Главная -> Словарь

Нефтяного горизонта

В гидравлических системах летательных аппаратов в основном применяется жидкость АМГ40 с вязкостью не ниже 10 ест при температуре 50° С. Жидкость АМГ-10 получается путем загущения маловязкого нефтяного дистиллята высокомолекулярным полимером . Для обеспечения стабильности в течение длительного срока службы

Катализаторы конверсии бензиновых фракций с водяным паром при средних температурах, средних и высоких давлениях, с целью получения газа для нагрева и отопления. Среднетемпературную паровую конверсию бензина, ориентированную на получение отопительного газа, обычно проводят при повышенном давлении в условиях, благоприятствующих образованию главным образом метана . Можно подобрать условия для проведения процесса в автотермическом режиме. В этом случае отпадает необходимость в подводе тепла в зону реакции извне, если, конечно, исходные реагенты предварительно нагреты до температуры реакции. При конверсии легкого нефтяного дистиллята такими условиями являются: температура 500—550° С, давление 20 атм, весовое отношение пар : сырье, равное 1,6. При этом получается газ, содержащий 60—70% метана. Основными компонентами применяемого в этом процессе катализатора обычно являются никель и окись алюминия .

Процесс проводят с водяным паром, взятым из расчета 4—5 молекулы на 1 атом углерода дистиллята, при температуре 700—800° С и давлении 1—30 атм. Из 200 кг/ч смеси паров нефтяного дистиллята и водяного пара, пропущенной через реакционную трубку, содержащую 60 л катализатора, при температуре газа на выходе из реактора 770° С и давлении 12,6 атм получают 168 М3/ч газа.

Игл и Скотт описали циклическую пилотную установку, приспособленную для непрерывной сепарации ароматики и оле-финов высокой чистоты от различных легких нефтяных дистиллятов. Они выяснили, что применение движущегося слоя адсорбента непрактично, и вместо этого предложили установить серию стационарных колонн, где противоток адсорбента и нефтяного дистиллята достигается переменой точек ввода сырья и десорбента и точек вывода продуктов. Нефтяные растворители, такие как пен-тан, гексан, гептан, петролейный эфир или деароматизированный керосин, употребляются при десорбции ароматики из силикагеля, так как они легко отделяются от ароматического концентрата.

Температура экстракции смазочных масел фурфуролом находится в пределах от 79,5 до 121° С, что дает такие же преимущества, как и в случае с фенолом. Керосины и газойли также могут быть очищены фурфуролом при комнатной температуре. В этом случае вследствие небольшой разницы или даже совпадения точек кипения фурфурола и нефтяного дистиллята может потребоваться азеотропная дистилляция для удаления растворителя. Растворимость масел сравнительно высока как в нитробензоле, так и в хлорексе . Поэтому эти растворители наиболее пригодны для экстракции частично нерастворимых парафинистых смазочных масел, таких как масла Пенсильванского типа .

При гидроочистке из нефтяного дистиллята удаляются агрессивные и нестабильные соединения, содержащие серу, азот и кислород. При этом углеводородный состав топлива практически остается без изменения. В процессах гидрокрекинга и гидрирования наряду с очисткой исходного сырья происходит изменение его углеводородного состава . Применение гидрогенизационных процессов для производства реактивных топлив позволяет получить топлива повышенного качества при одновременном расширении сырьевой базы производства. Однако в результате гидроочистки удаляются природные антиоксидан-ты, ухудшаются химическая стабильность и противоизносные свойства топлив. Для улучшения этих характеристик в такие топлива вводят антиоксиданты и противоизносные присадки.

риваемого типа. Из кувейтской нефти У. Каррутерс выделил 1. 2, 6, 8- и 1, 2, 7, 8-тетраметилкарбазолы, а также пентаметил-производное, не идентичное 1, 2, 3, 5, 7-пентаметилкарбазолу. По спектральным характеристикам в нефти Уилмингтон идентифицирован И-этил-1, 2, 3, 4-тетрагидрокарбазоленин . Наряду с перечисленными нейтральными АС, не замещенными у атома азота, из- тяжелого нефтяного дистиллята выделены компоненты, по хроматографическому поведению и масс-спектрам подобные N-алкилиндолам и N-алкилкарбазолам . В ПМР спектрах этих веществ не содержалось сигналов протонов групп N—СН—. Авторы считают, что такие соединения должны иметь строение N-циклоалканоиндолов или N-карбазолов , но не трет-алкилиндолов типа , так как четвертичные атомы С в алкильных цепях вообще мало распространены среди нефтяных компонентов.

Пример 3. Сравнить селективность и растворяющую способность фенола и фурфурола, используемых для однократного экстрагирования нефтяного дистиллята при исходных данных, приведенных в табл. IV.4.

Относительная доля производных тиофенов возрастает с повышением температуры кипения нефтяного дистиллята. В вакуум-. ном дистилляте 320 — 530 °С ромашкинской нефти содержалось до 40 % тиофенов, 15 % бензотиофенов, 10 % дибензотиофенов и до 30% сульфидов от общей суммы сернистых соединений . Селективной очисткой фурфуролом удалялось 40 % , гидроочисткой — 70 % сернистых соединений дистиллята, частичному гидрогенолизу подвергались и производные тиофена.

Были сделаны попытки увеличить концентрацию сернистых соединений в сернисто-ароматических концентратах комбинированием метода адсорбционной хроматографии с ректификацией. Ректификацию нефтяного дистиллята на узкие фракции можно осуществлять до или после его хроматографического разделения. Фракцию 200— 300° С туймазинской нефти до хроматографирования на алюмосиликатном катализаторе ректифицировали на узкие двухградусные фракции , содержавшие 0,96—2,8 вес. % общей серы. В десорбированных ацетоном сернисто-аро-

Сущность метода заключается в предварительном окислении сульфидов нефтяного дистиллята до сульфоксидов и последующем отделении сульфоксидов хрома-тографически. Сульфоксиды, содержащие в молекуле кислород, четко отделяются хроматографически от ароматических углеводородов вследствие своей более высокой полярности и адсорбционной активности.

Обычный нефтяной пласт,- выходящий на дневную поверхность, сам по себе промышленного интереса в большинстве случаев не представляет. В этом убеждают нас неудачные попытки найти нефть в песках нефтяного горизонта в Майкопском районе, головные части которого на выходах сильно насыщены нефтью, а вниз по падению в недрах оказались истощенными, залитыми водой. Но наличие таких пластов указывает, что где-то в месторождении нефть есть. И здесь признаки нефти должны быть сопоставлены с данными геологического строения района.

е) присутствие немного ниже нефтяного горизонта слоев гранита или сланцев ;

Очень большое научное значение имеет удельный вес нефти из различных горизонтов одного и того же месторождения, т. е. отнесенный к различным глубинам. В этом отношении нефти можно разбить на три класса: 1) нефти, показывающие падение удельного веса с глубиной нефтяного горизонта; 2) нефти, показывающие повышение удельного веса с глубиной, и 3) нефти, в которых удельный вес то падает, то повышается, т. е. не показывает определенной тенденции к изменению. Давно было подмечено, что во многих случаях удельный вес падает с глубиной. Статистическая обработка по материалам 250 месторождений, проведенная А. А. Карцевым, показала, что к первому классу из 250 нефтей относится 175 , ко второму всего 30, или 12%. Остальные относятся к третьему Чклассу.

отвечающего глубине каждого данного месторождения. Так как солевые растворы имеют более зысокий удельный вес, в некоторых случаях давление газа может оказаться и выше гидростатического. При покрытии нефтяного горизонта давление газа достигает наибольших величин, одлако по мере эксплуатации скважины давление падает, и исчезает одна из причин, заставляющих нефть выбрасываться на поверхность в виде газо-жидкостной смеси. При закрытии скважины давление газа может в ней восстановиться за счет притока газа из прилегающих участков нефтяного месторождения при условии, конечно, если запасы газа в недрах велики по сравнению с количеством выброшенной нефти. Восстановление давления объясняется гравиметрическими условиями перемещающихся в недрах масс воды.

эксплуатации, и снижения давления в газе нарастает содержание гомологов метана. Поэтому в конце эксплуатации нефтяного горизонта выделяются все меньшие количества газа, с постепенно повышающимся удельным весом. В таком газе могут содержаться значительные количества жидких бензиновых углеводородов.

Этот факт многократно проверялся в лабораториях, и так как многие нефтяные месторождения связаны с водой, в которой могут жить серобактерии, возможность биологического восстановления сульфатионов не вызывает сомнений. Были даже поставлены опыты в промышленных скважинах, в которых искусственно введенный сульфат быстро исчезал, как таковой. В связи с этим находит себе объяснение и отсутствие сульфатов в нефтяных водах. Сульфатвосстанавливающие бактерии живут при реальных температурах нефтяного горизонта и хорошо развиваются даже при температурах порядка 60—70°.

В противоположность указанному порядку превращения исходного вещества нефти от сложных соединений к простым некоторые авторы выдвинули иной порядок превращений. Исходным материалом нефти считаются уже готовые углеводороды, преимущественно метанового ряда, и в частности парафина, содержащиеся в незначительных количествах в организмах, главным образом растительные и жирные кислоты или их производные, после декарбоксилирования превращающиеся в метановые углеводороды. Таким образом, авторы вправе, со своей точки зрения, называть парафиновую нефть разностью, наиболее сохранившей черты первичного типа. Беспарафиновые нефти представляют собой, по мнению этих авторов, вторичный продукт окислительного метаморфизма. В частности, циклические углеводороды, характеризующие нафтеновые нефтл, являются результатом относительной концентрации тех циклических углеводородов, которые присутствовали еще в «разности, наиболее сохранившей черты первичного типа» и не игравшей там значительной роли. Исчезновение метановых углеводородов авторы видят, во-первых, в уничтожении микроорганизмами и, во-вторых, в превращении их в циклические углеводороды. Допустим, что первичная нефть содержала 80% метановых углеводородов и 20% циклических. Для того, чтобы получиласьнреимущественно циклическая нефть с 80% соответствующих углеводородов, необ ходимо, чтобы нефть потеряла около 94% своих метановых углеводородов или около 75% своей массы. Так как это весьма мало вероятно, следует предполагать, что все дело не столько в уничтожении метановых углеводородов, сколько в окислительном метаморфизме, переводящем метановые углеводороды в циклические, в частности в нафтеновые. Однако в органической химии совершенно неизвестны способы циклизации метановых углеводородов в нафтеновые, по крайней мере в условиях, мыслимых в подземной лаборатории, не говоря уже о том, что подобная реакция противоречила бы термодинамике. Поэтому упор в этом случае делается на различные микробиальные процессы, механизм которых, впрочем, остается совершенно неизвестным. Прямые опыты микробиологической обработал нефти в условиях, максимально приближенных к условиям нефтяного горизонта, до сих пор не дали результатов, подтверждающих предположения, скорее даже эти результаты противоречат гипотетическим представлениям сто-

1666 м вскрыт пласт песчаников, в верхней части насыщенных нефтью. Несмотря на то, что при испытании девонского горизонта не получили притока нефти, так как скважина была пробурена в краевой части структуры, геологи А. А. Трофимук и К. Р. Тимергазин писали: «...Независимо от того, какие данные даст опробование на приток нефти в этой скважине, можно с уверенностью говорить об открытии нового нефтяного горизонта, еще неизвест-

выше солености нефтей Азербайджана и Грозного и зависит от района добычи, нефтяного горизонта, сорта нефти, времени года и содержания воды в сырье. Это видно из данных фиг. 111 по шним-байской и туймазинской нефтям в 1946 г. Содержание солей в нефти, идущей на переработку, должно быть ниже 50 мг/л.

нового нефтяного горизонта — горизонта каменноугольной

открытии нового нефтяного горизонта, еще не известного

Из приведенных данных видно, что определенной зависимости содержания марганца от глубины залегания нефтяного горизонта не наблюдается.