книги / Формирование состава остаточных нефтей

Г л а в а 2

МЕТОДЫ ВЫДЕЛЕНИЯ И АНАЛИЗА ОСТАТОЧНЫХ НЕФТЕЙ

2.1. Методы выделения и количественное содержание в породе остаточных нефтей

Извлечение остаточной нефти из кернового материала помимо количествен­ ной оценки дает возможность изучать состав и свойства выделенного органичес­ кого вещества. Главными требованиями, предъявляемыми к лабораторным мето­ дам выделения остаточных нефтей из кернового материала, являются:

—количественное выделение остаточной нефти; —сохранность количественного соотношения и нативной структуры химичес­

ких компонентов; —универсальность для различного химического типа выбранного для иссле­

дования объекта; —небольшие затраты времени и материалов;

—простота и доступность аппаратурного оформления.

Для выделения органического вещества как из древних, так и из современных осадконакоплений наибольшей популярностью пользуется метод экстракции. Данный способ широко применяется в практике для обработки сланцев, слаболитифицированных осадков озер, нефтенасыщенных пород. В качестве экстра­ гентов используют индивидуальные растворители различной полярности или их смеси. В [72] остаточные нефти получали экстракцией измельченного керна спирто-бензольной смесью 1:4 в аппарате Сокслета.

Длительность процесса, присутствие полярных растворителей при повышен­ ных температурах в контакте с породой могут привести к нарушению нативной структуры исследуемых компонентов. Этого, по мнению авторов [73, 74], удает­ ся избежать при использовании холодной экстракции при комнатной темпера­ туре.

Метод холодного экстрагирования битумов из пород заключается в том, что навеска породы в количестве 50-100 г помещается в металлический стакан и за­ ливается 300 мл растворителя (хлороформа, спирт-бензола, петролейного эфира) и перемешивается в смесителе, после отстаивания раствор сливается через ворон­ ку с ватным тампоном. Операция повторяется 7-10 раз. В качестве преимущества этого метода на примере хлороформа приводится тот факт, что в «холодном» экс­ тракте расширен индивидуальный углеводородный состав: по данным газожид­ костной хроматографии отмечается присутствие алканов нормального строения начиная с С9, а количество углеводородов «(С9-С15) составляет более 60 мас.% от суммы «-углеводородов, принятой за 100%. Тогда как в «горячем» экстракте биту­ ма «-алканы фиксируются с C1Sи выше и составляют 0-2 мас.%. Недостаток этого метода заключается в том, что выход «холодного» экстракта битума варьируется для различных типов пород в интервале 50-90% (табл. 2.1).

В [74, 75] проведена сравнительная оценка эффективности выделения оста­ точной нефти из кернового материала «холодной» экстракцией рядом наиболее широко применяемых экстрагентов (табл. 2.2). Максимальный выход остаточной нефти обеспечивается в случае применения спирт-хлороформной смеси и 1,4-ди- оксана. Однако применение 1,4-диоксана в качестве экстрагента нежелательно, так как при контакте данного растворителя с породой могут протекать побочные процессы, приводящие к накоплению в исследуемом образце большого коли­ чества карбонильных групп. Количество возможно неэкстрагируемого органи­ ческого вещества не было установлено. Для всех нефтей наблюдается одинаково высокое содержание гетероатомных соединений, имеющих в своем составе фун­ кциональные группы N ocH, Scyib(J)lu, СООН. Сходство качественного состава неф­ тей, выделенных различными растворителями, подтверждается результатами ИК спектроскопии.

Таблица 2.2. Результаты экстракции остаточной нефти различными растворителями

В результате проведенных исследований (74, 75] для извлечения сорбирован­ ной нефти рекомендуется спирт-хлороформная (1:1) смесь. Установлены необ­ ходимая продолжительность контакта с растворителем кернового материала и степень измельчения последнего. Для обеспечения полноты извлечения остаточ­

ной нефти необходима десятикратная обработка кернового материала свежими порциями смеси растворителей с последующим перемешиванием и центрифуги­ рованием в условиях комнатной температуры. При десятикратной обработке кер­ нового материала извлечено 1,05% нефти, а при последующих пяти обработках — менее 0,01%.

Размер обрабатываемых частиц не должен превышать 2-3 мм [75]. Так, при экстракции остаточной нефти из порошка с размером частиц <0,1 мм и из крош­ ки с размером частиц 2-3 мм выходы практически одинаковы —1,05%. А в слу­ чае обработки керновых цилиндров с размерами 30-40 мм и 40-50 мм (в аппара­ те Сокслета) выход остаточной нефти падает до 0,91%. Аналогичные результаты получены и при экстракции спирт-бензольной смесью: 0,90 - 0,91% - 0,85%, соответственно. Это, видимо, объясняется затрудненным проникновением экс­ трагента за короткий период времени внутрь плотной породы.

В работе [76] предложен способ выделения компонентов остаточной нефти из керна селективными растворителями, минуя длительную стадию экстракции сум­ марного концентрата остаточной нефти. Масла выделяют ацетоном при 20°С из измельченной нефтенасыщенной породы, которая после высушивания от ацетона помещается в патрон экстрактора, где последовательной экстракцией до обесцве­ чивания растворителя выделяются гексаном —смолы, а бензолом —асфальтены. Все операции проводят в токе инертного газа. Остаточная нефтенасыщенность породы после экстракционного выделения остаточной нефти в аппарате Соксле­ та и после выделения ее отдельных компонентов предлагаемым способом одина­ ковая. Однако состав компонентов, полученных разделением экстракта традици­ онным способом и выделенных непосредственно из размельченного кернового материала, отличен. Так, масла, выделенные ацетоном, содержат в своем составе больше парафиновых углеводородов и кислородных производных гетероатомных соединений по сравнению с маслами, выделенными элюэнтной адсорбционной хроматографией деасфальтизированного экстракта нефти.

Работа [77] является весьма обстоятельной. В ней изучена зависимость глу­ бины извлечения битума от продолжительности экстракции индивидуальными растворителями и их смесями в аппарате Сокслета. Показано, что породы различ­ ного минерального состава ведут себя при этом неодинаково. Из песчаника битум лучше извлекается спирт-бензолом, а из известняка —хлороформом. Спирт-бен­ зол в соотношении 1:4 по объему быстрее и более полно извлекает органическое вещество, чем в соотношении 1:1.

Для извлечения остаточных нефтей нами предлагается экстракция одинако­ вого количества нефтенасыщенной породы отдельных частей керна по разрезу пласта в экстракторе в токе инертного газа последовательно метиленхлоридом и спирт-бензольной смесью (1:4) до обесцвечивания элюата. Использование раз­ личных по природе растворителей связано с их избирательной экстрагирующей способностью к породам различного минерального состава. Растворители отго­ няются в обратной последовательности для избежания потерь легкокипящих уг­ леводородов. Сначала отгоняется растворитель из спирт-бензольного экстракта, в котором концентрируются в основном высокомолекулярные компоненты не­ фти. Его переносят в пальчиковый приемник меньшего размера и доводят до пос-

тоянного веса в вакууме. Затем отгоняется растворитель из метиленхлоридного экстракта, который переносится в этот же приемник, после чего объединенный остаток доводится до постоянного веса при менее высоком вакууме. Объедине­ нием экстрактов остаточных нефтей по разрезу пластов метиленхлоридом можно получать усредненные для отдельных скважин образцы остаточной нефти.

Информация о количестве и свойствах нефти, остающейся в поровом про­ странстве пород-коллекторов при вытеснении водой, представляет практическую ценность не только для изучения процессов фильтрации нефти и воды в порис­ той среде и определения коэффициента вытеснения, но и в связи с лабораторным испытанием и промышленным внедрением методов повышения нефтеотдачи. С одной стороны, наличие ошибок, завышающих прогнозные оценки остаточных запасов нефти, приводит к большим непроизводительным тратам. С другой сто­ роны, при занижении таких данных можно сделать вывод об отсутствии перспек­ тив доразработки выработанных пластов.

Количество остаточной нефти в обводненных зонах отдельных участков место­ рождений, разработка которых практически закончена, оценивали многие иссле­ дователи. На основе анализа данных [78] по определению начальной и остаточной нефтенасыщенности пород-коллекторов месторождения Узень по результатам исследования керна (всего 1942 определения) установлено, что если между на­ чальной нефтенасыщенностью и проницаемостью коллектора существует прямая зависимость, то в довольно широком диапазоне проницаемости (0,03-0,06, 0,06- 0,12, 0,12-0,24, 0,24-0,6 мкм2) средние значения остаточной нефтенасыщенности практически одинаковы (25,5%). Это подтвердили эксперименты по вытеснению нефти водой на образцах керна, отобранного из продуктивных горизонтов разной проницаемости [79].

Обобщение массовых определений остаточной нефтенасыщенности по место­ рождениям Республики Башкортостан [80] показало, что при довольно широком ее изменении среднее значение для пластов Дг и Дп Туймазинского месторожде­ ния оказалось равным: по лабораторным опытам —25,1%; по керну, промытому фильтратом бурового раствора, - 24,9%; по керну из заводненных зон —21,6%. Для пласта Д1УШкаповского месторождения средняя остаточная нефтенасыщенность составила соответственно 22,6,19,6 и 14,2%. При статистической обработке данных по определению указанного параметра установлено, что в его распределе­ нии для терригенных и карбонатных пород выделяются две группы с устойчивыми средними значениями (левые и правые совокупности). Для первой группы средняя остаточная нефтенасыщенность равна 19% порового объема, для второй —28%.

Касов А.К., обобщая многолетние экспериментальные результаты по продук­ тивным пластам 40 месторождений Западной Сибири [81], также делает заклю­ чение о незначительном различии содержания остаточной нефти в коллекторах проницаемостью от 0,005 до 1,0 мкм2, к которым приурочены основные запасы нефти в Западной Сибири. Средняя остаточная нефтенасыщенность по отде­ льным пластам изменяется от 23 до 25%.

Более 900 определений нефтенасыщенности образцов керна, отобранного как в промытых, так и в чисто нефтяных зонах на некоторых месторождениях УралоПоволжья [14] при использовании обычного глинистого раствора, показали, что

остаточная нефтенасыщенность изменяется в исключительно широких пределах— от 5до 90% (от первоначальной). Даже по керну, взятому из одной скважины, дан­ ный параметр иногда варьировал от 20 до 65%. Средняя остаточная нефтенасы­ щенность по всем образцам керна составляла 22,8±5%. При этом средняя нефте­ насыщенность керна из скважин, расположенных в чисто нефтяных зонах пласта, но промытых фильтратом бурового раствора, изменялась в интервале 19,3-35,1%, а из оценочных скважин в промытых зонах пласта - 17,1-27% [82]. При оценке нефтенасыщенности заводненных коллекторов горизонта Д, Ромашкинского место­ рождения установлено [83], что ее значения для отдельных образцов изменяются от 11,7 до 42%. Средняя остаточная нефтенасыщенность пород в интервалах изме­ нения проницаемости от 0,5 до 1,5 мкм2 колеблется от 22,6 до 32%, а коэффициент вытеснения нефти водой —от 0,554 до 0,758. Таким значениям нефтенасыщенности соответствует содержание нефти на нефтенасыщенную породу 1-2%.

Таким образом, средние значения нефтенасыщенности кернового материала устойчивы для отдельных формаций и нефтенасыщенных зон и по рассмотрен­ ным месторождениям с разными физико-геологическими характеристиками. Низкое содержание остаточной нефти в породе связано с тем, что технология большинства способов отбора нефтенасыщенного керна в выработанных пластах, а тем более на ранних стадиях разработки, не гарантирует сохранности пластово­ го нефтенасыщения [84,85]. Содержащееся в керне остаточное нефтенасыщение, за исключением битумонасыщенной части пласта, не соответствует остаточной нефтенасыщенности пласта. Оно является предельной остаточной нефтенасыщенностыо при максимально возможном вытеснении подвижной нефти.

2.2. Методы анализа остаточных нефтей

Наиболее систематические сопоставительные исследования состава и свойств остаточных и добываемых нефтей заводняемых коллекторов проводились науч­ ными коллективами Института химии нефти СО РАН, башкирского НПО «Союзнефтеотдача» и лаборатории химии и геохимии нефти Института органичес­ кой и физической химии им. А.Е. Арбузова КНЦ РАН. Существуют различия не только в используемых способах лабораторного извлечения остаточных нефтей, но и в подходах к их анализу.

В Институте химии нефти СО РАН остаточные нефти экстрагировали спиртхлороформной смесью (1:1) из кернов, отобранных в обводненных зонах [74]. Для анализа компонентного состава добываемых и остаточных нефтей применена схема [86], использующаяся для разделения тяжелых нефтепродуктов на компо­ ненты (рис. 2.1). Она включает выделение асфальтенов гексаном из остаточной и непосредственно из добываемой нефти. Мальтеновая часть после отгона рас­ творителя помещается в колонку с силикагелем, с которого эллюируется углево­ дородная часть, а затем —смолы. При упаривании растворителя из мальтеновой части добываемой нефти после осаждения асфальтенов теряется часть легкокипящих углеводородов, поэтому состав углеводородов при такой схеме не является представительным. Общее содержание углеводородов оценивается по разности использованной навески нефти и выделенных смол и асфальтенов.

Для определения параметров, характеризующих химические и физико-хими­ ческие свойства исследуемых нефтей и их компонентов, использовали:

—вискозиметрический метод измерения кинематической вязкости [87], —пикнометрический способ определения плотности [87], —ЭПР, ПМР, ИК спектроскопию, масс-спектрометрию.

Рис. 2.1. Схема разделения нефтей на компоненты, используемая Институтом химии нефти СО РАН

ЭПР спектры снимали на спектрофотометре SE/X-2544. Образцы готовили в виде мазей в непарамагнитном вазелине [88]. ПМР спектры регистрировали на приборе BS 497 «Tesla» при 100 мГц в растворе СС14 при комнатной температуре с гексаметилдисилоксаном в качестве внутреннего стандарта [89]. Расчет струк­ турно-группового состава проводили в соответствии с рекомендациями [90]. ИК спектры снимали на приборе «Specord ÏR-75» в растворе СС14. Масс-спектры по­ лучали на приборе МХ-1310 с прямым вводом образца в ионный источник при энергии 70 эв. Оптимальную температуру испарения образца (скорость нагрева 7°С/мин) определяли по величине ионного тока, при максимальном значении которого регистрировали масс-спектры [91]. Структурно-групповой состав рас­ считывали, используя соотношение пиков молекулярных и псевдомолекулярных ионов в моно-изотопных масс-спектрах.

ВНПО «Союзнефтеотдача» остаточные нефти выделяли из кернов по методу

[72]экстракцией спирт-бензольной смесью (1:4) в аппарате Сокслета. Количес­ тво остаточной нефти в зависимости от нефтенасыщенного кернового материа­ ла составило 0,1-5,0 мас.%. Молекулярную массу определяли эбуллиоскопичес­ ким методом, плотность —пикнометрическим методом, вязкость —на приборе Reotest-21.

Для полного разделения остаточной нефти предложена [94] схема (рис. 2.2), отличающаяся от известных дифференциальным выделением тяжелых компо­ нентов по молекулярной массе. Из остаточной и отбензиненной до 200°С нефтей в первую очередь гексаном осаждали асфальтены. Затем с помощью селективного обессмоливания на макропористых стеклах МПС-1150ГХ выделяли смолы, от­ личающиеся особенно высокой молекулярной массой (700-900). Из деасфальтенизированной и обессмоленной нефти последовательно на МПС-700ГХ и МПС250ГХ выделяли тяжелые и средние ароматические углеводороды. Далее методом элюэнтной адсорбционной хроматографии на мелкопористом силикагеле ШСМ углеводородную часть делили на парафино-нафтеновую и ароматическую (лег­ кие ароматические углеводороды) фракции. Каждая выделенная фракция пред­

ставляет собой смесь сложных соединений различных типов. Контроль состава выделенных фракций осуществляли экспресс-методом определения группового состава тяжелых нефтепродуктов [95].

При обессмоливании [94] возможно выделение нескольких групп смол с раз­ личными молекулярными массами. Деление смол основано на принципе адсор- бционно-хроматографического выделения и дифференциации компонентов по степени их полярности в зависимости от химической структуры и молекулярной массы. Использование макропористых стекол, отличающихся друг от друга в за­ висимости от вида сырья диаметром пор (250-1600 А°), обеспечивает высокую степень извлечения смолистых соединений по сравнению с другими известными адсорбентами. Кроме этого, такой подход позволяет концентрировать в смолах отдельные классы сераорганических соединений, атакжеазот- и кислородорганические соединения. Методика применима к высокомолекулярным соединениям различных природных объектов (нефтяные остатки, тяжелые нефти, битумы).

Рис. 2.2. Схема разделения остаточных нефтей на компоненты, используемая НПО «Союзнефтеотдача»

Общую, меркаптановую и сульфидную серу определяли согласно работе [93]. Количественный анализ сульфоксидов и сульфонов проводили методом ИК спектрометрии [96]. Тиофеновую серу рассчитывали как разность между общей и суммой определяемой функциональной серы. Изучение состава и количествен­ ного распределения алкановых углеводородов проводили методом ГЖХ с исполь­ зованием капиллярной колонки и программирования температуры. Расшифров­ ка хроматограмм выполнена по индексам удерживания по методике [5]. Расчет содержания индивидуальных «-алканов и изопренанов осуществляли по методу внутреннего стандарта, в качестве которого использовали сквалан [97].

ВИнституте органической и физической химии КН Ц РАН плотность, кинема­ тическую вязкость, фракционный состав нефтей осуществляли с использованием методик [87]. Содержание общей серы определяли методом двойного сожжения.

Для исследования компонентного состава (рис. 2.3) из остаточных нефтей и от­ бензиненных до 200°С добываемых нефтей петролейным эфиром 40-70вС осаж­ дали асфальтены. Из мальтеновой части элюэнтной хроматографией выделяли масляные углеводороды, бензольные и спирто-бензольные смолы.

Индивидуальный состав //-алканов и изопренанов определяли непосредствен­ но в нефтях с применением ГЖХ. Индивидуальные парафиновые углеводороды состава я(С12-С35) и /(C14-C2Ü) на хроматограммах регистрируются в виде пиков. Не­ фти характеризуются также наличием на хроматограммах нафтеноароматического фона, указывающего на присутствие углеводородов нафтенового и ароматическо­ го типа и углеводородов изостроения. Расчет содержания //-алканов и изопренанов осуществляли методом внутренней нормализации [5]. Алкановые углеводороды неразветвленного и изопреноидного строения можно подразделить в соответствии с их молекулярной массой налегкие итяжелые неразветвленного и изопреноидного строения: //(CJ2-C20), //(С21-Сзб), /(С14-С18) и /(С,9-С20). На основе данных количест­ венного распределения парафиновых углеводородов рассчитывали коэффициен­ ты: П/Ф = /С19//С20, К/ = /(С19-С2#)///(С17-С18), 1/П/1//П, В = /(С14-С18)//(С19-С20), D = //(С12-С20)/я(С21-С35), а также пф, равный отношению суммарного содержания яС17 и яС)Ь.к высоте нафтенового фона под пиком яС18.

Рис. 2.3. Схема разделения нефтей на компоненты, используемая Институтом органической и физической химии КНЦ РАН

Термический анализ нефтей и компонентов осуществляли на дериватографе фирмы «МОМ» посредством изучения термоокислительной деструкции с помощью кривых термического анализа —ДТА и ТГА [98, 99]. Можно выде­ лить три основные стадии термоокислительной деструкции, а именно: I —в об­ ласти температур 20-400вС записывается экзотермический эффект, который по данным [100-104] связан с процессами испарения, перегонки, низкотем­ пературного окисления и разрывом связей типа С-О, C-N, С-S; на II стадии (400-510°С) наблюдается два небольших эндотермических эффекта, обуслов­ ленных разрывом связей С ^ - С , то есть отрывом периферийных алкиль­ ных заместителей с последующей конденсацией ароматических ядер; на III стадии (510-700°С) происходит полное сгорание карбонизованных структур — наблюдается протяженный экзотермический эффект. Навеска образцов неф­ тей составляла 50-100 мг. На основе методической разработки Юсуповой Т.Н. [98, 99] для анализа нефтей и компонентов убыль массы на I стадии разло­ жения соотнесена с вкладом легких и средних структур, а на II и III стадиях —

тяжелых структур в виде замещенных полиароматических ядер. Для идентифика­ ции нефтей и масел были использованы следующие соотношения:

1.F = Ат/СШп+ДШщ) —показатель фракционного состава нефтей, отражаю­ щий массовое отношение легких и средних структур к сумме тяжелых структур;

2.Р = А тп/Дшш —показатель массовой доли периферийных заместителей в ароматических структурах.

Поскольку в смолах и асфальтенах отсутствуют легкоиспаряющиеся компо­ ненты, то, наряду со второй стадией, первая стадия термодеструкции соответс­ твует заместителям высокомолекулярных соединений гибридного строения, со­ держащих в различных соотношениях ароматические и нафтеновые циклы. Для их анализа использовано соотношение:

С = (Дтт^+Дт^/ДгПщ —показатель массовой доли периферийных заместите­ лей полициклических структур.

Для анализа нефтей и нефтепродуктов среди методов исследования большая роль принадлежит методу ИК спектроскопии. К преимуществам метода ИК спек­ троскопии можно отнести относительно невысокую стоимость спектрофотомет­ ров, их надежность, экспрессность и информативность получаемыхданных, а так­ же малые количества пробы [105]. Одна из наиболее полных схем исследования этим методом, позволяющая определять содержание 28 структурных групп, пред­ ложена в [106] применительно к насыщенным фракциям углеводородов. Спект­ ральный вариант n-d-M-метода [107] позволяет путем измерения пяти спектраль­ ных коэффициентов экстинкции оценивать содержание семи структурных групп в нефтепродуктах, содержащих ароматику. С развитием вычислительной техники компьютерные варианты определения структурно-группового состава [108] поз­ воляют сократить время анализа в 3-4 раза и повысить точность определения.

Если первый метод требует многоступенчатого разделения на группы углево­ дородов, то второй метод предполагает для определения содержания некоторых структурных групп осуществлять съемку спектров без разбавления в кюветах с фиксированной толщиной слоя, что неприменимо для вязких нефтей и битумов. Применение растворителей на некоторых марках спектрофотометров ограничи­ вает области анализируемой части спектра. Поэтому для анализа нефтей широко используют набор отношений оптических плотностей полос поглощения, ко­ торые служат своеобразной мерой содержания тех или иных структурных групп средней молекулы. Различные спектральные коэффициенты применяют к ана­ лизу нефтей [109], конденсатов [110] или к составным частям нефтей, например,

квысокомолекулярным соединениям [111]. А для расчета оптической плотности полосы используют метод базовой линии, когда последнюю проводят как каса­ тельную к крыльям полосы. Полученные данные характеризуют состав средней молекулы соответствующих объектов.

ВИК спектрах остаточных нефтей полосы поглощения (п.п.), как правило, перекрываются, поэтому возникают трудности при проведении базовой линии

ккаждой полосе. Рекомендуемый способ [112, 113] проведения базовой линии позволяет извлекать однотипную информацию на основе спектральных коэффи­ циентов применительно к добываемым нефтям, остаточным нефтям и их компо­ нентам. Как известно, большинство структурных групп, характерных для средней

молекулы нефти, поглощает вобласти 2000-650 см-1, поэтому, используя в качестве фиксированных точек частоты, свободные от поглощения, следует проводить об­ щую базовую линию для всей группы полос этой области. Для проведения анализа можно использовать ИК спектрофотометр любой марки, кюветы толщиной 0,03- 0,04 см и окна из КВг или NaCl с дистанционными прокладками. Вданной работе был использован «Spekord-75 IR» и ИК-Фурье спектрометр «Spectrum one». Сле­ дует отметить, что добываемые нефти предварительно необходимо обезводить, иначе в ИК спектре появляются полосы поглощения воды 1640 см‘!и 3400-3200 с м 1, а в области низких частот увеличивается фон. Для образцов с низкой вязкос­ тью используют кювету с закрепленным слоем, заполняя ее с помощью пипетки. Высоковязкие образцы помещают между окнами, фиксируя толщину слоя дис­ танционной прокладкой.

Вкачестве фиксированных точек в ИК спектре рекомендуется использовать

п.п.при 1820 и 690 см’1. Оптическую плотность определяют в максимуме каж­

дой характеристической п.п. D = IglJ \ yгде 1о—интенсивность падающего света, I —интенсивность поглощенного света. Результаты получают в виде отношения оптической плотности характеристической п.п. к оптической плотности репер­ ной полосы. Относительное содержание структурных групп в различных нефтя­ ных объектах приведено в табл. 2.3. Первые два коэффициента представляют со­ бой содержание метиленовых групп (СН2) с их числом в цепи > 4 и метильных групп (СН3) относительно ароматических С=С-связей. Их определение проводят по поглощению на частотах 720, 1380 и 1600 см-1, соответствующих деформаци­ онным колебаниям С-Н-связей метиленовых и метильных групп и валентным колебаниям С=С-связей ароматического кольца.

* По отношению к ароматическим С=С-связям.

Алифатичность (СН2+СН3)/С=Саром позволяет судить о доле парафиновых фрагментов по отношению к ароматическим. В остаточной нефти их доля мень­ ше, чем в добываемой нефти. Это связано с тем, что по сравнению с добываемой нефтью в ней отсутствуют легкокипящие парафиновые углеводороды. Еще мень­ шей алифатичностью характеризуются продукт опыта по биохимической рекуль­ тивации почвы, загрязненной девонской нефтью, и окисленный битум.

Разветвленность СН3/СН2 представляет собой отношение содержания метиль­ ных и метиленовых групп. При биохимическом окислении нефтей его значения