Химии горючих ископаемых

МИНОБРНАУКИ РОССИИ

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение

высшего профессионального образования

«АСТРАХАНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ»

(Астраханский государственный  университет)

«Утверждаю»

 «________»___________________2014 г.

ГГГГИ

д. Г-М.Н.,проф.

____________________Серебряков О.И.

Курсовая работа

«СВОЙСТВА ГОРЮЧИХ ИСКОПАЕМЫХ. ЭЛЕМЕНТНЫЙ И ФРАКЦИОННЫЙ СОСТАВ НЕФТИ И ГАЗОВОГО КОНДЕНСАТА»

Выполнила:

студентка  группы   БДГГ-21

________________Заскокина А.В.                                                                                                                                    

Руководитель:

доцент кафедры ГГГГИ                                                                                                                  

_________________Мерчева В.С.

Астрахань-2014г. 

Содержание

ВВЕДЕНИЕ………………………………………………………….………….....3

ГЛАВА 1. СВОЙСТВА ГОРЮЧИХ ИСКОПАЕМЫХ…………….………......4

ГЛАВА 2. ЭЛЕМЕНТНЫЙ И ФРАКЦИОННЫЙ СОСТАВ НЕФТИ…..........9

           2.1. Элементный состав нефти………………………………………........9

           2.2. Фракционный состав нефти………………………………….……...14

ГЛАВА 3.ЭЛЕМЕНТНЫЙ И ФРАКЦИОННЫЙ СОСТАВ ГАЗОВОГО КОНДЕНСАТА…………………………………………………………………..19

           3.1. Элементный состав газового конденсата……………………...…...19

          3.2.Фракционный состав газового конденсата…………………….…...22

ЗАКЛЮЧЕНИЕ……………………….……………………………………….....23

СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМОЙ ЛИТЕРАТУРЫ………………………………...25

ВВЕДЕНИЕ

       Тема  курсовой работы выбрана в  связи с ее актуальностью в  жизни людей. Без горючих ископаемых не могут существовать промышленность, сельское хозяйство и особенно транспорт. Термин «горючие» не очень удачный. Он наводит на мысль, что эти ископаемые используются только как топливо. Топливо для промышленных предприятий, электростанций, различных двигателей и т.д. Это правда, но далеко не вся правда. Так называемые горючие ископаемые широко используются и для многих других целей, особенно в химической промышленности. В особенности это справедливо в отношении нефти. Нередко говорят, что «топить нефтью - все равно что топить денежными ассигнациями». Месторождения бурого и каменного угля имеют важное значение для народного хозяйства Российской Федерации. Поэтому эта курсовая работа актуальна для подробного изучения свойств горючих ископаемых, в особенности нефти и газоконденсата.

       Для  изучения, я определила следующие цели и задачи:

1. Изучить химический состав горючих ископаемых;
2. Изучить классификацию горючих ископаемых;
3. Рассмотрение свойствах горючих ископаемых, элементного и фракционного состава газоконденсатов.

ГЛАВА 1.СВОЙСТВА ГОРЮЧИХ ИСКОПАЕМЫХ

      Многообразие встречающихся в природе горючих ископаемых обусловливает необходимость их систематизации, при которой они классифицируются по наиболее общим и характерным признакам. Одна из задач химии твердых топлив состоит в создании всеобъемлющей классификации. Требования, предъявляемые к современной классификации топлив, очень велики и разнообразны. Классификация должна быть основана на наиболее характерных признаках топлива, которые позволили бы потребителю без всяких затруднений выбрать наиболее подходящее по свойствам топливо. Обычно выбирают комплекс физико-химических характеристик (происхождение, физические свойства, технический и элементный состав, результаты обработки химическими реактивами и растворителями, отношение к термической переработке и др.). 

       Горючие ископаемые - газ, нефть и уголь - отличаются друг от друга соотношением углерода и водорода. Уголь наиболее обеднен водородом, этим объясняется его твердое состояние. Кроме того, в нефтях найдены и другие элементы, такие как сера, кислород, азот. Содержание серы колеблется от сотых долей до 8%, может быть и больше. Количество азота изменяется в пределах от тысячных долей процента до 1,5%, а кислорода - от десятых долей до 3,6%. В нефтях обнаружены в незначительных количествах многие элементы, такие как Ре, Са, К, Mg, V, Т и др.

Существуют классификации природных горючих ископаемых, основанные на различиях их физических свойств твердые (угли, асфальт, озокерит и др.), жидкие (нефти) и газообразные (болотный газ, газы нефтяных и газовых местоскоплений и др.). Хотя эта классификационная схема проста и удобна для пользования, в ней ввиду отсутствия генетического признака в одну группу попадают различные горючие ископаемые (например, уголь, асфальт, озокерит и др.), отличающиеся как по составу исходного ОВ, так и по условиям превращения его в конечный продукт. 

      Отличительные признаки различных ТГИ можно установить визуальным осмотром их образцов по цвету, блеску, структуре и излому. Свойства их определяют различными физическими и химическими методами, на основании которых делают окончательные выводы о принадлежности исследуемого образца к тому или иному классу ТГИ, Особенности различных видов твердых горючих ископаемых, а также их компонентный состав и генетические признаки могут быть установлены с помощью методов петрографии — науки о минералогическом составе горных пород, к которым относятся и ТГИ. 

Для первичной характеристики горючих ископаемых (ГИ) с целью определения качества их как товарного продукта необходимы данные исследования различными методами. Свойства ГИ можно подразделить по некоторым общим признакам, связанным с методами их определения, на несколько групп а) техническая характеристика б) элементный состав в) физические свойства. Из изложенного видно, что ископаемые угли представляют собой весьма сложный конгломерат веществ, различающихся физическими и химическими свойствами. Для рационального использования горючих ископаемых необходима их классификация, которая могла бы удовлетворить не только практиков, но и исследователей. 

      Рациональное использование горючих ископаемых в народном хозяйстве возможно при наличии классификации, учитывающей весь комплекс физических, химических и технологических свойств. Однако, несмотря на многолетние работы в этой области, до сих пор не существует единой промышленно-генетической классификации.

С точки зрения технологии наибольший интерес представляют данные о теплоемкости, тепло- и температуропроводности горючих ископаемых и их изменении в ходе термической обработки, так как этими свойствами в значительной мере определяются продолжительность, эффективность и энергетический итог процесса. В связи с этим теплофизические свойства горючих ископаемых на протяжении длительного времени привлекают внимание многих исследователей как в СССР, так и за рубежом. Эти исследования часто бывают настолько специфичны, что практически исключена возможность широкого использования полученных результатов. Причинами такого положения являются, по мнению авторов, чрезвычайное разнообразие, химическая и физическая неоднородность горючих ископаемых, несовершенство или несопоставимость методик определения теплофизических свойств и, наконец, отсутствие теории, позволяющей интерпретировать и обобщать полученные результаты. 

       Рассматривая свойства углей и других видов твердых горючих ископаемых, необходимо учитывать их неоднородность, выражающуюся как в наличии минеральных примесей разного состава, в том числе и минеральных примесей, тесно связанных с органическими веществами, так и в неодинаковом составе и строении органической массы даже визуально наиболее однородных петрографических компонентов углей. По этой причине многие физические свойства твердых горючих ископаемых в действительности являются статистически усредненными величинами, в большей мере зависящими от свойств и соотношения петрографических составляющих в исследуемых объектах. 

Нефть — жидкое горючее ископаемое, обычно темно-бурого цвета. В ее состав входят многочисленные соединения углеводородов, обладающие различными физическими и химическими свойствами. Химический состав нефти зависит от того, в каком районе она добыта.  Все перечисленные горючие ископаемые имеют различные физические, химические и физико-химические свойства, что объясняется как различием исходного материала, так и различной глубиной его превращения или различной химической зрелостью ископаемого материала.[1] 

      Один из трех разделов настоящего сборника содержит статьи с изложением результатов экспериментальных исследований лаборатории физической химии Института горючих ископаемых в области кристаллохимии углерода. В первой статье сборника излагается концепция переходных форм углерода, обобщающая фактический материал по изучению структуры и свойств углерода и углей с химической точки зрения. 

 В состав нефти, ее средней гипотетической молекулы , входят следующие элементы С, Н, О и металлы. При этом основными структурными элементами являются С и Н, так как нефть состоит преимущественно из углеводородов. Содержание углерода в нефтях изменяется в пределах 83—87%, водорода— 12—14%. Углерод и водород определяют физические свойства и химический состав нефти и нефтепродукта. Горючие ископаемые — газ, нефть и уголь — отличаются друг от друга соотношением в их составе углерода и водорода. Из них наиболее обеднен водородом уголь, и поэтому уголь является твердым веществом. Агрегатное состояние различных углеводородных продуктов зависит от атомного соотношения водорода и углерода, которое приведено ниже  

       По физическим свойствам пород их разделяют на твердые, жидкие и газообразные. В зависимости от использования различают горючие полезные ископаемые (уголь, нефть, горючие газы и горючие сланцы), неметаллические полезные ископаемые, металлические руды. 

Химический состав исходных растений, условия формирования торфяника и процессы литогенеза определили образование ряда углей от бурых до каменных и антрацитов. Свойства торфяника, превращающегося в ископаемое состояние, еще к моменту захоронения предопределяют свойства, присущие твердым горючим ископаемым, буроугольной или каменноугольной стадиям углеобразования, поэтому более правильным следует считать, что стадия химической зрелости угля, в которой уголь относится по целому ряду физических и химических свойств, зависит как от условий формирования торфяника, так и от протекания процессов диагенеза и катагенеза. Нельзя считать, что длин-иопламенный уголь непременно превратится в газовый, а затем в жирный (Ю.А.Жемчужников). Именно торфяник после погружения под воздействием геологических факторов преобразовался в пласты бурого угля определенной зрелости и химических свойств, но эти свойства уголь приобрел также и в результате воздействия давления и температуры, характерных для данной стадии образования осадочных пород. 

Институт создавался как комплексное научно-исследовательское учреждение, основной задачей которого было комплексное изучение горючих ископаемых (нефть, уголь, слапцы, торф, сапропель) с точки зрения их генезиса, условий формирования месторождений, а также физических, химических и технологических свойств. Институт состоял из отделов, которые объединяли лаборатории одного направления. Основными лабораториями нефтехимического профиля были лаборатории генезиса нефти и нефтяных месторождений (И. М. Губкин), химии нефти (С. С. Наметкин), парофазного крекинга (К. К. Дубровай), подземной газификации тяжелых нефтей (А. Б. Шейпман).

Существует исторически сложившаяся классификация природных горючих ископаемых, основанная на различиях их физических свойств твердые (угли, сланцы, асфальт, озокерит), жидкие (нефти) и газообразные (болотный газ, газы нефтяных и газовых месторождений).

ГЛАВА 2.ЭЛЕМЕНТНЫЙ И ФРАКЦИОННЫЙ СОСТАВ НЕФТИ

       Нефть представляет собой подвижную маслянистую горючую жидкость легче воды от светло-коричневого до темного цвета со специфичным запахом.

 С позиций химии нефть - непростая только многокомпонентная взаиморастворимая смесь газо-образных, водянистых и жестких углеводородов различного хим. строения с числом углеродных атомов до 100 и более с примесью гетероорганических соединений серы, азота, кислорода и неких металлов.

1. Элементный состав нефти

       По современным представлениям нефть это горная порода и является сложной системой органических веществ.

Нефть состоит из низко- и высокомолекулярных углеводородных и неуглеводородных компонентов. По химическому составу нефти различных месторождений весьма разнообразны и состоят главным образом из углеводорода, водорода и серы, кислорода и азота. Средний элементарный состав нефти представлен в табл.

Наряду с углеродом и водородом во всех нефтях присутствуют сера, кислород и азот. В сумме содержание этих элементов редко превышает 8—10 % мас. Азота в нефти содержится не более 1,5 % мас. В основном он входит в состав высокомолекулярных, конденсированных (смолистых) соединений. Также в состав высокосмолистых соединений входят кислород (0,1—2 % мас.) и некоторое количество серы. В отличие от азота и кислорода основное количество серы сосредоточено в низкомолекулярных соединениях парафинового ряда.[2]

       Кроме вышеназванных элементов, в нефтях обнаружены в незначительных количествах очень многие элементы, в том числе Са, Mg, Fe, Al, Si, Ge, V, Ni, Na, Bi и др. Содержание этих элементов выражается незначительными долями процента., Например, в нефтепродуктах германий был определен в количестве 0,15—0,19 г/т. Всего в нефтях найдено более 50 элементов. Интересно отметить, что ванадий и никель, являясь микроэлементами в земной коре, по содержанию в нефтях занимают первое место среди металлов. Причем ванадий содержится преимущественно в сернистых и смолистых нефтях.

Нефть имеет весьма сложный состав и представляет собой смесь около 1000 различных индивидуальных веществ, представленных в основном жидкими углеводородами ( 500 веществ или обычно 80—90 % по массе). Кроме них в состав нефти входят гетероатомные органические соединения (4—5 %), преимущественно сернистые (около 250 веществ), азотистые ( 30 веществ) и кислородные (около 85 веществ). Также в нефти присутствуют различные металлы в виде металлоорганических соединений.

       Основными компонентами нефти являются углеводороды (до 98%). Кроме того, в состав нефти входят их производные, содержащие кислород, серу и азот. Углеводороды, входящие в состав нефти, подразделяются на четыре класса (Нельсон-Смит, 1977; Владимиров и др., 1991):

Парафины (алканы) - устойчивые насыщенные соединения, характеризующиеся формулой CnH2n+2, имеющие прямую или разветвленную цепь.

Нафтены (циклопарафины) - насыщенные циклические соединения, характеризующиеся формулой CnH2n, оба атома водорода в которых могут быть замещены алкильными группами.

Ароматические - ненасыщенные циклические соединения ряда бензола, содержащие в кольце на шесть атомов водорода меньше, чем соответствующие нафтены; атомы водорода в этих соединениях могут быть также замещены алкильными группами.

Олефины (алкены) - ненасыщенные нециклические соединения с двумя или одним атомом водорода у атома углерода; соединения этого класса могут быть с прямой или разветвленной цепью, хотя они присутствуют в сырой нефти, являются основным продуктом ее крекинга.

       Основную часть нефти и нефтепродуктов составляют углерод (83-87%) и водород (12-14%). Их содержание, иногда и соотношение, полезно знать для расчетов некоторых процессов. Например, теплота сгорания котельных топлив является важным показателем, от которого зависит расход топлива. Теплота сгорания зависит от элементного состава топлив. Высокая теплота сгорания жидких топлив объясняется высоким содержанием в них водорода и углерода и малой зольностью. Входящие в состав топлива кислород, азот, влага и негорючие минеральные вещества являются балластом.

Процентное отношение массового содержания водорода к содержанию углерода (100НС) показывает, сколько необходимо добавить водорода к сырью в процессе гидрокрекинга, чтобы получить желаемые продукты. Отношение 100 Н/С в бензине равно 17-18, в нефти 13-15, в тяжелых фракциях 9-12.

Данные элементного состава и структурно-группового состава узких фракций масел и тяжелых остатков, из которых выделение индивидуальных соединений невозможно, позволяет значительно расширить представления о структуре веществ, входящих в эти фракции, и построить модель их "средней" молекулы.

       Во всех нефтях наряду с углеводородами имеется значительное количество соединений, включающих такие гетероатомы, как сера, азот и кислород. Содержание этих элементов зависит от возраста и происхождения нефти.

Содержание серы может составлять от 0,2 до 7,0%, что отвечает содержанию сернистых соединений ~ 0,2 - 7,0%. Кислорода в нефти содержится от 0,05 до 3,6%, а содержание азота не превышает 1,7%.

Распределение гетероатомов по фракциям нефти неравномерно. Обычно большая их часть сосредоточена в тяжелых фракциях и, особенно, в смолистой ее части.

       Кислородсодержащие соединения в отечественных нефтях редко составляют больше 10%. Эти компоненты нефти представлены кислотами, эфирами, фенолами и др. Содержание кислорода в нефтяных фракциях возрастает с повышением их температуры кипения, причем до 90-95% кислорода приходится на смолы и асфальтены.

Сера является наиболее распространенным гетероэлементом в нефтях и нефтепродуктах. Содержание ее в нефти колеблется от сотых долей процента до 14% (нефтепроявление Роузл Пойнт, США). В последнем случае почти все соединения нефти являются серосодержащими.

Содержание азота в нефти редко превышает 1%. Оно снижается с глубиной залегания нефти. Азотистые соединения сосредоточены в высококипящих фракциях нефти, и особенно в тяжелых остатках. Обычно азотсодержащие соединения делят на две большие группы: азотистые основания и нейтральные азотистые соединения.

       Порфириновые комплексы нефти обладают каталитической активностью. Предполагают, что они играют определенную роль в реакциях диспропорционирования водорода в процессах генезиса нефти.

Азотсодержащие соединения являются сильнейшим ядом для катализаторов процесса гидрокрекинга. Считают, что высокомолекулярные азотистые соединения прочно адсорбируются на кислотных центрах, блокируя их и понижая тем самым расщепляющую способность.

К минеральным компонентам нефти относятся содержащиеся в нефти соли, образованные металлами и кислотами, металлические комплексы, а также коллоидно-диспергированные минеральные вещества. Элементы, входящие в состав этих веществ часто называют микроэлементами, их содержание колеблется от 10-8 до 10-2 %.

        В состав нефти входят многие металлы, в том числе щелочные и щелочноземельные, металлы подгруппы меди, цинка, бора, ванадия, а также типичные неметаллы.

Внутримолекулярные комплексы относительно хорошо изучены на примере порфириновых комплексов ванадила и никеля. Кроме порфириновых, в нефтях обнаружены псевдопорфириновые и другие более сложные внутримолекулярные комплексы, где помимо азота в комплексообразовании участвуют атомы кислорода и серы в различном сочетании.

Несмотря на малое содержание в нефти, микроэлементы значительно влияют на процессы ее переработки и дальнейшее использование нефтепродуктов. Большинство элементов, находящихся в нефти в микроколичествах, являются каталитическими ядами, быстро дезактивирующими промышленные катализаторы нефтепереработки. Поэтому для правильной организации технологического процесса и выбора типа катализатора необходимо знать состав и количество микроэлементов. Большая их часть концентрируется в смолистом остатке, поэтому при сжигании мазутов образующаяся пятиокись ванадия сильно корродирует топливную аппаратуру и отравляет окружающую среду.[3]

                                 2.2. Фракционный состав нефти

         Важным показателем качества нефти является фракционный состав. Фракционный состав определяется при лабораторной перегонке, в процессе которой при постепенно повышающейся температуре из нефти отгоняют части — фракции, отличающиеся  друг от друга пределами выкипания.       

 Фракционный состав нефти показывает содержание в ней различных фракций, выкипающих в определенных температурных интервалах, и отражает содержание соединений в них.         

Фракцией называется доля нефти, выкипающая в определенном интервале температур. Нефти выкипают в очень широком интервале температур, в основном, от 28 до 520-540°С. Фракционный состав нефти определяется стандартным методом (ГОСТ 2177–82) по результатам лабораторных испытаний при разделении соединений по температурам кипения методом фракционирования (разгонки) нефти, отгона или смеси соединений на установках АВТ (атмосферно-вакуумная трубчатка).        

Началом кипения фракции считают температуру падения первой капли сконденсированных паров.        

Концом кипения фракции считают температуру, при которой испарение фракции прекращается.       

 Различают следующие  основные фракции нефти:

-       28-180°С – широкая бензиновая фракция;

-       140-200°С – уайт–спирит;

-       180-320°С – широкая керосиновая фракция;

-       150-240°С – осветительный керосин;

-       180-280°С – реактивное топливо;

-       140-340°С – дизельная топливо (летнее);

-       180-360°С – дизельная топливо (зимнее);

-       350-500°С – широкая масляная фракция;

-       380-540°С – вакуумный газойль.

       Под групповым составом нефти (фракции) понимают количественное соотношение в ней отдельных групп УВ, гетероатомных соединений.

На ранних этапах развития нефтяной промышленности определяющим показателем качества продуктов была плотность. В зависимости от плотности нефти подразделяли на легкие (ρ15151515  = 0,828 - 0,884) и тяжелые (ρ1515  > 0,884). В легких нефтях содержится больше бензиновых фракций, относительно мало смол и серы. Из нефтей этого типа вырабатывают смазочные масла высокого качества. Тяжелые нефти характеризуются высоким содержанием смол; чтобы получить из них масла, необходимо применять специальные методы очистки — обработку избирательными растворителями, адсорбентами и т. п. Однако тяжелые нефти — наилучшее сырье для производства битумов. Классификация нефтей по плотности приблизительна, а на практике известны случаи, когда описанные выше закономерности не подтверждались.

       Классификация, отражающая  химический  состав нефти, предложена Грозненским нефтяным научно-исследовательским институтом (ГрозНИИ). В   основу этой классификации положено преимущественное содержание в нефти какого-либо одного или нескольких классов углеводородов.

Различают нефти: парафиновые, парафино-нафтеновые, нафтеновые, парафино-нафтено-ароматические, нафтено-ароматические, ароматические.

В парафиновых нефтях все фракции содержат значительное количество алканов: бензиновые — не менее 50 %, масляные— 20 % и более. Наиболее типичными парафиновыми нефтями являются нефти полуострова Мангышлак (Узеньская, Жетыбайская).

В парафино-нафтеновых нефтях содержатся наряду с алканами в заметных количествах циклоалканы, содержание аренов невелико. Как и в чисто парафиновых нефтях, в нефтях этой группы мало смол и асфальтенов. К группе парафино-нафтеновых относятся нефти наиболее крупных месторождений Волго-Уральского бассейна и Западной Сибири.

       Для нафтеновых нефтей характерно высокое (до 60 % и более) содержание циклоалканов во всех фракциях; алканов в этих нефтях мало, смолы иасфальтены имеются также в ограниченном количестве. К нафтеновым относятся нефти, добываемые в Баку (Балаханская и Сураханская), на Эмбе (Доссорская и Макатская), в Майкопе..

В парафино-нафтено-ароматических нефтях УВ всех трех классов содержатся примерно в равных количествах,.твердых парафинов мало (не более 1,5 %), а количество смол и асфальтенов достигает 10 %.

Нафтено-ароматические нефти характеризуются преимущественным содержанием циклоалканов и аренов, в особенности в тяжелых фракциях.Алканы имеются только в легких фракциях, причем в небольшом количестве. Содержание твердого парафина в нефти не превышает 0,3 %, а смол и асфальтенов — 15—20 %.    

    Петров Ал. А. исследовал методами газожидкостной хроматографии и масс-спектрометрии около 400 нефтей практически всех крупных нефтегазоносных бассейнов бывшего Советского Союза. Все исследованные нефти (табл.1) были отнесены к категориям А и Б.

К категории А относят нефть в том случае, если на хроматограммах фракции 200—430°С проявляются в аналитических количествах пики н-алканов. На хроматограммах этой фракции нефтей категории Б пики н-алканов отсутствуют. В свою очередь, в зависимости от относительного содержания нормальных и изопреноидных углеводородов в нефтях категории А и от наличия или отсутствия изопреноидных углеводородов в нефтях категории Б, нефти каждой категории разделяют на два подтипа: А1, А2, Б1, Б2.

   Нефти типа А1 соответствуют нефтям парафинового и нафтено-парафинового основания. Содержание суммы алканов во фракции 200—430°С 15—60 %. Для этого типа характерно высокое содержание н-алканов (5—25 % на исследуемую фракцию). Общее содержание циклоалканов в нефтях типа А1несколько меньше, чем алканов. Циклоалканы в основном представлены моно- и бициклическими соединениями, причем содержание моноциклоалканов часто равно или больше содержания бицикланов. Нефти этого типа наиболее распространены в природе и встречаются во всех нефтегазоносных бассейнах бывшего Советского Союза в отложениях любого геологического возраста, чаще всего на глубине более 1500 м (Ромашкино, Самотлор).

       Нефти типа А2 по групповому составу соответствуют нафтено-парафиновым и парафино-нафтеновым. Содержание алканов по сравнению с нефтями типа А1 несколько ниже и достигает значений 25—40 %. Содержание алканов колеблется в пределах 0,5—5  %, а изопреноидов— 1—6  %.

Отличительная черта большинства нефтей типа А2 — преобладание разветвленных алканов над нормальными. Общее содержание циклоалканов достигает 60 %.

Среди циклоалканов преобладают моно- и бициклические углеводороды, хотя содержание трицикланов несколько выше, чем в нефтях А1. К типу А2относятся нефти Южного Каспия (Сураханы, Нефтяные Камни, Дуванный-море), Западной Сибири (Соленинское), Прикаспия (Кошкар, Каламкас, Кара-Тюбе).

       Нефти типа Б2 соответствуют нефтям парафино-нафтенового и особенно нафтенового оснований. Среди насыщенных углеводородов преобладают циклоалканы (60—75 %), а среди них — моно-, би- и трициклические углеводороды. Алкановые углеводороды (5—30 %) представлены в основном разветвленными структурами. Отличительная черта нефтей типа Б2 — отсутствие на хроматограммах пиков монометилзамещенных алканов.

Нефти типа Б2 встречаются чаще, чем типа А2, и распространены в основном в кайнозойских отложениях на глубинах 1000—1500 м. Тип Б2 представлен нефтями Северного Кавказа (Старо-Грозненское, Троицко-Анастасиевское), Грузии (Норио, Мирзаани) и др.

       Нефти типа Б1 по групповому составу относятся к нефтям нафтенового или нафтено-ароматического основания. Они содержат мало легких фракций. Характерная черта нефтей этого типа — полное отсутствие нормальных и изопреноидных алканов и малое содержание других разветвленных алканов (4— 10 %). Среди циклоалканов наблюдается преобладание бицик-лических углеводородов над моноциклическими. Нефти типа Б1 чаще распространены в кайнозойских отложениях многих нефтегазоносных бассейнов на глубинах 500-1000 м  - нефти Южного Каспия и Севера Западной Сибири - Грязевая Сопка, Сураханы, Балаханы, Русское и др.[4]