ПОИСК Статьи Рисунки Таблицы Определение группового углеводородного состава бечзнно-лигронновых фракций сахалинских нефтей по масс-спектрометрическому методу из "Нефти Сахалина" В табл. 47 приведена характеристика фракций сахалинских нефтей, выкипающих до 200° С, в табл. 48 и 49 показаны их групповой углеводородный состав и распределение углеводородов по числу углеродных атомов (по данным ВНИИНП). [c.73] Помимо этого был определен химический состав фракций, выкипающих в интервале 50—200° С, отобранных из 48 сахалинских нефтей, по масс-спектрометрическому методу. Это исследование было проведено Р. А. Хмельницким, А. А. Поляковой, К. И. Зиминой и автором [27]. [c.73] Объектом исследования служили нефти, отобранные из скважин Восточно-Эхабинского (I и П площади), Эхабинского, Тунгорского и Паромайского месторо ждений. [c.73] Характеристика нефтей этих месторождений описана в главе I. Удельный вес исследованных нефтей можно видеть в табл. 62 (см. стр. 116). [c.73] Широкие фракции, отогнанные из колбы Вюрца в интервале 50—200°С, подвергались затем ректификации на колонке эффективностью 50 т. т. Полученные при этом погоны, объемом 15— 20 мл каждый, анализировались масс-спектрометрическим методом, разработанным во ВНИИНП. Анализ проводился на модифицированном масс-спектрометре МС-1 с записью на регистрирующем электронном потенциометре ЭПП-09. Модификация прибора заключалась в обогреве системы для введения жидких анализируемых проб, в создании системы для регулирования обогрева ионного источника и анализатора, блоков автоматической развертки и регистрации масс-спектров. Наилучшая воспроизводимость распределения интенсивностей в масс-спектре (1,5—2,5%) имела место в интервале 120—130°С. Съемки спектров проводились при следующем режиме ускоряющее напряжение 2,5 кв, энергия ионизирующих электронов 70 эв, ток эмиссии катода 1,5 ма. Описание метода опубликовано в печати [28—30]. [c.73] Физические константы и выход широких фракций 50—-200° С всех исследованных нефтей Сахалина помещены в табл. 50. [c.73] Все исследованные фракции характеризуются преобладанием нафтеновых углеводородов, составляющих в среднем для изученных фракций 53,3%. Наиболее богаты нафтенами бензины Эхабинского (62,0%) и Восточно-Эхабинского (I и II площади) месторождений (61,4 и 59,4%).. Содержание нафтеновых углеводородов в бензинах Паромайского и Тунгорского месторождений несколько ниже, в среднем 50%, а в отдельных фракциях падает до 41,3%. Основная часть нафтенов представлена углеводородами Се и С7, остальные члены этого ряда распо-лагаются в следующем порядке Сб С9 Сю Сп С12. [c.78] Концентрация парафиновых углеводородов составляет в среднем для всех исследованных фракций 29,1%. Она несколько выше во фракциях. [c.78] По общему содержанию ароматических углеводородов (в среднем 17,6%), которое для фракций нефтей отдельных месторождений находится в пределах 9,5—20,5%, месторождения различаются в меньщей степени. Наиболее высокая концентрация ароматических углеводородов имеет место в бензино-лигроиновом погоне нефти Тунгорского месторождения 20,5%. Более половины ароматических углеводородов составляют углеводороды s (ксилолы) и С). Остальные алкилбензолы можно представить в порядке уменьшения концентрации в виде следующего ряда С7, Сю, С5, Сц, l2. [c.82] На рис. 4 можно видеть изменение группового химического состава бензино-лигроиновых фракций нефтей Паромайского месторождения в зависимости от глубины залегания нефтей. Использованы данные для 18 нефтей из скважин восьми пластов — И, I, II, III, IV, V, VIII и IX. Скважины расположены на глубине от 241 до 1095 м. [c.89] Для нефтей из скважин поднадвиговой зоны Восточно-Эхабинского и Паромайского месторождений характерно уменьшение содержания, нафтенов по мере перехода к более глубоким горизонтам с одновременным увеличением содержания парафиновых и особенно ароматических углеводородов. Следует отметить наглядно иллюстрируемый рис. 3 и 4 противоположный характер изменения содержания во фракциях углеводородов парафинового и нафтенового рядов при незначительном изменении содержания ароматики, причем эта закономерность наблюдается и при сравнении состава по пластам (см. рис. 1 и 2) месторождений. [c.89] Указанное обстоятельство подтверждает определенную генетическую связь между парафиновыми и нафтеновыми углеводородами в нефтях. Какой-либо закономерности в изменении содержания групп нафтеновых и ароматических углеводородов состава от Сб ДО С12 с погружением не замечено. [c.89] Вернуться к основной статье