На основе экспериментальных данных спутника Envisat исследована территориальная распространенность водяного пара для различных природно-климатических зон юга западной Сибири в летние сезоны 2008-2011 гг. Анализ коррелированности временных рядов содержания водяного пара в атмосфере по данным спутника Envisat W и радиозондовых наблюдений w для территории аэрологической станции г. Омске показал, что абсолютные величины W и w линейно связаны между собой. Коэффициент корреляции равен 0.77 (уровень значимости р = 0.05). Рассчитаны функции распределения количества водяного пара по числу случаев его измерений со спутника Envisat для безоблачного неба для трех зон с разными физическими параметрами подстилающей поверхности: степной, Большого Васюганского болот (БВБ) и лесной зоны. Функции распределения носят бимодальный характер, причем каждя отдельная мода подчиняется нормальной логарифмическому закону. Приведены параметры этих распределений.

Рассмотрены особенности пространственного размещения, структуры и возобновления лесов в связи с рельефом; ход роста древостоев; роль пожаров и болотообразовательных процессов в лесовосстановлении, а также устойчивость культур сосны и защитных лесных полос к неблагоприятным почвенно-климатическим условиям.Сборник рассчитан на широкий круг специалистов: лесоводов, геоботаников, почвоведов, агролесомелиораторов.

Монография посвящена реконструкции условий седиментации юрско-неокомских отложений полуострова Ямал. Проводится анализ геолого-геофизических материалов, позволивших создать достоверную модель строения нижних горизонтов осадочного чехла. Дополнена литолого-стратиграфическая характеристика изученных отложений, уточнено районирование юрских и нижнемеловых образований по типам разрезов. Впервые представлена приразломная модель сочленения Щучинского выступа и осадочного чехла. Выделены резкие уступы в окраинных районах полуострова, где предполагается развитие нижних горизонтов юры и, возможно, пород триасового возраста. На основе созданной модели разработаны методические обоснования выделения зон развития ловушек барьерного типа. Для нижне-среднеюрских осадочных образований предложена единая индексация продуктивных пластов. Разработанный автором комплекс рекомендаций по поиску скоплений углеводородного сырья в ловушках барьерного типа позволит увеличить нефтегазовый потенциал северо-западных районов провинции и обеспечить стабильную добычу нефти и газа на длительный период. Монография предназначена для широкого круга исследователей геологических специальностей, а также студентов старших курсов специальности "геология нефти и газа".

Рассмотрен химический состав нефтей, даны механизм, кинетика и термодинамика основных термических и каталитических процессов переработки нефти, описаны катализаторы, изложены основы управления процессами. Предназначена в качестве учебного пособия по курсам «Химия нефти», «Технология нефти» и «Технология нефтехимического синтеза» для студентов нефтяных вузов и факультетов. Может быть полезна аспирантам, инженерам и научным работникам нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности.

Впервые с единых методологических позиций современной физико-химической термодинамики изложены методы описания равновесия пар - жидкость, пар - жидкость - твердое тело и выпадения парафинов в системах, содержащих значительное количество неуглеводородных компонентов. Приведены методы расчета и алгоритмы, позволяющие моделировать фазовое состояние систем природных углеводородов в процессе разработки и эксплуатации залежей. Для научных работников, занимающихся разработкой и эксплуатацией нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений.

С помощью масс-спектрометрии детально изучены групповой состав и молекулярно-массовые распределения углеводородов различных структурных типов в типичных нефтях из отложений верхнего и среднего миоцена на месторождениях Сахалина. Газохроматографически установлен индивидуальный состав алифатических и некоторых низших алкилароматических углеводородов в этих нефтях. Прослежены основные тенденции изменения углеводородного состава изученных миоценовых нефтей с глубиной, показана важная роль термодинамических факторов в формировании состава содержащихся в них аренов.

В монографии представлена база данных о физико-химических свойствах нефтей из различных нефтеносных бассейнов мира, созданная на основе ГИС-технологий и включающая более 13 тыс. записей. Предложена обобщенная классификация нефтей по набору основных физических характеристик и показателей химического состава. Изучены и описаны основные закономерности изменения физико-химических характеристик нефтей в зависимости от их географического размещения, глубины залегания и возраста пород, а также от уровня теплового потока. Исследована цикличность изменения физико-химических характеристик нефтей в различных стратиграфических подразделениях и показана их связь с трансгрессиями Мирового океана. Рассмотрены вопросы оценки показателей нефтей в зависимости от их районирования. Книга предназначена для специалистов в области нефтяной геологии и геохимии и химии нефти, аспирантов и студентов, обучающихся по соответствующим специальностям.

Показано, что отдельные компоненты нефти, их более узкие по групповому, функциональному составу и молекулярно-массовому распределению фракции, а также некоторые синтетические соединения, моделирующие структурные фрагменты нефтяных компонентов, существенно изменяют спектральные характеристики никель- и ванадил-этиопорфирина – моделей нефтяных металлопорфиринов. Наибольшие искажения аналитического сигнала никель- и ванадилэтиопорфиринов наблюдаются в ближней УФ-области спектра поглощения. Среди изученных веществ максимальный спектральный эффект наблюдался в присутствии концентратов высокомолекулярных нефтяных азотистых оснований, карбазола, фенантрена, антрацена. Интенсивность аналитического сигнала в этом случае падает практически до нуля. Отмечается зависимость эффекта искажения аналитического сигнала от количества добавки и времени контакта. Полученные результаты свидетельствуют о возможности проявления при количественном анализе нефтяных металлопорфиринов не только аддитивных, но и мультипликативных помех.

С использованием метода хромато-масс-спектрометрии проанализирован молекулярный состав углеводородных и неуглеводородных компонентов фракции масел природного асфальтита и продуктов его гидротермального превращения (400 оС, 40 МПа, 0,5 и 1 ч.) Показано, что состав практически всех классов соединений масел продуктов, полученных в указанных условиях, существенно отличается от состава компонентов масел исходного асфальтита. Характер изменения рассчитанных из результатов описанного модельного эксперимента параметров термической зрелости подтверждают сделанный нами ранее вывод о низкой термической зрелости нефти, из которой формировалась залежь ивановского асфальтита.