МИКРОБИОЛОГИЧЕСКИЙ СПОСОБ ПОЛУЧЕНИЯ УГЛЕВОДОРОДОВ НЕФТИ И ОТДЕЛЬНЫХ УГЛЕВОДОРОДНЫХ ФРАКЦИЙ ИЗ ТВЕРДЫХ ГОРЮЧИХ ИСКОПАЕМЫХ Российский патент 2002 года по МПК C12P5/00 C12P5/00 C12R1/01 

Изобретение относится к способам переработки твердых горючих ископаемых с помощью микроорганизмов и решает задачу получения углеводородов, идентичных содержащимся в нефти природного происхождения и ее отдельных фракциях.

Известна способность микроорганизмов к внутриклеточному синтезу углеводородов (Э. Г. Дедюхина, В.К. Ерошин. Биосинтез углеводородов микроорганизмами. Успехи современной биологии АН СССР, 1973, т.76, вып.3(6), с.351-361).

Известен способ микробиологического синтеза нефти из материалов животного происхождения обработкой их при повышенных температуре и давлении (Р=3-30 атм; t= 100-350^oС) в присутствии растительных остатков (Опубл. заявка ФРГ 2455368, 1976).

Данный способ сложен и небезопасен, так как требует применения сверхвысоких температур и давления. Получают смесь углеводородов, приближающуюся по составу к нефти.

Недостатком способа является невозможность прямого воздействия на процесс получения углеводородов.

С целью получения широкого ряда углеводородов нефти и ее отдельных углеводородных фракций предлагается микробиологический способ воздействия на твердые горючие ископаемые культурами бактерий Thiobacillus aquaesulis, или Thiobacillus denitrificans, или Thiosphaera pantotropha в любых сочетаниях.

Способ заключается в обработке суспензий измельченного исходного сырья (твердых горючих ископаемых) культурами бактерий Thiobacillus aquaesulis, или Thiobacillus denitrificans или Thiosphaera pantotropha, взятыми в любых сочетаниях, в присутствии соединений, являющихся донорами водорода.

Процесс ведут при температурах 4-60^oС (температурный оптимум 18-24^oC) и при pН 6-9.

В качестве веществ - доноров водорода используются следующие: кислоты, фенолы, нафталин, тетралин, крезол.

В качестве сырья для получения нефтяных углеводородов используют твердые горючие ископаемые - гумиты, каменные и бурые угли, торф.

Обычно при использовании в качестве сырья торфа дополнительно используют бактерии вида Thiobacillus thioparus.

Способ осуществляют следующим образом.

Твердые горючие ископаемые подвергают механическому дроблению, затем заливают жидкостью для создания суспензии или пасты: водой, неорганической (серной, азотной и др.) или органической (муравьиной, уксусной и др.) кислотой, или любым жидким углеводородом - нефтью или какой-либо нефтяной фракцией. Кислоты используют слабые или более концентрированные. Кислоты используют в качестве разбавителя (в качестве жидкой фазы) и в качестве донора протонов водорода. Перед их смешением с твердым топливом в жидкую фазу кислоты, в жидкий углеводород или в нефть добавляют культуру бактерий Thiobacillus aquaesulis отдельно или в сочетании с бактериями вида Thiosphaera pantotropha. Затем производят однократное перемешивание жидкой и твердой фазы путем применения мешалки, насосной прокачки воздуха (барботации) или газа, перемещения - перелива суспензии или другим способом. Применяемые культуры бактерий предварительно адаптируют к углеводородным и органическим (угольно-торфяным) средам.

По второму варианту способа культуру бактерий добавляют в готовую водно-органическую (водно-угольную, водно-торфяную и т.д.) среду (суспензию), в кислотно-органическую, или в углеводородно-угольную (торфяную и т.д.) среду. Предварительное разведение культуры бактерий в воде, водном растворе кислоты или в углеводороде (в нефти и т.д.) по первому варианту способа технически легче, улучшает массообмен процесса и потому предпочтительнее. Твердые горючие ископаемые смешивают с жидкостью с целью обеспечения контакта растворенной в жидкой среде культуры бактерий с максимально большей поверхностью твердого субстрата исходного сырья (угля и т.д.) и с целью обеспечения максимального контакта бактерий с макромолекулами и молекулами твердых горючих ископаемых.

В систему в качестве донора водорода добавляют органическую или неорганическую кислоту из расчета 1-2% концентрированной 96% кислоты на органическую массу твердого горючего ископаемого, например, добавляют водный 1-2% раствор кислоты из расчета массы раствора к массе твердого горючего ископаемого 1: 1-1,5 (0,75-1 литр раствора на 1 кг твердого горючего ископаемого). При использовании в качестве жидкой среды воды или слабых растворов кислот в итоге реализации способа водно-органическая (угольная, торфяная и т. д. ) суспензия превращается в водно-углеводородную эмульсию. Данная эмульсия содержит воду (смесь технической воды - разбавителя и воды в виде влаги, изначально входившей в состав некоторых твердых горючих ископаемых повышенной влажности), молекулы отдельных углеводородов, и широкие нефтяные фракции, полученные из твердого горючего сырья под действием указанных бактерий, а также шлам, состоящий из золы угля (металлы, сера, окисленные соединения). В дальнейшем углеводороды (синтетическую нефть) отделяют от воды любыми традиционными промышленными методами - отстоем, использованием деэмульгаторов, сепарацией и т.д. С целью исключения процесса обезвоживания получаемой синтетической нефти в качестве жидкой среды для бактерий предпочтительнее используют нефть или любые жидкие углеводородные вещества, которые добавляют в твердое ископаемое сырье в различных экономичных пропорциях (от 30 до 100% нефти на массу твердого горючего ископаемого), достаточных для создания пасты (суспензии).

В результате получают однородную углеводородную массу - синтетическую нефть (набор фракций и отдельных углеводородных веществ), составными частями которой являются углеводороды и нефтяные фракции, полученные под действием бактерий из твердого горючего сырья, и нефть или нефтепродукт, используемые в качестве разбавителя (жидкой фазы). Углеводороды, полученные из углей, органично смешиваются с первично залитой нефтью (нефтепродуктом), взаимно растворяясь, при этом общий объем нефти (нефтепродукта) соответственно увеличивается. Нефть или нефтепродукт, используемые в начале процесса в качестве разбавителя (жидкой фазы), либо отделяют без массовых потерь от полученной синтетической нефти, либо используют вместе с последней как единое нефтяное сырье (для перегонки, химической переработки, отопления и других целей).

Входящие в нефть - разбавитель бензиновые и дизельные фракции в объемном отношении остаются без изменений в ходе всего процесса.

В бензиновой фракции нефти или любого другого нефтепродукта, в т.ч. в чистой бензиновой фракции, используемой в качестве разбавителя (жидкой фазы), в результате осуществления способа, под действием бактерий вида Thiobacillus aquaesulis увеличивается содержание бензола, его одноядерных гомологов и изопарафиновых соединений по отношению к нормальным парафиновым и нафтеновым углеводородам. Увеличение содержания низшей (одноядерной) ароматики и изопарафиновых углеводородов в бензиновой фракции приводит к повышению ее октанового числа и сортности топлива. Образующиеся гомологи бензола и изопарафиновые вещества являются более ценным нефтехимическим сырьем, чем исходные соединения: конденсированные циклы и нормальные парафиновые соединения.

Время процесса образования синтетической нефти и нефтяных углеводородов зависит от степени измельчения твердых горючих ископаемых, засевной концентрации бактерий, показателей массообмена (которые зависят как от первичного, так и от последующего перемешивания), наличия источника водорода в системе (донора водорода). Оптимальные параметры: размер кусков твердого горючего ископаемого не более нескольких миллиметров кубических, засевная концентрация бактерии не менее 10⁴/ мл среды, или 1 кг сухого препарата (несколько миллиардов бактерий в 1 мл), хорошее первичное и последующее постоянное перемешивание (или частое периодическое перемешивание), концентрация донора водорода в массовом объеме не менее 1-2% (оптимум 4-7%) на органическую массу твердого горючего ископаемого (например, подаются 4-7% растворы органических или неорганических кислот в объеме 1:1 к массе угля, или фенол, крезол, нафталин или тетралин в объеме не менее 1-2 кг на 100 кг органической массы твердого горючего ископаемого). При данных оптимальных ("идеальных") условиях процесс образования из твердых горючих ископаемых нефтяных углеводородов происходит в зоне реакции через 6-24 часа. Достигаемый выход: 90% на массу сырья.

Механизм действия бактерий сводится к разукрупнению макромолекул (молекул) твердых горючих ископаемых, по традиционным данным представляющих собой сильно конденсированные полициклические и полиароматические системы. Бактерии разрывают углерод-углеродные (С-С) и гетероатомные связи молекул твердых ископаемых. В результате происходит образование менее конденсированных систем меньшего молекулярного веса вплоть до различных одноядерных ароматических соединений, нафтеновых и жидких парафиновых углеводородов, образующих различные нефтяные фракции. Удаляя атомы серы, азота и кислорода из конденсированных систем, бактерии разрывают гетероатомные связи, что приводит к разрыву конденсированных систем и облегчению молекулярной массы последних.

Осуществляя разрыв кислородных, азотных, серных и углерод-углеродных связей и осуществляя перенос электронов в органическом веществе, используемые штаммы бактерий способствуют образованию свободных радикалов, по которым идет присоединение водорода из внешнего источника - донора водорода (стабилизация радикалов водородом). Происходит гидрогенизация твердых горючих ископаемых. В системе с данными видами бактерий донор водорода "передает" твердым горючим ископаемым 5-10% (мас.) водорода (содержание водорода в органическом веществе возрастает на 5-10%). В результате органическое вещество твердых топлив превращается в углеводороды, в т.ч. в жидкие углеводороды.

Процесс образования из твердых горючих ископаемых низкокипящих углеводородов, синтетической нефти (жидкого углеводородного сырья) и ее отдельных, в т.ч. легких фракций ведут по трем вариантам, которые можно наблюдать и фиксировать на супермолекулярном и визуальном уровнях:
1. непосредственно образование жидких нефтяных углеводородов нефти (на химическом молекулярное уровне возможно через стадию промежуточных продуктов) в виде низкокипящих фракций, либо в виде широкого набора фракций - синтетической нефти, с выходом 50-90%, считая на сухую массу угля (процесс ведут с торфом или бурым углем в анаэробных условиях, с каменным углем - в аэробных условиях), в обоих случаях в присутствии донора водорода время процесса сокращается в два раза;
2. образование мазута как промежуточного продукта (время процесса 2-4 недели в анаэробных или аэробных условиях), который далее в ходе реализации способа подвергают бактериальному расщеплению углеводородных молекул (биокрекинг) и бактериальному гидрированию (биокатализ) с образованием более жидких и низкокипящих углеводородов и нефтяных фракций (еще дополнительно 2-4 недели в анаэробных условиях с донором водорода);
3. образование мазута, как конечного продукта, с выходом последнего до 80-95% на первичное твердое сырье - сухую массу угля или других твердых горючих ископаемых (время процесса 2-4 недели в анаэробных, либо в аэробных условиях, с донором водорода или без него).

4. Образование аналогов дегтя (каменноугольной смолы) с выходом до 90-95% на первичное твердое сырье. Данное промежуточное вещество содержит как одноядерные, так и многоядерные ароматические и нафтеновые циклы, как жидкие, так и твердые парафиновые углеводороды, фенолы, смолы и нейтральные вещества. Полученный по данному способу деготь визуально представляет собой довольно однородную вязкую жидкую массу, в отличие от предшественника уже относящийся к углеводородному сырью. Деготь может быть конечным продуктов (за счет искусственной остановки процесса), либо далее подвергаться бактериальному расщеплению и гидрированию, с образованием отдельных углеводородов, входящих в бензиновые, дизельные и мазутные фракции (в широкую фракцию синтетической нефти).

В случае, если процесс останавливают на стадии дегтя (например, за счет ограничения времени процесса - менее 1-2 недель), полученный продукт может служить топливом или сырьем для традиционных процессов гидрирования - деструктивной гидрогенизации (получения жидких углеводородных топлив и отдельных веществ). Разжижение дегтя проводят за счет пролонгирования процесса желательно с добавлением донора водорода (при его изначальном отсутствии). Происходит дальнейшая деструкция крупных молекул, гидрирование и облегчение молекулярного углеводородного состава с образованием нефтяных фракции. При этом бактериальном процессе происходит удаление из молекул дегтя гетероатомов - серы, азота, кислорода, разложение смол и высокомолекулярных соединений и превращение дегтя в жидкие нефтяные фракции.

Опыт. Бактерии вида Thiobacillus aquaesulis и Thiosphaera pantotropha адаптировались к углеводородным и угольно-торфяным средам, в результате получены штаммы Thiobacillus aquaesulis-39 и Thiosphaera pantotropha-66, способные существовать на данных средах и использовать молекулы твердых горючих ископаемых, битумов и нефти в своей жизнедеятельности.

В угольно-нефтяные и водно-угольные суспензии добавлялась культура бактерий Thiobacillus aquaesulis отдельно или в сочетании с культурой бактерий вида Thiosphaera pantotropha в форме: чистой отсепарированной культуры; вместе с жидкой питательной средой. Концентрация бактерий бралась из расчета не ниже 10⁴ бактерии на 1 мл среды, или 1 кг отсепарированной биомассы на 10-60 тонн бурого или каменного угля, торфа либо других твердых горючих субстратов.

В течение 1-2 месяцев без перемешивания системы происходит постепенная трансформация молекул твердых горючих ископаемых (углей, торфов и т.д.) в молекулы углеводородов и образование из твердых, ископаемых различных фракции углеводородов, составляющих синтетическую нефть.

При изначальном введении в систему вещества донора водорода в количестве 1-5% от массы твердого горючего ископаемого и при постоянном или частом периодическом перемешивании (5 минут через каждые 2-4 часа) превращение твердых горючих ископаемых в углеводороды начиналось через 7 часов, полностью формирование углеводородной массы завершалось через 7 суток.

Примеры
Для эксперимента брались следующие виды сырья:
торф небольших локальных месторождение Татарии и торф с промышленных залежей Белорусии, Рязанской, Тюменской и Новгородской областей.

Опытный образец торфа. Элементарный состав, % от органической массы торфа (тип торфа переходный, т.е. между верховным и низинным): С 58,6%, Н 6%, О 32,8%, S 0,4%, N 2,2%. Истинная плотность 1,5. Теплота сгорания 7,5 МДж/кг.

Бурый уголь Подмосковного угольного бассейна (техническая группа Б 2), плотность 1,5 г/см³, теплота сгорания 10,9 мДж/кг. Элементарный состав опытного образца, % на горючую массу угля: С 75%, Н 5,5%, О 18,5%, N 1,9%.

Бурый уголь Канско-Ачинского угольного бассейна (Б 1 и Б 2), плотность 1,6 г/см³, теплота сгорания 11,8-15,6 МДж/кг. Элементарный состав опытного образца, % на горючую массу угля: С 75%, Н 5,5%, О 18,5%, N 1,0%. Теплота сгорания опытного образца 6600 ккал/кг.

Бурый уголь Оренбургской области, Б1 и Б2 (угольный разрез Тюльганский), плотность 1,8 г/см³, влажность до 54%, зольность 24-30%, теплота сгорания 1850-1900 ккал/кг.

Каменный уголь Кузнецкого угольного бассейна, марки Д (длинно-пламенный), Г (газовый), Ж (жирный), КЖ (коксово-жирный), К (коксовый), Т (тощий).

Элементарный состав, % на горючую массу угля:
марки Д: С 80%, Н 5,5%; O+Sорг.=12,7%, N 1,8%. Теплота сгорания 7950 ккал/кг.

марки Г: С 84%, Н 5,0%, O+S 9,3%, N 1,7%. Теплота сгорания 8200 ккал/кг.

марки Ж: С 87%, Н 5,0%, O+S 6,3%, N 1,5%. Теплота сгорания 8450 ккал/кг.

марки КЖ: С 87,5%, Н 4,9%, O+S 6,1%, N 1,5%. Теплота сгорания 8500 ккал/кг.

марки К: С 88%, Н 4,8%, O+S 6,0%, N 1,5%. Теплота сгорания 8600 ккал/кг.

марки Т: С 91%, Н 4,0%; O+S 4,0%, N 1,0%. Теплота сгорания 8500 ккал/кг.

Каменный уголь Донецкого угольного бассейна, теплота сгорания 21,2-26,1 МДж/кг:
Марки Д-Т и А (антрацит), Марки Д (длиннопламенный), Г (газовый), Ж (жирный) К (коксовый) ОС (отощенный спекающийся), Т (тощий) и А (Антрацит).

Элементарный состав, % на горючую массу угля:
марки Д: С 80%, Н 5,5%, O+S орг. 12,7%, N 1,8%. Теплота сгорания 7950 ккал/кг.

марки Г: С 85%, Н 5,0%, O+S 9,3% N 1,7%. Теплота сгорания 8200 ккал/кг.

марки Ж: С 87%, Н 5,0%, O+S 6,3%, N 1,5%. Теплота сгорания 8450 ккал/кг.

марки К: С 88%, Н 4,8%, O+S 6,0%, N 1,5%. Теплота сгорания 8600 ккал/кг.

марки ОС: С 89%, Н 4,5%, O+S 5,0%, N 1,5%. Теплота сгорания 8600 ккал/кг.

марки Т: С 91%, Н 4,0%, O+S 4,0%, N 1,0%. Теплота сгорания 8500 ккал/кг.

марки А: С 93%, Н 3,0%, O+S 3,0%, N 1,0%. Теплота сгорания 8200 ккал/кг.

Полученная широкая фракция углеводородов (синтетическая нефть) и мазут независимо от вида твердого горючего ископаемого практически не отличались друг от друга по физико-химическим характеристикам, но в зависимости от вида сырья отличались друг от друга по групповому углеводородному составу (т.е. по содержанию ароматических, метановых и нафтеновых углеводородов). Выход: 1 т органической части твердых горючих ископаемых - 90% углеводородов. 1 т угля + 1 т 2% уксусной кислоты + 100 г биомассы, выход 800 кг широкой фракции углеводородов. 1 т торфа + 1 т 2% уксусной кислоты + 100 г биомассы бактерий, выход 200 кг широкой фракции углеводорода.

Физико-химическая характеристика полученной синтетической нефти, т.е. всей совокупности полученных фракций и отдельных углеводородов (исходное вещество - торф, или бурый уголь, или каменный уголь, или горючий сланец).

Хроматограмма бензиновой фракции
Содержание углерода 84%, водорода 14%, серы 1,5%, азота и кислорода не более 0,5%.

Плотность - 0,85-0,95
Вязкость - 5-15 сСт (50^oС)
Сера не более 1,8% - (в среднем 1-1,5%)
Смолы - 8-15%
Асфальтены - 0,5-1,5%
Коксуемость - 3-8%
Теплота сгорания - 10400-11000 ккал/кг
Выход фракций, вес. % н. к. 28-200^oC=22%, 28-300^oC=38%, 28-350^oC=50%, свыше 350^oC=50%
Иначе(то же, что): 28-200^oC-22%, 200-300^oC-16%, 300-350^oC-12%, свыше 350^oC-50%.

Различия в групповом углеводородном составе:
Синтетическая нефть, полученная из торфов: характеризуется следующим групповым углеводородным составом (общее содержание веществ разных классов во всех фракциях):
Ароматические углеводороды 45%, метановые 30%, нафтеновые 25%. Твердые парафины: 3%.

Синтетическая нефть, полученная из бурых углей: характеризуется следующим групповым углеводородным составом (общее содержание веществ разных классов во всех фракциях):
Ароматические углеводороды 30%, метановые 50%, нафтеновые 20%. Твердые парафины: 5%.

Синтетическая нефть, полученная из каменных углей и антрацитов, характеризуется следующим групповым углеводородным составом (общее содержание вещества разных классов во всех фракциях):
Ароматические углеводороды 50%, метановые 20%, нафтеновые 30%. Твердые парафины: 2%.

Физико-химическая характеристика получаемого синетического мазута:
Получен мазут, аналог мазута М-100: Выход: 90% на органич.массу сырья.

Содержание углерода 86%, водорода 12%, серы 1,5%, азота и кислорода не более 0,5%.

Плотность при 20^oC - 0,950-0,990
Вязкость условия ВУ - 15,5(80^oС)
Зольность - 0,30-1,0%
Сера не более 2% - (в среднем 1-1,5%)
Т.застывания - +25^oС
Т.вспышки - +125^oC
Теплота сгорания - 9500 ккал/кг
Смолы - 12-15%
Асфальтены - 0,5-1,5%
Карбены и карбоиды - 1,3%
Акцизные смолы - 28%
Кокс - 10-15%
Синтетический мазут, полученный из торфов, характеризуется следующим групповым углеводородным составом:
Ароматические углеводороды 45%, метано-нафтеновые углеводороды 55%.

Синтетический мазут, полученный из бурых углей; характеризуется следующим групповым углеводородным составом.

Ароматические углеводороды 40%, метано-нафтеновые углеводороды 60%.

Синтетический мазут, полученный из каменных углей и антрацитов, характеризуется следующим групповым углеводородным составом:
Ароматические углеводороды 60%, метано-нафтеновые углеводороды 40%.

Физико-химическая характеристика полученный дегтей:
Выход: 90% на органическую массу сырья. - Торфяной деготь:
Плотность - 0,95-1,05 г/см³
Вязкость - 10 сСт (50^oС)
Сера - 9,5%
Теплота сгорания - 8700-9000 ккал/кг
Углеводороды ок. - 40% в т.ч. ароматические, предельные и непредельные
Фенолов - 20%
Парафин твердый - 3,0-8,0%
Кислородные соединения ок. - 40% в том числе:
Кислот и фенолов - 10%
Асфальтенов - 0-2% - Буроугольный деготь:
Плотность - 0,9-1,00 г/см³
Вязкость - 5 сСт (50^oС)
Сера - 0,5%
Теплота сгорания - 9900-10000 ккал/кг
Углеводороды ок. - 40%, в т.ч. ароматические, предельные и непредельные
Фенолов - 8%
Парафин твердый - 7,0-18%
Кислородные соединения ок. - 16%, в том числе:
Кислот и фенолов - 10%
Асфальтенов - до 5% - Каменноугольный деготь:
Плотность - 0,96-1,08 г/см³
Вязкость - 15 сСт (50^oС)
Сера - 1,5%
Теплота сгорания - 9400 ккал/кг
Углеводороды ок. - 40%, в т.ч. ароматические, предельные и непредельные
Фенолов - 15%
Парафин твердый - 4-6%
Кислородные соединения ок. - 30%, в том числе:
Кислот и фенолов - 10%
Асфальтенов - до 30% - Сланцевый деготь:
Плотность - 0,95-1,00 г/см³
Вязкость - 10 сСт (50^oС)
Сера - 0,9%
Теплота сгорания - 9800 ккал/кг
Углеводороды ок. - 40%, в т.ч. ароматические, предельные и непредельные
Фенолов - 15%
Парафин твердый - 0-1%
Кислородные соединения ок. - 30%, в том числе:
Кислот и фенолов - 10%
Асфальтенов - до 15%
Методики определения:
Содержание углерода и водорода в углях и в полученных углеводородах (в синтетической нефти, в мазуте и в дегте) определялось спектральным методом и методом сжигания навески в токе кислорода - "пиролитическое сожжение".

Содержание серы в искусственной нефти определялось методом сжигания в кварцевой трубке, в мазуте и дегте - сжиганием в трубчатой печи (ГОСТ 1437-56) и сжиганием в калориметрической бомбе (ГОСТ 3877-49). Содержание в нефти меркаптанов и сероводорода определялось потенциометрическим способом. Содержание азота в нефти определялось методом Дюма. Содержание в нефти смолисто-асфальтовых веществ определялось сернокислотным ("акцизным") способом, суммарное содержание смолистых веществ определялось адсорбционным методом (адсороцией на силикагеле). Состав смолисто-асфальтовых веществ определялся анализом по Маркуссону. Содержание асфальтенов определялось "холодным способом" Гольде. Плотность искусственной нефти определялась пикнометрическим методом на пикнометре, вязкость - методом определения условной вязкости, визкозиметром типа ВУ. Молекулярная масса смол определялась на масс-спектрометре и криоскопическим методом. Плотность смол определялась пикнометрическим способом. Содержание в смолисто-асфальтовых веществах серы определялось методом сжигания в кварцевой трубке, содержание азота - методом Дюма, содержание кислорода определялось (вычислялось) по разности элементов, а также определялось в анализаторах магнитного и поляризационного типа.

Изобретение относится к переработке углеводородного сырья с помощью микроорганизмов. Предлагается способ получения нефтяных углеводородов из твердых горючих ископаемых. Используют культуры бактерий Thiobacillus aquaesulis, или Thiobacillus denitrificans, или Thiosphaera pantotropha, взятые в любом сочетании. Процесс обработки ими суспензии исходного сырья ведут в присутствии вещества, являющегося донором водорода, обычно при 4-60^oС и рН 6-9. Исходное сырье - гумиты, каменные и бурые угли, торф. В качестве веществ - доноров водорода используют кислоты, фенолы, нафталин, тетралин, крезол. Если используют торф, его обрабатывают помимо указанных бактерий дополнительно бактериями Thiobacillus thioparus. В способе получают ценное нефтехимическое сырье: нефтяные углеводороды, сырой бензол, бензиновые и дизельные фракции, мазут, деготь, а также парафины нормального и изостроения, нафтены, арены и гетеросоединения, входящие в широкий диапазон нефтяных фракций. Данные углеводороды представляют собой интерес как топливо. 4 з.п. ф-лы.

1. Микробиологический способ получения углеводородов нефти и отдельных углеводородных фракций из твердых горючих ископаемых, отличающийся тем, что суспензию подвергнутых измельчению твердых горючих ископаемых обрабатывают культурами бактерий Thiobacillus aquaesulis, или Thiobacillus denitrificans, или Thiosphaera pantotropha, взятыми в любых сочетаниях, в присутствии соединения, являющегося донором водорода. 2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что процесс ведут при 4-60^oС предпочтительно при 18-24^oС, и при рН 6-9. 3. Способ по п. 1, отличающийся тем, что в качестве исходного сырья используют гумиты, каменные и бурые угли, торф. 4. Способ по п. 1, отличающийся тем, что в качестве соединения - донора водорода используют кислоты, фенолы, нафталин, тетралин, крезол. 5. Способ по пп. 1-4, отличающийся тем, что в качестве сырья используют торф, а вышеуказанные культуры бактерий используют совместно с бактериями вида Thiobacillus thioparus.