Главная -> Словарь

Пористость известняков

/ — реакционный сосуд; 2 — нагревательная Оапп; 3 — змеевик перегревателя; 4 — газораспределительная пластинка из пористого материала; S — к газоотводу; с — капельная воронка.

азотной кислоты поступают затем через газораспределительную пластинку из пористого материала в горячий углеводород и быстро нитруют его . Нитрование в этих условиях является вполне безопасным процессом, так как нет одновременного контакта углеводорода с большим количеством такого сильного окислителя, как азотная кислота.

Реактор представляет собой цилиндрический сосуд, наполненный нитруемым углеводородом или углеводородной смесью и погруженный на две трети в масляную или воздушную баню. Внутри этого цилиндра имеется змеевик-перегреватель, нижний конец которого, находящийся у дна сосуда, снабжен распыляющей пластинкой из пористого материала; верхний конец змеевика соединен с капельной воронкой, .при помощи которой через капилляр подается в сосуд точно измеренное количество азотной кислоты. На дне реактора имеется отводная трубка-сифон, через которую продукты реакции могут быть выведены. Посредине реактора помещается термометр на ножке, а рядом с ним трубка, через которую отводятся газообразные продукты реакции: водяные пары, окись и закись азота и азот. Неконденсируемые компоненты попадают в газометр, а конденсат собирается в сборнике, из которого маслообразная часть возвращается через сифон снова в реакционный сосуд, тогда как вода время от времени сливается.

1 — капельная воронка; 2 — реакционный сосуд; 3 — нагревательная баня; 4—змеевик-перегреватель; 5 — газораспределительная пластинка из пористого материала. .

определенный избыток двуокиси серы; на практике работают с газовой смесью, содержащей 70% двуокиси серы и 30% кислорода. Вследствие плохой растворимости в углеводороде обоих газов очень важно, чтобы поверхность их соприкосновения с жидкостью была как можно больше. Этого достигают применением фильтрующих пластин из стекла или пористого материала, а в крупных установках — применением кольцевых дырчатых барботеров из свинца или пластмасс. Наилучшие выходы получают тогда, когда поднимающиеся в жидкости пузырьки газа проходят как можно ближе от стенки погруженного светильника, фактически омывая ее. Это легко осуществить, согласовав диаметры кольцевого барботера и погружного светильника.

В других опытах изобутилен пропускался в 67%-ную серную кислоту при температуре ниже 20°. При этой температуре изобутилен поглощался с образованием т/?ети-бутилового спирта, но образования полимера не наблюдалось. Полученная смесь затем нагревалась до 70—100° и реакция полимеризации происходила как в неразбавленной смеси, так и в разбавленном водой растворе серной кислоты с концентрацией последней, равной соответственно 66 и 58%. Во время нагревания часть изобутилена регенерировалась, причем количество регенерированного изобутилена было больше при большем насыщении им серной кислоты. При применении перемешивания или при добавлении к раствору твердого пористого материала количество регенерированного изобутилена увеличивалось. При разбавлении серной кислоты полимеризация тормозилась, но увеличивалось содержание диизобутилена в продукте полимеризации, а также повышалась степень регенерации изобутилена. Содержание диизобутилена увеличивалось также с повышением температуры реакции. Если раствор полимеризовался при комнатной температуре в течение длительного времени, то образовывались небольшие количества диизобутилена и большие количества триизобутилена. При исследовании продукта полимеризации в ходе этой реакции было замечено, что количество образовавшегося диизобутилена было значительно большим в начале реакции, т. е. когда раствор содержал больше трете-бутилового спирта.

Наиболее сильно адсорбируемые пары находятся в первых слоях пористого материала, пересекаемого газовой смесью; другие компоненты паров конденсируются в следующих слоях в порядке падающего значения их адсорбционной способности. Таким образом для бензина мы встречаемся сначала с пентаном, гексаном и гептаном, затем с бутаном, пропаном и этаном.

Фильтрующая центрифуга имеет ротор, стенки которого изготовлены из пористого материала, поэтому очистка масла от загрязнений происходит путем фильтрования, однако разность давлений на фильтрующей перегородке создается центробежной силой.

В основу классификации пор положены признаки, связанные с их однородностью и величиной, а также с геометрическим строением пористого материала .

Батарейный фильтр с фильтрующими элементами из твердого пористого материала — патронный фильтр—

Кажущаяся плотность с?к представляет собой отношение массы пористого материала к единице его объе-

с мелкими порами и кавернами. Пористость известняков сакмарского яруса равна 20,6%, проницаемость 200-10~15 м2. С юга на север уменьшается мощность коллекторов, происходит замещение их плотными породами. Обе залежи составляют одну гидродинамическую систему с контактом нефть — вода на абсолютной отметке 2325 м. Контакт нефть — газ находится на абсолютной отметке —2290 м.

Проницаемость пласта низкая, пористость достигает 12%. В известняках башкирского яруса имеется газонефтяная залежь на глубине 1300 м, пористость известняков достигает 17%, проницаемость до 80-10-15 м2. В яснополянском надгоризонте нефтеносность приурочена к верхней части толщи, глубина залегания которой 1600 м. Продуктивные пласты сложены песчаниками и алевролитами, пористость которых колеблется от 4 до 19%, проницаемость достигает 300-10~15 м2.

Промышленная нефтеносность на месторождении установлена в московской, башкирской и турнейской карбонатных толщах в визейской и кыновско-живетской терригенных толщах. В московской толще имеются два нефтяных пласта на глубине 900—1000 м: верхний — в подошве каширского и кровле Верейского ярусов, нижний — в подошве вереи-го яруса. Пористость коллекторов колеблется от 9 до 28%, проницаемость верхнего пласта весьма мала, нижнего же в среднем составляет 530-10~15 м2. В известняках башкирского яруса имеется массивная залежь. Пористость известняков от 3 до 17%, проницаемость еще меньше, чем в верхнем пласте московской толщи. Испытание этих трех пластов проводили совместно, поэтому сведения о свойствах нефтей в пластовых условиях даны средние по трем горизонтам.

В московском ярусе нефть выявлена в двух пластах, залегающих на глубине 950—1000 м: верхний — в подошве каширского и кровле верей-ского, нижний — в подошве верейского горизонта. Пористость известняков и доломитов меняется от 5 до 21,5%, проницаемость достигает 360Х ХЮ~15 м2. В башкирском ярусе пористость известняков колеблется в пределах 6—18%, проницаемость достигает 150-10~15 м2. В визейской терригенной толще залежи нефти приурочены к трем проницаемым пластам: BI тульского горизонта, Ё2 и Б3 бобриковского горизонта.

Промышленная нефтеносность установлена в московском и турней-ском ярусах. В московском ярусе два нефтеносных пласта: верхний — в отложениях подошвы каширского и кровли верейского горизонтов и нижний — в нижней части верейского горизонта. Глубина залегания этих пластов 950—1000 м. Пористость нефтеносных известняков и доломитов 8—19,5%, проницаемость весьма мала. Залежи нефти — пластовые с газовыми шапками. В турнейском ярусе залежь нефти массивная на глубине 1450 м. Пористость известняков 5,5—10%, проницаемость низкая.

, площадь). Нефть получена также из; отложений каширского горизонта. Пористость известняков колеблется от 9,6 до 11,2%, проницаемость от 6-10~15' до 18-10-15 м2, в среднем она составляет 10-Ю-15 м2. Залежь пластовая, сводовая, водонефтяной контакт находится на абсолютной глубине — 1245,6 м.

Основная нефтеносность связана с пластами Дх пашийского горизонта, BI турнейского яруса, А4 башкирского яруса. Нефтеносны также песчаники пласта Б2 бобриковского горизонта и известняки пласта АЗ верейского горизонта. Пласт Дт, сложенный песчаниками с прослоями глин и алевролитов, залегает на глубине 2284—2430,5 м. Пористость песчаников составляет 19%, проницаемость достигает 100-10~15 м2. Пласт BI, представленный известняками и доломитами, залегает на глубине 1641—1725 м. Пористость известняков равна 13,8%, а проницаемость составляет 40-10~15 м2.

В верейском горизонте выделяются две пачки пород: нижняя карбонатная и верхняя терригенная. Пористость известняков находится в пределах 12—14%, песчаников 22—26%. Бобриковский горизонт сложен песчаниками, разделенными алевролитами и глинами. Пористость неф-тенасыщенных песчаников пласта Б2 достигает 26%. Турнейский ярус сложен известняками с пористостью 10—13%, проницаемостью 18-10-15м2.

Коллекторами нефти башкирского яруса служат известняки с прослоями доломитов. Пористость известняков по керну составляет 18,4%.

Пласт В((( представлен доломитами с прослоями известняков. Пористость известняков достигает 12—17%, а проницаемость 50- 1СН5 м2.

Промышленная нефтеносность установлена в карбонатных коллекторах черепетского горизонта турнейского яруса, где обнаружена нефтегазовая залежь. В черепетском горизонте выделяются три пласта: А, Б и В. Промышленные скопления нефти и газа приурочены к пластам А и В. Для пласта А характерны широко развитая трещиноватость и ка-вернозность. Пористость известняков пластов А и В в среднем равна 15,7%, проницаемость весьма низкая. Залежь нефти находится в условиях относительно низких пластовых давлений и температур. Значения всех основных физических параметров несколько ниже, чем для средней нефти. В большей степени это относится к вязкости нефти.