CC BY
112
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Соколова Т.В., Смычник Т.П., Дуцарчик В.М. и др. Сорбционные свойства продуктов модификации торфа // Гуминовые вещества в биосфере: Тез. докл. II Междунар. конф. - М., 2003. - С. 126.
2. Любченко В.И., Думбай И.Н., Губанова Е.Н. и др. Гранулированные сорбционные материалы на основе гуматов бурого угля // Химия твердого топлива. - 1999. - № 2. - С. 32-35.
3. Тарновская Л.И., Маслов С.Г. Изменение химического состава гуминовых кислот в процессе термолиза торфа // Химия твердого топлива. - 1994. - № 4-5. - С. 33-39.
4. Тарновская Л.И. Закономерности изменения группового состава торфа в процессе термолиза: Автореф. дис. ... канд. техн. наук. - Томск, 1985. - 199 с.
5. Лиштван И.И., Король Н.Т. Основные свойства торфа и методы их определения. - Минск: Наука и техника, 1975. - 320 с.
6. Климов В.А. Основные микрометоды анализа органических соединений. - М.: Химия, 1967. - 208 с.
7. Чухарева Н.В., Шишмина Л.В., Новиков А.А. Влияние термической обработки торфов на состав и свойства гуминовых кислот // Химия твердого топлива. - 2003. - № 4. - С. 37-43.
8. Белькевич П.И., Гайдук К.А., Стригущий В.П. Исследование процесса термолиза гуматов кальция методом ЭПР / Доклады АН БССР. - 1976. - Т. 20. - № 3. - С. 237-239.
9. Чухарева Н.В., Шишмина Л.В., Маслов С.Г., Стригуцкий В.П. Термическая устойчивость торфяных гуминовых кислот // Химия растительного сырья. - 2003. - № 2. - С. 49-54.
10. Долгих С.М. Закономерности образования пирогенетической воды и диоксида углерода при термической деструкции гуммитов и их модельных соединений: Автореф. дис. ... канд. хим. наук. - Томск, 1992. - 18 с.
11. Belikhmaer Ya.A., Bir V.A., Fedorov A.F. Nonisothermal kinetics of independent reactions // React. Kinet. Catal. Lett. - 1982. - V. 20. - № 3-4. - P. 327-330.
12. Ван Кревелен Д.В., Шуер Ж. Наука об угле. - М.: ГНТ Изд-во литературы по горному делу, 1960. - 303 с.
13. Маль С.С. Углеводы и азотсодержащие вещества торфа. -Минск: Наука и техника, 1982. - 231 с.
14. Бенсон С. Термохимическая кинетика. - М.: Мир, 1971. - 306 с.
15. Шишмина Л.В. Исследование кинетики и механизма термического декарбоксилирования некоторых органических кислот: Автореф. дис. ... канд. хим. наук. - М., 1980. - 26 с.
УДК 665.61
НИЗКОМОЛЕКУЛЯРНЫЕ АЗОТСОДЕРЖАЩИЕ ОСНОВАНИЯ НЕФТЕЙ, РАЗЛИЧАЮЩИХСЯ СОДЕРЖАНИЕМ СЕРЫ
Н.Н. Герасимова, Т.А. Сагаченко*
Томский политехнический университет
*Институт химии нефти СО РАН. г. Томск E-mail: dissovet@ipc.tsc.ru
Изучены распределение и состав низкомолекулярных азотсодержащих оснований в нефтях юрско-палеозойского комплекса Западной Сибири, различающихся содержанием серы. Показано, что малосернистые нефти содержат в среднем меньше общего и основного азота, чем сернистые нефти. В составе азотистых оснований нефтей первого типа выше доля низкомолекулярных сильноосновных соединений. Их качественный состав не зависит от степени осерненности нефтей. Во всех исследованных образцах азотсодержащие основания представлены алкил- и нафтенопроизводными пиридина, хинолина, бензо-, дибензохино-лина, азапирена, тиазола, тиофено-, бензотиофено-, дибензотиофенохинолина и высших аналогов бензола. Максимум в распределении сильных оснований приходится на хинолины, бензохинолины, тиофено- и бензотиофенохинолины. Особенностью сернистых нефтей является более высокое относительное содержание тиофенохинолинов. На примере алкилбензохинолинов показано, что индивидуальный состав сильных оснований также не зависит от типа нефти.
Введение
При характеристике углеводородного сырья, поступающего на переработку, большое значение имеет содержание в нем серы. Это связано с тем, что наличие сернистых соединений в исходном сырье снижает эффективность процессов каталитической переработки нефтяных дистиллятов, ухудшает качество горюче-смазочных материалов, представляет экологическую опасность из-за попадания в окружающую среду окислов серы, образующихся при сгорании низкокачественных топлив [1].
При прямой перегонке нефтей, как правило, невозможно получить высокосортные товарные продукты, отвечающие современным экологическим требованиям и конструкционным особенностям
двигателей. Поэтому дистиллятные фракции и мазуты подвергают процессам десульфуризации, среди которых ведущее место занимает гидроочистка. Однако катализаторы этого процесса чувствительны к азотистым основаниям (АО) [1, 2]. Так, основания ряда хинолина тормозят реакции гидрообес-серивания за счет блокирования каталитических центров соединениями азота и промежуточными продуктами гидродеазотирования [1]. Кроме того, азотистые соединения (АС), так же, как и сернистые, отрицательно влияют на эксплуатационные характеристики товарных продуктов, окружающую среду, наносят ущерб здоровью людей [1, 3]. В этой связи актуальны исследования, направленные на выявление взаимосвязи между содержанием в нефтяном сырье серы и распределением в них АС.
Данная работа посвящена изучению количественного содержания и состава низкомолекулярных АО в нефтях различной степени осерненности. Интерес к исследованию этих компонентов обусловлен тем, что низкомолекулярные АО концентрируются в дизельных и масляных фракциях, представляющих сырье для каталитической переработки. Охарактеризованы АО нефтей юрско-па-леозойского комплекса Западной Сибири, который в настоящее время считают основным объектом подготовки запасов нефти в регионе [4].
Экспериментальная часть
Общее содержание АС (Добщ.) определяли методом сожжения в реакторе Покровского [5], содержание АО (Косн.) - методом неводного потенциоме-трического титрования раствором хлорной кислоты в диоксане [6].
Выделение низкомолекулярных АС и их последующее фракционирование по химическому типу осуществляли методом кислотной экстракции [7]. Были получены продукты, содержащие смесь сильных и слабых оснований (К, К^) и только сильные основания (К!, К2). Сильные основания К, отличаются от АО К; и К2 более развитым алкильным и/или нафтеновым замещением азаареновых ядер и, как следствие, наибольшей молекулярной массой [8]. В свою очередь сильноосновные соединения К2 более высокомолекулярны и менее ароматичны по сравнению с сильными основаниями К;
[7, 8].
Для выделения фракции азаареновых оснований соединения К; разделяли с помощью метода двухступенчатой линейной элюционной адсорбционной хроматографии на оксиде алюминия, модифицированном 3,75 об. % Н2О, с использованием бинарных смесей растворителей [9]. Получали продукт (К;А), элюируемый системой с е°АВ=0,30, в котором содержится большая часть сильных оснований исходного продукта.
Структурно-группововй состав сильных оснований К; и К2 определяли методом масс-спектро-метрии. Анализ проводили на масс-спектрометре МХ-1320 с прямым вводом образца в ионный источник при энергии электронов 70 эВ. Оптимальную температуру испарения образца (скорость нагрева - 7 град/мин) определяли по полному ионному току, при максимальном значении которого регистрировали масс-спектры [10]. Для расчета структурно-группового состава АО использовали соотношение интенсивностей пиков молекулярных и псевдомолекулярных ионов в моноизотопных масс-спектрах [11].
Индивидуальный состав АО К1А определяли методом хромато-масс-спектрометрии на приборе R10-10C фирмы NERMAG (Франция) с системой сбора и обработки данных 8рес1га1-500. Разделение основных соединений проводилось на кварцевой капиллярной колонке 30,0x0,32 мм с неподвижной фазой 8Е-54, с гелием в качестве газа-носителя.
Масс-спектры измерены при энергии ионизации 70 эВ. Температура ионизационной камеры -230 °С; время развертки спектра - 0,4 с; диапазон регистрируемых масс - 33-450. Идентификацию АО осуществляли путем сравнения со спектрами, полученными на однотипных фазах [12].
Результаты и их обсуждение
Согласно данным табл. 1, в массиве исследованных нефтей присутствуют малосернистые (50бщ=0,10...0,49) и сернистые (8общ.=0,50...1,56 мас. %) образцы [13]. Наличие малосернистых и сернистых нефтей (далее I и II типы соответственно) характерно для каждого геологического возраста. Содержание в нефтях общего (от следов до 0,16 мас. %) и основного (от 0,004 до 0,041 % мас.) азота типично для нефтей юрско-палеозойского комплекса Западной Сибири [14].
В табл. 2 приведены средние значения содержания АС в исследованных нефтях. Это связано с тем, что в данной работе на характер распределения и состав АС рассматривалось только влияние возраста вмещающих отложений; роль других геолого-геохимических факторов (тип исходного органического вещества, окислительно-восстановительные условия его накопления, приуроченность залежи к тектонической зоне) не учитывалась.
Как следует из данных табл. 2, среднее содержание Добщ и Досн в малосернистых нефтях ниже (0,09.0,10 и 0,015.0,020 мас. % соответственно), чем в сернистых (0,10.0,15 и 0,018.0,036 мас. %). Для второго типа нефтей характерно более высокое относительное содержание АО (18,0.24,3 против 16,5.20,0). Вниз по разрезу юрских отложений для нефтей обоих типов наблюдается тенденция снижения средних концентраций общего и основного азота. Среднее содержание Добщ. и Досн. в малосернистых и сернистых нефтях из палеозойских отложений выше (0,10.0,12 и 0,018.0,022 мас. % соответственно), чем в однотипных нефтях нижней юры (0,09.0,10 и 0,015.0,018 мас. %).
Количество низкомолекулярных АС, экстрагируемых из исследованных образцов, изменяется в широких пределах (0,039.0,512 мас. %). В их составе выделяется в среднем от 7,9 до 22,1 отн. % сильных оснований нефтей (К), табл. 3. Доля наиболее низкомолекулярных ароматичных соединений К; составляет 1,8.4,0 отн. %; на долю сильных оснований К2 приходится от 2,7 до 7,8 отн. %. Количество оснований с экранированным атомом азота в молекуле К^ колеблется от 3,4 до 11,1 отн. %.
Сравнительный анализ показывает, что малосернистые нефти характеризуются большим количеством всех типов низкомолекуляных сильных оснований. Так, общая степень выделения низкомолекулярных АО из малосернистых нефтей колеблется в пределах 14,1.22,1; из сернистых - в пределах 7,9.18,4 отн. %. Суммарная доля оснований К; и К2 и сильных оснований в К0 в малосернистых нефтях составляет 5,7.11,7 и 8,4.11,1 отн. % соот-
ветственно. В сернистых нефтях относительное содержание суммы К! и К2 изменяется от 4,5 до 10,1; содержание сильных оснований в Ко - от 3,4 до 9,5 отн. %. Вниз по разрезу юрского комплекса в нефтях, независимо от их типа, содержание низкомолекулярных АО снижается. В палеозойских нефтях содержание таких соединений выше, чем в однотипных образцах нижней юры.
Таблица 1. Характеристика исследованных нефтей
Месторождение, № скв. Интервал отбора,м Содержание, мас.%
с * собщ. Мобщ. NU
Верхняя юра
Никольское, Р-1 2380...2400 0,20 0,12 0,025
Лугинецкое, 188 2389...2392 0,41 0,10 0,020
Рыбальное, 406 2420...2425 0,23 0,13 0,029
Лонтыньяхское, 63 2476...2483 0,64 0,14 0,034
Катыльгинское, 105 2482...2487 0,59 0,16 0,040
Останинское, 418 2484...2488 0,28 0,13 0,028
Западно-Останинское, 447 2488...2534 0,33 0,11 0,019
Западно-Катыльгинское, 106 2512...2590 1,41 0,15 0,038
Линейное, 5 2517...2531 0,20 0,09 0,011
Тунгольское, Р-1 2603...2610 0,22 0,10 0,017
Ван-Еганское, Р-113 2610...2612 0,31 0,09 0,025
Нижне-Табаганское, 8 2617...2638 0,09 следы 0,004
Моисеевское, 6 2641...2650 0,60 0,16 0,042
Чворовое, 1 2765...2772 0,51 0,15 0,041
Карайское, 3 2784...2790 1,17 0,16 0,040
Налимье, 1 2875...2887 0,50 0,16 0,039
Средняя юра
Новоютымское, 41 2681...2695 1,56 0,14 0,032
Нижне-Табаганское, 18 2712...2727 1,31 0,14 0,030
Герасимовское, 1 2737...2748 0,88 0,10 0,024
Герасимовское, 10 2742...2750 0,88 0,10 0,023
Кулгинское,141 2744...2746 0,60 0,07 0,018
Западно-Останинское, 444 2764...2774 0,34 0,09 0,014
Герасимовское, 12 2770...2780 0,85 0,10 0,023
Западно-Останинское, 444 2800...2814 0,41 0,10 0,018
Широтное, 53 2908...2920 0,30 0,10 0,016
Пихтовое, 200 2906...2927 0,82 0,15 0,034
Нижняя юра
Герасимовское, 10 2828...2857 0,69 0,09 0,016
Западно-Останинское, 444 2834...2860 0,81 0,10 0,019
Толпаровское, 1 3028...3034 0,16 0,05 0,009
Широтное, 53 3033...3052 0,36 0,12 0,020
Приколтогорское, 2 3280...3292 0,13 0,06 0,011
Палеозой
Останинское, 418 2802...2813 0,10 0,08 0,015
Герасимовское, 12 2847...2860 0,75 0,15 0,030
Арчинское, 42 3033...3042 0,49 0,12 0,023
Широтное, 51 3065...3076 0,67 0,12 0,025
Нижне-Табаганское, 4 3080...3090 0,16 0,07 0,019
Калиновое, 10 3120...3137 0,62 0,09 0,012
Урманское, 4 3235...3240 0,34 0,12 0,023
* данные получены в лаборатории гетероорганических соединений нефтей ИХН СО РАН
По данным масс-спектрометрического анализа низкомолекулярные сильные основания малосернистых и сернистых нефтей юрско-палеозойского комплекса Западной Сибири представлены одинаковыми наборами азот- (С„Н2„_гК) и азотсеросодержащих
(С„Н2„_г№) соединений с преобладанием азааренов (в среднем 61,0...69,3 отн. %), табл. 4. В составе азаа-ренов всех нефтей присутствуют алкил- и нафтено-производные пиридина, хинолина, бензо-, дибензо-хинолина, азапирена и высших аналогов бензола. Среди азотсеросодержащих оснований установлены алкил- и нафтенопроизводные тиазола, тиофено-, бензотиофено-, дибензотиофенохинолина и высших бензологов. Максимум в распределении азааренов приходится на хинолины (14,1.18,2) и бензохино-лины (13,5.19,8 отн. %). Среди оснований гибридной структуры преобладают тиофено- (8,1.12,2) и бензотиофенохинолины (9,4.13,9 отн. %). Следует отметить, что в сернистых нефтях доля тиофенохи-нолинов несколько выше (8,9.12,2), чем в малосернистых (8,1.9,9 отн. %).
Таблица 2. Содержание азота в малосернистых и сернистых нефтях юрско-палеозойского комплекса Западной Сибири
Тип нефти Содержание, мас. % \1общ./\1оСн/100 %
\общ. NU
Верхняя юра
I (9)* 0,10 0,020 20,0
II (8) 0,15 0,036 24,3
Средняя юра
I (3) 0,10 0,016 16,5
II (7) 0,11 0,026 23,3
Нижняя юра
I (3) 0,08 0,013 16,3
II (2) 0,10 0,018 18,0
Палеозой
I (4) 0,10 0,018 18,0
II (3) 0,12 0,022 18,6
* здесь и далее в скобках указано число образцов, по которым проведено усреднение
Таблица 3. Распределение низкомолекулярных сильных оснований в малосернистых и сернистых нефтях юр-ско-палеозойского комплекса Западной Сибири
Тип нефти Содержание \1осн., отн. %
К К1 К2 К0
Верхняя юра
I (9) 22,1 3,9 7,8 10,4
II (7) 18,3 3,2 6,9 8,2
Средняя юра
I (3) 20,1 4,0 5,0 11,1
II (7) 7,9 1,8 2,7 3,4
Нижняя юра
I (2) 14,1 2,1 3,6 8,4
II (2) 13,0 2,7 3,4 6,9
Палеозой
I (4) 19,8 3,5 6,5 9,8
II (3) 18,4 2,7 6,3 9,5
С увеличением возраста вмещающих отложений в составе низкомолекулярных АО нефтей обоих типов возрастает относительное содержание азааренов. Так, в нефтях верхней юры количество таких оснований составляет в среднем 65,5 и 61,0, а в нефтях палеозоя - 69,3 и 68,0 отн. % для малосер-
Таблица 4. Структурно-групповой состав низкомолекулярных сильных оснований малосернистых и сернистых нефтей юрско-палеозойского комплекса Западной Сибири
Соединения Содержание относительно суммы сильных оснований, отн. %
Верхняя юра Средняя юра Нижняя юра Палеозой
I тип (6) II тип (4) I тип (2) II тип (4) I тип (1) II тип (1) I тип (3) II тип (1)
СПН2-Ы (2=7-37) 65,5 61,0 65,6 65,3 63,9 65,4 69,3 68,0
Пиридины (2=7-11) 2,9 5,2 6,8 7,2 1,0 2,4 6,6 2,9
Хинолины (2=11-19) 15,9 17,0 17,5 18,2 14,1 14,2 17,2 17,8
Бензохинолины (2=17-23) 17,3 14,9 13,5 13,9 19,1 17,5 17,6 19,8
Дибензохинилины (2=23-29) 9,2 7,2 6,7 6,6 9,4 11,0 7,6 9,3
Азапирены (2=21-25) 9,9 8,6 9,2 8,3 8,9 11,6 10,5 8,6
Высшие аналоги бензола (2=27-37) 10,3 8,1 11,9 11,1 11,4 8,7 9,8 9,6
СпН^Б (2=9-35) 34,5 39,0 34,3 37,4 36,1 34,6 30,7 32,0
Тиазолы (2=9-13) 9,2 10,9 10,4 9,6 7,3 6,5 5,7 3,3
Тиофенохинолины (2=15-19) 9,9 10,9 9,4 10,1 8,1 8,9 9,4 12,2
Бензотиофенохинолины (2=21-27) 10,0 10,9 9,6 9,4 13,9 13,4 11,8 12,8
Дибензотиофенохинолины (2=27-31) 4,4 5,0 4,3 4,3 6,8 5,8 3,4 3,7
Высшие аналоги бензола (2=33, 35) 1,0 1,3 0,7 1,3 0 0 0,4 0
нистых и сернистых нефтей соответственно. Среди АО увеличивается доля полициклоароматических структур (бензохинолинов, бензотиофенохиноли-нов), что может быть связано с их большей термодинамической устойчивостью по сравнению с хи-нолинами и тиофенохинолинами [15].
Анализ продуктов К^ методом хромато-масс-спек-трометрии показал, что несмотря на разнородность исследованных образцов, качественный состав бензо-хинолинов характеризуется набором одних и тех же се-
рий (т/*=193, 207, 221, 235), соответствующих их ал-килпроизводным (табл. 5). Незамещенных бензохинолинов не обнаружено. Во всех нефтях преобладают С2- и С3-алкилбензохинолины (ш/%=207 и 221). Из исследованных нефтей II типа выделяется палеозойская нефть. Для нее отмечено самое низкое содержание С2-алкилбензохинолинов и самое высокое содержание С3-алкилбензохинолинов. Для одновозрастных нефтей содержание С3-алкилбензохинолинов практически не зависит от степени осерненности нефти.
Соединения Содержание, отн. %
Верхняя юра Средняя юра Нижняя юра Палеозой
I тип (1) II тип (2) II тип (5) I тип (1) II тип (1) II тип (1)
Сгбензохинолины: 1,0 2,4 1,9 1,7 0,7 отс.
2-метил-бензо(Ь)хинолин 1,0 2,4 1,9 1,7 0,7 отс.
С2-бензохинолины: 54,0 21,0 24,1 51,4 51,9 19,3
Диметил-бензохинолин 1,7 1,4 1,5 0,6 1,6 1,2
Диметил-бензохинолин 4,5 1,2 1,0 1,3 1,0 1,4
Диметил-бензохинолин 3,1 5,1 6,5 3,0 6,9 2,4
2,4-диметил-бензо(Ь)хинолин 33,9 6,9 9,7 31,0 30,7 11,3
2,3-диметил-бензо(Ь)хинолин 10,2 5,5 4,8 11,2 11,1 2,6
Диметил-бензохинолин 0,6 0,9 0,6 4,3 0,6 0,6
С3-бензохинолины: 40,7 40,5 43,8 39,7 39,3 72,9
Триметил-бензохинолин 0,9 0,5 2,0 0,1 1,9 0,5
Триметил-бензохинолин 0,3 1,9 2,3 1,5 2,0 1,9
Триметил-бензохинолин 2,0 1,4 2,3 1,3 1,1 9,9
Триметил-бензохинолин 1,0 3,0 3,5 4,3 2,9 2,5
Триметил-бензохинолин 7,4 5,5 4,8 3,7 4,8 6,0
Триметил-бензохинолин 5,3 5,2 4,3 6,6 3,6 4,9
Триметил-бензохинолин 7,2 6,5 5,6 3,3 5,7 14,3
2,4,6-триметил-бензо(Ь)хинолин 8,9 6,7 6,4 7,3 8,6 15,0
Триметил-бензохинолин 5,6 6,5 5,4 6,3 3,1 7,8
Триметил-бензохинолин 1,8 2,4 5,0 3,5 4,4 9,0
Триметил-бензохинолин 0,3 0,9 2,2 1,8 1,2 1,1
С4-бензохинолины 4,3 36,1 30,2 7,2 8,1 7,8
Таблица 5. Изомерный состав алкилбензохинолинов малосернистых и сернистых нефтей юрско-палеозойского комплекса Западной Сибири
Сравнение с литературными данными [12] позволило установить, что серии m/z=193, 207, 221 представлены только метилзамещенными бензохи-нолинами, число которых растет с увеличением m/z серии. Структура боковых цепей для соединений с m/z=235 не установлена. В составе монометилбен-зохинолинов во всех нефтях присутствует лишь 2-метил-бензоф)хинолин. Среди диметилбензохи-нолинов идентифицированы 2,4- и 2,3-диметилбен-зо(И)хинолины, среди триметилбензохинолинов -только 2,4,6-триметилбензо(И)хинолин. Независимо от типа нефти, во всех исследованных образцах доминирует 2,4-диметилбензо(И)хинолин (табл. 5).
Выводы
Малосернистые нефти юрско-палеозойского комплекса Западной Сибири содержат в среднем
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Багрий Е.И., Нехаев А.И. Нефтехимия и защита окружающей среды (обзор) // Нефтехимия. - 1999. - Т. 39. - № 2. -С. 83-97.
2. Turaga Uday T., Wang Gang, Ma Xiaoliang, Song Chunshan, Schobert Harold H. Influence of nitrogen on deep hydrodesulfuriza-tion of 4,6-dimethyldibenzothiophene // Petrol. Chem. Div. Prepr. - 2002. - V. 47. - № 1. - P. 89-92.
3. Schmitter J.M., Arpino P.J. Azaarenes in fuels // Mass-spectrometry Reviews. - 1985. - № 4. - P. 87-121.
4. Нефтегазоносные бассейны и регионы Сибири. Западно-Сибирский бассейн / Под ред. А.Э. Конторовича. - Новосибирск: Наука, 1994. - 200 с.
5. Чумаченко М.Н., Хандик Т.А., Соснина Н.П., Воротникова В.А. Определение азота в нефтях и нефтепродуктах // Химия и технология топлив и масел. - 1983. - № 5. - С. 39-40.
6. Безингер Н.Н., Гальперн Г.Д. Функциональный анализ азотистых соединений нефти // Методы анализа органических соединений нефти, их смесей и производных. Сб. 1. - М.: Изд-во АН СССР, 1960. - С. 141-169.
7. Герасимова Н.Н., Сагаченко Т.А., Бейко О.А., Огородников В.Д. Выделение и фракционирование азотистых оснований из нефти // Нефтехимия. - 1987. - Т. 27. - № 1. - С. 32-38.
8. Туров Ю.П., Герасимова Н.Н., Сагаченко Т.А., Бейко О.А. Групповой состав низкомолекулярных азотистых оснований самотлорской нефти // Нефтехимия. - 1987. - Т. 27. - № 1. -С. 39-44.
меньше общего и основного азота, чем сернистые нефти. В составе АО нефтей первого типа выше доля низкомолекулярных сильных оснований. Их качественный состав не зависит от степени осернен-ности нефтей. Во всех исследованных образцах низкомолекулярные АО представлены алкил- и нафтенопроизводными пиридина, хинолина, бен-зо-, дибензохинолина, азапирена, тиазола, тиофе-но-, бензотиофено-, дибензотиофенохинолина и высших аналогов бензола. Максимум в распределении сильных оснований приходится на хиноли-ны, бензохинолины, тиофено- и бензотиофенохи-нолины. Особенностью сернистых нефтей является более высокое относительное содержание тио-фенохинолинов. На примере алкилбензохиноли-нов показано, что индивидуальный состав сильных оснований также не зависит от типа нефти.
9. Сагаченко ТА., Гришанова ЛА., Герасимова Н.Н., Лукьянов В.И., Сваровская Л.И. Биодеградация азотсодержащих соединений нефти // Химия в интересах устойчивого развития. -1999. - № 7. - С. 189-193.
10. Туров Ю.П., Сагаченко ТА., Унгер Ф.Г. Возможности количественного масс-спектрометрического анализа многокомпонентных смесей при прямом вводе образца в камеру ионизации // Журнал аналитической химии. - 1988. - Т. 43. - № 8. -С. 1406-1409.
11. Полякова A.A. Молекулярный масс-спектральный анализ органических соединений. - М.: Химия, 1983. - 248 с.
12. Ignatiadis I., Schmitter J.M., Arpino P.J. Seperation et identification par chromatographie en phase gazeuse et chromatographie en phase gazeuse-spectrometrie de masse de composes azotes rnne huile lourde desasphaltee // Journal of Chromatography. - 1985. - V. 324.
- № 1. - P. 87-111.
13. Камьянов В.Ф. Основы химии нефти. Учебное пособие. Часть 1. - Томск: Изд-во ТГУ, 1981. - 132 с.
14. Герасимова Н.Н., Николаева Т.Л., Коваленко Е.Ю., Сагаченко ТА., Мин Р.С. Распределение азот- и сероорганических соединений в нефтях юрского и палеозойского комплексов Западной Сибири // Нефтехимия. - 1999. - Т. 43. - № 4. -С. 266-272.
15. Bakel A.J., Philp R.P. Distribution and quantitation of organonitro-gen compounds in crude oils and rock pyrolisates // Org. Geochem.
- 1990. - V. 16. - № 1-3. - P. 353-367.
