heim / Warzen/ Eine kurze Vorlesungsreihe zur Disziplin „Chemie von Öl und Gas. Vorlesungen zum Kurs Chemie von Öl und Gas. Lehrbuch Chemie von Öl und Gas

Eine kurze Vorlesungsreihe zum Fachgebiet „Chemie von Öl und Gas“. Vorlesungen zum Kurs Chemie von Öl und Gas. Lehrbuch Chemie von Öl und Gas

Einführung
1. HERKUNFT DES ÖLS
1.1. Hypothesen zum mineralischen Ursprung
1.2. Entwicklung von Ideen zur biologischen Herkunft von Öl
1.3. Moderne Ideen zur Entstehung von Öl und Gas
1.4. Bildung der Hauptklassen der Erdölkohlenwasserstoffe
2. CHEMISCHE ZUSAMMENSETZUNG VON ÖL UND GAS
2.1. Kohlenwasserstoffverbindungen
2.2. Heteroorganische Verbindungen
2.3. Mikroelemente
3. ÖLVERTEILTE SYSTEME
3.1. Paraffin-Kohlenwasserstoffe
3.2. Naphthenische Kohlenwasserstoffe
3.3. Aromatische Kohlenwasserstoffe
3.4. Harzige Asphaltsubstanzen
4. Physikalische und chemische Eigenschaften von Öl
4.1. Öldichte
4.2. Ölviskosität
4.3. Rheologische Eigenschaften von Ölen

4.5. Ölgas-Sättigungsdruck
4.6. Ölkompressibilität
4.7. Volumenkoeffizient des Öls
4.8. Thermische Eigenschaften von Ölen
4.9. Elektrische Eigenschaften von Ölen
4.10. Molekulare Masse
4.11. Kristallisation, Trübungspunkt, Fließpunkt
4.12. Flammpunkt, Zünd- und Selbstentzündungspunkt
4.13. Optische Eigenschaften
4.14. Unterschiede in den Öleigenschaften innerhalb einer ölführenden Lagerstätte
5. EIGENSCHAFTEN VON ÖLGAS
6. KLASSIFIKATIONEN VON ÖL

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 wurde Kerosin, ein Produkt der Erdölraffinierung, zur Beleuchtung von Häusern und Straßen verwendet, 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 weltweiten Öls (80–90 %) wird zu verschiedenen Arten von Kraft- und Schmierstoffen verarbeitet. 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. Die Kenntnis der möglichen chemischen Zusammensetzung des Öls ist von entscheidender Bedeutung für die Wahl des optimalen technologischen Schemas für 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 der Grundlage physikalischer Gesetze interpretiert, die für molekulare Lösungen gelten (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 aufweist bzw Dispersionssystem. 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 mit Hilfe externer Faktoren: Kraftfelder und Additive unterschiedlicher Art, einschließlich der Einführung einer optimalen Compoundierung von Erdölprodukten, erweist sich als wirksame Möglichkeit, die Parameter petrotechnologischer Prozesse zu beeinflussen und die Eigenschaften 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 Rohölförderung im zweiten bis dritten Jahrzehnt des nächsten Jahrhunderts ihren Höhepunkt erreichen und bereits ab 2010 wird sich ein Mangel an 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.

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. Im alten 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 wurde Kerosin, ein Produkt der Erdölraffinierung, zur Beleuchtung von Häusern und Straßen verwendet, und seit dem 19. Jahrhundert, mit der Erfindung von Verbrennungsmotoren, wurden Erdölprodukte zum Hauptbrennstoff verschiedene Fahrzeuge.

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.

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.

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 „Untergrundfeuer“ auf „versteinerte Kohlen“, wodurch seiner Meinung nach Asphalt, Öl und „ Gesteinsöle„Die Idee des mineralischen Ursprungs des Öls 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 Gesamtansicht kann geschrieben werden:

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

Laut D. I. Mendeleev bildeten sich Kohlenwasserstoffe in gasförmigem Zustand und stiegen dann in den kalten oberen Teil der Erdkruste auf, wo sie kondensierten und sich in porösen Sedimentgesteinen ansammelten. 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, sodass das in ihnen vorkommende CH4 und einige andere Erdölkohlenwasserstoffe nicht nur als Ergebnis der Mineralsynthese, sondern auch bei der thermischen Zerstörung der eingefangenen biogenen organischen Substanz entstanden sein könnten von Sedimentgesteinen oder wenn Öl in Sedimentgesteine gelangte. Gesteine, 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 wurde Ende des 19. und Anfang des 20. Jahrhunderts durch experimentelle chemische und geologische Studien bestätigt.

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. Dies wurde erleichtert durch geologische Forschung. 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 über ihnen 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 50-70°C (wahrscheinlich sogar bis 90°C) ist die Aktivierungsschwelle für Reaktionen der Zerstörung der Molekülstruktur organischer Stoffe noch nicht und am längsten erreicht geologische Zeit kann den Temperaturmangel nicht ausgleichen. 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.

Die Bildung einer großen Menge asphaltharzartiger Stoffe und Erdölkohlenwasserstoffe, auch niedrigsiedender, sowie Gase (C1, C2 - C5, CO2, H2S, N2) aus festem Kerogen geht mit einer mehrfachen Volumenzunahme einher. Infolgedessen treten in tonigen Gesteinen, die unter der Belastung darüber liegender Sedimente verdichtet werden, Anomalien auf hoher Druck, 20-30 MPa höher 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). Die Hauptphase der Ölbildung ist durch die maximale Entstehungsrate von Erdölkohlenwasserstoffen gekennzeichnet, normalerweise im Tiefenbereich 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. Entwicklung in Lagerstätten mikrobiologische Prozesse Oxidation führt zur Zersetzung des Öls. 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. Höhere Pflanzen zeichnen sich durch n-Alkane mit höherem Molekulargewicht aus – 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 damit verbundenen Ölen Bildung mariner planktonogener organischer Substanz oder aus Kerogen, wobei Reste höherer Landvegetation eine wichtige 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 stammt zum Teil direkt aus biosynthetischen isoprenoiden Kohlenwasserstoffen, die in den ätherischen Ölen lebender Materie enthalten sind, hauptsächlich aber aus ihren Sauerstoffderivaten mit isoprenoider Struktur: Alkohole, Aldehyde, Ketone, Ester, Carbonsäuren, die Teil des Moleküls sind Struktur der organischen Substanz von Gesteinen.

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 Klasse von Kohlenwasserstoffen, die für natürliche Öle sehr charakteristisch sind und erstmals von V. V. Markovnikov in Öl entdeckt wurden. 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 lebende Materie von Organismen nicht typisch, während in Ölen der Gehalt an aromatischen Kohlenwasserstoffen 10–20 und manchmal bis zu 35 % beträgt.

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 von Monographien verfasst hat, die Fachleuten bekannt sind chemische ZusammensetzungÖle, 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 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.

Neben Alkanen in der Zusammensetzung Erdgase kann 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 aus Gas- und Ölfeldern

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 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 anderen Daten zufolge 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 Naturmischungen und Erdölprodukte enthalten und deren Körperlicher Status in einer Mischung – in Form einer molekularen Lösung oder eines dispergierten Systems – wird durch die Zusammensetzung, die einzelnen physikalischen Eigenschaften der Komponenten und die thermobaren Bedingungen bestimmt.

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, nmC-H-Bindungslänge, nmCCC-Winkel, Grad CCH-Winkel, 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 n< 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 die wichtigsten Bestandteil Paraffinablagerungen in den Prozessen 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 Erdölverbindungen 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 Bruttoformel 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 SSS 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 sind, 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 einwertige Quecksilbersalze 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 gebundener dispergierter Systeme bildet einen kontinuierlichen Rahmen (räumliche Struktur), in dem sich ein Dispersionsmedium befindet.

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 strukturellen und mechanischen 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:

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;
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 Originalöle. 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. Unter dem spezifischen Gewicht versteht man 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?

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.

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 %.

Kohlenwasserstoffverbindungen

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

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).

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

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.

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.

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

Reis. 2.1.

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.

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.

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

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.

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

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

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

Kurze Zusammenfassung Vorlesungen „Chemie von Öl und Gas“

Kurze Vorlesungsunterlagen zum Kurs

Chemie von Öl und Gas

Almaty 2010

Almaty 2010

Vorlesung 1

Thema: Entwicklung der Öl- und Gasindustrie in der Welt und in Kasachstan. Elementarzusammensetzung von Ölen

Die nachgewiesenen Erdölreserven der Welt belaufen sich auf etwa 140 Milliarden Tonnen. Der größte Teil der Weltreserven – etwa 64 % – liegt im Nahen und Mittleren Osten. An zweiter Stelle steht Amerika mit einem Anteil von etwa 15 %. Die reichsten Ölländer sind Saudi-Arabien (25 % der nachgewiesenen Weltreserven), Irak (10,8 %), Vereinigte Arabische Emirate (9,3 %), Kuwait (9,2 %), Iran (8,6 %) und Venezuela (7,3 %). sind Mitglieder der OPEC, die über etwa 78 % der Weltreserven verfügt. Die nachgewiesenen Reserven der GUS-Staaten, darunter Kasachstan, betragen etwa 6 % der Welt, die USA etwa 3 %, Norwegen etwa 1 %.

Die größten Ölfelder der Welt sind in Tabelle 1 dargestellt:

№	Feld	Ein Land	Anfänglich erzielbare Reserven Milliarden Tonnen
1	Gawar	Saudi-Arabien	10,2
2	Burgan	Kuwait	9,9
3	Bolívar	Venezuela	4,4
4	Safaniya	Saudi-Arabien	4,1
5	Rumaila	Irak	2,7
6	Ahvaz	Iran	2,4
7	Kirkuk	Irak	2,2
8	Kastanienbraun	Iran	2,2
9	Gachsaran	Iran	2,1
10	Ata-Jari	Iran	1,7

Vorlesung 2

Thema: Kohlenwasserstoffe von Öl und Gas
Öl enthält Kohlenwasserstoffe, die in verschiedenen Phasen der geochemischen Geschichte organischer Materie entstanden sind. Die chemische oder Gruppenzusammensetzung von Öl wird durch die in allen Ölen vorhandenen Kohlenwasserstoffgruppen charakterisiert. In der Regel handelt es sich hierbei um folgende Verbindungsgruppen:

Paraffin (Methan) Kohlenwasserstoffe (Alkane)
naphthenisch Kohlenwasserstoffe (Cycloalkane)
aromatisch Kohlenwasserstoffe (Arenen)
Hybrid Kohlenwasserstoffe (Paraffin-Naphtheno-Aromatische)

Molekulare Zusammensetzung von Öl

Teil des Öls mit niedrigem Molekulargewicht

1. Paraffine (Alkane) MIT N H 2 N +2 – (gesättigte, gesättigte Kohlenwasserstoffe, Alkane) sind chemisch am stabilsten. Bei Atmosphärendruck sind Alkane mit der Anzahl der Kohlenstoffatome:

C 1 - C 4 - gasförmig,
C 5 - C 16 - Flüssigkeiten,

C 16 – Feststoffe.

2. Naphthene- zyklische Verbindungen, die in der Regel mehr als 4 Kohlenstoffatome enthalten. Öle enthalten hauptsächlich Cyclopentan C5H10, Cyclohexan C6H12 und ihre Homologen (von 25 bis 75 %).

Mittelmolekularer Teil des Öls

3. Arenen(aromatische Kohlenwasserstoffe): MIT N H 2 N -6 - monozyklische aromatische Kohlenwasserstoffe, MIT N H 2 N -8 - bizyklische gemischte Kohlenwasserstoffe, MIT N H 2 N -12 - bizyklische aromatische Kohlenwasserstoffe.

Hochmolekularer Teil des Öls

4. Schwierige Arenen- komplexe polyzyklische aromatische Kohlenwasserstoffe mit drei, vier und fünf kondensierten Verbindungen

Benzolringe, viele komplexe Arene sind hybrider Natur.

5. Asphalte und Harze- Die Verbindungen mit dem höchsten Molekulargewicht, die gleichzeitig alle Bestandteile des Öls umfassen, unterscheiden sich kaum von Schwerölraffinierungsrückständen. Asphaltene lösen sich in Benzin, Harze lösen sich nicht.

Vorlesung 3

Thema: Kohlenwasserstoffe, die bei der Ölraffinierung entstehen
Alkene C n H 2 n ungesättigte Kohlenwasserstoffe mit einer Doppelbindung

Dehydrierung von Alkanen

Hydrierung

Flüssigkeitszufuhr

Alkadiene:

Alkine:

sp-Hybridisierung von Kohlenstoff an der Dreifachbindung

Vorlesung 4

Thema: Chemische Eigenschaften Kohlenwasserstoffe Öl und Gas
Paraffin-Kohlenwasserstoffe (Alkane) mit allgemeiner Formel C N H 2n+2 - Die häufigsten Kohlenwasserstoffe sind Erdöl und Erdgas. Sie sind chemisch am stabilsten. Alle Alkane normaler Struktur von CH 4 bis C 33 H 68 werden aus Öl und Gas isoliert. Daneben kommen in geringen Mengen auch verzweigte Alkane vor.

Sie unterliegen einer starken thermischen Zerstörung unter Bildung verzweigter Alkane; sie können sowohl ungesättigte als auch gesättigte Kohlenwasserstoffe bilden. Paraffinkohlenwasserstoffe sind hauptsächlich in Erdölgasen sowie Benzin- und Kerosinfraktionen konzentriert. In Öldestillaten sinkt ihr Gehalt stark auf 5-20 Gew.-%. In einigen Ölen fehlen Paraffine in hochsiedenden Fraktionen fast vollständig.

Naphthenische Kohlenwasserstoffe - Cycloalkane (Cyccane). ) mit allgemeiner Formel MIT N N 2 N machen den Großteil des Erdöls aus. Die einfachsten Cyclane – Cyclopropan, Cyclobutan und ihre Homologen – wurden in Ölen nicht gefunden. Cyclopentan und Cyclooctan sind bei gewöhnlichen Temperaturen Flüssigkeiten, während ihre höheren Vertreter Feststoffe sind. Die chemischen Eigenschaften von Cycloparaffinen ähneln denen von Paraffinen. Sie zeichnen sich durch Substitutionsreaktionen aus. Naphthene sind Bestandteil aller Öle, kommen in allen Fraktionen vor und übertreffen hinsichtlich des Gesamtgehalts andere Klassen von Kohlenwasserstoffen.

Kohlenwasserstoffe mit gemischter Struktur sind komplexe polyzyklische Arene mit drei, vier und fünf kondensierten Benzolringen; viele komplexe Arene sind hybrider Natur. Es ist klar, dass die Kombination dieser Elemente äußerst vielfältig sein kann und die Anzahl der Isomere enorm ist.

Harzige Asphaltsubstanzen Bei Ölen und Ölrückständen handelt es sich um komplexe Mehrkomponentengemische mit unterschiedlicher polydisperser Struktur. Sie sind in schweren Fraktionen konzentriert – Heizöl, Teer und Halbteer. Der Gehalt an harzig-asphaltenen Stoffen in Ölen hängt von deren Zusammensetzung ab und kann bis zu 45 % und in Rückständen bis zu 70 % betragen. Harzige Asphaltsubstanzen unterscheiden sich kaum von Schwerölraffinierungsrückständen.

Vorlesung 5

Thema: Nicht-Kohlenwasserstoffverbindungen von Öl und Gas
Sauerstoffhaltige Verbindungen in den meisten Ölen betragen sie selten mehr als 10 %. Sie werden durch Säuren, Ether, Phenole usw. repräsentiert. Der Sauerstoffgehalt in Erdölfraktionen steigt mit steigendem Siedepunkt. Bis zu 90–95 % des Sauerstoffs stammen aus Harzen und Asphaltenen.
Stickstoffhaltige Verbindungen werden in zwei große Gruppen eingeteilt: stickstoffhaltige Basen und neutrale stickstoffhaltige Verbindungen.

Neutrale stickstoffhaltige Erdölverbindungen werden durch Arylderivate von Pyrrol und Säureamide repräsentiert. Mit steigendem Siedepunkt von Erdölfraktionen nimmt der Gehalt an neutralen stickstoffhaltigen Verbindungen zu und der Gehalt an basischen Verbindungen ab.
Schwefelverbindungen ungleichmäßig in Ölen verteilt. Typischerweise steigt ihr Gehalt mit steigender Siedetemperatur. Schwefel ist das häufigste Heteroelement in Ölen und Erdölprodukten.

In Ölen kommt Schwefel in Form von gelöstem elementarem Schwefel, Schwefelwasserstoff, Mercaptanen, Sulfiden, Disulfiden und Thiophenderivaten vor und enthält gleichzeitig Schwefel-, Sauerstoff- und Stickstoffatome in verschiedenen Kombinationen.
Mineralische Verbindungen werden durch Salze von Metallen und Säuren, Metallkomplexe sowie kolloidal dispergierte Mineralstoffe repräsentiert.

Die Elemente, aus denen diese Stoffe bestehen, werden oft als Mikroelemente bezeichnet; ihr Gehalt liegt zwischen 2 und 10 %.

Die Zusammensetzung von Öl umfasst viele Metalle, darunter Alkali- und Erdalkalimetalle, Metalle der Untergruppe Kupfer, Zink, Bor, Vanadium sowie typische Nichtmetalle.

Vorlesung 6

Thema: Gehalt an Verunreinigungen in Ölen
Als Öl wird direkt aus Brunnen gewonnenes Öl bezeichnet roh. Beim Verlassen einer Öllagerstätte enthält Öl Gesteinspartikel, Wasser sowie darin gelöste Salze und Gase. Diese Verunreinigungen verursachen Korrosion der Ausrüstung und ernsthafte Schwierigkeiten beim Transport und der Verarbeitung von Erdölrohstoffen. Für den Export oder die Lieferung an von Produktionsstandorten entfernte Ölraffinerien ist daher dessen industrielle Verarbeitung erforderlich: Wasser, mechanische Verunreinigungen, Salze und feste Kohlenwasserstoffe werden daraus entfernt und Gas freigesetzt.

Die wichtigsten Eigenschaften von Rohöl sind: Dichte, Schwefelgehalt, fraktionierte Zusammensetzung , und auchViskosität UndGehalt an Wasser, Chloridsalzen Undmechanische Verunreinigungen .

Dichte. Eine der Haupteigenschaften von unraffiniertem Öl ist seine Dichte, der vom Gehalt an schweren Kohlenwasserstoffen wie Paraffinen und Harzen abhängt. Um es auszudrücken, wird es als verwendet relative Dichte, ausgedrückt in g/cm 3, und Dichte ausgedrückt in API-Einheiten des American Petroleum Institute, gemessen in Grad.

Relative Dichte = Masse der Verbindung / Masse des Wassers,
API= (141,5/relative Dichte) – 131,5,

Schwefelgehalt. Schwefelverbindungen im Öl sind in der Regel schädliche Verunreinigungen. Sie sind giftig, haben einen unangenehmen Geruch, fördern die Ablagerung von Harzen und verursachen in Verbindung mit Wasser eine starke Korrosion des Metalls. Besonders gefährlich sind dabei Schwefelwasserstoff und Mercaptane. Sie sind stark korrosiv und zerstören Buntmetalle und Eisen. Daher ist ihre Anwesenheit in kommerziellem Öl nicht akzeptabel.

Wassergehalt. Bei der Gewinnung und Verarbeitung wird das Öl zweimal mit Wasser vermischt: beim Austritt hohe Geschwindigkeit aus dem Brunnen zusammen mit dem begleitenden Formationswasser und während des Entsalzungsprozesses, d. h. Waschen mit frischem Wasser, um Chloridsalze zu entfernen. In Erdöl und Erdölprodukten kann Wasser entweder in Form einer einfachen Suspension enthalten sein, in diesem Fall setzt es sich während der Lagerung leicht ab, oder in Form einer stabilen Emulsion, in diesem Fall muss darauf zurückgegriffen werden spezielle Methoden Dehydrierung.

Vorlesung 7

Thema: Eigenschaften von Öl und Erdölprodukten
Viskosität. Unterscheiden dynamisch (absolut), kinematisch Undrelativ Ölviskosität.

Dynamische Viskosität wird durch den Widerstandswert in Pa gegen die gegenseitige Bewegung zweier Flüssigkeitsschichten mit einer Oberfläche von 1 m 2 bei einer relativen Bewegungsgeschwindigkeit von 1 m/s unter dem Einfluss einer aufgebrachten Kraft von 1 N ausgedrückt. Mithilfe der dynamischen Viskosität werden die Werte der rationalen Bohrlochdurchflussraten rechnerisch ermittelt.

Kinematische Viskosität stellt das Verhältnis der dynamischen Viskosität zu seiner Dichte bei derselben Temperatur dar. Die SI-Einheit der kinematischen Viskosität ist m 2 /s. Daten zur kinematischen Viskosität werden in Prozessberechnungen verwendet.

Relative Viskosität ausgedrückt als Verhältnis der absoluten Viskosität von Öl zur Viskosität von Wasser.

Molmasse (MM.) Wird zur Analyse der Gruppenzusammensetzung verwendet. Abhängigkeit B.P. Voinova:

M = a + bt + ct 2

wobei t der durchschnittliche molekulare Siedepunkt der Fraktion ist, ABC - Koeffizienten.

Zur Charakterisierung der Temperatureigenschaften von Erdölprodukten wurden Indikatoren wie untere und obere Explosionsgrenzen, Flammpunkte, Zündpunkte, Selbstentzündungspunkte und Trübungspunkt eingeführt.

Siedetemperatur. Der Siedepunkt eines Kohlenwasserstoffs hängt von seiner Struktur ab. Je mehr Kohlenstoffatome ein Molekül enthält, desto höher ist der Siedepunkt.

Gefrier- und Schmelzpunkt. Der Fließpunkt und der Schmelzpunkt verschiedener Ölsorten sind nicht gleich. Öle sind normalerweise von flüssiger Natur, einige werden jedoch dicker, wenn sie leicht abgekühlt werden.

Vorlesung 8

Thema: Klassifizierung von Ölen. Oktanzahl

Öltyp	Name	Dichteindikator bei 20 °C, kg/m 3
0	0extrem leicht	Nicht mehr als 830,0
1	Leicht	830,1-850,0
2	Durchschnitt	850,1-870,0
3	Schwer	870,1-895,0
4	Bitumen	Mehr als 895,0

Indikatorname	Norm für Gruppenöl
Indikatorname	1 gr.	2 gr.	3 gr.
1.Massenanteil von Wasser, % nicht mehr	0,5	0,5	1,0
2. Konzentration der Chloridsalze, mg/dm 3, nicht mehr
3. Massenanteil mechanischer Verunreinigungen, %, nicht mehr
4. Sättigungsdampfdruck, kPa (mm Hg), nicht mehr
5. Gehalt an chlororganischen Verbindungen, ppm -1 ( SM)	Nicht standardisiert. Definition erforderlich

Im Gegensatz zu bisher bestehenden technischen Standards sieht das neue GOST erstmals die Bestimmung von Organochlorverbindungen, Schwefelwasserstoff und leichten Mercaptanen vor.

Gehört Öl nach einem der Indikatoren zu einer Gruppe mit einer niedrigeren Zahl und entsprechend

Detonation – Dabei handelt es sich um die Selbstentzündung des Luft-Kraftstoff-Gemisches, die den korrekten Ablauf des Verbrennungsprozesses stört, was zu einem Leistungsabfall und einer Erhöhung der Toxizität der Abgase führt.

Es wurde festgestellt, dass unter anderen identischen Bedingungen die größte Detonationsneigung unterschiedlich ist N-Heptan, der kleinste ist 2,2,4-Trimethylpentan (Isooktan). Diese Kohlenwasserstoffe wurden als Referenz bei der Bestimmung der Oktanzahl herangezogen. Es wird angenommen, dass die Oktanzahl von Isooctan 100 und die von n-Heptan –0 beträgt.

Derzeit werden alle oben genannten Methoden verwendet. Die Hauptmerkmale der Detonationseigenschaften einzelner Gruppen von Kohlenwasserstoffen, aus denen Benzin besteht, sind wie folgt:

Alkane normaler Struktur : Beginnend mit Pentan zeichnen sich Kohlenwasserstoffe dieser Reihe durch eine sehr niedrige Oktanzahl aus, und je höher ihr Molekulargewicht, desto niedriger sind die Oktanzahlen. Es besteht ein nahezu linearer Zusammenhang mit ihrem Molekulargewicht.

Verzweigte Alkane : Durch die Verzweigung von Molekülen der Grenzreihe erhöht sich deren Detonationswiderstand stark. Beispielsweise hat Oktan eine Oktanzahl von 20 und 2,2,4 hat eine Oktanzahl von 100 für Trimethylpentan (Isooctan).

Alkene : Das Auftreten einer Doppelbindung in einem Kohlenwasserstoffmolekül normaler Struktur führt zu einer deutlichen Erhöhung der Detonationsfestigkeit im Vergleich zu den entsprechenden gesättigten Kohlenwasserstoffen.

Cycloalkane : Die ersten Vertreter der Cyclopentan- und Cyclohexan-Reihe weisen eine gute Detonationsbeständigkeit auf, insbesondere für Cyclopentan. Diese Kohlenwasserstoffe sind wertvolle Bestandteile von Benzin. Das Vorhandensein von Seitenketten normaler Struktur sowohl in Cyclopentan- als auch in Cyclohexan-Kohlenwasserstoffen führt zu einer Verringerung ihrer Oktanzahl.

Arenen : Fast alle einfachsten Arene der Benzolreihe haben Oktanzahlen von etwa 100 oder höher. Aromatisierte Benzine und aromatisierte Benzine sind zusammen mit verzweigten Alkanen die besten Bestandteile von Benzinen mit hoher Oktanzahl.

Rohstoffe für die Produktion natürliche Objekte.

Hypothesen über die Herkunft des Öls

1) anorganisch

2) Raum

3) Bio

Der Autor eines von Anorganische Theorien ist D. I. Mendelejew. Nach dieser Theorie entstanden die ersten organischen Verbindungen durch die Wechselwirkung von im Erdkern befindlichen Metallkarbiden mit durch Risse eindringendem Wasser:

CaC 2 + 2H 2 O → Ca(OH) 2 + C 2 H 2

Al 4 C 3 + 12H 2 O → 4A1(OH) 3 + 3CH 4

Unter dem Einfluss hoher Temperaturen verdampften Kohlenwasserstoffe und Wasser, stiegen in die äußeren Erdteile auf und kondensierten in hochdurchlässigen Sedimentgesteinen.

Entsprechend Raumtheorie, Erdöl entstand bei der Entstehung der Erde aus Kohlenstoff und Wasserstoff. Als die Temperatur des Planeten sank, wurden Kohlenwasserstoffe von ihm absorbiert und in der Erdkruste kondensiert.

organische Theorie- Öl ist ein Zersetzungsprodukt pflanzlicher und tierischer Überreste, das sich zunächst in Form von Meeresschlamm ablagert. Das wichtigste organische Material für Öl sind pflanzliche und tierische Mikroorganismen, die sich in der Hydrosphäre entwickeln. Die toten Überreste solcher Organismen sammeln sich am Grund von Buchten. Gleichzeitig werden verschiedene Mineralstoffe ins Meer eingetragen. Organisches Material sammelt sich schließlich am Boden des Reservoirs und sinkt nach und nach immer tiefer. Die oberste Schicht eines solchen Schlicks wird genannt Pelogen, und der teilweise umgewandelte Schlick in seiner größeren Mächtigkeit - Sapropel. Nach modernen Vorstellungen ist im Meeresschlamm vergrabenes organisches Material die Grundsubstanz des Öls. Zu den sogenannten Sapropelit-Caustobiolithen zählen auch Schiefer, Sapropelit-Kohlen usw.

Torf, Braunkohle, Steinkohle, Anthrazit sind Humuskaustobiolithe (Humusreste der Landvegetation).

Die Zersetzung abgestorbener pflanzlicher und tierischer Organismen im Meeresschlamm unter dem Einfluss von O 2 und Bakterien führt zur Bildung von: 1) flüssigen und gasförmigen Produkten; 2) Sedimente, die gegen chemische und bakterizide Wirkungen beständig sind. Diese Sedimente sammeln sich nach und nach in Sedimentschichten an. Aufgrund ihrer chemischen Natur handelt es sich um eine Mischung aus Proteinumwandlungsprodukten. Weitere Umwandlungen dieses anfänglichen organischen Materials in Öl erfolgen in Abwesenheit von O 2 .

Zusammensetzung von Ölen, physikalische und chemische Eigenschaften und Klassifizierung von Ölen

Elementarzusammensetzung von Öl

Die Hauptbestandteile von Öl sind C und N.

Erdöl besteht hauptsächlich aus einer Mischung von Methan (Alkan), naphthenischen (Cycloalkan) und aromatischen Kohlenwasserstoffen. Darüber hinaus enthalten Öle Sauerstoff-, Schwefel- und Stickstoffverbindungen.

Zu Sauerstoff Verbindungen - Naphthensäuren, Phenole, asphaltharzartige Substanzen. Schwefelverbindungen– das sind H 2 S, Mercaptane, Sulfide, Thiophene, Thiophane, Stickstoffverbindungen– Homologe von Pyridin, Hydropyridin und Hydrochinolin. Zu den Ölbestandteilen zählen auch darin gelöste Gase, Wasser und Mineralsalze.

In der bei der Ölverbrennung anfallenden Asche wird die Zusammensetzung mineralischer Bestandteile bestimmt. In der Asche wurden bis zu 20 verschiedene Elemente gefunden (Ca, Fe, Si, Zn, Cu, Al, Mo, Ni, V, Na, Sn, Ti, Mn, Sr, Pb, Co, Ag, Ba, Cr usw.). .) Im schweren Teil enthält das Öl harzig-asphaltene Substanzen. Dabei handelt es sich um eine komplexe Mischung aus Verbindungen mit dem höchsten Molekulargewicht, bei denen es sich um heteroorganische Verbindungen mit einer komplexen Hybridstruktur handelt, darunter Schwefel, Sauerstoff, Stickstoff und einige Metalle. Junge Öle mit hohem Gehalt Der Gehalt an aromatischen Verbindungen ist am reichsten an harzigen und asphalthaltigen Substanzen.

Klassifizierung von Ölen

1. Chemische Klassifizierung(überwiegender Gehalt einer oder mehrerer Kohlenwasserstoffklassen)

Paraffin

Naphthenisch

Aromatisch.

Die Klassifizierung von Ölen ist eher willkürlich, da sich die Kohlenwasserstoffzusammensetzung selbst des Öls aus einem Feld ändert, wenn man von einem Vorkommenshorizont zum anderen wechselt.

2.Technologische Klassifizierung berücksichtigt die Dichte von Ölen, den Massengehalt an Leichtfraktionen, den Massengehalt an Schwefel, Harz-Asphalten-Verbindungen und festen Paraffinen.

Öle werden durch ihre Dichte unterschieden: leicht mit einer Dichte von bis zu 0,84 g/cm 3 , mittel – 0,84–0,88 g/cm 3 und schwer – 0,88–0,92 g/cm 3 und höher.

asphaltenharzige Stoffe.

Die rationelle Verarbeitung von Erdöl und Erdölprodukten spielt in der modernen Wirtschaft eine wichtige Rolle.

Benzin. Anforderungen daran und Methoden zur Qualitätsverbesserung.

Benzin ist ein brennbares Gemisch aus leichten Kohlenwasserstoffen mit einem Siedepunkt von 30 bis 200 °C. Dichte ca. 0,75 g/cm³. Heizwert ca. 10.500 kcal/kg (46 MJ/kg, 34,5 MJ/Liter). Gefriertemperatur unter -60 °C.

Benzin wird durch Destillation und Auswahl von Ölfraktionen hergestellt, die innerhalb bestimmter Temperaturgrenzen verdampfen; bis 100 °C – Benzin der Klasse I, bis 110 °C – Spezialbenzin, bis 130 °C – Benzin der Klasse II, bis 265 °C – Kerosin („Meteor“), bis 270 °C – normales Kerosin , bis ca. 300 °C – Ölfraktionen werden ausgewählt. Der Rest gilt als Heizöl.

Die Qualität von Motorenbenzin kann durch folgende Maßnahmen verbessert werden:

Weigerung, Bleiverbindungen in Benzin zu verwenden;

Standardisierung der Konzentration tatsächlicher Teere im Benzin am Verwendungsort auf einen Wert von nicht mehr als 5 mg pro 100 cm³;

Benzin wird nach Fraktionszusammensetzung und Sättigungsdampfdruck in 8 Klassen eingeteilt, unter Berücksichtigung der Betriebssaison von Fahrzeugen und der für eine bestimmte Klimazone charakteristischen Umgebungstemperatur.

Das Vorhandensein von Klassen ermöglicht es uns, Benzin mit optimalen Eigenschaften für reale Umgebungstemperaturen herzustellen, was einen Motorbetrieb ohne Bildung von Dampfblasen bei Lufttemperaturen bis zu +60 °C gewährleistet und außerdem eine hohe Flüchtigkeit des Benzins und ein einfaches Starten des Motors gewährleistet bei Temperaturen unter -35 °C;

Einführung von Reinigungsmittelzusätzen, die eine Verunreinigung und Verteerung von Teilen der Kraftstoffausrüstung verhindern.

Anforderungen an die Kraftstoffqualität

1. Hohe Energie und thermodynamische Eigenschaften von Verbrennungsprodukten. Wenn Benzin verbrennt, sollte es freigesetzt werden Höchstbetrag Um Wärme zu erzeugen, müssen Verbrennungsprodukte ein niedriges Molekulargewicht, eine geringe Wärmekapazität und Wärmeleitfähigkeit sowie einen hohen Wert des Produkts aus der spezifischen Gaskonstante und der Verbrennungstemperatur (RT) aufweisen.

2. Gute Pumpbarkeit. Benzin muss unter allen Umgebungsbedingungen – niedrigen und niedrigen – zuverlässig durch das Kraftstoffsystem von Fahrzeugen, Rohrleitungen, Pumpen, Steuerungssystemen und anderen Einheiten und Kommunikationsgeräten gepumpt werden hohe Temperaturen, verschiedene Drücke, Staub und Feuchtigkeit.

3. Optimale Verdunstung. Unter Lager- und Transportbedingungen sollte die Verdunstung minimal sein. Beim Einsatz in einem Motor muss Benzin eine solche Flüchtigkeit aufweisen, dass eine zuverlässige Zündung und Verbrennung des Kraftstoffs mit optimaler Geschwindigkeit in den Brennräumen der Motoren gewährleistet ist.

4. Minimale Korrosivität. Kraftstoffe dürfen keine Bestandteile enthalten, die die Strukturmaterialien, Lager- und Transportmittel des Motors zerstören.

5. Hohe Stabilität unter Lager- und Verwendungsbedingungen. Kraftstoffe sollten ihre physikalischen, chemischen und betrieblichen Eigenschaften über einen längeren Zeitraum nicht verändern.

6. Ungiftig. Verbrennungsprodukte müssen außerdem ungiftig sein.

Die Hauptindikatoren für Benzin sind Detonationsbeständigkeit, Sättigungsdampfdruck, Fraktionszusammensetzung, chemische Stabilität usw.

Die Oktanzahl ist ein herkömmlicher Indikator, der die Detonationsbeständigkeit von Benzin charakterisiert und numerisch der Detonationsbeständigkeit einer Modellmischung aus Isooctan und n-Heptan entspricht.

Dieselkraftstoff und Kerosin. Anforderungen an sie und Möglichkeiten zur Qualitätsverbesserung.

Dieselkraftstoff ist eine komplexe Mischung paraffinischer (10–40 %), naphthenischer (20–60 %) und aromatischer (14–30 %) Kohlenwasserstoffe und ihrer Derivate mit einem durchschnittlichen Molekulargewicht von 110–230 und einem Siedebereich von 170 -380 Grad Celsius. Der Flammpunkt liegt bei 35-80 Grad Celsius, der Gefrierpunkt liegt unter 5 Grad.

Um einen zuverlässigen, wirtschaftlichen und langlebigen Betrieb eines Dieselmotors zu gewährleisten, muss sein Kraftstoff folgende Anforderungen erfüllen:

· gute Kraftstoffzerstäubung und optimale Gemischbildung;

vollständige Verbrennung des Kraftstoffs mit kurzer Selbstzündungsverzögerung und minimaler Rußbildung und giftige Substanzen(Stickoxid NOx, Schwefeloxide SO2, SO3, Schwefelwasserstoff H2S, Benzo-a-pyren C20H12) usw.;

· gute Pumpfähigkeit des Kraftstoffs, um einen zuverlässigen und unterbrechungsfreien Betrieb der Kraftstoffausrüstung zu gewährleisten;

· geringe Kohlenstoffbildung im Brennraum;

· keine Korrosion von Kraftstoffleitungen und Teilen der Kraftstoffausrüstung;

· ausreichende Stabilität der Eigenschaften bei Langzeitlagerung.

Chemische Eigenschaften.

1.Additionsreaktionen mit Ringöffnung und Bildung azyklischer (linearer) Produkte:

2. Dehydrierung(Zelinskys Reaktion):

3.Substitutionsreaktion freier Radikale im Zyklus:

4. Oxidation(es entstehen zweibasische Carbonsäuren)

Aromatische Kohlenwasserstoffe - Dabei handelt es sich um ungesättigte Kohlenwasserstoffe, deren Moleküle stabile zyklische Atomgruppen (Benzolkerne) mit einem geschlossenen System konjugierter Bindungen enthalten. Die allgemeine Formel lautet C n H 2 n -6. Die Moleküle befinden sich in sp 2 -Hybridisierung. Die Kohlenstoffatome liegen in derselben Ebene (der Zyklus hat eine flache Struktur).

Physikalische Eigenschaften

Der Aggregatzustand ist eine Flüssigkeit mit unterschiedlichen Siedepunkten. Kondensierte polyzyklische Arene sind Feststoffe mit unterschiedlichen Schmelzpunkten.

Chemische Eigenschaften

Aufgrund der erhöhten Stabilität des aromatischen Systems neigt es trotz seiner Ungesättigtheit eher zu Substitutions- als zu Additionsreaktionen.

1. Elektrophile Substitutionsreaktionen im Ring.

Nitrierung

Sulfonierung von Benzol zur Herstellung von Sulfonsäure:

Halogenierung

2. Beitritte.

3. Oxidation.

Alkene - azyklische ungesättigte Kohlenwasserstoffe, die eine Doppelbindung zwischen Kohlenstoffatomen enthalten und eine homologe Reihe mit der allgemeinen Formel CnH2n bilden. Die Kohlenstoffatome an der Doppelbindung befinden sich im Zustand der sp²-Hybridisierung.

Physikalische Eigenschaften.

Die Schmelz- und Siedepunkte von Alkenen (vereinfacht) steigen mit dem Molekulargewicht und der Länge des Kohlenstoffrückgrats.

Unter normalen Bedingungen sind Alkene von C2H4 bis C4H8 Gase; von C5H10 bis C17H34 – Flüssigkeiten, nach C18H36 – Feststoffe. Alkene sind in Wasser unlöslich, in organischen Lösungsmitteln jedoch gut löslich.

Chemische Eigenschaften

1 Hydrierung.

2. Halogenierung.

3. Flüssigkeitszufuhr.

4. Alkyltration.

Hydrohalogenierung, Hydratation und Sulfonierung verlaufen nach der Regel Markownikowa , wonach Bei Additionsreaktionen polarer Moleküle (Halogenwasserstoffe, Wasser, Schwefelsäure usw.) an unsymmetrische Alkene wird ein Wasserstoffatom an das am stärksten hydrierte Kohlenstoffatom der Doppelbindung addiert:

Aromatische Verbindungen

Aromatische Verbindungen sind zyklische organische Verbindungen, die ein aromatisches System enthalten. Die wichtigsten charakteristischen Eigenschaften sind die erhöhte Stabilität des aromatischen Systems und trotz der Ungesättigtheit die Tendenz, eher Substitutionsreaktionen als Additionen einzugehen.

Quittung

1. Katalytische Dehydrocyclisierung von Alkanen, also die Abspaltung von Wasserstoff bei gleichzeitiger Cyclisierung. Die Reaktion wird bei erhöhter Temperatur unter Verwendung eines Katalysators wie Chromoxid durchgeführt.

2. Katalytische Dehydrierung von Cyclohexan und seinen Derivaten. Als Katalysator wird bei 300 °C Palladiumschwarz oder Platin verwendet. (N.D. Zelinsky)

3. Zyklische Trimerisierung von Acetylen und seinen Homologen über Aktivkohle bei 600 °C. (N.D. Zelinsky)

4. Alkylierung von Benzol mit Halogenderivaten oder Olefinen. (Friedel-Crafts-Reaktion)

Basic Die Quelle aromatischer Kohlenwasserstoffe sind die Verkokungsprodukte von Steinen. Kohle Von großer Bedeutung ist die Herstellung aromatischer Kohlenwasserstoffe aus fetthaltigen Erdölkohlenwasserstoffen.

Aromatisierung von Erdölprodukten, chemische Verarbeitung von Erdölprodukten, um deren Gehalt an aromatischen Kohlenwasserstoffen durch Umwandlung offenkettiger Kohlenwasserstoffe in zyklische Kohlenwasserstoffe zu erhöhen. Die Aromatisierung von Erdölprodukten erfolgt in verschiedenen Prozessen der Raffinierung von Öl und seinen Fraktionen – Cracken, Katalysatoren. Reformierung, destruktive Hydrierung, Pyrolyse. Für die industrielle Produktion aromatischer Kohlenwasserstoffe wird hauptsächlich die katalytische Reformierung von Benzin-Naphtha-Fraktionen von Erdöl eingesetzt. Das resultierende Produkt, das bis zu 60 % aromatische Kohlenwasserstoffe enthält, wird als hochoktaniger Bestandteil von Motorkraftstoffen oder zur Herstellung reiner aromatischer Kohlenwasserstoffe verwendet.

Auf diese Weise werden 80-90 % der leichten aromatischen Kohlenwasserstoffe gewonnen, die zur Herstellung von Sprengstoffen, Farbstoffen, Waschmitteln, Kunststoffen usw. verwendet werden.

Für einige aromatische Kohlenwasserstoffe sind rein synthetische Methoden von praktischer Bedeutung. So entsteht aus Benzol und Ethylen Ethylbenzol, dessen Dehydrierung zu Styrol führt:

Polypropylen. Quittung

Polypropylen wird durch Polymerisation von Propylen in Gegenwart von Metallkomplexkatalysatoren hergestellt.

nCH2=CH(CH3) → [-CH2-CH(CH3)-]n

Die für die Herstellung von Polypropylen erforderlichen Parameter ähneln denen, bei denen Polyethylen niedriger Dichte gewonnen wird. In diesem Fall kann je nach spezifischem Katalysator jede Art von Polymer oder Mischung davon erhalten werden.

Polypropylen ist in Pulverform erhältlich Weiß oder Granulat mit einer Schüttdichte von 0,4-0,5 g/cm³. Polypropylen ist stabilisiert, lackiert und unlackiert erhältlich.

Anhand der Art der Molekülstruktur lassen sich drei Haupttypen unterscheiden: isotaktische, syndiotaktische und ataktische.

Im Gegensatz zu Polyethylen ist Polypropylen weniger dicht, härter (abriebfest), hitzebeständiger und unterliegt nahezu keiner Korrosionsrissbildung. Hat eine hohe Empfindlichkeit gegenüber Licht und Sauerstoff.

Das Zugverhalten von Polypropylen hängt, noch stärker als von Polyethylen, von der Geschwindigkeit der Belastung und der Temperatur ab. Je geringer die Streckgeschwindigkeit von Polypropylen ist, desto höher ist der Wert der mechanischen Eigenschaften. Bei hohen Zuggeschwindigkeiten liegt die Zugversagensspannung von Polypropylen deutlich unter seiner Zugstreckgrenze.

Polyethylen ist ein thermoplastisches Polymer des Ethylens. Es ist eine organische Verbindung und hat lange Moleküle …-CH2-CH2-CH2-CH2-…,

Es ist eine weiße, wachsartige Masse. Chemikalien- und frostbeständig, isolierend, unempfindlich gegen Stöße, erweicht beim Erhitzen (80-120°C), erhärtet beim Abkühlen, Adhäsion (Kleben) ist äußerst gering. Im Volksmund wird es manchmal mit Cellophan gleichgesetzt – einem ähnlichen Material pflanzlichen Ursprungs.

Allgemeine Eigenschaften

Beständig gegen Wasser, reagiert nicht mit Alkalien jeglicher Konzentration, mit Lösungen neutraler, saurer und basischer Salze, organischen und anorganischen Säuren, sogar konzentrierter Schwefelsäure, sondern zersetzt sich unter Einwirkung von 50 %iger Salpetersäure bei Raumtemperatur und unter Einfluss von flüssigem und gasförmigem Chlor und Fluor.

Bei Raumtemperatur ist es unlöslich und quillt in keinem bekannten Lösungsmittel. Im Laufe der Zeit zerfällt es unter Bildung von Querbindungen zwischen den Ketten, was vor dem Hintergrund einer leichten Festigkeitssteigerung zu einer erhöhten Zerbrechlichkeit führt. Unstabilisiertes Polyethylen unterliegt an der Luft einer thermisch-oxidativen Zerstörung (thermische Alterung). Die thermische Alterung von Polyethylen erfolgt durch einen radikalischen Mechanismus, begleitet von der Freisetzung von Aldehyden, Ketonen, Wasserstoffperoxid usw.

Polyethylen niedriger Dichte (HDPE) wird beim Bau von Abfallbehandlungsanlagen und Lagereinrichtungen für flüssige und feste Stoffe verwendet, die Boden und Grundwasser verschmutzen können.

Polyvinylchlorid- farbloser, transparenter Kunststoff, thermoplastisches Vinylchlorid-Polymer. Es ist chemisch beständig gegen Laugen, Mineralöle, viele Säuren und Lösungsmittel. Brennt nicht an der Luft, hat aber eine geringe Frostbeständigkeit.

Löst sich in Cyclohexanon, Tetrahydrofuran, Dimethylformamid (DMF), Dichlorethan, in begrenztem Umfang in Benzol, Aceton. Unlöslich in Wasser, Alkoholen, Kohlenwasserstoffen; beständig in Lösungen von Laugen, Säuren, Salzen.

Beständig gegen Feuchtigkeit, Säuren, Laugen, Salzlösungen, Benzin, Kerosin, Fette, Alkohole und verfügt über gute dielektrische Eigenschaften.

Es wird durch Suspensions- oder Emulsionspolymerisation von Vinylchlorid sowie durch Massepolymerisation gewonnen.

Wird zur elektrischen Isolierung von Drähten und Kabeln, zur Herstellung von Blechen, Rohren, Folien, Folien für abgehängte Decken, Kunstleder, Polyvinylchloridfasern, Polyvinylchloridschaum, Linoleum, Schuhkunststoffverbindungen, Möbelkanten usw. verwendet. Wird auch zur Herstellung von verwendet Schallplatten, Profile für die Herstellung von Fenstern und Türen.

Polyvinylchlorid wird auch häufig in Kleidung und Accessoires verwendet, um ein lederähnliches Material zu erzeugen, das glatt und glänzend ist. Polyvinylchlorid wird als Dichtungsmittel in Haushaltskühlschränken anstelle relativ komplexer mechanischer Dichtungen verwendet. Dies ermöglichte den Einsatz magnetischer Dichtungen in Form von magnetisierten elastischen Einsätzen, die in einem Dichtungszylinder platziert sind.

Synthetische Kautschuke- Synthetische Polymere, die durch Vulkanisation zu Gummi verarbeitet werden können, machen den Großteil der Elastomere aus. Synthetischer Kautschuk ist ein hochpolymeres, gummiartiges Material. Es wird durch Polymerisation oder Copolymerisation von Butadien, Styrol, Isopren, Neopren, Chlorpren, Isobutylen und Acrylsäurenitril gewonnen. Wie Naturkautschuk haben synthetische Kautschuke lange makromolekulare Ketten, manchmal verzweigt, mit einem durchschnittlichen Molekulargewicht von Hunderttausenden und sogar Millionen. Polymerketten in synthetischem Kautschuk weisen in den meisten Fällen Doppelbindungen auf, wodurch bei der Vulkanisation ein räumliches Netzwerk entsteht und der resultierende Kautschuk charakteristische physikalische und mechanische Eigenschaften erhält.

Einige synthetische Kautschuke werden in Form wässriger Dispersionen hergestellt – synthetische Latices. Eine besondere Gruppe von Kautschuken sind thermoplastische Elastomere.

Einige Arten synthetischer Kautschuke sind vollständig gesättigte Verbindungen, daher werden für ihre Vulkanisierung organische Peroxide, Amine und andere Substanzen verwendet. Bestimmte Arten synthetischer Kautschuke sind Naturkautschuk in einer Reihe technischer Eigenschaften überlegen. Aufgrund ihres Anwendungsbereichs werden synthetische Kautschuke in Allzweck- und Spezialkautschuke unterteilt. Zu den Allzweckkautschuken zählen Kautschuke mit einer Reihe ausreichend hoher technischer Eigenschaften, die für die Massenproduktion einer breiten Produktpalette geeignet sind. Zu den Spezialkautschuken zählen Kautschuke mit einer oder mehreren Eigenschaften, die in häufigen Situationen die Erfüllung besonderer Anforderungen an das Produkt und die Leistung gewährleisten. extreme Bedingungen Betrieb.

Allzweckkautschuke: Isopren, Butadien, Styrol-Butadien usw.

Kautschuke für besondere Zwecke: Butylkautschuk, Ethylenpropylen, Chloropren, Fluorkautschuk, Urethan usw.

In der Technik wird Gummi zur Herstellung von Reifen für Fahrzeuge, Flugzeuge und Fahrräder verwendet. Kautschuke werden zur elektrischen Isolierung sowie zur Herstellung von Industriegütern und medizinischen Geräten verwendet.

Fachgebiet Öl- und Gaschemie. Öl und Gas wie natürliche Objekte, Energiequellen und Rohstoffe für die Verarbeitung. Herkunft des Öls.

Natürliche Kohlenwasserstoffquellen sind die Grundlage der organischen Syntheseindustrie, deren Aufgabe es ist, für den Menschen notwendige Stoffe zu gewinnen, auch solche, die in der Natur nicht vorkommen.

Die wichtigsten Rohstoffquellen für die organische Syntheseindustrie sind Erdgas, Erdölbegleitgase und Öl.

Öl ist eine komplexe Mischung aus Kohlenwasserstoffen, in der gesättigte Kohlenwasserstoffe vorherrschen, deren Moleküle 5–50 C-Atome enthalten, sowie Cycloalkane und Arene sowie organische Verbindungen von Schwefel, Stickstoff und Sauerstoff.

Rohstoffe für die Produktion Petrochemie, Bauwesen und andere Industrien. In dieser Hinsicht sind Öl und Gas heute unverzichtbar natürliche Objekte.

Eine kurze Vorlesungsreihe zum Fachgebiet „Chemie von Öl und Gas“. Vorlesungen zum Kurs Chemie von Öl und Gas. Lehrbuch Chemie von Öl und Gas

Einführung

Kohlenwasserstoffverbindungen

Chemie von Öl und Gas

Almaty 2010

Vorlesung 1

Thema: Entwicklung der Öl- und Gasindustrie in der Welt und in Kasachstan. Elementarzusammensetzung von Ölen

Feld

Ein Land

Anfänglich erzielbare Reserven

Milliarden Tonnen

Saudi-Arabien

Vorlesung 2

Molekulare Zusammensetzung von Öl

Mittelmolekularer Teil des Öls

Hochmolekularer Teil des Öls

Vorlesung 3

Vorlesung 4

Vorlesung 5

Vorlesung 6

Vorlesung 7

Vorlesung 8

Öltyp

Passwort Wiederherstellung