Grundlagen der Erdölchemie_Vorlesungsskript. Buch: „Chemie von Öl und Gas. Lehrbuch Der Zweck des Studiums der Chemie von Öl und Gas

Ministerium für Bildung und Wissenschaft der Russischen Föderation

Landeshaushalt Bildung

Institution der höheren Berufsbildung

„Ufa-Staatsöl

Technische Universität"

Zweigstelle der USNTU in Oktyabrsky

Abteilung für Informationstechnologien,

Mathematik und Naturwissenschaften

V. R. Zailalova Lehrbuch für den Kurs „Öl- und Gaschemie“

Genehmigt vom Editorial and Publishing Council der USPTU

als Lehrmittel

Rezensenten:

Verband geologischer und geophysikalischer Unternehmen für wissenschaftliche, technische und informationstechnische Zusammenarbeit „Geoinformtekhnologiya“ (Generaldirektor, Professor, Arzt technische Wissenschaften Yu. A. Gutorov).

Außerordentlicher Professor, Kandidat der technischen Wissenschaften A. M. Gilmanova (Abteilung für ITME, Zweigstelle der USPTU in Oktyabrsky).

Zailalova V. R.

Z 17 Lehrbuch zur Lehrveranstaltung „Chemie von Öl und Gas“. – Ufa: Verlag der USNTU, 2014. –132 S.

Dieses Lehrbuch ist nach dem Landesbildungsstandard 3 zusammengestellt und richtet sich an Studierende der Fachrichtung „Öl- und Gastechnik“ aller Studienrichtungen. Es deckt alle Hauptabschnitte des Kursprogramms „Chemie von Öl und Gas“ ab. Der Abschnitt „Klassifizierung von Kohlenwasserstoffen“ wird in einer tabellarischen Version dargestellt, die kurz die Zusammensetzung, Struktur, physikalischen und chemischen Eigenschaften sowie die Produktion von Kohlenwasserstoffen beschreibt. Das Handbuch ermöglicht Ihnen die selbstständige Vorbereitung auf das Bestehen der Kursprüfung.

© Ufa-Staat

Technische Universität für Erdöl, 2014

© Zailalova V. R., 2014

Einführung

Öl ist ein Stein. Es gehört zusammen mit Ton, Kalkstein, Steinsalz usw. zur Gruppe der Sedimentgesteine. Wir sind es gewohnt zu denken, dass Gestein eine feste Substanz ist, die die Erdkruste und das tiefere Erdinnere bildet. Es stellt sich heraus, dass es flüssige und sogar gasförmige Gesteine ​​gibt. Eine der wichtigsten Eigenschaften von Öl ist seine Brennfähigkeit. Eine Reihe von Sedimentgesteinen haben die gleiche Qualität: Torf, Braun- und Steinkohle, Anthrazit. Zusammen bilden die Gesteine ​​eine besondere Familie namens Kaustobiolithe(von den griechischen Wörtern „kaustos“ – brennbar, „bios“ – Leben, „cast“ – Stein, d. h. brennbarer organischer Stein). Unter ihnen werden Kaustobiolithe von der Kohlereihe und der Ölreihe unterschieden, wobei letztere als Bitumen bezeichnet werden. Dazu gehört auch Öl.

Öl kommt normalerweise in Form von Ansammlungen in porösen Gesteinen vor – Kalksteinen, Sandsteinen. Leider ist es nicht möglich, Öl vollständig aus den Lagerstätten zu gewinnen. Die sogenannte Primärproduktion erfolgt bei natürlichem Druck und ermöglicht die Gewinnung von bis zu 25–30 % des Öls; die Sekundärproduktion erhöht die Effizienz der Feldentwicklung geringfügig (bis zu 35 %) und erfolgt durch Pumpen von Wasser ( manchmal Dampf). Derzeit wird weltweit intensiv an der Steigerung der Ölförderung geforscht. Bei der Tertiärproduktion handelt es sich um eine zusätzliche Erdölgewinnung mittels neuer Methoden, zu nennen sind hier beispielsweise der Einsatz von Tensiden, Polymerlösungsmitteln, CO 2 -Zufuhr und thermische Verfahren (die sogenannte In-situ-Verbrennung). Es ist klar, dass die Umsetzung des tertiären Bergbaus von großer wirtschaftlicher Bedeutung ist.

Die Entwicklungsgeschichte der menschlichen Gesellschaft hat zwei Phasen der Entwicklung der Produktivkräfte durchlaufen und tritt in die dritte ein. Die erste davon ermöglichte es dem Menschen, die Kontrolle über die Nahrungsmittelproduktion zu übernehmen und die Überlebenschancen der Menschen zu erhöhen. Die zweite schaffte eine qualitativ neue Energiebasis und bewirkte den Übergang von der Muskelkraft zum Einsatz von Maschinen. Die Grundlage dieser Energiebasis war Erdöl. Wir erleben, wie die Menschheit in die dritte Phase eintritt. Gleichzeitig wird die Wissenschaft zur Produktivkraft der Gesellschaft, doch das Öl wird weiterhin eine entscheidende Rolle im Aufbau der Energiebasis spielen.

Derzeit werden drei Hauptrichtungen für die Verwendung von Öl identifiziert: Gewinnung von Energierohstoffen, Gewinnung von Materialien mit bestimmten Eigenschaften und Herstellung chemischer und pharmazeutischer Produkte. Die Entwicklung vieler Industrien und des Transportwesens hängt heute vom Öl ab. Wir sind in einer Welt geboren und leben in einer Welt voller Produkte und Dinge, die aus Erdöl gewonnen werden. In der Geschichte der Menschheit gab es Stein- und Eisenperioden. Wer weiß, vielleicht nennen Historiker unsere Zeit Öl, genau wie die Zukunft – thermonuklear.

Öl schuf nicht nur eine neue Ebene der Produktivkräfte der Gesellschaft, sondern auch einen neuen Zweig der Wissenschaft – die Petrochemie, die an der Schnittstelle von organischer Chemie, Ölchemie und physikalischer Chemie entstand. Die Petrochemie hat sich zu einem wichtigen Zweig der verarbeitenden Industrie entwickelt und stellt chemische Produkte aus Erdöl, Begleit- und Erdgasen sowie deren Einzelkomponenten her. Petrochemikalien machen über ein Viertel aller Chemieprodukte weltweit aus. Die Ausrichtung der Volkswirtschaften der Industrieländer auf Erdölrohstoffe ermöglichte Mitte des 20. Jahrhunderts einen qualitativen Sprung und die Entwicklung zu einem der wichtigsten Zweige der Schwerindustrie.

Unsere ersten synthetischen Kautschuke wurden ausschließlich aus Alkohol hergestellt, der aus Lebensmittelrohstoffen gewonnen wurde. Heutzutage werden Kautschuke aus petrochemischen Rohstoffen synthetisiert. Aus Gummi gewonnener Kautschuk wird hauptsächlich für Reifen für Autos, Flugzeuge und Radfahrzeuge verwendet.

Auch viele andere Stoffe werden aus Erdölrohstoffen hergestellt, deren Produktionstechnologie ursprünglich auf der chemischen Verarbeitung von Lebensmitteln basierte.

Petrochemikalien sparen nicht nur Lebensmittel, sondern auch erhebliche Mittel. Divinyl, eines der wichtigsten Monomere für Kautschuke, kostet bei der Herstellung aus Butan etwa halb so viel wie bei der Herstellung aus Alkohol in Lebensmittelqualität.

Wurden Ende der 50er Jahre in unserem Land nur 15 % der Kunststoffe und Kunstharze aus petrochemischen Rohstoffen hergestellt, sind es heute mehr als 75 %.

Petrochemikalien produzieren auch aromatische Verbindungen, organische Säuren, Glykole, Rohstoffe für die Herstellung von Chemiefasern und Düngemittel. In den letzten zwei Jahrzehnten hat die petrochemische Industrie eine weitere Gruppe bisher untypischer Industrien hinzugewonnen. Dabei handelt es sich um die Herstellung von Protein- und Vitaminkonzentraten durch die Methode der mikrobiologischen Entparaffinierung von Öl. Das Konzentrat ist eine Zellsubstanz von Mikroorganismen, die sich von Öl oder seinen einzelnen Fraktionen ernähren können. Nach entsprechender Reinigung sind diese Konzentrate für die Mast von Nutztieren geeignet.

Heutzutage wird in den Industrieländern das gesamte geförderte und eingekaufte Öl verarbeitet. Gleichzeitig sind jedoch etwa 90 % der Gesamtmasse der Erdölprodukte Kraftstoffe und Öle und nur 10 % Rohstoffe für die Petrochemie. Somit ist Öl nicht nur ein Kraftstoff, sondern auch die Grundlage für viele unbedingt notwendige Kraftstoffe, insbesondere für Kraftfahrzeuge. Und der Bedarf an ihnen beginnt zu wachsen.

Zahlreiche Prognosen über die Entwicklung der Gesellschaft und ihrer Produktivkräfte sind bei aller Uneinigkeit und Widersprüchlichkeit ihrer Ausgangslagen in einem vereint: Die Erschöpfung natürlicher Rohstoffe, vor allem Erdöl, wird zu einem bestimmenden Faktor für die Entwicklungstrends von verschiedene Branchen.

Um die drohende Krisensituation bei der Bereitstellung nicht erneuerbarer natürlicher Ressourcen zu bewältigen, gibt es zwei Möglichkeiten:

natürliche Ressourcen sparsam und sinnvoll nutzen;

Schaffung neuer Rohstoffquellen, die traditionelle natürliche Rohstoffe ersetzen.

CHEMIE VON ÖL UND GAS

AUF DER. Swarovskaya

Einführung

1. HERKUNFT DES ÖLS

1 Hypothesen mineralischen Ursprungs

2 Entwicklung von Ideen zum organischen Ursprung von Öl

3 Moderne Ideen zur Entstehung von Öl und Gas

4 Bildung der Hauptklassen der Erdölkohlenwasserstoffe

CHEMISCHE ZUSAMMENSETZUNG VON ÖL UND GAS

1 Kohlenwasserstoffverbindungen

2 Heteroorganische Verbindungen

3 Mikroelemente

ÖLVERTEILTE SYSTEME

1 Paraffinische Kohlenwasserstoffe

2 Naphthenische Kohlenwasserstoffe

3 Aromatische Kohlenwasserstoffe

4 Harzige Asphaltsubstanzen

Physikalisch-chemische Eigenschaften von Öl

1 Öldichte

2 Ölviskosität

3 Rheologische Eigenschaften von Ölen

5 Ölgas-Sättigungsdruck

6 Ölkompressibilität

7 Ölvolumenkoeffizient

8 Thermische Eigenschaften von Ölen

9 Elektrische Eigenschaften von Ölen

10 Molekulargewicht

11 Kristallisation, Trübungspunkt, Stockpunkt

12 Blitz-, Zünd- und Selbstzündungspunkte

13 Optische Eigenschaften

14 Unterschiede in den Öleigenschaften innerhalb einer ölführenden Lagerstätte

EIGENSCHAFTEN VON ERDÖLGAS

EINFÜHRUNG

Öl ist der Menschheit seit langem bekannt. Es wurde in Babylon und Byzanz als Brandmischung verwendet. IN antikes Ägypten In Rom und zwischen den Flüssen Tigris und Euphrat wurde es als Bindemittel und Abdichtungsmaterial beim Bau von Straßen, Aquädukten und anderen Bauwerken verwendet. Seit dem Ende des 18. Jahrhunderts begann man, ein Produkt der Erdölraffinierung, Kerosin, zur Beleuchtung von Häusern und Straßen zu verwenden, und seit dem 19. Jahrhundert, mit der Erfindung von Verbrennungsmotoren, wurden Erdölprodukte zum Hauptbrennstoff verschiedene Fahrzeuge.

Im Gegensatz zu anderen Arten fossiler Brennstoffe lässt sich Öl relativ leicht fördern, transportieren (über Pipelines) und ganz einfach zu einer breiten Palette von Produkten für verschiedene Zwecke verarbeiten. Daher ist es nicht verwunderlich, dass in den meisten Ländern der Welt Öl mehr als die Hälfte des Kraftstoff- und Energiekomplexes ausmacht.

Die Volkswirtschaften der Staaten sind stärker als auf jedes andere Produkt vom Erdöl abhängig. Daher ist Öl seit Beginn seiner industriellen Produktion bis heute Gegenstand intensiver Konkurrenz und Auslöser zahlreicher internationaler Konflikte und Kriege. Erdgas ist wie Erdöl in erster Linie ein Energieträger. Der größte Teil des weltweit geförderten Öls (80 - 90 %) wird zu Öl verarbeitet Verschiedene Arten Kraft- und Schmierstoffe. Nur etwa 10 % davon fließen in den Bedarf der chemischen Industrie.

Die Geschichte der Entwicklung der Erdölchemie ist mit den Werken von D. I. Mendeleev, N. D. Zelinsky, V. V. Markovnikov, K. V. Kharichkov, V. N. Ipatiev, A. A. Letny und anderen verbunden, die zur Geburt der Ölchemie als Wissenschaft beigetragen haben. Seine Gründung erfolgte in den späten 20er und frühen 30er Jahren innerhalb der Mauern der Moskauer Bergbauakademie, wo Professor (später Akademiker) S. N. Nametkin den Kurs „Erdölchemie“ unterrichtete. 1932 erschien ein gleichnamiges Buch.

Die grundlegende, traditionelle Forschung auf dem Gebiet der Erdölchemie umfasst die folgenden Bereiche. Die erste ist eine analytische Richtung, die die Zusammensetzung von Ölen zum Zweck der praktischen Anwendung von Ölfraktionen und einzelnen Komponenten untersucht und geochemische Probleme bei der Suche nach neuen Öl- und Gasfeldern löst. Für die Auswahl des optimalen Öls ist die Kenntnis der möglichen chemischen Zusammensetzung des Öls von entscheidender Bedeutung technologisches Schema seine Verarbeitung. Mit modernen Methoden der analytischen und organischen Chemie in Ölen nach Al. A. Petrov identifizierte etwa 1000 einzelne Verbindungen.

Die zweite Forschungsrichtung besteht darin, die Eigenschaften von Ölsystemen in Abhängigkeit von P-, V-, T-Bedingungen und der chemischen Wechselwirkung einzelner Ölkomponenten zu untersuchen. Während der Produktion, des Transports, der Verarbeitung und der Nutzung können in Erdölsystemen erhöhte Temperaturen und Drücke herrschen, wodurch chemische Umwandlungen von Erdölkomponenten möglich sind.

Es ist anzumerken, dass in der Erdölchemie der Ansatz, Erdölsysteme als molekulare Lösungen zu betrachten, schon seit geraumer Zeit vorherrscht und bis heute erhalten bleibt. Bisher werden viele Phänomene in Ölsystemen und technologischen Berechnungen auf dieser Grundlage interpretiert physikalische Gesetze für molekulare Lösungen etabliert (Raoult-Dalton-, Henry-, Newton-, Darcy-Gesetze usw.). Allerdings beschreiben Vorstellungen über die molekulare Struktur von Erdölsystemen nicht immer das tatsächliche Verhalten von Erdölsystemen und entsprechen nicht der Realität.

Aus Sicht der Kolloidchemie ist Öl ein komplexes Mehrkomponentengemisch, das je nach Gesamtheit der äußeren Bedingungen die Eigenschaften einer molekularen Lösung oder eines dispergierten Systems aufweist. Dispersed Petroleum Systems (VDS) umfassen nahezu alle Arten natürlicher Kohlenwasserstoff-Rohstoffe sowie verschiedene Arten von Erdölprodukten – von Kraftstoffen bis hin zu Koks. Dieser Ansatz, der auf der Berücksichtigung der verteilten Struktur verschiedener Mehrwertsteuern basiert, ermöglicht es, ohne nennenswerte Materialkosten die technologischen Prozesse der Ölförderung, des Transports und der Raffinierung sowie die Eigenschaften von Erdölprodukten zu optimieren, die dadurch nicht intensiviert werden könnten andere Methoden.

Das bisher gesammelte experimentelle Material beweist überzeugend, dass die weitere Vernachlässigung der dispergierten Struktur des Öls die Möglichkeiten zur Regulierung der Ölförderung erheblich einschränkt. Natürlich ist die außerordentliche Komplexität dieses Ansatzes nicht zu übersehen. Es liegt daran, dass Experten auf dem Gebiet der Ölchemie noch keine Einigkeit über die Struktur von Öl erzielt haben, wenn sie es unter normalen Bedingungen untersuchen. Und am häufigsten kommt es zum Kontakt zwischen Öl und Gestein unter unterschiedlichen Bedingungen: in Gegenwart von intraformationalem Wasser, in einer Zone mit erhöhten Temperaturen und Drücken.

Während des Transports kann es aufgrund von Änderungen der äußeren Bedingungen (z. B. Temperatur, Druck, Konzentration von Zusatzstoffen) zu mehrfachen Änderungen in der makromolekularen Organisation des Öls kommen, bis hin zu einer Änderung des Aggregatzustands, die sich natürlich auf die Änderung auswirkt in seinem hydrodynamischen Widerstand bei der Bewegung durch ein Rohr. Es ist wünschenswert, den hydrodynamischen Widerstand von Öl zu reduzieren, was üblicherweise durch Polymeradditive erreicht wird; wissenschaftlich sind die Wechselwirkungen von Additiven mit SDS-Komponenten jedoch noch nicht untersucht.

Bei der Erdölraffinierung und der Verwendung von Erdölprodukten kommt es zu Phasenumwandlungen mit Veränderungen sowohl des Aggregatzustands als auch teilweise der chemischen Zusammensetzung der Phasen. Die Regulierung von Phasenübergängen im Spannungs-Dehnungs-Zustand mithilfe externer Faktoren: Kraftfelder und Additive verschiedener Art, einschließlich der Einführung einer optimalen Mischung von Erdölprodukten, erweist sich als wirksame Möglichkeit, die Parameter erdöltechnologischer Prozesse und deren Eigenschaften zu beeinflussen von Erdölprodukten. Allerdings sind die Ölreserven leider begrenzt und die erschlossenen Vorkommen sind nach einiger Zeit erschöpft. Die Nichterneuerbarkeit und die begrenzten Kohlenwasserstoffressourcen, über die die Menschheit verfügt, verschärfen das Energieproblem. Prognosen zufolge wird die Erdölförderung im zweiten bis dritten Jahrzehnt des nächsten Jahrhunderts ihren Höhepunkt erreichen und bereits ab 2010 wird sich eine Verknappung der Reserven an Erdgas und erdölbegleitenden Gaskondensaten bemerkbar machen.

Die Erschöpfung der Ölreserven führt zu der Notwendigkeit einer sparsameren Nutzung von Öl durch Erhöhung des Ölrückgewinnungsfaktors, Optimierung von Transportprozessen und Erhöhung der Ölraffinierungstiefe sowie einer rationellen Nutzung von Ölprodukten unter Berücksichtigung ihrer Umwelteigenschaften, die ohne umfassende Maßnahmen nicht möglich ist physikalische und chemische Untersuchungen der Zusammensetzung, Struktur und Eigenschaften von Öl.

1. HERKUNFT DES ÖLS

Die Ursprünge moderner Vorstellungen über die Herkunft des Öls liegen im 18. – frühen 19. Jahrhundert. M. V. Lomonosov (1757) legte den Grundstein für die Hypothese des organischen Ursprungs von Öl und erklärte seine Entstehung durch den Einfluss von „unterirdischem Feuer“ auf „fossile Kohlen“, wodurch seiner Meinung nach Asphalte, Öle und „ Es entstanden „Steinöle“. Die Idee des mineralischen Ursprungs von Öl wurde erstmals 1805 von A. Humboldt geäußert.

Die Entwicklung der Chemie, Experimente zur anorganischen Synthese von Kohlenwasserstoffen (HCs), durchgeführt von M. Berthelot (1866), G. Biasson (1871), dienten als Ausgangspunkt für die Entwicklung der Hypothese des mineralischen Ursprungs. D. I. Mendeleev, der bis 1867 an Vorstellungen über den organischen Ursprung des Öls festhielt, formulierte 1877 die bekannte Hypothese seines mineralischen Ursprungs, wonach Öl in großen Tiefen bei hohen Temperaturen durch die Wechselwirkung von Wasser mit Metallkarbiden entsteht .

Im vergangenen Jahrhundert wurden zahlreiche chemische, geochemische und geologische Daten gesammelt, die Licht auf das Problem der Ölherkunft werfen. Derzeit hält die Mehrheit der Wissenschaftler – Chemiker, Geochemiker und Geologen – die vernünftigsten Vorstellungen über die organische Entstehung von Öl, obwohl es Wissenschaftler gibt, die immer noch die Mineralhypothese seiner Entstehung bevorzugen.

1.1 Hypothesen zum mineralischen Ursprung von Öl

Alle Hypothesen über den mineralischen Ursprung des Öls eint die Idee der Synthese von Kohlenwasserstoffen, sauerstoff-, schwefel- und stickstoffhaltigen Bestandteilen des Öls aus einfachen Ausgangsstoffen – C, H2, CO, CO2, CH4, H2O und Radikale bei hohen Temperaturen und die Wechselwirkung von Syntheseprodukten mit dem mineralischen Teil tiefer Gesteine.

Mendeleev D. I. glaubte, dass die Grundlage des Prozesses der Kohlenwasserstoffbildung die Wechselwirkung von Metallkarbiden tiefer Gesteine ​​​​mit Wasser ist, das durch Risse von der Oberfläche bis in große Tiefen eindringt.

Das Prozessdiagramm wurde wie folgt dargestellt:

FeC + ZH20 = Fe2O3 + C2H6

oder in allgemeiner Form können wir schreiben:

MCm + mH20 -> MOm + (CH2)m.

Die Kohlenwasserstoffe bildeten sich laut D. I. Mendelejew in gasförmigem Zustand und stiegen dann in den kalten oberen Teil der Erdkruste auf, wo sie kondensierten und sich in porösen Sedimentgesteinen anreicherten. Metallkarbide waren zu diesem Zeitpunkt in tiefen Gesteinen noch nicht bekannt. Derzeit hat sich Mendeleevs Annahme bestätigt: In tiefen Gesteinen wurden Karbide einer Reihe von Elementen (FeC, TiC, Cr2C3, WC, SiC) gefunden. Aber sie bilden keine großen Cluster; Hierbei handelt es sich um winzige (Bruchteile eines Millimeters) seltene und verstreute Mineralablagerungen in Gesteinen. Daher ist der Entstehungsprozess von Kohlenwasserstoffen in großen Mengen, die in der Natur bekannt sind, aus diesen Positionen sehr schwer zu erklären. Es besteht auch kein Zweifel daran, dass Wasser nicht von der Oberfläche durch Risse in große Tiefen fließen kann. Dies ist jedoch nicht unbedingt erforderlich; die flüssige Phase tiefer Gesteine ​​​​enthält unter bestimmten Bedingungen Wasser, sodass eine Wechselwirkung mit Karbiden grundsätzlich möglich ist. Auch die Bildung einfacher Kohlenwasserstoffe ist durchaus möglich, allerdings dürfte dies in großen Mengen kaum möglich sein.

Im Jahr 1892 stellte N. A. Sokolov eine Hypothese über den kosmischen Ursprung des Öls auf. Sein Wesen beruht auf der gleichen mineralischen Synthese von Kohlenwasserstoffen aus einfachen Substanzen, jedoch im anfänglichen, kosmischen Stadium der Entstehung der Erde.

Es wurde angenommen, dass sich die entstehenden Kohlenwasserstoffe in einer Gashülle befanden und beim Abkühlen von den Gesteinen der sich bildenden Erdkruste absorbiert wurden. Anschließend aus dem abkühlenden magmatischen Gestein freigesetzt, stiegen die Kohlenwasserstoffe in den oberen Teil der Erdkruste auf, wo sie Ansammlungen bildeten. Diese Hypothese basierte auf Fakten über das Vorhandensein von Kohlenstoff und Wasserstoff in den Schweifen von Kometen und Kohlenwasserstoffen in Meteoriten. Nach modernen Daten wurden C2H2, C2H4, C2H6, C3H8, HCN, C2N2 in der Atmosphäre von Jupiter und Titan sowie in Gas- und Staubwolken entdeckt. In Meteoriten wurden feste kohlenstoffhaltige Substanzen, normale Alkane und Aminosäuren gefunden. Ihre Herkunft ist jedoch unklar.

Eine Reihe von Argumenten von Befürwortern des mineralischen Ursprungs von Öl basieren auf thermodynamischen Berechnungen. Chekalyuk E.B. versuchte, die Temperatur der Ölbildung aus den Beziehungen zwischen einigen isomeren Kohlenwasserstoffen zu bestimmen, wobei er davon ausging, dass die Hochtemperatursynthese zur Bildung thermodynamisch ausgeglichener Gemische führt. Die so berechnete Temperatur der Ölbildung betrug 450-900°C, was der Temperatur der Tiefenzone von 100-160 km im oberen Erdmantel entspricht. Allerdings ergeben Berechnungen mit anderen Isomerenpaaren für die gleichen Öle unterschiedliche Temperaturwerte (von -100 bis 20.000 °C), die unter den Bedingungen der Erdkruste und des Erdmantels völlig unrealistisch sind. Mittlerweile ist nachgewiesen, dass es sich bei isomeren Kohlenwasserstoffen von Ölen um Nichtgleichgewichtssysteme handelt. Andererseits sind Berechnungen der thermodynamischen Eigenschaften von Kohlenwasserstoffen im Bereich sehr hoher Drücke (Zehntausende Pascal) sehr bedingt, da auf sehr weitreichende Extrapolationen zurückgegriffen werden muss.

In den Tiefen der Erde ist in Gegenwart von C und H2 die Synthese von CH4, seinen Homologen und einigen Verbindungen mit höherem Molekulargewicht durchaus möglich und findet auch statt. Bisher liegen jedoch keine ausreichenden theoretischen oder experimentellen Daten vor, die die Möglichkeit der Mineralsynthese einer so komplexen und regelmäßigen Zusammensetzung eines Systems aus Kohlenwasserstoffen, stickstoff-, schwefel- und sauerstoffhaltigen Verbindungen wie natürlichem Öl eindeutig beweisen könnten weist optische Aktivität auf und ist in vielen Merkmalen auf molekularer und isotopischer Ebene der lebenden Materie von Organismen und der bioorganischen Materie von Sedimentgesteinen sehr ähnlich.

Geologische Beweise für die Mineralhypothese – das Vorhandensein von Spuren von Methan und einigen Erdölkohlenwasserstoffen in tiefen kristallinen Gesteinen, in Gasen und Magmen, die aus Vulkanen ausbrechen, Manifestationen von Öl und Gas entlang einiger tiefer Verwerfungen usw. – sind indirekt und ermöglichen immer eine doppelte Interpretation. Tief in die Erdkruste eindringendes Gestein schmilzt und assimiliert Sedimentgestein mit der darin enthaltenen biogenen organischen Substanz; Vulkanschlote verlaufen auch durch Sedimentschichten, die manchmal regional Öl und Gas enthalten, so dass das in ihnen vorkommende CH4 und einige andere Erdölkohlenwasserstoffe nicht nur als Ergebnis der Mineralsynthese, sondern auch während der thermischen Zerstörung der eingefangenen biogenen Stoffe entstanden sein könnten organische Substanz Sedimentgestein oder wenn Öl in Sedimentgestein gelangt, nachdem das magmatische Gestein abgekühlt ist. Der Hauptbeweis ist jedoch die große Ähnlichkeit der chemischen und geochemischen Parameter vieler Kohlenwasserstoff- und Nides Öls mit ähnlichen Bestandteilen lebender Materie von Organismen und biogener organischer Materie moderner Sedimente und alter Sedimentgesteine.

1.2 Entwicklung von Ideen zur biologischen Herkunft von Öl

Die brillante Vermutung von M. V. Lomonosov über die Bildung von Öl als Folge des Einflusses erhöhter Temperaturen auf die biogene organische Substanz von Sedimentgesteinen begann sich zu bestätigen Ende des 19. Jahrhunderts- Anfang des 20. Jahrhunderts bei der Durchführung experimenteller chemischer und geologischer Forschung.

Engler (1888) gewann bei der Destillation von Heringsfett braune Öle, brennbare Gase und Wasser. Die leichte Fraktion der Öle enthielt Kohlenwasserstoffe von gs bis C9, während die >300 °C-Fraktion Paraffine, Naphthene, Olefine und aromatische Kohlenwasserstoffe enthielt. Es entstand eine Hypothese über die Bildung von Öl aus tierischen Fetten. Im Jahr 1919 destillierte N.D. Zelinsky See-Sapropelschlamm, der fast ausschließlich aus Pflanzenmaterial bestand – den Überresten planktonischer Algen mit einem hohen Lipidgehalt. Dabei wurden Koks, Teer, Gas und pyrogenes Wasser gewonnen. Das Gas bestand aus CH4, CO2, H2 und H2S. Das Harz enthielt Benzin, Kerosin und schwere teerhaltige Substanzen. Im Benzin wurden Alkane, Naphthene und Arene gefunden; Im Kerosin überwogen zyklische Polymethylenkohlenwasserstoffe. Das resultierende Kohlenwasserstoffgemisch ähnelte in vielerlei Hinsicht natürlichem Öl; die schweren Fraktionen hatten optische Aktivität.

Optische Aktivität ist eine der grundlegenden gemeinsamen Eigenschaften lebender Materie, ihrer Transformationsprodukte und natürlichen Öle. Bei der Mineralsynthese von Kohlenwasserstoffen entstehen racemische Gemische, die keine optische Aktivität aufweisen, da sie die gleiche Menge an links- und rechtsdrehenden Molekülen enthalten, was aus thermodynamischer Sicht vorteilhaft ist (ein solches Gemisch zeichnet sich durch maximale Entropie aus). . Die belebte Natur hingegen ist durch Spiegelasymmetrie gekennzeichnet: Alle biogenen Aminosäuren sind linksdrehende, Zucker rechtsdrehende Spiegelisomere. Die optische Asymmetrie organischer Moleküle ist eine ausreichende Grundlage für die Behauptung des Vorhandenseins lebender Materie oder der Produkte ihrer postmortalen Transformation. Aus dieser Sicht kann optisch aktives Öl nur ein Produkt der Biosphäre und nicht der Mineralsynthese sein. Die optische Aktivität von Ölen wird hauptsächlich mit Kohlenwasserstoffen wie Triterpanen und Steranen in Verbindung gebracht.

Die Herstellung optisch aktiver erdölähnlicher Produkte durch Destillation organischer Stoffe aus Planktonalgen diente als Grundlage für die Hypothese der Herkunft von Öl aus Pflanzenmaterial. Dazu trug auch die geologische Forschung bei. Bei der Suche und Erkundung von Ölfeldern bemerkten Geologen bereits im 19. Jahrhundert die häufige Verbindung von Ölvorkommen mit alten Meeressedimenten, die mit sapropelischer organischer Substanz angereichert waren und als Ölquellensedimente bezeichnet wurden.

Beginnend mit den Werken von A. D. Arkhangelsky (1927) und P. D. Trask (1926–1932) begannen Untersuchungen der organischen Substanz moderner Sedimente und alter Sedimentgesteine. I. M. Gubkin hatte maßgeblichen Einfluss auf die Forschungsrichtung. Er betonte, dass die weite regionale Verteilung der Ölvorkommen in Sedimentschichten es erforderlich macht, mögliche exotische Quellen für die Ölbildung (tierische Fette, Ansammlungen von Seegras usw.) auszuschließen und zu berücksichtigen, dass die Ölquelle nur sein kann dispergierte organische Substanz, die in Sedimentgesteinen weit verbreitet ist, Substanz gemischten pflanzlichen und tierischen Ursprungs. Später stellte sich jedoch heraus, dass darin meist Sapropelmaterial, bestehend aus Resten winziger Planktonalgen, vorherrscht. Seine durchschnittliche Konzentration in sedimentären Tongesteinen beträgt etwas weniger als 1 %, in einer Reihe von Bitumenschiefern, die häufig mit dem Gehalt an Industrieöl in Verbindung gebracht werden, beträgt sie jedoch bis zu 5–6 und manchmal bis zu 10–20 %.

Huminhaltiges organisches Material, dessen Quelle die Landvegetation ist, ist hauptsächlich in kontinentalen kohlehaltigen Sedimenten verteilt, in denen Kohlenwasserstoffgasvorkommen vorkommen, in der Regel jedoch keine Ölvorkommen. Dies ist verständlich, da Huminstoffe normalerweise nur sehr wenig Lipidmaterial enthalten und bei steigender Temperatur nur trockenes Methangas entstehen.

Untersuchungen an marinen Planktonorganismen und Schlammbakterien haben gezeigt, dass sie eine erhebliche Menge an Lipidmaterial (manchmal bis zu 40 %) enthalten, aus dem leicht Kohlenwasserstoffe gebildet werden können, sowie eine kleine Menge an Kohlenwasserstoffen selbst – bis zu 0,06 %. In der organischen Substanz von Meeresschlamm wurden bereits bis zu 3-5 % bituminöse Stoffe und bis zu 0,5 % Kohlenwasserstoffe gefunden. Darüber hinaus werden sie durch alle für Öl charakteristischen Klassen repräsentiert – Alkane, Naphthene und Arene. Im Gegensatz zu Öl enthalten sie zwar noch keine leichten Kohlenwasserstoffe aus Benzinfraktionen.

Die Untersuchung der sapropelischen organischen Substanz von Sedimentgesteinen, die einer Eintauchtiefe von 2–3 km und Temperaturen von bis zu 100–150 °C ausgesetzt waren, zeigte, dass sie bereits bis zu 10–20 % bituminöse Substanzen (Öle, Harze, Asphaltene) enthält 10-12 % Kohlenwasserstoffe, davon bis zu 2-3 % leichtsiedende (C6-C14). Sie enthalten alle Hauptklassen von Erdölkohlenwasserstoffen – Alkane, Isoalkane, Naphthene und Arene. Es gibt auch stickstoff-, schwefel- und sauerstoffhaltige Verbindungen, die für Öle charakteristisch sind.

Detaillierte Studien ergaben zunehmende Ähnlichkeiten zwischen Kohlenwasserstoffen dispergierter organischer Materie in Sedimentgesteinen, von N.B. Wassojewitsch Mikroöl genannt, und Ölen aus seinen Lagerstätten.

Die Entdeckung von Biomolekülen, die von lebender Materie in Ölen stammen, war wichtig. Dabei handelt es sich vor allem um Porphyrine, die aus vier Pyrrolringen bestehen, die über das Stickstoffatom komplexe Verbindungen mit Metallen (meist V und Ni) eingehen. Ihre Bildung aus pflanzlichem Chlorophyll steht außer Zweifel. Mit zunehmender Tiefe und steigender Temperatur im Untergrund nimmt der Gehalt an Porphyrinen in Ölen ab, da diese thermisch instabil sind. Daher ist es absolut unvorstellbar, dass Porphyrine zusammen mit Mineralsyntheseprodukten aus Hochtemperaturzonen in Öl gelangen.

Chlorophyll Vanadyl Porphyrin In Formeln bedeutet Pht Phytol.

Wichtige „biogene Markierungen“ („Biomarker“) sind viele isoprenoide Kohlenwasserstoffe, die für lebende Materie charakteristisch sind, insbesondere Phytan (C20) und Präfix (C19), deren Auftreten mit Phytol, einem peripheren Strukturelement des Chlorophyllmoleküls, in Verbindung gebracht wird. Pristan kommt auch in „fertiger“ Form im Körper einiger Tiere vor.

Interessant ist, dass der Kohlenwasserstoff C20H42 theoretisch mehr als 366.000 Isomere haben kann, in Ölen jedoch nur eines davon in nennenswerten Mengen vorhanden ist – Phytan, dessen Struktur für lebende Materie charakteristisch ist.

Viele „Biomarker“ in der organischen Substanz von Sedimenten und Ölen werden durch polyzyklische Kohlenwasserstoffe wie Sterane und Triterpane, insbesondere Hopane, repräsentiert. Viele von ihnen sind zweifellos Derivate so charakteristischer Biomoleküle wie Steroide und Triterpenoide, die in allen lebenden Organismen, von den einfachsten Cyanobakterien bis hin zu höheren Säugetieren, vorkommen und eine wichtige biochemische Bedeutung haben. Dazu gehören Cholesterin, Phytosterin usw.

Aufgrund der großen Ähnlichkeit der Molekülstruktur zwischen Steroiden und Steranen, Triterpenoiden und Triterpanen (Hopanen) lebender Materie und Ölen ist ihr Vorhandensein ein zuverlässiger Indikator für die organische Entstehung von Öl.

Hinsichtlich der stereochemischen Eigenschaften unterscheiden sich Erdölsterane und -triterpane noch etwas von den ursprünglichen biologischen Verbindungen, was mit Veränderungen in der räumlichen Struktur eines oder mehrerer Chiralitätszentren von Biomolekülen während der thermischen Umwandlung verbunden ist. Pentazyklische Triterpene kommen hauptsächlich in Landpflanzen vor; In der organischen Substanz mariner Sedimentgesteine ​​und in Ölen kommen häufig tetrazyklische Kohlenwasserstoffe vor – Sterane (Hopane), die für blaugrüne Planktonalgen charakteristisch sind und im Laufe der geologischen Zeit einer der Hauptbioproduzenten bei der Ansammlung sapropelischer organischer Substanz in Meeressedimenten waren .

Zu den vererbten biogenen Strukturen gehören auch normale Alkane (ab C17 und höher). Ihr Gehalt in Ölen beträgt 10-15 und manchmal 30 %. Ein Beweis für die Bildung von n-Alkanen aus biogenen Fettsäuren ist das Vorherrschen von n-Alkanen mit einer ungeraden Anzahl an Kohlenstoffatomen gegenüber einer geraden in niedrig umgewandelten Ölen. Lebende Materie und die daraus gebildete organische Substanz der Sedimente zeichnen sich immer durch einen überwiegenden Anteil an Fettsäuren mit einer geraden Anzahl von Kohlenstoffatomen aus. Bei der Decarboxylierung „gerader“ Fettsäuren entstehen „ungerade“ Kohlenwasserstoffe, zum Beispiel im Fall der Palmitinsäure:

C1bH32O2 -> C15Hz2 + CO2.

Die allmähliche Glättung dieser primären genetischen Eigenschaften auf ungefähr die gleiche Konzentration an „geraden“ und „ungeraden“ n-Alkanen sowohl in der organischen Substanz von Quellgesteinen als auch in Ölvorkommen erfolgt mit zunehmender Tiefe und Temperatur im Untergrund aufgrund von Sekundärreaktionen .

Basierend auf vielen Anzeichen auf molekularer Ebene und dem Vorhandensein von „Biomarkern“ kann somit ein Zusammenhang zwischen der lebenden Materie von Organismen, der organischen Substanz sedimentärer Ausgangsgesteine ​​und Ölen in Lagerstätten verfolgt werden. Die Gesamtmenge biogener molekularer Strukturen, die von lebender Materie geerbt werden, erreicht in Ölen manchmal 30 % ihrer Masse.

Eine detaillierte Untersuchung der Zusammensetzung und Verteilung von „Biomarkern“ in der organischen Substanz von Sedimentgesteinen und in Ölen ermöglicht es, nicht nur die organische Herkunft von Öl zu bestätigen, sondern sogar für bestimmte Lagerstätten zu bestimmen, aus welchen Lagerstätten die Erdölkohlenwasserstoffe stammen sie während der Bildung der Ablagerungen. Dieses Problem wird auch durch die Ähnlichkeit der Koin ähnlichen Fraktionen bituminöser Bestandteile der organischen Substanz von Sedimentgesteinen und Ölen erfolgreich gelöst.

Es stellte sich heraus, dass organische Stoffe in den Sedimentschichten der Erde eine große Menge dispergierter Erdölkohlenwasserstoffe (Mikroöl) enthalten – etwa 1014 Tonnen, was mindestens 100-mal mehr ist als alle darin entdeckten und geschätzten weltweiten Ölreserven Felder. Folglich reichte es für die Bildung aller Ölfelder aus, dass sich bei der Wanderung dispergierter Erdölkohlenwasserstoffe zusammen mit Gasen und Wässern unter günstigen geologischen Bedingungen (in porösen Schichten in antiklinalen Fallen) nicht mehr als 1 % ihrer Gesamtmenge ansammelte.

Es ist bekannt, dass Öl in Sedimentschichten ungleichmäßig verteilt ist, und dies ist auch aus der Sicht des organischen Konzepts seiner Entstehung verständlich. Organisches Material, die Ölquelle, sammelte sich im Laufe der geologischen Zeit ungleichmäßig in Sedimenten an. Das Maximum seiner Anreicherung in Ablagerungen des Devon, der Jura-Kreide und des Tertiärs entspricht maximale Massen die resultierenden dispergierten Erdölkohlenwasserstoffe in Quellsedimenten dieses Alters und die maximalen Ölreserven in offenen Feldern.

Somit weisen alle chemischen, geochemischen und geologischen Daten zweifellos auf die organische Herkunft des Öls hin.

1.3 Moderne Vorstellungen zur Entstehung von Öl und Gas

Es ist bekannt, dass beim Erhitzen von Sapropelschiefer auf 150–170 °C eine schwache thermische Zersetzung organischer Stoffe einsetzt, was zu einer Erhöhung der Ausbeute an Extraktstoffen führt; Bei 200 °C werden deutlich mehr davon gebildet, und bei 370–400 °C werden nach einstündigem Erhitzen bis zu 60–80 % der organischen Substanz des Schiefers löslich. Es entstehen viele asphaltharzartige Stoffe, die alle Hauptklassen der Erdölkohlenwasserstoffe sowie Gase (CO2, CH4, H2S) und pyrogenes Wasser enthalten.

Im Prinzip findet der gleiche Prozess der thermischen (oder thermokatalytischen) Zersetzung unter natürlichen Bedingungen statt, wenn Sedimente, die sapropelisches organisches Material enthalten, unter jüngere Sedimente getaucht werden, die sich darüber ansammeln. Nur unter natürlichen Bedingungen verläuft es äußerst langsam, wobei die Geschwindigkeit der Sedimentabsenkung normalerweise zwischen 50-100 und 300 m/Million liegt. Jahre.

Der Abstieg bis in eine Tiefe von 2-3 km, gekennzeichnet durch die Verteilung der meisten Ablagerungen des entstehenden Öls und einer Temperatur von bis zu 150-160 °C, erfolgt über einen Zeitraum von 10 bis 60 Millionen Jahren. Ein solch sehr langsamer natürlicher „technologischer“ Prozess der thermischen Umwandlung sapropelischer organischer Materie mit einem Temperaturanstieg von 1°C über 60-400.000 Jahre ist schwer vorstellbar, Untersuchungen bestätigen jedoch, dass er unter natürlichen Bedingungen tatsächlich sehr weit verbreitet ist viele Senken gefüllt mit dicken Schichten angesammelter Sedimente.

Detaillierte geologische und geochemische Untersuchungen ermöglichen es, die aufeinanderfolgenden Phasen dieses Prozesses zu verfolgen (Abb. 1.1). In der Anfangsphase des Eintauchens (bis zu 1,5–2 km, wenn die Temperatur auf 50–70 °C ansteigt) steigt der Gehalt an Kohlenstoff und Wasserstoff im Kerogen, hauptsächlich aufgrund des Sauerstoffverlusts aufgrund der Eliminierung von peripherem Sauerstoff. enthaltende funktionelle Gruppen der Molekülstruktur organischer Materie.

Reis. 1.1. Umwandlung organischer Materie in Sedimentgesteinen (a – c) und Generationen von Öl und Gas (d) mit zunehmender Eintauchtiefe (H) und Temperatur (T): C – Kohlenstoffgehalt in organischer Substanz; H – Wasserstoff, B – Bitumen; ∑Н-Ölerzeugung; ∑CH4 – Methanerzeugung; Vn – Ölerzeugungsrate; VM – Methanerzeugungsrate

Die Konzentration bituminöser Stoffe und hochmolekularer Erdölkohlenwasserstoffe nimmt nahezu nicht zu. In organischem Material sind noch keine niedrigsiedenden Kohlenwasserstoffe enthalten. In der Zusammensetzung der Gasphase organischer Stoffe überwiegt das in dieser Phase gebildete Kohlendioxid mit einem unbedeutenden Gehalt an Methan und seinen Homologen.

Die molekulare Struktur der organischen Substanz erfährt in diesem Stadium noch keine nennenswerte Zerstörung; eine aktive Ölbildung findet während der gesamten Dauer des Prozesses, bis zu 400–600 Millionen Jahren, nicht statt. Bei Temperaturen bis zu 50-70°C (wahrscheinlich sogar bis zu 90°C) ist die Schwelle für die Aktivierung von Reaktionen zur Zerstörung der molekularen Struktur organischer Materie noch nicht erreicht und eine längere geologische Zeit kann das Fehlen nicht ausgleichen Temperatur. In einer tieferen Zone (bis zu 2,5–3 km bei Temperaturen bis zu 90–100–150 °C) ändert sich die Richtung des Prozesses der thermischen Umwandlung sapropelischer organischer Substanz grundlegend. Bei einer geringfügigen Änderung des Kohlenstoffgehalts im Kerogen nimmt der Wasserstoffgehalt merklich ab; die Konzentration von Chloroformbitumen im Allgemeinen, einschließlich hochmolekularer Erdölkohlenwasserstoffe (C15-C45), steigt schnell und deutlich an und erreicht ein Maximum; Es entstehen niedrigsiedende Kohlenwasserstoffe der Benzinfraktionen (C6-C14), die ihre maximale Konzentration erreichen. In der Gasphase organischer Stoffe erreicht die Konzentration der Methanhomologen ein Maximum (C2 – C5); der CH4-Gehalt ist noch unbedeutend.

Dieses Stadium im geologischen Sinne der schnellen Bildung des überwiegenden Teils von Bitumen im Allgemeinen und Erdölkohlenwasserstoffen wird von N. B. Vassoevich als Hauptphase der Ölbildung (MPP) bezeichnet. In der Temperaturzone bis 150-160°C konnte die Hauptphase der Ölbildung auch in „jungen“ Sedimenten mit einem Alter von 10-20 Millionen Jahren und noch mehr in viel älteren Sedimenten vollständig realisiert werden. Wie man sehen kann, wird ein ziemlich aktiver Prozess der Zerstörung der molekularen Struktur von Kerogen mit der Bildung von Bitumen und Erdölkohlenwasserstoffen unter natürlichen Bedingungen auf einer geologischen Zeitskala bei einer Temperatur von 2 bis 2,5 Mal niedriger als unter Laborbedingungen über einen Zeitraum von a realisiert Zeitraum, offenbar nicht mehr als mehrere Millionen Jahre.

Den Infrarotspektrometriedaten zufolge ist die molekulare Struktur von Kerogen nach der Zerstörung durch den Verlust einer erheblichen Menge an Lipidkomponenten gekennzeichnet, zunächst mit den Funktionen von Carbonsäuren, Ketonen und Aldehyden und dann langkettiger Strukturen mit CH2-Gruppen. Es kommt zu einer Zunahme der Aromatisierung und Polykondensation des Restanteils von Kerogen, das in seiner elementaren Zusammensetzung und molekularen Struktur sein „sapropelisches“ Aussehen verliert und sich kaum von wasserstoffarmen huminhaltigen organischen Stoffen unterscheidet.

Die löslichen bituminösen Bestandteile, die bei der Manifestation von HFN in großen Mengen (mehr als 30 % der ursprünglichen Kerogenmasse) entstehen, zeichnen sich durch einen Kohlenstoffgehalt (C) von 80–82 %, Wasserstoff (H) von 9,5–11 %, d. h. Ihre Zusammensetzung ähnelt Bitumen, das bei der thermischen Zersetzung von Sapropelschiefern entsteht (C 81–82,5 %, H 9,1–9,5 %). Mehr als die Hälfte des gebildeten Bitumens (bis zu 60–80 %) besteht aus Harzen und Asphaltenen, bis zu 20–40 % aus Kohlenwasserstoffen, wobei der Anteil an N-Alkanen bis zu 10–30 % beträgt, und der Anteil von Isoalkane und Cyclane beträgt bis zu 20–60 %. und Arene – bis zu 20–50 %. In der Zusammensetzung der niedrigsiedenden Kohlenwasserstoffe entfällt ein erheblicher Anteil auf Cyclane (Cyclopentane überwiegen); der Anteil an n-Alkanen und Arenen ist gering. Mit zunehmender Tiefe und steigender Temperatur nimmt der Anteil an n-Alkanen, Arenen und Cyclohexanen deutlich zu und der Anteil an Cyclopentanen ab. Von jungen zu älteren Sedimenten in dieser Zone ist eine Zunahme des Anteils an Alkanen und eine Abnahme des Anteils an Cyclanen und Arenen zu beobachten. Unter den Alkanen sind Isoalkane manchmal ein erheblicher Anteil (bis zu 50 %).

Das am HFN gebildete Gemisch aus asphaltharzhaltigen Stoffen und Erdölkohlenwasserstoffen ähnelt in seiner Element- und Gruppenzusammensetzung Asphalten, die von A.F. Dobryansky als Zwischenstufe bei der Umwandlung sapropelischer Stoffe in Öl angesehen wurden. Das anhand natürlicher Daten aufgezeichnete Bild der Ölbildung scheint diesen Ansichten vollständig zu entsprechen. Der weitere Verlauf des Ölbildungsprozesses verläuft jedoch anders als A. F. Dobryansky angenommen.

Bildung aus festem Kerogen große Menge asphaltharzhaltige Stoffe und Erdölkohlenwasserstoffe, auch niedrigsiedende, sowie Gase (C1, C2 - C5, CO2, H2S, N2) geht mit einer mehrfachen Volumenzunahme einher. Dadurch entstehen in den unter der Belastung der darüber liegenden Sedimente verdichteten Tongesteinen ungewöhnlich hohe Drücke, die 20–30 MPa höher sind als der normale hydrostatische Druck in angrenzenden porösen wassergesättigten Sandsteinen. Bei Erreichen des kritischen Drucks kommt es periodisch zu einer Flüssigkeitsfrakturierung von Tongesteinen mit der Bildung von Mikrorissen und der Freisetzung komprimierter Öl- und Gaskohlenwasserstoffe in wassergesättigte Sandsteine, wo sich durch ihre Ansammlung Ölansammlungen bilden.

In der Tiefenzone bis zu 2,5–3 km ist ein rascher Anstieg der Konzentration bituminöser Stoffe und Kohlenwasserstoffe im Kerogen zu verzeichnen, da die Geschwindigkeit ihrer Entstehung, die mit zunehmender Tiefe und Temperatur exponentiell zunimmt, die Auswanderungsgeschwindigkeit übersteigt von Kohlenwasserstoffen aus tonigen Gesteinen. Wenn die Konzentration des anfänglichen Lipidmaterials abnimmt, nimmt die Geschwindigkeit der Kohlenwasserstofferzeugung deutlich ab und die Geschwindigkeit ihrer Auswanderung nimmt zu, wobei sie bereits die Geschwindigkeit der Kohlenwasserstoffbildung übersteigt, was zunächst zu einem Wachstumsstopp und dann zu einem schnellen Abfall führt die Konzentration von Bitumen und Erdölkohlenwasserstoffen in organischem Material tiefer als 2,5–3 km (siehe Abb. 1.1).

Ein weiterer Grund für den schnellen Rückgang der Bitumenmenge ist eine Änderung der physikalischen Eigenschaften und des Phasenzustands von Harzen und Asphaltenen nach dem Auswanderungsverlust des Hauptteils der Kohlenwasserstoffe bei weiterem Temperaturanstieg. Ein erheblicher Teil der Asphalt-Harz-Bestandteile, die einer thermischen Zerstörung unter Bildung von niedrigsiedenden Erdölkohlenwasserstoffen und Gasen unterliegen, geht wieder in einen unlöslichen Zustand über und wird Teil des unlöslichen Kerogens. Das in geringen Mengen verbleibende Bitumen besteht hauptsächlich aus Kohlenwasserstoffen, in denen mit zunehmender Tiefe und Temperatur der Anteil an Alkanen und Arenen zunimmt und der Anteil an Cyclanen abnimmt.

Wenn Kohlenwasserstoffe aus tonigen Ölquellengesteinen in angrenzende Schichten poröser wassergesättigter Sandsteine ​​auswandern, kommt es zu einer chromatographischen Trennung des resultierenden Gemisches aus Asphalt-Harz-Substanzen, Öl- und Gaskohlenwasserstoffen. Die Tonschicht mit den entstehenden bituminösen Substanzen ist eine natürliche chromatographische Säule. Je mehr Elutionsmittel durch ihn in Richtung Sandstein gelangt, dessen Rolle die beweglichsten Gas- und niedrigsiedenden Ölkohlenwasserstoffe spielen, desto vollständiger ist die Trennung der Komponenten durch das Primärgemisch aus Asphalt-Harz-Stoffen und Kohlenwasserstoffen gekennzeichnet. In die Sandlagerstätte wird eine Mischung aus Erdölkohlenwasserstoffen transportiert, deren Gehalt an Harzen und Asphaltenen 5-10 % nicht überschreitet, wie bei herkömmlichem Öl. Dies ist im Wesentlichen bereits echtes Öl.

Der von Neruchev S.G. festgestellte signifikante Abfall der Konzentrationen von Bitumen und Kohlenwasserstoffen im Kerogen bis zum Ende der Gaspumpperiode, begleitet von der chromatographischen Trennung von Bitumen, dient als objektives diagnostisches Zeichen für Ölquellenvorkommen, aus denen Öl ausgewandert ist Reservoirschichten in der geologischen Vergangenheit. Die quantitative Analyse dieser Veränderungen ermöglicht es, die Masse des gebildeten und ausgewanderten Öls und seine wahrscheinlichen Reserven in Lagerstätten zu bestimmen.

Bilanzberechnungen der thermischen Umwandlung sapropelischer organischer Stoffe und der Auswanderungsprozesse von Erdölkohlenwasserstoffen auf der Grundlage der gewonnenen experimentellen Daten ermöglichten die Erstellung eines theoretischen quantitativen Modells der Ölbildung (siehe Abb. 1.1). Charakterisiert wird die Hauptphase der Ölbildung maximale Geschwindigkeit Erzeugung von Erdölkohlenwasserstoffen, üblicherweise in einer Tiefe von 2–3 km bei Temperaturen von 80–90 bis 150–160 °C. Mit einem geringen geothermischen Gradienten und einem langsamen Temperaturanstieg mit der Tiefe wird HFN in einer tieferen Zone bis zu etwa 6–8 km realisiert. Die Gesamtmenge der gebildeten bituminösen Substanzen und Erdölkohlenwasserstoffe übersteigt 30 %, und die in poröse Lagerstättenschichten ausgewanderte Ölmenge erreicht 20 % der ursprünglichen Masse der sapropelischen organischen Substanz.

Das Aufschwimmen von Öl aus tonigen Ölquellengesteinen in wassergesättigte poröse Formationen führt nach und nach zur Bildung seiner Ansammlungen (Ablagerungen) in den höchstgelegenen Bereichen der Formationen (auf antiklinalen Strukturen). Hier endet der Prozess der Ölbildung und Bildung seiner Ablagerungen. Beim weiteren Eintauchen von Ölvorkommen mit steigender Temperatur wird ein deutlicher Anstieg des Kohlenstoffgehalts im Restkerogen (bis zu 95–97 %) und eine Abnahme des Wasserstoffgehalts (bis zu 0,5–1 %) beobachtet. Es kommt zu einem spürbaren Massenverlust des metamorphosierenden Kerogens. Empirischen Daten zufolge erhöht sich in der Tiefenzone von 3–6 km (bei Temperaturen bis zu 200–260 °C) das Verhältnis von Methan zu Erdölkohlenwasserstoffen in der Zusammensetzung der organischen Substanz um ein Vielfaches. Es ist ein rascher Anstieg bis zum Maximum und dann ein Abfall des CH4-Gehalts in der organischen Substanz zu verzeichnen. Nach theoretischen Bilanzberechnungen wird in diesem Stadium der Hauptteil des Methans gebildet – bis zu 12 % der ursprünglichen Masse der organischen Substanz, weshalb es den Namen Hauptphase der Gasbildung (MFG) erhielt. Die Bildung einer erheblichen Menge Methan in dieser tiefen Zone von Sedimentgesteinen führt dazu, dass die Menge abnimmt und mit zunehmender Tiefe die Ölvorkommen vollständig verschwinden, die zunächst durch Gaskondensat und dann durch Ablagerungen von trockenem Methangas ersetzt werden. Die verbleibende sapropelische organische Substanz in dieser Zone durchläuft eine intensive Metamorphose mit der schließlichen Bildung eines kristallinen Kohlenstoffgitters aus Graphit.

Die Manifestationszone von HFN ist durch Öle mit einer Dichte von 820–840 kg/m3 gekennzeichnet, die Ausbeute an Fraktionen bis 200°C beträgt etwa 25–30 %, der Gehalt an Alkanen beträgt 25–40 %, an Cyclanen 30–30 %. 50 % und Arene 10–30 %. Von jungen zu älteren Lagerstätten in Ölen kommt es zu einer Erhöhung der Ausbeute an leichten Fraktionen, einer Erhöhung des Anteils an Alkanen und Arenen bei gleichzeitiger Abnahme des Gehalts an Cyclanen.

Wenn das Öl zusammen mit den Wirtsgesteinen unterhalb der GOR-Zone in den Bereich höherer Temperaturen eintaucht, wird es leichter und reichert sich an niedrigsiedenden Kohlenwasserstoffen an; In Kohlenwasserstoffen steigt der Anteil an Alkanen und in geringerem Maße auch an Arenen, wobei die Konzentration an Cyclanen deutlich abnimmt.

In der Nähe der Oberfläche verliert das Öl seine leichten Anteile, wird schwerer und oxidiert. In Lagerstätten entstehen mikrobiologische Oxidationsprozesse, die zum Abbau von Erdöl führen. Anzeichen für solche hypergen veränderten Öle sind eine deutlich erhöhte Dichte, ein geringer Gehalt an Benzinfraktionen, ein hoher Gehalt an asphaltharzhaltigen Stoffen, ein nahezu vollständiger Verlust von n-Alkanen und das Überwiegen von Cyclanen.

1.4 Bildung der Hauptklassen der Neti-Kohlenwasserstoffe

Öl enthält Kohlenwasserstoffe, die in verschiedenen Phasen der geochemischen Geschichte organischer Materie entstanden sind. Die erste Quelle von Kohlenwasserstoffen ist ihre Biosynthese in der lebenden Materie von Organismen. Die zweite Quelle von Erdölkohlenwasserstoffen ist der Prozess der mikrobiellen Verarbeitung der ursprünglichen organischen Substanz, der im Stadium der Sedimentdiagenese stattfindet. Die Richtung des Prozesses wird durch die unterschiedliche Resistenz von Biomolekülen gegenüber mikrobieller enzymatischer Zerstörung im Sediment und geochemischen Umweltbedingungen (Eh, pH) bestimmt. Biomoleküle toter Materie von Organismen werden im Sediment in Verbindungen umgewandelt, die unter bestimmten Bedingungen stabiler sind, teilweise unter Bildung von Kohlenwasserstoffen. Alkohole und Aldehyde können in Kohlenwasserstoffe umgewandelt werden; Die Umwandlung zyklischer Terpenoide in Cyclane und Arene ist möglich. Die dritte und, wie jetzt klar wurde, Hauptquelle von Kohlenwasserstoffen ist die Bildung hauptsächlich aus Lipidbestandteilen organischer Substanz während ihrer thermischen (oder thermokatalytischen) Zerstörung bei 90–160 °C während der Manifestation der Hauptphase der Ölbildung .

Die Zusammensetzung der Ölkohlenwasserstoffe wird von einer Reihe von Faktoren beeinflusst:

-Merkmale der anfänglichen organischen Substanz von Sedimenten;

-geochemische Bedingungen (Eh, pH) während der Umwandlung organischer Stoffe in Sedimenten;

-der Grad der katagenetischen (thermischen) Umwandlung der organischen Substanzquelle für Öl in der Zone erhöhter Temperaturen;

-sekundäre Veränderungen des Öls während der Bildung von Lagerstätten und während ihrer Existenz über einen langen geologischen Zeitraum (physikalische Differenzierung von Kohlenwasserstoffen während der Migration, längere Einwirkung erhöhter Temperaturen, oxidative Prozesse in Lagerstätten usw.).

Die Zusammensetzung der Kohlenwasserstoffe in einem bestimmten Öl wird unter dem Einfluss vieler Faktoren gebildet, und es ist nicht immer einfach, den Hauptfaktor zu identifizieren.

Alkane. Für hochmolekulare n-Alkane im Erdöl gibt es drei mögliche Hauptbildungsquellen: n-Alkane, die in lebenden Organismen synthetisiert werden; aliphatische einwertige Alkohole mit hohem Molekulargewicht, die Teil der Wachse lebender Materie sind, und höhere einbasige gesättigte Fettsäuren.

Der unverseifbare Anteil pflanzlicher oder tierischer Fette beträgt meist Zehntelprozent und besteht aus Kohlenwasserstoffen und Alkoholen. Aufgrund ihrer Struktur und Herkunft sind diese Kohlenwasserstoffe offenbar mit den entsprechenden Fettsäuren verwandt, denen sie als Verunreinigungen beigefügt sind. Einige von ihnen gehören zu den k-Alkanen, andere zu den Isoprenoiden.

n-Alkane CH3(CH2)nCH3 mit einer ungeraden Anzahl an Kohlenstoffatomen sind in lebender Materie weit verbreitet. Einige der hochmolekularen n-Lkane biosynthetischen Ursprungs werden vom Öl direkt aus der ursprünglichen organischen Substanz der Sedimente geerbt. Abhängig von der organischen Ausgangssubstanz weisen sie eine gewisse Spezifität auf. In chemosynthetischen Bakterien wurden C12-C31-n-Alkane mit ungefähr der gleichen Anzahl an geraden und ungeraden Kohlenstoffatomen gefunden; in photosynthetischen Bakterien - n-Alkane C14-C29. Blaualgen enthalten n-Alkane C15 - C20, und mehr als 80 % davon sind Kohlenwasserstoffe C17 und höheres Molekulargewicht; Kuriositätsfaktor - innerhalb von 1-5. Für große Pflanzen Charakteristische n-Alkane sind höhere Molekulargewichte - C23 - C35 mit einem überwiegenden Anteil an C25, C27 und C29 mit einem Massenverhältnis von ungeraden zu geraden Kohlenwasserstoffen von mehr als 10. Diese Merkmale von Kohlenwasserstoffen manifestieren sich häufig in Ölen, die mit der Bildung von Meeresölen in Zusammenhang stehen planktonogener organischer Substanz oder aus Kerogen, wobei Reste höherer Landvegetation eine große Rolle spielten. Bei der enzymatischen biochemischen Umwandlung von Fettsäuren, Alkoholen und Aldehyden im Stadium der Sedimentdiagenese entsteht eine gewisse Menge an n-Alkanen. Eine viel größere Anzahl von ihnen wird jedoch bei erhöhten Temperaturen (100–150 °C) während der Manifestation der Hauptphase der Ölbildung gebildet, hauptsächlich aufgrund der Decarboxylierung höherer einbasiger gesättigter Fettsäuren nach dem Schema:

R-COOH -> CO2 + .RH.

Der resultierende Kohlenwasserstoff enthält ein Kohlenstoffatom weniger als die ursprüngliche Säure. Und da „gerade“ Fettsäuren hauptsächlich in lebender Materie vorkommen (zum Beispiel Ölsäure C18H34O2, Stearinsäure C18H36O2), überwiegen in den gebildeten n-Alkanen „ungerade“ Kohlenwasserstoffe, in diesem Fall C17H36.

Ein weiterer wichtiger Mechanismus zur Bildung von n-Alkanen ist mit der Umwandlung höherer Fettsäuren in aliphatische Ketone mit Verdoppelung der Kohlenstoffkette und deren anschließender Reduktion zu Kohlenwasserstoffen verbunden. A. I. Bogomolov führte beispielsweise die Reaktion der Umwandlung von Stearon und Palmiton in n-Pentatriacontan (C35H72) und Gentriacontan (C31H64) nach dem Schema durch:

C17H35-CO- C17H35 + 4[H] -> C17H35-CH2- C17H35, -H2O

in Gegenwart von Ton als Katalysator, ohne externe Wasserstoffquelle, nur als Folge von Umverteilungsreaktionen von Wasserstoff im Reaktantensystem. Die Ausbeute an n-Alkanen betrug bei 200 °C etwa 30 % und an n-Gentriacontan 27 %.

Quellen für die Bildung von n-Alkanen können auch Alkohole, ungesättigte Fettsäuren und ggf. Aminosäuren sein.

Eine der Quellen für verzweigte Alkane sind biosynthetische Kohlenwasserstoffe, unter denen 2-Methylalkane CH3CH(CH2)nCH3 und 3-Methylalkane CH3CH2CH(CH2)nCH3 in lebender Materie weit verbreitet sind.

СНз CH3

mit einem überwiegenden Anteil an ungeraden Kohlenstoffatomen. Während der Hauptphase der Ölbildung mit intensiver thermischer Zerstörung von Lipiden entsteht eine erhebliche Menge verzweigter Alkane. Bei diesen Reaktionen entstehen sowohl gesättigte als auch ungesättigte Kohlenwasserstoffe. Die resultierenden Alkane durchlaufen laut A. I. Bogomolov unter katalytischer Wirkung eine Reihe von Umwandlungen, wodurch verzweigte Alkane entstehen. Sie können auch durch Abstraktion von Alkylradikalen aus Kohlenwasserstoffen mit Steroidstruktur entstehen.

Eine spezielle Gruppe verzweigter Alkane sind die für Öle charakteristischen C10-C40-Kohlenwasserstoffe mit regelmäßigem Wechsel der Methylgruppen – die sogenannten Isoprenoidalkane (Isoprenane). Ihre Quelle sind zum Teil direkt biosynthetische Isoprenoidkohlenwasserstoffe, die darin enthalten sind essentielle Öle lebende Materie, vor allem aber deren Sauerstoffderivate mit isoprenoider Struktur: Alkohole, Aldehyde, Ketone, Ester, Carbonsäuren, die Teil der molekularen Struktur der organischen Materie von Gesteinen sind.

Die Isoprenoidstruktur liegt allen Terpenverbindungen zugrunde, auch den aliphatischen. Terpene selbst sind Verbindungen der Zusammensetzung C10H16, die zwei Isoprenoideinheiten enthalten; die Kombination von drei Einheiten ist charakteristisch für Sesqui-Terpene; Diterpene bestehen aus vier Isoprenoideinheiten. Aliphatische Monoterpene, die in lebender Materie vorkommen, werden hauptsächlich durch Myrcen und Ocimen repräsentiert.

In der Natur kommen jedoch häufiger sauerstoffhaltige Derivate von Monoterpenen vor, beispielsweise der Alkohol Geraniol, aus dem bei Dehydratisierung der entsprechende Isoprenoid-Kohlenwasserstoff gebildet werden kann. Diterpene umfassen viele für lebende Organismen charakteristische Verbindungen. Zu den aliphatischen Diterpenen zählen die für Erdöl charakteristischen Isoalkane wie Phytan (C20H42) und Präfix (C19H40), die aus dem ungesättigten Alkohol Phytol (C2oH39OH) gebildet werden, der Teil des Chlorophylls aller Grünpflanzen ist.

Isoalkanpristan kommt auch direkt im Körper vieler Meerestiere vor.

Es wird angenommen, dass der erste Schritt bei der Bildung von Isoalkanen die Dehydratisierung von Phytol unter Bildung von Phytadien ist. Wenn dann Wasserstoff disproportioniert wird und das Dien gesättigt ist, entsteht Phytan. Gleichzeitig treten andere Reaktionen auf, die mit der Zerstörung der Kohlenstoffkette und der Bildung isoprenoider Kohlenwasserstoffe mit einer geringeren Anzahl von Kohlenstoffatomen verbunden sind.

Cycloalkane. Cycloalkane (Naphthene) sind eine für natürliche Öle sehr charakteristische Klasse von Kohlenwasserstoffen, die erstmals von V. V. Markovnikov in Öl entdeckt wurde. Ihr Anteil im Öl liegt zwischen 25 und 75 %.

Die Quelle von Cycloalkanen in Öl können in geringem Umfang direkt einige biosynthetische Kohlenwasserstoffe lebender Materie sein, wie z. B. monozyklisches Limonen, a-Pinen, Camphen, polyzyklische Kohlenwasserstoffe wie z β- Carotin:

Eine wichtigere Quelle für Cycloalkane im Öl sind jedoch sauerstoffhaltige Derivate verschiedener zyklischer Terpene (Monoterpene (CloH16), Sesquiterpene (C15H24), Diterpene (C20H32), Triterpene (CzoH48) und Tetraterpene (C40H64)) mit den Funktionen von Alkoholen und Ketone, die in der lebenden Materie von Organismen weit verbreitet sind. und Säuren.

Die Bildung von Cycloalkanen aus ihnen erfolgte durch den Verlust funktioneller Sauerstoffgruppen und Wasserstounter nahezu vollständiger Erhaltung der Grundlage der molekularen Struktur der ursprünglichen Terpenoide lebender Materie. Die bei diesen Prozessen entstehenden verschiedenen Cycloalkane, beispielsweise Sterane und Hopane, wurden bereits bei der Betrachtung der „chemischen Fossilien“ oder „Biomarker“ erwähnt, die auf die organische Herkunft von Öl hinweisen.

Aus dem zyklischen Alkohol Cholesterin entsteht beispielsweise der Kohlenwasserstoff Cholestan:

Nach dem gleichen Schema wurden andere Cyclane gebildet – Sterole und Triterpene (C27 – C35) aus Steroiden, die in lebender Materie in freier Form oder in Form von Fettsäureestern vorhanden sind.

Eine weitere, bedeutendere Quelle der Bildung von Cycloalkanen ist mit der Dehydratisierungscyclisierung ungesättigter Fettsäuren unter Bildung gesättigter cyclischer Kohlenwasserstoffe verbunden.

Aus den resultierenden Cycloalkenen entstehen durch weitere Umwandlungen naphthenische und naphthenisch-aromatische Kohlenwasserstoffe.

Die Möglichkeit eines solchen Mechanismus für die Bildung von Cycloalkanen wurde von A. I. Bogomolov experimentell untersucht, indem er Ölsäure mit einem Alumosilicat-Katalysator auf 200 °C erhitzte. Dabei wurden Kohlenwasserstoffe von C5 bis C40 verschiedener Klassen gewonnen – aliphatische, alicyclische und aromatische. Unter den gebildeten Cycloalkanen überwogen Isomere mit Fünf- und Sechsringen und einem Brückentyp, wie in gewöhnlichen natürlichen Ölen. Auch bi- und trizyklische Cycloalkane wurden entdeckt.

Arenen. Aromatische Strukturen sind für die lebende Materie von Organismen nicht typisch, während der Gehalt in Ölen gering ist aromatische Kohlenwasserstoffe beträgt 10–20 und manchmal bis zu 35 %.

In lebender Materie sind aromatische Strukturen in Lignin (Hydroxyphenylpropan-Derivate), einigen Aminosäuren sowie Hydrochinonen (Vitamine E, K) in Form einzelner aromatischer Ringe enthalten. Ihr Anteil am Ausgangsmaterial von Organismen für Öl ist sehr gering, daher sollte die Bildung von Arenen in der sapropelischen organischen Substanz von Sedimenten, Gesteinen und Ölen hauptsächlich mit sekundären Prozessen der Umwandlung organischer Substanz in Sedimenten in den Phasen der Diagenese in Verbindung gebracht werden und insbesondere Katagenese in der Zone erhöhter Temperaturen.

Teilweise entstehen Arenen unmittelbar nach dem Absterben von Organismen im Frischschlamm durch die Umwandlung von Polyenverbindungen wie Carotinoiden, aus Steroidverbindungen, Benzochinonen sowie Hydrochinonen und Naphthochinonen, deren Struktur aromatische Kerne enthält:

In den Experimenten von A. I. Bogomolov zur Thermokatalyse ungesättigter Fettsäuren und zur thermischen Zersetzung organischer Stoffe von Sapropelschiefern bei 200 °C wurde die Bildung eines Gemisches aus Kohlenwasserstoffen festgestellt, in dem Arene zwischen 15 und 40 % lagen, und sie wurden durch alle Arten von Arenstrukturen repräsentiert, die für natürliche Öle charakteristisch sind.

Bei der Umwandlung ungesättigter Fettsäuren in Gegenwart von Ton als Katalysator entstehen zunächst gesättigte fünf- und sechsgliedrige Ketone sowie nicht kondensierte Naphthene. Die weitere Umwandlung gesättigter zyklischer Ketone erfolgt durch Dehydratisierungskondensationsreaktion, beispielsweise für Cyclohexanon wie folgt:

Dabei entsteht Dodecahydrotriphenylen, ein Hybridkohlenwasserstoff mit naphthenisch-aromatischer Struktur.

Die überprüften Materialien weisen darauf hin, dass die Bildung aller Hauptklassen von Kohlenwasserstoffen in natürlichen Ölen teilweise auf den Prozess der Biosynthese von Kohlenwasserstoffen in lebender Materie zurückzuführen ist, hauptsächlich jedoch auf die thermische oder thermokatalytische Umwandlung des Lipidmaterials der biogenen sapropelischen organischen Substanz von Sedimentgesteine ​​in der Katagenesezone während der Manifestation der Hauptphase der Ölbildung.

2. CHEMISCHE ZUSAMMENSETZUNG VON ÖL UND GAS

Die Kenntnis der chemischen Zusammensetzung natürlicher Erdölsysteme dient als Ausgangspunkt für die Vorhersage ihres Phasenzustands und ihrer Phaseneigenschaften unter verschiedenen thermobaren Bedingungen, die den Prozessen der Produktion, des Transports und der Verarbeitung von Erdölmischungen entsprechen. Die Art des Gemisches – Öl, Gaskondensat oder Gas – hängt auch von seiner chemischen Zusammensetzung und der Kombination der thermobaren Bedingungen in der Lagerstätte ab. Die chemische Zusammensetzung bestimmt den möglichen Zustand der Komponenten von Ölsystemen unter gegebenen Bedingungen – molekular oder dispergiert.

Petrov Al. A., der eine Reihe bekannter Monographien über die chemische Zusammensetzung von Ölen verfasst hat, behauptet, dass in Ölen bis zu 1000 einzelne Kohlenwasserstoffe der Zusammensetzung C1-C40 identifiziert wurden.

Erdölsysteme zeichnen sich durch eine Vielzahl von Komponenten aus, die je nach äußeren Bedingungen in molekularem oder dispergiertem Zustand vorliegen können. Unter ihnen gibt es diejenigen, die am stärksten und am wenigsten anfällig für verschiedene Arten intermolekularer Wechselwirkungen (IMI) sind, die letztendlich assoziative Phänomene und die anfängliche Ausbreitung von Ölsystemen unter normalen Bedingungen bestimmen.

Die chemische Zusammensetzung von Öl wird in elementare und stoffliche Zusammensetzung unterschieden.

Die Hauptelemente der Ölzusammensetzung sind Kohlenstoff (83,5–87 %) und Wasserstoff (11,5–14 %). Darüber hinaus enthält Öl:

Schwefel in einer Menge von 0,1 bis 1–2 % (manchmal kann sein Gehalt 5–7 % erreichen; in vielen Ölen ist praktisch kein Schwefel enthalten);

Stickstoff in einer Menge von 0,001 bis 1 (manchmal bis zu 1,7 %);

Sauerstoff (nicht in reiner Form, sondern in verschiedenen Verbindungen) in einer Menge von 0,01 bis 1 % oder mehr, jedoch nicht mehr als 3,6 %.

Weitere im Öl enthaltene Elemente sind Eisen, Magnesium, Aluminium, Kupfer, Zinn, Natrium, Kobalt, Chrom, Germanium, Vanadium, Nickel, Quecksilber, Gold und andere. Ihr Gehalt beträgt jedoch weniger als 1 %.

Stofflich besteht Erdöl hauptsächlich aus Kohlenwasserstoffen und heteroorganischen Verbindungen. Unter letzteren sollte das Hauptaugenmerk auf Harz-Asphalten-Substanzen (CAB) gelegt werden, die als Konzentrat von Verbindungen betrachtet werden können, die am anfälligsten für intermolekulare Wechselwirkungen sind.

2.1 Kohlenwasserstoffverbindungen

Kohlenwasserstoffe (HCs) sind organische Verbindungen aus Kohlenstoff und Wasserstoff. Öl enthält hauptsächlich die folgenden Klassen von Kohlenwasserstoffen.

Alkane oder paraffinische Kohlenwasserstoffe – gesättigte (marge) Kohlenwasserstoffe mit allgemeine Formel CnH2n+2. Ihr Ölgehalt beträgt 2 - 30-70 %. Es gibt Alkane normaler Struktur (n-Alkane – Pentan und seine Homologen), Isoalkane (Isoalkane – Isopentan usw.) und Isoprenoidstruktur (Isoprene – Pristan, Phytan usw.).

Öl enthält gasförmige Alkane von C1 bis C4 (in Form von gelöstem Gas), flüssige Alkane C5 – C16, die den Großteil der flüssigen Ölfraktionen ausmachen, und feste Alkane der Zusammensetzung C17 – C53 und mehr, die in Schweröl enthalten sind Fraktionen und werden als feste Paraffine bezeichnet. Feste Alkane sind in allen Ölen vorhanden, meist jedoch in geringen Mengen – von Zehnteln bis 5 % (Gew.), in seltenen Fällen bis zu 7-12 % (Gew.). In der Region Tomsk enthält Öl aus dem Chkalovskoye-Feld bis zu 18 % feste Paraffine.

Abhängig von den Bedingungen vor Ort und der Komponentenzusammensetzung der Lagerstätte wird die Art des Feldes bestimmt – Gas, Gaskondensat oder Öl. Die Hauptbestandteile reiner Gasvorkommen sind niedermolekulare Alkane – Methan, Ethan, Propan und Butan (n- und iso-Strukturen) in Einzelform sind unter Normalbedingungen (0,1 MPa und 20°C) Gase. In Erdölerdgasen dominieren Alkane.

Zusätzlich zu Alkanen können Erdgase Kohlenoxid (CO) und Kohlendioxid (CO2), Schwefelwasserstoff (H2S), Stickstoff (N2) sowie Inertgase – He, Ar, Ne, Xe – umfassen. In reinen Gaslagerstätten fällt nahezu kein Kondensat an (Tabelle 2.1).

Wenn bei einem isothermen Druckabfall in der Formation schwere Erdgasbestandteile in Form einer flüssigen Phase (Kondensat) freigesetzt werden, spricht man von Gas-Kondensat. In diesem Fall kann ein Teil des Kondensats unwiederbringlich im Gestein verloren gehen. Der Kondensatgehalt (C5 und höher) im Gas hängt von seiner Zusammensetzung und den Lagerbedingungen (Temperatur und Druck, bis zu 25–40 MPa) ab.

Das quantitative Kriterium für die Einstufung einer Lagerstätte als Gaskondensatfeld ist der Gaskondensatfaktor, der der Gasmenge (m3) unter normalen Bedingungen entspricht, in der 1 m3 Kondensat unter Lagerstättenbedingungen gelöst ist. Lagerstätten, deren Gaskondensatfaktor 104 nicht überschreitet, werden üblicherweise als Gaskondensat klassifiziert.

Tabelle 2.1.

Chemische Zusammensetzung von Gasen aus verschiedenen Lagerstätten

Feld CH4 C2H6 C3H8 C4H10 C5H12 CO2 andere Komponenten

Reine Gasfelder

Urengoiskoje 95,1 1,1 0,3 0,07 0,03 0,4 3,0

Bärisch 98,3 0,3 0,10,15 - 0,1 1,0

Saratovskoe 94,7 1,8 0,20,1 - 0,2 3,0

Gaskondensatfelder

Orenburgskoe 84,8 4,5 1,40,3 1,5 1,15 9,0

Vuktylskoe 79,8 8,7 3,91,8 6,4 0,1 4,3

Leningradskoje 86,9 6,0 1,61,0 0,5 1,2 2,8

Begleitgase Gas- und Ölfelder

Romashkinskoe 39,0 20,0 18,56,2 4,7 0,1 11,5

Nebit-Dagskoe 85,7 4,0 3,52,0 1,4 2,1 1,3

Mukhanovskoe 30,1 20,2 23,6 10,6 4,8 1,5 9,2

Das Öl in der Lagerstätte enthält auch Gas. Die Menge an gelöstem Gas im Öl wird durch den „Gasgehalt“-Wert (Go) charakterisiert. Der Gasgehalt von Lagerstättenölen reicht von Bruchteilen von einem bis zu mehreren Hundert m3/t. Erdölbegleitgase werden beim Aufstieg des Öls an die Oberfläche freigesetzt, solange der Sättigungsdruck (Psat) den Atmosphärendruck übersteigt. In der Feldpraxis wird als kommerzielles Öl der Teil des Lagerstättenöls betrachtet, der nach der Trennung des produzierten Gemisches (und der Wasserabscheidung) und der Einstellung auf Standardbedingungen (oder nicht) in flüssigem Zustand bleibt. Der darin enthaltene Gasgehalt beträgt weniger als 1 %.

Alle Alkane mit normaler Struktur wurden aus Erdöl und Erdgasen isoliert, von Methan bis Hexatriakontan C36H74, es gibt jedoch Informationen, dass n-Alkane in Ölen eine kontinuierliche homologe Reihe bilden, die bis zu C65-C68 und nach anderen Daten sogar sogar reicht bis C78.

In der Regel liegt der maximale Volumengehalt an n-Alkanen in Ölen in n-Hexan (1,8 %) und n-Heptan (2,3 %), danach nimmt der Gehalt allmählich ab und erreicht 0,09 % für Tritriacontan C33H68.

Anderen Daten zufolge zeichnen sich fast alle tief umgewandelten Öle durch ein unimodales Auftreten von n-Alkan-Verteilungskurven mit einem Maximum von C10-C14 und einem gleichmäßigen Abfall der Konzentrationen hochmolekularer n-Alkane aus (nach Al.A . Petrow). Mit steigendem Siedepunkt der Fraktionen nimmt der Gehalt an n-Alkanen tendenziell ab.

Öl enthält alle Arten von Isomeren von Alkanen: mono-, di-, tri-, tetrasubstituiert. Davon überwiegen monosubstituierte mit einem Zweig. Methyl-substituierte Alkane sind nach abnehmendem Grad geordnet: 2-Methyl-substituierte Alkane > 3-Methyl-substituierte Alkane > 4-Methyl-substituierte Alkane.

Die Entdeckung verzweigter Alkane vom Isoprenoid-Typ in Ölen mit Methylgruppen in den Positionen 2, 6, 10, 14, 18 usw. reicht bis in die 60er Jahre zurück. Mehr als zwanzig solcher Kohlenwasserstoffe, hauptsächlich der Zusammensetzung C9-C20, wurden entdeckt. Die häufigsten Isoprenoidalkane in allen Ölen sind Phytan C20H42 und Pristan C19H40, deren Gehalt 1,0–1,5 % erreichen kann und von der Genese und den Gesichtsbedingungen der Ölbildung abhängt.

Somit sind Alkane in unterschiedlichen Anteilen in der Zusammensetzung aller natürlichen Gemische und Erdölprodukte enthalten, und ihr physikalischer Zustand im Gemisch – in Form einer molekularen Lösung oder eines dispergierten Systems – wird durch die Zusammensetzung und die einzelnen physikalischen Eigenschaften der Komponenten bestimmt und thermobare Bedingungen.

Feste Kohlenwasserstoffe sind in der Zusammensetzung von Ölen Mehrkomponentengemische, die neben Alkanen aromatische und naphthenische Kohlenwasserstoffe enthalten. So bestehen feste Kohlenwasserstoffe, die aus der Destillatfraktion (300–400 °C) des Tuymazinsky-Öls isoliert werden, zu 50 % aus n-Alkanen, zu 47,1 % aus naphthenischen Kohlenwasserstoffen mit Seitenketten normaler Struktur und zu 2,9 % aus aromatischen Kohlenwasserstoffen mit Seitenketten normaler Struktur. Mit steigendem Siedepunkt von Fraktionen desselben Öls nimmt der Gehalt an festen Alkanen ab.

Die Kohlenstoffatome in einem Alkanmolekül sind durch eine kovalente Bindung verbunden. σ- Bindungen mit konstanter (für freie isolierte Moleküle in der Gasphase) Länge S-S-Verbindungen, gleich 0,154 nm, und ein Bindungswinkel zwischen C-C-Bindungen gleich 112°. Die molekularen Parameter von n-Alkanen in der Gasphase ändern sich etwas, wenn die Anzahl der Kohlenstoffatome im Molekül zunimmt (Tabelle 2.2).

Tabelle 2.2.

Geometrische Abmessungen freier n-Alkanmoleküle

n-AlkanC-C-Bindungslänge, nmLänge S-N-Verbindungen, nmAngle SSS, Grad Winkel SSN, Grad

CH4 - 0,1107

С2Н6 0,1534 0,1122 - 111,0

С3Н8 0,1532 0,1107 112,0

S4Nude 0,1531 0,1107 112,0 110,3

S5H12 0,1531 0,1118 112,9 110,4

С6НН 0,1533 0,1118 111,9 109,5

S7N16 0,1534 0,1121 112,6 109,8

S16N34 0,1542 0,1130 114,6 110,4

Laut M. Shakhparonov sind die festgestellten Unterschiede auf die Zerstörung energetisch „ungünstiger“ und die Bildung „günstiger“ intramolekularer Wasserstoffbrücken vom Typ C-H-C zurückzuführen.

Gleichzeitig ist bekannt, dass Kristallfeldkräfte durch die Bildung intermolekularer Wasserstoffbrückenbindungen die Konformation und molekulare Parameter erheblich verändern können. In kondensierter Materie sollten sich die Werte molekularer Parameter wie interne Rotationsbarrieren, Konformerenthalpieunterschiede, Kernabstände und Bindungswinkel von denen unterscheiden, die für freie Moleküle beobachtet werden. Derzeit ist der Unterschied in der geometrischen Struktur von n-Alkanmolekülen im freien und kondensierten Zustand noch wenig verstanden.

Im Rahmen des strukturmechanischen Ansatzes werden n-Alkane nach der Fähigkeit ihrer Moleküle zur unabhängigen Rotationsisomerie endständiger Methylgruppen klassifiziert. Nach dieser Klassifizierung werden, beginnend mit C8-C9-Alkanen, kurzkettige (C8-C17), mittelkettige (C18-C40) und langkettige (C40-C100) Moleküle von n-Alkanen unterschieden, die als bezeichnet werden komplexe Systeme mit relativ unkorrelierten Bewegungen der Mittel- und Endgruppen. Die Kenntnis der kritischen Kettenlänge eines Moleküls, das im Allgemeinen bei Erreichen einer bestimmten Temperatur unter Vorkristallisationsbedingungen während der Unterkühlung seine kinetische Beweglichkeit verliert, ermöglicht es uns, das Molekül als aus unabhängigen Fragmenten bestehend zu betrachten.

Die Dispersionswechselwirkung zwischen n-Alkanmolekülen wird im strukturmechanischen Ansatz durch die Anzahl der Dbestimmt, die an Kristallisationspunkten einen Grenzwert erreicht. Im Rahmen solcher Ideen wird die seit langem bekannte Tatsache erklärt, dass die Kristallisationstemperaturen von geraden und ungeraden n-Alkanen mit zunehmender Anzahl von Kohlenstoffatomen (n) wechseln (Abb. 2.1).

Reis. 2.1. Abhängigkeit der Temperaturdifferenz ∆T des Siedens (1) und der Kristallisation (2) für benachbarte Mitglieder einer Reihe von n-Alkanen von der Anzahl n der Kohlenstoffatome

Für ungerade Isomere von n-Alkanen bei p< 20 в результате расклинивающего влияния концевых СН3-групп наблюдается уменьшение числа центров дисперсионного взаимодействия в точках кристаллизации, что приводит к понижению температур кристаллизации. Для газообразных УВ, т.е., п < 4 ∆Т не определялись.

Im kristallinen Zustand sind n-Alkanmoleküle parallel angeordnet. Mit zunehmender Temperatur und abnehmender Energie der intermolekularen Wechselwirkung nehmen die Abstände zwischen den Molekülketten von n-Alkanen zu, während die bevorzugte parallele Ausrichtung erhalten bleibt. Am Schmelzpunkt verändern sich die Abstände zwischen den Molekülketten schlagartig, bei weiterer Temperaturerhöhung bewegen sich die Molekülketten aktiv auseinander, bis die Moleküle völlige Rotationsfreiheit erlangen. Strukturstudien flüssiger n-Alkane zeigen, dass bei einer festen Temperatur der Gleichgewichtsabstand (0,56 nm) zwischen den nächstgelegenen Molekülen von n-Alkanen dazu neigt, sich zu verkürzen, wenn n zunimmt, was mit einer Zunahme intermolekularer Wechselwirkungen verbunden ist.

Alkane in Erdölsystemen können in molekularer oder assoziierter Form vorliegen. Eine Studie mit Kleinwinkel-Röntgenstreuung der Molekülstruktur von n-Alkanen im flüssigen Zustand zeigte, dass ihre Assoziation entlang der Oberfläche der Moleküle mithilfe von Dispersionswechselwirkungskräften erfolgt und unter normalen Bedingungen beispielsweise n-Heptan assoziiert haben die Form von Scheiben oder Platten mit Abmessungen von 130-200 Ả.

Je niedriger die Temperatur, desto größer ist die Anzahl der Moleküle in einem Assoziat. So beträgt die Anzahl der Moleküle im Assoziat in Hexadecan bei 20 °C (d. h. 2 °C über der Kristallisationstemperatur) 3 und in n-Octan bei -50 °C (d. h. 6 °C über der Kristallisationstemperatur) 31 Dies wird durch eine Abschwächung der thermischen Bewegung von Molekülen und eine Zunahme der Energie der molekularen Wechselwirkung von Alkanen mit zunehmender Kettenlänge erklärt.

Cycloalkane oder naphthenische Kohlenwasserstoffe sind gesättigte alicyclische Kohlenwasserstoffe. Dazu gehören monozyklisch mit der allgemeinen Formel CnH2n, bizyklisch – CnH2n-2, trizyklisch – CnH2n-4, tetrazyklisch – CnH2n-6.

Bezogen auf den Gesamtgehalt überwiegen Cycloalkane in vielen Ölen gegenüber anderen Kohlenwasserstoffklassen: Ihr Gehalt liegt zwischen 25 und 75 % (Gew.). Sie kommen in allen Erdölfraktionen vor. Normalerweise nimmt ihr Gehalt zu, wenn die Fraktionen schwerer werden. Der Gesamtgehalt an naphthenischen Kohlenwasserstoffen im Öl steigt mit zunehmendem Molekulargewicht. Einzige Ausnahme bilden Ölfraktionen, bei denen der Gehalt an Cycloalkanen aufgrund eines Anstiegs der Menge an aromatischen Kohlenwasserstoffen abnimmt.

Von den monozyklischen Kohlenwasserstoffen im Öl gibt es hauptsächlich fünf- und sechsgliedrige Reihen naphthenischer Kohlenwasserstoffe. Die Verteilung monozyklischer Naphthene auf Ölfraktionen und ihre Eigenschaften wurden im Vergleich zu polyzyklischen Naphthenen, die in mittel- und hochsiedenden Fraktionen vorhanden sind, viel umfassender untersucht. Niedrigsiedende Benzinfraktionen von Ölen enthalten überwiegend Alkylderivate von Cyclopentan und Cyclohexan [von 10 bis 86 % (Masse)], und hochsiedende Fraktionen enthalten Polycycloalkane und Monocycloalkane mit Alkylsubstituenten mit Isoprenoidstruktur (sogenannte Hybridkohlenwasserstoffe).

Von den polyzyklischen Naphthenen in Ölen wurden nur 25 einzelne bizyklische, fünf trizyklische und vier tetra- und pentazyklische Naphthene identifiziert. Befinden sich in einem Molekül mehrere naphthenische Ringe, so sind diese in der Regel zu einem einzigen polyzyklischen Block kondensiert.

Bicyclane C7-C9 kommen am häufigsten in Ölen mit ausgeprägtem naphthenischen Typ vor, in denen ihr Gehalt recht hoch ist. Unter diesen Kohlenwasserstoffen wurden die folgenden gefunden (in absteigender Reihenfolge des Gehalts): Bicycloheptan (Pentalan), Bicyclooctan, Bicyclooctan, Bicyclononan (Hydrindan), Bicycloheptan (Norbornan) und ihre nächsten Homologen. Unter den Tricyclanen in Ölen dominieren Alkylperhydrophenanthrene, unter denen Verbindungen vom Typ (1-4) identifiziert wurden: R = C1, C2; R =C1-C3; R = C2-C4.

Ölkristallisationslagerstätte Kohlenwasserstoff

Erdöltetracyclane werden hauptsächlich durch Cyclopentanoperhydrophenanthren-Derivate repräsentiert – C27-C30-Sterane (5-7):

Erdölpentacyclane umfassen Kohlenwasserstoffe der Reihe Hopan (8), Lupan (9), Friedelan (10) usw.

Es liegen keine verlässlichen Informationen über die Identifizierung von Polycycloalkanen mit einer großen Anzahl von Ringen vor, obwohl anhand der Strukturgruppen- und Massenspektralanalyse das Vorhandensein von Naphthenen mit einer Anzahl von Zyklen von mehr als fünf vermutet werden kann. Einigen Daten zufolge enthalten hochsiedende Naphthene bis zu 7-8 Zyklen in ihren Molekülen.

Unterschiede im chemischen Verhalten von Cycloalkanen sind häufig auf das Vorhandensein überschüssiger Spannungsenergie zurückzuführen. Abhängig von der Größe des Zyklus werden Cycloalkane in kleine (C3, C4 – obwohl Cyclopropan und Cyclobutan nicht in Ölen gefunden wurden), normale (C5-C7), mittlere (C8-C11) und Makrozyklen (von C12 und mehr) unterteilt. . Diese Klassifizierung basiert auf dem Zusammenhang zwischen der Größe des Zyklus und den darin auftretenden Spannungen, die sich auf die Stabilität auswirken. Cycloalkane und vor allem ihre verschiedenen Derivate zeichnen sich durch Umlagerungen mit Änderungen der Ringgrößen aus. Wenn Cycloheptan mit Aluminiumchlorid erhitzt wird, entsteht Methylcyclohexan, und Cyclohexan wird bei 30–80 °C in Methylcyclopentan umgewandelt. Fünf- und sechsgliedrige Kohlenstoffringe bilden sich viel leichter als kleinere und größere Ringe. Daher kommen in Ölen viel mehr Derivate von Cyclohexan und Cyclopentan vor als Derivate anderer Cycloalkane.

Basierend auf einer Untersuchung der Viskositäts-Temperatur-Eigenschaften von Alkyl-substituierten Monocyclohexanen über einen weiten Temperaturbereich wurde festgestellt, dass der Substituent mit zunehmender Länge den durchschnittlichen Assoziationsgrad der Moleküle verringert. Cycloalkane liegen im Gegensatz zu n-Alkanen mit der gleichen Anzahl an Kohlenstoffatomen bei einer höheren Temperatur in einem assoziierten Zustand vor.

Arene oder aromatische Kohlenwasserstoffe sind Verbindungen, deren Moleküle zyklische Kohlenwasserstoffe enthalten π- gekoppelte Systeme. Ihr Gehalt im Öl variiert zwischen 10-15 und 50 % (Gew.). Dazu gehören Vertreter von monozyklisch: Benzol und seine Homologen (Toluol, o-, m-, p-Xylol usw.), bizyklisch: Naphthalin und seine Homologen, trizyklisch: Phenanthren, Anthracen und ihre Homologen, tetrazyklisch: Pyren und seine Homologen und andere.

Basierend auf einer Verallgemeinerung der Daten zu 400 Ölen wird gezeigt, dass die höchsten Konzentrationen an Arenen (37 %) für Öle auf naphthenischer Basis (Typ) und die niedrigsten (20 %) für Öle vom Paraffintyp charakteristisch sind. Unter den Erdölarenen überwiegen Verbindungen, die nicht mehr als drei Benzolringe pro Molekül enthalten. Die Konzentrationen an Arenen in Destillaten, die bis zu 500 °C sieden, nehmen in der Regel um ein bis zwei Größenordnungen in der folgenden Reihe von Verbindungen ab: Benzole >> Naphthaline >> Phenanthrene >> Chrysene >> Pyrene >> Anthracene.

Nachfolgend ist der durchschnittliche Arengehalt, typisch für russische Öle verschiedener Art, des Gesamtarengehalts in % aufgeführt:

Benzol 67 Pyren 2

Naphthalin 18 Anthracen 1

Phenanthren 8 weitere Arenen 1

Chrysen und Benzfluoren 3

Das allgemeine Muster ist ein Anstieg des Arengehalts mit zunehmender Siedetemperatur. Gleichzeitig sind die Arenen höherer Ölfraktionen nicht durch eine große Anzahl aromatischer Ringe, sondern durch das Vorhandensein von Alkylketten und gesättigten Ringen in den Molekülen gekennzeichnet. In Benzinfraktionen wurden alle theoretisch möglichen Homologen von C6-C9-Arenen gefunden. Selbst in den schwersten Erdölfraktionen dominieren Kohlenwasserstoffe mit einer geringen Anzahl an Benzolringen unter den Arenen. So machen Mono-, Bi-, Tri-, Tetra- und Pentaarene experimentellen Daten zufolge 45-58, 24-29, 15-31, 1,5 bzw. bis zu 0,1 Gew.-% aromatische Kohlenwasserstoffe in Destillaten 370 aus -535 °C verschiedener Öle.

Erdölmonoarene werden durch Alkylbenzole repräsentiert. Die wichtigsten Vertreter der hochsiedenden Erdölalkylbenzole sind Kohlenwasserstoffe mit bis zu drei Methyl- und einem langen linearen Substituenten im Benzolring. α- Methylalkyl- oder Isoprenoidstruktur. Große Alkylsubstituenten in Alkylbenzolmolekülen können mehr als 30 Kohlenstoffatome enthalten.

Den Hauptplatz unter den Erdölarenen mit bicyclischer Struktur (Diarene) nehmen Naphthalinderivate ein, die bis zu 95 % der gesamten Diarene ausmachen können und bis zu 8 gesättigte Ringe in einem Molekül enthalten, und den zweiten Platz nehmen Derivate von Biphenyl ein und Diphenylalkane. Alle einzelnen C11-, C12-Alkylnaphthaline und viele C13-C15-Isomere wurden in Ölen identifiziert. Der Gehalt an Biphenylen in Ölen ist um eine Größenordnung niedriger als der Gehalt an Naphthalinen.

Unter den Naphthenodiarenen wurden Acenaphthen, Fluoren und eine Reihe seiner Homologen mit Metallsubstituenten in den Positionen 1–4 in Ölen gefunden.

Triarene werden in Ölen durch Derivate von Phenanthren und Anthracen (mit einem deutlichen Vorherrschen des ersteren) repräsentiert, die bis zu 4-5 gesättigte Ringe in Molekülen enthalten können.

Zu den Erdöltetraarenen zählen Kohlenwasserstoffe der Reihe Chrysen, Pyren, 2,3- und 3,4-Benzophenanthren und Triphenylen.

Ölarenen, die über 500 °C sieden und durch C20-C75-Kohlenwasserstoffe repräsentiert werden, werden gemäß den Daten (Tabelle 2.3) auf Fraktionen mit bis zu 39 Kohlenstoffatomen in seitlichen Alkylketten verteilt. Bicyclische Kohlenwasserstoffe mit zwei Benzol- und bis zu drei Naphthenringen kommen in der gleichen Fraktion vor, wenn in den seitlichen Alkylketten 22–40 Kohlenstoffatome vorhanden sind. Die Elution trizyklischer Kohlenwasserstoffe mit drei Benzol- und zwei Naphthenringen in der leichten Arenfraktion ist in Gegenwart von 31–48 Kohlenstoffatomen in den seitlichen Alkylketten möglich. Die mittleren und schweren aromatischen Fraktionen enthalten Arene mit kürzeren Seitenketten. In der mittleren Fraktion der Arene findet man monozyklische und bizyklische Arene mit 10–20 Kohlenstoffatomen in den Seitenketten sowie trizyklische mit 16–30 Kohlenstoffatomen in den Seitenketten. Arene mit noch kürzeren Seitenketten eluieren als Teil der Aren-Schwerfraktion.

Die erhöhte Neigung von Arenen, insbesondere polyzyklischen, zu molekularen Wechselwirkungen ist auf die geringe Anregungsenergie im Prozess der homolytischen Dissoziation zurückzuführen. Verbindungen wie Anthracen, Pyren, Chrysen etc. zeichnen sich durch eine geringe Austauschkorrelation aus π- Orbitale und erhöhte potentielle Energie des IMV aufgrund des Auftretens einer Austauschkorrelation von Elektronen zwischen Molekülen. Arene bilden mit einigen polaren Verbindungen ziemlich stabile Molekülkomplexe.

Interaktion π- Elektronen im Benzolring führen zur Konjugation von Kohlenstoff-Kohlenstoff-Bindungen. Eine Folge des Konjugationseffekts sind folgende Eigenschaften von Arenen:

flache Ringstruktur mit einer C-C-Bindungslänge (0,139 nm), die einen Zwischenwert zwischen einer einfachen und einer doppelten C-C-Bindung einnimmt;

Äquivalenz aller C-C-Bindungen in unsubstituierten Benzolen;

Neigung zu Reaktionen der elektrophilen Substitution eines Protons an verschiedenen Gruppen im Vergleich zur Teilnahme an Additionsreaktionen an Mehrfachbindungen.

Hybridkohlenwasserstoffe (Ceresine) sind Kohlenwasserstoffe mit gemischter Struktur: paraffin-naphthenisch, paraffin-aromatisch, naphthen-aromatisch. Im Grunde handelt es sich dabei um feste Alkane mit einer Beimischung langkettiger Kohlenwasserstoffe, die einen zyklischen oder aromatischen Kern enthalten. Sie sind der Hauptbestandteil von Paraffinvorkommen bei der Ölförderung und -aufbereitung.

Tabelle 2.3.

Verteilung der über 500 °C siedenden Arene nach Teerfraktionen

2.2 Heteroorganische Verbindungen

Heteroorganische Verbindungen (schwefel-, sauerstoff- und stickstoffhaltig) verschiedener Strukturen und Molekulargewichte sind in unterschiedlichen Anteilen im Destillat und in den Restfraktionen des Öls vorhanden. Besonders schwierig ist es, die Natur und Zusammensetzung hochmolekularer heteroorganischer Verbindungen zu untersuchen, deren Hauptbestandteil Harz-Asphalten-Substanzen sind. Dank einzelner Elektronenpaare können Heteroatome von Schwefel, Sauerstoff und Stickstoff als Koordinationszentren bei der Bildung von Assoziaten in Erdölsystemen fungieren.

Schwefelhaltige Verbindungen gehören zur repräsentativsten Gruppe heteroatomarer Komponenten von Gaskondensat- und Ölsystemen. Der Gesamtschwefelgehalt in Öl- und Gassystemen variiert stark: von Hundertstel Prozent bis 6–8 % (Gew.) oder mehr. Ein hoher Gesamtschwefelgehalt ist typisch für Gaskondensate der Felder Astrachan, Karatschaganak (0,9 %) und anderer Felder. Der Gehalt an schwefelhaltigen Verbindungen in manchen Ölen erreicht 40 % (Gew.) und mehr, in manchen Fällen besteht das Öl fast ausschließlich aus ihnen. Im Gegensatz zu anderen Heteroatomen, die in CAB überwiegend konzentriert sind, ist ein erheblicher Anteil an Schwefel in den Destillatfraktionen enthalten. In der Regel steigt der Schwefelgehalt in Straight-Run-Fraktionen mit zunehmendem Siedepunkt und steigendem Gesamtschwefelgehalt des Originalöls.

Anorganische schwefelhaltige Verbindungen (elementarer Schwefel und Schwefelwasserstoff) sind in geringen Mengen in Öl- und Gassystemen vorhanden; sie können auch als Folgeprodukte der Zersetzung anderer schwefelhaltiger Verbindungen bei hohen Temperaturen während der Destillation und zerstörerischer Verarbeitungsprozesse entstehen. Unter den im Öl vorkommenden schwefelhaltigen Verbindungen wurden die folgenden identifiziert (nach Angaben des Instituts für Erdölchemie, Zweigstelle Tiflis, Zweigstelle Sibirien, Russische Akademie der Wissenschaften).

Aliphatische, alicyclische und aromatische Thiole (Mercaptane) R-SH:

С6Н5Сn H2n+1SH Сn H2n+1 С6Н5SH C10H7SH

Arenoalkanthiole Thionaphthole

2. Thioester (Sulfide) der folgenden Haupttypen:

S-R" C6H5-S-C6H5

Thiaalkane, Thiaalkene, Thiaalkine Diarylsulfide

Thiacycloalkane Alkylarylsulfide, Arylthiaalkane

(R, R“ – gesättigte und ungesättigte aliphatische Kohlenwasserstoffsubstituenten).

Dialkyldisulfide R-S-S-R", wobei R, R" Alkyl-, Cycloalkyl- oder Arylsubstituenten sind.

Thiophene und ihre Derivate, von denen die folgenden Arenotiophene die wichtigsten sind:

Alkylbenzothiophene, Alkylbenzonphthothiophene, Alkyldibenzothiophene

Die Verteilung verschiedener Gruppen schwefelhaltiger Verbindungen in Ölen und Ölfraktionen unterliegt folgenden Mustern.

Thiole kommen in fast allen Rohölen vor, meist in geringen Konzentrationen, und machen 2–10 % (Gew.) des Gesamtgehalts an schwefelhaltigen Verbindungen aus. Gaskondensate enthalten hauptsächlich aliphatische Mercaptane C1-C3. Einige Öle und Gaskondensate und ihre Fraktionen sind natürliche Konzentrate von Mercaptanen, Beispiele hierfür sind die Benzinfraktionen des riesigen Kaspischen Feldes; Fraktion 40–200 °C des Gaskondensats aus dem Orenburg-Feld, enthaltend 1,24 % (Gew.) des gesamten Schwefels, einschließlich 0,97 % Mercaptan; leichte Kerosinfraktion 120–280 °C von Tengiz-Öl, die 45–70 % Mercaptanschwefel des Gesamtgehalts an schwefelhaltigen Verbindungen enthält. Gleichzeitig entsprechen die Reserven an natürlichen Thiolen in den Kohlenwasserstoffrohstoffen der Kaspischen Region dem Niveau ihrer weltweiten synthetischen Produktion. Natürliche Thiole sind vielversprechende Rohstoffe für die Synthese von Pestiziden (auf Basis symmetrischer Triazine) und die Odorierung von Flüssiggasen. Russlands voraussichtlicher Bedarf an Thiolen zur Odorierung beträgt derzeit 6.000 Tonnen/Jahr.

Thioester machen in Rohölen bis zu 27 % der Menge schwefelhaltiger Verbindungen aus, in Mittelfraktionen bis zu 50 %; in schweren Vakuumgasölen ist der Sulfidgehalt geringer. Methoden zur Isolierung von Erdölsulfiden basieren auf ihrer Fähigkeit, durch die Übertragung des freien Elektronenpaars des Schwefelatoms auf das freie Orbital des Akzeptors komplexe Verbindungen vom Donor-Akzeptor-Typ zu bilden. Metallhalogenide, Haloalkyle und Halogene können als Elektronenakzeptoren wirken. Komplexierungsreaktionen mit Erdölsulfiden verlaufen leider nicht selektiv; Auch andere heteroatomare Bestandteile des Öls können an der Komplexbildung beteiligt sein.

Dialkyldisulfide wurden in Rohölen nicht gefunden, sie entstehen meist bei der Oxidation von Mercaptanen unter milden Bedingungen und sind daher im Benzin enthalten (bis zu 15 %). Der Hauptanteil schwefelhaltiger Verbindungen in Ölen ist der sogenannte „Restschwefel“, der nicht mit Standardmethoden bestimmt wird. Seine Zusammensetzung wird von Thiophenen und ihren Derivaten dominiert, daher wurde „Restschwefel“ früher als „Thiophen“ bezeichnet, doch mithilfe der Negativionen-Massenspektrometrie wurden darin bisher unentdeckte Sulfoxide, Sulfone und Disulfane entdeckt. In Benzinfraktionen ist der Gehalt an Thiophenderivaten gering, in mittel- und besonders hochsiedenden Fraktionen erreicht er 50-80 % der gesamten schwefelhaltigen Verbindungen. Der relative Gehalt an Thiophenderivaten stimmt in der Regel mit dem Aromatizitätsgrad des Erdölsystems überein. Schwierigkeiten bei der Isolierung schwefelhaltiger Verbindungen (insbesondere aus hochsiedenden Fraktionen) werden durch die Ähnlichkeit der chemischen Eigenschaften von Arenen und Thiophenen verursacht. Die Ähnlichkeit ihres chemischen Verhaltens beruht auf der Aromatizität von Thiophenen, die durch den Einschluss eines Schwefelheteroatoms entsteht π- elektronisches System zu einem aromatischen Sextett. Die Folge davon ist die erhöhte Tendenz von Erdölthiophenen, intensive intermolekulare Wechselwirkungen einzugehen.

Unter ihnen werden traditionell Substanzen saurer und neutraler Natur unterschieden. Zu den Säurekomponenten zählen Carbonsäuren und Phenole. Neutrale sauerstoffhaltige Verbindungen werden durch Ketone, Säureanhydride und -amide, Ester, Furanderivate, Alkohole und Lactone dargestellt.

Das Vorhandensein von Säuren in Ölen wurde aufgrund ihrer im Vergleich zu Kohlenwasserstoffen hohen chemischen Aktivität schon vor langer Zeit entdeckt. Die Geschichte ihrer Entdeckung im Öl ist wie folgt. Bei der Herstellung von hochwertigem Kerosin für Beleuchtungszwecke wurde dieses mit Alkali behandelt (Säure-Base-Reinigung) und es wurde die Bildung von Substanzen mit hoher Emulgierfähigkeit beobachtet. Anschließend stellte sich heraus, dass Emulgatoren Natriumsalze von Säuren sind, die in Destillatfraktionen enthalten sind. Die Extraktion mit wässrigen und alkoholischen Lösungen von Alkalien ist nach wie vor eine klassische Methode zur Extraktion saurer Bestandteile aus Ölen. Derzeit basieren Methoden zur Isolierung von Säuren und Phenolen auch auf der Wechselwirkung ihrer funktionellen Gruppen (Carboxyl und Hydroxyl) mit einigen Reagenzien.

Carbonsäuren sind die am besten untersuchte Klasse sauerstoffhaltiger Erdölverbindungen. Der Gehalt an Erdölsäuren pro Fraktion variiert in extremer Abhängigkeit, wobei das Maximum in der Regel bei leichten und mittleren Ölfraktionen liegt. Mithilfe der Chromatographie-Massenspektrometrie wurden verschiedene Arten von Erdölsäuren identifiziert. Die meisten von ihnen sind einbasisch (RCOOH), wobei R nahezu jedes Fragment von Kohlenwasserstoff- und heteroorganischen Erdölverbindungen sein kann. Es ist seit langem bekannt, dass die Gruppenzusammensetzungen von Säuren und Ölen einander entsprechen: In Methanölen überwiegen aliphatische Säuren, in naphthenischen Ölen überwiegen naphthenische und naphthenoaromatische Säuren. Es wurden aliphatische Säuren von C1 bis C25 mit linearer Struktur und teilweise mit verzweigter Struktur entdeckt. Darüber hinaus stimmt in Erdölsäuren das Verhältnis von n-Alkansäuren und verzweigten Säuren mit dem Verhältnis der entsprechenden Kohlenwasserstoffe in Ölen überein.

Aliphatische Säuren werden hauptsächlich durch n-Alkansäuren repräsentiert. Von den verzweigten Säuren sind solche mit einem Methylsubstituenten in der Hauptkette häufiger anzutreffen. Alle niederen Isomere dieses Typs kommen in Ölen vor, bis hin zu C7. Eine weitere wichtige Gruppe aliphatischer Säuren sind Säuren mit Isoprenoidstruktur, unter denen Pristansäure (C19) und Phytansäure (C20) dominieren.

Alicyclische (naphthenische) Erdölsäuren sind Monocyclocarbonsäuren – Derivate von Cyclopentan und Cyclohexan; polyzyklische können bis zu 5 Ringe enthalten (Daten für kalifornisches Öl). COOH-Gruppen in monozyklischen Säuremolekülen sind direkt mit dem Ring verbunden oder befinden sich am Ende aliphatischer Substituenten. Es können bis zu drei Substituenten (am häufigsten Methyl) in einem Ring vorhanden sein, wobei die häufigsten Positionen 1, 2 sind; 13; 1, 2, 4; 1, 1, 3 und 1, 1, 2, 3.

Aus Ölen isolierte Moleküle tri-, tetra- und pentacyclischer Säuren bestehen hauptsächlich aus miteinander kondensierten Cyclohexanringen.

Das Vorkommen hexazyklischer Naphthensäuren mit Cyclohexanringen in Ölen wurde nachgewiesen. Aromatische Säuren in Ölen sind Benzoesäure und ihre Derivate. In Ölen wurden viele homologe Reihen polyzyklischer naphthenoaromatischer Säuren entdeckt, und in Samotloröl wurden monoaromatische Steroidsäuren identifiziert

Von den sauerstoffhaltigen Verbindungen zeichnen sich Erdölsäuren durch die höchste Oberflächenaktivität aus. Es wurde festgestellt, dass die Oberflächenaktivität sowohl harzarmer als auch harzreicher Öle deutlich abnimmt, nachdem saure Bestandteile (Säuren und Phenole) aus ihnen entfernt wurden. Starke Säuren sind an der Bildung von Ölassoziierten beteiligt, wie die Untersuchung ihrer rheologischen Eigenschaften zeigt.

Phenole wurden viel schlechter untersucht als Säuren. Ihr Gehalt in Ölen aus westsibirischen Feldern liegt zwischen 40 und 900 mg/l. In westsibirischen Ölen steigen die Phenolkonzentrationen in der C6-Reihe an<С7 << С8<С9. В нефтях обнаружены фенол, все крезолы, ксиленолы и отдельные изомеры С9. Установлено, что соотношение между фенолами и алкилфенолами колеблется в пределах от 1: (0,3-0,4) до 1: (350-560) и зависит от глубины залегания и возраста нефти. В некоторых нефтях идентифицирован β- Naphthol. Es wurde vermutet, dass es Verbindungen wie o-Phenylphenole gibt, die aufgrund ihrer Tendenz zur Bildung intramolekularer Wasserstoffbrückenbindungen in Ölen gebunden vorliegen. Bei der Untersuchung der antioxidativen Kapazität von Bestandteilen heteroorganischer Erdölverbindungen wurde festgestellt, dass Konzentrate phenolischer Verbindungen die aktivsten natürlichen Inhibitoren sind.

In neutralen sauerstoffhaltigen Verbindungen kalifornischer Öle wurden alle einfachsten C3-C6-Alkylketone, Acetophenon und seine Naphtheno- und Arenderivate, Fluorenon und seine nächsten Homologen gefunden. Die Ausbeute an Ketonkonzentrat aus Samotlor-Öl, das hauptsächlich aus Dialkylketonen besteht, beträgt 0,36 %, während der Grad der Ketonextraktion nur 20 % beträgt, was auf das Vorhandensein von Ketonen mit hohem Molekulargewicht hinweist, die mit dieser Methode nicht extrahiert werden können. Bei der Untersuchung von Ketonen in westsibirischen Ölen wurde festgestellt, dass sie C19-C32-Ketone enthalten, wobei in Methanölen aliphatische Ketone vorherrschen und in naphthenischen Ölen Cyclane und aromatische Substituenten vorhanden sind.

Es ist davon auszugehen, dass Öle Alkohole in freiem Zustand enthalten; gebunden bilden sie Bestandteile von Estern. Von den heteroorganischen Erdölverbindungen ist die Tendenz sauerstoffhaltiger Verbindungen zu intensiven intermolekularen Wechselwirkungen am besten untersucht.

Die Untersuchung stickstoffhaltiger Verbindungen ist auf zwei Arten möglich – direkt im Rohöl und nach deren Isolierung und Trennung. Der erste Weg ermöglicht die Untersuchung stickstoffhaltiger Verbindungen in einem naturnahen Zustand, allerdings ist es möglich, dass aufgrund der geringen Konzentration dieser Verbindungen merkliche Fehler auftreten. Der zweite Weg ermöglicht es, solche Fehler zu reduzieren, aber im Prozess der chemischen Einwirkung von Öl während der Trennung und Isolierung ist eine Veränderung ihrer Struktur möglich. Es wurde festgestellt, dass stickstoffhaltige Verbindungen im Öl überwiegend durch zyklische Verbindungen repräsentiert werden. Aliphatische stickstoffhaltige Verbindungen kommen nur in Produkten der destruktiven Ölraffination vor, in denen sie durch die Zerstörung von Stickstoffheterozyklen entstehen.

Alle stickstoffhaltigen Erdölverbindungen sind in der Regel funktionelle Derivate von Arenen und weisen daher eine ihnen ähnliche Molekulargewichtsverteilung auf. Im Gegensatz zu Arenen sind stickstoffhaltige Verbindungen jedoch in hochsiedenden Ölfraktionen konzentriert und ein integraler Bestandteil von CAB. Bis zu 95 % der im Öl vorhandenen Stickstoffatome sind in Harzen und Asphaltenen konzentriert. Es wurde vermutet, dass bei der Isolierung von Harzen und Asphaltenen sogar stickstoffhaltige Verbindungen mit relativ niedrigem Molekulargewicht mit diesen in Form von Donor-Akzeptor-Komplexen kopräzipitieren.

Gemäß der allgemein anerkannten Säure-Base-Klassifizierung werden stickstoffhaltige Verbindungen in stickstoffhaltige Basen und neutrale Verbindungen unterteilt.

Stickstoffhaltige Basen sind offenbar die einzigen Träger basischer Eigenschaften unter den Komponenten von Erdölsystemen. Der Anteil stickstoffhaltiger Basen in mit Perchlorsäure in einem essigsauren Medium titrierten Öl liegt zwischen 10 und 50 %. Derzeit wurden mehr als 100 Alkyl- und Aren-kondensierte Analoga von Pyridin, Chinolin und anderen Basen in Ölen und Erdölprodukten identifiziert.

Stark basische stickstoffhaltige Verbindungen werden durch Pyridine und ihre Derivate repräsentiert:

Zu den schwach basischen stickstoffhaltigen Verbindungen gehören Aniline, Amide, Imide und N-Cycloalkyl-Derivate, die Alkyl-, Cycloalkyl- und Phenylgruppen als Substituenten am Pyrrolring tragen:

Pyridinderivate kommen am häufigsten in Rohölen und reinen Destillaten vor. Mit steigendem Siedepunkt von Fraktionen steigt in der Regel der Gehalt an stickstoffhaltigen Verbindungen und deren Struktur verändert sich: Überwiegen in den leichten und mittleren Fraktionen Pyridine, so überwiegen in den schwereren Fraktionen deren polyaromatische Derivate und es sind Aniline vorhanden in größerem Maße in den Produkten der thermischen Verarbeitung bei erhöhten Temperaturen. In leichten Fraktionen dominieren stickstoffhaltige Basen, in schweren Fraktionen dominieren in der Regel neutrale stickstoffhaltige Verbindungen.

Neutrale stickstoffhaltige Verbindungen, die in ihren Molekülen keine anderen Heteroatome als das Stickstoffatom enthalten und aus Öl isoliert werden, umfassen Indole, Carbazole und ihre naphthenischen und schwefelhaltigen Derivate:

Bei der Isolierung bilden neutrale stickstoffhaltige Verbindungen Assoziate mit sauerstoffhaltigen Verbindungen und werden zusammen mit stickstoffhaltigen Basen extrahiert.

Neben den genannten monofunktionellen Verbindungen wurden in Ölen folgende stickstoffhaltige Verbindungen identifiziert:

Polyaromatisch mit zwei Stickstoffatomen im Molekül:

Verbindungen mit zwei Heteroatomen (Stickstoff und Schwefel) in einem Ring – Thiazole und Benzothiazole und ihre Alkyl- und Naphthenhomologen:

Verbindungen mit zwei Heteroatomen Stickstoff und Schwefel in unterschiedlichen Ringen: Thiophenhaltige Alkyl-, Cycloalkylindole und Carbazole.

Verbindungen mit einer Carbonylgruppe an einem stickstoffhaltigen Heterocyclus, wie Piperidone und Chinolone:

Porphyrine. Im Folgenden wird die Struktur von Porphyrinen diskutiert, bei denen es sich um komplexe Verbindungen mit Vanadyl VO, Nickel und Eisen handelt.

Die Bedeutung stickstoffhaltiger Ölverbindungen als natürliche Tenside ist sehr groß; sie bestimmen neben CAB maßgeblich die Oberflächenaktivität an Flüssigkeitsgrenzflächen und die Benetzungsfähigkeit von Öl an den Grenzflächen Gestein-Öl, Metall-Öl. Stickstoffhaltige Verbindungen und ihre Derivate – Pyridine, Hydroxypyridine, Chinoline, Hydroxychinoline, Imidazoline, Oxazoline usw. – sind natürliche öllösliche Tenside, die hemmende Eigenschaften gegen Metallkorrosion bei der Ölförderung, dem Transport und der Raffinierung haben. Solche stickstoffhaltigen Erdölverbindungen wie Homologe von Pyrrol, Indol, Carbazol, Thiazolen und Amiden zeichnen sich durch schwächere oberflächenaktive Eigenschaften aus.

Harz-Asphalt-Substanzen (CAB). Eine der repräsentativsten Gruppen heteroorganischer Erdölverbindungen mit hohem Molekulargewicht ist CAB. Die charakteristischen Merkmale von CAB – signifikante Molekulargewichte, das Vorhandensein verschiedener Heteroelemente in ihrer Zusammensetzung, Polarität, Paramagnetismus, hohe Neigung zur Magnetresonanz und Assoziation, Polydispersität und die Manifestation ausgeprägter kolloidal-disperser Eigenschaften – trugen dazu bei, dass die Methoden üblich sind Die in der Analyse verwendeten niedrigsiedenden Komponenten erwiesen sich als für ihre Untersuchung ungeeignet. Unter Berücksichtigung der Besonderheiten des untersuchten Objekts hat Sergienko S.R. Vor mehr als 30 Jahren hat er die Chemie hochmolekularer Erdölverbindungen als eigenständiges Teilgebiet der Erdölchemie herausgestellt und mit seinen Grundlagenwerken maßgeblich zu deren Entwicklung beigetragen.

Bis in die 60er und 70er Jahre bestimmten Forscher die physikalisch-chemischen Eigenschaften von CAB (einige davon sind in Tabelle 2.4 aufgeführt) und versuchten, die Strukturformel des durchschnittlichen Moleküls von Asphaltenen und Harzen auf der Grundlage instrumenteller Strukturanalysedaten darzustellen.

Ähnliche Versuche werden heute unternommen. Die Werte der Elementzusammensetzung, der durchschnittlichen Molekulargewichte, der Dichte, der Löslichkeit usw. für CAB-Proben verschiedener in- und ausländischer Öle, die innerhalb erheblicher Grenzen variieren, spiegeln die Vielfalt natürlicher Öle wider. Die meisten im Öl vorhandenen Heteroelemente und fast alle Metalle sind in Harzen und Asphaltenen konzentriert.

Der Stickstoff in CAB kommt vorwiegend in heteroaromatischen Einheiten vom Typ Pyridin (basisch), Pyrrol (neutral) und Porphyrin (Metallkomplex) vor. Schwefel ist Teil von Heterozyklen (Thiophen, Thiacyclan, Thiazol), Thiolgruppen und Sulfidbrücken, die Moleküle vernetzen. Sauerstoff in Harzen und Asphaltenen liegt in Form von Hydroxylgruppen (phenolisch, alkoholisch), Carboxylgruppen, Ethergruppen (einfaches, komplexes Lacton), Carbonylgruppen (Keton, Chinon) und Furanringen vor. Es besteht eine gewisse Übereinstimmung zwischen dem Molekulargewicht von Asphaltenen und dem Gehalt an Heteroelementen (Abb. 2.2).

Lassen Sie uns den aktuellen Stand der Ideen zu CAB charakterisieren. Yen weist auf die universelle Natur von Asphaltenen als Bestandteil natürlicher Kohlenstoffquellen hin, nicht nur in Caustobiolithen (Benzinen und Festbrennstoffen), sondern auch in Sedimentgesteinen und Meteoriten.

Gemäß der von Abraham vorgeschlagenen Klassifizierung natürlicher Ressourcen auf Kohlenwasserstoffbasis umfassen Öle solche, die bis zu 35–40 Gew.-% CAB enthalten, und natürliche Asphalte und Bitumen enthalten bis zu 60–75 Gew.-% CAB. nach anderen Angaben - bis zu 42-81%. Im Gegensatz zu den leichteren Bestandteilen des Öls war das Kriterium für die Einteilung in ihre Gruppen die Ähnlichkeit ihrer chemischen Struktur. Das Kriterium für die Zusammenfassung der Verbindungen zu einer Klasse namens CAB war ihre Ähnlichkeit in der Löslichkeit in einem bestimmten Lösungsmittel. Wenn Öl und Ölrückstände großen Mengen Petrolether und niedrigsiedenden Alkanen ausgesetzt werden, werden Substanzen namens Asphaltene, die in niederen Arenen löslich sind, ausgefällt und andere Komponenten – Maltene, bestehend aus einem Kohlenwasserstoffanteil und Harzen – solvatisiert.

Reis. 2.2. Abhängigkeit des Molekulargewichts von Asphaltenen (M) vom durchschnittlichen Gesamtgehalt an Heteroelementen (O+N+S) in Öl aus Safanya (1), Cerro Negro (2), Boscan (4), Batiraman (5) und Arab Leichtölfelder (3).

Moderne Systeme zur Schweröltrennung basieren auf klassischen Techniken, die erstmals von Markusson vorgeschlagen wurden. In Schwefelkohlenstoff und anderen Lösungsmitteln unlösliche Stoffe werden als Carboide klassifiziert. Stoffe, die nur in Schwefelkohlenstoff löslich sind und durch Tetrachlorkohlenstoff ausgefällt werden, werden Carbene genannt. Carboide und Carbene sind in der Regel in der Zusammensetzung schwerer Produkte der zerstörerischen Ölraffination in einer Menge von mehreren Prozent enthalten und werden im Folgenden gesondert besprochen. In der Zusammensetzung von Rohölen und in den Rückständen der Primärölraffination kommen sie praktisch nicht vor.

Die Eigenschaften der isolierten Asphaltene hängen auch vom Lösungsmittel ab. Eine Folge der unterschiedlichen Beschaffenheit und Eigenschaften von Lösungsmitteln ist, dass das Molekulargewicht von Asphaltenen aus arabischen Ölen bei Lösung in Benzol im Durchschnitt doppelt so hoch ist wie in Tetrahydrofuran. (Tabelle 2.5).

Tabelle 2.5

Lösungsmittel Lösungsmittelparameter Dielektrisches Dipolmoment, Dielektrizität Permeabilität

Tetrahydrofuran 9,1 7,58 1,75

Benzol 9,2 2,27 0

Bei der Entwicklung von Ideen über die Struktur und Natur von Erdöl-CABs lassen sich zwei Hauptphasen unterscheiden, die durch die allgemeine Idee einer kolloidal-dispersen Struktur verbunden sind, sich jedoch im methodischen Ansatz zur Bewertung der Struktur eines einzelnen Elements unterscheiden der kolloidalen Struktur. In der ersten Phase – der Phase der chemischen Vorstellungen über die Struktur von CAB-Molekülen – wurde ein chemischer Standardansatz verwendet, um die Struktur einer unbekannten Verbindung zu identifizieren. Nach Festlegung des Molekulargewichts, der Elementzusammensetzung und der Gesamtformel der Moleküle von Harzen und Asphaltenen, CnH2n-zNpSgOr. Anschließend wurde der Z-Wert berechnet. Bei Harzen lag sie bei 40–50, bei Asphaltenen bei 130–140. Ein typisches Beispiel für die Ergebnisse solcher Studien für CAB-Proben verschiedener in- und ausländischer Öle ist in der Tabelle dargestellt. 2.4. (siehe Tabelle 1.4). Wie man sieht, unterscheiden sich Asphaltene von Harzen aus derselben Quelle durch einen höheren Gehalt an Kohlenstoff und Metallen und einen geringeren Anteil an Wasserstoff, größere Größen polyaromatischer Kerne sowie eine kürzere durchschnittliche Länge großer aliphatischer Substituenten und eine geringere Anzahl von azyklische Fragmente, die direkt mit aromatischen Kernen kondensiert sind.

Die zweite Stufe kann als die Stufe der Entwicklung physikalischer Vorstellungen über die Struktur von Asphaltenen und der Analyse der Gründe charakterisiert werden, die die Assoziationsneigung von Asphaltenen bestimmen. Tatsächlich wurde eine Erklärung der Abhängigkeit des Molekulargewichts von den Bestimmungsbedingungen (siehe Tabelle 2.5) sowie seiner linearen Abhängigkeit von der Größe der Asphaltenpartikel (Abb. 1.5) im Rahmen qualitativ neuer Strukturvorstellungen möglich von Asphaltenen.

Im Jahr 1961 T. Yen schlug das sogenannte Stapelmodell der Struktur von Asphaltenen vom Typ „Platte zu Platte“ vor. Das Modell basierte nicht auf der Notwendigkeit, den berechneten Strukturparametern der Zusammensetzung von Asphaltenen zu entsprechen, sondern auf der grundsätzlichen Möglichkeit einer planparallelen Ausrichtung polyaromatischer Fragmente verschiedener Moleküle. Ihre Kombination als Ergebnis intermolekularer ( π - π, Donor-Akzeptor-Wechselwirkungen treten unter Bildung schichtartiger Stapelstrukturen auf (der Begriff „Stapelung“ wird in der Molekularbiologie übernommen und bezeichnet eine stapelartige Anordnung von Molekülen übereinander).

Reis. 2.5. Korrelation zwischen Asphalten-Partikelgröße (D) und ihrem Molekulargewicht (M)

Nach Yens Modell, das auf Röntgenbeugungsdaten basiert, haben Asphaltene eine kristalline Struktur und sind Stapelstrukturen mit einem Durchmesser von 0,9–1,7 nm aus 4–5 Schichten mit einem Abstand von 0,36 nm. Die Größe der Stapelstrukturen senkrecht zur Ebene aromatischer Platten beträgt 1,6–2,0 nm (Abb. 2.6). Gerade Linien zeigen flache polyaromatische Moleküle und gestrichelte Linien zeigen gesättigte Molekülfragmente. Polyaromatische Fragmente werden durch relativ kleine, meist nicht mehr als tetrazyklische Kerne dargestellt. Unter den aliphatischen Fragmenten sind kurze Alkylgruppen C1–C5 am häufigsten, vor allem Methyl, aber auch lineare verzweigte Alkane mit 10 Kohlenstoffatomen oder mehr sind vorhanden. CAB-Moleküle enthalten auch polyzyklische gesättigte Strukturen mit 1–5 kondensierten Ringen, hauptsächlich Bicyclane.

Im Rahmen des Yen-Modells lässt sich die oben erwähnte Abhängigkeit des Molekulargewichts von Asphaltenen von den Isolationsbedingungen und der Art des Lösungsmittels leicht durch einen Zusammenhang erklären, der mehrere Ebenen der strukturellen Organisation von Asphaltenen voraussetzt: einen molekular dispergierten Zustand ( I), in denen Asphaltene in Form separater Schichten vorkommen; kolloidaler Zustand (II), der das Ergebnis der Bildung von Stapelstrukturen mit charakteristischen Größen ist; ein dispergierter kinetisch stabiler Zustand (III), der bei der Aggregation von Stapelstrukturen entsteht, und ein dispergierter kinetisch instabiler Zustand (IV), begleitet von der Freisetzung eines Niederschlags.

Reis. 2.6. Jens Modell der Struktur von Asphaltenen

Unger F.G. äußerte einen originellen Standpunkt zum Entstehungsprozess und zur Existenz von CAB in Öl. Öle und Ölsysteme, die CAB enthalten, sind seiner Meinung nach thermodynamisch labile paramagnetische assoziierte Lösungen. Die Kerne der Assoziate solcher Lösungen werden von Asphaltenen gebildet, in denen stabile freie Radikale lokalisiert sind, und die die Kerne umgebenden Solvatationsschichten bestehen aus diamagnetischen Harzmolekülen. Einige diamagnetische Harzmoleküle sind in der Lage, in einen angeregten Triplettzustand überzugehen und eine Hämolyse zu durchlaufen. Daher sind Harze eine potenzielle Quelle für Asphaltene, was die Feststellung von L.G. Gurvich erklärt. einfache Umwandlung von Harzen in Asphaltene.

Die Neuheit der vorgestellten Ideen ist also mit der Bestätigung der besonderen Rolle von Austauschinteraktionen bei der Erklärung der Natur von CAB verbunden. Im Gegensatz zum Burst-Modell wird die Idee einer zentralsymmetrischen Struktur des CAB-Partikels entwickelt. Es wurde erstmals von D. Pfeiffer und R. Saal postuliert, die ein statisches Modell für die Struktur der Struktureinheit von Asphaltenen vorschlugen. Danach besteht der Kern der Struktureinheit aus hochmolekularen polyzyklischen Kohlenwasserstoffen und ist von Komponenten mit allmählich abnehmendem Aromatizitätsgrad umgeben. Neumann G. betonte, dass es energetisch vorteilhaft sei, polare Gruppen in die Struktureinheit und Kohlenwasserstoffradikale nach außen zu lenken, was mit der Regel des Polaritätsausgleichs nach Rehbinder übereinstimme.

Porphyrine sind typische Beispiele für native Erdölkomplexverbindungen. Porphyrine mit Vanadium als Koordinationszentrum (in Form von Vanadyl) oder Nickel (siehe 11). Erdölvanadylporphyrine sind hauptsächlich Homologe zweier Serien: Alkyl-substituierte Porphyrine mit unterschiedlicher Gesamtzahl an Kohlenstoffatomen in den Seitensubstituenten des Porphinrings und Porphyrine mit einem zusätzlichen Cyclopentenring. Metallporphyrinkomplexe sind in natürlichen Bitumen bis zu 1 mg/100 g und in hochviskosen Ölen bis zu 20 mg/100 g Öl enthalten. Bei der Untersuchung der Art der Verteilung von Metallporphyrinkomplexen zwischen den Bestandteilen der Mehrwertsteuer mithilfe von Extraktions- und Gelchromatographiemethoden wurde festgestellt, dass 40 % der Vanadylporphyrine in dispergierten Partikeln konzentriert sind (ungefähr gleich in der Zusammensetzung des Kerns und der Solvatationsschicht). ), und der Rest davon sowie Nickelporphyrine sind in der dispergierten Umgebung enthalten.

Vanadylporphyrine in Asphaltenen tragen erheblich zur Oberflächenaktivität von Ölen bei, während die intrinsische Oberflächenaktivität von Asphaltenen gering ist. So zeigte eine Untersuchung von Ölen aus Baschkirien, dass die Oberflächenspannung von Ölen an der Grenzfläche zu Wasser stark mit dem Gehalt an Vanadylporphyrinen in ihnen korreliert, während der Korrelationskoeffizient mit dem Gehalt an Asphaltenen in ihnen relativ niedrig ist (Abb. 2.7). .

Der Einfluss von Metallporphyrinen auf die dispergierte Struktur von Öl und die Bedingungen für Phasenübergänge in Ölsystemen wurde in geringerem Umfang untersucht. Es gibt Hinweise darauf, dass sie zusammen mit anderen heteroatomaren Komponenten einen negativen Einfluss auf katalytische Prozesse der Ölraffinierung haben. Darüber hinaus sollten sie die Kinetik und den Mechanismus von Phasenübergängen im SDS stark beeinflussen.

Reis. 2.7. Isothermen der Grenzflächenspannung a an der Grenze zu Wasser:

a – Benzollösungen von Asphaltenen: 1- Asphaltene mit Porphyrinen; 2–5 – Asphaltene als Porphyrine werden nach einer, fünf, sieben bzw. dreizehn Extraktionen entfernt; b - Öle aus Baschkirien

2.3 Mikroelemente

Zunächst untersuchten Geochemiker die Mikroelementzusammensetzung von Ölen, um nach Beweisen für verschiedene Theorien zur Herkunft des Öls zu suchen und die Migrationsmuster von Ölfeldern zu untersuchen. Sie haben eine Vielzahl experimenteller Daten zur quantitativen und qualitativen Verteilung von Elementen in Ölen gesammelt, die leider schwer zu systematisieren sind. Später zeigten Chemietechnologen Interesse an solchen Forschungen, da die nachteiligen Auswirkungen von Metallen auf Ölraffinierungsprozesse und die Betriebseigenschaften von Erdölprodukten festgestellt wurden und die Gewinnung bestimmter Elemente, insbesondere Vanadium, aus Öl industriell wichtig wurde. So erreicht der Gehalt an Vanadium und Nickel in einer Reihe von Bitumenproben aus dem östlichen Teil des Kaspischen Beckens und natürlichen hochviskosen Ölen 50 g/t, wobei Vanadium vorherrscht. Das aktuelle qualitativ neue Niveau der wissenschaftlichen Forschung auf dem Gebiet der Untersuchung der Zusammensetzung von Mikroelementen und der Verbindungen mit Ölkomponenten beruht auf der Identifizierung der besonderen Rolle von Metallporphyrinen in der Struktur von CAB, in denen das Metall als ihr Koordinationszentrum fungiert.

Mittlerweile wurde festgestellt, dass in Ölen unterschiedlicher Herkunft mehr als 60 Elemente vorkommen, davon etwa 30 Metalle. Öl enthält Eisen, Magnesium, Aluminium, Kupfer, Zinn, Natrium, Kobalt, Chrom, Germanium, Vanadium, Nickel, Quecksilber, Gold und andere. Ihr Gehalt beträgt jedoch weniger als 1 %. Unter den einzelnen Metallen, deren Gehalt in Ölen 10-5 % übersteigt, dominieren: V - 10-5-10-2 %; Ni – 10-4-10-3 %; Fe – 10-4-10-3 %; Zn – 10–5–10–3 %; Hg – etwa 10–5 %; B – 10-3-0,3 %; Na, K, Ca, Mg – 10-3-10-4 %. Der Gesamtgehalt an Metallen in Ölen liegt im Durchschnitt zwischen 0,01 und 0,04 % (Masse) und in daraus isolierten CAB kann er manchmal Zehntelprozent erreichen.

Bei der Untersuchung der Verteilung von Schwermetallen (Vanadium und Nickel) in den chromatographischen Fraktionen des westsibirischen Ölteers wurde festgestellt, dass der Großteil der metallhaltigen Verbindungen in Harzen und Asphaltenen konzentriert ist und Kohlenwasserstofffraktionen bis zu 1–3 ppm enthalten von Metallen (Tabelle 2.6). Der Gehalt an Mikroelementen ist in Asphaltenen höher als in Harzen. Da der Gehalt an Harzen in Ölen und Restfraktionen viel höher ist als der an Asphaltenen, ist der Großteil der Metalle immer noch in Harzen konzentriert.

Wenn Ölsysteme thermolytischen Effekten ausgesetzt werden, beispielsweise während des Destillationsprozesses, kommt es zu Veränderungen der strukturellen und physikalischen Eigenschaften von Harzen sowie ihrer Mikroelementzusammensetzung. Der Hauptteil der Metallatome (außer Vanadium) ist in Harzen mit schwefel- und sauerstoffhaltigen funktionellen Gruppen (Carboxyl, Sulfoxid usw.) gebunden und befindet sich in thermisch wenig stabilen, überwiegend nichtaromatischen Molekülfragmenten.

Tabelle 2.6.

Verteilung von Metall auf chromatographische Teerfraktionen

Die thermolytische Zerstörung solcher Fragmente führt zur Entfernung des entsprechenden Teils der Metallatome aus der Harzzusammensetzung und zu einer Erhöhung des Anteils von Metallkomplexen mit weniger polaren und aromatischeren Liganden.

Metallhaltige Verbindungen von Öl und Ölsystemen sind aufgrund ihrer chemischen Natur Metallsalze mit sauren Substanzen, Organoelementverbindungen, Polyligandkomplexe oder π- Komplexe mit aromatischen oder heteroorganischen Verbindungen.

Anscheinend liegt der überwiegende Teil der Alkali- und Erdalkalimetalle im Öl in Form von Salzen mit organischen Säuren, Phenolen und Thiolen vor, was dazu führt, dass sie beim Waschen mit Wasser leicht hydrolysiert und aus dem Öl entfernt werden können.

Das Vorhandensein metallorganischer Verbindungen mit einer Kohlenstoff-Metall-Bindung im Öl ist nicht nachgewiesen, obwohl die Wahrscheinlichkeit ihres Nachweises recht hoch ist.

Die häufigste Art metallhaltiger Erdölverbindungen sind Polyligandenkomplexe, bei denen der Ligand ein beliebiges Molekül aus einer Vielzahl heteroorganischer Verbindungen sein kann. Solche Komplexe entstehen durch Koordination des Metallatoms Fe, Co, V, Ni, Cr, Zn usw. mit den N-, S-, O-Atomen heteroorganischer Verbindungen. Die Stärke der Komplexe wird durch die Art des Heteroatoms und des Metalls bestimmt. Aufgrund der Spezifität der Donor-Akzeptor-Wechselwirkungen bilden zweiwertige Quecksilbersalze vorzugsweise einen Komplex mit gesättigten Sulfiden und einwertiges Quecksilber - mit Arylsulfiden; Titan interagiert selektiv mit basischen Stickstoffverbindungen und viel schwächer mit vielen anderen Heteroverbindungen.

„Rohe“ Öle enthalten außerdem geringe Mengen an Mineralien, Wasser und mechanischen Verunreinigungen.

3. ÖLVERTEILTE SYSTEME

Das Ziel der physikalisch-chemischen Mechanik besteht darin, die Muster der Bildung räumlicher Strukturen in dispersen Systemen sowie die Prozesse der Verformung und Zerstörung solcher Strukturen in Abhängigkeit von einer Kombination physikalisch-chemischer und mechanischer Faktoren zu ermitteln.

Die Struktureinheiten eines öldispersen Systems (ODS) (anfängliche supramolekulare Strukturen, ihre Zwischen- und Endtypen) haben eine komplexe Struktur, die durch die Natur und geometrische Form der Makromoleküle der Erdölpartikel, die Oberflächenkräfte zwischen ihnen und die Wechselwirkung bestimmt wird der dispergierten Phase mit dem Dispersionsmedium und anderen Faktoren.

Das Dispersionsmedium besteht aus einer Mischung polarer und unpolarer Verbindungen und interagiert mit supramolekularen Strukturen, wodurch sich Solvathüllen um die supramolekulare Struktur (Assoziat oder Komplex) bilden. Ein solches dispergiertes Teilchen einer komplexen Struktur (supramolekulare Struktur + Solvatationsschicht) ist zur unabhängigen Existenz fähig und wird als komplexe Struktureinheit (CSU) bezeichnet.

Das CSE wird als Kern dargestellt, der von einer Solvathülle umgeben ist. CCE kann sich in einem Dispersionsmedium bewegen, da die Partikel aus Asphaltenen oder hochmolekularen Paraffinen (HMW), die den Kern des Assoziats bilden, dank der Solvathüllen nicht zusammenkleben.

Der CCE-Kern ist eine geordnetere innere Region, die aus Makromolekülen von Hochtemperatur-MP oder Asphaltenen oder anderen Ölkomponenten besteht.

Die Solvathülle entsteht durch die Adsorption von Verbindungen, die weniger anfällig für Siedlungsabfälle sind, an den Partikeln, die den Kern bildeten. Bei einem Asphalten-Assoziat sind dies beispielsweise Harze und aromatische Kohlenwasserstoffe. Die Zwischenschicht enthält Alkane und Cycloalkane.

Ein charakteristisches Merkmal von SCE ist der Unterschied in den Oberflächenenergien zwischen der supramolekularen Struktur und der Solvatationsschicht sowie zwischen der Solvatationsschicht und dem Dispersionsmedium. SCEs können mit dem Dispersionsmedium interagieren. In diesem Fall sind zwei Optionen möglich: 1) Die Oberflächenspannung des dispergierten Mediums ist geringer als die der Solvatationsschichten von SCE. In diesem Fall entsteht ein aktives SCE mit unkompensierter Oberflächenenergie. Die Kompensation dieser Oberflächenenergie wird durch die Fusion von 2 oder mehreren aktivierten SCEs erreicht, was mit einer Vergrößerung der supramolekularen Struktur einhergeht. Je größer der Unterschied zwischen den Oberflächenenergien der supramolekularen Struktur und des Dispersionsmediums ist, desto schneller nehmen die Abmessungen der supramolekularen Struktur zu und desto stärker nimmt die Dicke der Solvatationsschicht im SCE ab. 2) Die Oberflächenspannung des Dispersionsmediums ist deutlich größer als die der CCE-Solvatisierungsschicht. Dies führt zur Verdrängung von Kohlenwasserstoffen mit niedrigen Oberflächenspannungswerten aus der CCE-Solvatisierungsschicht. Bei hohen Werten Dd Es kann nicht nur die Dicke der Solvatschicht abnehmen und ihre Kohlenwasserstoffzusammensetzung ändern, sondern auch die supramolekulare Struktur kann zerstört werden, bis hin zu ihrem völligen Verschwinden.

CCEs können frei dispergierte Systeme (Sole) und gebundene dispergierte Systeme (Gele) bilden. In einem frei dispergierten System sind Partikel der dispergierten Phase nicht miteinander verbunden und können sich unter dem Einfluss äußerer Kräfte (Schwerkraft oder Brownsche Bewegung) bewegen. Die disperse Phase gebunden-disperser Systeme bildet ein kontinuierliches Gerüst ( räumliche Struktur), das ein Dispersionsmedium enthält.

Öldisperse Systeme (frei und gebunden dispergiert) zeichnen sich durch strukturelle und mechanische Festigkeit aus. Unter der strukturmechanischen Festigkeit des SSS versteht man seine Fähigkeit, der Einwirkung äußerer Kräfte zu widerstehen. Je größer die Wechselwirkungskraft zwischen den Makromolekülen des BMC im Assoziat und zwischen Assoziaten im System ist, desto höher ist die strukturelle und mechanische Festigkeit des SDS.

Die strukturelle und mechanische Festigkeit erdöldisperser Systeme wird hauptsächlich durch die Dicke der Solvathülle um die supramolekulare Struktur bestimmt. Solche Schalen haben eine gewisse Elastizität und verursachen einen Spaltdruck, der auf die SDS-Partikel derart einwirkt, dass er dazu neigt, sie auseinanderzubewegen und voneinander wegzudrücken. Je geringer die Dicke der Solvathülle ist, desto höher ist die strukturelle und mechanische Festigkeit des SSS. (Vergleichbar mit einem Metalllineal: Je dünner, desto höher die Elastizität. Höher als die eines Stabes aus dem gleichen Metall.)

Andererseits ist die strukturelle und mechanische Festigkeit von SSS umso höher, je mehr verschiedene Arten von SCE im System vorhanden sind (Asphaltene, Harze, Paraffine, polyzyklische Kohlenwasserstoffe).

Die strukturelle und mechanische Festigkeit des SSS wird anhand des Abweichungsgrads der Strukturviskosität beurteilt M max aus dynamischer Viskosität M Mindest.

Entsprechend dem Wert der strukturmechanischen Festigkeit der Struktureinheit wird SDS in der folgenden Reihe angeordnet: Gel ® Sol ® SCE.

Die Temperatur beeinflusst die strukturelle und mechanische Festigkeit des Systems (SMS). Mit zunehmender Temperatur nimmt das MSP ab und verschwindet, wenn das System in den Zustand einer molekularen Lösung übergeht.

Die Temperatur beeinflusst auch die Stabilität des dispergierten Systems gegen Trennung. Unter der kinetischen Stabilität von SSS versteht man die Fähigkeit der dispergierten Phase, für eine bestimmte Zeit eine gleichmäßige Verteilung von SSE in einem Dispersionsmedium aufrechtzuerhalten.

Die Instabilität von Systemen beeinträchtigt die Umsetzung der Zielprozesse: Produktion, Transport, Lagerung und erfordert die Ergreifung geeigneter technischer Maßnahmen zum Schutz vor Delamination.

Instabilität äußert sich in der Vergrößerung von Partikeln der dispergierten Phase aufgrund ihres Zusammenklebens unter dem Einfluss intermolekularer Wechselwirkungen untereinander. In diesem Fall geht die kinetische Stabilität verloren und es kommt zur Phasentrennung, d.h. Es kommt zur Koagulation. In diesem Fall verringert sich die Grenzfläche zwischen den Phasen. Dieser Prozess besteht aus 2 Phasen: 1) Versteckt. Im ersten Stadium, bevor die Trennung beginnt, werden die Partner größer; 2) Explizit. In der zweiten Stufe fallen die vergrößerten Partikel aus.

3.1 Paraffinische Kohlenwasserstoffe

Alle Alkane normaler Struktur bis C33H68 wurden aus Öl isoliert. C5 – C16 sind Flüssigkeiten, C17 und weitere sind Feststoffe.

Bei der Umsetzung des technologischen Prozesses sollte man deren Tendenz zur Bildung von Gesellschaftern unter bestimmten Bedingungen berücksichtigen.

Intermolekulare Wechselwirkungen hochmolekularer (HM) Alkane werden durch Wasserstoffbrücken vom Typ C-H...C mit einer Energie von 2-4 kJ/mol und Dispersionskräften verursacht.

Mit abnehmender Temperatur nimmt die Anzahl der Kohlenwasserstoffmoleküle im Paraffin-Assoziat zu, weil Die Paraffinkette verändert sich von einer Zickzackform zu einer geraden, linearen Form. In diesem Zustand neigen die Paraffinmoleküle zur intermolekularen Wechselwirkung (IMI) und bilden supramolekulare Strukturen.

Die Temperatur, bei der die Assoziationsbildung beginnt, steigt mit zunehmendem Molekulargewicht der Kohlenwasserstoffe:

N-Pentan - -60 ° MIT;

N-Hexadecan - +80 ° MIT.

Je niedriger die Temperatur, desto größer ist die Anzahl der Kohlenwasserstoffmoleküle im Assoziat:

N-Hexadecan bei 20 ° C - 3 Moleküle.

N-Oktan bei -50 ° C - 31 Moleküle.

Dies wird durch die Abschwächung der thermischen Bewegung von Kohlenwasserstoffmolekülen mit abnehmender Temperatur und die zunehmende Energie des MMV von Alkanen mit zunehmender Kettenlänge erklärt. Die Intensität des MMV von Alkanen ist im Vergleich zu Kohlenwasserstoffen anderer Klassen, die in Erdölsystemen vorkommen, deutlich geringer.

Supramolekulare Paraffinstrukturen können in einem Ölsystem nur bei niedrigen Temperaturen existieren und lösen sich bei steigender Temperatur vollständig auf.

Die Neigung paraffinischer Kohlenwasserstoffe, sich mit Kohlenwasserstoffen zu assoziieren, wird bestimmt durch:

ü Kettenlänge;

ü das Vorhandensein von Zweigen in ihnen;

ü die Konzentration von Paraffin und anderen hochvolumigen Kohlenwasserstoffen und deren Verhältnis;

ü Löslichkeit von Paraffin-Kohlenwasserstoffen;

ü Systemtemperatur und andere Faktoren.

3.2 Naphthenische Kohlenwasserstoffe (Cycloalkane)

Naphthenische Kohlenwasserstoffe liegen in Ölen überwiegend in Form von Kohlenwasserstoffen mit Hybridstruktur vor. Die Struktureinheiten hybrider Kohlenwasserstoffe sind neben 5- und 6-gliedrigen Ringen Paraffinketten und aromatische Ringe.

Naphthene können im Öl gegenüber anderen Kohlenwasserstoffklassen überwiegen. Ihr Gehalt liegt zwischen 25 und 75 Gew.-%. Am stabilsten sind 5- und 6-gliedrige Ringe: Cyclopentan, Cyclohexan, Methylcyclohexan, Ethylcyclohexan. Sie überwiegen im Ölsystem. Cycloalkane können bizyklisch sein: C8-C12, das sind Flüssigkeiten, und polyzyklisch: C13 und mehr, das sind Feststoffe.

Im Gegensatz zu paraffinischen Kohlenwasserstoffen mit der gleichen Anzahl an Kohlenstoffatomen liegen Cycloalkane bei einer höheren Temperatur in einem assoziierten Zustand vor. Die Anzahl der Moleküle in einem Assoziat beträgt je nach Temperatur und Struktur 2 bis 4–5.

3.3 Aromatische Kohlenwasserstoffe

In den meisten Fällen ist der Gehalt an Arenen im Öl geringer als der an Alkanen und Cycloalkanen. Arene werden in Ölen durch verschiedene homologe Reihen dargestellt: monozyklische Kohlenwasserstoffe der Benzolreihe; bizyklisch - Naphthalin-Reihe; tri- und tetrazyklische Kohlenwasserstoffe.

Monozyklische aromatische Kohlenwasserstoffe haben die längsten Paraffinseitenketten: Die Anzahl der Kohlenstoffatome in der Kette beträgt C3-C12 und dies kann zu einer Verringerung des Assoziationsgrads führen; dann - bizyklisch (C2-C7); die kleinste Anzahl von Kohlenstoffatomen in den Paraffinseitenketten (C1-C4) an den Ringen polyzyklischer aromatischer Kohlenwasserstoffe.

Arenen, insbesondere polyzyklische, neigen verstärkt zu MMV. Polyzyklische aromatische Kohlenwasserstoffe bilden eine zweidimensionale (planare) Struktur und neigen zu MMV und bei hohen Temperaturen zur Bildung von CCE.

3.4 Harz-asphaltenhaltige Stoffe

Harzige Asphaltsubstanzen (RAS) sind hochmolekulare heterozyklische Verbindungen. Ihr Ölgehalt kann 25-50 Gewichtsprozent erreichen. Harze sind in niedrigsiedenden Alkanen, naphthenischen und aromatischen Kohlenwasserstoffen lösliche Stoffe.

Asphaltene sind Stoffe, die in Schwefelkohlenstoff CS2 und Tetrachlorkohlenstoff CC14, in aromatischen Kohlenwasserstoffen löslich, in niedrigsiedenden Alkanen jedoch unlöslich sind.

Arlanöl enthält beispielsweise 6 % Asphaltene, ihre Dichte beträgt R 420=1,140, ​​Molekulargewicht 1700. Elementzusammensetzung, %: C=82,8; H=8,22; N=2,27; S=5,42; O=1,29.

Es handelt sich also um zwei Gruppen kolloidal dispergierter Ölsubstanzen, die sich in Zusammensetzung, Struktur, Partikelgröße und Eigenschaften unterscheiden.

Mit der EPR-Methode wurde festgestellt, dass CA-Moleküle ungepaarte Elektronen enthalten. In kondensierten aromatischen Strukturen kann das ungepaarte Elektron über alle Bindungen des CAB-Moleküls delokalisiert werden, was deren chemische Aktivität verringert.

Es wurde ein exponentieller Zusammenhang zwischen dem Gehalt an freien Radikalen in Trockensubstanzen und dem Grad ihrer Aromatizität festgestellt. Da der Aromatizitätsgrad in der Ölreihe zunimmt ® Harze ® Asphaltene ® Bei Karboiden steigt die Zahl der freien Radikale um eine Größenordnung und liegt zwischen 1*1017 und 1,5*1020 pro 1g Substanz.

Asphaltene in Ölen können in einem molekularen Zustand und in Form supramolekularer Strukturen vorliegen, die bis zu 5 oder mehr Moleküle enthalten. Der Grad ihrer Assoziation wird stark von der Zusammensetzung der Umwelt beeinflusst. Bei niedrigen Konzentrationen von Asphaltenen (2 % in Benzol und 16 % in Naphthalin) liegen sie in einem molekularen Zustand vor und ihr Molekulargewicht kann genau bestimmt werden. Der resultierende Molekulargewichtswert beträgt etwa 2000.

Mit steigender Konzentration an Asphaltenen bilden sich supramolekulare Strukturen. Dadurch erhöht sich das Molekulargewicht von Asphaltenen auf 4000 oder 6000, abhängig von der Anzahl der Moleküle im Assoziat.

Molekulargewicht der Harze 460-1600 a.u.

Mittels Röntgenbeugungsanalyse, Elektronenmikroskopie usw. wurden die Größen supramolekularer Strukturformationen von Asphaltenen, die eine Packung von 5–6 Asphaltenmolekülen darstellen, ermittelt:

Assoziierter Durchmesser 8-15 A ° ,

Stärke 16-20 A ° , (A ° =10-10m).

Die Basalebenen von Asphaltenen, die durch kondensierte aromatische Kerne gebildet werden, sind zufällig in einem Abstand von 3,5–3,7 Å angeordnet ° gegenseitig. Die Basisebenen sind durch Van-der-Waals-Kräfte miteinander verbunden.

Abhängig vom Grad der Assoziation von Asphaltenmolekülen in supramolekularen Strukturen schwanken daher sowohl die Molekülmasse der Assoziate als auch ihre Größen.

Das Verhältnis der Asphaltenmoleküle und ihrer supramolekularen Strukturen hängt von der Zusammensetzung des Dispersionsmediums ab. Im Vergleich zu Asphaltenen ist Öl eine Mischung aus lyophoben (Methankohlenwasserstoffen und möglicherweise Naphthenen) und lyophilen (aromatischen Kohlenwasserstoffen und insbesondere Harzen) Lösungsmitteln.

Wenn das Dispersionsmedium (Öl) Lösungsmittel (Kohlenwasserstoffe) enthält, die Asphaltene gut lösen, bilden sie in der Regel keine Assoziate. Wenn das Dispersionsmedium gegenüber Asphaltenen lyophob ist, bilden Asphaltene in solchen Ölen Assoziate, die koagulieren und in der festen Phase ausfallen, wenn der Assoziationsgrad der Asphaltene hoch ist. Dies geschieht häufig auch dann, wenn sich noch Öl im Tank befindet (Tabelle 3.1.). Oder sie können im System suspendiert sein, wenn die Viskosität des Systems hoch und der Grad der Asphalten-Assoziation niedrig ist.

Tabelle 3.1

Zusammensetzung des Öls, das aus dem A4-Reservoir des Ilmenevskoye-Feldes gefördert wird und nach Abschluss der Entwicklung im Reservoir verbleibt

Aus diesem Grund enthalten Leichtöle, die arm an aromatischen Kohlenwasserstoffen sind, nur einen unbedeutenden Anteil an Asphaltenen in gelöstem Zustand; ein kleiner Teil davon liegt teilweise noch in suspendiertem grobem Zustand vor. Im Gegensatz dazu können schwere, harzreiche Öle erhebliche Mengen an Asphaltenen in Form einer stabilen kolloidalen Lösung enthalten.

Somit werden die Anzahl der Moleküle in einem Assoziat und der Gleichgewichtszustand der Assoziate in einem Dispersionsmedium durch das Verhältnis der verschiedenen Kohlenwasserstoffgruppen darin bestimmt.

Mit zunehmender Temperatur neigen Asphaltenverbindungen zu physikalischer und sogar chemischer Aggregation.

Dieselben Verbindungen, aus denen Öl als Dispersionsmedium besteht, haben unterschiedliche Auswirkungen auf das Verhalten von Partnern unterschiedlicher Natur im Ölsystem. Paraffine lösen sich im Gegensatz zu Asphaltenen gut in Paraffin-Kohlenwasserstoffen, die unpolare Lösungsmittel sind. Feste Paraffine (C17-C36) lösen sich im hochmolekularen Teil unpolarer Lösungsmittel besser als in leichten Kohlenwasserstoffen, insbesondere bei niedrigen Temperaturen.

Somit hat der Grad der Polarität des Dispersionsmediums (Lösungsmittel) einen unterschiedlichen Einfluss auf die Größe von Assoziaten unterschiedlicher Natur im dispergierten Erdölsystem, was zu unterschiedlichen Konzentrationen supramolekularer Strukturen in Ölen führt.

Der Bereich der Bedingungen, unter denen ein Erdölsystem molekular ist, hängt von seiner chemischen Zusammensetzung ab. Mit zunehmendem Gehalt an Harz-Asphalten-Verbindungen degeneriert der Bereich des molekularen Zustands allmählich und das Ölsystem wird bei jedem Druck und jeder Temperatur dispergiert. Daher zeichnen sich Rohöle aufgrund des Vorhandenseins von harzigen Asphaltsubstanzen durch eine anfängliche Dispersion aus.

Prinzipiell gibt es drei Möglichkeiten, CCE-haltige Erdölsysteme zu gewinnen bzw. zu erstellen:

1. Entfernung von Kohlenwasserstoffen aus dem System, die Lösungsmittel supramolekularer Strukturen sind. Zum Beispiel die Verdunstung leichter Ölanteile während der Lagerung. Dann reichern sich im Rückstand hochmolekulare Komponenten (Asphaltene, Harze, Aromaten, Paraffin-Kohlenwasserstoffe) an, die zur Bildung komplexer Strukturen neigen;
2. Einführung spezieller Additive in das Ölsystem, beispielsweise Tenside und polyzyklische aromatische Kohlenwasserstoffe. Eine ähnliche Situation wird beobachtet, wenn Öl, das erhebliche Mengen an Asphaltenen enthält, mit Öl auf Paraffinbasis gemischt wird. Paraffine sind im Vergleich zu Asphaltenen ein lyophobes Lösungsmittel, was zu deren Koagulation und ihrem Verlust aus der Lösung führt.

Unter Lagerstättenbedingungen enthält Öl eine erhebliche Menge gasförmiger Kohlenwasserstoffe von Methan bis Pentan in gelöster Form. Gelöste Gase haben eine Desolvatisierungswirkung auf Asphalten-Assoziate, d. h. Zerstöre die Solvathülle. Daher verlieren Asphalten-Assoziate an Stabilität und koagulieren, d. h. Dispergierte Asphaltenpartikel kleben zusammen und werden größer. Dies führt zum Verlust wertvoller Ölbestandteile und zu einer geringeren Ölausbeute (Tabelle 3.1).

• Die Entgasung von Öl führt zu einer relativen Erhöhung des Gehalts an aromatischen Kohlenwasserstoffen im Öl und folglich zur Auflösung der darin durch Asphaltene gebildeten dispergierten Partikel. Gleichzeitig erhöht sich die Viskosität des Öls.
• Eine Temperaturabnahme oder -erhöhung: In diesem Fall treten supramolekulare Strukturen auf, wodurch das System von einem stabilen in einen instabilen Zustand übergeht. Paraffin-CCEs sind am temperaturempfindlichsten.

Die obigen Beispiele zeigen deutlich, dass der Dispersionsgrad des Ölsystems und die Größe des CSE von äußeren Bedingungen, vom Grad des Einflusses äußerer Faktoren abhängen. Unter ihrem Einfluss kommt es zu einer antibatalen Veränderung der Kerngröße und der Dicke der Solvatationsschicht des CCE (Abb. 3.1). Abhängig von den Prozessen empfiehlt es sich, einige bei minimalen Werten der CCE-Kerngröße durchzuführen, andere bei maximalen.

Es ist möglich, die Abhängigkeit von Änderungen der CCE-Parameter beispielsweise von der Lösungsfähigkeit (d. h. Zusammensetzung) des Dispersionsmediums: Nichtlösungsmittel, zu verfolgen ® schlechtes Lösungsmittel ® gutes Lösungsmittel, d.h. Durch die Lösungsmittelkapazität (PC) des Mediums beeinflussen (regulieren) sie die strukturmechanische Festigkeit und Stabilität des Spannungs-Dehnungs-Zustands, da diese Eigenschaften viele Prozesse der Ölraffinierung sowie Produktion und Transport maßgeblich beeinflussen.

Eine Veränderung der PC-Umgebung (Übergang von einem Nichtlösungsmittel zu einem guten Lösungsmittel) geht mit folgenden Phänomenen im Ölsystem einher (Abb. 2).

Änderungskurven des Kernradius (R) des CCE (1) und der Dicke der Solvatationsschicht ( D ) (2) sind Anti-Bate-Natur. Es besteht ein klarer Zusammenhang zwischen dem Radius des CCE-Kerns (1) und der strukturmechanischen Festigkeit (4) sowie zwischen der Dicke der Solvatationsschicht (2) und der Stabilität des CCE (3). Alle Kurven sind miteinander verbunden.

Eine Erhöhung des RS des Mediums (Nichtlösungsmittel ist ein schlechtes Lösungsmittel) führt zu einer Verringerung des Radius des CCE-Kerns und einer gleichzeitigen Erhöhung der Dicke der Solvatationsschicht auf einen Maximalwert. Am Maximalpunkt, wenn die Geschwindigkeit der Bildung von Solvathüllen gleich der Geschwindigkeit ihrer Zerstörung ist, weist der Spannungs-Dehnungs-Zustand maximale Stabilität gegenüber einer Phasentrennung des Systems auf. Dies erklärt sich aus der Tatsache, dass die Assoziate zu diesem Zeitpunkt die maximale Dicke der Solvathülle und damit die minimale Dichte aufweisen, was die treibende Kraft des Trennungsprozesses verringert: den Unterschied in den Dichten des Partikels und des Mediums (Stokes). ' Gesetz). Das Vorhandensein einer dicken Schicht zwischen den Assoziationspartikeln führt zu einer Abnahme der Wechselwirkung zwischen ihnen und damit zu einer Verringerung der strukturellen und mechanischen Festigkeit des Systems, das erste Minimum in Kurve 4.

Mit einem weiteren Anstieg des RS des Mediums (von einem schlechten zu einem guten Lösungsmittel) beginnt es eine intensive Wirkung auf die Solvatationsschicht auszuüben. Das Ergebnis davon ist der Entzug eines Teils der Lösungsmittelkraft der Solvatationsschicht, um den zunehmenden RS der Umgebung und eine Vergrößerung des Radius des SCE-Kerns zu kompensieren.

Wenn die Solvatschicht auf der Oberfläche der Assoziate dünner wird, nimmt die unkompensierte Oberflächenenergie zu und das System wird instabil. Nach vollständiger Entfernung der Solvatationsschicht beginnt das Dispersionsmedium direkt mit dem Kern der supramolekularen Struktur zu interagieren, was bei einem bestimmten PC-Wert zu deren vollständiger Zerstörung führt, wenn das SCE vollständig in den Zustand einer molekularen Lösung mit unendlichem Widerstand gegen Trennung übergeht (Das System ist thermodynamisch stabil).

Ein Beispiel für die Manifestation der Eigenschaften von Öl als dispergiertes System ist die folgende Situation. Die Bohrlochproduktion kann durch Faktoren eingeschränkt werden, die mit den physikalisch-chemischen Eigenschaften der Strömung zusammenhängen, die sich unter wechselnden Druck- und Temperaturbedingungen bewegt. Dazu gehören: Sandpfropfen, die durch die Verbindung von Partikeln mit Bindemittelbestandteilen von Öl, Paraffin, kristallinen Hydraten von Erdgasen usw. entstehen.

Alle diese Phänomene sind mit der Phasenbildung, Änderungen der Größe der dispergierten Phase und der Schichtung des dispergierten Systems verbunden. Um ihnen vorzubeugen, ist es notwendig, die Beständigkeit des Öls gegen Schichtung zu erhöhen, indem intermolekulare Wechselwirkungen durch äußere Einflüsse reguliert werden, beispielsweise durch die Einführung verschiedener Additive.

Um unerwünschte Ausfällungen von Paraffinen und Asphaltenen auf der Bohrlochoberfläche zu verhindern, können Sie daher einen Aktivator – ein Konzentrat aromatischer Kohlenwasserstoffe – auf den Bohrlochboden auftragen. Durch eine Änderung des Kräftegleichgewichts wird der CCE-Kern dispergiert, wodurch die Stabilität des dispergierten Systems gegen Trennung und Entfernung von Asphaltenen und Paraffinen zusammen mit dem Flüssigkeitsfluss zur Oberfläche erhöht wird.

Ein anderes Beispiel. Die Ölförderung im Chkalovskoye-Feld erfolgt aus zwei Horizonten: dem Jura und dem M-Horizont (Paläozoikum). Juraöl ist typisch für die Region Tomsk, und paläozoisches Öl ist aufgrund des hohen Paraffingehalts (je nach Quelle 20–38 %) in seinen rheologischen Eigenschaften einzigartig. Harze und Asphaltene 0,56 % bzw. 0,43 % (1992), d. h. sehr wenige, und 1994 wurden sie überhaupt nicht gefunden. Der Fließpunkt von M-Horizon-Öl liegt bei +12 - +18°C, die dynamische Viskosität beträgt 7,98 mPa*s. Fließpunkt von Juraöl: -25°C, dynamische Viskosität - 1,65 mPa*s.

Die Viskosität des paläozoischen Öls ist sehr hoch und bei +12 - +18 °C geht die Fließfähigkeit aufgrund der Bildung einer Struktur aus Paraffin-Assoziaten vollständig verloren. Wie pumpt man solches Öl? Die Lösung wurde in der Mischung paläozoischer und jurassischer Öle im Verhältnis 1:9 gefunden, d. h. das Verhältnis von strukturierenden und nicht strukturierenden Komponenten verändert. Die Viskosität des Systems betrug 1,885 m2/s. Aber bei Temperaturen unter 20 °C bleiben nicht-Newtonsche Eigenschaften bestehen.

Es besteht ein Zusammenhang zwischen der Dispersität und den makroskopischen Eigenschaften eines Öldispersionssystems, ausgedrückt durch polyextremale Abhängigkeiten (Abb. 3.2). Solche Abhängigkeiten ermöglichen die Auswahl optimaler Kombinationen äußerer Einflüsse zur gezielten Veränderung der kolloidalchemischen und rheologischen Eigenschaften von Ölen.

Reis. 3.2. Abhängigkeit der kinematischen Viskosität (a) und des Fließpunkts (b) einer Mischung aus Polarfuchs- und Westsibirischem Öl vom Gehalt an Polarfuchsöl in der Mischung

Die Optimierung von Transportvorgängen in Ölsystemen ist mit dem Problem der Reduzierung des hydraulischen Widerstands verbunden. Durch gezielte Einflussnahme auf Ölsysteme vor und während des Transports sind grundlegend neue Lösungen möglich.

In Abb. Abbildung 3.2 zeigt die polyextremale Abhängigkeit der Viskosität und des Fließpunkts der Ölmischung vom Verhältnis der Ausgangsöle. Beim Transport unter Bedingungen variabler thermobarer Parameter erfährt Öl mehrfache Strukturveränderungen, was zu einer Änderung des Dispersionsgrades und der Eigenschaften der Oberflächenschichten führt, die die Hauptphase von der Oberfläche der Rohrleitungen trennen.

Es ist bekannt, dass beim Übergang zu einer entwickelten turbulenten Strömung eine starke Änderung der Strömungsgeschwindigkeit beim Übergang vom wandnahen Bereich zum volumetrischen Bereich auftritt. Der physikalisch-chemische Wirkungsmechanismus der Additive ist mit der Laminarisierung der turbulenten Strömung, einer Veränderung ihrer Struktur, einer Abnahme der Intensität transversaler turbulenter Pulsationen und transversaler Impulsübertragung bei gleichzeitiger Erhöhung der Wandschichtdicke verbunden.

„Massivere“ dispergierte Partikel bleiben hinter der Strömung zurück, wandern in Querrichtung und sammeln sich in der Nähe der Grenzfläche. Im Ölsystem sind solche „massiven“ Partikel hochmolekulare Harz-Asphalten-Verbindungen. Dieser Effekt führt zu einer Konzentrationsumverteilung der Komponenten entlang des Rohrradius und damit zu einer zusätzlichen Verringerung der Stabilität des Systems.

Die Regulierung hydrodynamischer Parameter durch Kontrolle der physikalischen und chemischen Eigenschaften des transportierten Ölsystems würde den Durchsatz von Ölpipelines erheblich steigern.

Bei der Untersuchung der Prozesse der Ölförderung aus einer Lagerstätte wird davon ausgegangen, dass Öl als ein bestimmter physikalischer Körper mit gemittelten Parametern betrachtet wird, der mit dem Gestein interagiert. Und es sind die Eigenschaften des Gesteins, die den Ölgewinnungsfaktor der Lagerstätte bestimmen. Auf den ersten Blick ist dies ganz offensichtlich: Das Gestein weist konstante Eigenschaften auf: Permeabilität, Porosität, Heterogenität der Kapillaren, spezifische Oberfläche, Benetzbarkeit usw., während die Eigenschaften von Öl veränderlich sind und weitgehend von äußeren Bedingungen abhängen. Gleichzeitig werden die Art und Effizienz des Kontakts zwischen Öl und Gestein sicherlich von den Eigenschaften des Öls beeinflusst, die durch seinen dispergierten Zustand im Gestein verursacht werden, und das Ignorieren dieses Einflusses kann zu einer schwerwiegenden methodischen Fehleinschätzung und in der Folge zu … eine Verringerung der Wirksamkeit verbesserter Ölgewinnungsmethoden.

Aufgrund der entwickelten Porenoberfläche ist die Struktur und Dicke der Ölschichten an der Grenze zum Lagerstättengestein ein wichtiger kolloidaler chemischer Faktor, der die Effizienz der Ölförderung beeinflusst. Die Grenzschicht mit einer Dicke von etwa mehreren Mikrometern ist ein dispergiertes System, das sich in Struktur und Eigenschaften von der Massenphase des Öls unterscheidet und durch seine eigene Dispersität gekennzeichnet ist. Die Heterogenität der verteilten Struktur des Gesteins und die Verteilung des einheimischen Öls erschweren die Lösung eines scheinbar offensichtlichen Problems – der Regulierung der Dicke der Grenzschichten entsprechend der Größe der Kapillaren des Gesteins. Aufgrund der Tatsache, dass ein großer Teil des Öls nicht an die Oberfläche gefördert werden kann und sich in einem grenzgebundenen Zustand befindet, kann das Problem der Erhöhung des Ölgewinnungsfaktors dadurch gelöst werden, dass man es gezielt auf die Regulierung der Dicke der Grenzschichten bezieht aus Öl.

Die Dicken der Grenzschichten schwanken je nach Art, Konzentration und Dispersionsgrad der verdrängenden Reagenzien extrem. Unter dem Einfluss von Tensiden kommt es somit zu einer fast zweifachen Änderung der Dicke der Ölgrenzwörter (Abb. 3.3). Lösungen von Tensiden, Polymeren, leichten Kohlenwasserstoffen und anderen Reagenzien, die zur Erhöhung des Ölrückgewinnungsfaktors verwendet werden, beeinflussen tatsächlich die Dicke der Grenzschichten, was zur Regulierung von Viskosität, Kontaktwinkel und Oberflächenspannung auf makroskopischer Ebene führt.

Somit ist es möglich, eine hohe Leistung in den Prozessen der Ölförderung, des Transports und der Raffinierung zu erreichen, indem optimale Beziehungen zwischen den Parametern des äußeren Einflusses auf das dispergierte Ölsystem im Bereich der Extrema nichtlinearer Effekte hergestellt werden.

Im Allgemeinen kommt es also aufgrund schwacher Wechselwirkungen zwischen BMC und NMC zu einer physikalischen Aggregation von BMC-Molekülen unter Bildung supramolekularer Strukturen und SCE. In einem Ölsystem bilden sich unter bestimmten Bedingungen Kohlenwasserstoff- und Nichtkohlenwasserstoffverbindungen: hochstrukturierte (supramolekulare), schwach strukturierte (Solvatationshüllen) und unstrukturierte (Dispersionsmedium) Teile. Zwischen ihnen stellt sich ein reversibles dynamisches Gleichgewicht ein. Um das Gleichgewicht zu ändern, muss die Energie des Ölsystems geändert werden.

Im Stadium schwacher Wechselwirkungen entstehen aufgrund von Van-der-Waals-Kräften supramolekulare Strukturen. Abhängig von der Art der Ölkohlenwasserstoffe und der Größe der molekularen Wechselwirkungskräfte bildet jede Art von Kohlenwasserstoffen ihre eigene Art supramolekularer Strukturen mit bestimmten physikalischen und chemischen Eigenschaften (Asphalten, Paraffin und andere Assoziate).

Abhängig von der Temperatur ist die Existenz von drei Zuständen erdöldisperser Systeme möglich: molekulare Lösungen, reversibel strukturierte Flüssigkeiten und irreversibel strukturierte Flüssigkeiten.

Physische Aggregationsprozesse können durch Veränderung der treibenden Faktoren gesteuert werden:

• Das Verhältnis von strukturierenden zu nicht strukturierenden Komponenten;
• Temperatur;
• Druck;
• Lösungskraft des Mediums;
• Der Grad der Streuung von Verbindungen mithilfe mechanischer Methoden, elektrischer und magnetischer Felder usw.

4. PHYSIKALISCHE UND CHEMISCHE EIGENSCHAFTEN VON ÖL

Die physikalisch-chemischen Eigenschaften von Ölen unter Lagerstättenbedingungen unterscheiden sich erheblich von den Eigenschaften entgaster Öle. Die Unterschiede sind auf den Einfluss hoher Lagerstättendrücke, Temperaturen und des Gehalts an gelöstem Gas zurückzuführen, dessen Menge bis zu 400 nm3 pro 1 m3 Öl erreichen kann.

Bei der Gestaltung von Ölfeld-Entwicklungssystemen, der Berechnung von Öl- und zugehörigen Gasreserven, der Auswahl von Technologien und Techniken zur Gewinnung von Öl aus der Lagerstätte sowie der Auswahl und Begründung von Geräten zum Sammeln von Öl in den Feldern wird eine Liste der Haupteigenschaften von Lagerstätten- und entgasten Ölen erstellt bestimmt, die normalerweise anhand von Tiefenproben untersucht werden, die vom Boden des Bohrlochs entnommen werden. Schauen wir sie uns genauer an.

4.1 Öldichte

Die Dichte charakterisiert die Menge der Ruhemasse, ausgedrückt pro Volumeneinheit, [g/cm3; kg/m3]:

ρ = m/v. (4.1)

Zur Bestimmung der Dichte werden spezielle Dichtemessgeräte (Öldichtemesser, Aräometer) verwendet, deren Funktionsprinzip auf dem Gesetz des Archimedes basiert.

Unter relativer Dichte ( ρ o) das Verhältnis der absoluten Dichte von Öl verstehen ( ρ n) zur Dichte von Wasser ( ρ B), bestimmt bei 4°C:

ρ o = ρ N / ρ IN. (4.2)

Werte der Öldichte ( ρ n) und das spezifische Gewicht des Öls (dн) stimmen nicht immer überein. Das spezifische Gewicht ist das Verhältnis des Ölgewichts zum Wassergewicht desselben Volumens.

Typischerweise liegt die Dichte abgeschiedener Öle zwischen 820 und 950 kg/m3. Basierend auf der Dichte des Öls werden sie herkömmlicherweise in drei Gruppen eingeteilt: leicht (820–860), mittel (860–900) und schwer mit einer Dichte von 900–950 kg/m3. Die Zahlen in Klammern charakterisieren die Verteilungsintervalle der Dichtefunktion für Öle aus Feldern in Westsibirien.

Je niedriger die Öldichte, desto höher ist die Ausbeute an leichten Fraktionen. Mit steigender Temperatur nimmt die Dichte entgaster (abgeschiedener) Öle ab. Abhängigkeit der Öldichte ( ρ, kg/m3) auf die Temperatur (T, oC) wird durch den Ausdruck geschätzt:

ρ( T) = ρ20 · , (4.3)

Wo ρ20 - Öldichte bei 20°C;

ζ - volumetrischer Ausdehnungskoeffizient (Tabelle 4.1).

Tabelle 4.1

Werte des Volumenausdehnungskoeffizienten

ρ, kg/m3 ζ, 1/ Betriebssystem ρ, kg/m3 ζ, 1/ oС800-8190,000937900-9190,000693820-8390,000882920-9390,000650840-8590,000831940-9590,000607860-8790,000782960-9790,00056888 0-8990.000738980-9990.000527

Schauen wir uns ein Beispiel an. Dichte von Öl bei einer Temperatur von 20°C ( ρ20) entspricht 870 kg/m3. Welche Dichte hat das gleiche Öl bei einer Temperatur von 10 °C?

Die Kenntnis der chemischen Zusammensetzung natürlicher Erdölsysteme dient als Ausgangspunkt für die Vorhersage ihres Phasenzustands und ihrer Phaseneigenschaften unter verschiedenen thermobaren Bedingungen, die den Prozessen der Produktion, des Transports und der Verarbeitung von Erdölmischungen entsprechen. Die Art des Gemisches – Öl, Gaskondensat oder Gas – hängt auch von seiner chemischen Zusammensetzung und der Kombination der thermobaren Bedingungen in der Lagerstätte ab. Die chemische Zusammensetzung bestimmt den möglichen Zustand der Komponenten von Ölsystemen unter gegebenen Bedingungen – molekular oder dispergiert.

Petrov Al. A., der eine Reihe bekannter Monographien über die chemische Zusammensetzung von Ölen verfasst hat, behauptet, dass in Ölen bis zu 1000 einzelne Kohlenwasserstoffe der Zusammensetzung C1-C40 identifiziert wurden.

Erdölsysteme zeichnen sich durch eine Vielzahl von Komponenten aus, die je nach äußeren Bedingungen in molekularem oder dispergiertem Zustand vorliegen können. Unter ihnen gibt es diejenigen, die am stärksten und am wenigsten anfällig für verschiedene Arten intermolekularer Wechselwirkungen (IMI) sind, die letztendlich assoziative Phänomene und die anfängliche Ausbreitung von Ölsystemen unter normalen Bedingungen bestimmen.

Die chemische Zusammensetzung von Öl wird in elementare und stoffliche Zusammensetzung unterschieden.

Die Hauptelemente der Ölzusammensetzung sind Kohlenstoff (83,5–87 %) und Wasserstoff (11,5–14 %). Darüber hinaus enthält Öl:

Schwefel in einer Menge von 0,1 bis 1–2 % (manchmal kann sein Gehalt 5–7 % erreichen; in vielen Ölen ist praktisch kein Schwefel enthalten);

Stickstoff in einer Menge von 0,001 bis 1 (manchmal bis zu 1,7 %);

Sauerstoff (nicht in reiner Form, sondern in verschiedenen Verbindungen) in einer Menge von 0,01 bis 1 % oder mehr, jedoch nicht mehr als 3,6 %.

Weitere im Öl enthaltene Elemente sind Eisen, Magnesium, Aluminium, Kupfer, Zinn, Natrium, Kobalt, Chrom, Germanium, Vanadium, Nickel, Quecksilber, Gold und andere. Ihr Gehalt beträgt jedoch weniger als 1 %.

Stofflich besteht Erdöl hauptsächlich aus Kohlenwasserstoffen und heteroorganischen Verbindungen. Unter letzteren sollte das Hauptaugenmerk auf Harz-Asphalten-Substanzen (CAB) gelegt werden, die als Konzentrat von Verbindungen betrachtet werden können, die am anfälligsten für intermolekulare Wechselwirkungen sind.

Kohlenwasserstoffverbindungen

Kohlenwasserstoffe (HCs) sind organische Verbindungen aus Kohlenstoff und Wasserstoff. Öl enthält hauptsächlich die folgenden Klassen von Kohlenwasserstoffen.

Alkane oder Paraffinkohlenwasserstoffe sind gesättigte (gesättigte) Kohlenwasserstoffe mit der allgemeinen Formel CnH2n+2. Ihr Ölgehalt beträgt 2 - 30-70 %. Es gibt Alkane normaler Struktur (n-Alkane – Pentan und seine Homologen), Isoalkane (Isoalkane – Isopentan usw.) und Isoprenoidstruktur (Isoprene – Pristan, Phytan usw.).

Öl enthält gasförmige Alkane von C1 bis C4 (in Form von gelöstem Gas), flüssige Alkane C5 – C16, die den Großteil der flüssigen Ölfraktionen ausmachen, und feste Alkane der Zusammensetzung C17 – C53 und mehr, die in Schweröl enthalten sind Fraktionen und werden als feste Paraffine bezeichnet. Feste Alkane sind in allen Ölen vorhanden, meist jedoch in geringen Mengen – von Zehnteln bis 5 % (Gew.), in seltenen Fällen bis zu 7-12 % (Gew.). In der Region Tomsk enthält Öl aus dem Chkalovskoye-Feld bis zu 18 % feste Paraffine.

Abhängig von den Bedingungen vor Ort und der Komponentenzusammensetzung der Lagerstätte wird die Art des Feldes bestimmt – Gas, Gaskondensat oder Öl. Die Hauptbestandteile reiner Gasvorkommen sind niedermolekulare Alkane – Methan, Ethan, Propan und Butan (n- und iso-Strukturen) in Einzelform sind unter Normalbedingungen (0,1 MPa und 20°C) Gase. In Erdölerdgasen dominieren Alkane.

Zusätzlich zu Alkanen können Erdgase Kohlenoxid (CO) und Kohlendioxid (CO2), Schwefelwasserstoff (H2S), Stickstoff (N2) sowie Inertgase – He, Ar, Ne, Xe – umfassen. In reinen Gaslagerstätten fällt nahezu kein Kondensat an (Tabelle 2.1).

Wenn bei einem isothermen Druckabfall in der Formation schwere Erdgasbestandteile in Form einer flüssigen Phase (Kondensat) freigesetzt werden, spricht man von Gas-Kondensat. In diesem Fall kann ein Teil des Kondensats unwiederbringlich im Gestein verloren gehen. Der Kondensatgehalt (C5 und höher) im Gas hängt von seiner Zusammensetzung und den Lagerbedingungen (Temperatur und Druck, bis zu 25–40 MPa) ab.

Das quantitative Kriterium für die Einstufung einer Lagerstätte als Gaskondensatfeld ist der Gaskondensatfaktor, der der Gasmenge (m3) unter normalen Bedingungen entspricht, in der 1 m3 Kondensat unter Lagerstättenbedingungen gelöst ist. Lagerstätten, deren Gaskondensatfaktor 104 nicht überschreitet, werden üblicherweise als Gaskondensat klassifiziert.

Tabelle 2.1.

Chemische Zusammensetzung von Gasen aus verschiedenen Lagerstätten

Hinterlegen Sie CH4 C2H6 C3H8 C4H10 C5H12 CO2 und andere Komponenten

Reine Gasfelder

Urengoiskoje 95,1 1,1 0,3 0,07 0,03 0,4 3,0

Bärisch 98,3 0,3 0,1 0,15 - 0,1 1,0

Saratovskoe 94,7 1,8 0,2 0,1 - 0,2 3,0

Gaskondensatfelder

Orenburgskoe 84,8 4,5 1,4 0,3 1,5 1,15 9,0

Vuktylskoje 79,8 8,7 3,9 1,8 6,4 0,1 4,3

Leningradskoje 86,9 6,0 1,6 1,0 0,5 1,2 2,8

Begleitgase aus Gas- und Ölfeldern

Romashkinskoye 39,0 20,0 18,5 6,2 4,7 0,1 11,5

Nebit-Dagskoe 85,7 4,0 3,5 2,0 1,4 2,1 1,3

Mukhanovskoe 30,1 20,2 23,6 10,6 4,8 1,5 9,2

Das Öl in der Lagerstätte enthält auch Gas. Die Menge an gelöstem Gas im Öl wird durch den „Gasgehalt“-Wert (Go) charakterisiert. Der Gasgehalt von Lagerstättenölen reicht von Bruchteilen von einem bis zu mehreren Hundert m3/t. Erdölbegleitgase werden beim Aufstieg des Öls an die Oberfläche freigesetzt, solange der Sättigungsdruck (Psat) den Atmosphärendruck übersteigt. In der Feldpraxis wird als kommerzielles Öl der Teil des Lagerstättenöls betrachtet, der nach der Trennung des produzierten Gemisches (und der Wasserabscheidung) und der Einstellung auf Standardbedingungen (oder nicht) in flüssigem Zustand bleibt. Der darin enthaltene Gasgehalt beträgt weniger als 1 %.

Alle Alkane mit normaler Struktur wurden aus Erdöl und Erdgasen isoliert, von Methan bis Hexatriakontan C36H74, es gibt jedoch Informationen, dass n-Alkane in Ölen eine kontinuierliche homologe Reihe bilden, die bis zu C65-C68 und nach anderen Daten sogar sogar reicht bis C78.

In der Regel liegt der maximale Volumengehalt an n-Alkanen in Ölen in n-Hexan (1,8 %) und n-Heptan (2,3 %), danach nimmt der Gehalt allmählich ab und erreicht 0,09 % für Tritriacontan C33H68.

Anderen Daten zufolge zeichnen sich fast alle tief umgewandelten Öle durch ein unimodales Auftreten von n-Alkan-Verteilungskurven mit einem Maximum von C10-C14 und einem gleichmäßigen Abfall der Konzentrationen hochmolekularer n-Alkane aus (nach Al.A . Petrow). Mit steigendem Siedepunkt der Fraktionen nimmt der Gehalt an n-Alkanen tendenziell ab.

Öl enthält alle Arten von Isomeren von Alkanen: mono-, di-, tri-, tetrasubstituiert. Davon überwiegen monosubstituierte mit einem Zweig. Methyl-substituierte Alkane sind nach abnehmendem Grad geordnet: 2-Methyl-substituierte Alkane > 3-Methyl-substituierte Alkane > 4-Methyl-substituierte Alkane.

Die Entdeckung verzweigter Alkane vom Isoprenoid-Typ in Ölen mit Methylgruppen in den Positionen 2, 6, 10, 14, 18 usw. reicht bis in die 60er Jahre zurück. Mehr als zwanzig solcher Kohlenwasserstoffe, hauptsächlich der Zusammensetzung C9-C20, wurden entdeckt. Die häufigsten Isoprenoidalkane in allen Ölen sind Phytan C20H42 und Pristan C19H40, deren Gehalt 1,0–1,5 % erreichen kann und von der Genese und den Gesichtsbedingungen der Ölbildung abhängt.

Somit sind Alkane in unterschiedlichen Anteilen in der Zusammensetzung aller natürlichen Gemische und Erdölprodukte enthalten, und ihr physikalischer Zustand im Gemisch – in Form einer molekularen Lösung oder eines dispergierten Systems – wird durch die Zusammensetzung und die einzelnen physikalischen Eigenschaften der Komponenten bestimmt und thermobare Bedingungen.

Feste Kohlenwasserstoffe sind in der Zusammensetzung von Ölen Mehrkomponentengemische, die neben Alkanen aromatische und naphthenische Kohlenwasserstoffe enthalten. So bestehen feste Kohlenwasserstoffe, die aus der Destillatfraktion (300–400 °C) des Tuymazinsky-Öls isoliert werden, zu 50 % aus n-Alkanen, zu 47,1 % aus naphthenischen Kohlenwasserstoffen mit Seitenketten normaler Struktur und zu 2,9 % aus aromatischen Kohlenwasserstoffen mit Seitenketten normaler Struktur. Mit steigendem Siedepunkt von Fraktionen desselben Öls nimmt der Gehalt an festen Alkanen ab.

Die Kohlenstoffatome in einem Alkanmolekül sind durch eine kovalente y-Bindung mit einer konstanten (für freie isolierte Moleküle in der Gasphase) C-C-Bindungslänge von 0,154 nm und einem Bindungswinkel zwischen C-C-Bindungen von 112° verbunden. Die molekularen Parameter von n-Alkanen in der Gasphase ändern sich etwas, wenn die Anzahl der Kohlenstoffatome im Molekül zunimmt (Tabelle 2.2).

Tabelle 2.2.

Geometrische Abmessungen freier n-Alkanmoleküle

С2Н6 0,1534 0,1122 - 111,0

С3Н8 0,1532 0,1107 112,0

C4Hu 0,1531 0,1107 112,0 110,3

С5Н12 0,1531 0,1118 112,9 110,4

С6НН 0,1533 0,1118 111,9 109,5

С7Н16 0,1534 0,1121 112,6 109,8

С16Н34 0,1542 0,1130 114,6 110,4

Laut M. Shakhparonov sind die festgestellten Unterschiede auf die Zerstörung energetisch „ungünstiger“ und die Bildung „günstiger“ intramolekularer Wasserstoffbrücken vom Typ C-H-C zurückzuführen.

Gleichzeitig ist bekannt, dass Kristallfeldkräfte durch die Bildung intermolekularer Wasserstoffbrückenbindungen die Konformation und molekulare Parameter erheblich verändern können. In kondensierter Materie sollten sich die Werte molekularer Parameter wie interne Rotationsbarrieren, Konformerenthalpieunterschiede, Kernabstände und Bindungswinkel von denen unterscheiden, die für freie Moleküle beobachtet werden. Derzeit ist der Unterschied in der geometrischen Struktur von n-Alkanmolekülen im freien und kondensierten Zustand noch wenig verstanden.

Im Rahmen des strukturmechanischen Ansatzes werden n-Alkane nach der Fähigkeit ihrer Moleküle zur unabhängigen Rotationsisomerie endständiger Methylgruppen klassifiziert. Nach dieser Klassifizierung werden, beginnend mit C8-C9-Alkanen, kurzkettige (C8-C17), mittelkettige (C18-C40) und langkettige (C40-C100) Moleküle von n-Alkanen unterschieden, die als bezeichnet werden komplexe Systeme mit relativ unkorrelierten Bewegungen der Mittel- und Endgruppen. Die Kenntnis der kritischen Kettenlänge eines Moleküls, das im Allgemeinen bei Erreichen einer bestimmten Temperatur unter Vorkristallisationsbedingungen während der Unterkühlung seine kinetische Beweglichkeit verliert, ermöglicht es uns, das Molekül als aus unabhängigen Fragmenten bestehend zu betrachten.

Die Dispersionswechselwirkung zwischen n-Alkanmolekülen wird im strukturmechanischen Ansatz durch die Anzahl der Dbestimmt, die an Kristallisationspunkten einen Grenzwert erreicht. Im Rahmen solcher Ideen wird die seit langem bekannte Tatsache erklärt, dass die Kristallisationstemperaturen von geraden und ungeraden n-Alkanen mit zunehmender Anzahl von Kohlenstoffatomen (n) wechseln (Abb. 2.1).

Reis. 2.1.

Für ungerade Isomere von n-Alkanen bei p< 20 в результате расклинивающего влияния концевых СН3-групп наблюдается уменьшение числа центров дисперсионного взаимодействия в точках кристаллизации, что приводит к понижению температур кристаллизации. Для газообразных УВ, т.е., п < 4 ?Т не определялись.

Im kristallinen Zustand sind n-Alkanmoleküle parallel angeordnet. Mit zunehmender Temperatur und abnehmender Energie der intermolekularen Wechselwirkung nehmen die Abstände zwischen den Molekülketten von n-Alkanen zu, während die bevorzugte parallele Ausrichtung erhalten bleibt. Am Schmelzpunkt verändern sich die Abstände zwischen den Molekülketten schlagartig, bei weiterer Temperaturerhöhung bewegen sich die Molekülketten aktiv auseinander, bis die Moleküle völlige Rotationsfreiheit erlangen. Strukturstudien flüssiger n-Alkane zeigen, dass bei einer festen Temperatur der Gleichgewichtsabstand (0,56 nm) zwischen den nächstgelegenen Molekülen von n-Alkanen dazu neigt, sich zu verkürzen, wenn n zunimmt, was mit einer Zunahme intermolekularer Wechselwirkungen verbunden ist.

Alkane in Erdölsystemen können in molekularer oder assoziierter Form vorliegen. Eine Studie mit Kleinwinkel-Röntgenstreuung der Molekülstruktur von n-Alkanen im flüssigen Zustand zeigte, dass ihre Assoziation entlang der Oberfläche der Moleküle mithilfe von Dispersionswechselwirkungskräften erfolgt und unter normalen Bedingungen beispielsweise n-Heptan assoziiert haben die Form von Scheiben oder Platten mit Abmessungen von 130-200 ?.

Je niedriger die Temperatur, desto größer ist die Anzahl der Moleküle in einem Assoziat. So beträgt die Anzahl der Moleküle im Assoziat in Hexadecan bei 20 °C (d. h. 2 °C über der Kristallisationstemperatur) 3 und in n-Octan bei -50 °C (d. h. 6 °C über der Kristallisationstemperatur) 31 Dies wird durch eine Abschwächung der thermischen Bewegung von Molekülen und eine Zunahme der Energie der molekularen Wechselwirkung von Alkanen mit zunehmender Kettenlänge erklärt.

Cycloalkane oder naphthenische Kohlenwasserstoffe sind gesättigte alicyclische Kohlenwasserstoffe. Dazu gehören monozyklisch mit der allgemeinen Formel CnH2n, bizyklisch – CnH2n-2, trizyklisch – CnH2n-4, tetrazyklisch – CnH2n-6.

Bezogen auf den Gesamtgehalt überwiegen Cycloalkane in vielen Ölen gegenüber anderen Kohlenwasserstoffklassen: Ihr Gehalt liegt zwischen 25 und 75 % (Gew.). Sie kommen in allen Erdölfraktionen vor. Normalerweise nimmt ihr Gehalt zu, wenn die Fraktionen schwerer werden. Der Gesamtgehalt an naphthenischen Kohlenwasserstoffen im Öl steigt mit zunehmendem Molekulargewicht. Einzige Ausnahme bilden Ölfraktionen, bei denen der Gehalt an Cycloalkanen aufgrund eines Anstiegs der Menge an aromatischen Kohlenwasserstoffen abnimmt.

Von den monozyklischen Kohlenwasserstoffen im Öl gibt es hauptsächlich fünf- und sechsgliedrige Reihen naphthenischer Kohlenwasserstoffe. Die Verteilung monozyklischer Naphthene auf Ölfraktionen und ihre Eigenschaften wurden im Vergleich zu polyzyklischen Naphthenen, die in mittel- und hochsiedenden Fraktionen vorhanden sind, viel umfassender untersucht. Niedrigsiedende Benzinfraktionen von Ölen enthalten überwiegend Alkylderivate von Cyclopentan und Cyclohexan [von 10 bis 86 % (Masse)], und hochsiedende Fraktionen enthalten Polycycloalkane und Monocycloalkane mit Alkylsubstituenten mit Isoprenoidstruktur (sogenannte Hybridkohlenwasserstoffe).

Von den polyzyklischen Naphthenen in Ölen wurden nur 25 einzelne bizyklische, fünf trizyklische und vier tetra- und pentazyklische Naphthene identifiziert. Befinden sich in einem Molekül mehrere naphthenische Ringe, so sind diese in der Regel zu einem einzigen polyzyklischen Block kondensiert.

Bicyclane C7-C9 kommen am häufigsten in Ölen mit ausgeprägtem naphthenischen Typ vor, in denen ihr Gehalt recht hoch ist. Unter diesen Kohlenwasserstoffen wurden die folgenden gefunden (in absteigender Reihenfolge des Gehalts): Bicycloheptan (Pentalan), Bicyclooctan, Bicyclooctan, Bicyclononan (Hydrindan), Bicycloheptan (Norbornan) und ihre nächsten Homologen. Unter den Tricyclanen in Ölen dominieren Alkylperhydrophenanthrene, unter denen Verbindungen vom Typ (1-4) identifiziert wurden: R = C1, C2; R =C1-C3; R = C2--C4.

Ölkristallisationslagerstätte Kohlenwasserstoff

Erdöltetracyclane werden hauptsächlich durch Cyclopentanoperhydrophenanthren-Derivate repräsentiert – C27-C30-Sterane (5-7):

Erdölpentacyclane umfassen Kohlenwasserstoffe der Reihe Hopan (8), Lupan (9), Friedelan (10) usw.

Es liegen keine verlässlichen Informationen über die Identifizierung von Polycycloalkanen mit einer großen Anzahl von Ringen vor, obwohl anhand der Strukturgruppen- und Massenspektralanalyse das Vorhandensein von Naphthenen mit einer Anzahl von Zyklen von mehr als fünf vermutet werden kann. Einigen Daten zufolge enthalten hochsiedende Naphthene bis zu 7-8 Zyklen in ihren Molekülen.

Unterschiede im chemischen Verhalten von Cycloalkanen sind häufig auf das Vorhandensein überschüssiger Spannungsenergie zurückzuführen. Abhängig von der Größe des Zyklus werden Cycloalkane in kleine (C3, C4 – obwohl Cyclopropan und Cyclobutan nicht in Ölen gefunden wurden), normale (C5-C7), mittlere (C8-C11) und Makrozyklen (von C12 und mehr) unterteilt. . Diese Klassifizierung basiert auf dem Zusammenhang zwischen der Größe des Zyklus und den darin auftretenden Spannungen, die sich auf die Stabilität auswirken. Cycloalkane und vor allem ihre verschiedenen Derivate zeichnen sich durch Umlagerungen mit Änderungen der Ringgrößen aus. Wenn Cycloheptan mit Aluminiumchlorid erhitzt wird, entsteht Methylcyclohexan, und Cyclohexan wird bei 30–80 °C in Methylcyclopentan umgewandelt. Fünf- und sechsgliedrige Kohlenstoffringe bilden sich viel leichter als kleinere und größere Ringe. Daher kommen in Ölen viel mehr Derivate von Cyclohexan und Cyclopentan vor als Derivate anderer Cycloalkane.

Basierend auf einer Untersuchung der Viskositäts-Temperatur-Eigenschaften von Alkyl-substituierten Monocyclohexanen über einen weiten Temperaturbereich wurde festgestellt, dass der Substituent mit zunehmender Länge den durchschnittlichen Assoziationsgrad der Moleküle verringert. Cycloalkane liegen im Gegensatz zu n-Alkanen mit der gleichen Anzahl an Kohlenstoffatomen bei einer höheren Temperatur in einem assoziierten Zustand vor.

Arene oder aromatische Kohlenwasserstoffe sind Verbindungen, deren Moleküle zyklische Kohlenwasserstoffe mit p-konjugierten Systemen enthalten. Ihr Gehalt im Öl variiert zwischen 10-15 und 50 % (Gew.). Dazu gehören Vertreter von monozyklisch: Benzol und seine Homologen (Toluol, o-, m-, p-Xylol usw.), bizyklisch: Naphthalin und seine Homologen, trizyklisch: Phenanthren, Anthracen und ihre Homologen, tetrazyklisch: Pyren und seine Homologen und andere.

Basierend auf einer Verallgemeinerung der Daten zu 400 Ölen wird gezeigt, dass die höchsten Konzentrationen an Arenen (37 %) für Öle auf naphthenischer Basis (Typ) und die niedrigsten (20 %) für Öle vom Paraffintyp charakteristisch sind. Unter den Erdölarenen überwiegen Verbindungen, die nicht mehr als drei Benzolringe pro Molekül enthalten. Die Konzentrationen an Arenen in Destillaten, die bis zu 500 °C sieden, nehmen in der Regel um ein bis zwei Größenordnungen in der folgenden Reihe von Verbindungen ab: Benzole >> Naphthaline >> Phenanthrene >> Chrysene >> Pyrene >> Anthracene.

Nachfolgend ist der durchschnittliche Arengehalt, typisch für russische Öle verschiedener Art, des Gesamtarengehalts in % aufgeführt:

Benzol 67 Pyren 2

Naphthalin 18 Anthracen 1

Phenanthren 8 andere Arenen 1

Chrysen und Benzfluoren 3

Das allgemeine Muster ist ein Anstieg des Arengehalts mit zunehmender Siedetemperatur. Gleichzeitig sind die Arenen höherer Ölfraktionen nicht durch eine große Anzahl aromatischer Ringe, sondern durch das Vorhandensein von Alkylketten und gesättigten Ringen in den Molekülen gekennzeichnet. In Benzinfraktionen wurden alle theoretisch möglichen Homologen von C6-C9-Arenen gefunden. Selbst in den schwersten Erdölfraktionen dominieren Kohlenwasserstoffe mit einer geringen Anzahl an Benzolringen unter den Arenen. So machen Mono-, Bi-, Tri-, Tetra- und Pentaarene experimentellen Daten zufolge 45-58, 24-29, 15-31, 1,5 bzw. bis zu 0,1 Gew.-% aromatische Kohlenwasserstoffe in Destillaten 370 aus -535 °C verschiedener Öle.

Erdölmonoarene werden durch Alkylbenzole repräsentiert. Die wichtigsten Vertreter der hochsiedenden Erdölalkylbenzole sind Kohlenwasserstoffe mit bis zu drei Methyl- und einem langen Substituenten einer linearen, b-Methylalkyl- oder Isoprenoidstruktur im Benzolring. Große Alkylsubstituenten in Alkylbenzolmolekülen können mehr als 30 Kohlenstoffatome enthalten.

Den Hauptplatz unter den Erdölarenen mit bicyclischer Struktur (Diarene) nehmen Naphthalinderivate ein, die bis zu 95 % der gesamten Diarene ausmachen können und bis zu 8 gesättigte Ringe in einem Molekül enthalten, und den zweiten Platz nehmen Derivate von Biphenyl ein und Diphenylalkane. Alle einzelnen C11-, C12-Alkylnaphthaline und viele C13-C15-Isomere wurden in Ölen identifiziert. Der Gehalt an Biphenylen in Ölen ist um eine Größenordnung niedriger als der Gehalt an Naphthalinen.

Unter den Naphthenodiarenen wurden Acenaphthen, Fluoren und eine Reihe seiner Homologen mit Metallsubstituenten in den Positionen 1–4 in Ölen gefunden.

Triarene werden in Ölen durch Derivate von Phenanthren und Anthracen (mit einem deutlichen Vorherrschen des ersteren) repräsentiert, die bis zu 4-5 gesättigte Ringe in Molekülen enthalten können.

Zu den Erdöltetraarenen zählen Kohlenwasserstoffe der Reihe Chrysen, Pyren, 2,3- und 3,4-Benzophenanthren und Triphenylen.

Ölarenen, die über 500 °C sieden und durch C20-C75-Kohlenwasserstoffe repräsentiert werden, werden gemäß den Daten (Tabelle 2.3) auf Fraktionen mit bis zu 39 Kohlenstoffatomen in seitlichen Alkylketten verteilt. Bicyclische Kohlenwasserstoffe mit zwei Benzol- und bis zu drei Naphthenringen kommen in der gleichen Fraktion vor, wenn in den seitlichen Alkylketten 22–40 Kohlenstoffatome vorhanden sind. Die Elution trizyklischer Kohlenwasserstoffe mit drei Benzol- und zwei Naphthenringen in der leichten Arenfraktion ist in Gegenwart von 31–48 Kohlenstoffatomen in den seitlichen Alkylketten möglich. Die mittleren und schweren aromatischen Fraktionen enthalten Arene mit kürzeren Seitenketten. In der mittleren Fraktion der Arene findet man monozyklische und bizyklische Arene mit 10–20 Kohlenstoffatomen in den Seitenketten sowie trizyklische mit 16–30 Kohlenstoffatomen in den Seitenketten. Arene mit noch kürzeren Seitenketten eluieren als Teil der Aren-Schwerfraktion.

Die erhöhte Neigung von Arenen, insbesondere polyzyklischen, zu molekularen Wechselwirkungen ist auf die geringe Anregungsenergie im Prozess der homolytischen Dissoziation zurückzuführen. Verbindungen wie Anthracen, Pyren, Chrysen usw. zeichnen sich durch einen geringen Grad an Austauschkorrelation der p-Orbitale und eine erhöhte potentielle Energie des IMB aufgrund des Auftretens einer Austauschkorrelation von Elektronen zwischen Molekülen aus. Arene bilden mit einigen polaren Verbindungen ziemlich stabile Molekülkomplexe.

Die Wechselwirkung von p-Elektronen im Benzolring führt zur Konjugation von Kohlenstoff-Kohlenstoff-Bindungen. Eine Folge des Konjugationseffekts sind folgende Eigenschaften von Arenen:

Flache Struktur des Zyklus mit einer C-C-Bindungslänge (0,139 nm), die einen Zwischenwert zwischen einer einfachen und einer doppelten C-C-Bindung einnimmt;

Äquivalenz aller C-C-Bindungen in unsubstituierten Benzolen;

Tendenz zu Reaktionen der elektrophilen Substitution eines Protons an verschiedenen Gruppen im Vergleich zur Teilnahme an Additionsreaktionen an Mehrfachbindungen.

Hybridkohlenwasserstoffe (Ceresine) sind Kohlenwasserstoffe mit gemischter Struktur: paraffin-naphthenisch, paraffin-aromatisch, naphthen-aromatisch. Im Grunde handelt es sich dabei um feste Alkane mit einer Beimischung langkettiger Kohlenwasserstoffe, die einen zyklischen oder aromatischen Kern enthalten. Sie sind der Hauptbestandteil von Paraffinvorkommen bei der Ölförderung und -aufbereitung.

Tabelle 2.3.

Verteilung der über 500 °C siedenden Arene nach Teerfraktionen

CHEMIE VON ÖL UND GAS Dozent: außerordentlicher Professor, Abteilung. GRNM IGND SHISHMINA LYUDMILA VSEVOLODOVNA Nachgewiesene Ölreserven der Welt zum 1. Januar 2001 (Oil and Gas Journal) Nachgewiesene Reserven Ölproduktion in 2000 Milliarden Tonnen % der Welt Millionen Tonnen % der Welt Vielfalt der Reserven, Jahre 2 3 4 5 6 Asien und Ozeanien, insgesamt einschließlich: 6,02 4,3 368,1 11,0 16,4 China 3,29 2,3 162,7 4,9 20,2 Indonesien 0,68 0,5 64, 9 1,9 10,5 Indien 0,65 0,5 32,0 1,0 20,3 Nord- und Lateinamerika, insgesamt einschließlich: 20,53 14,6 859,8 25,6 23,9 Venezuela 10,53 7,5 151,8 4,5 69,4 Mexiko 3,87 2,8 152,5 4,6 25,4 USA 2,98 2,1 291,2 8,7 10,2 Afrika, insgesamt einschließlich: 10,26 7,3 335,3 10,0 30,6 Libyen 4,04 2,9 70,4 2,1 57 .4 Nigeria 3,08 2,2 99,5 3,0 31,0 Algerien 1,26 0,9 40,0 1,2 31,5 Region, Land 1 Nahe und Naher Osten, insgesamt einschließlich 93,63 66,5 1078,4 32,2 86,8 Saudi-Arabien 35,51 25,2 403,2 12,0 88,1 Irak 15,41 10,9 134,1 4,0 114,9 Kuwait 12,88 9,1 88,7 2,6 145,2 Abu Dhabi 12,6 3 9,0 92,5 2,8 136,5 Iran 12,15 8,6 178,4 5,3 68,1 Osteuropa und die GUS, insgesamt einschließlich 8,09 5,7 391,7 11,7 20, 7 Russland 6,65 4,7 323,5 9,5 20,5 Kasachstan 0,74 0,5 31,4 0,9 23,6 Rumänien 0,20 0,1 6D 0,2 32,8 Westeuropa , insgesamt einschließlich: 2,35 1,7 321,5 9,6 7,3 Norwegen 1,29 0,9 160,8 4,8 8,0 Großbritannien 0,69 0,5 126,8 3,8 5,4 Dänemark 0,15 0,1 17,9 0,5 8,4 140,88 100 3360,8 100 4 2,0 ​​Insgesamt weltweit Verteilung der Ölressourcen auf russische Öl- und Gasbecken (%) : Westsibirische Meere – 45, Ostsibirische Meere – 15, Arktische Meere – 13, Fernost, einschließlich Schelf – 8, Kaspisches Meer, einschließlich Schelf – 7, Timan-Pechora – 7, Wolga-Ural – 4, Nordkaukasus – 1. Probleme von „Chemie von Öl und Gas“ » als Wissenschaft 1. Untersuchung der chemischen Zusammensetzung von Ölen, Erdölprodukten, Gaskondensaten und Gasen mit modernen physikalischen und chemischen Methoden. 2. Untersuchung der physikalisch-chemischen Eigenschaften von Kohlenwasserstoffen und anderen Ölbestandteilen und ihres Einflusses auf die Eigenschaften von Erdölprodukten, Untersuchung der Fähigkeit von Ölbestandteilen zu intermolekularen Wechselwirkungen und Phasenübergängen. 3. Untersuchung der Chemie und des Mechanismus thermischer und katalytischer Umwandlungen von Ölkomponenten, einschließlich Hochtemperatur- (bei Ölraffinierungsprozessen) und Niedertemperaturumwandlungen, was sowohl aus analytischer als auch aus geochemischer Sicht (Umwandlung von Ölen in der Natur) wichtig ist der Ansicht. 4. Forschung zur Herkunft des Öls. I. ÖL 1. URSPRUNG DES ÖLS HYPOTHESEN DES MINERALISCHEN URSPRUNGS DES ÖLS HYPOTHESEN DES ORGANISCHEN URSPRUNGS DES ÖLS 1.1 Hypothesen des mineralischen Ursprungs des Öls Mendeleev D.I. (1877) 2 FeC + 3 H20 = Fe2O3 + C2H6 oder in allgemeiner Form können wir schreiben: MCm + m H20 -> MOm + (CH2)m. Karbide wurden in tiefen Gesteinen gefunden: FeC, TiC, Cr2C3, WC, SiC. Es liegen noch keine ausreichenden Daten vor, die die Möglichkeit der Mineralsynthese einer so komplexen und regelmäßigen Zusammensetzung eines Systems aus Kohlenwasserstoffen, stickstoff-, schwefel- und sauerstoffhaltigen Verbindungen wie natürlichem Öl eindeutig beweisen könnten. Der geologische Beweis für die Mineralhypothese ist indirekt und lässt immer eine doppelte Interpretation zu. Geologische Beweise: Spuren von Methan und Erdölkohlenwasserstoffen in tiefen kristallinen Gesteinen, vulkanischen Gasen und Magmen; Manifestationen von Öl und Gas entlang tiefer Verwerfungen. Sokolov N.A. (1892) Hypothese des kosmischen Ursprungs des Öls. 1.2 Hypothesen zum organischen Ursprung des Öls Lomonosov M.V. (1757) – legte den Grundstein für die Hypothese des organischen Ursprungs des Öls. Chemische Experimente Engler (1888): Heringsfette Öle (Paraffine, Naphthene, Olefine, Arene) brennbare Gase Wasser Zelinsky N.D. (1919): t Seeschlamm (Sapropel) Koks Flüssigkeit (Alkane, Naphthene, Arene, harzige Substanzen) Gas (CH4, CO2, H2, H2S) Wasser Beweis 1 Optische Aktivität ist eine der grundlegenden Eigenschaften lebender Materie und ihrer Produkte Transformation und natürliche Öle. Die optische Aktivität von Ölen wird hauptsächlich mit Kohlenwasserstoffen wie Triterpanen und Steranen in Verbindung gebracht. Triterpan (Hopan) 1927. Vergleichende Studien organischer Stoffe in modernen Sedimenten antiker Sedimentgesteine ​​Gubkin I.M. „...die weite regionale Verteilung von Ölvorkommen in Sedimentschichten zwingt uns, alle möglichen exotischen Quellen für die Ölbildung (tierische Fette, Ansammlungen von Seegras usw.) auszuschließen und zu bedenken, dass die Ölquelle nur sein kann.“ dispergierte gemischte organische Substanz, die in Sedimentgesteinen pflanzlichen und tierischen Ursprungs weit verbreitet ist. Später stellte sich heraus, dass darin meist Sapropelmaterial vorherrscht, d.h. Produkte der Umwandlung der Überreste kleinster Planktonalgen. Die durchschnittliche Konzentration von DOM in Sedimentgesteinen ist tonig ~1 % bituminöser Schiefer bis zu 5–6 %, manchmal bis zu 10–20 % Forschungsergebnisse: - Meeresplankton, Schlickbakterien: Lipide, Kohlenwasserstoffe bis zu 40 %; bis zu 0,06 %; - organische Stoffe aus Meeresschlamm: bituminöse Stoffe, Kohlenwasserstoffe bis zu 3 – 5 %; bis zu 0,5 %; - sapropelisches organisches Material aus Sedimentgesteinen, das einer Eintauchtiefe von 2–3 km und Temperaturen von bis zu 100–150 °C ausgesetzt war: bituminöse Substanzen und Kohlenwasserstoffe bis zu 10–20 %; bis zu 10 – 12 %. Untersuchungen haben Ähnlichkeiten zwischen Ölen und Kohlenwasserstoffen aus dispergierter organischer Substanz in Sedimentgesteinen ergeben. Wassojewitsch N. B. nannten die Kohlenwasserstoffe dispergierter organischer Stoffe in Sedimentgesteinen MICRONEOIL. N.B. Vassoevich Beweis 2 Entdeckung von Biomolekülen, die von lebender Materie stammen, in Ölen. Chlorophyll FT – Phytol Vanadylporphyrin C19H4 0 BIOMARKER in organischer Substanz von Sedimenten und Ölen: Porphyrine Isoprenoidkohlenwasserstoffe polyzyklische Kohlenwasserstoffe normale Alkane Beweis 3 Ähnlichkeit der Koin Fraktionen organischer Substanz von Sedimentgesteinen und Ölen. Beweis 4 – geologische Daten Öl ist in Sedimentschichten ungleichmäßig verteilt, was der maximalen Ansammlung organischer Substanz in Sedimenten aus dem Devon, der Jura-Kreidezeit und dem Tertiär entspricht, den maximalen Massen dispergierter Erdölkohlenwasserstoffe, die in Sedimenten der Ölquelle gebildet werden. Somit weisen chemische, geochemische und geologische Daten auf die organische Herkunft des Öls hin. 1.3 STUFEN DES TRANSFORMATIONSPROZESSES DES SEDITIONSGRABENS STUFE I. Sedimentogenese. II. Diagenese. III. Katagenese. Lithogenese als zusammenfassendes Konzept. Sedimentogenese Natürliche Prozesse, die zur Bildung von Sedimenten am Grund verschiedener Gewässer und in Senken an Land führen. Diagenese Diagenese ist eine Reihe natürlicher Prozesse, die lockere Sedimente am Boden von Wasserbecken in Sedimentgesteine ​​unter den Bedingungen der oberen Zone der Erdkruste umwandeln. Die Hauptmerkmale der Diagenese: Prozesse sind niedrige Temperaturen und Drücke, Prozesse sind im Wesentlichen biochemisch, unter Beteiligung von Bakterien. Katagenese Unter Katagenese versteht man eine Reihe natürlicher Veränderungsprozesse in Sedimentgesteinen nach deren Entstehung aus Sedimenten infolge der Diagenese und vor der Umwandlung des Gesteins. in metamorphisch Die Hauptfaktoren der Katagenese sind Temperatur (bis zu 300 - 350 ° C in einer Tiefe von 10-12 km) und Druck (bis zu 1800 - 2900 at.). Prozesse: Gesteinsverdichtung, Wasserentzug, Prozesse an Kornkontakten, chemische Umwandlungen. Lithogenese Die Reihe natürlicher Entstehungsprozesse und nachfolgender Veränderungen in Sedimentgesteinen, bis sie sich in metamorphe Gesteine ​​verwandeln. Lithogenese = Sedimentogenese + Diagenese + Katagenese ZUSAMMENHANG DER ÖL- UND GASBILDUNG MIT STUFEN DER LITHOGENESE NB Vassoevich: Öl ist die Idee der Lithogenese. N.B. Vassoevich 1.4 MODERNE KONZEPTE ÜBER DIE BILDUNG VON ÖL UND GAS Zusammensetzung organischer Stoffe in Sedimentgesteinen. Das Konzept von Bitumen und Kerogen. Bitumen – in organischen Lösungsmitteln lösliche Bestandteile organischer Stoffe Kerogen – in organischen Lösungsmitteln unlösliche Bestandteile organischer Stoffe Umwandlung organischer Stoffe in Sedimentgesteinen (a – c) und Erzeugung von Öl und Gas (d) mit zunehmender Eintauchtiefe (H) und Temperatur (T): C – Kohlenstoffgehalt in organischer Substanz; H – Wasserstoff, B – Bitumen; ∑Н-Ölerzeugung; ∑CH4 – Methanerzeugung; Vn – Ölerzeugungsrate; VM – Rate der Methanerzeugung Tiefe des Eintauchens der Formation, m 1500 2000 2500 3000 3500 3500 Stadium der Umwandlung organischer Stoffe Kerogen Schweröl Mittelöl Leichtöl Nassgas Trockengas STUFEN DES TRANSFORMATIONSPROZESSES DER SEDIMENTATION DIT 1. SEDIMENTATION (SEDIMENTOGENESE) 2 . DIAGENESE: REDUZIERENDE BEDINGUNGEN → BITUMOIDE OXIDIERENDE BEDINGUNGEN → KEROGEN 3. KATAGENESE: 3.1 PROTOKATAGENESE (FRÜHE KATAGENESE) 3.2 MESOKATAGENESE (MITTLERE KATAGENESE) HAUPTPHASE DER ÖLBILDUNG 3.3 APOKATAGENESE HAUPTPHASE DER GASBILDUNG Katagenese: I-Unterstufe: bis zu 1,2 km; bis 50 – 70 oC II Unterstufe: 2 – 4 km; bis 80 – 150 oC III Unterstufe: mehr als 4,5 km; bis zu 180 – 250 oC MIGRATION VON KOHLENWASSERSTOFFEN FÜHRT ZUR BILDUNG VON ÖL- UND GASLAGERSTÄTTEN GASÖL WASSER 1,5 BILDUNG DER HAUPTKOHLENWASSERSTOFFE ÖL-Biosynthese in lebender Materie von Organismen; biochemischer Prozess der Umwandlung der ursprünglichen organischen Substanz im Stadium der Sedimentdiagenese; Bildung überwiegend aus Lipidbestandteilen organischer Substanz während ihrer thermischen (oder thermokatalytischen) Zerstörung bei 90 - 160 °C während der Hauptphase der Ölbildung. Die Zusammensetzung der Faktoren: Ölkohlenwasserstoffe wird durch eine Reihe von Merkmalen der anfänglichen organischen Substanz von Sedimenten beeinflusst; geochemische Bedingungen (Eh, pH) während der Umwandlung organischer Stoffe in Sedimenten; der Grad der katagenetischen (thermischen) Umwandlung der ursprünglichen organischen Substanz in der Zone erhöhter Temperaturen; sekundäre Veränderungen des Öls während der Bildung von Lagerstätten und deren Existenz über einen langen geologischen Zeitraum (physikalische Differenzierung von Kohlenwasserstoffen während der Migration, Einwirkung erhöhter Temperaturen, oxidative Prozesse in Lagerstätten usw.). ALKANE n-Alkane CH3(CH2)nCH3 mit einer ungeraden Anzahl von Kohlenstoffatomen sind in lebender Materie weit verbreitet. Vererbt hochmolekulare n-Alkane: chemosynthetische Bakterien: C12-C31 mit ungefähr der gleichen Anzahl gerader und ungerader Kohlenstoffatome; photosynthetische Bakterien: C14-C29; Blaualgen: C15 - C20. In lebender Materie kommen „gerade“ einbasige Fettsäuren häufig vor. Bei der HFN entstehen: R-COOH -> CO2 + RH Bei den gebildeten n-Alkanen überwiegen „seltsame“ Kohlenwasserstoffe. ALKANE Vererbte verzweigte i-Alkane: 2-, 3-Methylalkane mit überwiegend ungerader Anzahl von Kohlenstoffatomen: CH3CH2CH(CH2)nCH3 CH3 Gebildet bei HF aus sauerstoffhaltigen Derivaten von Terpenen: Isoprenoidalkane von Erdöl: Myrcen Isoprenoidstrukturen von Lebewesen Ocimen NAPHTHENE Vererbte biosynthetische Kohlenwasserstoffe lebender Substanzen: Limonen α-Pinen Camphen NAPHTHENE Die zweitwichtigste Quelle für Cycloalkane in Öl sind sauerstoffhaltige Derivate verschiedener zyklischer Terpene, die in der lebenden Materie von Organismen vorkommen und die Funktionen von Alkoholen, Ketonen usw. haben Säuren. Die Bildung von Cycloalkanen aus ihnen erfolgte durch den Verlust funktioneller Sauerstoffgruppen und Wasserstounter nahezu vollständiger Erhaltung der Grundlage der molekularen Struktur der ursprünglichen Terpenoide lebender Materie. Cholesterin (Alkohol) Cholestan (Kohlenwasserstoff) NAPTHENE Eine noch bedeutendere Quelle für die Bildung von Cycloalkanen ist mit der Dehydratisierungscyclisierung ungesättigter Fettsäuren verbunden: .... Aus den resultierenden Cycloalkenen ergeben weitere Umwandlungen naphthenische und naphthenische aromatische Kohlenwasserstoffe. ARENES Aromatische Strukturen sind für lebende Materie nicht typisch, während in Ölen der Gehalt an aromatischen Kohlenwasserstoffen 10 - 35 % beträgt. Daher sollte die Bildung von Arenen in sapropelischer organischer Substanz von Sedimenten und in Ölen mit sekundären Umwandlungsprozessen organischer Substanz in Sedimenten in den Stadien der Diagenese und insbesondere der Katagenese in der Zone erhöhter Temperaturen verbunden sein. ARENE Bei der Umwandlung ungesättigter Fettsäuren in Gegenwart von Ton als Katalysator entstehen zunächst gesättigte fünf- und sechsgliedrige Ketone und nicht kondensierte Naphthene. Die weitere Umwandlung gesättigter zyklischer Ketone erfolgt durch Dehydratisierungskondensationsreaktion, beispielsweise für Cyclohexanon wie folgt: Ungesättigte Fettsäuren Katalysator Cyclohexanon (Keton) Hybrider Kohlenwasserstoff mit naphthenaromatischer Struktur 2. CHEMISCHE ZUSAMMENSETZUNG DES ÖLS Elementare chemische Zusammensetzung – relativer Gehalt an einzelnen Elemente: C, H, O, N, S usw.; fraktionierte Zusammensetzung – der Gehalt an Ölverbindungen, die in bestimmten Temperaturbereichen verdampfen; Materialzusammensetzung – Gehalt an Kohlenwasserstoffen, heteroatomaren und harzigen Asphaltverbindungen; CHEMISCHE ZUSAMMENSETZUNG DES ÖLS Gruppenzusammensetzung – Gehalt an Verbindungen verschiedener Strukturtypen: Gruppenzusammensetzung der Kohlenwasserstoffe; Gruppenzusammensetzung heteroatomarer Verbindungen; Strukturgruppenzusammensetzung – Verteilung des Kohlenstoffs nach den Arten der wichtigsten chemischen Strukturen von Kohlenwasserstoffen: Paraffin, Naphthen, Aromatisch; individuelle Zusammensetzung – die Konzentration spezifischer Verbindungen bekannter Struktur. 2.1 ELEMENTARE ZUSAMMENSETZUNG VON ÖLKOHLENSTOFF – 83 – 87 % (Gew.). WASSERSTOFF – 11 – 14 % (Masse). SCHWEFEL – 0,02 – 0,5 % – in schwefelarmen Ölen, 1,5 – 6,0 % – in schwefelreichen Ölen STICKSTOFF – 0,01 – 0,6 % (Gew.). SAUERSTOFF – 0,05 – 0,8 % (Masse). METALLE – bis zu 0,05 % (Gew.). 2.2 FRAKTIONALE ZUSAMMENSETZUNG DES ÖLS – spiegelt den Gehalt an Ölverbindungen wider, die in bestimmten Temperaturbereichen verdampfen; Die Destillation von Öl in Fraktionen ist die Grundlage des industriellen Ölraffinierungsprozesses, der ältesten Methode der Ölforschung. Öl wird bei Temperaturen von 500 – 550 °C „dispergiert“. Alle Fraktionen, die bei 300–350 °C verdampfen, werden als leicht bezeichnet. Der Rest nach der Auswahl leichter Destillate (über 350 °C) ist Heizöl. Fraktionen, die bis 200 °C verdampfen, nennt man Leicht- oder Benzin, von 200 bis 300 °C mittel oder Kerosin, über 300 °C schwer oder Öl. Bei der atmosphärischen Destillation von Öl werden folgende Fraktionen erhalten, die bis zu 350 °C sieden – leichte Destillate: n.k. (Siedebeginn) – 140 °C – Benzinfraktion; 140 – 180 °C – Naphtha (schweres Naphtha); 140 – 220 °C – Kerosinanteil; 180 – 350 (220 – 350) oC – Dieselfraktion (leichtes Gasöl, Dieseldestillat). Das Heizöl wird unter Vakuum beschleunigt. In diesem Fall fallen je nach Richtung der Ölraffination folgende Fraktionen an: für die Kraftstoffproduktion: 350 – 500 °C – Vakuumgasöl (Vakuumdestillat); über 500 °C – Vakuumrückstände (Teer); zur Gewinnung von Ölen: 300 – 400 °C – leichte Fraktion; 400 – 450 °C – mittlere Fraktion; 450 – 490 °C – schwere Fraktion; über 490 °C – Teer. 2.3 CHEMISCHE GRUPPENZUSAMMENSETZUNG VON ÖL Die chemische Zusammensetzung von Öl wird durch den Gehalt der Hauptverbindungsgruppen charakterisiert: Kohlenwasserstoffe; heteroatomare Verbindungen: S-, N-, O-, metallhaltige Verbindungen, Harze und Asphaltene. 2.3.1 KOHLENWASSERSTOFFZUSAMMENSETZUNG DER GRUPPE DES ÖLS: ​​paraffinische (Methan) Kohlenwasserstoffe oder Alkane; naphthenische (Polymethylen-)Kohlenwasserstoffe oder Cyclane (Cycloparaffine, Cycloalkane); aromatische Kohlenwasserstoffe oder Arene; ungesättigte Kohlenwasserstoffe oder Alkene ALKANE: - normal; - Isostruktur; - inkl. Isoprenoid: Phytan Pristan C20H4 C19H4 2 0 Öl enthält: Gasförmige Alkane C1 – C4 (in Form von gelöstem Gas, Methan, Ethan...); Flüssige Alkane C5 – C15; (Pentan…..) Feste Alkane C16 – C53 und mehr. Ihr Gehalt beträgt bis zu 5 % (Gew.) und ist Bestandteil der Erdölparaffine (PWs). EIGENSCHAFTEN VON ALKANEN Alkane sind mit Wasserstoff gesättigt und haben im Vergleich zu Kohlenwasserstoffen anderer Klassen eine minimale Dichte; Normale Kohlenwasserstoffe, deren Moleküle in der flüssigen Phase besser gepackt sind, haben höhere Siedepunkte und Dichten als verzweigte Kohlenwasserstoffe. Feste Alkane sind kristallin. PHYSIKALISCHE UND CHEMISCHE EIGENSCHAFTEN VON ALKANEN DICHTE, kg/m3, bei 20 °C Siedepunkt, °C H – HEXAN 664,7 68,7 I – HEXAN 654,2 60,2 KOHLENWASSERSTOFFE Alkane sind in Wasser praktisch unlöslich, in aromatischen Kohlenwasserstoffen jedoch gut löslich. Alkane sind die chemisch inerte Gruppe der Kohlenwasserstoffe, sie zeichnen sich jedoch durch Substitutions-, Dehydrierungs-, Isomerisierungs- und Oxidationsreaktionen aus. N-Alkane können von Mikroorganismen leicht oxidiert werden. N-Alkane sind für Mikroorganismen schwerer angreifbar als n-Alkane. FESTE KOHLENWASSERSTOFFE ERDÖL ERDÖL PARAFFINE CERESIN NAPHTHENE: Cyclopropan Cyclobutan Cyclopentan Cyclohexan – monozyklisch; Bicyclodecan (Decalin) – bizyklisch; - tri- und polyzyklisch. 1-Methyl-2-ethylcyclopentan 1,2-Dimethyl-3-ethylcyclohexan Die Cyclane C3 – C4 sind Gase, C5 – C7 sind Flüssigkeiten, C8 und höher sind Feststoffe. C3–C4-Strukturen kommen in Ölen nicht vor und es dominieren fünf- und sechsgliedrige Zyklen. ARENE: - monozyklisch: Benzol und seine Derivate; - bizyklisch: Biphenyl und Naphthalin und ihre Derivate; - tri- und polyzyklisch: Phenanthren, Anthracen, Chrysen, Pyren und ihre Homologen. Benzol Methylbenzol (Toluol) Xylole: ortho-, meta-, para-. Monozyklische Aromaten von Ölen werden durch Alkylbenzole repräsentiert. Alkylbenzole, die bis zu 3 Methyl- und einen langen Substituenten mit linearer oder isoprenoider Struktur im Benzolring enthalten, sind hochsiedende Kohlenwasserstoffe. Naphthalin-Biphenyl Unter den bicyclischen Arenen überwiegen Naphthalin-Derivate, die bis zu 8 gesättigte Ringe in einem Molekül enthalten können. Von untergeordneter Bedeutung sind Derivate von Biphenyl und Diphenylalkanen. Trizyklische Arene werden in Ölen durch Derivate von Phenanthren und Anthracen repräsentiert, die bis zu 4–5 gesättigte Ringe in Molekülen enthalten können. Anthracen Phenanthren Polyzyklisch: Pyren Chrysen Perylen DURCHSCHNITTLICHER GEHALT AN ARENEN VERSCHIEDENER ARTEN, % des Gesamtgehalts an Arenen ANZAHL DER RINGE INHALT Benzol 1 67 Naphthalin 2 18 Phenanthren 3 8 Chrysen 4 3 Pyren 4 2 Anthracen 3 1 Andere - 1 ART VON ARENEN HYBRID-HC-LEHYDROGENE Dies sind Kohlenwasserstoffe, die nicht nur aromatische Ringe und Alkanketten, sondern auch gesättigte Ringe umfassen. Monoaren-Steroidstruktur PHYSIKALISCHE EIGENSCHAFTEN VON ARENEN Aufgrund ihrer physikalischen Eigenschaften unterscheiden sich Arene von Alkanen und Naphthenen mit der gleichen Anzahl von Kohlenstoffatomen im Molekül: höhere Dichte, Brechungsindex, Siedepunkt; höhere Löslichkeit in polaren Lösungsmitteln, Wasser; erhöhte Anfälligkeit für intermolekulare Wechselwirkungen. j UNGESÄTTIGTE KOHLENWASSERSTOFFE ALKENE: Offene Kohlenwasserstoffe enthalten eine Doppelbindung. CH3 – CH2 – CH3 Propankette, CH3 – CH = CH2 Propen Frolov E.B. und Smirnov M.B. (1990) fanden in vielen Proben natürlicher Öle Olefine (bis zu 15 %). Ihrer Meinung nach sind Olefine ein Produkt der radiolytischen Dehydrierung (-H2) gesättigter Erdölkohlenwasserstoffe unter dem Einfluss natürlicher radioaktiver Strahlung im Untergrund. 2.3.2 HETEROATOMARE ÖLVERBINDUNGEN In allen Ölen gibt es neben Kohlenwasserstoffen eine erhebliche Menge an Verbindungen, einschließlich Heteroatomen wie Schwefel, Sauerstoff und Stickstoff. Der Gehalt dieser Elemente hängt vom Alter und der Herkunft des Öls ab. Die Verteilung der Heteroatome auf die Ölfraktionen ist ungleichmäßig. Typischerweise sind die meisten von ihnen in schweren Fraktionen und insbesondere in Harzen und Asphaltenen konzentriert. Der Gehalt an Harz-Asphalten-Verbindungen ist in jungen Ölen höher und daher enthalten sie normalerweise mehr heteroatomare Verbindungen. SAUERSTOFFHALTIGE VERBINDUNGEN Säuren Phenole Ketone Ester und andere Verbindungen Sauerstoffhaltige Verbindungen mit sauren Eigenschaften neutrale ALIPHATISCHE SÄUREN AUS ERDÖL, inkl. Isoprenoid; NAPHTHENE; AROMATISCH; HYBRIDSTRUKTUR. PHYTANISCHE NAPHTHENsäuren sind besonders charakteristisch für naphthenische Grundöle. NAPHTHENISCHE SÄUREN MONOCYCLISCH POLYCYCLISCH Mehrere Säuren dieser Art wurden identifiziert: Keine der pentacyclischen Säuren wurde bisher einzeln isoliert: Hopylessigsäure Aromatische Säuren Naphthenoaromatische Säuren NEUTRALE VERBINDUNGEN KETONE Aceton CH3 - C - CH3 (aliphatisch) O Zyklische Ketone Fluorenon Benzinfraktion Medium und Trinkfraktionen mit hohem Säuregehalt Acetylisopropylmethylcyclopentan ÄTHER UND ESTER ÄTHER Sie haben eine zyklische Struktur vom Furantyp: Alkyldihydrobenzofurane (Cumarone) ESTER Viele von ihnen sind aromatische Verbindungen. Ester können auch eine gesättigte Struktur haben, wie zum Beispiel: SCHWEFELHALTIGE VERBINDUNGEN Schwefel ist das häufigste Heteroelement in Ölen. Es ist Bestandteil von bis zu ca. 60 % der Erdölkohlenwasserstoffe und wandelt diese in schwefelhaltige heteroatomare Verbindungen (HSCs) um. Schwefelhaltige Ölverbindungen sind ungleichmäßig auf die Fraktionen verteilt. Im Gegensatz zu anderen Heteroelementen ist Schwefel in Destillatfraktionen vorhanden (bis zu 450 – 500 °C). FORMEN VON SCHWEFEL Gelöster elementarer Schwefel, Schwefelwasserstoff, Mercaptane, Sulfide, Disulfide, Thiophen und seine Derivate, Verbindungen, die gleichzeitig Schwefel-, Sauerstoff- und Stickstoffatome enthalten. MERCAPTANS (THIOALKÜHLE) R – SH R – KOHLENWASSERSTOFFRADIKAL. Beispiel: CH3 – (CH2)3 – SH, Butylmercaptan. SULFIDE (THIOESTER) DIALKYLSULFIDE R1 - S - R2 CYCLISCHE SULFIDE (Thiacyclane) 60-70 % Thiacyclopentane (Thiaalkane) H C - S - CH7, Beispiel: 3 3 Methylpropylsulfid. Alkylthiophan 30–40 % Thiacyclohexane Dialkylthiacyclohexan Bicyclische Thiacyclane. Mittlere Ölanteile. 35: 50: 15 In kleineren Mengen enthalten Öle bi- und polyzyklische Verbindungen, einschließlich aromatischer Ringe. Sie machen weniger als 10 % der Thiacyclane aus. DISULFIDE R1 - S – S - R2 Sie kommen in leichten und mittleren Fraktionen mercaptanfreier Öle vor, wo ihr Anteil 7 - 15 % aller schwefelhaltigen Verbindungen in dieser Fraktion erreichen kann. THIOPHEN und seine Derivate: - Alkylthiophene; - Arylthiophene: Benzothiophen, Dibenzothiophen, Naphthothiophen: Thiophen und seine Derivate kommen hauptsächlich in mittel- und hochsiedenden Ölfraktionen vor, in denen sie 45 - 84 % aller schwefelhaltigen Verbindungen ausmachen. Tetra- und pentazyklische Systeme, einschließlich eines Thiophenrings, sind charakteristisch für Schwer- und Restölfraktionen. Diese Systeme enthalten neben aromatischen auch naphthenische Ringe und Alkylsubstituenten. Strukturformeln – hypothetisch Typisches Verhältnis schwefelhaltiger Kohlenwasserstoffe, % Mercaptane Sulfide Thiophene 0–7 7 – 40 50 – 90 STICKSTOFFHALTIGE VERBINDUNGEN Stickstoffverbindungen sind in hochsiedenden Fraktionen und in schweren Rückständen konzentriert. STICKSTOFFBASEN NEUTRALE STICKSTOFFVERBINDUNGEN STICKSTOFFBASEN sind aromatische Homologe von Pyridin. Chinolin 3,4-Benzacridin, bizyklisches Phenanthridin; trizyklische 7,8-Benzochinolinverbindungen; tetrazyklische Strukturen. NEUTRALE STICKSTOFFVERBINDUNGEN – aromatische Derivate von Pyrrol und Säureamiden (– СОNH2). Indolcarbazol Benzocarbazol PORPHYRINE Stickstoffhaltige Verbindungen sind ein unerwünschter Bestandteil von Erdölkraftstoffen, da sie Gifte für Aromatisierungs-, Crack- und Hydrocracking-Katalysatoren sind; in Dieselkraftstoffen verstärken sie die Teerbildung und Verdunkelung des Kraftstoffs. Stickstoffhaltige Verbindungen sind natürliche Tenside und bestimmen: Oberflächenaktivität an den Grenzflächen flüssiger Phasen; die Benetzungsfähigkeit von Öl an den Grenzflächen zwischen Gestein, Öl und Metall; haben Eigenschaften von Metallkorrosionsinhibitoren. HARZ-ASPHALTENISCHE STOFFE Die Isolierung einzelner Stoffe aus Restölfraktionen ist schwierig. Daher werden Ölrückstände in Gruppenbestandteile eingeteilt: Harze, Asphaltene, Öle. Bei Schwerölrückständen handelt es sich zu 40 bis 70 % um harzig-asphalthaltige Stoffe. TRENNUNGSSCHEMA ÖL (ERDÖL-RÜCKSTÄNDE) n-Pentan ASPHALTENÖLE + HARZE Al2O3 (Niederschlag) ÖLE HARZ (n-Pentan) (Benzol, Toluol, Alkohol-Toluol) Gemäß diesem Trennschema: Asphaltene sind die Ölfraktionen, die in unlöslich sind Normale Alkane wie N-Pentan sind unter normalen Bedingungen löslich, im Vergleich zu aromatischen Verbindungen wie Benzol oder Toluol jedoch im Überschuss löslich. Harze sind Erdölfraktionen, die bei Raumtemperatur in n-Pentan, Toluol und Benzol löslich sind. Physikalisch-chemische Eigenschaften von Harzen Öl M 4 Elementzusammensetzung, % 20 H: C C H S N O 594 1,042 84,52 9,48 2,6 0,69 2,76 Romashkinskaya 816 1,055 81,91 9,38 Tuymazinskaya 725 1,042 84 ,10 9,80 4,00 2. 1 1,4 Bitkovskaya 501 1,021 84,30 10,36 2,79 2,55 |1,4 Sagaidakskaya 769 1,033 86,40 10,01 1,80 2,31 1, 4 Radchenkovskaya 770 1,014 85,00 10,50 1,00 Bavlinskaya 8,7 0,45 1,3 1,4 3,05 1,5 Harze – viskose Flüssigkeiten mit geringer Mobilität (oder amorphe Feststoffe) von dunkelbraun bis dunkelbraun in der Farbe mit eine Dichte von etwa eins oder leicht mehr. Das Molekulargewicht von Harzen liegt im Durchschnitt zwischen 700 und 1000 a. e.m. Harze sind instabil, werden aus Öl isoliert oder ihre schweren Rückstände können sich in Asphaltene verwandeln. Elementarzusammensetzung von Asphaltenen Elementarzusammensetzung, % Ölgehalt im Öl, % C H S N O N: C Bavlinskaya 2,0 83,50 7,76 3,78 1,15 3,81 1,19 Romashkinskaya 3,8 83,66 7 ,87 4,52 1,19 2,76 1,13 Tuymazinskaya 3,9 84,40 7,8 7 4,45 1,24 2,04 1,13 Bitkovskaya 2,2 85,97 8,49 1,65 Sovetskaya 1,4 83,87 8,67 1,64 1,56 4 62 1,22 Samotlor 1,4 85,93 9,19 1,76 1,69 2,43 1,16 0 3,99 1,18 Asphaltene – amorphe Feststoffe von dunkelbrauner oder schwarzer Farbe. Beim Erhitzen schmelzen sie nicht, sondern gehen in einen plastischen Zustand über (~300°C); bei höheren Temperaturen zersetzen sie sich in Gas, flüssige Stoffe und einen festen Rückstand. Die Dichte von Asphaltenen ist größer als eins. Asphaltene sind sehr anfällig für Assoziationen, daher kann das Molekulargewicht je nach Bestimmungsmethode um mehrere Größenordnungen (von 2000 bis 140.000 µm) variieren. essen.). Die Moleküle von Harzen und Asphaltenen sind Hybridverbindungen. Die Basis solcher Moleküle ist ein polyzyklischer Kern (meist sechsgliedrig), Methyl und einer mit langen Ringen (C3-C12) 4 - 6 und mehreren Alkylsubstituenten. Der zyklische Teil des Moleküls kann Ringe umfassen, die Schwefel- oder Stickstoff- oder Sauerstoff-Funktionsgruppen enthalten. Alkoholharze Ri-Asphaltene sind Alkylsubstituenten. He – aromatischer Ring mit einem Heteroatom Struktur von Asphaltenpartikeln (Assoziate) La – Schichtdurchmesser; Lс – Dicke der Packung; Ld – Abstand zwischen den Schichten. MINERALISCHE BESTANDTEILE VON ÖLsalzen, Metallkomplexen, kolloidal dispergierten Mineralien. Die Elemente, aus denen diese Stoffe bestehen, werden Mikroelemente genannt, weil. ihr Gehalt liegt zwischen 10-8 und 10-2 %. ÖLMETALLE Alkali- und Erdalkalimetalle (Li, Na, K, Ba, Ca, Sr, Mg), Metalle der Kupfer-Untergruppe (Cu, Ag, Au), Zink-Untergruppe (Zn, Cd, Hg), Bor-Untergruppe (B, Al, Ga, In, Ti), Vanadium-Untergruppen (V, Nb, Ta), Metalle variabler Wertigkeit (Ni, Fe, Mo, Co, W, Cr, Mn, Sn usw.) ÖL-NICHTMETALLE Si, P, As , Cl, Br, I usw. Es ist allgemein anerkannt, dass Spurenelemente in Öl in Form von feinen wässrigen Salzlösungen, feinen Suspensionen von Mineralgesteinen, komplexen oder molekularen Verbindungen, die chemisch mit organischen Substanzen verbunden sind, vorhanden sein können unterteilt in: Organoelementverbindungen (Chlor - Kohlenstoff); Metallsalze (-COO-Na); Chelate, also intramolekulare Metallkomplexe (Porphyrine); Komplexe mit Heteroatomen oder das -System polyaromatischer Asphaltenstrukturen usw. Intramolekulare Komplexe wurden am Beispiel von Porphyrinkomplexen von Vanadium (VO2+) und Nickel relativ gut untersucht. Es bleibt unklar, warum im Öl nur Vanadyl- und Nickelporphyrine vorkommen. Komplexere intramolekulare finden sich in Harzen und Asphaltenen: Komplexe Hier sind neben Stickstoff auch Sauerstoff- und Schwefelatome an der Komplexbildung beteiligt. Solche Komplexe können Kupfer, Blei, Molybdän und andere Metalle bilden. Für Asphaltene wurde festgestellt, dass: die Konzentration an Spurenelementen mit zunehmendem Molekulargewicht der Asphaltene, Aromatizität, N-, S-, O-Gehalt zunimmt. Es wird angenommen, dass Metallatome je nach Donor-Akzeptor-Typ komplexe Verbindungen mit Asphalten-Heteroatomen bilden . In diesem Fall können sich entlang der Peripherie von Fragmenten der Asphalten-Schichtblockstruktur Komplexe bilden. Allerdings ist auch das Eindringen von Metallatomen zwischen die Schichten dieser Struktur möglich. Ein charakteristisches Merkmal von Öl ist, dass Vanadium und Nickel in viel höheren Konzentrationen vorkommen als andere Elemente. Typischerweise überwiegt Vanadium in sauren Ölen und Nickel in Ölen mit niedrigem Schwefelgehalt (hoher Stickstoffgehalt). Es ist zu beachten, dass Porphyrinkomplexe 4 bis 20 % des im Öl vorkommenden Vanadiums und Nickels enthalten, der Rest ist in anderen, komplexeren Verbindungen enthalten, die noch nicht identifiziert wurden. ROLLE VON MIKROELEMENTEN Vanadylporphyrine in Asphaltenen tragen zur Oberflächenaktivität von Ölen bei. Die meisten Spurenelemente sind Gifte von Ölraffinierungskatalysatoren. Um den Katalysatortyp auszuwählen, ist es daher notwendig, die Zusammensetzung und Menge der Mikroelemente zu kennen. Da die meisten Spurenelemente im harzigen Asphaltanteil des Öls konzentriert sind, korrodiert das entstehende Vanadiumoxid beim Verbrennen von Heizöl die Kraftstoffausrüstung und vergiftet die Umwelt. Moderne Kraftwerke, die mit schwefelhaltigem Heizöl betrieben werden, können zusammen mit Rauch bis zu tausend Kilogramm V2O5 pro Tag in die Atmosphäre ausstoßen. Andererseits ist der Vanadiumgehalt der Asche dieser Wärmekraftwerke viel höher als bei vielen Industrieerzen. Derzeit sind bereits Anlagen zur Gewinnung von V2O5 aus Asche von Wärmekraftwerken in Betrieb. Informationen über die Zusammensetzung und Menge der Spurenelemente im Öl sind für Geologen auch erforderlich, um Fragen zu klären: über die Herkunft des Öls, um die Gebiete abzugrenzen, in denen es vorkommt, und um Fragen der Ölmigration und -akkumulation zu untersuchen. 4. KLASSIFIKATIONEN VON ÖLARTEN DER KLASSIFIKATIONEN CHEMISCH GEOCHEMISCH (GENETISCH) TECHNOLOGISCH (INDUSTRIE, KOMMERZIELL) 4.1 CHEMISCHE KLASSIFIKATIONEN KLASSIFIZIERUNG DER GEFAHREN 1. 2. 3. 4. 5. 6. PARAFFINE PARAFFIN-NAPHTHENISCH NAPHTHENISCH PARAFFIN-NAPHTHENISCH-A ROMATISCH NAPHTHENISCH-AROMATISCH AROMATISCH 4.2 GENETISCHE KLASSIFIKATIONEN KLASSIFIZIERUNG VON PETROV Al.A. Öl wird in die Kategorie A eingestuft, wenn in den Chromatogrammen der Fraktion mit 200–430 °C n-Alkan-Peaks in analytischen Mengen auftreten. In den Chromatogrammen dieser Fraktion von Ölen der Kategorie B gibt es keine Peaks von n-Alkanen. Abhängig vom relativen Gehalt an normalen und isoprenoiden Kohlenwasserstoffen in Ölen der Kategorie A und vom Vorhandensein oder Fehlen von isoprenoiden Kohlenwasserstoffen in Ölen der Kategorie B werden Öle jeder Kategorie wiederum in zwei Untertypen unterteilt: A1, A2, B1, B2 . Typ A1 A2 B1 B2 Summe 15–60 10–30 4–10 5–30 Alkane ZyklonVerzweigte Alkane Arenen gebaut 5–25 0,05–6,0 15–45 10–70 0,5–5 1,0–6,0 20–60 15–70 20–70 25-80 0,5 0,5-6,0 20-70 20-80 4. 3 TECHNOLOGISCHE KLASSIFIKATIONEN Schwefelgehalt, % Klasse Ölart im Benzin Möglicher Gehalt an Grundölen, % im Düsentreibstoff Dieselkraftstoff Anteil an Fraktionen bis 350 °C Gruppe für Öl auf Heizöl M1 > 25,0 > 45,0 I ≤ 0,50 ≤ 0,10 ≤ 0,10 ≤ 0,20 T1 ≥ 55,0 M2 0,15–24,9< 45,0 II 0,51– 2,00 ≤ 0,10 ≤ 0,25 ≤ 1,00 Т2 45,0–54,9 М3 15,0– 24, 9 30– 44, 9 III >2,00 > 0,10 > 0,25 > 1,00 T3< 45,0 М4 < 15,0 < 30,0 Подгруп па Индекс вязкости базовых масел И1 >95 I2 90–95 I3 I4 85–89,9< 85 Ви д П1 П2 П3 Содержание парафинов в нефти, % ≤ 1,50 1,51–6,00 > 6,00 Entparaffinierung ist nicht erforderlich. Für die Herstellung von Düsen- und Dieselkraftstoff, Destillat-Grundölen. Für die Herstellung von Düsen- und Diesel-Sommerkraftstoff – erforderlich. Für die Herstellung von Diesel-Winterkraftstoff und Destillat-Grundölen. Für die Herstellung von Düsen- und Dieselkraftstoff, Destillat Aktuelle technologische Klassifizierung nach physikalisch-chemischen Ölen. Basierend auf ihren Eigenschaften, dem Herstellungsgrad, dem Gehalt an Schwefelwasserstoff und leichten Mercaptanen werden Öle in Klassen, Typen, Gruppen und Typen eingeteilt. Ölklassen Klasse 1 2 3 4 Name Schwefelarm Hoher Schwefelgehalt Hoher Schwefelgehalt Besonders hoher Schwefelgehalt Massenanteil Schwefel, % bis 0,60 inkl. von 0,61 auf 1,81 auf St. 3,50 1,80 3,50 Basierend auf der Dichte und beim Export zusätzlich basierend auf der Fraktionsausbeute und dem Massenanteil an Paraffin wird Öl in fünf Typen unterteilt (Tabelle 2): - extra leicht; - Licht; - Durchschnitt; - schwer; - bituminös. Öltypen Norm für Öltyp 0 Parameter für Land 1 für Export für Land 2 für Export für Land 3 für Export für Land 4 für Export für Land für Export Dichte, kt/m3, bei einer Temperatur von 20 °C Nicht mehr als 830 , 0 830,1-850,0 850,1870,0 870,1895,0 Mehr als 895,0 15 °C Nicht mehr als 834,5 834,6854,4 854,5874,4 874,5899,3 Mehr als 899,3 Ölgruppen Je nach Aufbereitungsgrad wird das Öl in die Gruppen 1-3 Parameter eingeteilt Norm für Ölgruppe 1 2 3 1 Massenanteil von Wasser, % nicht mehr als 0,5 0,5 1,0 2 Konzentration von Chloridsalzen, mg/dm3, nicht mehr als 100 300 900 3 Massenanteil mechanischer Verunreinigungen, % nicht mehr als 0,05 0,05 0,05 4 Gesättigter Dampfdruck, kPa (mm Hg), nicht mehr als 66,7 (500) 66,7 (500) 66,7 (500) 5 Inhalt Organochlorverbindungen sind nicht standardisiert, eine Definition ist erforderlich. Million-1 (ppm) Ölarten Basierend auf dem Massenanteil von Schwefelwasserstoff und Mercaptanen wird Öl in Typen unterteilt. Lichtparameter Norm für Öltyp 1 2 1 Massenanteil von Schwefelwasserstoff, ppm (ppm), nicht mehr als 20 50 2 Massenanteil von Methyl- und Ethylmercaptanen in die Menge, Millionen, -1 (ppm), nicht mehr als 40 60 Das Ölsymbol besteht aus vier Zahlen, die den Bezeichnungen der Klasse, des Typs, der Gruppe und der Ölsorte entsprechen. Bei der Lieferung von Öl für den Export wird der Typenbezeichnung der Index „e“ hinzugefügt. Struktur des Symbols für Öl: 5 ÖL ALS DISPERGIERTES SYSTEM In Bezug auf die physikalische Chemie kann Öl als eine Mehrkomponentenmischung mit komplexer Zusammensetzung definiert werden, die in der Lage ist, den Aggregatzustand und dementsprechend die volumetrischen Eigenschaften über einen weiten Bereich der Thermobarik zu ändern Parameter. Abhängigkeit der Dichte und Viskosität binärer Kohlenwasserstoffsysteme vom Molenbruch der Komponenten Binäre Kohlenwasserstoffsysteme: 2,2 - Dimethylpentan, Hexadecan (a), Benzol-Decan (b), Hexan-Dodecan (c), Cyclohexantoluol (d) Dispergierte Systeme bestehend aus zwei oder mehr heterogenen Phasen mit einem durch die Schnittstelle zwischen ihnen entwickelten System. Eine der Phasen bildet ein kontinuierliches Dispersionsmedium, in dem die dispergierte Phase in Form kleiner Feststoffpartikel, Flüssigkeitströpfchen oder Gasblasen verteilt ist. Öl ist ein komplexes Mehrkomponentengemisch, das je nach äußeren Bedingungen die Eigenschaften einer molekularen Lösung oder eines dispergierten Systems aufweist. Makromoleküle BMC Supramolekulare Strukturen Assoziierte t-Komplexe Supramolekulare Strukturen haben Abmessungen von 10-4 - 10-9 m und unterscheiden sich von Makromolekülen BMC zeichnen sich durch ein um ein Vielfaches höheres Molekulargewicht, das Vorhandensein einer Phasengrenzfläche zwischen ihnen und dem Dispersionsmedium, eine hohe Dichte und geringe Flüchtigkeit aus und verleihen dem Ölsystem spezifische Eigenschaften. Das System erwirbt: strukturelle und mechanische Festigkeitsinstabilität Grundkonzepte der physikalisch-chemischen Mechanik von Erdöl-Dispersionssystemen Das Ziel der physikalisch-chemischen Mechanik besteht darin, die Muster der Bildung räumlicher Strukturen in dispergierten Systemen sowie die Prozesse der Verformung und Zerstörung solcher Strukturen in Abhängigkeit davon zu ermitteln auf physikalisch-chemischen und mechanischen Faktoren. Die Struktureinheiten eines öldispersen Systems weisen eine komplexe Struktur auf, die durch die Art und geometrische Form der Makromoleküle der Kohlenwasserstoffe, die Oberflächenkräfte zwischen ihnen, die Wechselwirkung der dispergierten Phase mit dem Dispersionsmedium und andere Faktoren bestimmt wird. Um Phänomene in einem öldispersen System zu beschreiben, wird ein Modell komplexer Struktureinheiten (CSU) vorgeschlagen. Komplexe Struktureinheit 3 ​​2 1 1 - Kern; 2 - Solvatationshülle; 3 - Die Zwischenschicht von CCE kann durch frei dispergierte Systeme (Sole) und gebundene dispergierte Systeme (Gele) gebildet werden. In einem frei dispergierten System sind Partikel der dispergierten Phase nicht miteinander verbunden und können sich unter dem Einfluss äußerer Kräfte (Schwerkraft oder Brownsche Bewegung) bewegen. Die disperse Phase gebundener dispergierter Systeme bildet einen kontinuierlichen Rahmen (räumliche Struktur), in dem sich ein Dispersionsmedium befindet. Unter der strukturmechanischen Festigkeit des SSS versteht man seine Fähigkeit, der Einwirkung äußerer Kräfte zu widerstehen. Je größer die Wechselwirkungskraft zwischen den Makromolekülen des BMC im Assoziat und zwischen Assoziaten im System ist, desto höher ist die strukturelle und mechanische Festigkeit des SDS. Die strukturelle und mechanische Festigkeit erdöldisperser Systeme wird durch die Dicke der Solvathülle um die supramolekulare Struktur bestimmt. Die strukturelle und mechanische Festigkeit des SSS wird durch den Grad der Abweichung der strukturellen Viskosität max. von der dynamischen Viskosität min. beurteilt. Mit zunehmender Temperatur nimmt das MSP ab und verschwindet, wenn das System in den Zustand einer molekularen Lösung übergeht. Unter der kinetischen Stabilität von SSS versteht man die Fähigkeit der dispergierten Phase, für eine bestimmte Zeit eine gleichmäßige Verteilung von SSE in einem Dispersionsmedium aufrechtzuerhalten. Instabilität äußert sich in der Vergrößerung von Partikeln der dispergierten Phase aufgrund ihrer Adhäsion (d. h. Koagulation) unter dem Einfluss intermolekularer Wechselwirkungen untereinander. In diesem Fall geht die kinetische Stabilität verloren und es kommt zur Phasentrennung, d.h. Partikel fallen aus. Dieselben Verbindungen, aus denen Öl als Dispersionsmedium besteht, haben unterschiedliche Auswirkungen auf das Verhalten von Partnern unterschiedlicher Natur im Ölsystem. Paraffine lösen sich gut in paraffinischen Kohlenwasserstoffen. Feste Paraffine lösen sich besser im hochmolekularen Teil unpolarer Lösungsmittel. Somit hat der Grad der Polarität des Dispersionsmediums unterschiedliche Auswirkungen auf die Größe von Assoziaten unterschiedlicher Natur im Öldispersionssystem, was zu unterschiedlichen Konzentrationen supramolekularer Strukturen im Öl führt. Der Bereich der Bedingungen, unter denen ein Erdölsystem molekular ist, hängt von seiner chemischen Zusammensetzung ab. Mit zunehmendem Gehalt an Harz-Asphalten-Verbindungen degeneriert der Bereich des molekularen Zustands allmählich und das Ölsystem wird bei jedem Druck und jeder Temperatur dispergiert. Gründe für die Entstehung von CCE-haltigen Ölsystemen 1. Entfernung von Kohlenwasserstoffen, die Lösungsmittel supramolekularer Strukturen sind, aus dem System. 2. Einbringung spezieller Additive in das Ölsystem 3. Senkung oder Erhöhung der Temperatur. EIGENSCHAFTEN DES REVERSIBELEN ÖLDISPERSIONSSYSTEMS 4 3 1 3 2 0 kein Lösungsmittel schlechtes Lösungsmittel gutes Lösungsmittel 1 - Radius des Kerns der supramolekularen Struktur; 2 - Dicke der Solvatationsschicht; 3 - Stabilität; 4 – strukturelle und mechanische Festigkeit. Die Prozesse der physikalischen Aggregation können durch Änderungen der folgenden Faktoren gesteuert werden: Temperatur; Druck; die Beziehung zwischen strukturierenden und nicht strukturierenden Komponenten; Lösungsvermögen des Mediums; Grad der Dispersion von Assoziaten unter Verwendung verschiedener Methoden: mechanische, elektrische und magnetische Felder, Tenside, Änderung der Zusammensetzung des Dispersionsmediums usw. bis 6 PHYSIKALISCHE UND CHEMISCHE EIGENSCHAFTEN VON ÖL Dichte Molekulargewicht Viskosität Fließpunkt Oberflächenspannung Gesättigter Dampfdruck Blitz und Entzündung Punkt Rheologische Eigenschaften 6.1 DICHTE Laborarbeiten 6.2 MOLEKULARE MASSE Die Molmasse ist das wichtigste Merkmal von Öl. Die durchschnittliche Molmasse vieler Öle beträgt 250–300. Der erste Vertreter der flüssigen Erdölkohlenwasserstoffe – Pentan – hat ein MW von 72. Für die hochmolekularsten heteroatomaren Verbindungen von Öl, Harzen und Asphaltenen liegt das MW bei ~ 1200–2000 und höher. Die Kenntnis des Molekulargewichts von Ölfraktionen ist bei der Strukturgruppenanalyse von Ölfraktionen, bei der Bestimmung des Gehalts an ungesättigten Kohlenwasserstoffen und bei technologischen Berechnungen, beispielsweise beim Prozess der Öl-Gas-Trennung, erforderlich. Voinov zeigte, dass bei paraffinischen Kohlenwasserstoffen das durchschnittliche Molekulargewicht (Mav) von ihrer durchschnittlichen Siedetemperatur (tav) abhängt. M 60 0, 3 t 0, 001 t 2, Öldestillationskurven Die Molmasse ist eine additive Größe und kann für eine Mischung verschiedener Fraktionen als Verhältnis der Summe der Massen der Komponenten der Mischung zur Summe von berechnet werden die Anzahl der Mol derselben Komponenten in der Mischung: M CM m 1 m 2 m 3 ..... m1 M 1 m2 M 2 m3 M , .... 3 wobei mi die Massen der Komponenten sind, kg ( G); Mi sind die Molmassen gleicher Komponenten. Mit dieser Formel ist es möglich, die Molmasse eines Öls zu berechnen, wenn die Molmassen der daraus gewonnenen Destillate bekannt sind. Bei der experimentellen Bestimmung des Molekulargewichts von Öl werden kryoskopische und ebullioskopische Methoden eingesetzt. Bei der Bestimmung des Molekulargewichts mit der kryoskopischen Methode wird die Abnahme der Gefriertemperatur einer Lösung der Testsubstanz in einem ausgewählten Lösungsmittel im Vergleich zum Gefrierpunkt eines reinen Lösungsmittels (Δt) beobachtet und das Molekulargewicht (M) berechnet unter Verwendung der Formel M K g 1000 G tз BESTIMMUNG DER MOLEKULÄREN MASSE VON ÖL Kryoskopie (aus dem Griechischen. kryos – Kälte, Frost, Eis und skopeo Ich schaue, ich beobachte) ist eine physikalische und chemische Methode zur Untersuchung flüssiger Lösungen, basierend auf Senkung des Gefrierpunkts (Kristallisation) der Lösung im Vergleich zum Gefrierpunkt eines reinen Lösungsmittels. Bei jeder chemisch reinen Flüssigkeit erfolgt die Kristallisation bei einer konstanten Temperatur – der Kristallisationstemperatur, die mit der Schmelztemperatur eines bestimmten Kristalls übereinstimmt. 1883 machte der französische Chemiker F. M. Raoult eine Entdeckung: Die Abnahme des Gefrierpunkts, die durch verschiedene gelöste Stoffe in gleichen molaren Mengen verursacht wird, ist für ein bestimmtes Lösungsmittel gleich. Das Gesetz von Raoult besagt, dass die relative Abnahme des Partialdampfdrucks eines Lösungsmittels gegenüber einer verdünnten Nichtelektrolytlösung gleich dem Molenbruch des gelösten Stoffes ist. Für viele Mehrkomponentenmischungen ist das Gesetz von Raoult mit ausreichender Genauigkeit erfüllt, wenn der Molanteil des gelösten Stoffes im Bereich von 0,1 bis 0,5 liegt. Die mit hochempfindlichen Thermometern oder Thermoelementen gemessene Gefrierpunktsabnahme Δt steht im Zusammenhang mit der Molzahl n der gelösten Substanz durch die Beziehung: 2 t n R t0 1000 pl nK wobei R die universelle Gaskonstante ist; t0 und λpl sind die Gefriertemperatur bzw. die spezifische Schmelzwärme eines reinen Lösungsmittels; K ist die kryoskopische Konstante des Lösungsmittels. Die kryoskopische Konstante charakterisiert die Abnahme der Gefriertemperatur, die durch 1 Mol gelöster Substanz (6,02∙1023 undissoziierte Partikel) in 1 kg Lösungsmittel verursacht wird. Somit ist die Unterdrückung ∆t, d. h. eine Abnahme des Gefrierpunkts des Lösungsmittels, wenn die Testsubstanz darin gelöst wird, proportional zu seiner molaren Konzentration C: ∆t = K·C, Dann gilt: C=a/M=n, wobei a die Substanzmenge (Öl) ist, g; M ist die Molmasse der Substanz. Daher: M = a·K / ∆t Molekulargewicht und Depression für Öl und in Benzol gelöste Ölprodukte Erdölprodukt Kalinskaya-Öl Benzin Naphtha Kerosin Motoröl C, Masse. % M ∆t, oC 1,59 229 0,357 2,02 1,12 1,65 103 130 168 1,000 0,435 0,502 1,16 387 0,157 Nachteile der kryoskopischen Methode: Das Gesetz von Raoult ist auf verdünnte Lösungen anwendbar; in den verwendeten Lösungsmitteln neigen viele Stoffe zur Assoziation; Bei kleinen Proben ist die resultierende Depression zu klein und Fehler bei der Zählung sind möglich. Beckman-Gerät 1 – Reagenzglas mit Stopfen; 2 - Reagenzglas mit Stopfen; 3 – Kühlbad; 4 - Beckman-Thermometer; 5 - Rührer 6 - Auslass zur Probeneinführung. Das Beckmann-Thermometer gehört zu den Differenzthermometern, mit denen Sie nicht die Temperatur selbst, sondern deren Veränderung messen können. Das Thermometer verfügt über ein großes Quecksilberreservoir und eine spezielle Vorrichtung oben am Kapillarrohr, mit der Sie die Quecksilbermenge ändern und verschiedene Temperaturintervalle messen können. Die etwa 25 cm lange Thermometerskala ist durch Kalibrierung bei 0,020, 0,010 oder 0,005 ° in 5 oder 6 Grad unterteilt. Mit einer Lupe oder einem Teleskop wird die Temperatur mit einer Genauigkeit von 0,001° gemessen. Der Nachteil von Beckmann-Thermometern besteht darin, dass sie kleine Änderungen der Kristallisationstemperatur oder des Siedepunkts eines Lösungsmittels nicht genau messen. 6.3 VISKOSITÄT Laborarbeit 6.4 GIESPUNKT Die Temperatur, bei der Öl unter bestimmten Bedingungen seine Beweglichkeit verliert, der Gießpunkt. Als Fließpunkt wird gemäß GOST 20287-74 die Temperatur angesehen, bei der in einem Reagenzglas abgekühltes Öl den Füllstand nicht ändert, wenn das Reagenzglas um 45° geneigt wird. Die Bestimmungsgenauigkeit beträgt 2 °C. Aufgrund seiner mehrkomponentigen Zusammensetzung hat Öl keinen klaren Fließpunkt. Einzelne Stoffe nach Kristallisationstemperatur. zeichnen sich dadurch aus, dass der Stockpunkt von Ölen stark variiert: von - 62 bis +35 °C. Ekhaba-Öl mit niedrigem Paraffingehalt (-62 °C) und Tasbulat-Öl mit hohem Paraffingehalt (+35 °C) weisen extreme Stockpunktwerte auf. Die Transport-, Lager- und Ausrüstungsbedingungen hängen vom Stockpunkt der Erdölprodukte ab. Öle und ihre Herstellung, Funktionsweise Der Stockpunkt von Ölen und Ölprodukten wird maßgeblich durch den Gehalt an Paraffinen beeinflusst, die bei entsprechenden Temperaturen zur Strukturierung und Bildung von Assoziaten (supramolekularen Strukturen) befähigt sind. Mit zunehmendem Molekulargewicht von Kohlenwasserstoffen (insbesondere n-Alkanen) steigt deren Assoziationsfähigkeit und dementsprechend mit dem Gewicht der Ölfraktionen (Benzin – Diesel – Restöl) ihr Stockpunkt. Aus Sicht der physikalisch-chemischen Mechanik dispergierter Erdölsysteme ist der Stockpunkt von Öl (Erdölprodukt) als Übergang von einem frei dispergierten in einen gebundenen dispergierten (festen) Zustand definiert. 6.5 OBERFLÄCHENSPANNUNG Laborarbeiten 6.6 GESÄTTIGTER DAMPFDRUCK Laborarbeiten 6.7 BLITZTEMPERATUR, ZÜNDUNG UND SETO-ZÜNDUNG Flammpunkt ist die Mindesttemperatur, bei der Erdölproduktdämpfe ein Gemisch mit Luft bilden, das kurzzeitig eine Flamme bilden kann, wenn eine externe Zündquelle (Flamme, (elektrischer Funke). Die meisten Öle haben einen Dampfflammpunkt unter 0 °C. Der Flammpunkt von Ust-Balyk- und Samotlor-Ölen beträgt -30 °C bzw. -35 °C. Basierend auf ihrem Flammpunkt werden Erdölprodukte in brennbare und brennbare Produkte unterteilt. Zu den brennbaren Produkten zählen Erdölprodukte mit einem Dampfflammpunkt von nicht mehr als 61 °C in einem geschlossenen Tiegel (nicht mehr als 66 °C in einem offenen Tiegel). Zur Klasse der brennbaren Stoffe zählen Erdölprodukte mit einem Flammpunkt von mehr als 61 °C im geschlossenen Tiegel (mehr als 66 °C im offenen Tiegel). Leicht entzündliche Erdölprodukte sind Kraftstoffe. So hat Motorenbenzin im geschlossenen Tiegel einen Flammpunkt von -50 °C, Flugbenzin -30 °C. Treibstoff für Strahltriebwerke muss je nach Sorte einen Flammpunkt von mindestens 28-60 °C haben, Treibstoff für schnelllaufende Dieseltriebwerke 35-61 °C. Der Flammpunkt hängt vom Siedepunkt der zu prüfenden Substanz ab. Für einzelne Kohlenwasserstoffe wird diese Abhängigkeit nach Ormandy und Crewin durch die Gleichung ausgedrückt: Tfsp = K · Tbp wobei Tfsp der Flammpunkt K ist; K - Koeffizient gleich 0,736; Bp – Siedepunkt, K. Flammpunkt – nichtadditiver Wert. Sein experimenteller Wert ist immer niedriger als der arithmetische Mittelwert der Flammtemperaturen der in der Mischung enthaltenen Komponenten, berechnet nach den Regeln der Additivität. Denn der Flammpunkt hängt hauptsächlich vom Dampfdruck der niedrigsiedenden Komponente ab, während die hochsiedende Komponente als Wärmeträger dient. Beispiel: 1 % Benzin im Schmieröl senkt den Flammpunkt von 200 auf 170 °C, 6 % Benzin senken ihn um fast die Hälfte. Die Zündtemperatur ist die Mindesttemperatur, bei der die Dämpfe des Prüfprodukts bei Einwirkung einer externen Zündquelle eine stabile, unsterbliche Flamme bilden. Die Zündtemperatur liegt immer über dem Flammpunkt, oft sogar deutlich – um mehrere zehn Grad. Die Zündtemperatur von Dieselkraftstoffen liegt im Bereich von 57–119 °C. Die Selbstentzündungstemperatur ist die Mindesttemperatur, bei der sich mit Luft vermischte Dämpfe von Erdölprodukten ohne äußere Zündquelle entzünden. Die Leistung von Diesel-Verbrennungsmotoren basiert auf dieser Eigenschaft von Erdölprodukten. Die Selbstentzündungstemperatur des Blitzes beträgt mehrere hundert Grad. höhere Temperatur Die Selbstentzündungstemperatur eines Erdölprodukts sinkt mit zunehmendem Molekulargewicht: Wenn sich Benzin bei Temperaturen über 500 °C spontan entzündet, dann Dieselkraftstoffe – bei 300-330 °C. Die Brand- und Explosionsgefahr von Öl und Erdölprodukten wird anhand der Flamm-, Entzündungs- und Selbstentzündungstemperaturen beurteilt. Öl wird als brennbare Flüssigkeit der Klasse 3 (GOST 19433) eingestuft. 6.8 RHEOLOGISCHE EIGENSCHAFTEN Rheologie ist eine Wissenschaft, die das mechanische Verhalten fester und flüssiger Körper untersucht (Rheos – Strömung; Logos – Studium). Stellen wir uns vor, dass auf die gegenüberliegenden Seiten des Würfels eine Tangentialkraft F wirkt. Sie erzeugt eine Schubspannung, die numerisch gleich groß ist. Unter dem Einfluss der Scherspannung verformt sich der Würfel: Seine Oberseite verschiebt sich gegenüber der Unterseite um einen Betrag. Diese Verschiebung ist numerisch gleich dem Tangens des Abweichungswinkels der Seitenfläche, d. h. relative Scherdehnung. Der Zusammenhang zwischen den Größen der Scherspannung, der Dehnung und ihren zeitlichen Veränderungen ist ein Ausdruck des mechanischen Verhaltens, das Gegenstand der Rheologie ist. Es gibt zwei Flüssigkeitsmodelle: ein ideales Flüssigkeitsmodell und ein viskoses Flüssigkeitsmodell. Flüssige Medien, für die das viskose Flüssigkeitsmodell nicht geeignet ist, werden als nicht-Newtonsche Medien bezeichnet. Nicht-Newtonsche viskose Flüssigkeiten werden in zwei Gruppen eingeteilt: a) Flüssigkeiten mit einer anfänglichen Scherspannung von 0; b) Flüssigkeiten, die keine anfängliche Scherspannung von 0 haben. Für nicht-newtonsche viskose Flüssigkeiten das Konzept der scheinbaren Viskosität. Flüssigkeiten werden eingebracht. Die Viskosität einer nicht-Newtonschen Flüssigkeit ist kein konstanter Wert, sondern hängt von der Größe der Scherspannung ab: const, = f (, d/dr, T) τ dυ n τ = k · (dr) , 4 2 1 τp τ0 τ0 3 dV dr n = 1- Newtonsche Flüssigkeit; tg = µ = const; N< 1 - псевдопластичная жидкость; n > 1 - dilatante Flüssigkeit; 1 - Newtonsche Flüssigkeit; 2 - pseudoplastische Flüssigkeit; 3 - dilatante Flüssigkeit; 4 – Viskoplastische Flüssigkeit Abhängigkeit der scheinbaren Viskosität einer nicht-Newtonschen Flüssigkeit von Schergeschwindigkeit und Temperatur t 2 > t1 t1 t2 Schergeschwindigkeit, s-1 dV dr Abhängigkeit der scheinbaren Viskosität einer nicht-Newtonschen Flüssigkeit von Temperatur und Schergeschwindigkeit 30 20 10 0 20 25 30 35 Temperatur, oC 40 Effektive Viskositätskurve des Öls μ1 μ2 T = const Scherspannung μ3 τ Die Fähigkeit, eine Struktur nach ihrer Zerstörung spontan wiederherzustellen, wird als Thixotropie bezeichnet. Die thixotropen Eigenschaften von Öl hängen ab von: dem Gehalt, der chemischen Zusammensetzung, dem Dispersionszustand hochmolekularer Ölparaffine, dem Gehalt und der Adsorptionswirkung von Harz-Asphalten-Substanzen auf die Kristallisation von Paraffin, dem Temperatureinfluss auf Öl usw. II. GAZ 7. Ressourcen und Vorkommen von Erdgas Die weltweit förderbaren Gasreserven werden auf 113 Billionen geschätzt. m3. Nachgewiesene Gasreserven: Russland – ~ 38 % der Welt (1. Platz weltweit). Naher und Mittlerer Osten – ~ ein Drittel seiner weltweiten Reserven entfallen (hauptsächlich auf Öl): Iran (14,2 % der Weltreserven – 2. Platz weltweit), Abu Dhabi (4,6 %), Saudi-Arabien (4,5 % – 3. Platz). in der Welt), Katar (4,1 %), Irak (2,4 %) und Kuwait (1,2 %). Asien-Pazifik-Region: Indonesien (2,5 %), Malaysia (1,5 %), China (1 %), Indien und Australien (insgesamt 1,2 % der Welt). Afrika (7,5 %): Algerien (3,2 %), Nigeria (2,2 %) und Libyen (0,7 %). Amerikanischer Kontinent: 14,1 % der Weltreserven, inkl. USA – 4,1 % (4. – 5. Platz), Venezuela – 2,9 %, Kanada – 2,7 % und Mexiko 2,1 %. Westeuropa: 5,4 % der Weltreserven, inkl. Norwegen – 2,3 %, die Niederlande – 1,7 % und das Vereinigte Königreich – 0,6 %. Weltweit gibt es 11 einzigartige Erdgasfelder (mit einer Reserve von mehr als 1 Billion m3), davon befinden sich 7 in Russland. Land Anfangsreserven, Billionen m3 Urengoiskoje Russland 4 Jamburgskoje Russland 3,78 Shtokmanskoje Russland 3 Medvezhye Russland 1,55 Zapolyarnoye Russland 2,6 Astrachanskoje Russland Orenburgskoje Russland 1,78 USA 2 Niederlande 1,65 Einzigartige Lagerstätten Manhandle - Hugoton Slochsteren 7.1 KLASSIFIZIERUNGEN VON GASEN Kohlenwasserstoffe neue Gase sind in der Regel unterteilt (klassifiziert) abhängig nach ihrer Herkunft in folgende Gruppen eingeteilt: 1) natürlich (trocken), hauptsächlich bestehend aus Methan, gewonnen aus reinen Gasvorkommen; 2) Erdöl (Fett), bestehend aus Methan und seinen niedermolekularen Homologen (C1 – C5), das als Nebenprodukt mit Öl entsteht; 3) Gaskondensat, gewonnen aus Gaskondensatfeldern; 4) künstlich, - gewonnen aus der Verarbeitung von Öl (Raffinerie) und festen Brennstoffen (Koks, Generator, Hochofen usw.) ); 5) Kohlegase, die in Kohlen enthalten sind. Gaszusammensetzung, % Vol. CH4 C2H6 C3H8 C4H10 C5H12+B CO2 H2S N2 Urengoiskoje 96,00 0,09 0,01 0 0,01 0,49 - 3,40 Medweschje 99,20 0,08 0,01 0,07 0,02 0,06 - 0,57 Jamburgskoje 95,20 0,04 0,01 0,00 0,01 0,30 - 4,00 Gazlinskoye 92,70 3,20 0,90 0,47 0,13 0,10 - 2,50 Astrachan 54,15 5,54 1,68 0,93 1,57 21,55 12,60 1,98 Orenburg 81,70 4,50 1,80 1,00 3,55 2,35 4,00 1,10 Karachaganak 75,31 5,45 2,62 1,37 5,98 4,79 3,69 0,79 Shatlyk 95,7 0 1,70 0,23 0,04 0,02 1,24 - 1,40 Tuymazin 41,00 21,00 17,40 6,80 4,60 0,10 2,00 7,10 Ishimbayskoe 42,40 12,00 20,50 7,20 3,10 1,00 2,80 11,00 Zhirnovskoe 82,00 6,00 3,00 3,50 1,00 5,00 - 1,50 Mykhanovskoe 30,10 20,20 23,60 10,60 4,80 1,50 2,40 6,80 Gasfeld Gaskondensat Öl Gase aus Gas, Gaskondensat sowie Öl- und Gasfeldern sind eine Mischung gesättigter Kohlenwasserstoffe. Das Gas enthält auch Nicht-Kohlenwasserstoff-Komponenten: Stickstoff, Kohlendioxid, Schwefelwasserstoff, Inertgase Helium, Argon usw. Erdölgas ist eine wichtige Quelle für Kohlenwasserstoff-Rohstoffe. Bis vor Kurzem wurde Begleitgas in der UdSSR hauptsächlich auf Feldern abgefackelt und nur teilweise für den lokalen Bedarf genutzt. So wurden im Jahr 1991 bei einem branchenweiten Erdöl- und Erdgasvorkommen von 45,1 Milliarden Kubikmetern 35 Milliarden Kubikmeter gefördert, mehr als 10 Milliarden Kubikmeter abgefackelt und nur 7,4 Milliarden Kubikmeter Gas zur Verarbeitung und Komprimierung geliefert. Derzeit wird Ölgas der 1. Trennstufe zur Stromerzeugung auf den Feldern verwendet, als Brennstoff für technologische Zwecke (Ölheizöfen) verwendet oder zur Verarbeitung in der Gasaufbereitungsanlage angeliefert. Gas aus der 2. Trennstufe, das am reichsten an schweren Kohlenwasserstoffen und damit ein wertvoller chemischer Rohstoff ist, wird weiterhin abgefackelt. Gaskondensatablagerungen sind Ansammlungen gasförmiger Kohlenwasserstoffe in der Tiefe, aus denen bei Druckabfall eine flüssige Kohlenwasserstoffphase freigesetzt wird – Kondensat (ein Gemisch aus Kohlenwasserstoffen – Pentan und höheren Homologen von Methan). Diese. Die Produkte eines Warmwasserbrunnens sind Gas und Kondensat. Ölreservoir: in Flüssigkeit (Öl) gelöstes Gas. Kohlenwasserstoffreservoir: Flüssigkeit (Kohlenwasserstoffe), gelöst in komprimiertem Gas. Die Gase dieser Felder enthalten 2–5 % oder mehr flüssige Kohlenwasserstoffe. Der Kondensatgehalt im Gas verschiedener Gaskondensatlagerstätten variiert stark: von 5–10 cm3/m3 (Rudki, Punginskoje) über 300–500 cm3/m3 (Russky Khutor, Vuktyl) und sogar 1000 cm3/m3 oder mehr (Talalaevskoje). . Produkte der Gasindustrie: 1. Erd- und Erdölgase 2. Gasförmige reine Kohlenwasserstoffe 3. Flüssige Gemische von Kohlenwasserstoffen 4. Feste Gasverarbeitungsprodukte MERKMALE DER CHEMISCHEN ZUSAMMENSETZUNG VON GASEN UNTERSCHIEDLICHER HERKUNFT Lagerstätte Ethan, % Propan, % Butane, % Spezifikationen, % C – C C2 – C4 C2 – C4 2 4 Gas bis 5 80 - 100 1 - 15 1-5 G/K 5 – 15 60 - 80 15 - 35 5 - 15 ÖlG/K bis 30 40 - 60 20 - 40 10 - 25 Öl > 30 C2+B> C1 C3 > C2 C4 > C2 Zur weiteren Charakterisierung der chemischen Zusammensetzung von Gasen und zur Vorhersage der Art der Ablagerungen werden verschiedene Koeffizienten verwendet: „Fettgehalt“-Koeffizient – ​​das Verhältnis der Summe der Methanhomologen zur Methangehalt C2+B / CH4; Anreicherungskoeffizient mit Kohlenwasserstoffen, das Verhältnis der Summe von Kohlenwasserstoffen zu Stickstoff – (CH4 + C2H6 + B) / N2; Ethanisierungskoeffizient – ​​Verhältnis von Ethan zu Propan C2H6/C3H8: 0,3 – 1,5 Öllagerstättengas; 1–3 Gas- oder Öl- und Gaskondensatablagerungen; 2–6 Gas- oder Gaskondensatablagerungen; >5 Gas-Gasreservoir; Klassifizierung von Erdgasen nach dem Gehalt an nützlichen Komponenten (V.I. Staroselsky) NICHT-KOHLENWASSERSTOFFKOMPONENTEN VON GASEN Stickstoff ist der häufigste Nicht-Kohlenwasserstoffbestandteil von Erdgas. Der durchschnittliche N2-Gehalt überschreitet nicht 8 %. Schwefelwasserstoff – dient als Quelle für Gasschwefel. Seine Konzentration in Erdgasen beträgt 0,01 – 25 %. Vorkommen schwefelwasserstoffhaltiger Gase in Russland, deren gesamte nachgewiesene Reserven sich auf mehr als 4 Billionen m3 belaufen. befinden sich hauptsächlich in den Regionen Archangelsk, Orenburg, Astrachan und Perm sowie in Baschkortostan. Kohlendioxid – normalerweise korreliert sein Gehalt mit dem Gehalt an Schwefelwasserstoff. In schwefelarmen und schwefelfreien Gasen beträgt die CO2-Konzentration nicht mehr als 0,5 %, in schwefelhaltigen und schwefelreichen Gasen beträgt sie 3–6,5 %. In der Gruppe der Edelgase hat Helium einen industriellen Wert. Für die industrielle Herstellung von Helium werden Erd- und Erdölgase mit einem Heliumgehalt von mindestens 0,2 – 0,3 % Vol. verwendet. Die Hauptquelle für Argon in der Sedimentabfolge ist der radioaktive Zerfall bei 40 K. Die Argonkonzentrationen in freien Gasen betragen 0,001 – 1,0 % mit Hintergrundwerten von 0,01 – 0,02 %. Maximale Konzentrationen von Argon und Helium sind in der Regel mit denselben Lagerstätten verbunden. Daher können hohe Argonkonzentrationen als Suchindikator für heliumhaltige Gase dienen. Erdgase können Quecksilber in industriellen Konzentrationen enthalten. Der Quecksilbergehalt variiert stark: von 1∙10 -8 bis 3∙10 3 g/m3, ist aber immer höher als in der Atmosphäre. Aufgrund des Gehalts an schwefelhaltigen Bestandteilen werden brennbare Gase unterteilt in: - schwefelarme Gase mit einem Schwefelwasserstoff- und Thiolschwefelgehalt von weniger als 20 bzw. 36 mg/m3, die keiner besonderen Entschwefelung unterliegen; - schwefelhaltig, üblicherweise unterteilt in schwefelarm, schwefelhaltig und schwefelreich, mit einem Gehalt an Schwefelwasserstoff und Thiolschwefel von mehr als 20 bzw. 36 mg/m3, vorbehaltlich der obligatorischen Reinigung von Schwefelverbindungen und deren Verarbeitung zu Gasschwefel. Schwefelwasserstoff und Kohlendioxid sind korrosive Bestandteile von Gasen, die in einer feuchten Umgebung zur inneren Korrosion von Rohren und Geräten beitragen und zu einer Verschlechterung der Brennstoffqualität des Gases führen. Daher müssen diese Verunreinigungen vor dem Transport und der Verarbeitung brennbarer Gase entfernt werden. Erdölfabrikgase Wenn Öl auf erhitzt wird hohe Temperatur schwere Kohlenwasserstoffe zerfallen (cracken) zu leichten Kohlenwasserstoffen, inkl. Methan und Wasserstoff. Beim Crackprozess (500 °C) entstehende Erdölraffineriegase enthalten etwa 30 % Methan und 60 % andere Kohlenwasserstoffe. In Ölraffineriegasen, die bei der Pyrolyse (700 °C) entstehen, steigt der Methangehalt aufgrund der tieferen Zersetzung von Kohlenwasserstoffen auf 45 %. Zusammensetzung von Kohlenwasserstoffgasen in Ölraffinierungsprozessen, % Thermisches Cracken von Heizöl unter Druck langsam Wirbelschicht Katalytisches Cracken Pyrolyse von Benzinrohstoffen Normalmodus Hartmodus 0,2 0,4 1,5 2,5 16,0 8,5 5,5 - - СН4 - 2,5 4,5 12,5 6,0 29,3 - - - - С2Н4 1,8 17,0 21,5 20,0 8,0 5,0 9,5 24,5 21,0 24,5 С2Н6 - 16,0 32,5 26,5 11,0 34,4 5,0 12,5 27,0 34,0 C3H6 - 9,0 4,0 12,5 2 2,0 10,5 - - С3Н8 42,2 21,5 15,0 11,0 12,5 0,2 38,0 32,0 С4Н6 - - - - - 1,5 - - - - iso-С4Н8 - 4,5 2,2 5, 0 6,0 1,3 - - - - n-C4H8 - 9,8 4,4 5,0 14,0 1,2 - - - - iso-C4H10 16,0 5,0 7,0 0,7 14,0 - 19,0 11,0 n-C4H10 40. 0 14,5 8,5 4,6 4,0 0,5 20,0 14,5 - 25,8 15,1 35,7 48,0 43,8 - - - - 1,0-3,5 7 7 12 12 23 1,8 0,8 H2 + CO2 Summe ungesättigter Gase Gasausbeute, % der Rohstoffe 17 77 Hydrotreating von Dieselfraktionen Hydrocracken von schweres Gasöl Primärölraffinierung Katalytische Reformierung - Komponenten Verkokung - - 41,0 20,5 11,0 21,0 Die Richtung der Gasverwendung hängt von seiner Zusammensetzung ab. Katalytisches Spaltgas, reich an Butylen und Isobutan, - beste Aussicht Rohstoffe für katalytische Alkylierungsanlagen. Aus Reformierungsgasen wird Wasserstoff isoliert, genauer gesagt wasserstoffhaltiges Gas mit einem Volumenanteil an Wasserstoff von 75-90 %. Zur Durchführung von Hydrierprozessen wird wasserstoffhaltiges Gas verwendet. Aus Ölraffineriegasen werden in Gasfraktionierungsanlagen (GFU) folgende Kohlenwasserstofffraktionen (Reinheit 90–96 %) gewonnen: Ethanfraktion – Pyrolyserohstoff, Kältemittel; Propanfraktion – Pyrolyserohstoff, Kältemittel, Haushaltsflüssiggas, Lösungsmittel bei der Entasphaltierung von Restprodukten; Isobutan-Fraktion – Rohstoff für die Alkylierung und Herstellung von synthetischem Kautschuk; Butanfraktion – ein Rohstoff für die Pyrolyse, die Herstellung von synthetischem Kautschuk, ein Bestandteil von Flüssiggas, ein Zusatz zu Motorenbenzin, um ihm den erforderlichen Dampfdruck zu verleihen; Isopentan-Fraktion – Rohstoff für die Herstellung von Isoprenkautschuk, einem Bestandteil von Benzin mit hoher Oktanzahl; Die Pentanfraktion ist ein Rohstoff für Isomerisierungs- und Pyrolyseprozesse. Aus Gasen, die ungesättigte Kohlenwasserstoffe enthalten, werden folgende Fraktionen freigesetzt: Propan-Propylen – Rohstoffe zur Herstellung von Polymerbenzin, Phenol und Aceton, synthetische Reinigungsmittel, Butylalkohole; Butan-Butylen – Rohstoff für die Alkylierung und Polymerisation, verwendet bei der Herstellung von synthetischem Kautschuk, Öladditiven, Methylethylketon, Methyl-tert-butylether (MTBE). Etwa 13 Billionen m3 Gas gehören zu den unkonventionellen Gasressourcen in Sibirien. Dabei handelt es sich um Methanvorkommen im Kusbass. KOHLEGASE Kohle verschiedener Qualitäten enthält Gas, dessen Hauptbestandteil Methan ist. Der Ursprung dieses Gases ist mit der Umwandlung des ursprünglichen Pflanzenmaterials und der weiteren Metamorphose der resultierenden Kohlen verbunden. ZUSAMMENSETZUNG VON KOHLENGASEN Da Braunkohlen in Steinkohlen und diese in Anthrazite umgewandelt werden, sinkt der Gehalt an Sauerstoff, Wasserstoff auf 3 - 1,5 % und anderen Elementen und der Kohlenstoffgehalt steigt, in Anthraziten erreicht er 99 % oder mehr. Diese Kohlenstoffanreicherung ist mit der Eliminierung von wasserstoff- und anderen elementreicheren Seitengruppen verbunden, die im Laufe der geologischen Zeit bei erhöhten Temperaturen in Gesteinsschichten auftritt. Die Abspaltung von Seitengruppen führt zur Bildung von Methan und anderen Gasen aus der Kohlemasse. In den frühen Stadien der Umwandlung von Kohlematerial wird hauptsächlich Kohlendioxid freigesetzt, in späteren Stadien Methan. Gasverwitterungszone Gaszoneneinteilung von Kohlevorkommen Die Tiefen der Grenzen dieser Zonen in verschiedenen Kohlevorkommen sind nicht gleich und hängen ab von: geologischen Bedingungen und der Intensität des Gasaustauschs mit der Atmosphäre. Charakteristisch hierfür ist die obere Grenze der Methanzone, wo der Gasaustausch mit der Atmosphäre keine nennenswerte Rolle mehr spielt. Oberhalb dieser Grenze und bis zu Erdoberfläche Es gibt eine Zone der Gasverwitterung. In einigen kohleführenden Becken liegt die obere Grenze der Methanzone in einer Tiefe von 50–200 m. Es sind Gebiete bekannt, in denen diese Grenze viel tiefer liegt (600–800 m). Im Petschora-Becken gibt es auf den meisten Feldern keine Zone vollständiger Demethanisierung. Kohlegas enthält bereits in den obersten Schichten eine nennenswerte Menge Methan. Die eigentlichen Kohlegase, d. h. solche, die bei der Metamorphose der Kohle entstehen, sollten als Gase der Methanzone betrachtet werden. Kohlegase frei (Cluster) sorbiert (+ in geschlossenen Poren) Zusammensetzung von Gasen in Gasansammlungen von Kohlevorkommen Öffnungstiefe von Gasansammlungen, m CH4 N2 CO2 TU Usinskoje 120 99,8 0,2 0 0 Vorgashorskoje 163 99,4 0,6 0 0 340 86,0 13,0 1,0 0 502 87,0 13,0 0 0 324 99,8 0 1,2 0 614 100,0 0 0 0 - 96,2 3,8 0 - 97,0 3, 0 0 350 69,0 31,0 0 0 440 83,4 16,6 0 0 Workutinskoye Niyashes Yryaginskoye-Lagerstätte Gehalt an schweren Kohlenwasserstoffen in Donbass-Kohleflözgasen Komponenten C2H6 C3H8 C4H10 C5H12 C6H14 Gehalt, % Vol. 0,10–8,52 0,05–2,90 0–1,40 0–0,64 0–0,43 Häufigkeit des Vorkommens der Komponente, % der Proben 100,0 100,0 74,6 50,9 5,3 GASENTHALT VON BITTERKOHLEN Gasgehalt von Kohlen, d. h. die Gasmenge pro Gewichtseinheit Kohle . Mit zunehmender Tiefe nimmt der Gasgehalt der brennbaren Kohlemasse zu (Donbass). In den Poren der Kohle befindet sich das Gas in freiem Zustand, der größte Teil des Gases wird von der Kohle adsorbiert. Der Gasgehalt von Kohlen hängt ab von: Druck, Temperatur, Art oder Metamorphose der Kohle. Von den wichtigsten gasförmigen Komponenten wird Stickstoff am wenigsten sorbiert, Methan wird stärker absorbiert und Kohlendioxid wird noch stärker sorbiert. Die Sorption schwerer Kohlenwasserstoffe durch Kohlen ist sogar noch höher, insbesondere Propan, Butan und schwerere. EIGENSCHAFTEN VON ERDGASEN Die Kenntnis der Eigenschaften und des Verhaltens von Erdgas ermöglicht es uns, Probleme seiner Produktion, Verarbeitung und seines Transports rational zu lösen. Die wichtigste Frage ist, in welchem ​​Phasenzustand sich die Bestandteile des Erdgases befinden. Betrachten wir die folgenden Eigenschaften von Erdgasen und ihren Bestandteilen: Molekulargewicht; Dichte; Viskosität; Heizwert; Feuchtigkeit. MÖGLICHKEITEN, DIE ZUSAMMENSETZUNG VON GEMISCHEN UND DIE BEZIEHUNG ZWISCHEN IHNEN AUSZUDRÜCKEN mi Massenanteil - die Masse der i-ten Komponente, bezogen auf die Gesamtmasse des Systems: . mi i 1 Mol (Mol)-Anteil – die Anzahl der Mol der i-ten Komponente, dividiert durch die Gesamtzahl der Mol im System: n N Mol – die Menge einer Substanz in Gramm, numerisch gleich ihrem Molekulargewicht. ich ich n . ni i 1 Die Anzahl der Mol ist gleich der Masse der Substanz mi mi dividiert durch das Molekulargewicht ni. M i Mi: Dann: N i gi M i 1 n i 1 , gi M gi gi n i 1 (i Vi) . (N i M i) i 1 i i Vi i n Der Volumenanteil ist das Verhältnis des Volumens der i-ten Komponente im System zum Gesamtvolumen des Systems: Dann: Ni M , vi vi Vi . n V i i 1 gi i 1 n i 1 gi i . Nach dem Avogadro-Gesetz nimmt 1 Mol eines beliebigen Gases bei gleichem Druck und gleicher Temperatur das gleiche Volumen ein: bei N.U. – 273 K und 0,101 MPa – 22,414 l, bei S.U. – 293 K und 0,101 MPa – 24,055 l, daher für Gasgemische: vi N i , die volumetrische Zusammensetzung ist auch die molare Zusammensetzung. Das durchschnittliche Molekulargewicht einer Gasmischung kann aus ihrer Zusammensetzung berechnet werden: n M cm (Îi M i), i 1 wobei Îi = vi oder Ni das Volumen oder der Molenbruch der Komponente ist; n M cm i 1 (yi M i), 100 wobei yi = vi oder Ni der Komponentengehalt in der Mischung in Prozent ist. Dann der Gewichtsanteil der Komponente: g i yi M M Zusätzlich: i . cm n M cm 1 n i 1 , gi M M cm i 1 n i (v i i) i 1 (v i i) M i . 7.2.1 DICHTE VON GASEN Die Dichte eines Gasgemisches kann als additive Eigenschaft aus der Zusammensetzung des Gases und der Dichte jeder Komponente berechnet werden: n cm (yi i), i 1 mit yi = Ni oder vi in Bruchteile einer Einheit; ρi ist die Dichte der Gaskomponente. Die Dichte von Gaskomponenten kann aus Nachschlagewerken entnommen oder über das Molvolumen – das Volumen von 1 Mol Gas – berechnet werden: Unter normalen Bedingungen (N.U.): cm o M cm kg / m, 3 22, 4 Unter Standardbedingungen (S.U.) ): cm M cm 24, 055, kg / m 3 Die relative Gasdichte ist das Verhältnis der Gasmasse zur Masse des gleichen Luftvolumens: G V M G M V M G 28, 97 G 1, 293 G, 1, 205 wobei 1,293 und 1,205 Luftdichte, kg/m3, bei NU bzw. SL. 7.2.3 VISKOSITÄT VON GASEN Die Viskosität oder innere Reibung einer Flüssigkeit oder eines Gases ist eine Eigenschaft, die sich in dem Widerstand äußert, den eine Flüssigkeit oder ein Gas ihrer Verschiebung unter dem Einfluss einer einwirkenden Kraft entgegensetzt. Der Scherwiderstand ist proportional zur Scherung und nicht zu die Scherkraft, wie in Festkörpern. Geschwindigkeit Newtons Strömungsgesetz setzt die auf eine Flüssigkeit (Gas) ausgeübte Tangentialkraft und den Widerstand gegen eine stationäre Strömung in Beziehung: F μ S d dx d , dx Die Ableitung der Geschwindigkeit nach der Entfernung wird als Geschwindigkeitsgradient bezeichnet. S ist die Fläche, auf die die Kraft F wirkt. Indem wir die Kraft auf eine Flächeneinheit F S in Beziehung setzen, erhalten wir aus der Newtonschen Gleichung die Tangentialspannung: d dx, woraus d. dx Diese Größe wird Viskositätskoeffizient, innerer Reibungskoeffizient, dynamische Viskosität oder einfach Viskosität genannt. Im GHS-System wird ein Poise (P) als Einheit der dynamischen Viskosität verwendet. Poise ist die dynamische Viskosität einer Flüssigkeit, die der gegenseitigen Bewegung ihrer beiden Schichten mit einer Fläche von 1 cm2, die sich in einem Abstand von 1 cm voneinander befinden und sich relativ zueinander bewegen, eine Widerstandskraft von 1 Dyn ausübt bei einer Geschwindigkeit von 1 cm/s: Dyne s g 1 Poise cm mit 2 cm P. Im SI-System hat die Einheit der dynamischen Viskosität die Dimension (n∙s)/m2 oder Pa∙s, mPa∙s. Diese Einheit ist zehnmal größer als ein Poise. 1 P = 0,1 (n∙s)/m2. VISKOSITÄT VON GASEN BEI ATMOSPHÄRISCHEM DRUCK Viskosität, cps 1- Helium, 2- Luft, 3- Stickstoff, 4- Kohlendioxid, 5- Schwefelwasserstoff, 6- Methan, 7- Ethylen, 8- Ethan, 9- Propan, 10- Isobutan , 11 - n-Butan, 12-n-Pentan, 13-n-Hexan, 14-n-Heptan, 15-n-Oktan, 16-n-Nonan, 17-n-Decan Temperatur, °C Viskosität von gasförmigem Paraffin Kohlenwasserstoffe bei Atmosphärendruck abhängig vom Molekulargewicht Viskosität, cps Relative Dichte Molekulargewicht VISKOSITÄT VON GASEN BEI HOHEN DRUCKEN Viskosität, cps Abhängigkeit der Methanviskosität von Druck und Temperatur Druck, bei Viskosität, cps Abhängigkeit der Ethylenviskosität von Druck und Temperatur Druck, atm Viskosität , ppz Abhängigkeit der Ethanviskosität von Temperatur und Druck Temperatur, °C Viskosität, cps Abhängigkeit der Propanviskosität von Temperatur und Druck Temperatur, °C Viskosität, cps VISKOSITÄT VON ERDGAS a b Relative Dichte: a – 0,6; b – 0,7; c – 0,8; g – 1,0 v Temperatur, K g BERECHNUNG DER VISKOSITÄT BEI ATMOSPHÄRISCHEM DRUCK In analytischer Form wurde die Abhängigkeit der Viskosität einzelner Gase und Dämpfe von der Temperatur (bei atmosphärischem Druck) von Sutherland ermittelt: o 273 C T T C 273 3 2, - Gasviskosität bei einer gegebenen Temperatur T; o ist die Viskosität desselben Gases bei 0 K; T – absolute Gastemperatur; C ist eine von den Eigenschaften des Gases abhängige Konstante: CCH4 = 170; CC2H6 = 280; CC3H8 = 318; ССО2 = 240; СN2 = 110; СВзд = 124. Die Viskosität eines Gasgemisches hat nicht die Eigenschaft der Additivität. Die Viskosität eines Gasgemisches (Erdgas, Erdölgas) bei Atmosphärendruck kann berechnet werden, wenn die Zusammensetzung seiner Komponenten bekannt ist: n i cm Ni M i 1, n N i i M i i 1 cm - Viskosität des Gasgemisches; i - Viskosität der i-ten Komponente; Ni ist der molare Anteil der i-ten Komponente; Mi ist die Molmasse der i-ten Komponente. BERECHNUNG DER VISKOSITÄT BEI HOCHDRUCK Viskositätsverhältnis, / atm Verhältnis der Viskosität bei hohem Druck zur Viskosität bei Atmosphärendruck, atm Pseudo-reduzierte Temperatur, Tr Tr T Tc, pr p pc, ist eine Funktion von reduziertem Druck und reduzierter Temperatur: wobei Tr , pr – pseudoreduzierte Temperatur und Druck des Gasgemisches, T, p und Tc, pc – Betriebs- und pseudokritische Werte der Temperaturen bzw. Drücke. KRITISCHE UND REDUZIERTE DRÜCKE UND TEMPERATUREN Es ist üblich, die kritische Temperatur zu nennen, oberhalb derer ein Gas unter dem Einfluss von Druck jeglichen Werts nicht mehr in eine Flüssigkeit umgewandelt werden kann. Der Druck, der erforderlich ist, um ein Gas bei einer kritischen Temperatur zu verflüssigen, wird als kritisch bezeichnet. Der kritische Druck und die kritische Temperatur für ein Gasgemisch können mithilfe der folgenden Formeln bestimmt werden: Einige physikalische und chemische Eigenschaften der Bestandteile von Erdgas Parameter Methan Ethan Propan Molek. Masse 16 30 44 Tcr, K 190,55 305,43 369,82 Tcr, kgf/cm2 46,95 49,76 43,33 0,6679 1,263 1,872 1,0484 0,8720 0,7649 13264 11916 12399 1 1321 12032 11051 Dichte bei HC, kg/m3 Viskosität bei SG, 10-6, Pa∙s Wärme der Verbrennung bei 1 atm und 15 oC, kcal/kg ANALYSE VON GASEN DURCH CHROMATOGRAPHIE-METHODE Die Gaschromatographie als wirksame Methode zur Trennung und Analyse komplexer Gemische aus Gasen, Flüssigkeiten und Feststoffen erlangte in den 50er Jahren des letzten Jahrhunderts große Anerkennung und wird kontinuierlich weiterentwickelt seitdem weiterentwickelt und verbessert. Der Begriff „Chromatographie“ kommt von den griechischen Wörtern chromatos – Farbe, Farbe und grapho – schreiben, beschreiben. Jede Art von Chromatographie kann als dynamische Methode zur Trennung eines Stoffgemisches definiert werden, die auf einem wiederholt wiederholten Prozess der Umverteilung von Komponenten zwischen zwei nicht mischbaren Phasen basiert, von denen eine stationär und die andere mobil ist: Die stationäre Phase ist ein festes Adsorptionsmittel oder eine Suspension des Adsorptionsmittels in einer Flüssigkeit oder eine Flüssigkeit, die auf die Oberfläche eines festen Trägers aufgetragen wird. Die mobile Phase (Gas oder Flüssigkeit) fließt entlang der stationären Phasenschicht. Schematische Darstellung der gaschromatographischen Analyse Ein Inertgas wird kontinuierlich einer chromatographischen Säule zugeführt, die eine stationäre Phase enthält, und in dieses Trägergas wird vor dem Eintritt in die Säule eine Probe des analysierten Gemischs der Komponenten, beispielsweise A, B und C, eingeleitet. Aufgrund spezifischer Unterschiede in der Sorption oder Löslichkeit bei der Bewegung durch die stationäre Phase werden Schichtkomponenten in Zonen gruppiert. Wenn am Ausgang der Säule eine zeitliche Änderung einer physikalischen Eigenschaft des Gasstroms aufgezeichnet wird, wird die ausgegebene chromatographische Kurve – das Chromatogramm – in Form einer Reihe von Peaks aufgezeichnet. Chromatogramm Die Freisetzungszeiten der Komponenten, gezählt vom Zeitpunkt der Probenaufgabe bis zur Aufzeichnung des Peak-Peaks, liefern eine qualitative Charakteristik der analysierten Substanzen. Durch den Vergleich der Flächen (oder Höhen) chromatographischer Peaks können quantitative Bestimmungen mit hoher Genauigkeit durchgeführt werden. Schematische Darstellung eines Gaschromatographen 1 – Gasaufbereitungssystem; 2 - Dosiergerät; 3 - Spalte; 4 - Detektor; 5 - Thermostat; 6 - Stromversorgung des Detektors; 7 Verstärker; 8 - Rekorder; 9 - Integrator- oder Detektorsignalverarbeitungssystem; 10 - Messgeräte für Parameter des Chromatographenmodus (Gasdurchflussraten, Temperaturen, Stromversorgung der Detektoren). Gas-Funktionsanschlüsse sind mit einer Doppellinie dargestellt, elektrische mit einer Einfachlinie, Thermostatelemente sind mit einer gepunkteten Umrandung umrandet. In der Praxis hat der Wärmeleitfähigkeitsdetektor die größte Bedeutung erlangt und wird bis heute häufig eingesetzt. Es nutzt den Unterschied in der Wärmeleitfähigkeit zwischen dem Trägergas und der Komponente, um Probenkomponenten in einem Trägergasstrom zu erkennen. Schematische Darstellung eines Chromatographen mit Wärmeleitfähigkeitsdetektor Chromatographen „Kristall“, „Kristallux-4000M“ Chromatogramm von natürlichem brennbarem Gas

MINISTERIUM FÜR BILDUNG UND WISSENSCHAFT DER RUSSISCHEN FÖDERATION Russisch Staatliche Universität Öl und Gas benannt nach. IHNEN. Gubkina __________________________________________________ R.Z. Dispergierte Systeme von Safieva Petroleum: Zusammensetzung und Eigenschaften (Teil 1) Genehmigt von der Bildungs- und Methodenabteilung für höhere Öl- und Gasausbildung als Lehrmittel für Studierende im Bachelor-Studiengang 553600 ÖL- UND GASGESCHÄFT und im Bereich der Graduiertenausbildung 650700 ÖL UND GASGESCHÄFT. Moskau 2004 2 BBK UDC 665,6 R.Z. Safieva. Chemie von Öl und Gas. Erdöldispergierte Systeme: Zusammensetzung und Eigenschaften (Teil 1). Lernprogramm. M.: Russische Staatliche Universität für Öl und Gas, benannt nach. I. M. Gubkina. 2004. Das Lehrbuch zum Kurs „Chemie von Öl und Gas“ skizziert die Schwerpunkte des Vorlesungsstoffs, stellt Prüfungsfragen und Aufgaben zur Vertiefung des theoretischen Stoffes bereit. Dieses Handbuch richtet sich an Studierende, die gemäß dem Landesbildungsstandard im Zyklus der allgemeinen Berufsdisziplinen (OPD.12) den Studiengang „Chemie von Öl und Gas“ im Bachelorstudiengang 553600 Öl- und Gaswirtschaft und im Masterstudiengang studieren 650700 Öl- und Gasgeschäft. Das Handbuch wird zur Vorbereitung auf das interdisziplinäre Staatsexamen für Studierende der Fakultät für Öl- und Gasfeldentwicklung (FREGM) und der Fakultät für Entwurf, Bau und Betrieb von Pipeline-Transportsystemen (FPS und ESTT) empfohlen. 3 INHALTSSEITE Einleitung 5 Kapitel 1. KURZINFORMATIONEN ÜBER ÖLSYSTEME 10 1.1. Allgemeine Daten zu Kohlenwasserstoff-Rohstoffen 10 1.2. Kurze Informationen über die Zusammensetzung und einige Eigenschaften von Ölen 19 auf dem Weg von der Quelle bis zur Raffinerie 1.3. Verschiedene Möglichkeiten zur Ölraffination 23 1.4. Grundlegende methodische Ansätze zur 28-Studie von Erdölsystemen Testfragen und -aufgaben 31 Kapitel 2. KOHLENWASSERSTOFFE DES ÖLS. 33 2.1. Alkane und Cycloalkane. Geochemische Klassifizierung von 34 Ölen 2.2. Alkene 49 2.3. Arenen 53 Testfragen und Aufgaben 60 Kapitel 3. HETERORGANISCHE ÖLVERBINDUNGEN 63 3.1. Sauerstoffhaltige Verbindungen 63 3.2. Schwefelhaltige Verbindungen 65 3.3. Stickstoffhaltige Verbindungen 68 3.4. Harz-Asphalt-Substanzen. Klassifizierung von 69 Mineralien auf Kohlenwasserstoffbasis 3.5. Mikroelemente 76 Testfragen und Aufgaben 77 Kapitel 4. ÖLDISPERSIERTE SYSTEME. 79 4 4.1. Umsatzsteuerklassifizierung 79 4.2 Umsatzsteuerstabilität 92 4.3. Rheologische Eigenschaften der Mehrwertsteuer 94 Testfragen und Aufgaben: 104 Fazit 106 Literatur 107 Anhänge 108 5 Einleitung Ein Student ist kein Gefäß, das gefüllt werden muss, sondern eine Fackel, die angezündet werden muss. L. Artsimovich Gegenstand der Aufmerksamkeit zukünftiger Ölspezialisten in jeder Phase: Von der Quelle bis zur Tankstelle sind Kohlenwasserstoffsysteme (Öl, Gas und deren verarbeitete Produkte). Studierende verschiedener Fachrichtungen, die im Rahmen allgemeiner und spezieller Disziplinen an den jeweiligen Fakultäten die vielfältigen Phänomene untersuchen, die bei der geophysikalischen Forschung, Bohrung und Erschließung von Bohrlöchern, bei der Förderung, Aufbereitung und dem Transport von Erdöl sowie bei der Erdölförderung auftreten Raffinierung und Verwendung von Erdölprodukten benötigen Kenntnisse über die Zusammensetzung und physikalisch-chemischen Eigenschaften von Kohlenwasserstoffsystemen sowie Methoden zu ihrer Erforschung und Regulierung. Daher liefert der erste Teil des Lehrbuchs für den Kurs „Chemie von Öl und Gas“ Informationen über die Zusammensetzung und die grundlegenden Eigenschaften von Kohlenwasserstoffsystemen, die als disperse Erdölsysteme (ODS) betrachtet werden. Der zweite Teil des Handbuchs ist modernen Methoden zur Erforschung und Regulierung der Eigenschaften der Mehrwertsteuer gewidmet. Es ist selbstverständlich zu erwarten, dass Chemiestudenten, die die organische Chemie beherrschen und mit den grundlegenden Analysetechniken zur Trennung von Mehrkomponentensystemen und -systemen vertraut sind chemische Umwandlungen Da sie einige Kohlenwasserstoffverbindungen gegenüber anderen unterscheiden, sind sie im Vergleich zu Studierenden anderer Fachrichtungen besser auf das Studium der Disziplin „Öl- und Gaschemie“ vorbereitet. Chemiestudenten wurden erstmals vor mehr als 70 Jahren auf diese Disziplin aufmerksam. Kurs „Chemie von Öl und Gas“ Ende der 20er – Anfang der 30er Jahre. Professor (später weltberühmter Akademiker) Sergei Semenovich Nametkin begann innerhalb der Mauern der Moskauer Bergbauakademie zu lesen. 1932 erschien aus seiner Feder ein gleichnamiges Buch. Er schrieb: „Die Erdölchemie ist ein Spezialzweig der angewandten Chemie mit vielfältigen Problemen theoretischen und praktischen Inhalts.“ Die Entstehung der Erdölchemie als Wissenschaft wurde durch die Arbeit von D.I. erleichtert. Mendeleeva, N.D. Zelinsky, V.V. Markovnikova, K.V. Kharichkova, V.N. Ipatieva, A.A. Letny, L. G. Gurvich und andere Wissenschaftler. Lassen Sie uns kurz einige Merkmale des aktuellen Entwicklungsstands der Ölindustrie beschreiben, die in direktem Zusammenhang mit den im Kurs „Chemie von Öl und Gas“ behandelten Themen stehen. In der Geochemie der Öl- und Gasexploration werden häufig physikalische und chemische Methoden (spektral, thermisch, chromatographisch usw.) verwendet, um Öl- und Gasvorkommen in Gesteinen zu untersuchen. Vom Ende des letzten Jahrhunderts bis heute wurden zahlreiche Experimente zur thermischen Labormodellierung der Öl- und Gasbildung von Kerogen (organischem Material verschiedener Art), das eine wahrscheinliche Quelle von Öl- und Gaskohlenwasserstoffen darstellt, nicht gestoppt. Um die Fähigkeit von Gesteinen zur Bildung von Kohlenwasserstoffen zu beurteilen, wurde die komplexe Rock-Eval-Methode vorgeschlagen, die Thermoanalyse und Chromatographie kombiniert. Diese Methode ist heute die wichtigste Methode bei der Untersuchung der Umwandlung organischer Stoffe in Kerogen in geochemischen Laboratorien auf der ganzen Welt. Beachten Sie, dass die Disziplin „Reservoirphysik“, die seit langem an der Fakultät für Öl- und Gasfeldentwicklung (FREGM) gelehrt wird, ohne das Studium der Disziplin „Erdölchemie“ per Definition kein vollständiges Bild der Wahrnehmung der Studierenden vermitteln kann physikalischer und chemischer Prozesse in einem einzigen System, das als Ölreservoir bezeichnet wird. Dies gilt vor allem für Prozesse wie: die Bildung von Restöl in der Lagerstätte; Manifestation struktureller, mechanischer und rheologischer Eigenschaften von Ölen; der Einfluss der Ölzusammensetzung auf die Benetzbarkeit des Gesteins, Veränderungen der Grenzflächeneigenschaften bei der Behandlung einer Formation mit chemischen Reagenzien usw. Das Verständnis dieser Phänomene ist besonders relevant für zukünftige 7-Spezialisten auf dem Gebiet der Ölförderung, wo nach intensiver Bohrlochentwicklung eine Phase des aktiven Einsatzes physikalischer und chemischer Methoden zur Steigerung der Bohrlochproduktion begonnen hat, einschließlich der Verwendung verschiedener chemischer Reagenzien. Darüber hinaus sind Sicherheitsaspekte bei der Vorbereitung von Projekten zur Erschließung neuer Öl- und Gasfelder von zentraler Bedeutung Umfeld vor möglicher Ölverschmutzung. Grundlage für die Risikobewertung in möglichen Notfallsituationen und Maßnahmen zur Beseitigung der Folgen solcher Unfälle ist zugleich die Kenntnis der physikalischen und chemischen Gesetzmäßigkeiten der Wechselwirkung von Öl mit Wasser und Boden. Im Bereich des Öltransports gibt es verschiedene Probleme, deren Lösung Kenntnisse der Grundlagen der Ölchemie erfordert. Einige Probleme hängen damit zusammen, dass im Transneft-Pipeline-Transportsystem verschiedene Öle unabhängig von ihrer Qualität in einem einzigen Strom gepumpt werden, was für Unternehmen, die hochwertiges Öl liefern, natürlich zu Verlusten führt. Daher wird auf Landesebene die Aufgabe gestellt, eine Ölqualitätsbank zu schaffen. Weitere Probleme sind mit dem Pumpen von Öl und Erdölprodukten verbunden. Um ihren Transport zu intensivieren, wird ein integrierter physikalischer und chemischer Ansatz verwendet, der den Einsatz von Wellentechnologien und chemischen Reagenzien beinhaltet – Depressiva (Substanzen, die den Fließpunkt von stark verfestigten Ölen senken), Antiturbulenzadditive. Bei der Ölraffinierung werden physikalisch-chemische Technologien der neuen Generation beherrscht, die zur Intensivierung der Ölraffinierung beitragen. Im Anwendungsbereich werden Erdölprodukte eingesetzt moderne Methoden Analyse ihrer physikalischen, chemischen und betrieblichen Eigenschaften sowie Entwicklung neuer Erdölprodukte, die strengere Umweltanforderungen und moderne Technologie erfüllen. Die Fähigkeit, praktische Lösungen für physikalische und chemische Probleme zu finden, die in verschiedenen Phasen der Ölkette auftreten, basiert auf theoretischem Wissen. Solche Kenntnisse wiederum können im Kurs „Chemistry of Oil and Gas“ erworben werden. Es wäre notwendig, die Lektüre dieses Kurses nach dem Studium der Disziplin „Physikalische und kolloidale Chemie“ in die Lehrpläne für Studierende nichtchemischer Fakultäten von Öl- und Gasuniversitäten aufzunehmen. Beachten Sie, dass auf dem Arbeitsmarkt in der Ölindustrie vor allem ein Spezialist gefragt sein wird, der sich nicht nur durch seine Kenntnis des Wesens der Fragestellungen seines Fachgebiets auszeichnet, sondern auch einen breiten Blick in verwandten Bereichen hat Zweige des Ölgeschäfts. Dies belegen insbesondere die Erfahrungen mit der Einstellung von Hochschulabsolventen für die Arbeit in Ölunternehmen. Heute haben auch Studierende nichtchemischer Fachrichtungen, die die Grundlagen des chemischen Wissens gemäß den einschlägigen Lehrplänen beherrschen, im dritten Semester eine echte Chance, die Disziplin „Öl- und Gaschemie“ zu studieren. Jeder Abschnitt der Vorlesung ist nach folgendem Schema aufgebaut: von der Präsentation kurzer, bekannter Informationen aus dem Bereich der organischen, physikalischen und kolloidalen Chemie bis hin zur Erläuterung des Wesens verschiedener Phänomene, die in Erdölsystemen auftreten. Am Ende des Abschnitts wird eine Liste der wichtigsten Fragen bereitgestellt, die es den Studierenden ermöglicht, die Essenz des präsentierten Materials während der unabhängigen Vorbereitung sowie Standardprobleme und Probleme mit erhöhtem Komplexitätsgrad zu verstehen, die zur Entwicklung des chemischen Denkens beitragen werden zur Lösung angeboten (sie sind mit einem Sternchen gekennzeichnet). Im Zusammenhang mit der flächendeckenden Durchdringung chemischer Kenntnisse über Öl in Zweige des Ölgeschäfts, die nur auf den ersten Blick von der Chemie entfernt sind, wurde die Disziplin „Chemie von Öl und Gas“ zu einem festen Bestandteil der Anzahl der von Studierenden belegten Disziplinen einer Reihe von Fakultäten (FRNGM, FPS und ESTT) im Rahmen interdisziplinärer Prüfungen mit staatlichem Status. Dieses Handbuch dient auch der Selbstvorbereitung der Studierenden auf die interdisziplinäre Prüfung. Studierende finden die notwendigen Informationen zu diesem Fachgebiet (Fragen zur Vorbereitung auf Prüfungen, Praktika und Tests; Diagramme und Illustrationen für Vorlesungsmaterialien) auch auf der Website des Fachbereichs im Bereich „Pädagogische und methodische Arbeit“ unter der E-Mail-Adresse: www.him .gubkin .ru. Wenn Sie Fragen oder Anregungen haben, wenden Sie sich bitte per E-Mail an den Autor dieses Tutorials: [email protected] . Der Kurs „Chemie von Öl und Gas“ wird von Lehrern der Abteilung für Organische Chemie und Erdölchemie unterrichtet, deren Gründer der Akademiemitglied S.S. war. Nametkin. Nach ihm wurde das am 17. April 2003 auf der Grundlage unserer Abteilung eröffnete Lehr- und Bildungsmuseum benannt. Der Zweck der Schaffung dieses Museums bestand auch darin, den Wissenschaftlern, die auf dem Gebiet der Erdölchemie arbeiteten, eine historische Hommage zu erweisen. Dank ihrer Arbeiten wurde der Wissensstand gebildet, der den Ausgangspunkt für die Darstellung dieser Disziplin in der heutigen Zeit bildet. Darüber hinaus handelt es sich bei diesem Museum nicht um eine Sammlung von Exponaten, sondern um eine Art pädagogisches und wissenschaftliches Labor. Die Ausstellung des Museumslabors präsentiert Proben von Kohlenwasserstoff-Rohstoffen aus verschiedenen Regionen der Welt. Lassen Sie uns die Bedeutung dieser Ausstellung, die ständig aktualisiert wird, für die Schaffung der oben genannten echten Ölqualitätsbank hervorheben. Die Abteilung arbeitet aktiv mit einer Reihe von Handelsunternehmen zusammen: Himeko-GANG, Laverna Group of Companies, Lumex. Die Formen der Zusammenarbeit sind vielfältig: Bereitstellung eines Workshops zur Erdölchemie mit Laborgeräten und chemischen Reagenzien, Bereitstellung von Instrumenten zur vorübergehenden Verwendung, Informationsunterstützung, Durchführung von Schulungen in wissenschaftlichen Labors von Unternehmen usw. Die Abteilung bedankt sich bei den Führungskräften und Teams dieser Unternehmen, die großen Wert auf eine moderne Organisation des Bildungsprozesses legen und Perspektiven für eine gegenseitige Zusammenarbeit im Bereich der Ausbildung von hochqualifiziertem Personal für die Ölindustrie sehen. 10 KAPITEL 1. KURZE INFORMATIONEN ÜBER ERDÖLSYSTEME Zuerst nehmen Sie die Fakten und ändern sie dann nach Belieben. M. Twain Gegenstand des Studiums der Erdölchemie sind verschiedene Arten von Kohlenwasserstoff-Rohstoffen, die im Zusammenhang mit nicht erneuerbaren Energiequellen stehen, im Gegensatz zu erneuerbaren Energiequellen wie Solarenergie, Windenergie und Pflanzenmaterialien. Bevor wir die Zusammensetzung und physikalisch-chemischen Eigenschaften dieser einzigartigen Naturobjekte – Öle und andere Kohlenwasserstoffsysteme – untersuchen, machen wir uns schnell mit Ideen aus anderen Wissensgebieten zum untersuchten Thema vertraut. 1.1. Allgemeine Daten zu Kohlenwasserstoff-Rohstoffen. Ein kurzer Ausflug in die Geschichte der frühen Erwähnungen von Öl und seiner Verwendung. Öl ist der Menschheit seit mehr als 4.000 Jahren vor Christus bekannt. Bereits in alten Manuskripten werden ewige Feuer und Tempel der Feueranbeter beschrieben (wie wir heute wissen, an Orten, an denen Ölgas an die Oberfläche tritt). Anstelle von Wasser wurde aus Brunnen eine Flüssigkeit gefördert, die sich bei Kontakt mit heißen Steinen entzündete; diesem Ereignis wurde ein mystischer Charakter verliehen. Offenbar ist mit diesem Phänomen der im Osten bekannte Brauch der Reinigung durch Feuer verbunden. Öl wurde für militärische Zwecke verwendet. Die Mischung aus Öl, Schwefel und Salpeter, die Schiffe zum Brennen brachte, wurde griechisches Feuer (das Napalm der Antike) genannt. Öl wurde als Bindemittel und wasserabweisendes Material beim Bau von Straßen, Aquädukten und anderen Bauwerken verwendet. Öl wird seit langem für medizinische Zwecke (zur Wundheilung) und zur Beleuchtung von Häusern verwendet. Heutzutage ist das Naftalan-Resort (Aserbaidschan) berühmt, wo Patienten mit Naftalan-Öl behandelt werden.