Нефть и газ на больших глубина

Третьим наиболее распространенным способом добычи нефти является глубинно-насосный. Он применяется при большом паде — ][ии давления в пласте. В скважину на штангах опускаются плунжерные насосы, приводимые в действие станком-качалкой, соединенной приводом с электродвигателем. В последнее время стали применять центробежные глубинные насосы с электродвигателем по типу электробура. [c.30]

Современные масштабы добычи, транспортировки и переработки нефти и газа, широкое использование продуктов их переработки в различных отраслях предопределяют появление массивных источников загрязнения окружающей среды. В плане воздействия на окружающую среду развитие этих отраслей промышленности имеет ряд особенностей, связанных с большими объемами добычи сернистых и высокосернистых газов, газовых конденсатов и нефтей, увеличением глубины переработки углеводородного сырья, высокой концентрацией объектов его добычи и переработки в отдельных регионах. [c.3]

Липецкий В. Ф. Миграция нефти и газа на больших глубинах. Киев, Наукова думка, 1974. [c.156]

Схема трехкратного испарения по сравнению с описанными ранее схемами обеспечивает большую глубину отбора светлых нефтепродуктов и повышенную четкость ректификации при меньших приведенных затратах Так, при перегонке самотлорской нефти можно отбирать 61,2% (масс.) светлых, в том числе 4,7% (масс.) за счет вакуумного испарителя с чистотой фракций по номинальным тем пературам кипения от Я5 до 94%. Для устаиовки производительностью 12 млн. т нефти в год экономический эффект составит 3,5 млн. руб. в год. Кроме того, применение многоступенчатых схем перегонки нефти, по мнению авторов [8], обеспечит необходимую технологическую гибкость установки по ассортименту продуктов и качеству сырья, что не менее важно для такой высокопроизводительной установки АВТ. [c.160]

Основоположник гипотезы минерального происхождения не — фти Д.И. Менделеев (1876 г.) утверждал, что нефть образуется на больших глубинах при высокой температуре вследствие взаимодействия воды с карбидами металлов, [c.51]

Преимуществами этой комбинированной установки являются большая глубина отбора из нефти дестиллатного сырья для каталитического крекинга, использование избыточного тепла продуктов коксования на дополнительное испарение нефти в испарителе, а также на нагрев смолистого остатка перед его коксованием. [c.44]

Рядом геохимиков как в Советском Союзе, так и за рубежом отмечалось, что на больших глубинах, в зонах вьюоких температуры и давления состав нефти изменяется в сторону метанизации, уменьшения плотности и доли смолисто-асфальтеновых компонентов, упрощения углеводородных структур, особенно ароматических, и сложных гибридных нафтено-ароматических и парафино-нафтеновых молекул. Это положение признается большинством геохимиков. Менее изучен вопрос, связанный с выделением (глубина, температура, давление) катагенных зон, где эти изменения носили бы ярко выраженный характер. Во-первых, материалы по геохимии нефти показывают, что не всегда в условиях больших глубин нефти катагенно изменяются. Во-вторых, катагенные изменения нефтей в разных регионах и стратиграфических комплексах происходят в разных термобарических условиях и на разных глубинах. [c.137]

Рис. 25. График изменения структуры парафиновых цепей в нефтях, залегающих на больших глубинах.

Часто делается обобщение, не подтверждаемое статистическими данными, что нефти геологически наиболее древнего возраста являются пара-финистыми и содержат легкие фракции, а более молодые нефти принадлежат к нафтеновым. В последнее время это было проверено на основании статистических данных Мак-Небом, Смитом и Беттсом, исследовавшими более двухсот нефтей из большого числа нефтеносных площадей. Глубина залегания, по-видимому, не является первостепенным фактором, за исключением недислоцированных областей, для которых в некоторых случаях она может считаться приблизительно пропорциональной возрасту. Многие горизонты, залегающие близ дневной поверхности, могут быть разрушенными эрозией например, некоторые скважины в Пенсильвании дают геологически более старые нефти с глубины 20 м. Мак-Неб, Смит и Беттс отмечают, что вышеприведенные результаты показывают, что имеются существенные доказательства прогрессивной эволюции сырых нефтей от первоначально образующихся тяжелых циклических нефтей, которые обнаружены в более молодых осадочных породах, и до более легких парафинистых нефтей, содержащих большей частью низкомолекулярные компоненты и обычно находящиеся в продуктивных горизонтах древнего возраста или большой глубины . Это полностью подтверждает выводы, полученные Бартоном в результате более ограниченного исследования. Эти соотношения не всегда строго соблюдаются и наблюдаются значительные отклонения по причинам, указанным ниже. [c.80]

Часто во вновь открытом месторождении обнаруживают светлую, иногда даже прозрачную нефть. Принимая ее как результат фильтрации другой нефти, геологи указывают на возможное нахождение промышленных запасов более тяжелой нефти на больших глубинах, и, обследовав в 1909 г. Сураханское месторождение [c.197]

УВ, генерированные в биогеохимической зоне, по-видимому, могут преобразовываться в зоне катагенеза, однако предположение об образовании УВГ из нефтей, залегающих на больших глубинах, представляется нам маловероятным. Нужно помнить, что все отложения, ныне залегающие в зоне катагенеза, формировались в биогеохимической зоне и, следовательно, могут содержать УВ любых типов, генерированные в этой зоне. [c.111]

Промышленная добыча природного газа в прошлом в основном была связана с получением попутного газа на нефтяных промыслах. Однако поиски нефти, основанные на тех же геофизических критериях, что и разведка газа, неизбежно приводили к открытию сухого газа или вместе с конденсатом легких углеводородов. И, наконец, некоторые газовые месторождения, особенно в Европе, были обнаружены непосредственно над угольными пластами, залегающими на очень большой глубине абсолютная сухость этого газа подтвердила его происхождение из нижележащих угольных пластов или, по крайней мере, прямую связь с ними. [c.24]

Технологическая схема установки АВТ должна обеспечивать получение выбранного ассортимента продуктов из заданного сырья наиболее экономичным способом. Ввиду большого разнообразия используемых нефтей и их качества, а также возможного ассортимента продуктов не всегда следует применять одну типовую схему. При выборе схемы АВТ необходимо определять оптимальную мощность установки, возможность и целесообразность комбинирования АВТ с другими установками, оптимальную схему отдельных блоков установки, схему размещения оборудования на территории установки. Выбранная схема должна обеспечивать большую глубину отбора, четкость фракционирования, гибкость процесса, большой межремонтный пробег и высокие технико-экономические показатели. При составлении схе- [c.31]

Аналогичные результаты получаются при крекинге тяжелой фракции высокопарафинистой малосернистой нефти в присутствии АШНЦ-3, ЦЕОКАР-2 и аморфного алюмосиликатного катализатора. Крекинг на катализаторах АШНЦ-3 и ЦЕОКАР-2 характеризуется большей глубиной превращения сырья (в среднем на 9—И вес. %), большими выходами газа (на 1,0—2,5 вес. %) и бензина (на 10—13 вес. %), меньшими выходами кокса (на 0,4— [c.26]

Максимальные количества серы чаще всего содержатся в нефтях из залежей, погруженных па глубины, соответствующие началу главной фазы нефтеобразования (до 1500 — 2000 м, см. рис. 2.1). На меньших глубинах нередко обнаруживаются нефти с пониженным содержанием серы (рис. 2.1, 2.2). Катагенетические процессы, развивающиеся на больших глубинах, приводят к постепенному обессериванию нефтей с погружением. Деструкция [c.50]

В кайнозойских залежах как растворенные в нефти, так и свободные газы обедняются углекислотой с погружением вплоть до глубин, превышающих 5000 м. Однако в более древних (мезозойских и палеозойских) отложениях концентрация СОа в газах резко нарастает на больших глубинах, хотя некоторое повышение содержания СО2 наблюдается часто и в залежах, погруженных менее чем на 1000 м (очевидно, из-за окислительных процессов, протекающих при контактах углеводородных систем с метеорными флюидами). Наиболее существенно (в среднем до 11% и более) обогащены углекислотой свободные газы до глубоко (более 4000 м) залегающих карбонатных коллекторов. Накопление стол ь значительных количеств СО3 вряд ли может быть обеспечено одной [c.84]

Таким образом, компоненты вещества мантии, из которой выплавлялась земная кора, в течение длительного геологического времени находились при высокой температуре. Поэтому, если бы даже в исходном протопланетном облаке присутствовали углеводороды, они неизбежно претерпели бы разложение. Некоторые исследователи высказывали предположения, что на очень больших глубинах (несколько сот километров в мантии) углеводороды, находясь под большим давлением, не разлагаются при температурах 1200° С и даже выше. Предположения, что каким-то неведомым путем в глубинах мантии образуются огромные скопления нефти, которая затем по образующимся трещинам в земном шаре, глубиной в сотни километров, мгновенно (чтобы нефть не успевала разложиться) попадает в осадочные породы, не имеют под собой серьезных обоснований. [c.79]

Общее содержание металлов в остатках нефтей различной глубины отбора изменяется в широких пределах 10—970 г/т и зависит от типа нефти и концентрации смол и асфальтенов (см. табл. 1.1-1.4). Отношение содержания ванадия к никелю также меняется в широком диапазоне от 0,5 до 4,8. Существует корреляция между характером распределения металлов в смолах и асфальтенах и типом исходной нефти. Например, в близких по химическому составу остатках сернистых нефтей преобладает содержание ванадия и никеля, которые равномерно распределены между асфальтенами и различными фракциями смол, а отношение ванадия к никелю в смолах может достигать 4,8-4,0. В несернистых нефтях нафтенового основания в смолисто-асфальтеновых компонентах это значение не превышает 0,4. Существует определенная зависимость между содержанием серы и ванадия в нефти. Например, в высокосернистых остатках нефтей Башкирии содержание ванадия в 200-500 раз больше, чем в малосернистых остатках нефтей Азербайджана. Для высокосернистых нефтей содержание вана1щя тем выше, чем выше [c.17]

Среди всех исследованных нефтей нефти, лишенные бензинов, составляют 16 %. Выше отмечались их различия между собой. Но все они имеют ряд общих черт это главным образом очень тяжелые нефти, высокосмолистые и смолистые, сернистые и малопарафинистые, подавляющее большинство из них залегает на глубинах менее 1 км (табл. 17). Следует отметить, что, несмотря на явно "гипергенный" облик, высокосернистые нефти в этой группе составляют небольшой процент, а малосернистые - значительный. Интересно заметить, что дегазированные нефти встречены и на больших глубинах, что свидетельствует о палеодегазации этих нефтей. [c.27]

Такое распределение ПЦА связано, по всей вероятности, с составом исходного ОВ. Так как ПЦА встречаются в нефтях, залегающих как на малых, так и на больших глубинах (5000 м), нельзя согласиться с мнением некоторых исследователей о вторичном генезисе ПЦА в условиях повышенных температур. В залежах, по-видимому, новообразования ПЦА не происходит, так как не наблюдается увеличения концентрации ПЦА (или частоты встречаемости) с возрастанием глубин залегания нефтей и температуры. Наличие перилена в нефтях чокракских и караганс-ких отложений Терско-Каспийского прогиба свидетельствует о том, что органический материал материнских пород содержал ингредиенты континентального генезиса. Значительно меньше их было в ОВ материнских пород эоцена и палеоцена, и они совсем, по-видимому, отсутствовали в органическом материале мезозойских материнских пород. Более высокое содержание УВ ряда фенантрена в мезозойских нефтях, с одной стороны, и возрастание содержания 3,4-бензпирена и 1,12-бензперилена, с другой, указывает на иную специфику органического материала. Как было показано, предшественниками фенантренов могут быть некоторые стероиды, а 1,12-бензперилена — остатки иглокожих. [c.89]

Не отмечается существенного температурного влияния на катагенные изменения нефтей и в Прикаспийской впадине, где даже на больших глубинах не наблюдается резко выраженной метанизации нефтей. Это связано с тем, что в процессе соленакопления и соляного диапиризма происходило снижение палеотемператур. Типичные катагенные изменения были встречены лишь в нефтях из девонских отложений внешней бортовой зоны на глубине 5370 м при температуре 107 °С (скв. 25, Ташлинская площадь). Характерными (катагенными) признаками их были низкая плотность (0,808 г/см ), высокое содержание бензинов (34 %) и пара-фино-нафтеновых УВ (71%) и низкое (0,8). [c.139]

Прогнозирование газоконденсатной зоны с возможным присутствием нефтяных залежей в западной части провинции сделано с меньшей достоверностью, поскольку здесь до сих пор не открыто ни газоконденсатных, ни нефтяных месторождений, а имеется лишь газовое Лободинское месторождение. В этой части региона учитывались геологические представления, наличие в обрамлении Прикаспийской впадины Западно-Ровненс-кого нефтегазоконденсатного месторождения и нефтяных месторождений с очень легкими нефтями на глубине 5 км (например, Камышанское). В юго-западной части к западу и к северу от Астраханского месторождения прогнозируется распространение газоконденсатных залежей. К востоку от этой газоконденсатной зоны можно предполагать с большей степенью условности (нет фактических данных) распространение газоконденсатных и нефтяных залежей (рис. 28). Более мягкие термобарические условия не способствовали значительной генерации газообразных УВ. В восточной части впадины прогнозируется узкая полоса распространения газоконденсатных залежей на глубине 6—7 км. Основанием для ее выделения послужили расчеты по уравнениям регрессии, которые показали, что в этих условиях возможно появление конденсатов. [c.167]

На основании недавнего исследования (1951) нефтей побережья Мексиканского залива и геологирг месторождений Хеберл [29] также делает вывод о том, что, хотя изменения удельного веса нефтей могут указывать на глубину и возраст зоны, эти изменения в большей степени связаны с каталитическим действием глин, чем с влиянием глубдны и давления, и что наличие в глубоких зонах нефтей большого удельного веса может быть результатом действия таких катализаторов в преимущественно морских сланцевых фациях этих свит. [c.92]

Наблюдается изменение удельного веса нефти даже в пределах одного и того же пласта. Чем ближе нефть к естественному своему выходу на дневную поверхность, тем более она окислена и тем менее в ней легких углеводородов (фракций), которые успели улетучиться. Наоборот, чем дальше и глубже от дневной поверхности и от выходов она залегает, тем легче ее удельный вес в силу большей сохранности легких фракций. Типичным примером изменения удельного веса нефтей с глубиной является нефть бо-ньшинства месторождений восточных штатов США, в частности Пенсильвании, где в верхних горизонтах залегает нефть уд. веса 0,848, в более глубоких — 0,824 0,800 и, наконец, 0,778. В против по-ложность этому району нужно поставить Сураханское месторождение Бакинского района, в котором удельный вес увеличивается [c.42]

Изменение объелш пор зависит не только от сложения породы, но и от давления, под которым она находится. Так как с глубиной давление возрастает вследствие возрастания веса пород, то с глубиной уменьшается и объем пор. По данным Ван-Хайзе, на глубине 20—30 км пористость исчезает, т. е. зерна прилегают на этой глубине вплотную друг к другу. На еще большей глубине породы становятся скрытопластичными. Это обстоятельство нужно учесть сторонникам глубинного происхождения нефти, выводящим ее из глубоких недр земной коры, как противоречащее их теории. [c.148]

Опытами установлено, что капиллярное притяжение изменяется с увеличением температуры, а следовательно, и с глубиной. При геотермическом градиенте, равном 30 л на 1° С, приблизительно на глубине в 5 тыс. м сила капиллярного притяжения уменьшится на половину в своей величине, а так как по данным ряда исследователей, например Д. В. Голубятникова, относящимся к Би-би-Эйбату, во многих нефтяных месторождениях геотермический градиент в два раза меньше нормального (для Биби-Эйбата он равен 12 м на 1° С), то указанное уменьшение произойдет в ряде случаев еще на меньшей глубине, примерно на глубине вЗ—4тыс. м. Кроме того, нужно принять во внимание, что поверхностное натяжение нефти с увеличением температуры падает медленнее, чем у воды, следовательно, на некоторой глубине силы поверхностного натяжения воды и нефти могут сравняться. У Эммонса указывается, что это произойдет на глубине 4—5 тыс. м и что на больших глубинах нефть в глинах и сланцах может находиться в диффузном состоянии, если только она не была вытеснена оттуда в пески в более ранний геологический период, когда соответствующие пласты могли залегать на меньшей глубине от земной поверхности, или же если нефть не была выжата силою давления. [c.189]

Стр. 94. Современные данные по содержанию кислорода в составе нефтей (см. таблицу примечания 17] данной главы) показывают, что нефти с высоким содержанием кислорода встречаются также и на больших глубинах. Для нефтей характерно присутствие нейтрального кислорода типа простого эфирного вероятно наличие техрагндрофурановых, фурановых и прочих групп соединений с кислородом в гетероцикле. Такие типы кислородных соединений следует отнести к древним, остаточным, веществам, сохранившимся с ранних стадий нефтеобразования. [c.360]

Можно также предположить генерацию нефти на большой глубине в осадочных толщах, обогащенных ОВ. Например, в результате опускания углей и горючих сланцев в зону очень высоких температур и больших давлений могла произойти глубокая деструкция содержащегося в них ОВ с образованием У В различных типов. О том, что в последующее время по разломам УВ могли подниматься вверх и при этом на огромные расстояния, свидетельствует много фактов наиболее яркий пример - обнаружение девонского комплекса пьшьцы в нефтях каменноугольных отложений. [c.24]

Нельзя признать фактором, определяющим генеращ1ю тех или иных УВ, и степень погружения осадка. Так, в разрезе скв. 5 Булла-море глубиной 1800 м каких-либо различий в составе УВГ отметить не удалось. Кроме того, в некоторых разрезах верхнеплиоценовых отложений Апшерона, причем на меньшей глубине, были обнаружены газы с большим содержанием ТУ (см. табл. 1) и легких белых и красных нефтей. Большой интерес в этом отношении представляют результаты газометрии Бейсугской скв. 15. Здесь установлено неоднократное чередование слоев, содержащих СН с весьма различным количеством ТУ. Некоторыми исследователями такое явление трактуется как чередование катагенеза и диагенеза , причем на наибольших глубинах, достигнутых этой скважиной (1500 - 1700 м), установлена днагенетическая стадия, если считать, что она отличается от катагенетической малым содержанием тяжелых УВГ. Последнее положение, конечно, принять нельзя, так как в этом случае придется считать, что в некоторых районах катагенез начинается с современных осадков (см. табл. 3). [c.94]

Примером залежи с оторочкой конденсатного генезиса может послужить залежь в ХП1 горизонте месторождения Газли. Примером газоконденсатной залежи с большой нефтяной оторочкой является залежь в УП горизонте Карадагского многопластового месторождения, в УП1 горизонте которого нефтяная оторочка значительно меньше. В отложениях части залежи, занимаемой конденсатным газом, содержится в рассеянном со-состоянии остаточная тяжелая нефть. Такое же явление обнаружено и в газоконденсатном Оренбургском месторождении (Р —Сз), расположенном в южной части Волго-Уральской провинции. Возможны два объяснения этого факта либо указанные месторождения были раньше нефтяными, а поступавший в них газ частично вытеснял нефтц или частично растворял ее, либо раньше это была газонефтяная залежь, превратившаяся в газоконденсатную при погружении на большую глубину. [c.138]

В зависимости от типа нефти и глубины отбора остатка изменяются, расход растворителя, выход и качество рафината. Однако независим от качества сырья полученные рафинаты характеризуются низкой коксуемостью. Сопоставление результатов [65, с. 102—106] получения остаточных масел на Волгоградском НПЗ по схеме, включающей очистку парными растворителями с предварительной Деасфальтизацией гудрона, и фенольной очисткой деас-фальтировйнного гудрона позволило установить явные преимущества первой схемы. Значительное увеличение выхода (в 1,8—1,5 раза) авиационных и дизельных масел при использовании очистки парными растворителями при одинаковом их индексе вязкости объясняется большей избирательностью смешанного тройного растворителя йо сравнению с раздельным применением двух растворителей — пропана и фенола. Кроме того, этот вариант переработки гудрона приводит за счет неглубокой предварительной деасфальтизации пропаном к снижению удельного объема циркулирующего растворителя в 3 раза снижается объемное содержание пропана, в то время как объем фенола и крезола увеличивается до 40%. [c.106]

Полученные в последние десятилетия данные мало повлияли на представления о причинах и путях осернения нефтей, подробно и критически освещенные А. Ф. Добрянским [455]. В основе этих представлений лежит идея о том, что атомы серы внедряются в "нефть благодаря взаимодействию нефтяных компонентов с элементарной серой или сероводородом, образующимися в слабо погруженных пластах в результате жизнедеятельности сульфатре-дуцирующих микроорганизмов [530, 531], а на больших глубинах — вследствие термокаталитической деструкции веществ [532]. [c.74]

В нефтях из молодых (кайнозойских) отложений снижение содержания азота становится ощутимым лишь на очень больших глубинах, а в залежах, погруженных менее чем на 5000 м, влияние глубинного фактора выражено слабо. Как показывает пример плиоценовых нефтей Южно-Каспийской впадины (табл. 4.2), средняя концентрация азота в наименее метаморфизованных углеводородных системах даже нарастает с глубиной. Очевидно, что на ранних этапах существования нефти в недрах процессы нефтеобразования и нефтенаконления играют большую роль в формировании ее состава, чем катагенетические деструктивные превращения. Таким образом, суммарное содержание азотистых соединений в нефтях тесно связано с условиями, в которых нефтяные комноненты образовались, аккумулировались и находились в течение всей истории существования залежи. [c.120]

Среднее суммарное содержание смолисто-асфальтовых веществ в нефти снижается с погружением залежи, причем тем резче, чем древнее вмещающие отложения. В молодых (кайнозойских) нефтях средняя концентрация смол падает с увеличением глубины залегания незначительно, а концентрация асфальтенов даже возрастает, вследствие чего отношение смолы/асфальтены с глубиной снижается. В случае мезозойских нефтей та же тенденция становится более ощутимой на больших глубинах (>3000 м). Связь концентраций ВМС в сырой нефти и их вещественного состава с глубиной залегания наиболее четко проявляется в палеозойских отложениях, содержащих на малых глубинах в среднем самые смолистые (возможно, вторично окисленные или осерненные [455, 951]) нефти, характеризующиеся максимальными концентрациями асфальтенов, особенно нефти из карбонатных коллекторов. Действие на эти нефти глубинного фактора (катагенетические изменения) приводит к тому, что на глубинах, превышающих 1000 м, среднее содержание в них асфальтенов уменьшается быстрее, чем содержание смол, и, в отличие от мезокайнозойских нефтей, величина отношения смолы/асфальтены здесь заметно растет с погружением. В среднем наименьшие концентрации смо- листо-асфальтовьгх веществ и наивысшие значения рассматриваемого отношения оказались характерными для самых древних (кембрийских) нефтей. Эти результаты в общих чертах иодтверж- [c.183]

Вообп е же в образовании нефти, очевидно, участвуют органические вещества смешанного происхождения. И получается это вот каким образом. При большой глубине морского бассейна (даже на шельфах глубины достигают 200 м) главная масса планктона скапливается у самой поверхности моря, образуя как бы пленку (а иногда и самую настоящую пленку, как например ро-доросли в Сарагассово.м море). Дело в том, что растительный планктон, составляющий основную часть всего планктона, может Ж1ггь только там, куда достигает сол- [c.34]

Нефть из скважины № 6, изъятая с большей глубины по сравнению с нефтью из скважины № 8, отличается меньшим содержа1П1ем серы (0,32 и 0,51% соответственно), смолистых веществ (смол силикагелевых 7,0 и 13,7% соответственно) и значительно более высоким выходом фракций, выкипающих до 350 °С (52,2 и 38,8% соответственно). [c.559]

При изучении изменения содержания нафтеновых углеводородов с глубиной залегания основные изменения в концентрации нафтенов, как и алканов, наблюдались на глубинах, не превышающих 2000 м. На больших глубинах состав нефтей меняется значительно меньше. Весьма любопытно изменение нафтенового паспорта с глубиной залегания. Оказалось, что для отдельных регионов с разными этажами нефтеносности практически во всех многопластовых месторождениях у нефтей разного химического состава, залегающих на разных глубинах, но генетически (по соотношению пристан/фитан) между собой связанных, нефтеновые паспорта идентичны. [c.30]

Нефть залегает на больших глубинах от 2 до 5 км, иногда п на большей глубине, и вследствие этого она находится в зе.мпой коре в довольно жестких условиях. Известно, что с увеличением глубины температура земной коры увеличивается на 1° па каждые 20—30 м. Глубина, соответствующая повышению температуры иа Г, называется геотермическим градиентом. Он колеблется от 10 до 35 м. [c.6]

В результате крекинга углеводородов и смол образуются углеводороды, выкипающие ниже 350° С, а вследствие процессов уплотнения смол резко повышается доля асфальтенов в суммарном содержании смолисто-асфальтеновых веществ. С большей глубиной этот процесс протекает в остатках из высокосернистых нефтей с более богатым содеря анием циклических углеводородов (Карактай, Шуртепе, Барсакельмес). [c.161]

Жидкие и газообразные продукты, полученные нри умеренных режимах коксования, близки ио своим свойствам к соответствующим продуктам термического крекинга нод давлением. Коксование в условиях жесткого режима (при большой глубине иревращения) сопровождается увеличепием содержаиня непредельных в газе и ароматизацией дистиллятов. Так, в результате коксования при 600° С гудрона ромашкинской нефти, выкипающего выше 500° С, получается газ с содержанием непредельных углеводородов порядка бО - ) [c.115]

Справочник химика 21

Химия и химическая технология