Главная -> Словарь

Туймазинского вакуумного

Точное строение этих сульфидов не было установлено. В 1958 г. Р. Д. Оболенцов и Б. В. Айвазов сообщили, что ими выделены сульфиды из керосиновых дистиллятов нефти Туймазинского месторождения. Предполагаемые формулы выделенных соединений приведены ниже:

Так, при исследовании двух среднеазиатских нефтей во фракциях, выкипающих до 150° С, азота не было обнаружено, во фракциях до 230° С, содержание азота не превышало 0,05%, от общего азота, содержащегося в нефти. В бензине прямой перегонки из ромашкинской нефти азот также не обнаружен. А в легком бензине из девонской нефти туймазинского месторождения азота содержится 0,022% .

Так, пластовая вода Туймазинского месторождения в начальный период разработки имела плотность 1,19 и содержала более 200 мг/л ионов оксида железа . В 1977 г. вследствие большой опресненности пластовой воды плотность ее снизилась до 1,12-1,15, а количество ионов оксида железа - до 100 мг/л .

На восточные нефтеперерабатывающие заводы указанные нефти поступают в виде смесей. При этом для установок АВТ, работающих по топливной схеме, в большом количестве в составе смеси содержится нефть Бугульминского и периодически Чикмагуш-ского месторождений, что отрицательно сказывается на отборе светлых нефтепродуктов. В этом случае особенно снижается отбор дизельного топлива. На АВТ, работающие по масляной схеме, поступает смесь нефтей, где главным образом содержится нефть Туймазинского месторождения. Примерные данные по процентному составу смесей нефтей, поступавших на восточные нефтеперерабатывающие заводы в 1957—1958 гг., сведены в табл. 2.

На этих установках главным образом перерабатывается нефть Туймазинского месторождения с небольшой примесью нефтей Бав-линского и Бугульминского месторождений.

При подготовке девонской нефти Туймазинского месторождения в одну обезвоживающую теплохимическую и одну электрообессоливающую ступень при 68—70° С и расходе ДКТОЭ 65 г/т жидкости получалась нефть следующего качества: I ступень — воды 0,06—0,14%, солей 425—435 мг/л; II ступень — воды 0,21—0.32%, солей 58—71 мг/л. Результаты испытания, полученные при обессоливании девонской нефти Туймазинского месторождения ре'агеном ДКТОЭ, не являются окончательными . Для получения кондиционной нефти месторождения по "солям необходимы дополнительные проддлжи-тельные испытания.

Как видно из результатов испытаний, новые реагенты могут быть применены для обезвоживания: а) девонской нефти Ромашкинского месторождения объединения Татнефть; б) девонской нефти Туймазинского месторождения и угленосной нефти Александровской площади объединения Башнефть.

Отделом химии Башкирского филиала АН СССР в 1954 — 1955 гг. было произведено исследование термостойкости сероорга-нических соединений, содержащихся в нефтях каменноугольных и девонских отложений Туймазинского месторождения. Нефти нагревались в интервале температур 100—400°, при этом было установлено, что непродолжительное нагревание до 280° не дает значительного выделения сероводорода. Однако дальнейшее повышение температуры вызывает резкое возрастание количества выделившегося сероводорода . То же наблюдается при нагревании нефтей хотя и при более низкой температуре, но продолжительное время. Например, при нагревании нефти в течение 11 час. при температуре 200° выделилось в виде сероводорода 0,45% S. Авторы указывают, что сернистые соединения различных нефтей обладают разной термостабильностью, и что сернистые соединения туймазинской нефти каменноугольных отложений в этом отношении менее устойчивы, чем сернистые соединения туймазинской девонской нефти.

В призабойных зонах водонагнетательных скважин обнаруживается большее количество микроорганизмов, чем их содержится в закачиваемой воде. При изливе контрольных скважин на Арланском, Кушкульском, Туймазинском месторождениях нами получены следующие результаты: в призабойной зоне СВБ содержится 103-105 кл/см, ГТБ — 104-108 кл/см3. Впервые были проведены специальные опыты по отбору большого объема жидкости из нагнетательной скважины Туймазинского месторождения. Установлено наличие активных форм СВБ и других бактерий на удалении от забоя скважины более чем на 75 м. Причем количество СВБ колебалось от десятков до сотен клеток в 1 см3, а ГТБ — 104-105 кл/см3 без заметных изменений во всем интервале, что позволяет предположить, что они распространены по всему пласту. Другим подтверждением зараженности продуктивного пласта является качественное обнаружение одних и тех же микроорганизмов в добываемых водах, отобранных со скважин, гидродинамически связанных с нагнетательными. В системе сбора, подготовки нефти и воды и поддержания пластового давления микроорганизмы скапливаются в застойных зонах резервуаров и трубопроводов, на внутренней поверхности обсадных колонн и т. п.

пласт как единый гидродинамический объект, что позволило создать теоретические основы разработки нефтяных месторождений. В про-ектно-исследовательском бюро при Московском нефтяном институте под руководством А. П. Крылова был составлен проект разработки Туймазинского месторождения, предусматривающий разбуривание залежей пластов flj и Д,, по самостоятельной сетке рядами скважин, располагаемыми в нефтяной части пласта параллельно внутреннему контуру нефтеносности; пластовое давление предполагалось поддерживать путем закачки воды в законтурную область пласта.

Наиболее широко форсирование отборов стало применяться с начала 70-х годов, когда появилось необходимое насосное оборудование. Например, в 1973 г. высокопроизводительные центробежные насосы были спущены в 27 скважин Туймазинского месторождения, работавших со средним дебитом 293 м'/сут и с обводненностью 82,3%. После спуска новых установок средний дебит увеличился до 506 м3/сут , а обводненность осталась неизменной. Это позволило пропорционально увеличить и добычу нефти.

Выход легкого газойля с увеличением расхода кислоты на очистку несколько повышается. При очистке сырья крекинга 2 объемн. % 95%-ной кислоты выход легкого газойля при крекинге туймазинского вакуумного газойля повышается в среднем на 1%, а при крекинге чекмагушского газойля — на 2,5—3,0% на сырье,

Рис. 84. Изменение выхода бензина и кокса при каталитическом крекинге туймазинского вакуумного газойля, очищенного серной кислотой разной концентрации:

На рис. 84 приводятся данные о выходе бензина и кокса при очистке туймазинского вакуумного газойля кислотой разной концентрации. Во всех случаях при концентрации кислоты более 80% выход бензина возрастает и образование кокса уменьшается.

Эффективность сернокислотной очистки наиболее наглядно видна при сопоставлении глубины превращения неочищенного и очищенного сырья в случае одинакового выхода кокса . Углубление крекинга в случае очищенного сырья составляет 14 отн. % для туймазинского вакуумного газойля и 49 отн. % Для чекмагушского.

Исследование туймазинского окисленного битума. Опыты по окислению туймазинского вакуумного гудрона показали, что окисление протекает значительно медленнее, чем с надьлендьельским битумом. Вследствие этого температурные соотношения для туймазинского битума оказались лучше. Свойства окисленного туймазинского битума приведены ниже. ' —-

При этом, например, было получено 10,3% компонента авто-бензина и 17,5% дизельного топлива с содержанием серы до 1%. Нужно иметь в виду, что на заводских установках в связи с иной четкостью фракционировки из туймазан-ской нефти получают те же продукты с несколько отличающимися выходами и качествами. Приводимые данные поэтому нужно рассматривать как сравнительные, поскольку для других нефтей отбор продуктов в лаборатории проводился в тех же условиях. При дальнейшей фракционировке нефти получают 20% вакуумного газойля, выкипающего до 500е и в остатке гудрон — сырье для термического крекинга или для производства остаточных смазочных масел. Каталитический крекинг туймазинского вакуумного газойля на пилотной установке дает 25% бензина и 33% компонента дизельного топлива. При термическом крекинге туймазинского гудрона на лабораторной установке производительностью 2 л/час образуется 10% бензина. Следовательно, из туймазинской нефти в лабораторных условиях выход светлых достигал 61%, в том числе 18,6% бензина с октановым числом 61 и 24,1% дизельного топлива1.

Рис. 4. Изменение выхода бензина при каталитическом крекинге туймазинского вакуумного газойля при очистке серной кислотой различной концентрации и расходе кислоты 2,0%.

Рис. 5. Зависимость выхода кокса при каталитическом крекинге от концентрации серной кислоты, примененной для очистки туймазинского вакуумного газойля.

Рис. 7. Содержание непредельных углеводородов в бензине каталитического крекинга туймазинского вакуумного газойля, очищенного серной кислотой.

Рис. 8. Содержание ароматических углеводородов в бензине каталитического крекинга туймазинского вакуумного газойля, очищенного серной кислотой.

Как следует из табл. 3, увеличение выхода бензина каталитического крекинга после очистки туймазинского вакуумного газойля серной кислотой составляет 2,4% на сырье , а после очистки арланского — 6,9% на сырье . Увеличение выхода бензина при каталитическом крекинге гидро-

Выход кокса снижается с увеличением расхода и концентрации кислоты. Причем наиболее резкое изменение в выходе продуктов крекинга наблюдается при расходах кислоты не выше 1—2% объемн. С увеличением расхода кислоты выше 2% степень изменения выхода продуктов крекинга изменяется незначительно. Эксперименты показывают также незначительные изменения в материальном балансе процесса при использовании для очистки кислоты крепостью- менее 80% вес. Каталитический крекинг туймазинского вакуумного газойля, очищенного 2,0% кислоты 95-процентной крепостью, приводит к увеличению выхода бензина иа 7—9% и снижению выхода кокса на 12—25% относительных по сравнению