Главная – Журналы – Поиск по журналам

Методом хромато-масс-спектрометрии определены состав и распределение органических соединений в донных отложениях р. Томи в районе г. Юрги (Кемеровская область - Кузбасс) в 1995, 2005 и 2018 гг. В состав входили углеводороды (н-алканы, изоалканы, нафтены, алкилбензолы и полициклические ароматические углеводороды), кислородсодержащие соединения (карбоновые кислоты и их этиловые и пропиловые эфиры). Приведены данные по групповому составу наиболее опасных загрязнителей - полициклических ароматических углеводородов. Установлен характер изменений техногенной нагрузки предприятий Кузбасса на речную систему в разные годы. Наибольший вклад в загрязнение бассейна р. Томи пришелся на 2005 г. Он напрямую связан с производственной активностью предприятий Кузбасса.

Осуществлен и изучен процесс удаления серосодержащих соединений из дизельной фракции с использованием экстракционных систем на основе координирующих полярных растворителей (диметилформамид и диметилсульфоксид) и солей металлов (СuCl₂, CoCl₂, MnCl₂, Mn(ТФА)₂, Сu(ТФА)₂, где ТФА - трифторацетат). Установлено, что присутствие солей металлов в экстракционных системах увеличивает степень выделения серосодержащих соединений из дизельной фракции с 11 до 49 % и уменьшает содержание полициклических ароматических углеводородов на 33 %. Предполагается, что добавление солей металлов к растворителю усиливает акцепторные свойства последнего, что и проявляется в повышении его экстракционной способности.

Представлены результаты реокинетических измерений изменения текучести гелеобразующих составов различной природы, полученные методами ротационной и вибрационной вискозиметрии. Разработана методика обработки результатов измерений, полученных методом вибрационной вискозиметрии в измерительных сосудах разной величины. Рассмотрены два направления интерпретации немонотонных реокинетических зависимостей.

Проведено исследование рассеянного органического вещества пород разведочной площади Усть-Майская. Представлены данные об особенностях состава рассеянного органического вещества в интервале 2868.73-3057.68 м. В составе углеводородов, исследованных методом хромато-масс-спектрометрии, идентифицированы алканы, моно-, би-, три-, тетра- и пентациклические арены, би-, три-, тетра- и пентацикланы, тетрациклические нафтеноароматические углеводороды, дибензотиофены, а также спектрофотометрически определены перилен и следы никелевых металлопорфиринов. Показано, что исходное органическое вещество формировалось в восстановительных и субокислительных условиях при существенном вкладе как наземной растительности, так и фитопланктона. Присутствие никелевых комплексов порфирина и перилена на отдельных участках разреза свидетельствует о мелководности бассейна седиментации и близости береговой линии в период накопления органического вещества. Расчетная отражательная способность витринита указывает на соответствие исследованных интервалов разреза стадии катагенеза МК₂ - главной зоне нефтеобразования.

Исследован состав продуктов крекинга высокосернистого горючего сланца Кашпирского месторождения при различных условиях проведения процесса (продолжительность и температура). Установлены характерные особенности влияния условий термообработки на изменения состава жидких продуктов крекинга горючего сланца. Показано, что крекинг органического вещества горючего сланца сопровождается образованием широкого набора низкомолекулярных сернистых соединений, попадающих в состав масел. Исследованы изменения группового состава серосодержащих соединений масел, выявлены особенности распределения производных тиофена, бензо- и дибензотиофена в составе жидких продуктов крекинга. Показано, что на глубину и скорость деструкции серосодержащих структурных фрагментов керогена оказывают значительное влияние температура и продолжительность процесса. Полученные данные позволяют улучшить понимание закономерностей термических превращений серосодержащих структурных фрагментов органического вещества высокосернистых горючих сланцев в процессе крекинга.

Представлены результаты применения продукта окисления бензола (ПОБ) в барьерном разряде в качестве добавки к присадке ингибирующего действия для парафинистых и высокопарафинистых нефтей. Предложенная присадка состоит из сополимера алкилакрилатов с акрилатом додециламина и ПОБ при соотношении 15 : 1 мас. %. Окисление бензола воздухом в барьерном разряде протекает преимущественно до фенола (~77.3 мас. %), двухатомных фенолов и незначительного количества высокомолекулярных соединений. Влияние присадки (в сочетании с ПОБ) в количестве 0.03-0.05 мас. % оценивали по изменению реологических характеристик и температуры застывания парафинистой и высокопарафинистой нефтей с высоким содержанием смолисто-асфальтеновых компонентов. Композиция, содержащая полимер и ПОБ, дополнительно снижает количество асфальтосмолопарафиновых отложений на 1.5-2.5 г, что дает прирост ингибирующей способности на 10-12 %. Депрессия температуры застывания нефтей составляет в среднем 46 °С. Значения динамической вязкости исследуемых нефтей в присутствии присадки снижаются в среднем в 2.2 раза.

Для увеличения нефтеотдачи в Институте химии нефти СО РАН разработана новая многофункциональная композиция МИКА (МФК МИКА), которая обладает как нефтеотмывающими свойствами, так и способностью выравнивать фронт вытеснения, увеличивая охват пласта заводнением. Проведено лабораторное тестирование МФК МИКА и ее компонентов (глицерин, карбамид и борная кислота) на пластовой микрофлоре трех групп - на углеводородокисляющих и денитрифицирующих бактериях (УОБ и ДНБ соответственно) как возможных агентов увеличения нефтеотдачи и сульфатвосстанавливающих бактериях (СВБ) как коррозионно-опасной группе. Показано, что УОБ положительно реагировали на все варианты внесения компонентов, а также на разбавленные в 20-50 раз растворы композиции. Присутствие борной кислоты, в том числе в бинарных системах с карбамидом и глицерином, подавляло рост ДНБ, несмотря на стимулирующее влияние глицерина и карбамида. Многофункциональная композиция МИКА положительно влияла на численность ДНБ при разбавлении в 20 и 50 раз. В ходе опытно-промышленных работ в 2020-2021 гг. на Усинском месторождении выявлено положительное влияние МФК МИКА на группы УОБ и ДНБ и подавление численности СВБ. Эффект снижался через 8-10 месяцев за счет многократного разбавления композиции и выхода ее из пласта. Такое действие МФК МИКА и ее компонентов может быть оценено двумя положительными эффектами: ростом численности УОБ и ДНБ как потенциальных агентов нефтевытеснения и подавлением активности СВБ как агента сульфидной коррозии оборудования.

Исследованы изменения состава SARA (Saturates, Aromatics, Resins, Asphaltenes) фракций - насыщенных и ароматических углеводородов, смол и асфальтенов - метановой нефти Зюзеевского месторождения (Республика Татарстан) в процессе термического крекинга. Крекинг фракций проводили при 450 °С в течение 120 мин в изотермических условиях. Получены данные по материальному балансу процесса, составу жидких и газообразных продуктов крекинга. Показано, что углеводородный состав жидких продуктов и выход побочных - твердых и газообразных - продуктов зависит от состава исходных SARA фракций. Так, при крекинге фракции асфальтенов выход твердых продуктов максимален, а наибольшее количество газов образуется при крекинге фракции смол. Установлено, что в процессе крекинга SARA фракций происходит новообразование тех компонентов, которые изначально отсутствовали в реакционной среде. Показано, что на содержание и состав продуктов термолиза смол и асфальтенов оказывают влияние структурные особенности их молекул.

Исследовано состояние растительного покрова шести углеводородных месторождений Парабельского района Томской области по многолетним спутниковым данным. Показан пример практического применения разработанной методики количественной оценки состояния растительного покрова нефтегазодобывающих территорий на основе значений вегетационных индексов по спутниковым данным MODIS (Moderate Resolution Imaging Spectroradiometer). Установлено, что за 12-летний период (2011-2022 гг.) изменения значений вегетационного индекса EVI (Enhanced Vegetation Index) имеют положительный тренд, максимальные значения зарегистрированы в 2020 г. Это может свидетельствовать о процессе восстановления растительного покрова и улучшении экологической обстановки.

Исследованы физико-химические свойства трудноизвлекаемых вязких нефтей с высоким содержанием парафинов на основе анализа информации из базы данных о свойствах нефти, созданной в Институте химии нефти СО РАН (Томск). Установлено, что на территории Евразии наибольшими запасами вязких парафинистых нефтей (ВПН) отличается Россия, где почти 3/4 запасов сосредоточено в Волго-Уральском нефтегазоносном бассейне. Проведен анализ особенностей свойств данных нефтей при различных условиях их залегания. Показано, что ВПН в большей степени приурочены к терригенным породам, в которых запасов больше в 4.6 раз по сравнению с запасами в карбонатных пластах. Рассмотрены физико-химические свойства ВПН в продуктивных пластах, различающихся проницаемостью и пористостью. Установлено, что при высокой проницаемости пластов ВПН характеризуются повышенной плотностью (нефти становятся тяжелыми), увеличиваются коксуемость, содержание серы и смол, уменьшаются содержание парафинов и газовый фактор. Вязкие парафинистые нефти в коллекторах с разной проницаемостью обладают положительной температурой застывания и характеризуются низким газосодержанием. В средне- и высокопористых пластах ВПН являются тяжелыми, сернистыми, среднесмолистыми и среднеасфальтеновыми, с низким газосодержанием. Показано, что в высокопроницаемых и высокопористых коллекторах содержание парафинов в ВПН минимальное, и наоборот, в низкопроницаемых и низкопористых коллекторах содержание парафинов в нефти наибольшее. Выявлены свойства высокозастывающих ВПН, которые значимо различаются со свойствами нефтей с отрицательной температурой застывания. Высокозастывающие ВПН отличаются от низкозастывающих нефтей средней плотностью (низкозастывающие нефти являются тяжелыми), но очень высокой вязкостью; более высоким содержанием парафинов и кислорода, но меньшим содержанием смол, асфальтенов, серы (почти вдвое) и азота; газовый фактор выше на 81 %.