Главная -> Словарь

Выделяется несколько

Ионная природа фотосенсибилизированного окисления была доказана Шенком . Он показал, что, поглощая свет, краситель типа эозина активируется и образует дирадикал . При отсутствии какого-либо реакционноспособного вещества такой дирадикал снова превращается в нормальную молекулу эозина, причем выделяется некоторое количество энергии . Однако в присутствии молекулярного кислорода, который также ведет себя как дирадикал, дирадикал эозина превращается в сложный дирадикал , который самопроизвольно переходит в амфотерный ион .

Технологическая схема установки очистки масляных фракций фенолом приведена на рис. 5.12. Исходная масляная фракция подается при температуре 115°С в верхнюю часть абсорбционной колонны К-1- В нижнюю часть этой колонны поступает водяной пар, содержащий пары фенола. Пары фенола улавливаются маслом. Вода после конденсации направляется в сборник Е-1. Масло с низа абсорбера подается в среднюю часть экстрактора Э-1. В качестве экстрактора применяются колонны с насадкой или с жалюзийными тарелками. На верх экстрактора подается расплавленный фенол. Из нижней части Э-1 выводится экстрактный раствор. Оптимальные результаты достигаются при наличии градиента температур по высоте колонны. Для поддержания этого градиента часть экстрактного раствора охлаждается и возвращается в нижнюю часть экстрактора. При охлаждении из экстрактного раствора выделяется некоторое количество растворенных углеводородов, которые образуют орошение в нижней части экстрактора. Количество орошения увеличивают путем подачи в нижнюю часть Э-1 фенольной воды. Вода уменьшает растворимость углеводородов в феноле, вызывая выделение из экстрактного раствора еще некоторого количества растворенных углеводородов. Рафинатный раствор с верха Э-1 поступает в отстойную емкость Е-2, откуда подается в колонну К-2. Отстоявшийся в Е-2 фенол возвращается в верхнюю часть Э-1. В К-2 отгоняется основное количество фенола, содержащегося в рафинатном растворе. С низа К-2 рафинатный раствор перетекает в отпарную колонну К-3, где остатки фенола отгоняются с водяным паром. С низа К-3 рафинат после охлаждения отводится с установки. Экстрактный раствор с низа Э-1 поступает в конденсатор смешения Кн-1, куда направляются также пары воды и фенола из отпарных колонн К-3 и К-6. Экстрактный раствор, поглотив в конденсаторе Кн-1 воду и фенол, поступает далее в сушильную колонну К-4, где от него отгоняется вода в виде азеотропной смеси с фенолом. Основная часть паров азеотропа конденсируется и направляется в сборник Е-3, а избыток паров, минуя конденсатор-холодильник, поступает в нижнюю часть К-1. Из К-4 экстрактный раствор направляется в колонну К-5, где отгоняется основная масса сухого фенола. С низа К-5 экстракт с небольшим количеством фенола поступает в отпарную колонну К-6, где остатки фенола отпариваются с водяным паром. Пары сухого фенола из К-2 и К-5 после конденсации поступают в сборник сухого фенола, откуда сухой фенол подается в верхнюю часть Э-1. Фенольная вода из Е-3 поступает на орошение сушильной колонны К-4, отпарных колонн К-3 и К-6, а также в нижнюю часть экстрактора Э-1. Острый пар, направляемый в колонны К-3 и К-6, вырабатывается из конденсата, накапливающегося в сборнике Е-1. Таким образом, вода на установке циркулирует в замкнутом цикле.

В промышленных масштабах лучше всего использовать для поглощения бутадиена гомогенные растворы солей меди, например водные растворы смесей полухлористой меди и солянокислого этаноламина . Однако из таких растворов с течением времени выделяется некоторое количество меди, в результате чего теперь предпочитают пользоваться кислыми растворами ацетатов меди и аммония, содержащими 3.35 моля меди в 1 л как продукт расщепления K(((Al. После этого перемешивание прекращается и в змеевики мешалки подается водяной пар для нагрева смеси до 70—80° С, а масло отстаивается. Отстоенные щелочные отбросы откачиваются в емкости, где из них при хранении выделяется некоторое количество масла, возвращаемого в производственный цикл, а нейтрализованное масло подвергается промывке водой. Оставшаяся в масле влага удаляется продувкой воздухом.

кокса в час, вырабатывающие пар под давлением «3,9 МПа и при температуре ~450°С. Конечная температура охлажденного кокса ~250°С, количество вырабатываемого пара 0,4— 0,5 т на 1 т кокса. При первоначальном запуске установки в качестве газа-теплоносителя используют воздух, который, взаимодействуя с раскаленным коксом, превращается в смесь диоксида углерода и азота. По мере циркуляции газа СО2, реагируя с коксом, восстанавливается в СО. Кроме того, в газовую фазу выделяется некоторое количество летучих продуктов из кокса. Поэтому в стационарном режиме средний состав циркулирующего в системе газа-теплоносителя следующий: 5% СО2, 18% СО, 10% Н2, 67% N2.

В нижнемеловых отложениях, судя по палеотемпературе, выделяется несколько зон генерации: в Западно-Кубанском прогибе и Кропоткинской впадине, в Восточном Предкавказье — в Чернолесском и Терско-Каспийском прогибах.

Среди нефтяных месторождений Соединенных Штатов выделяется несколько месторождений, представленных прекрасно сформированными куполами довольно значительных размеров. Несколько таких куполов находятся в штате Вайоминг, и между ними по правильности первое место занимает купол Лост Солджер,

В ряде районов Туранской плиты выделяется несколько регионально прослеживающихся покрышек. К ним относятся: 1) соляно-гипсовая, карбо-натно-глинистая и глинистая верхнеюрского возраста, 2) глинистая альбскЬя, 3) глинистая нижнетуронская и карбонатная турон-сенонская.

Нефтяные месторождения Чечено-Ингушской АССР связаны с западной частью Среднекаспийского нефтегазоносного бассейна, южная и юго-восточная части которого представлены северным склоном Большого Кавказа и его передовыми хребтами. В восточной части северного склона Большого Кавказа выделяется несколько полос складчатости — полоса раннемезозойской-лейасовой, среднеюрско-меловои и третичной складчатости. К последней полосе приурочены почти все известные месторождения нефти и газа, входящие в состав Терско-Сунженской и Дагестанской нефтегазоносных областей.

В геологическом строении платформенной части Восточного Предкавказья, в пределах которого выявлены все нефтяные месторождения Ставрополья, участвуют мезокайнозойские отложения. В структурном плане края выделяется несколько крупных геотектонических элементов: Ставропольское сводовое поднятие, занимающее западную часть территории; Азово-Кубапская впадина, заходящая в пределы Ставрополья лишь своим восточным бортом; Терско-Кум-ская впадина, располагающаяся к востоку от Ставропольского поднятия и занимающая большую часть территории края. В западной части Терско-Каспийской впадины находится обширный Озек-Суатский погребенный выступ, с которым связан Прикумский-нефтеносный район. Сам выступ расчленен несколькими линейно вытянутыми в субширотном направлении структурными зонами; кроме того, от него в различные стороны отходят ветви антиклинальных складок. Преобладающее направление простирания крупных структурных элементов — широтное и субширотное, т. е. близкое к кавказскому.

В установках подготовки нефти при получении товарной нефти из сырой нефти выделяется несколько фаз: нефтяной газ, газовый конденсат, сточная вода. Коррозионное воздействие этих фаз различается по характеру и степени интенсивности. Интенсивность коррозионного разрушения оборудования растет в результате ввода в нефть в процессе ее обезвоживания и обессоливания де-эмульгаторов — дисолвана 4411, Серво, ОП-7, ОП-10 и др. Усиление коррозии под влиянием деэмульгаторов связано с их сильным гидрофилизирующим и моющим действием, в результате чего на поверхности металла образуется тонкая пленка воды. Коррозионная агрессивность фаз, выделяющихся в процессе подготовки нефти, зависит от их состава и других факторов.

В отложениях триаса выделяется несколько продуктивных пластов в интервале глубин 2200—3000 м, представленных песчаниками. Пластовое давление в залежи около 300 кгс/см2, температура 63° С.

В зависимости от особенностей геологического строения и характера продуктивного разреза в пределах Азербайджана выделяется несколько-нефтеносных областей: Апшеронская, Шемахино-Кобыстанская и Кубино-Прикаспийская.

Промышленная нефтеносность выявлена в песчано-алевролитовых пластах угленосной толщи, в которой выделяется несколько пластов, и в пористо-кавернозных известняках турнейского яруса.

Промышленные скопления нефти на месторождении приурочены к отложениям триасовой, пермской и каменноугольной систем. В отложениях триасовой системы промышленно нефтеносными горизонтами являются песчанистая и песчано-карбонатная толщи. Средняя глубина залегания нефти равна 1400 м. Коллекторами нефти служат раз-нозернистые, рыхлые песчаники, имеющие среднюю пористость 18%, проницаемость в пределах 40-10~15—380-10~15 м2. В пермских отложениях нефтеносность приурочена к свите медистых песчаников, расположенных в нижней части пермской системы, где выделяются два продуктивных горизонта . Горизонт П3 представлен песчаниками разнозернистыми, со средней величиной пористости 23%. В отложениях карбона выделяется несколько нефтеносных горизонтов и один антиклинорий между ними. В каждом антиклино-рии выделяется несколько антиклинальных зон и поднятий, на которых располагаются локальные поднятия, как правило, содержащие залежи нефти или газа.