Длительная эксплуатация нефтяных месторождений и заводнение нефтеносных пластов приводят к образованию стойких водонефтяных эмульсий. Показана высокая способность к разделению водонефтяных эмульсий нового деэмульгатора, в состав которого входят блоксополимер на основе окиси этилена и окиси пропилена с вязкостью 800 сPs при 25 оС и модифицирующий компонент (талловое масло, обработанное гидроксидом натрия).

В работе представлены экспериментальные данные изучения поведения водонефтяной эмульсии в условиях механического воздействия. Показано, что кварц существенно интенсифицируются процессы деструкции углеводородов нефти. Установлено, что механообработка эмульсии приводит к увеличению содержания смол и асфальтенов в нефти. Увеличение длительности механообработки эмульсии в присутствии кварца приводит к снижению содержания твердых парафинов в нефти.

Подбор ингибирующих присадок для нефтей с повышенным содержанием смолистых компонентов представляет собой сложную практическую задачу. Для предотвращения образования АСПО испытано 10 промышленно выпускаемых присадок депрессорного и ингибирующего типа. Показано, что эффективность ингибирующей присадки зависит от температуры. Максимальный эффект в области положительных температур нефти достигается с добавлением присадок ДМН-2005 и СИМ-ДП.

Изучены ингибирующие и термостабилизирующие свойства нефтяных асфальтитов и влияние их добавок на физико-механические характеристики термопластичных полимеров. С использованием метода планирования эксперимента установлена область оптимальных групповых составов асфальтитов, по эффективности действия превосходящих существующие промышленные синтетические стабилизаторы.

Активное использование метода рентгеновской дифракции для исследования углеродистых материалов началось в 50-е годы нашего столетия. Обширный обзор ранних дифракционных исследований аморфных саж и углей выполнен С. Эргуном и В. Тьенсуу [1], а по нефтяным системам - С. Эрдманом и Ю. Вендером [2]. Б. Уоррен первым разработал и скорректировал форму, положение и интенсивность полос с размерами слоев [3]. Дж. Лэбут показал, что нефтяные асфальтены дают порошковую рентгенограмму, характерную для аморфных веществ [4]. Ф. Нелленштейн первым заметил полосу, соответствующую величине межплоскостного расстояния 0,35 нм, и подобие этой характеристики у нефтяных асфальтенов и аморфных саж [5].

Асфальтены, выделенные из Усинской нефти, методом дробного осаждения разделены на отдельные фракции. Проведен термолиз исходных асфальтенов и их фракций. По данным исследования элементного и группового состава продуктов термолиза и определения молекулярных масс рассчитано сдержание сульфидной, тиациклановой и ароматической типов серы в молекулах исходных асфальтенов и их фракций. Показано, что количество алкилсульфидного функционального типа серы зависит от ММ асфальтенов и влияет на выход продуктов термолиза.

Представлены результаты комплексного исследования малосернистых, смолистых, высокопарафи-нистых нефтей, залегающих в нижнемеловых горизонтах на месторождениях Зуунбаян, Цаган-Элс и Тамсагбулаг (Монголия). С использованием результатов физико-химического и радиоспектрометрического анализа рассчитаны средние значения структурных параметров содержащихся в нефтях углеводородов и высокомолекулярных гетероорганических соединений.

Описаны средние структурные характеристики масляных и смолистых компонентов девяти разнотипных нефтей из различных миоценовых горизонтов на месторождениях Сираково и Брадарац-Малюревац (Сербия), а также установленный масс-спектрометрически групповой углеводородный состав этих нефтей. Наиболее распространенными компонентами нефтей обоих месторождений являются моно- и бицикланы с длинными алкильными заместителями.??Обнаружена неоднозначность направлений изменения химических типов нефтей на указанных месторождениях: в зависимости от глубины залегания продуктивных объектов: обогащение нефтей алифатическими на сираковском и, наоборот, нафтеновыми углеводородами на брадарацком месторождении с глубиной. Эти изменения не поддаются объяснению ни процессами микробиальной деградации, ни катагенными преобразованиями состава нефтей в недрах и свидетельствуют о низком уровне термической зрелости органического материала, явившегося источником образования изученных углеводородных систем. Отмечена определенная симбатность изменений структурных параметров углеводородных и гетерорганических (смолистых) компонентов нефтей в зависимости от природных факторов.

По разработанной методике динамической адсорбции изучено взаимодействие нефтяных кислот и фенолов с песчаными и глинистыми породами. Показано, что состав пород оказывает влияние как на значения предельных адсорбций, так и на тип изотерм, имеющих наиболее сложный характер для процесса адсорбции изучаемых компонентов на глине. Установлено, что природа растворителя оказывает существенное влияние на процесс адсорбции на глине и не влияет в случае песчаника. Дана оценка вклада полярных групп в величины предельной адсорбции кислот и фенолов.

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.

Изучено изменение состава и свойства водорастворимых компонентов торфа при механохимической обработке. Установлено, что механохимическая обработка влияет на состав, количественное содержание и биологическую активность водорастворимых компонентов торфа. Механохимическая обработка верхового торфа с целловиридином и щелочью приводит к увеличению выхода водорастворимых кислородсодержащих соединений, в том числе гуминовых кислот. Минеральный состав торфа после обработки практически не изменяется. Показано, что водорастворимые компоненты, полученные механохимическим методом, стимулируют прорастание семян и развитие проростков пшеницы на ранних стадиях вегетации.

Изучены групповой углеводороный состав природных битумов различных горизонтов месторождения Мортук (Западный Казахстан) и структурно-групповые параметры содержащихся в битумах масел, смол и асфальтенов. Установлена принадлежность исследованных битумов к ароматико-нефтеновому углеводородному типу. Вскрыты основные закономерности изменения элементного, группового и структурно-группового состава природных битумов Мортука в зависимости от глубины залегания битумсодержащих пород. Показано отсутствие каких-либо композиционных и структурных критериев, различающих высокомолекулярные компоненты природных битумов и однотипных с ними тяжелых нефтей.

Показано, что механоактивация окисленного и бурого углей сопровождается увеличением выхода гуминовых кислот и повышением в них функциональных групп. Методом атомно-эмиссионной спектрометрии установлено, что при интенсивном механическом воздействии происходит перераспределение минеральных элементов в угольном веществе и встраивание их в структуру гуминовых кислот.

Изучены механохимические превращения высокомолекулярных компонентов нефти в присутствии кварца. Установлено, что деструкция углеводороров нефти при механообработке в присутствии кварца сопровождается образованием газообразных углеводородов. При механической обработке в присутствии кварца содержание асфальтенов в нефти месторождения Зуунбаян снижается, в нефти месторождения Столбовое - увеличивается. Механообработка в присутствии кварца приводит либо к снижению содержания твердых парафинов (нефть месторождения Столбовое), либо увеличению их содержания (нефть месторождения Зуунбаян). При механообработке нефти в присутствии кварца происходит накопление на частицах твердой фазы труднорастворимого органического вещества, состоящего преимущественно из гетероатомных соединений. Полученные результаты могут быть использованы при разработке технологических схем механохимической обработки нефтей.

Сборник составлен по материалам IV Всесоюзной конференции по методам получения и анализа веществ особой чистоты, проходившей с 20 по 23 июня 1972 г. в г. Горьком. Материалы подготовлены редакционным советом Всесоюзного ордена Трудового Красного Знамени научно-исследовательского института химических реакторов и особо чистых химических веществ (ИРЕА).

Для оценки участия микрофлоры в процессах трансформации органического вещества в современных отложения болот был проведен эксперимент по стимулированному микробному окислению низинного торфа аборигенной микрофлорой. В составе битуминозных компонентов микрофлоры были идентифицированы эфиры карбоновых н-кислот, трифенилфосфаты, С14-С31 н-алканы, сквален, метилдегидроабиетат, стероиды, а также пентациклические терпеноиды с преобладанием ненасыщенных структур преимущественно со спиртовыми группами. Показано, что в результате биодеградации в торфе значительно снизились абсолютные концентрации всех идентифицированных групп органических соединений. В составе н-алканов торфа возросло относительное содержание высокомолекулярных (С27-С34) и доминирующих в бактериях С16-С20-гомологов. Стероиды и пентациклические тритерпеноиды обогатились ненасыщенными структурами и соединениями со спиртовыми группами. В составе ациклических соединений исчезли альдегиды. Резко возросла доля производных пальмитиновой кислоты среди метиловых эфиров и изопреноидных структур среди алканонов.

Изучен молекулярный состав S-, O- и N-содержащих гетероциклических ароматических соединений битумоида, выделенного из пород кембрийской горючесланцевой формации. В составе сернистых соединений идентифицированы дибензотиофен, его алкил- и нафтенопроизводные, нафтобензотиофены и их алкилгомологи. В составе кислородных соединений установлены голоядерные дибензо-и нафтобензофуран, их C1 - C4 - и C1 - C2 -алкилгомологи соответственно. Среди азотистых соединений присутствуют акридиноны, бензоакридиноны и их алкилгомологи.