Главная -> Словарь

Содержание бензиновой

В нефтях V генотипа еще больше снижена роль СН2-групп в длинных цепях. Для типичных нефтей этого генотипа характерны высокая плотность, низкое содержание бензиновых фракций и среднее содержание смолисто-ас-фальтеновых компонентов. В бензинах этих нефтей чрезвычайно высока доля нафтеновых УВ, низкое содержание ароматических и очень низкое — метановых УВ. В отбензиненной части нефти, наоборот, количество парафино-нафтеновой фракции очень большое, значительно выше, чем в нижезалегающих мезозойских нефтях. Степень циклизации молекул парафино-нафтеновых фракций, так же как и нафтено-ароматических, самая высокая. Для нефтей "юрского" генотипа характерен самый высокий процент нафтеновых колец. Особенность парафиновых структур — высокая степень разветвленности в гем-диметильном положении и уменьшение роли СН г -групп относительно СНз-групп. В нафтено-ароматическои фракции полициклических ароматических УВ не встречено. По сравнению с нефтями "триасового" генотипа значительно возрастает роль нафталиновых и фенантрендвых ядер. Во всех нефтях данного генотипа встречены как ванадиевые, так и никелевые порфирины с преобладанием первых. Количество порфиринов небольшое — от 0,4 до 3,7 мг на 100 г нефти. Нефти "юрского" генотипа встречены в юрских отложениях на Южной Эмбе и в Каратонском и Байчунасском прогибах и на востоке впадины в Кенкияке. Они были обнаружены в меловых отложениях в Байчунасском прогибе и на востоке впадины в Шубар-Кудуке.

значительное содержание бензинов, в которых преобладают метановые УВ и мало аренов, небольшое содержание смолисто-асфальтеновых компонентов. Для юрских нефтей характерен высокий процент в отбензиненной части парафино-нафтеновых и низкий — ароматических УВ. Такими чертами характеризуются нефти большинства залежей в юрских отложениях. В пределах всего Предкавказья, а также отдельных тектонических зон наблюдаются определенные вариации состава нефтей. Наиболее значительны они на Прикумско-Тюленевском валу, где нефти имеют наибольшую плотность и самое низкое содержание бензиновых фракций, а в них — метановых УВ. По-видимому, нефти этой зоны подверглись в какой-то мере дегазации, в результате чего произошла частичная потеря легких фракций.

странение будут иметь залежи с легкими нефтями, приближающимися по своим свойствам к конденсатам. Тяжелые нефти могут быть встречены только на ограниченных участках восточного борта впадины. Для этих нефтей характерно низкое содержание бензиновых фракций.

В среднедевонско-нижнефранском нефтегазоносном комплексе встречены в основном нефтяные залежи, газоконденсатные и газоконден-сатнонефтяные имеют подчиненное значение. Нефти представлены Ш генотипом. Свойства и состав нефтей существенно меняются. Так, плотность нефтей колеблется от 0,800 до 0,900 г/см3, содержание бензиновых фракций от 35 до 10 %, смолисто-асфальтеновых компонентов от 10 до 25 %. В изменении свойств и состава нефтей наблюдаются определенные закономерности. В пределах Колвинского вала и Печоро-Кожвинского мегавала в направлении с северо-запада на юго-восток отмечается уменьшение плотности нефтей. Так, на Колвинском валу в этом направлении зона нефтей с плотностью 0,851—0,870 г/см3 сменяется зоной нефтей с плотностью менее 0,851 г/см3, а на Печоро-Кожвинском мегавале зона легких нефтей сменяется зоной конденсатов . В пределах Ижма-Печорской впадины изменения СВОЙСТЕ и состава нефтей имеют иное направление. С запада на восток зона очень тяжелых нефтей сменяется постепенно зонами тяжелых , средних и легких 0,800-

Нефти района Скалистых Гор принадлежат к нефтям промежуточного типа или к черным нсфтям с весьма высоким содержанием серы . Содержание бензиновых и лигроиновых фракций более 40%. Тяжелые фракции представляют 'собой низкокачественное сырье для производства смазочных масел; твердых парафинов содержится довольно большое количество; они обладают исключительно высокой температурой плавления. Добыча этой нефти составляет 4,5% от добычи США и 2,2% от мировой добычи.

В Колумбии , Перу, Аргентине и Тринидаде в течение нескольких лет добывалось сравнительно мало нефти. Нефть Колумбии похожа на легкую нефть из долины Сан-Жоакин в Калифорнии. Содержание бензиновых фракций в этой нефти составляет около Ю %, отсутствие твердых парафинов позволяет получать из нее смазочные масла с низкой температурой застывания. Перуанская нефть обладает низким удельным весом, содержит более 40°/0 бензиновых фракций и очень незначительные количества серы. Несколько продуктивных площадей имеется в Аргентине; наиболее продуктивные месторождения дают тяжелую нефть промежуточного типа с содержанием бензиновых фракций не выше 10%. Другие месторождения дают более легкие нефти; среди них имеются нефти парафинового основания; некоторые типы нсфтей могут быть использованы для получения смазочных масел. В Тринидаде большинство добываемых нефтей смешанного основания и напоминают нефти Калифорнии. Бензин, получаемый из этих нефтей, обладает высоким октановым числом; это согласуется с тем, что керосиновые дистилляты содержат такой высокий процент ароматических углеводородов, что требуется очистка экстракцией растворителями. Среди добываемых нефтей существуют некоторые различия, одна напоминает нефть из месторождения Понка Сити с содержанием бензиновых фракций 32%. Все четыре страны вместе добывают около 2,0% мировой добычи.

Ближний Восток. Нефтяные месторождения Персидского залива, разведанные в течение, последних 10 лет, представляют собой наиболее богатые залежи нефти. Б Иране уже давно добывается большое количество нефти. Основная добыча нефти приходится на такие известные месторождения, как Ага-Джари, Ках-Саран и Центральная площадь. Нефти содержат большое количество природного газа с высоким содержанием сероводорода и, кроме того, содержат от 1 до 2% серы. Суммарное содержание бензиновых и керосиновых фракций в нефтях составляет приблизительно 50 %, а газойля около 25 %. Асфальта содержится от 15 до 20 %, в общем они близки к нефтям Мид-Континента среднего и низкого качества. Нефтяные пласты огромны, и добыча очень стабильна, что обеспечивает постоянство состава и качества нефтей в течение длительного периода времени. Нефтеносные свиты приурочены к нижнемиоценовым известнякам. До 1951 г. добыча нефти в Иране составляла около 5% всей мировой добычи .

кинга с подачей сырья под кипящий слой катализатора при температуре в реакторе 420 °С. Выход светлых достигает 75,4 % на исходную нефть при минимальном выходе фракции, кипящей выше 350 °С, 6,97 % на исходную нефть, выход газа — 13,63 %. Содержание бензиновых фракций, выкипающих до 200 °С, составляет 32 — 33 % с учетом фракций С3 и С„, содержащихся в газе крекинга.

Анализ рефлкжса из С-102, сделанный в феврале-марте, показал большое содержание бензиновых фракций . В последующее время суммарное количество углеводородов до Сб находилось в пределах 3,0-8,3 % .

Схему 1 применяют для стабилизованных нефтей, в которых содержание бензиновых фракций не превышает 2—10%. Установка проста и компактна. Совместное испарение легких и тяжелых фракций в колонне позволяет понизить температуру нагрева нефти в печи. Однако схема не обладает достаточной гибкостью и универсальностью. А эти факторы очень важны, так как в настоящее время благодаря хорошему развитию трубопроводного транспорта в нашей стране широко применяют нефти различных месторождений. Переработка нефтей с высоким содержанием растворенного газа и низкокипящих фракций по этой схеме затруднительна, так как повышается давление на питательном насосе до печи, наблюдается нестабильность температурного режима и давления в основной колонне из-за колебания состава сырья, невозможность конденсации легких бензиновых фракций, насыщенных газообразными компонентами, при низком давлении в воздушных конденсаторах. Повышение же давления в колонне уменьшает четкость фракционирования.

В табл. 1 приведена общая характеристика нефтей Башкирии. Плотность нефтей р4° изменяется в пределах 0,824—0,923. Потенциальное содержание бензиновых фракций, выкипающих до 200° С, колеблется от 14 до 30 вес.%, а светлых — от 33 до 58 вес.% .

6 — содержание бензиновой фракции б.см — содержание бензольных смол гл — глубина залегания нефти

Следует отметить, что состав нефтей каждого из изученных районов Hg остается постоянным, особенно меняются такие параметры состава, как плотность, содержание бензиновой фракции и смолисто-асфальтено-вых компонентов. Последние показали слабую связь с глубиной залегания нефти. Наибольшие колебания свойственны нефтям Терс-ко-Сунженской зоны, где наряду с очень легкими встречены и более тяжелые нефти. Однако последних мало. Самые легкие нефти известны на мегавале Карпинского , самые тяжелые — в Западном Предкавказье. Групповой состав бензинов меняется незначительно. В нефтях всех регионов отмечается преобладание метановых УВ. Лишь в некоторых нефтях Западного Предкавказья в бензинах превалируют нафтеновые УВ при повышенном содержании ароматических. Степень циклизации усредненной молекулы парафино-нафтеновых УВ близка для нефтей мегавала Карпинского и Прикумско-Тюленевского вала и существенно отличается от нефтей Терско-Сунженс-ской зоны и Западного Предкавказья. Нефти двух последних районов характеризуются повышенным значением данного параметра.

Повышение плотности нефтей в направлении региональной миграции вверх по восстанию пластов отмечалось нами в кайнозойских и мезозойских отложениях Западно-Кубанского прогиба, в мезозойских — в Тероко-Каспийском прогибе, в палеозойских — в Ти-мано-Печорской НГП . В Западном Предкавказье наблюдаются следующие изменения нефтей, связанные с их дифференциацией : в направлении подъема пластов растет плотность нефтей, уменьшается содержание бензиновой фракции и увеличивается количество смолисто-асфальтеновых компонентов . В бензиновой фракции уменьшается доля метановых и ароматических УВ и возрастает доля нафтеновых. В отбензиненной части нефти падает содержание метано-нафтеновых УВ с однонаправленным увеличением степени циклизации усредненной молекулы. Содержание нафтено-ароматической фракции возрастает. Утяжеление нефтей при дифференциальном улавливании связано также с недонасыщенностью их газами и с потерей легких фракций, которые были "захвачены" первыми ловушками.

Параметры нефти: / - плотность, г/см3, 2 - содержание бензиновой фракции, %; 3 - содержание СНггрупп с числом групп более 4 , %, 4 - KI , Ь -содержание парафино-нафтеновой фракции, % на нефть

Для оценки степени катагенного изменения нефтеи разными исследователями предложены коэффициенты. Так,.А.Ф. Добрянский предложил оценивать степень катагенеза нефти по формуле KI = /100, где /