВАНИЯ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ ПО СОСТАВУ УГЛЕВОДОРОДОВ ДИСТИЛЛЯТНЫХ ФРАКЦИЙ

Глава 6. ВОЗМОЖНЫЕ НАПРАВЛЕНИЯ ПЕРЕРАБОТКИ БЕНЗИНОВЫХ И ДИЗЕЛЬНЫХ ФРАКЦИЙ НЕФТЕЙ И КОНДЕНСАТОВ СЕВЕРО-ВОСТОКА СИБИРСКОЙ ПЛАТФОРМЫ 70 6.1. Светлые дистилляты конденсатов Вилюйской синеклизы

6.2. Светлые дистилляты нефтей Непско-Ботуобинской антеклизы выводы

Введение диссертация по химии, на тему "Особенности индивидуального углеводородного состава светлых фракций нефтей и конденсатов Востока Сибирской платформы"

Актуальность проблемы. К настоящему моменту в Якутии открыты 32 месторождения нефти и газа, из них 11 - в Вилюйской синеклизе и центральной части Приверхоянского прогиба Лено-Вилюйской нефтегазоносной провинции (НГП), а 21 — в пределах Непско-Ботуобинской антеклизы и Предпатомского прогиба Лено-Тунгусской НГП.

По оценке группы специалистов во главе с академиком А.Э. Конторовичем начальные сырьевые ресурсы углеводородов (УВ) Якутии оцениваются в 20,1 млрд.т условных углеводородов, в том числе нефти - 9,4 млрд.т, свободного природного газа - 9,4 трлн. м3, газа, растворенного в нефти - 0,7 трлн м3, конденсата 0,6 млрд т. Извлекаемые ресурсы нефти составляют 2,4 млрд т, свободного газа - 9,4 трлн м3.

Сегодня опытно - промышленная добыча нефти ведется на Среднеботуобинском, Иреляхском и Талаканском месторождениях. Основной объем добытой нефти используется в качестве котельного топлива, и только часть реализуется за пределы республики. Газовый конденсат Средневилюйского месторождения в большинстве своем также используется в качестве котельного топлива и лишь около 20% его идет на производство неэтилированного бензина марки А-76. Несмотря на то, что топливно-энергетический комплекс (ТЭК) Якутии обладает значительными ресурсами нефти и газа, перерабатывающая их отрасль находится в начальной стадии своего развития и основная масса нефтепродуктов в республику поставляются из Восточно-Сибирского региона с Ачинского нефтеперерабатывающего завода и Ангарского нефтехимического комбината. Ежегодная потребность в моторном топливе и других нефтепродуктах превышает 1 млн. т.

Для рационального использования углеводородного сырья и получения высококачественных моторных топлив в Республике Саха (Якутия) планируется масштабная организация переработки углеводородов основных промышленных месторождений нефтей и конденсатов. В связи с этим, товарные свойства ряда нефтей месторождений Непско-Ботуобинской нефтегазоносной области (НБНГО) определялись во ВНИИНП (г. .Москва), БашНИИ (г.Уфа) ИХН СО РАН (г.Томск). Как правило, не во всех этих исследованиях детально анализировался индивидуальный углеводородный состав светлых дистиллятных фракций и, тем более, в круг этих исследований не включались газовые конденсаты. Вместе с тем, проблему переработки нефтей и конденсатов можно рассматривать как комплексную, и в этом случае знание детального УВ состава их светлых дистиллятов совершенно необходимо, т.к. это оказывает определяющее влияние на эксплуатационные характеристики многих нефтепродуктов, а это в свою очередь дает основание для выбора направлений переработки и рационального использования углеводородного сырья.

Основные месторождения нефти и газа, как это указано выше, открыты в двух нефтегазоносных провинциях: Лено-Вилюйской и Лено-Тунгусской, представляющие собой самостоятельные геологические структуры. Оба комплекса имеют значительный фонд перспективных геологических элементов в качестве ловушек для формирования УВ залежей. В связи с этим, важным является выяснение сходства или различий состава и условий формирования залежей УВ этих территорий.

На формирование состава нефтей и конденсатов в месторождениях влияет большое количество факторов, но среди них два фактора занимают главенствующее положение - это тип ископаемого органического вещества (ОВ) и термобарический режим недр. Естественно, что процессы миграции и дальнейшей эволюции углеводородов в залежах также накладывают свой отпечаток на состав нефтей и конденсатов. Но по своим масштабам они не сопоставимы с первичными факторами.

Геолого-геохимические условия накопления исходного органического вещества для двух рассматриваемых НГО достаточно хорошо изучены [1, 2 и др.]. Термобарические условия катагенеза для Вилюйского бассейна реконструированы по отражательной способности витринита [3], а для древних толщ Сибирской платформы или предприняты попытки реконструкции их катагенетической преобразованности по другим геохимическим показателям (коэффициент преломления коллоальгинита) и общегеологическим критериям [3]. Но степень достоверности таких оценок оказалась несопоставимой с оценками катагенеза Вилюйской НГО. В связи с этим проведена реконструкция палеотемпературных режимов для Непско-Ботуобинской, Березовской и Вилюйской НГО на основании современного соотношения изомерных углеводородов ациклического строения состава Сб. Сведения о палеотемпературных режимах необходимы для дальнейшего наращивания объемов поисково-разведочных работ и прироста запасов нефти и газа.

Для достижения поставленной цели необходимо было решить следующие задачи: 1. Изучить состав и выявить особенности распределения индивидуальных углеводородов (УВ) светлых фракций нефтей и конденсатов двух разновозрастных нефтегазоносных комплексов востока Сибирской платформы.

2. По распределению алканов состава Сб в нефтях и конденсатах определить возможные палеотемпературы и реконструировать условия образования углеводородных систем в нефтегазоносных комплексах.

Научная новизна полученных результатов заключается в следующем.

3. Впервые в до кембрийских нефтях морского генезиса Непско-Ботуобинской антеклизы установлено преобладание н-алкилбензолов с нечетным количеством атомов углерода в молекуле над четными и предложена возможная схема образования нечетных н-алкилбензолов состава С15 - С21 из олефинов.

4. На основании палеотемпературного анализа впервые установлено, что конденсаты Непско-Ботуобинской НГО образованы в более жестких условиях и залежи сформированы в результате латеральной миграции.

Практическое значение результатов заключается:

- в возможности использования данных о содержании и распределении индивидуальных УВ в светлых фракциях нефтей и конденсатов различных генетических типов для разработки технологических схем переработки нефтей и конденсатов ряда месторождений Сибирской платформы;

- в возможности использования расчетных палеотемператур для выбора направлений нефтепоисковых работ и прогноза качества нефтей и конденсатов для палеобассейнов с различными условиями осадкообразования и разными типами исходного органического вещества (ОВ).

Результаты исследований индивидуального углеводородного состава конденсатов Вилюйской группы месторождений и рекомендации по оптимизации их переработки переданы в ОАО «Якутгазпром» и были реализованы на установке СВ-2.

На защиту выносятся:

- особенности состава и распределения индивидуальных насыщенных и ароматических углеводородов в светлых фракциях нефтей и конденсатов, образованных из OB различного типа;

- источник и механизм образования н-алкилбензолов с нечетным числом атомов углерода в молекуле;

Реализация работы. Работа выполнялась в рамках темы НИР лаборатории геохимии каустобиолитов Института проблем нефти и газа СО РАН: «Изучение состава, строения углеводородных и неуглеводородных компонентов основных месторождений нефтей востока Сибирской платформы». (№ гос.регистрации 01.2.00 103693) и региональной научно-технической программы: «Разработка рекомендаций по комплексной переработке и .ф компаундированию светлых фракций нефтей и газовых конденсатов основных месторождений РС(Я) по результатам исследования индивидуального состава углеводородов». Материалы диссертации вошли в виде самостоятельных глав в научные отчеты ИПНГ СО РАН за 2001-03 гг.

Заключение диссертации по теме "Нефтехимия"

выводы

1. В результате исследования углеводородного состава светлых фракций нефтей и конденсатов Лено-Тунгусской и Лено-Вилюйской НГП выявлены их существенные различия. В «континентальных» конденсатах Лено-Вилюйской НГП преобладают нафтены (до 45 % на фракцию, до 26 % на конденсат) при преобладании метилциклогексана над остальными УВ. В составе светлых фракций «морских» нефтей Лено-Тунгусской НГП доминируют метановые УВ (до 86 % -на фракцию, до 32 % на нефть), для фракций «морских» конденсатов -до 91 % на фракцию, до 51 % на конденсат.

2. В конденсатах Средневилюйского месторождения впервые идентифицированы адамантан и его гомологи состава Сю-Си, источником которых, скорее всего, являются полициклические нафтены.

3. В нефти Талаканского месторождения идентифицирован гомологический ряд н-алкилбензолов с ярко выраженным преобладанием молекул с нечетным числом атомов углерода в молекуле над четными среди соединений состава С17-С23. Предложена возможная модель образования нечетных н-алкилбензолов из олефинов на примере н-пентадецилбензола (С21) из генэйкозагексаена-3,6,9,12,15,18 - соединения, содержащегося в больших количествах в морских планктонных водорослях.

4. По данным палеотемператур, рассчитанным по формуле А. Фроста и по формуле, выведенной в данной работе, установлено, что формирование залежей нефтей и конденсатов, залегающих в Непско-Ботуобинской и Березовской НГО, происходило при более высоких температурах (порядка 180-240 °С) по сравнению с температурой образования углеводородных флюидов в Вилюйской НГО медианные значения которого находятся в пределах 110-140 °С.

5. Показано, что рассчитанные палеотемпературы для Вилюйской НГО сопоставимы с имеющимися схемами катагенеза пермских отложений. Сравнение этих данных с имеющимися в литературе сведениями о распределении биомаркеров позволило определить источник образования разновозрастных залежей конденсатов - пермские континентальные отложения.

6. Палеотемпературы формирования нефтей и коденсатов Непско-Ботуобинской НГО существенно превышают возможные термобарические параметры, существовавшие в прошлом на Непском своде (с учетом палеопогружения венд-кембрийских отложений). Это позволило предположить, что газо-конденсатные и нефтяные залежи здесь были сформированы за счет латеральной миграции флюидов из Предпатомского прогиба, где материнские отложения были погружены на большие глубины.

7. На основании анализа данных индивидуального состава светлые фракции охарактеризованы как сырье для получения моторных топлив. Выявлены различия в характеристике фракций конденсатов двух комплексов, обусловленные палеотемпературами и типом исходного органического материала. Прямогонные бензиновые фракции континентальных "низкотемпературных" конденсатов обладают наиболее высокой детонационной стойкостью (расчетное октановое число 68-70 пунктов по моторному методу). Прямогонные бензиновые фракции морских "высокотемпературных" нефтей являются низкооктановыми (расчетное октановое число 40-46 пунктов по моторному методу). Прямогонные дизельные фракции конденсата континентального генезиса характеризуются низкими цетановыми числами (порядка 34-37 пунктов), а дизельные фракции нефтей морского генезиса - высокими (порядка 56-60 пунктов).

Список источников диссертации и автореферата по химии, кандидата химических наук, Иванова, Изабелла Карловна, Томск

1. Лено - Вилюйская нефтегазоносная провинция. - М.: Наука, 1969. - 278 с.

2. Непско Ботуобинская антеклиза - новая перспективная область добычи нефти и газа на Востоке СССР // Ред. А.Э. Конторович, B.C. Сурков, A.A. Трофимук и др. -Новосибирск: Наука, 1986. - 243 с.

3. Катагенез и нефтегазоносность / Г. М. Парпарова, С. Г. Неручев, А. В. Жукова и др. -Л.: Недра, 1981.-240 с.

4. Каширцев В.А. Органическая геохимия нафтидов востока Сибирской платформы/Отв. ред. А.Э. Конторович. Якутск: ЯФ Изд-ва СО РАН, 2003. - 160 с.

5. Тектоника, геодинамика и металлогения территории Республики Саха (Якутия). -М.: МАИК "Наука/Интерпериодика", 2001.-571 с.

6. Трофимук A.A. Нефтегазоносность Сибирской платформы // Геология и геофизика. -1960. №7. - С.3-12.

7. Нефтегазоносные бассейны и регионы Сибири / Непско Ботуобинский регион/ А.Э. Конторович, B.C. Сурков, A.A. Трофимук и др. -Новосибирск, 1994. -Вып.7. - 76 с.

8. Нефтегазоносные бассейны и регионы Сибири/ Байкитский регион / А.Э. Конторович, Н.В. Мельников, B.C. Сурков и др. -Новосибирск: ОИГГиМ СО РАН, 1994. -Вып.6. 52с.

9. Трофимук A.A. Концепция создания крупных баз газонефтедобычи в Восточной Сибири. -Новосибирск, 1994. 192 с.

10. Нефтегазоносные бассейны и регионы Сибири /Лено Вилюйский бассейн / А.Э. Конторович, В.В. Мельников, Г.С. Фрадкин и др. - Новосибирск, 1994. - Вып.4. - 107 с.

11. Геология и геохимия нефтей северо-восточной части Непско-Ботуобинской антеклизы. -Якутск: ЯНЦ, 1989. 168 с.

12. А< 12. Нефти и конденсаты Западной Якутии (рекомендации) / Под ред. Е.И. Бодунова, В.А.

13. Каширцева. Якутск: Изд-во ЯФ СО АН СССР, 1981. - 88 с.

14. Изосимова А.Н., Захарова С.С. Геохимическая характеристика нефтей и конденсатов нижнетриасовых и верхнепермских отложений Хапчагайского поднятия// Нефтегазоносность Западной Якутии. Новосибирск: Наука, 1973. - С. 103-108.

15. Изосимова А.Н. Особенности формирования нефтей Непско-Ботуобинской нефтегазоносной области // Нефтегазоносность верхнодокембрийских и фанерозойских отложений восточной части Сибирской платформы. Якутск, 1986. - С. 79-87.

16. Изосимова А. Н., Чалая О. Н., Андреев И. Н. Характер изменения индивидуального углеводородного состава бензиновых фракций нефтей и конденсатов под влиянием вторичных процессов // Геология и геофизика. 1989. - №1. - С. 71 - 80.

17. Chalaya О., Trusheleva G., Ivanova I. The lighter hydrocarbon composition of Yakutia condensates// 20 st International meeting on organic geochemistry. - Nancy, 2001. - P.42.

18. Зуева И.Н., Захарова С.С. Результаты исследований структурно-группового состава нефтей и конденсатов методом инфракрасной спектроскопии// Нефтегазоносность Западной Якутии. -Новосибирск: Наука, 1973. С. 111-120.

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

20. Преснова Р.Н., Дробот Д.И., Глушакова О.Н. Нефти и конденсаты венда и нижнего кембрия Сибирской платформы. Иркутск: Изд.-во ВостСНИИГГиМС, 1980. - 92 с.

21. Дробот Д.И., Преснова Р.Н., Колбина JI.B. Характеристика бензиновых фракций нефтей из рифей-вендских и нижнекембрийских отложений Сибирской платформы // Советская геология. 1983. - №3. - С.63-74.

22. Преснова Р.Н., Дробот Д.И., Рукавишников И.И., Глушакова О.Н. Геохимические особенности состава нефтей, конденсатов и газов Верхнечонского месторождения // Нефтегазоносность юга Сибирской платформы. Новосибирск, 1986. - С. 72-81.

23. Захарова С.С., Шиманский В.К., Циркина Г.А., Богомолов А.И. Индивидуальный состав бензиновых фракций некоторых нефтей Лено-Вилюйской нефтегазоносной провинции// Нефтегазоносность Западной Якутии. -Новосибирск: Наука, 1973. -С. 109111.

24. Головко А.К., Игошин В.А., Антонова Т.В., Горбунова JT.B. О возможности получения смазочных масел из нефти Талаканского месторождения// Малотоннажная переработка нефти и газа в Республике Саха (Якутия). -Якутск, 2001. С. 42-50.

25. Конторович А.Э., Мельников Н.В., Старосельцев B.C. Нефтегазоносные провинции и области Сибирской платформы // Геология и нефтегазоносность Сибирской платформы. -Новосибирск: Изд-во СНИИГГиМС, 1975. С. 4-21.

26. Конторович А.Э., Сурков B.C., Трофимук A.A. Главные зоны нефтегазонакопления в Лено-Тунгусской провинции // Развитие учения академика И.М. Губкина в нефтяной геологии Сибири. Новосибирск: Наука, 1982. - С. 22-42.

27. Конторович А.Э., Меленевский В.Н., Тимошина И.Д. Два генетических типа нефтей верхнего докембрия нижнего кембрия Сибирской платформы: Тез. докл. научн. коф. Геохимия в практике поисково-разведочных работ на нефть и газ. - М.: ВНИГНИ, 2001, -103 с.

28. Каширцев В.А., Филп Р.П., Чалая О.Н., Зуева И.Н., Трущелева Г.С. Генетические семейства нафтидов востока Сибирской платформы // Отечественная геология. 1997.-№8. - С.28-30.

29. Изосимова А.Н., Чалая О.Н. Реликтовые углеводороды в органическом веществе и нефтях Западной Якутии. Новосибирск: Наука, 1989. - 125 с.

30. Арефьев O.A., Забродина М.Н., Русинова Г.В. Петров Ал.А. Биометки нефтей Восточной Сибири // Нефтехимия. 1993. - Т.ЗЗ. - С. 488-504.

31. Peters К., Moldowan М. Biomarkers guid. New York: Printice Hall, 1993. - 343 p.

32. Rubinstein J., Sieskind O.and Albrecht P. Rearranged sterenes in a shale: Occurrence and simulated formation // Journal of the Chemical Society, Perkin Transaction I. 1975. - P. 18331836.

33. Zumberge J.E. Prediction of source rock characteristics based on terpane biomarkers in crude oils: a multivariate statistical approach //Geochim. et Cosmochim. Acta. 1987.- Vol.51. -P.1625-1637.

34. Каширцев В.А., Филп Р.П., Аллен Дж., Гальвец-Синибальди А., Зуева И.Н., Чалая О.Н., Андреев И.Н. Биодеградация биомаркеров в природных битумах Оленекского поднятия // Геология и геофизика. 1993. - Т.34. - №6. - С.44-55.

35. Каширцев В.А., Конторович А.Э., Филп Р.П., Чалая О.Н., Зуева И.Н., Иванова И.К., Меметова Н.П. Биодеградация насыщенных циклических хемофоссилий // Геология и геофизика. -2001. Т. 42. - №11 - 12. - С. 1792 - 1800.

36. Рыбак В.М. Анализ нефти и нефтепродуктов. М.: Гостоптехиздат, 1962. - 596 с.

37. Руководство по анализу нефтей. Л.: Недра, Ленингр. отд-ние., 1966. - 300 с.

38. Абрютина Н.Н., Абушаева В.В., Арефьев О.А. и др. Современные методы исследования нефтей (Справочно-методическое пособие) / Под ред. Богомолова А.И., Темянко М.Б., Хотынцевой Л.И. Л.: Недра, 1984. - 431 с.

39. Петров Ал. А., Головкина Л. С., Русинова Г. В. Масс-спектры нефтяных углеводородов. Справочник (атлас) /Под ред. Ал. А. Петрова. М.: Недра, 1986. - 313 с.

40. Иоффе Б. В., Зенкевич И.Г., Кузнецов М. А., Берштейн И. Я. Новые физические и физико-химические методы исследования органических соединений: Учеб. пособие. Л.: Изд-во Ленингр. ун-та, 1984. - 240 с.

41. Органическая геохимия./ Под ред. Дж. Эглинтона и М. Мэрфи. Л.: Недра, 1974. -487 с.

42. Бейнон Дж. Масс-спектрометрия и ее применение в органической химии. М.: Мир, 1964.

43. Полякова А.А., Хмельницкий Р.А. Масс-спектрометрия в органической химии. -М.: Химия, 1972.

44. Budzikiewicz Н., Djerassi С., Williams D. Н. Mass spectrometry of organic compounds. -San Francisco: Holden-Day, 1967.

45. Будзикевич Г., Джерасси К., Ульямс Д. Интерпретация масс-спектров органических соединений. М.: Мир, 1966.

46. Johns R. В., Belsky Т., McCarthy Е. D., Burlingame A. L., Haug P., Schnoes Н. К., Richter W. J., Calvin М. The organic geochemistry of ancient sediments // Geochim. et Cosmochim. Acta. 1966.-Pt II.-P. 1191.

47. Тиссо В., Вельте Д. Образование и распространение нефти. М.: Мир, 1981. - 501 с.

48. Хант Дж. Геохимия и геология нефти. М.: Мир, 1982. - 500 с.

49. Blumer М., Mullin М.М., Guillard R.R.L. A polyunsaturated hydrocarbon (3-,6-,9-,12-,15-, 18-heneicosahexaene) in the marin food web // Mar. Biol. 1970. - №6 (3). - P. 226-235.

50. Kinney R.E. and Clowley D.J. Pyrolysis of C2 and C3 hydrocarbons // Ind. Eng. Chem. -1954. -№46. P.258-265.

51. Nohara D. and Sakai T. Thermal reaction of 1,5-hexadiene, mechanism proposal //Ind. Eng. Chem. Prod. Res. Develop. 1973. - 12. - P. 322-325.

52. Nohara D. and Sakai T. Addition reaction of allyl radical and butadiene //Ind. Eng. Chem. Res. 1988. - 27. - P. 1925-1929.

53. Nohara D. and Sakai T. Kinetic study of model reactions in the gas phase at the early stage of coke formation// Ind. Eng. Chem. Res. 1992. - 31. - P. 14-19.

54. Шабаров Ю.С. Органическая химия. M.: Химия, 1996. - 496 с.

55. Терней А. Современная органическая химия. М.: Мир, 1981. - 682 с.

56. Березин Б.Д., Березин Д.Б. Курс современной органической химии: Учеб. пособие для вузов. М.: Высш. шк., 1999. - 768 с.

57. Ким A.M. Органическая химия: Учеб. пособие, 2-е изд. испр. и доп. Новосибирск: Сиб. унив. изд-во, 2001. - 814 с.

58. Марч Дж. Органическая химия. Реакции, механизмы и структура. Углубленный курс для университетов и химических вузов: В 4-х т. Т. 1. Пер. с англ. М.: Мир, 1987. - 381 с.

59. Марч Дж. Органическая химия. Реакции, механизмы и структура. Углубленный курс для университетов и химических вузов: В 4-х т. Т.З. Пер. с англ. М.: Мир, 1987. 459 с.

60. Sauer S. Angew. Chem.// Int. Ed. Engl. 1980. - 19. - P. 779-807.

61. Остроухов С.Б., Арефьев О.А., Макушина В.М., Забродина М.Н., Петров Ал.А. Моноциклические ароматические углеводороды с изопреноидной цепью // Нефтехимия. -1982. Т.22. - №6. - С.723-728.

62. Остроухов С.Б., Арефьев О.А., Пустильникова С.Д., Петров Ал.А. Н-алкилбензолы состава С12-С30 в нефтях //Нефтехимия. 1983. - Т.23. - №1. - С.20-30.

63. Остроухов С.Б., Арефьев О.А., Забродина М.Н. Выделение моноциклических ароматических углеводородов из нефти //Методы исследования состава органических соединений нефти и битумоидов. М., Наука, 1985. - С.33-40.

64. Коржов Ю.В., Головко А.К., Туров Ю.П. Изучение состава нефтяных алкилбензолов методом хромато-масс-спектрометрии //Известия СО АН СССР (Серия химич.). 1989. -№4.-С. 19-24.

65. Головко А.К. Нефтяные алкилароматические углеводороды: Дисс. докт .хим. наук. -Томск, 1997.-353 с.

66. Головко А.К., Конторович А.Э., Певнева Г.С. Геохимическая характеристика нефтей Западной Сибири по составу алкилбензолов //Геохимия. 2000. - №3. - С.282-293.

67. Gallegos E.J. Alkilbenzenes Derived from Carotenes in Coals by GC/MS //J.of Chrovatographic Sci. 1981. - V. 19. - P. 177-182.

68. Seifert W.K. and Moldovan J.M. Applications of Steranes, Terpanes and Monoaromatics to the Maturation,Migration and Source of Crude Oils //Geochim. Cosmochim. Acta. 1978. -V.42. - P.77-95.

69. Kissin Y.V. Catagenesis of light aromatic compounds in petroleum// Organic geochemistry. -1998.-V. 29.-P. 947-962.

70. Matisova E., Kovacicova E., Pham Т.Н., Kolek E. and Engewald W. Identification of alkylbenzenes up to С12 by capillary gas chromatography and gas chromatography mass-spectrometry // J. Chromat. - 1989. - V. 475. - P.l 13-123.

71. Anders D., Robinson W. Cycloalkane constituents of the bitumen from Green River shale// Geochim. et cosmochim. Acta. 1971. - V. 35. - P. 661 - 678.

72. Изосимова A.H., Зуева И.Н., Чалая O.H. и др. Генетическая типизация нефтей Западной Якутии // Изв. АН СССР. Сер. геол. 1981. - №7. - С. 134 - 144.

73. Иванова И.К., Чалая О.Н., Каширцев В. А. Нормальные алкилбензолы и алкилциклогексаны в нефти Талаканского месторождения// Наука и образование. Якутск, 2002.-№3.-С.45-49.

74. Ivanova I., Chalaya О., Vinogradov A., Kashirtsev V. Odd/even predominance of carbon numbers in n-alkylbenzenes from Talakan crude oils (Siberian platform) //21 st International meeting on organic geochemistry. - Krakow, 2003. - P. 202-203.

75. Конторович А.Э., Меленевский B.H., Тимошина И.Д., Махнева Е.А. Семейства верхнедокембрийских и кембрийских нефтей Сибирской платформы // Докл. РАН. 2000. -№ 1. - С. 92-95.

76. Багрий Е.И. Адамантаны: Получение, свойства, применение. М.: Наука, 1989. - 264 с.

77. Dolejsek Z., Hala S., Hanus V., Landa S.// Coll. Czechosl. Chem. Commun. 1966. - V. 31. - № 2. - P. 435-449.

78. Митера И., Захарж П., Буркхард И., Водичка Л.// Sb. VSCHT Praze D. 1976. - Sv. 32. -* S. 79-125; Chem. Abstr. - 1976. - V. 85. - 7691 ly.

79. Warren R. W., Schneider A., Janovski E.J.// Appl. Spectrosc. 1968. - V. 22. - № 2. - P. 115120.

80. Slobodin Ya. M., Kovyazin V. E., Oshieva N. A. et al.// Ibid. 1974. - Sv. 30. - S. 73-; Chem. Abstr. - 1975. - V. 83.-78693.

81. Полякова А. А., Храмова Э. В., Багрий E. И. и др.// Нефтехимия. 1973. - Т. 13. - № 1. -С. 9-16.

82. Федорова М. С., Денисов Ю. В., Черняк Н. Я.// Нефтехимия. 1973. - Т. 13. - № 5. - С. 631-634.

83. Гордадзе Г.Н., Арефьев О.А. Адамантаны генетически различных нефтей // Нефтехимия. 1997. - Т. 37. - №5.

84. Гордадзе Г.Н., Матвеева И.А., Забродина М.Н., Русинова Г.Н. К вопросу о происхождении адамантанов в нефти // Нефтехимия. 1998. - Т. 38. - №1.

85. Гордадзе Г. Н. Термолиз органического вещества в нефтегазопоисковой геохимии. М.: ИГиРГИ, 2002. - 336 с.

86. Номенклатурные правила ИЮПАК по химии. Т. 2. Органическая химия. М.: ВИНИТИ, 1979.- 896 с.

87. Stetter Н.// Angew. Chem. 1954. - Bd. 66. - № 13/14. - S.217.

88. Петров Ал.А. Химия нафтенов. М.: Наука, 1971. - 388 с.

89. Соколова И. М., Макаров В.В., Кульджаев Б., Абрютина Н.Н. Углеводородный состав газового конденсата Моллакер // Нефтехимия. 1990. - Т. 30. - №6. - С. 723.

90. Lin R. and Wilk Z.A. Natural occurrence of tetramantane (C22H28), pentamantane (C26H32) and hexamantane (C30H36) in a deep petroleum reservoir// Fuel. 1995. - V.74. - №10. - P. 1512.

91. Schleyer R.P. //J. Amer. Chem. Soc. 1957. - V. 79. -№12. - P. 3292.

92. Landa S., Kamycek Z., Kamyckova J. // Erdol und Kohle-Erdgas-Petrochem. 1961. - Bd.14. - №11. - S. 904-905.

93. Получение адамантанов изомеризацией трициклических насыщенных углеводородов: Пат. 522909 Япония, МКИ2 С 07 С 13/54/ К. Хонна, Н. Симидзу, К. Курдзаки // РЖХим. -1978. 10П275П.

94. Kurisaki К. // Kagaki to kogyo-Chem. and Chem. Industry. 1978. - V. 31. - №4. - P. 270273.л

95. Friction of tractive drives containing etheres of adamantanes: Пат. 4043927 США, МКИ С 10 M 1/20 / I. N. Duling, D.S. Gates, F.P. Glazier, R.E. Moore // Ibid. 1977. - V. 87. -187080n.

96. Friction of tractive drives fluids: Пат. 3648531 США, МКИ2 С 09 К /1. N. Duling, D.S. Gates, R.E. Moore, F.P. Glazier // Ibid. 1972. - V. 76. - 143219n.

97. Старобинец И. С. Геолого-геохимические особенности газоконденсатов. JI.: Недра, 1974.- 151 с.

98. Дурмишьян А. Г. Газоконденсатные месторождения. М.: Недра, 1979. - 335 с.

99. Камьянов В. Ф. Закономерности в составе бензиновых фракций нефтей и газоконденсатов (препринт №8). Томск: Томский филиал СО АН СССР, 1985. - 52 с.

100. ПО. Геология и геохимия нефти и газа: Учебник / O.K. Баженова, Ю.К. Бурлин, Б.А. Соколов, В.Е. Хаин / Под ред. Б.А. Соколова. М.: Изд-во МГУ, 2000. - 384 с.

101. Акрамходжаев A.M. Нефть и газ продукты преобразования органического вещества. -М.: Недра, 1982.-261 с.

102. Kantsler A.J., Smith G.C.,Cook А.С. Lateral and vertical rank variation: Implication for hydrocarbon exploration // Australian Petroleum Exploration Association Journal. 1978. - V. 18(1).-P. 143-156.

103. Gleadow A.J.W., Duddy I.R and Lovering J.F. Fission track analysis: new tool for the evaluation of thermal histories and hydrocarbon potential // Australian Petroleum Exploration Association Journal. 1983. - V. 23. - P. 93-102.

104. Arne D., Zentilli M. Apatite fission track thermochronology integrated with vitrinite reflectance // In Vitrinite reflectance as a maturity parameter: application and limitation. ACS Series. 1994. - N570. - P. 249-268.

105. Quigley T.M. & Mackenzie A.S. The temperature of oil and gas formation in the subsurface // Nature. 1988. - V. 333. - P. 549-552.

106. Вассоевич Н.Б. Геохимия органического вещества и происхождение нефти. М., 1986. -368 с.

107. Конторович А.Е., Меленевский В.Н. Учение о главной фазе нефтеобразования и его место в осадочно-миграционной теории нафтидогенеза // Изв. АН СССР. 1988. - №1. -С. 3-14.

108. Philippi G.T. The deep sub-surface temperature controlled origin of the gaseous and gasoline range hydrocarbons of petroleum.// Geochim. Cosmochim. Acta. - 1975. — 39. — P. 1353-1373.

109. Jonathan D., L'Hote G., du Rouchet J. Analyse geochimique des hydrocarbures legers par thermovaporisation//Rev. Inst. Fr. Pet. 1975. - 30. - P. 65-88.

110. Obermajer M., Osadetz K.G., Fowler M.G., Snowdon L.R. Light hydrocarbon (gasoline range) parameter refinement of biomarker-based oil-oil correlation studies: an example from Williston Basin .// Organic geochemistry. 2000. - V. 31. - P. 959-976.

111. Mango F.D. The light hydrocarbons in petroleum: a critical review. // Organic geochemistry. -1997.-V. 26. P.417-440.

112. Mango F.D. The origin of light hydrocarbons. // Geochimica et Cosmochimica Acta. -2000. V. 64.-P. 1265-1277.

113. Справочник химика. JI.: Химия, 1962. - Т. I. - 1073 с.

114. Петров Ал. А. Химия алканов. М.: Наука, 1974. 243 с.

115. Мартин Р., Уинтерс Дж., УиЛъямс Дж. Распределение углеводородов в составе нефти и ее генезис//Новые исследования в области генезиса нефти и газа. М.: ЦНИИТЭ нефтегаз, 1964. - С. 38—78.

116. Сафонова Г. И. Реликтовые структуры в углеводородах нефтей различных стратиграфических подразделений. М.: Недра, 1980. - 260 с.

117. Smith Н.М. Qualitative and quantitative aspects of crude oil composition //U.S. Bureau of Mines Bull.- 1968.-V. 642.

118. А.А. Карцев. Катагенез и состав нефтей// Осадочно-миграционная теория образования нефти и газа. М.: Наука, 1978. - С. 124-127.

119. Фрост А.В. Нефтяное хозяйство. -1946. №3-4. -36 с.

120. Саввина Я.Д., Великовский А.С. Возможность применения констант равновесия реакции изомеризации углеводородов для оценки температур нефте- и конденсатообразования// Газ. Промышленность. 1968. - №5. - С. 8-12.

121. Саввина Я.Д. Газы и конденсаты месторождений природных газов СССР: Автореф. ДИСС.-М., 1970.-34 с.

122. Курс физической химии: Издание 2, испр., т. И/ Под. ред. чл.-корр. АН СССР проф. Я.И. Герасимова. М.: Химия, 1973. - 624 с.

123. Уильяме В., Уильяме X. Физическая химия для биологов: Учебное пособие для вузов. Пер. с англ. М.: Мир, 1976. - 602 с.

124. Фичини Ж., Ламброзо-Бадер Н., Депезе Ж.К. Основы физической химии. М.: Мир, 1972.-312 с.

125. Краткий курс физической химии: Учеб. Пособие для вузов 2-е изд., перераб. и доп. / Кочергин С.М., Добреньков Г.А., Никулин В.Н. и др. /Под ред. Кондратьева С.Н. М.: Высш. школа, 1978. - 312 с.

126. Семиохин И.А. Физическая химия. М.: МГУ, 2001. - 270 с.

127. Стромберг А.Г., Семченко Д.П. Физическая химия: Учеб. Для хим. спец. вузов/Под ред. А.Г. Стромберга, 3-е изд., испр. и доп. М.: Высш.шк., 1999. - 527 с.

128. История нефтегазообразования и нефтегазонакопления на востоке Сибирской платформы/ Соколов Б.А., Сафронов А.Ф., Трофимук А. Ан., Фрадкин Г.С., Бакин В.Е., Каширцев В.А., Япаскурт О.В., Изосимова А.Н. М.: Наука, 1986. - 167 с.

129. Петрология органических веществ в геологии горючих ископаемых / И.И. Аммосов, В.И. Горшков, Н.П. Гречишников и др. М.: Наука, 1987. - 338 с.

130. Геология нефти и газа Сибирской платформы / А.С. Анциферов, В.Е. Бакин, И.П. Варламов и др. М.: Недра, 1981. - 552 с.

131. Каширцев В.А., Чалая О.Н., Зуева И.Н., Бубнов В.А., Виноградов А.В., Иванова И.К. Газовые конденсаты Вилюйского бассейна и перспективы их использования // Отечественная геология. 1998. - №6. - С. 40-44.

132. Чалая О.Н., Зуева И.Н., Трущелева Г.С., Лифшиц С.Х., Иванова И.К. Состав и свойства Талаканской нефти//Малотоннажная переработка нефти и газа в Республике Саха (Якутия). Якутск, 2001. - С.175 -183.

133. Ivanova I. The composition of raw gas condesates and the residual products of their refining // Summaries of student topics. London, 1997. - P. 10.

134. Иванова И.К., Чалая О.Н., Каширцев В.А. Первая идентификация углеводородов ряда адамантана в конденсате Средневилюйского месторождения // Наука и образование. -Якутск, 2003. №1. - С.75-79.

135. Иванова И.К., Чалая О.Н., Каширцев В.А. Адамантаны в газовом конденсате Средневилюйского месторождения. // Мат-лы Респуб. научно-практич. конф. "Химия: образование, наука, технология."- Якутск, 2003. 4.2 - С. 117-119.

136. Иванова И.К. Пути получения моторных топлив из газовых конденсатов Вилюйского бассейна (Якутия) // Тез. докл. науч. конф. студентов и молодых ученых Республики Саха (Якутия). Новосибирск: Изд-во Ин-та математики СО РАН, 1999. - С. 71-73.

137. Иванова И.К. Индивидуальный состав бензиновых и дизельных фракций нефтей и газовых конденсатов как основной фактор качества моторных топлив // Сб. "Науч. иссл. аспирантов и молодых ученых." Якутск: Изд-во Якутского ун-та, 2001. - С.95-99.

138. Иванова И.К., Чалая О.Н., Маркова Н.В., Каширцев В.А. Бензиновые дистилляты талаканской нефти и перспективы их использования // Сб. "Актуальные вопросы геологии нефти и газа Сибирской платформы."- Якутск: ЯФ Изд-ва СО РАН, 2004. -С.176- 182.

139. Эрих В. Н., Расина М. Г., Рудин М. Г. Химия и технология нефти и газа: Изд. 2-е, пер. -Л.: Химия, 1977.-424 с.

140. 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 испр. Спб: Химия, 1995.-448 с.

141. Попов С.Н. Химия нефти и газа. Львов: Изд-во Львовского ун-та, 1960. - 378 с.

142. Мановян А.К. Технология первичной переработки нефти и природного газа. М.: Химия, 1999.-568 с.

143. Иванова И.К., Чалая О.Н., Каширцев В.А. Палеотемпературные условия формирования газоконденсатных систем на востоке Сибирской платформы // Наука и образование. Якутск, 2003. - №3. - С.50-52.