Нефти Туркменской ССР

К я к 2 я II И Г СО О 1 л а я я 0 кг, СО К Я X о е я Е < о О О а В 2 5 ей КВ 2 с я X 6 Я о 0 о к я X с л а ч я Р-.Х я а я р , г с-1 я я со Я Восточные нефти Туркменские нефти [c.44]

Нефти Туркменского района в большинстве случаев напоминают нефти, залегающие в Азербайджанской ССР. [c.40]

Углеводороды Бакинские нефти Е В К СО д II 9 К К СО еС н и 1> со о "к 03 К В о со К X 2 п с- 8" 00 К в X о 03 IV Л о с 5 03 о о Ю в 2 е в Б 5 X В X 4 я е О X Л к РЗ 03 > X 5 3 2 > л в со в Восточные нефти Туркменские нефти [c.44]

Показатели Арланская нефтЬ Туркменская нефть [c.83]

В настоящее время начался выпуск масла Т-22П из малосернистых нефтей туркменских и узбекских месторождений. До разработки только для этого масла технических условий пользоваться нужно МРТУ 12Н—18 —63 для ТСП-22, за исключением количества серы, содержание которой допускается в масле Т-22П не более 0,2%. [c.110]

В Советском Союзе основными районами добычи нефти являются Урало-Волжский, Западно-Сибирский, Северо-Кавказский, а также Азербайджанская, Украинская, Казахская, Туркменская, Узбекская и Белорусская советские социалистические республики. [c.15]

Наблюдения показали, что количество задержанной влаги в порах кокса зависит от его поровой структуры. Текстура кокса из прямогонного сырья с длинными открытыми порами способствует наибольшему его увлажнению. Кокс из смеси асфальта деасфальтизации и гудрона малосернистых туркменских нефтей получается влажностью 9—14%. Кокс из крекинг-остатка с более плотной и менее волокнистой текстурой имеет влажность [c.140]

Гудрон и асфальт ферганских н туркменских нефтей [c.97]

Таблица 17. Показатели обессоливания типовых нефтей мангышлакской, туркменской и прикамской)

В бензинах (выкипающих до 150° С), полученных из бакинских нефтей, преобладают нафтеновые углеводороды, среди которых на долю шестичленных приходится 60—70% (см. табл. 1. 14) октановые числа бензинов равны 66—71 (без ТЭС). К бакинским бензинам близки по углеводородному составу бензины из эмбенских и туркменских нефтей. [c.46]

Каспийское море. Считается доказанным наличие огромных нефтеносных площадей вдоль западного побережья Апшеронского полуострова и восточного побережья в Туркменской ССР, а также в северной части Каспийского моря. Геологическое изучение морских месторождений и сухопутных , прилегающих к Каспийскому морю, привело геологов к правильной мысли о том, что акватория Каспийского моря почти полностью подстилается нефтеносными месторождениями. В настоящее время морские месторождения разрабатываются только у Апшеронского полуострова при глубине моря 28—30 л . Технически возможна разработка при глубине 60 л и более. В этих условиях доступные для разработки нефтеносные площади в Каспийском море возрастают в сотни раз. Себестоимость нефти, добытой на морских месторождениях в Азербайджанской ССР, на 40% ниже, чем себестоимость нефти, полученной при разработке сухопутных месторождений. Это объясняется неглубоким залеганием морских нефтяных месторождений в данном районе и более интенсивной по сравнению с сухопутными месторождениями отдачей на одну скважину. [c.19]

В прибрежной полосе Туркменской ССР, более мелкой, чем у Апшеронского полуострова, имеется также ряд морских нефтяных месторождений. Добыча нефти здесь только начинается. Большие возможности морской добычи нефти имеются и в северной, более мелкой части акватории Каспийского моря. Нефтеносность побережья Балтийского моря установлена в границах Калининградской области и Литовской ССР. [c.60]

Гудрон смеси ферганских и туркменских нефтей. 963 10,2 0,80 13 73,2 22,3 4.5 370 26,0 [c.52]

В вакуумных дистиллятах, полученных из ряда нефтей, содержание различных групп углеводородов следующее (в % масс.) парафиновых—22,2—34 нафтеновых—17,9—44,1 ароматических, включая сернистые соединения, — 26,6—58,8. Меньше всего изменяется содержание парафиновых углеводородов, больше всего — ароматических. Отношение ароматических углеводородов к нафтеновым (А Н) изменяется в пределах от 0,6 (для туркменских малосернистых нефтей) до 3,25 (для арланской высокосернистой [c.42]

На Красноводском НПЗ перерабатывается смесь нефтей туркменских месторождений, которые относятся к группе труднообес-соливаемых, так как образуют с водой устойчивые высокодисперсные эмульсии, плохо разрушаемые в электродегидраторах без деэмульгаторов. При испытании блоксополимеров применяли как пресную, так и морскую воду. Деэмульгаторы использовали в виде 3—6%-ных водных растворов. Производительность установки 100 л4 /ч, на первую ступень подавали 2,5—3% воды, на вторую 3,5—5%. [c.151]

Углеводороды Б. К са 1 к са 1 ей X св, и I— 1кинскпе е я к и 1 а л к о к (б X се асо нефти к к ё. и > т со а ей в в н ш и >ва а и 1 -т У и" се О X о Ю й СО к св 3 к 3 ь св СУ 8 СО се сС ё 0 2 1 я в и 0 м Н И < 3 в и КР я5Г 1 я Восточные нефти Туркменские нефти [c.45]

С этой целью были изучены товарные смеси нефтей ЧИАССР меловых отложений, нефтей Туркменской ССР, легких и тяжелых нефтей Краснодарского края и сахалинская пеф-тесмесь (табл. 1). [c.13]

Изучена возможность получения топлива Т-8 и Т-8В из товарных нефтей ЧИАССР меловых отложений, нефтей Туркменской ССР, легких и тяжелых нефтей Краснодарского края и сахалинской нефтесмеси. Показано, что топливо Т-8 возможно получить из грозненских меловых и туркменских нефтей, а топливо Т-8В — из смеси краснодарских нефтей и сахалинской нефтесмеси. В статье приведены также результаты испытания по комплексу методов квалификационной оценки. [c.204]

Э. Аманов, Г. Г. Ашумов и др. [71, 79] разработали технологию выделения циклогексана из бензиновой фракции 75—85°С котур-тепинской нефти -(Туркменское месторождение) методом комплексообразования с водным раствором тиомочевины. По данным авторов, оптимальные соотношения воды к исходному сырью составляли 2 1, а тиомочевины к сырью — 3 1. Температура комплексообразования — 20—25°С, отгон, невошедших в ко.мплекс углеводородов осуществляется под вакуумом (остаточное давление 100 мм рт. ст.), а разложение комплекса—с выделением концентр ата циклогексана при атмосферном давлении. Концентрат содержит 74,4% циклогексана, и з которого путем ректификации получают циклогексан 98%-ной чистоты. Как отмечают авторы, ориентировочные технико-экономич еские подсчеты говорят в пользу варианта выделения циклогексана водным растворам тиомочевины по сравнению оо опирто-водным раствором тиомочевины, разработанным ранее. [c.26]

В малосмолистых и малосернистых нефтях Азербайджана (балаханской, карачухурской и бузо-внинской) ванадия содержится от 0,03 до 0,2%, считая на золу. В пересчете на нефть это составит порядка 6 10 % ванадин. Содержание ванадия в среднем в нефтях Грозненско-Дагестанского района 2 4-8-10" %, в нефтях туркменских месторождений — 2 -f- 3 10 %, в нефтях Урало-Волжского района — в 100—1000 раз больше, чем в нефтях Грозненского района. [c.89]

В малосмолистых и малосернистых нефтях Азербайджана (балаханской, кара-чухурской и бузовнинской содержание ванадия составляет 0,03—0,20%, считая на золу в пересчете на нефть это составит примерно 6 10 %. В нефтях Грозненского и Дагестанского районов среднее содержание ванадия составляет 1—8 10 %, в нефтях туркменских месторождений — 2—3 10" %. В нефтях Урало- [c.64]

Каталитическому риформингу были подвергнуты бензиновые фракции следующих видов сырья карадагского конденсата, сиазан-ской нефти, III группы бакинских нефтей, туркменской и озексуат-ской нефтей. [c.34]

Бензин из туркменской нефти (продукция Батумского нефтеперерабатывающего завода) имеет столь низкое октановое число (55), что без его повышения он не находит применения в народном хозяйстве. Низкое октановое число данного бензина обусловлено присутствием алканов нормального строения, поэтому их удаление должно повышать антидетонационные свойства бензина. Объектом исследования в данной работе был бензин из туркменской нефти с т. кип. 37—158°С, а в качестве адсорбента н-алканов применяли синтетический цеолит СаА в виде гранул — образец Горьковской опытной базы ВНИИНП Ц-202-238. [c.193]

Б СССР в- неогер-налеогеновых отложениях новые богатые скопления нефти открыты в Азербайджане н Туркмении и в том числе на акваториях Каспийского моря, Прикуринскоп и Западно-Туркменской внадин, на Сахалине и т. д. [c.364]

Используя методы адсорбционной хроматографии и комплексообразования с карбамидом 50-градусных дистиллятов трех туркменских нефтей (месторождений Бурун, Овал-Товал и Котур-Тепе) с последующим разделением изопарафино-нафтеновых углеводородов методом термической диффузии [ 5, 6 , изопарафиновые углеводороды отделили от нафтеновых, а последние разделили на группы, различающиеся по числу колец в молекуле. На примере одной из фракций бурунскюй нефти показано, что в молекулах нафтеновых углеводородов содержится от 1 до 6 колец. [c.9]

Л1алосернистым называют сырье, из которого получается кокс с содержанием серы не выше 1 % в соответствии с ГОСТ на малосернистый нефтяной кокс. К этому сырью относя г остатки бакинских, грозненских, сахалинских, эмбинских, туркменских и некоторых украинских нефтей. [c.35]

Смесь ферганских и туркменских нефтей (1 ) Крекинг- остаток нефти Гудрон котур- тепин- ской [c.94]

Оригинальный метод вьщ ления эмульгаторов из нефтяной эмульсии впервые разработан в нашей стране В. Г. Беньковским с сотрудниками [22]. Они вьщелили эмульгаторы из эмульсий туркменских и мангы-шлакских нефтей и исследовали их состав и свойства. Позже, воспользовавшись этим методом, многие исследователи вьщеляли и исследовали эмульгаторы, содержащиеся в нефтях различных месторождений. [c.24]

Для таких нефтей, как ромашкинская, прикамская, мангышлакская и туркменская (см. табл. 18) оптимальной температурой обессоливания следует считать 100-120 °С. При таких температурах обеспечивается максимально возможное снижение как вязкости, так и эмульсионности этих нефтей, без лишнего увеличения потребляемой электрод а ицратора-ми электрической мощности. Подогрев нефтидо более высоких температур (120-140 °С) можно рекомендовать лишь для некоторых весьма тяжелых и вязких нефтей, образующих устойчивые эмульсии, например арланской. [c.101]

Содержание ванадия в нефти зависит от содержания в ней серы (табл. 4. 52). Малосмолистые и малосернистые нефти Азербайджанской ССР такие, как балаханская, кара-чухурская, бузовнинская и другие, содержат ванадия около 6-10 %,грозненские (2—8) 10-зo , туркменские (2—3) -10 %. В сернистых нефтях восточных месторождений содержание ванадия значительно выше и достигает 1 -10 %, в среднем составляет (5—6) 10 . В табл. 4. 53 приведено содержание ванадия в некоторых индивидуальных нефтях. [c.261]

Кроме известных крупнейших месторождений нефти (районы Грозного, Баку, Татарской АССР, Башкирской АССР, Куйбышевской и Волгоградской областей и Туркменской ССР), обращают на себя внимание следующие потенциально возможные районы значительных запасов нефти. [c.19]

Среднеазиатские районы и Западный Казахстан. Основные перспективные газоносные территории этих районов расположены в пределах Каракумской платформы и Западно-Туркменской впадины. Крупные месторождения выявлены в восточной части платформы в пределах Бухаро-Хивинской газоносной области. Перспективны для поисков новых месторождений районы плато Устюрт и Южно-Устюртской впадины, являющихся продолжением Южно-Мангышлакского прогиба, известного крупными месторождениями нефти. [c.21]

Справочник химика 21

Химия и химическая технология