Главная -> Словарь

Старооскольского горизонта

Вследствие бифункциональной природы глиоксаль при соединении с амшпшми или гидроксилышми группами может образовывать сетчатые молекулы. Эти свойства глиоксаля используются в процессах упрочения подокна. В процессе «санфорсет» для пропитки применяется 4%-ный, считая па волокно, раствор глиоксаля. После пропитки при 150—200° материал становится значительно прочнее .

Нефть, отобранная на площади Северный Риштан, имеет плотность 0,942 г/см3 и содержит, %: парафино-нафтеновых УВ 40,1, ароматических 38,2 , смол бензольных 6,5 и спиртобензольных 10,2 асфальте-нов, 4,4. Мальта площади Мумсай имеет плотность 0,973 г/см3 и содержит значительно меньше масел и больше асфальтенов , в асфальте содержание асфальтенов повышается до 62,3 %, а масел уменьшается до 29,3 %, причем ароматических УВ становится значительно меньше, чем парафино-нафтеновых . Степень циклизации парафино-нафтеновой фракции нефтей площади Северный Риштан высокая - 2,6, битумов — 3,1—3,9, с типом битума она не коррелируется.

Остаток из колонны К-1, содержащий н-бутан, 2-бутены и более тяже-. лые фракции, очищается от пентана в колонне для отбензинивания К-3, Продукт, отогнанный из колонны К-3, содержит к-бутан и 2-бутены. Они разделяются посредством экстракционной перегонки в колоннах К-4 и К-5. В 100-тарелочной колонне К-4 в присутствии обводненного фурфурола н-бутан становится значительно более летучим, чем 2-бутены. Обогащенный растворитель из колонны К-4 отделяется от 2-бутенов в колонне К-5, в которой имеется 20 тарелок. 2-бутены частично входят в исходный продукт для второй ступени . дегидрирования.

Рэгонером было сделано интересное наблюдение относительно применения в качестве добавки тетраэтилсвинца. Он обнаружил, что индукционный период тг при этом не изменяется, тогда как индукционный период т2 становится значительно длиннее. Так, добавление 2% тетраэтилсвинца к жидкому w-гептану не оказало влияния на уравнение тг , но т 2 в этих условиях получило следующее эмпирическое выражение:

Недавно было найдено, что хлорметилирование более реакци-онноспособных гомологов бензола протекает в отсутствие апротон-ных кислот, а катализатором является сам реагент — хлористый водород . В этом случае температуру нужно повысить до 90 — 140 °С и процесс надо проводить под давлением, необходимым для сохранения реакционной массы в жидком состоянии. Побочного образования диарилметанов при таком варианте не наблюдается, так как протонные кислоты не катализируют конденсацию хлорпроизводных с ароматическими соединениями. Благодаря повышению выхода целевого продукта и отсутствию необходимости в дополнительном катализаторе процесс становится значительно более экономичным.

Добавим, что, когда кокс начинает газифицироваться и, таким образом, теряет несколько процентов своего углерода, пористость его не изменяется в объеме, но становится значительно более легкодоступной в опытах на холоду. Можно предположить, что газифицированный в начале реакции углерод представляет своего рода пробки, закупоривающие поры. Если продолжать газификацию до тех пор, пока будет израсходовано приблизительно 50% исходного углерода, то поры не будут занимать значительно большее пространство по сравнению с началом процесса, но их «диаметр» увеличивается очень заметно и они становятся доступными более крупным молекулам. Так получают активированный уголь, но он будет хорошего качества, только когда выбран исходный кокс с очень большой микро-и макропористостью, достаточными для быстрой диффузии внутрь зерен.

сталлов . Кроме того, матовость парафина! обусловлена наличием ультрамикроскопических трещин между отдельными его кристалликами. Светорассеянию способствует широкий фракционный состав парафина, когда кристаллы состоят из различных углеводородов, имеющих разные оптические свойства. Поэтому узкие фракции парафина характеризуются большей прозрачностью. При длительном хранении парафина , особенно в теплом месте, он становится значительно прозрачнее. Это объясняется рекристаллизацией, приводящей к образованию более крупных кристаллов, и их ориентацией, в результате чего число точек светорассеивания уменьшается.

Для облагораживания сырья каталитического крекинга служат следующие процессы: деасфальтизация нефтяных остатков пропаном, гидроочистка и обработка избирательными растворителями . Процесс деасфальтизации пропаном с целью получения сырья каталитического крекинга близок к широко распространенному процессу получения деасфальтизацией остаточных масел. В результате деасфальтизации из сырья удаляется значительное количество смол, и коксуемость получаемого деас-фальтизата становится значительно ниже, чем исходного остатка. В остаток — битум деасфальтизации — попадает также значительная доля тяжелых металлов. Однако недостатком деасфальтизатов является их повышенная коксуемость, которая достигает в среднем 2—3% *, т. е. примерно в 10—20 раз превышает коксуемость вакуумных газойлей. Деасфальтизация может сопровождаться последующей неглубокой фенольной очисткой для дополнительного снижения коксуемости, уменьшения содержания тяжелых металлов, серы и полициклических ароматических углеводородов.

Детальные исследования , проведенные в низкотемпературной области , показали, что при температурах выше 700 °С кислорода и серы в различных нефтяных углеродах становится значительно меньше, если первоначальное их содержание превышает содержание серы и кислорода на кривой равновесия для данных условий.

ных спектров большого числа органических соединений позволило определить характерные группы частот и составить их карты 1541. Наибольший интерес представляют следующие группы- С—Н при 3,10 мкм; С=О при 5,90 мкм, бензольная группа при 6,20 мкм, СН; + СН3 при 6,80 и С—СН3 при 7,25 мкм. С увеличением числа атомов в молекуле спектр поглощения становится значительно сложнее, особенно если молекула построена сильно ассиметрично.

Если глубина превращения за проход высока, то отношение рецир-кулята к свежему сырью становится значительно меньше и равняется приблизительно 1:1. Во многих случаях рециркулят, полученный в каталитическом процессе, подвергают в дальнейшем чисто термическому крекингу в жестких условиях .

Свойства пластовой нефти определяли по пробам из одной скважины. Залежи нефти старооскольского горизонта находятся в условиях повышенных давлений и средних температур. Нефть легкая и маловязкая, имеет высокое газосодержание и большую усадку.

Растворенный в нефти старооскольского горизонта газ жирный, содержит 28% гомологов метана, незначительное количество углекислого газа и небольшое количество азота.

Дегезированная нефть старооскольского горизонта легкая, малосернистая , малосмолистая, высокопарафиновая , имеет низкую температуру начала кипения и значительный выход светлых фракций, выкипающих до 300° С.

В отложениях девона и карбона Ромашкинского месторождения выявлено опробованием 14 нефтеносных горизонтов. Залежи нефти старооскольского горизонта Ромашкинского месторождения приурочены к локальным поднятиям небольших размеров и не имеют большого промышленного значения.

Месторождение многопластовое. Залежи нефти выявлены в отложениях старооскольского горизонта живетского яруса среднего девона , пашийского горизонта франского яруса верхнего девона, кизеловского горизонта турнейского яруса и бобриковского горизонта визейского яруса нижнего карбона. Пласт Дш подразделяется на про-пластки Дща и Дшб. В старооскольском, пашийском и бобриковском горизонтах коллекторами служат терригенные отложения, а в кизелов-ском •—карбонатные отложения . Залежь нефти в кизелов-ском горизонте подстилается водой и имеет ВНК на отметке—1101 м. ВНК залежи пласта Дг находится на отметке— 1586 м, а ВНК залежи бобриковского горизонта — на отметке — 1111,8 м.

Раевское месторождение, открытое в 1958г., но законсервированное до 1968 г., расположено в пределах юго-восточного склона Русской платформы и приурочено к восточному борту Демско-Сергиевского грабена, протянувшегося в северо-восточном направлении. В этом направлении в пределах рассматриваемой территории наблюдается постепенное погружение кровли старооскольского горизонта. На фоне общего погружения старооскольского горизонта в приграбенной зоне выявлены небольшие структурные осложнения в виде локальных поднятий и структурных носов. Амплитуда этих поднятий, как правило, не превышает

Промышленная нефтеносность выявлена в терригенных коллекторах кыновского и пашийского горизонтов верхнего девона и в карбонатных коллекторах старооскольского горизонта верх-неживетского подъяруса среднего девона. Залежи находятся на глубинах 2400—2450 м.

В поверхностных условиях нефть старооскольского горизонта парафиновая , сернистая , смолистая, имеет низкую температуру начала кипения и высокий выход светлых фракций, выкипающих при температуре до 300° С.

Продуктивными на месторождении являются пласты Г)))а гжельского яруса, О2 окского надгоризонта, Б0 тульского горизонта, Б2 бобриков-ского горизонта, В4 турнейского яруса, Дщ старооскольского горизонта. Пласты Б0, Б2 и Дш представлены песчаниками, которые имеют пори-•стость в среднем 14% и проницаемость в пределах 208-10~15—600-• Ю-15 м2.

Соколовогорское месторождение, открытое в 1948 г., приурочено к Соколовогорской тектонической линии в зоне Саратовских дислокаций, представляет собой асимметричную складку с амплитудой поднятия в палеозойских отложениях около 50 м. Более крутым является западное крыло складки. Своды структуры с глубиной смещаются в сторону пологого крыла. Основные продуктивные нефтеносные пласты связаны с терригенной толщей среднего и верхнего девона. Это Ду воробьевского горизонта, Дпгб и Дгуа старооскольского горизонта в живетском ярусе, Ди пашийского горизонта, Дг, Дт.а кыновского горизонта в нижнещиг-ровских слоях франского яруса. В бобриковском горизонте имеется газовая залежь с узкой нефтяной оторочкой. Залежи нефти обнаружены и в карбонатных коллекторах верхнещигровских и семилукских слоев франского яруса девона и малевского горизонта турнейского яруса нижнего карбона.

Южно-Советское месторождение, открытое в 1957 г., представляет собой брахиантиклинальную складку северо-западного простирания, асимметричную, с более крутым северо-восточным крылом. В пласте Дхуа старооскольского горизонта верхнеживетского подъяруса среднего отдела девонской системы выявлена нефтегазовая залежь. Пласт-коллектор сложен песчаниками и алевролитами. Песчаники мелкозернистые, плотносцементированные с пористостью 16—17%.