Вестник МГТУ. 2017, том 20, № 1/1.

Деркач С. Р. и др. Химический состав нефти шельфа Печорского моря 42 Коэффициенты С ар и С ал характеризуют соотношение в нефти ароматических и насыщенных алифатических углеводородов, С р − строение алкановых фрагментов. По величине коэффициента ароматичности определяется тип нефти [13]. При 0.6 < C ар < 1.2 нефть нафтеновая. Для нашего образца C ар = 0.85; C ал = 7.30; C р = 0.11. Таким образом, по коэффициенту ароматичности исследуемая нефть относится к нафтеновому типу. Анализ полученных результатов с учетом опубликованных данных [13] показывает, что исследуемая нефть по трем коэффициентам близка к образцам месторождения Медын-море Тимано-Печорского бассейна ( C ар = 0.72; C ал = 6.50; C р = 0.11) и Южно-Филипповского месторождения в Поволжье на северо-востоке Ульяновской области ( C ар = 0.86; C ал = 8.01; C р = 0.09). Сходство по составу с месторождением Медын- море может быть обусловлено близким расположением месторождений в Печорском море (рис. 2). Рис. 2. Месторождения нефти на шельфе Печорского моря [http://iv-g.livejournal.com/557715.html] Fig. 2. Oil fields in the Pechora Sea shelf Групповой состав углеводородов рассчитывали, используя значения оптической плотности полос поглощения (рис. 1), характеризующих деформационные колебания С-Н и С-С-связей: 1450, 1370 и 720 см –1 (алканы); 1030 и 970 см –1 (нафтены); 1600, 870, 810, и 750 см –1 (арены); ~1700 см –1 (продукты окисления) [12]. Содержание ω (%) алкановых, нафтеновых, ароматических и окисленных углеводородов рассчитывали как отношение суммы оптических плотностей полос, отнесенных к соответствующему типу углеводородов, к общей сумме оптических плотностей всех углеводородов по формулам: ( ) 1 450 1 370 720 пар ал 1 450 1 370 720 1 600 870 810 750 1 300 970 1 700 ал ар наф ок ω 100 % 100 % ( ) A A A A A A A A A A + + + + + + + + Σ = ⋅ = ⋅ + + + Σ + + + , ( ) 1 300 970 наф наф 1 450 1 370 720 1 600 870 810 750 1 300 970 1 700 ал ар наф ок ω 100 % 100 % ( ) A A A A A A A A A A + + + + + + + Σ = ⋅ = ⋅ + + + Σ + + + , ( ) 1 600 870 810 750 ар ар 1 450 1 370 720 1 600 870 810 750 1 300 970 1 700 ал ар наф ок ω 100 % 100 % ( ) A A A A A A A A A A + + + + + + + + + Σ = ⋅ = ⋅ + + + Σ + + + , ( ) 1 700 ок ок 1 450 1 370 720 1 600 870 810 750 1 300 970 1 700 ал ар наф ок ω 100 % 100 % ( ) A A A A A A A A A A + + + + + + Σ = ⋅ = ⋅ + + + Σ + + + , где ω пар , ω наф , ω ар и ω ок – содержание алкановых, нафтеновых, ароматических и окисленных углеводородов в нефти соответственно, %; A ал = A 1450 + 1370 + 720 – сумма оптических плотностей полос поглощения алкановых структур (алканов) на длинах волн 1 450, 1370 и 720 см −1 ; A наф = A 1 300 + 970 – сумма оптических плотностей полос поглощения нафтеновых структур на длинах волн 1 300 и 970 см −1 ; A ар = A 1 600 + 870 + 810 + 750 – сумма оптических плотностей полос поглощения ароматических структур (аренов) на длинах волн 1 600, 870, 810 и 750 см −1 ; A ок = A 1 700 – сумма оптических плотностей полос поглощения окисленных структур на длине волны 1 700 см −1 . Результаты расчета группового состава углеводородов исследуемой нефти представлены в табл. 5.