НЕФТЕПЕРЕРАБОТКА

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

нефтеперерабатывающий завод, не должно быть более 50 мг/л, а в нефти на перегонку не более 5 мг/л.

Чистая нефть, не содержащая неуглеводородных примесей, особенно солей металлов, и пресная вода, взаимно нерастворимы, и при отстаивании эта смесь легко расслаивается. Однако при наличии примесей система нефть–вода образует труднорастворимую нефтяную эмульсию.

Эмульсии представляют собой дисперсные системы из двух взаимонерастворимых жидкостей, в которой одна диспергирована в другой в виде мельчайших капель (глобул). Различают два типа эмульсий: нефть в воде и вода в нефти.

Вещества, способствующие образованию и стабилизации эмульсий, называются эмульгаторами, вещества разрушающие эмульсии – деэмульгаторами.

Эмульгаторами обычно являются такие полярные вещества нефти, как смолы, асфальтены, асфальтогеновые кислоты и их ангидриды, соли нафтеновых кислот, парафины и церезины, а также различные органические примеси.

На установках обезвоживания и обессоливания нефти широко применяются водорастворимые, водонерастворимые и нефтерастворимые деэмульгаторы. Наибольшее применение нашли неионогенные деэмульгаторы. В качестве промышленных деэмульгаторов используются оксиалкенилированные органические соединения, например, оксиэтилированные жирные кислоты (ОЖК), с числом углеродных атомов более 20.

Промышленный процесс обезвоживания и обессоливания нефти осуществляется на установках ЭЛОУ (электрообезвоживающая, обессоливающая установка) в электродегидрататорах, где происходит химическая, электрическая, тепловая и механическая обработка нефтяных эмульсий. Содержание воды в нефти составляет при этом от сле-

дов до 0,1.%.

Глава 2

СОСТАВ И КЛАССИФИКАЦИЯ НЕФТЕЙ

2.1. Фракционный и химический состав нефти

После предварительной очистки нефть поступает на нефтеперерабатывающие заводы. Здесь она окончательно очищается от солей и обезвоживается. Первичной переработкой (прямой перегонкой) называется процесс получения нефтяных фракций, различающихся по температуре кипения, без термического распада компонентов нефти. Вторичная переработка предусматривает деструктивные процессы и очистку нефтепродуктов (каталитический крекинг, риформинг, гидрокрекинг, гидроочистку и др.). Эти процессы предназначены для изменения химического состава нефти путём термического и каталитического воздействия.

На современных нефтеперерабатывающих заводах основным первичным процессом является прямая перегонка для разделения нефти на фракции. В настоящее время перегонку производят в одноступенчатых или двухступенчатых установках. В одноступенчатых установках, где перегонку ведут при атмосферном давлении, получают бензиновую и другие высококипящие фракции. На двухступенчатых установках, вначале ведут перегонку при атмосферном давлении до образования мазута, а затем мазут перегоняют под вакуумом.

Двухступенчатые установки перегонки нефти называются АВТ (атмосферно-вакуумная трубчатка). Обычно они сочетаются с электрообезвоживающей, обессоливающей установкой — ЭЛОУ АВТ).

При атмосферной перегонке получают следующие фракции:

Н.к. (начало кипения) — 140 0С — бензиновая фрак-

ция

140-180 0С — лигроиновая фракция

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

140-220 0С (180240 0С) — керосиновая фракция

180-350 0С (220 – 350 0С, 240-350 0С) — дизельная фракция (лёгкий или атмосферный газойль, соляровый дистиллят).

Остаток после отбора фракций, выкипающих выше 350 0С, называется мазутом. Мазут разгоняют под вакуумом, при этом в зависимости от направления переработки нефти получают следующие фракции:

350-500 0С — вакуумный газойль > 500 0С — вакуумный остаток (гудрон) Для получения масел:

300–400 0С (350-420 0С) — лёгкая масляная фракция (трансформаторный дистиллят)

400–450 0С (420 – 490 0С) — средняя масляная фракция (машинный дистиллят)

450–490 0С — тяжёлая масляная фракция (цилиндровый дистиллят)

Продукты с температурой кипения ниже 350 0С называются светлыми, выше 350 0С — тёмными.

Нефть — это дисперсная система, характеризующаяся сложной внутренней организацией, способной изменяться под действием внешних факторов. Она состоит из углеводородных и неуглеводородных компонентов. Основными элементами, составляющими нефть, являются углерод и водород: С — 83-87 %, Н — 11,5-14 %.

Из других элементов в состав нефти в заметных количествах входят сера, азот и кислород.

Содержание серы колеблется от тысячных долей до 6- 8 %, в отдельных случаях до 14 %, азота 0,02-1,7 %, кисло-

рода — 0,05-3,6 %.

Углерод и водород находятся в нефти в виде углеводородов. В нефтях обнаружены следующие группы углеводородов:

1. Алканы (парафины) содержатся в нефти в 3-х агрегатных состояниях: С1-С4 — газы, С5-С15 — жидкие, С16- С60 — твёрдые.

2.Циклоалканы (нафтены) — содержащие пяти- и шестичленные циклы.

3.Ароматические углеводороды, содержащие одноили несколько бензольных колец.

Наиболее широко представлены углеводороды смешанного (гибридного) строения, содержащие одновременно углеводороды различных групп. Что касается непредельных углеводородов (алкенов), то они ни в нефти, ни в природном газе не содержатся и образуются только в результате различных термических процессов нефтепереработки (крекинг, пиролиз).

2.2. Классификация нефтей

Поскольку свойства нефти определяют направление её переработки и влияют на качество получаемых продуктов необходимо классифицировать нефти относительно их свойств и возможности направления переработки. На начальном этапе развития нефтяной промышленности основным показателем качества нефти была плотность. Нефти

делили на лёгкие ( ρ1515 <0,828), утяжелённые ( ρ1515 =0,828- 0,884) и тяжёлые ( ρ1515 >0,884). В лёгких нефтях содержится

больше бензиновых и керосиновых фракций, и сравнительно мало серы и смол. Из таких нефтей вырабатывают смазочные масла высокого качества. Тяжёлые нефти характеризуются высоким содержанием смолисто-асфальтеновых веществ, гетероатомных соединений и поэтому мало пригодны для производства масел и топлив.

Грозненским нефтяным научно-исследовательским институтом (ГрозНИИ) предложена химическая классификация нефтей. За основу этой классификации принято преимущественное содержание в нефти одного или нескольких групп углеводородов. Различают шесть типов нефтей: парафиновые, парафино-нафтеновые, нафтеновые, парафи- ново-нафтеново-ароматические, нафтеново-ароматические и ароматические.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Впарафиновых нефтях все фракции содержат значительное количество алканов: бензиновые — не менее 50 %, а масляные — 20 % и более. Количество асфальтенов и смол очень мало.

Впарафиново-нафтеновых нефтях и их фракциях преобладают алканы и циклоалканы, содержание аренов и смолисто-асфальтеновых соединений мало. Таковы нефти Урало-Поволжья и Западной Сибири.

Для нафтеновых нефтей характерно высокое (до 60 % и более) содержание циклоалканов во всех фракциях. Они содержат минимальное количество твёрдых парафинов, смол

иасфальтенов. К нафтеновым нефтям относятся азербайджанские нефти (балаханская, сураханская). В парафино- нафтено-ароматических нефтях содержится примерно равное количество углеводородов всех трёх групп, твёрдых парафинов не более 1,5 %. Количество смол и асфальтенов доходит до 10 %. Нафтено-ароматические нефти содержат преобладающее количество цикланов и аренов, особенно в тяжёлых фракциях. Алканы содержатся в лёгких фракциях в небольшом количестве, количество смол и асфальтенов около 15-20 %. Ароматические нефти характеризуются преобладанием аренов во всех фракциях и высокой плотностью. Такие нефти добываются в Казахстане и Татарстане.

Для оценки товарных качеств подготовленных на промыслах нефтей, принята в 2002 году технологическая классификация нефти, в соответствии с которой нефти классифицируют:

– по содержанию общей серы — 4 класса,

– по плотности при 20 0С — 5 типов

– по содержанию воды и хлористых солей — 3 группы

– по содержанию сероводорода и лёгких меркаптановых на 3 вида.

Тип нефти, поставляемой на экспорт, определяется по следующим показателям:

Таблица 2.1 Классификация и требования к качеству подготовленных

на промыслах нефтей по ГОСТ Р 51858-2002

Условное обозначение марки нефти состоит из четырёх цифр, соответствующих обозначениям класса, типа, группы и вида нефти. Например, нефть марки 2,2Э,1,2 означает, что она сернистая, поставляется на экспорт, средней плотности, по качеству промысловой подготовки соответствует первой группе и по содержанию сероводорода и лёгких меркаптанов – 2-му виду.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Глава 3

ПРОИСХОЖДЕНИЕ НЕФТИ

Вопрос о происхождении нефти является одним из самых сложных и важных вопросов современной жизни. По словам видного учёного-нефтяника И.Н.Губкина «верная разгадка происхождения нефти в природе имеет для нас не только научно-практический интерес, но и первостепенное значение».

К вопросу о происхождении нефти в природе можно подходить с двух точек зрения — химической и геологической. С химической точки зрения — из различного сырья под действием физико-химических превращений в лаборатории можно получить нефтеподобное вещество. Однако чисто химические возможности не равноценны с геологической точки зрения. Изучая условия залегания нефтей в различных месторождениях земного шара, геология установила ряд основных требований, которым должна удовлетворять любая теория происхождения нефти. Это следующие положения:

1.Все нефтяные месторождения приурочены к осадочным породам, образовавшимся в морских бассейнах.

2.Образование нефти происходило во все геологические периоды, за исключением архейского, когда не было растительного и животного мира.

3.Образование нефти происходило при высоких давлениях и температурах не выше 2000С.

4.В большинстве случаев нефть встречается в местах первичного залегания; нефтеносные свиты образуются чередованием непроницаемых глинистых пород с пропитанными нефтью песками и известняком.

5.Нетронутая нефтяная залежь занимает замкнутое со всех сторон пространство, в котором должны находиться все конечные продукты нефтеобразования.

Первые гипотезы о происхождении нефти возникли

ещё во второй половине XVIII в., когда гениальный учёный М.В. Ломоносов выдвинул идею образования нефти из захороненных торфяных отложений.

При рассмотрении вопроса о происхождении нефти химическая наука выдвигает две теории: неорганическую и органическую.

3.1. Гипотезы неорганического происхождения нефти

Неорганическая гипотеза происхождения нефти связана, прежде всего, с именем Д.И. Менделеева (1877г.). Он предложил карбидную гипотезу происхождения нефти, согласно которой материнским веществом нефти является углеродистое железо, значительные количества которого должны быть сосредоточены в глубинах земли. По трещинам, глубина которых должна достигать нескольких десятков километров, проникала вода, которая реагировала с карбидами металлов, образуя углеводороды.

2FeC + 3H2O = Fe2O3 + C2H6

Действительно, при взаимодействии карбидов металлов с водой наблюдается образование углеводородов, сходных по внешнему виду и запаху с нефтью, но они содержат в основном метан, этилен и ацетилен. По представлению Менделеева, углеводороды под действием высоких температур испарялись и поднимались в область меньших давлений — в наружную оболочку земли, сложенную осадочными породами. Здесь и должны были формироваться промышленные залежи нефти и газа.

Гипотеза Менделеева вызывает следующие возраже-

ния:

1.По современным представлениям нефть состоит из огромного числа сложных углеводородов, которые нельзя получить при реакциях карбидов с водой;

2.Не доказано существование в недрах земли большого количества карбидов и проникновение к ним воды, если бы они там находились. Это обусловлено существованием ба-

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

зальтового слоя земли, который вследствие высокой температуры должен находиться в пластическом состоянии, исключающем существование трещин.

Одним из вариантов гипотезы неорганического происхождения нефти является космическая теория Соколова (1892), переносящая образование углеводородов нефти из углерода и водорода в эпоху формирования Земли. Ранее образовавшиеся углеводороды при консолидации Земли поглощались магмой, а впоследствии при охлаждении её по трещинам и разломам проникли в осадочные породы земной коры. Космическая гипотеза не опирается ни на какие факты, еслинесчитатьналичиеметанаватмосференекоторыхпланет.

К неорганическим относится и гипотеза Кудрявцева, назвавшего её магматической. Согласно этой гипотезе жидкая нефть изначально содержится или образуется в магме в незначительных концентрациях и по трещинам и разломам проникает в осадочные породы, заполняя пористые песчаники. Считается, что углеводороды синтезируются из оксида углерода и водорода по реакциям Фишера-Тропша или же из свободных радикалов СН. и СН:

CO + 3H2 CH4 + H2O

Ряд аргументов сторонников минерального происхождения нефти основан на термодинамических расчётах. Е.Б. Чикалюк попытался определить температуру нефтеобразования по соотношению между некоторыми изомерными углеводородами, допуская, что высокотемпературный синтез приводит к образованию термодинамически равновесных смесей. Рассчитанная таким образом температура нефтеобразования составила 450-900 0С, что соответствует температуре глубинной зоны 100-160 км в пределах верхней мантии Земли. Однако для тех же нефтей расчёт по другим изомерным параметрам даёт значения температуры, совершенно нереальные в условиях земной коры и мантии. В настоящее время доказано, что изомерные углеводороды нефтей являются неравновесными системами. С другой стороны расчёты термодинамических свойств угле-

водородов в области очень высоких давлений весьма условны из-за необходимости прибегать к сверхдальним экстраполяциям.

Неорганические теории происхождения нефти находятся в противоречии и с геологическими данными, и с современными знаниями о составе нефтей. Но главный довод против неорганической теории происхождения нефти, это вопрос об оптической активности нефти.

Как известно, получение оптически деятельных соединений связано с веществами органического (растительного или животного) происхождения. Все попытки синтезировать оптически деятельное соединение, исходя из оптически недеятельного приводят либо к оптически недеятельному веществу, либо к рацемическому соединению.

При минеральном синтезе углеводородов возникают рацемические смеси, не обладающие оптической активностью, поскольку они содержат равное количество лево- и правовращающих молекул, что выгодно с позиций термодинамики (такая смесь характеризуется максимумом энтропии). Для живой природы характерна зеркальная симметрия: все биогенные аминокислоты — левые, сахара — правые зеркальные изомеры. Оптическая асимметрия органических молекул — достаточное условие для утверждения о наличии преобразованного органического вещества. Оптическая активность нефтей связана главным образом с углеводородами типа стеранов и тритерпанов.

3.2. Органическая теория происхождения нефти

В настоящее время принята органическая теория происхождения нефти. Она основана на большом сходстве химических и геологических показателей многих углеводородных и неуглеводородных соединений нефти с аналогичными компонентами живого вещества организмов и биогенного органического вещества современных осадков и древних осадочных пород.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

поверхностью сразу. В результате между отдельными зернами появляются пустоты. Геологи называют их порами. Количество пор в песчаниках достигает 20-30 % от общего объема песчаника. Нефть находится под землей не

ввиде озёр, как часто думают многие, а заполняет поровое пространство песков или известняков.

Если мысленно рассечь поверхность земли в нефтеносном районе, то видно бесчисленное чередование слоёв песков, глин, известняков и других пород осадочного происхождения. Эти породы накапливались в течение миллионов лет в водных, речных и морских условиях. В основании осадочной толщи находится поверхность фундамента, состоящего из гранитов и других магматических пород.

Когда-то, ещё в догеологический этап развития нашей планеты осадочных пород не было. На месте современных равнин были горы. Но земная поверхность не оставалась в покое. Одни участки её поднимались, другие опускались. Горные сооружения под действием воды, ветра, резкой смены температур разрушались. Тот участок земной поверхности, в котором происходило опускание, заполнялся водами Мирового океана. В этот водный бассейн с окружающей суши сносились обломки пород, они захоронялись на дне моря. В воде растворялись различные соли, которые при изменении их концентрации выпадали

восадок на дно моря. Так слой за слоем шло накопление осадочных пород. Вместе с обломками пород и солевыми осадками, захоронялись остатки животного и растительного мира, которые в последующем дали начало нефти. Практически на современных континентах нет ни одного участка, где бы не существовала в прошлом морская обстановка. Любой слой осадочных пород, на какой бы глубине он сейчас ни залегал, когда-то был на поверхности и постепенно за долгие миллионы лет опустился вниз. Это очень важно понять для изучения жизни нефтяного месторождения.

После возникновения нефть вместе с окружающими

37

породами также опускается. И это является одной из основных причин разнообразия природных нефтей, ибо вместе с опусканием в нефтяной залежи возникают химические реакции, изменяющие первоначальный её состав.

На рис. 3.1. изображён геологический разрез земной поверхности нефтегазоносного района. Видно, как изогнуты слои песков, глин, известняков. Внизу рисунка под волнистой поверхностью, указывающей на древний размыв пород, залегает фундамент, состоящий из гранитов и других кристаллических пород вулканического происхождения. В них нефть или газ образовываться не могут, но иногда месторождения в таких породах всё же имеются. Это происходит следующим образом. Газ или нефть, образовавшись в осадочных породах, по трещинам проникает в породы фундамента и образует залежь.

Рис. 3.1. Геологический разрез земнойповерхности.

38

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Выше фундамента залегают осадочные породы, которые в водной среде постепенно накапливались в течение миллионов лет. В наиболее приподнятых участках перегибов слоёв показаны залежи нефти и газа. Но они имеются не во всех перегибах. Ловушек для нефти и газа в десятки и сотни раз больше, чем месторождений. В этом сложность поисков нефти. Слой в виде холма называется антиклиналью, а в виде понижения — синклиналью. Один и тот же слой от синклинали к антиклинали меняет глубину залегания на сотни и даже тысячи метров. Нефть легче воды, и она будет всегда стремиться занять самое высокое, положение в подземной ловушке. Ловушкой в недрах земли служит изогнутый в виде антиклинали пласт песков, который сверху и снизу ограничивается непроницаемыми для воды и нефти пластами глин. В антиклинали пласт песков всегда выше, чем в синклинали, поэтому нефть скапливается в самой приподнятой части антиклинали.

Преобразование органических остатков согласно органической теории происхождения нефти, источник её образования — органические остатки преимущественно низших растительных и животных организмов, обитавших как

втолще воды (планктон), так и на дне водоёмов (сапропель).

Большую роль в разложении отмерших организмов играли бактерии. Это неизбежная стадия преобразования их в нефть.

Органическое вещество отмерших организмов фито- и зоопланктона, а также и более организованных форм, в водной толще и в донных илах испытывает интенсивные преобразования. Интенсивная микробиологическая деятельность сопровождается распадом первичного субстрата и образованием бактериальной биомассы. В результате содержание белковоподобных соединений уменьшается в 100-200 раз, свободных аминокислот в 10-20 раз, углеводов

в12-20 раз, липидов в 4-8 раз. Одновременно с этим совершаются процессы поликонденсации, полимеризации

непредельных соединений и др. Возникают несвойственные биологическим системам вещества, составляющие основу органической части нефти — керогена. Происходит полимеризация жирных кислот, гидроксикислот и непредельных соединений с переходом образующихся продуктов уплотнения в нерастворимые циклическую и алициклическую формы керогена. Возникают вещества, составляющие основу сапропелевой части керогена. Предполагается, что этот процесс протекает по механизму Дильса–Альдера или же посредством сшивания образующихся гидроксикислот, как это предполагал Добрянский. Небольшая, наиболее устойчивая часть липидов, включая углеводороды, остаётся незаполимеризованной, составляя растворимую в органических растворителях фракцию керогена. В эту же фракцию входят и образовавшиеся асфальтено-смолистые вещества.

Установлено, что с возрастанием интенсивности окислительных процессов в керогене снижается содержание водорода от 8-10 до 3-4 % (масс), и небольшие концентрации его переходят в сорбированную форму с породой, образуя органо-минеральный комплекс. Процесс окисления органического вещества сопровождается его осернением иногда до 8-10 % (масс).

По мере погружения осадка (до глубины 100-200 м) анаэробные бактериальные (диагенетические) процессы постепенно затухают и окисление органического вещества прекращается. На этом заканчиваются диагенетические преобразования органического вещества и осадка в целом. Кероген вступает в стадию катагенетических (физикохимических) преобразований, определяемых температурой и давлением в недрах.

На начальной стадии погружения осадков (обычно 1,5-2,0 км) при росте температур до 50-60 °С полимерная структура керогена испытывает сравнительно небольшие изменения. Они сводятся преимущественно к декарбоксилированию и дегидратации, отрыву периферических функ-

циональных групп за счёт выделения в основном Н2О, СО2, NH3, H2S и СН4. В битумоидной фракции органического вещества несколько возрастает содержание углеводородов. В составе керогена постепенно повышается содержание углерода и водорода и снижается содержание гетероэлементов. При погружении на глубину 2000-3500 м и возрастании температур в недрах до 80-170 °С начинается активная деструкция соединений, слагающих основную структуру керогена, сопровождающаяся образованием большего количества подвижных битуминозных веществ — до 3040% (масс.) исходного керогена сапропелевого типа. Образующиеся битуминозные вещества (битумоиды) содержат уже практически весь комплекс алкано-циклоалканов и аренов от низкодо высокомолекулярных их представителей, а также значительное количество сложных гетероциклических соединений и асфальтено-смолистых веществ. Содержание битуминозных компонентов в органическом веществе возрастает в несколько раз. Эта стадия деструкции значительной части керогена с образованием преобладающей массы нефтяных углеводородов получила наименование главной фазы нефтеобразования (ГФН).

Одновременно с генерацией большого количества нефтяных углеводородов начинается их десорбция и пер- вично-миграционный вынос вместе с газом и водой из глинистых и карбонатно-глинистых уплотняющихся осадков в проницаемые песчаные пласты-резервуары за счёт значительного перепада давлений. В начале ГФН скорость генерации углеводородов ещё преобладает над скоростью их миграции в резервуары, в результате чего с ростом глубины наблюдается значительное обогащение органического вещества битуминозными компонентами, в частности, углеводородами. При дальнейшем погружении пород процесс генерации углеводородов постепенно затухает вследствие израсходования основной части керогена, а скорость миграции углеводородов возрастает. В результате при дальнейшем росте глубины погружения нефтематеринских

пород наблюдается значительное истощение органического вещества битумоидами и углеводородами, и главная фаза нефтеобразования завершается.

Погружение осадков после завершения ГФН на большие глубины (до 4000-6000 м) также сопровождается дальнейшим преобразованием керогена, которое уже происходит при 200-250 °С, достигая коксовой (К), более высокой стадии карбонизации. При этом происходит значительная потеря керогеном водорода, за счёт чего активизируется процесс образования углеводородного газа и осуществляется главная фаза газообразования (ГФГ). После её завершения кероген содержит уже до 85-90 % углерода и всего лишь 1,5-3,0 % водорода и при дальнейшем погружении и повышении температуры в недрах изменяется медленно и слабо, постепенно обуглероживаясь и теряя лишь незначительное количество газообразных продуктов. При условиях высоких температур и давлений дисперсное органическое вещество, подобно углям, достигает антрацитовой стадии преобразования состава.

3.4 Образование углеводородов нефти

Согласно органической теории, источником углеводородов нефти являлись компоненты дисперсного органического вещества сапропелевой природы. Процесс происходил в главную фазу нефтеобразования (ГФН) на глубине, при 100-200 °С, термически или термокаталитически под воздействием глин. Глины, являясь природными алюмосиликатными катализаторами, стимулируют реакции дегидратации спиртов и декарбоксилирования кислот в углеводороды, изомеризации и полимеризации алкенов, деструкции и перераспределения (диспропорционирования) водорода и многие другие.

Анализ современных данных свидетельствует, что нефть, при многообразии её состава, представляет сочетание единых по генезису двух групп соединений. К первой относятся

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

соединения с унаследованной структурой молекул исходного органического вещества, которые претерпели лишь небольшие превращения — потерю тех или иных функциональных групп или радикалов, но сохранившие основной скелет биомолекул. Вторую группу составляют соединения, образовавшиеся в результате глубоких и необратимых процессов превращения органического вещества и возникновения на этой основе соединений, не свойственных биологическим системам. К последним относятся главным образом циклоалканы, арены и смешанные циклоалканоарены.

Алканы

В составе алканов (метановых углеводородов) нефти наиболее широко представлены соединения нормального строения и монометилзамещённые с различным положением метильной группы в цепи. Значительно меньше ди-, три- и тетраметилалканов, а также углеводородов изопреноидного строения и некоторых других.

Нормальные алканы. Общее содержание их в нефтях разного типа меняется в широких пределах — от долей процента до 30 % и более. Такие колебания зависят от многих причин, однако наиболее важны следующие:

1.влияние исходного органического вещества и степени метаморфического его преобразования,

2.физическая дифференциация углеводородов в процессе первичной миграции при формировании и переформировании залежей нефти,

3.воздействие на нефть катагенных и гипергенных (окислительных) факторов в сформированной залежи нефти.

Зависимость содержания алканов нормального строения в нефтях от исходного органического вещества определяется тем, что нефти, генетически связанные с морским сапропелевым органическим веществом, относительно бедны высокомолекулярными алканами, тогда как нефти, связанные с сапропелево-гумусовым органическим веществом

континентально-лагунных фаций, содержат их в значительно большем количестве.

Катагенетические процессы в нефтематеринских породах и в залежах до известных пределов способствуют повышению содержания в нефтях высокомолекулярных алканов нормального строения. Однако дальнейшие превращения влекут деструкцию их с образованием низкомолекулярных алканов вплоть до газообразных их гомологов.

Гипергенные процессы под воздействием на нефть подземной микрофлоры приводят к уменьшению содержания алканов нормального строения вплоть до полного их исчезновения. Сорбционные процессы способствуют облегчению нефти и уменьшению в её составе их высокомолекулярных гомологов.

Возможны три источника образования нормальных алканов в битумоидах:

а) нормальные алканы восков и неомыляемой части липидов,

б) высокомолекулярные одноатомные алифатические спирты, являющиеся составной частью восков,

в) высшие одноосновные жирные кислоты липидов. Первый источник вполне реален и не может вызывать

сомнений. Высокомолекулярные алканы составляют несколько процентов в растительных восках неомыляемой фракции зоопланктона и липидов водорослей. Например, в воске карнаубской пальмы они составляют 10 %. Биосинтез алканов нормального строения в живой природе приводит к образованию соединений с нечётным числом углеродных атомов в молекуле, чем, возможно, и объясняется резкое преобладание «нечётных» соединений над «чётными» в составе алканов битуминозной части илов и современных морских и особенно лагунно-озерных осадков.

Процесс образования алканов из других источников, кроме живого вещества, значительно более сложен, чем это может показаться. Во многом способствует пониманию моделирование этих процессов в условиях лабораторного