Главная -> Словарь

Восточной прибортовой

В связи с этим для получения масел высокого качества и сырья для производства твердых парафинов рекомендуется получать узкие масляные фракции с пределами температур выкипания 50—• 60°С, налеганием температур кипения не более 20—25 °С и содержанием не более 15% фракций, выкипающих ниже, и 2% фракций, выкипающих выше номинальной температуры кипения . Так, при производстве масел из восточных сернистых нефтей предусматривают получение трех масляных фракций с номинальными пределами температур выкипания: 350—400, 400—450 и 450— 500°С . Для получения масляных дистиллятов низкой коксуемости и хорошего цвета с вязкостью т^-жм^/с при 100 °С и высоковязкого гудрона с низким содержанием фракций до 490 °С важно обеспечить очень четкое разделение между дистиллятной фракцией 450—500°С и гудроном.

Содержание элементарной серы в дистиллятах, полученных из восточных сернистых нефтей, невелико . Однако в некоторых дистиллятах, полученных из нефтей с содержанием общей серы более 2%, количество элементарной серы достигает 2,5—8,5% от общего количества серы. Содержание меркаптанов возрастает с увеличением общего количества серы, присутствующей в исходных нефтях. Основным компонентом сернистых соединений, содержащихся в исходных сырых фракциях, является сульфидная сера. Значительной также является сумма дисульфидной и «остаточной» серы. На долю остаточной серы приходится обычно не менее 40 % общего количества серы. Содержание дисульфидной серы, в среднем, невелико, и составляет величину порядка 1—3%. Однако в дистиллятах некоторых нефтей количество дисульфидов может быть значительным и достигать 26% .

Другой важной характеристикой кислот, оказывающей не менее существенное влияние на продолжительность работы катализатора, является содержание в кислотах сернистых соединений. Установлено, что присутствие в синтетических жирных кислотах 0,001% серы уже отрицательно сказывается на продолжительности работы катализатора гидрирования. Содержание серы в синтетических кислотах зависит от происхождения парафина, поступающего на окисление. Так, при окислении грозненских и дрого-бычских парафинов содержание серы в кислотах не превышает 0,001—0,002%, т. е. лежит в пределах допустимых норм. В кислотах, полученных на основе твердых парафинов, выделенных из восточных сернистых нефтей, содержание серы составляет —0,05% и выше. Такие количества серы уже весьма ощутимо снижают срок службы катализатора гидрирования.

. Он обеспечивает 'обессеривание сырья на 98%. Для второй ступени процесса предложен новый катализатор ГИ-13. Характеристика используемого сырья — фракции летного дизельного топлива, выделенного из смеси восточных сернистых нефтей, - а также составы полученных продуктов по обеим ступеням и материальный баланс процесса представлены в табл. 4.11 и 4.12.

*** Для зимних дизельных топлив, получаемых из восточных сернистых нефтей, температура застывания допускается не выше —35°.

В отличие от бакинских масел парафино-нафтеновые и ароматические фракции масел из сернистых нефтей характеризуются меньшей цикличностью молекул и более высоким содержанием атомов углерода в алкильных цепях, что вызывает различное поведение этих масел в двигателях. В соответствии с химическим составом, масла из восточных сернистых нефтей характеризуются более высокими вязкостно-температурными свойствами .

В таблице 48 даны физико-химические свойства масел, полученных на базе готовых компонентов из смеси парафинистых нефтей. В той же таблице приведены качества некоторых масел, полученных из восточных сернистых нефтей.

Представляют интерес данные адсорбционного разделения дизельных масел: ДС-11 из восточных сернистых нефтей и Д-11 из парафинистых нефтей Азербайджана .

В обоих случаях эталоном являлось масло из восточных сернистых нефтей и с' присадкой ЦИАТИМ-339.

сорбционной очистке масляных дистиллятов и деасфальтизата из восточных сернистых (нефтей, приведена ниже :

Депарафинизация рафинатов адсорбционной очистки проходит при большей скорости фильтрования, большем отборе депа,рафи-нированного масла и меньшем содержании масла в .петролатуме. По эксплуатационным свойствам автомобильные масла адсорбционной очистки из восточных нефтей не уступают маслам фе-нольной очистки того ,же сырья и превосходят .их по термоокисли-тельной стабильности . Маловязкие масла из восточных нефтей типа трансформаторных после .адсорбционной очистки обладают лучшими низкотемпературными свойствами, чем масла из того же сырья фенольной очистки. Трансформаторное масло адсорбционной очистки из сернистой восточной нефти более богато ароматическими -углеводородами и серосодержащими соединениями, чем масло фенольной очистки; выход его на 25% больше и оно более стабильно против окисления, что объясняется различиями в групповом составе этих масел. Характеристика трансформаторных масел различных способов очистки из восточных сернистых нефтей приведена ниже :

Нефти всех пяти генотипов встречены в основном в сингенетичном залегании. Однако имеются случаи нахождения нефтей в других отложениях. Наиболее часто нефти во "вторичном залегании" встречаются в восточной прибортовой зоне, где нефти "каменноугольного" генотипа обнаружены в триасовых, пермских и юрских отложениях. Однако роль эпи-генетичных нефтей в общих запасах нефтей "каменноугольного" генотипа незначительна. В этой же зоне имеются случаи нахождения нефтей "триасового" генотипа в юрских и меловых отложениях и нефтей "юрского" генотипа в меловых отложениях. Последние характеризуются наибольшим процентом эпигенетичных нефтей. Однако, оценивая в целом роль зпигенетичных нефтей в мезозойско-палеозойских отложениях Прикаспийской впадины, следует отметить, что массовой миграции нефти из нижележащих отложений в вышележащие не происходило. Имели место лишь локальные перетоки нефти на ограниченных участках.

Высокие потенциальные возможности в дальнейшем развитии нефтяной промышленное.и подтверждены открытиями аа года девятой и десятой пятилеток новых нефтяных и нефтегазовых месторождений на полуострове Бузачи, Южном Мангышлаке я подсоле-вых отложениях Прикаспийской впадины, в частности в ее юго-восточной прибортовой зоне.

Нефти восточной прибортовой зоны месторождений Кенкияк, Боаоба, Каратюбе находятся в одном из уникальных в геологическом отношении районов Прикаспийской впадины. Мощная соле-носная толща кунгурских отложений в значительной степени определяет формирование ее углеводородного состава.

Нефти юго-восточной прибортовой зоны Прикаспийской впадины в основном сернистые , малосмолистые и малопарафинистые . Асфальтенов в них ?-14/6. Глубина залегания нефтя-чх пластов от 2 до 5 км и более.

Порфирины нефтей юго-восточной прибортовой зоны представлены как ванадиевым , так никелевым порфириновыми комплексами , В нефти месторождения Шолькара наряду с ванадиевым присутствует и никелевый комплекс .

Нефтям восточной прибортовой зоны Прикаспийской впадины свойственно наличие ванадиевого , а также в некоторых и никелевого порфириновых комплексов . Встречаются нефти, в которых не обнаружены ни порфириновые комплексы, ни пирроловые соединения . В нефтях месторождения Кокжиде содержание ванадилпорфири-нового комплекса колеблется в пределах 1,5—3,75 мг на 100 г нефти.

Нефти месторождения Синельниковское карбонатных отложений также содержат ванадилпорфириновый комплекс в повышенных по сравнению с другими нефтями восточной прибортовой зоны Прикаспийской НГП концентрациях: 7,1— 12,0 мг/100 г нефти.

НГО юго-восточной прибортовой зоны

Для нефтей восточной прибортовой зоны наблюдается четкая тенденция увеличения плотности от 0,841 г/см3 в каменноугольных отложениях до 0,897 г/см3 в юрских. Отметим, что на границе подсоль—надсоль имеется порог в значениях плотности нефтей, содержания серы, смол и асфальтенов, а также ванадия и ВП-комплексов.

Зависимость содержания асфальтенов и ванадия от возраста вмещающих отложений восточной прибортовой зоны Прикаспия характеризуется иначе. Величина отношения асфальтены/V постепенно возрастает от 853 до 3358 в подсолевых нефтях каменноугольных и нижнепермских отложений соответственно и далее увеличивается до 7000 в триасовых и до 7808 в юрских.

Однако нашими исследованиями в 1974 г. такого типа нефть была обнаружена на Сивинской площади в районе Пермского Прикамья на глубине около 2800 м в выветрелых трещиноватых породах протерозоя. В Днепровско-Донецкой впадине одна из двух обнаруженных нефтей без н-алканов получена на Бугреватовской площади в северо-восточной прибортовой зоне с глубины около 3240 м из терригенных пород визейского яруса нижнего карбона, а вторая — на Решетняковской площади в юго-западной прибортовой зоне с глубины около 500 м из юрских отложений .