• Что такое фактурная штукатурка
• Выбираем сухие строительные смеси
• Преимущества напряженного железобетона
• Что влияет на выбор кровельного материала
• В чем преимущество пробковых полов

Фиг. 9.

рого проложена система труб для подогрева всей поступающей в подогреватель нефти. Самый подогрев ведется горячим мазутом, который поступает по трубе б непосредственно из последнего куба батареи; благодаря этому достигается большая экономия в топливе. Хорошо устроенные подогреватели нагревают нефть до 110-130°; образующиеся при этом легкие пары отводятся через трубу б в крыше подогревателя к специальному холодильнику. Назначение остальных частей батареи то лее самое, как и при периодической перегонке: дефлегматоры Б, скруббер В, конденсатор Г, холодильник Д и приемно- сортировочное отделение Е. Что лее касается кубов керосиновых батарей, то в отличие от кубов для перегонки до кокса они всегда устраиваются с жаровыми трубами, в которых и происходит сгорание топлива (мазут), подаваемого через форсунки. Горячие газы из леаровой трубы А (фиг. 9) возвращаются по боковым дымоходам Б к передней части куба и наконец через нижний дымоход Б направляются в боров и дымовую трубу.

С момента ввода пара и начала непрерывного питания кубов наступает наиболее ответственный период работы батареи-ее налаживание. В отличие от начального периода работы батареи (до нача.ла питания), когда из всех кубов получались одинаковые дистиллаты, необходимо, чтобы Н. на своем пути от первого до последнего куба батареи успела выделить последовательно все газо-./п-шовые фракции, все керосиновые и часть соляровых. Самый состав дистиллатов из отдельных кубов в этот период постепенно меняется: пройдя по патрубку 2 (фиг. 7) до конца первого куба и заполнив его до высоты выходного отверстия (короткого патрубка 3), Н. успевает отделить часть наиболее легких ногонов. Во второй куб Н. вступает уже несколько утяжеленной; проходя его она успевает отдать еще нек-рое количество легких фракций и т. д. вплоть до последнего куба, из которого вытекает мазут, направляемый, как было указано выше, в подогреватель.Налаживание работы батареи продолжается 10-12 часов, после чего у нее устанав.т1ивается постоянный ход, когда без значительных перебоев каждый куб начинает давать разньш дистиллаты, уд. в. к-рых и вспышки постепенно повышаются, начиная от первого куба к последнему. Из кубов после прохоледепия через водоотделители дистиллаты поступают в приемно-сортиро-вочное отделение. Сортировка дистиллатов производится ио уд. весу, зависящему от характера исходно'го сырья. Внутри здания у стенки, через которую от кубов проходят трубы, распо.ложен ряд железных узких ящиков; дистиллаты по шлангам, свободно надеваемым на концы дистиллатных труб,-поступают сообразно их уд. в. в тот или иной ящик, откуда самотеком направляются в соответствующие приемные резервуары

(чаны). При хорошо налаяенной работе батареи и неизменном сырье уд. в. дистиллатов, ио к-рым каждый час контролируется работа из отдельных кубов.остаются почти неизменными во все время работы батареи-в течение нескольких месяцев. Преимущества такой работы по сравнению с периодич. совершенно очевидны, особенно если принять во внимание, что отдельные кубы батареи на случаи их неисиравности и ремонта могут быт1> легко вык.лючены без остановки работы всей батареи; для этого достаточно у неисправного куба закрыть задвижки 2 и ,2 (фиг. 7) на патрубках и открыть задвижку 1 на питающей трубе. ПроизвОлТительность керосиновых батарей громадна; она достигает 1 200 т нефти в день и больше. Обычный тин их 15--20 кубов, с полезной емкостью в 15 m Н. и больше каждый и с 4-5 оборотами в сутки.

Современная техника зачастую требует для различных целей промелсуточных значительно более узких нефтяных фракций, чем может дать обычная керосиновая батарея. Для их по.лучения прибегают ко вторичной перегонке дистиллатов с керосиновой батареи (газолина) или на перио-дтшеских кубах и.ли иа особых батареях, снабженных мощными ректификационными ко.лоннами. В виду экономии, невыгодности вторичной перегонки (излишняя затрата те-п.ла) в настоящее время стремятся обеспечить хорошей фракционировкой работу самой керосиновой батареи, снабжая ее хорошими ()ракционируюпи1ми колоннами (Бад-жера и других). Крайне интересную и благодарную проблему нефтеперегонного дела составляет возможно полная утилизация тепла, затрачиваемого при перегонке нефти Простейший случай такой утилизации представляет использоваиие тепла горячего мазута из последнего куба К' росиновой батареи для подогрева сырой Н. в подогревателе (см. выше). Значительно бо.лее слолсную в технич. отношении задачу составляет вопрос об утилизапир! скрытой теплоты, выделяемой нефтяными парами при их конденсации во время перегонки. Для этой цели в настоящее время имеется ряд теи.лообменных аппаратов разных фирм и конструкций, широко используемых при рациональной постановке нефтеперегонного дела. В СССР эта т. и. регенеративная система перегонки Н. таклсе нашла себе применение (б. з-д Владикавказской ж. д. в Грозном, Константинов-ский з-д иод Ярослав.лем). Если на керосиновой батарее перегоняется П., к-рая д. б. переработана далее на смазочные масла, то мазут, из последнего куба керосиновой батареи передается сразу на масляную батарею.

Масляные б а т а р е и, подобно керосиновым, м. б. или периодического или непрерывного действия; в главном их устройство также одинаково, за исключением следующих характерных особенностей. 1) Кубы масляных батарей не имеют яаровых труб, их обогрев ведется с возможной осторожностью, чтобы по возможности избежать разложения высокомолекулярных углеводородов нефти; для этого форсунка неско.лько выносится из-под куба, так что обогрев его производится только горячими газами. 2) Ох-

лаждение дистиллатных паров на масляной батарее производится в две стадии: в первую стадию при охлаждении наружным воздухом конденсируются пары неразложив-шихся углеводородов масла; во вторую стадию охлаждается перегретый водяной пар, а также пары продуктов разложения, всегда образующихся при перегонке на масляной батарее вследствие высокой t° и местного перегрева. 3) На масляной батарее щироко применяется вакуум, благодаря чему уменьшается разложение ири перегонке и достигается известная экономия топлива, так как является возмолсным понизить темп-ру нагревания. Две последние особенности масляной батареи теснейшим образом между собою увязаны, а именно: на керосиновой оатарее отходят фракции с обычно пе выше 300°; для отгона же высококипящих углеводородов, образующих смазочные масла, темп-ру в последних кубах масляной батареи приходится поднимать уже почти до 400°, когда наступает частичное раз.ложение отдельных компонентов масел. Летучие продукты этого раз.ложеиия являются вредной примесью неразложившегося масла, понижая его качество (вязкость, вспышку и т. д.), но т. к. примеси эти труднее конденсируются, чем само масло, то открывается возмол-сность их разделения: для этого поверхность воздушного охлаждения рассчитывается на конденсацию неразлолившихся масляных паров. Обычно д.ля этого служат три ш.лемо-вых трубы при калсдом кубе, в 40-50 см поперечного сечения, откуда конденсат направляется д.ля дальнейшего охлалсдения в воздушный или водяной холодильник и далее в приемно-сортировочное отделение. Последнее устроено так же, как при керосиновых батареях. Свободно пройдя трубы воздушного охлаждения и примыкающие к ним деф.легматоры, пары воды и продуктов разложения направляются к водяному эксгаустеру. Этот последний представ.ляет собою в простейшем виде ци.линдрич. сосуд 0 75 см и 90 см высоты, в к-рый навстречу парам воды и продуктов разложения вбрызгивается хслодная вода. Все пары при этом энергично сгущаются, вследствие чего в перегонном кубе получается нек-рое небольшое разрежение; сгустивиптеся пары уносятся вместе с холодной водой через гидрав.лич. затвор в канаву и .ловушку. Для выравнивания давления во всех кубах к кал:дому эксгаустеру приделаипатрубок, соединенный с трубой, общей д.ля всех эксгаустеров, из к-рой поступающие в нее газы (воздух, газообразные продукты разлол:ения) непрерывно выкачиваются тем или иным специа.ль-ным приспособлением (пароструйный аппарат Кертинга, воздушные насосы различных конструкций). Разрелсение, даваемое самим эксгаустером, невелико; оно не превышает 50 мм водяного столба и не оказьгеает существенного влияния на понилсение Г„ . масел. В целях воэмолсиого уменьпюния раз-.лолсения масел при перегонке на новейших установках стремятся работать при возможно низком давлении. Таков напр. процесс Шульце с применением bslKyyuq. в 3-5 мм ртутного столба, достигаемого при помощи соответствующих вакуум-насосов, и другие

установки с не столь глубоким разрежением. Громадное значение в технике и экономике перегонки Н. имеет применение перегретого пара как фактора, понижающего парциальную упругость паров нефтепродуктов и тем облегчающего их перегонку. Пар вводится в кубы посредством паропроводных труб располагаемых в нижней части куба. По всей их длине они снабжены мелкими отверстиями, через которые тонкие струйки пара направляются вверх, способствуя пер)еме-шиванию перегоняемой Н. во избежание ее пригорания к стенкам куба. Расход пара в зависимости от характера дистиллатов чрезвычайно различен. В первых кубах керосиновой батареи, дающих газолин, пара ра-сходу^ется около 5% по весу от дпсти.ллата; в средних керосиновых кубах расход пара повышается до 15-20%, а в последних кубах-до 25-35%. В среднем расход пара па керосиновой батарее составляет 25 % от веса дистиллатов. На масляной же батарее расход пара значительно больше, а именно от 50-75% на первых кубах до 150-200% на последних.

Кубовые батареи несмотря на высокую эффективность их работы имеют целый ряд серьезных недостатков. Прелсде всего они, вмещая единовременно до 20-25% суточной переработки батареи, чрезвычайно громоздкие сооружения. Работа па них требует, далее, затраты значительных ко.личеств топ.лива на длительный обогрев громадных количеств нефти, медленно проходящей через батарею. Это д.лительное нагревание И. до 300-400° невыгодно еще в одном отношении: оно вызывает частичное разложение углеводородов нефти, значительно повышающее выход па малоценные остатки от перегонки Н. (гудрон). Все эти недостатки устранены в новейших нефтеперегонных установках- трубчатых батареях, или трубчатках, получающих за последнее время все более и более гпирокое распространение в нефтепромышленном деле. Наиболее существенными частями всякой трубчатки являются: 1) трубчатая печь для обогрева быстро проходящей по ее трубам П. и 2) ректификационная колонна (одна или несколько), в которой происходит разделение раз.личных нефтепродуктов, к-рые образуются ири перегонке. Трубчатая печь представляет собою систему горизонтально расноло-лсенных разделенных на секщш и соединенных между собою труб, по к-р)ым нескелько подогретая предварительно (до 100-05°) Н. двилсется в направлении снизу вверх па-встречу опускающимся топочным газам. В новейшем типе трубчатой печи Фостера, наиболее распространенном в США, общая длина всех труб нагревателя достигает 710 м при внутреннем диаметре 8,9 см. Время пребывания в ней П. пе превышает 19 мин., так что скорость прохода в пек-рых частях нагревателя более 1 mjck.. За указанное время t° Н. успевает подняться почти до 400°, и с этой i° П. поступает в пилснюю эвапора-ционную часть ректификационной колонны. В печи особо заложен также пароперегреватель в виде 20 труб длиною каждая Ъ,Ъ м и диам. 5 см. В одном из новейших типов трубчатой установки Фостер-Уи.лера ректи-

фикационная колонна представляет собою цилиндр 22,6 м высоты и 0 1,98 м, к нижнему концу которого приклепан другой цилиндр 1,98 ж высоты и 0 0,S4 м. В нижний цилиндр стекает остаток от перегонки, обрабатываемый здесь открытым перегретым паром; уровень этого остатка поддерживается особым аппаратом (контролер Фишера), избыток же его отводится в трубчатого типа подогреватель свежей нефти. Верхний большой цилиндр, собственно ректификационная ко-лонна, содержит 34 колпач-ковых тарелки. Шесть из них расположены в ншкней эвапорационной части колонны ниже ввода нефти, подаваемой насосом из трубчатой нечи. Остальные 28 тарелок расположены выше ввода Н. в колонну и разделены на несколько секций соответственно получаемым дистиллатам. Наиболее легкая часть нефти-пары газолина-вместе со всем водяным паром поднимаются до самого верха колонны, проходят отсюда в народи-стиллатный трубчатый подогреватель, состоящий из концентрически р;з!лщоложеиных труб; по межтрубпому пространству проходят пары, здесь же они ко1щеисируются; по впутренним трубам идет холодная нефть, получающая здесь первый подогрев (перед ее поступлением в трубчатую печь) за счет скрытой теплоты конденсации указанных паров. Сконденсировавшиеся пары газолина и воды направляются далее в охлаждаемые водою холодильники и затем на промывку. Что касается других фракций, получаемых с КО.ЧОННЫ, а именно керосина, газ-ойля и т. н. парафиновых дистп.л.чатов, криста.ч-.лизующихся и некристаллизующихся, то они отводятся из колонны в виде конденсатов с особо устроенных промежуточных тарелок, расположеиньгх на различной высоте. Емкость описанной трубчатки 440 m сырой нефти; ее размеры определяются размерами трубчатой печи (.5,5x5,9x6,8 м), колонны и других приспособлений (холодильников, подогревате.лей и проч.), составляю-1ЦИХ принадлежность также и кубовых батарей. Расход пара здесь составляет лишь 6% от переработанной нефти; расход топлива 2,5%. Через каждые 75 дней установка останавливается для чистки и ремонта примерно на 2 дня.

Очистка сырых нефтепродуктов, получаемых в результате перегонки Н., для большинства дистил.латов слагается из двух последующих операций: 1) обработки серной к-той-к и с л о т н а я о ч и с т-к а и 2) обработки ще.лочью-щ елочная очистка. Заводская очистка керосина совершается в двух расположенных на открытом воздухе, одна вьште другой, мешалках, представляющих собою железные резервуары с конич. дном и спускным краном, емкостью до 300 т каждая (см. Ееро-енн, фиг.). Кислотные мешалки. Для предохранения их стенок от действия кислоты, обкладываются изнутри .листовым свинцом. В кислотную мешалку подают сначала керосиновый днстил.лат, а затем для подсушки его примерно ч. потребной серной кислоты, к-рые перемешиваются в течение получаса посредством сильной струи воздуха. После отстаивания кислотный слой Спускают, по-

дают свежую к-ту (остальные /д) и вновь перемешивают смесь IVa и. Отстоявшийся кислотный слой (кислый гудрон) спускают в гудронные ящики, дистиллат же, очищенный кислотой, переводят в щелочную мешалку для обработки его водным раствором едкого натра. После перемешивания и после осаладения щелочного раствора, последний спускают в резервуары для щелочного отброса; он идет далее на нолучение мылонафта и нафтеновых кислот, верхний же, керосиновый слой перекачивается иа 2-3 дня в отстойные резервуары. Способ перемешивания воздухом, весьма удобный для очистки керосина, совершенно не применим для очистки газо.лина, так как в этом последнем случае потери от улетучивания становятся слишком значительны. Во избежание этих потерь при очистке газолина применяются либо механичесхсое перемешивание, либо большие центробелгные насосы, перекачивающие непрерывно жидкость пз конца конуса мешалки в верхнюю ее часть. Во всех этих случаях действие мешалки-периодическое. Совеременная техника кислотной очистки все более и более стремится однако и здесь перейти на принцип непрерывной работы. Для непрерывной очистки легких нефтепродуктов молено пользоваться например системой последовательно соединенных мелсду собой цилиндров, частью пустых для отстаивания, частью наполненных реагентами примерно на одну треть их емкости. Очищаемый нефтепродукт вводится Е цилиндры в нижней их части, разбивается здесь при помощи особых приспособлений (перегородки с мелкими отверстиями, небольшие вспомогательные насосы и т. п.) на мелкие пузырьки, проходит через реагент (серную к-ту, едкий натр и др.), через выводную трубу в верхней части цилиндра переходит в нижнюю часть следующего цилиндра ИТ. д. Скорость движения нефтепродуктов д. б. невелика, особенно в отстойных цилиндрах (не больше 0,3 mLhuh.). Продоллштельность соприкосновения нефтепродукта с реагентами в зависимости от его удельного веса и других качеств, колеблется от 18 до 36 минут; продолжительность нахождения в отстойных цилиндрах-от 18 минут до 1 часа. Смена отработанных реагентов происходит путем включения запасных цилиндров или иными способами, обеспечивающими непрерывность работы установки.

Для очистки нек-рых легких нефтепродуктов иногда недостаточно применения лишь серной кислоты и едкого натра. Таков например бензин-крекинг (см.); таковы же бензины, богатые сернистыми соединениями. В этих последних случаях кроме, а иногда вместо, серной кислоты применяются и другие реагенты, как то: щелочной раствор окиси свинца (п.лумбит), раствор гипохлорита (хлорноватисто-натриевой соли) и др., при помощи которых удаление сернистых соединений достигается легче и полнее. Способы применения этих реагентов те же, как серной к-ты и щелочи. Наконец еще рен^е для очистки легких нефтепродуктов, например керосина, применяются твердые адсорбенты (флоридин и др.), после чего керосин совершенно теряет свой специфический неприят-

475

НЕФТИ

ный запах; фильтрация нефтепродукта происходит в высоких колоннах (фильтрах), наполненных адсорбентом.

Основные онерации очистки масляных дистиллатов для получения смазочных и других масел те же самые, что при очистке керосинового дистиллата - обработка серной кислотой и щелочью. Однако в этих случаях очистка более длительна, требует подогрева и последующей промывки чистой водой (паровой). Она производится поэтому уже не под открытым небом, как очистка керосина, а в специальных помещениях масло-очистительных отделений в меша;пшх, рас-пололсенных террасообразно и снабженных змеевиками д.ля ввода пара. Для очистки напр. машинного дистиллата его сначала обезвоживают, нагревая закрытым паром до 60-80°. Вода, содерлсащаяся в дистил-лате, отстаивается и спускается, после чего дистиллат перекачивают в самую верхнюю, кислотную, мешалку. Дав дистпллату несколько остыть (до 40°), прибавляют V2% (от обрабатываемого продукта) серной к-ты, перемешивают струей воздуха в течение часа, дают к-те отстояться и спускают ее. Затем добав.ляют 2-21/2% к-ты и перемешивают 2-3 часа. Для ускорения последу-юихего процесса отстаивания образовавшегося кислого гудрона в конце предыдущей операции прибавляют - 5% конденсированной воды, останав.ливают приток воздуха, к-рым производп.лось перемешивание, дают осесть кислому гудрону (6-8 часов) и спускают его. Кислое масло переводится затем самотеком в натровую мешалку и нейтрализуется здесь слабым раствором едкого нат1:а (примерно 3% NaOH) до ясной реакции на фенолфталеиновую бумажку. Нри этом образуется эмульсия, для разделения к-рой в нее nj опускают открытый или закрытый пар, так что смесь снова нагревается примерно до 80°. Теперь масло легко отслаивается, щелочной раствор оседает на дно и спускается из мешалки. После щелочной промывки масло всегда содержит в растворе некоторое количество нафтеновых мыл, которые удаляют двух- пли трехкратной промывкой масла паровой водой в новых мешалках с обогревом для ускорения отслаивания. Остается последняя операция- просушка масла: его спускают в сушильные чаны и продувают воздухом, который уносит последние следы влаги. Хотя описанный метод и является тшичным для очистки масляных дистиллатов, тем не менее в некоторых отдельных случаях здесь допускаются существенные отклонения. Так например, при очистке того же масляного дистиллата для получения т. наз. paraffinum liquidum, вместо обыкновенной серной кислоты, употребляется дымящая в количестве до 50% от веса дистиллата; это количество разделяется на 10-12 отдельных, последовательно вводимых порций. За кислотной очисткой и в данном случае следует щелочная, затем обработка отбеливающей землей (флоридин и друг.) для полного обесцвечивания продукта и наконец фильтрация через плотную ткань для отделения мельчайших частиц порошка, оставшегося в масле во взвешенном состоянии. Очистка

других масляных Дистиллатов по своей сложности и количеству применяемой серной кислоты занимает место между описанными случаями. Необходимо отметить однако, что кроме очистки дистиллатов в современной технике получения смазочных масел, особенно масел высокой вязкостл! (цилиндровые и т. п.), широко применяется также очистка масляного полугудрона, т.е. остатков, получаемых после отгонки легких масел, взятых из какого-либо среднего куба масляной батареи. Так получаются например наши бакинские виско-зины и эмбинские напора (см. Масла смазочные). Соответствующие масляные остатки (полугудроны) очищаются известным количеством серной кислоты, затем после тщательного отделения кислого гудрона без нейтрализации подвергаются обработке перегретым паром (для освобождения от следов серной к-ты) и наконец концентрируются до нужной темп-ры вспышки. Особенно хорошо разработана очистка (правильнее- переработка) полугудроновых масел, т. н. брайтстоков.

Исходным сырьем для получения брайтстоков служат Н. мало смолистые, с парафиновым основанием, особенно пенсильванские. От них отгоняют все легкие части, включая легкие парафинистые дистиллаты и получают так называемый cylinder stok как остаток с последнего куба масляной батареи или как продукт, получаемый из эвапоратора при перегонке на трубчатке. Этот остаток подвергают прежде всего однократной кислотной очистке, после чего для окончательного удаления смол приводят егО' во взаимодействие с отбеливающей зелт.лей. Эта последняя операция производится в несколько приемов, а именно: 1) тщательное перемешивание масла с адсорбентом (флоридин и т. п.); 2) нагревание смеси, производимое в трубчатой печи, до 190-250°; 3) перемешивание нагретой смеси при помощи острого пара; 4) прибавление к смеси бензина для облегчения последующего фильтрования и 5) фильтрование на фильтр-прессах. В результате перечисленных операций масло резко меняет свой цвет, но сохраняет, вследствие присутствия парафина, высокую заст.- ДлЯ ОСВОбОЖДеНИЯ ОТ

парафина масло снова смешивается с бензином; подвергается затем кристаллизации при низких темп-рах (25-30°) и поступает на центрифуги Шарплеса для отделения от парафина. Для получения брайтстока необходимо далее отогнать от масла бензин и сконцентрировать остаток до требуемой вязкости или вспышки.

Основными массовыми продуктами переработки нефти являются: бензин (см.), керосин (см.), масла смазочные (см.) и мазут (см.) топливный и смазочный. Сюда надо присоединить также некоторые специальные-продукты, вырабатываемые нефтяной промышленностью в значительно меньшем количестве, таковы напр. нафтеновые кислоты (см.), вазелин (см.), парафин (см.) и др. При выработке этой продукции получается небольшое количество продуктов сравнительно малоценных; таковы напр.: гудрон масляный, гудрон кислый, отчасти нек-рые-

малоценные дистиллаты, напр. соляровый и т. п. Нефтяная промышленность старается по возможности утилизировать и эти продукты, хотя бы как топливо. Так например, из гудрона и солярового дистиллата готовят смесь, удовлетворяюгцую норме на топливный мазут, и т. п. Однако в этой области утилизации отбросов сделано пока еш,е очень немного, и ири современных масштабах нефтяной промышленности вопросы утилизации их представляют собой обширное и благодарное поле для исследовательской работы.

Лит.: г у р в и ч л. г., Научные основы переработки нефти, 2 изд., М.-л., 1925; Белл А. В., Америк, методы переработки нефти, перевод с англ., М.-Л., 1925; С т р и ж о в И. Н., Америк, нефтеперегонные заводы, М.-Д., 1929; Справочник по нефтяному делу, ч. 1-3, Москва, 1925; Журналы: НХ и АзНХ ; Д о б р я н с к и й А. Ф., Анализ пефтяны.ч продуктов, М.-Д., 1925; G г о S S R., А Handbook of Petroleum, Asphalt a. Natural Gas, 2 ed., Cansas City, 1928; Brooks B. Т., Chemistry of the Non-Benzcnoid Hydrocarbons, a. Their Simple Derivatives, New York, 1922; A s с h a n O., Naphtenverbindungen, Terpene u. Campherarten, В., 1929; Day D. Т., Handbook of the Petroleum Industry, v. 1-2, N. Y., 1922; E n g 1 e r C. u. H б f e r H., Das Erdol, seine Physik, Chemie, Geologie, Technologie u. sein Wirtschaftsbetrieb, B. 3, Lpz., 1911. C. Наметкин.

Геология Н. Нроисхождение Н. точно не установлено. По этому вопросу существует много различных теорий, к-рые можно разделить на две основные группы: теории пе-органич. происхолодення и теории органич. происхоледения. Среди теорий первой группы известностью пользуется теория Менделеева, объясняющая нроисхолэдение углеводородов, входящих в состав П., взаимодействием в недрах земли водяных паров и карбидов металлов. В последнее время большинство исследователей сходится на том, что исходным материалом для образования Н., равно как и ее спутника-горючего углеводородного газа-явились остатки растительной и леивотной жизни минувших гео.ло-гич. эпох. В пользу теории органич. происхождения говорит кроме других аргументов совместное нахождение в осадочных породах нефти и ископаемых флоры и фауны. Молгао думать, что организмы, погребенные в морях под более молодыми отложениями, изолированные от влияния воздуха и защп-щенные от обычных процессов гниения солеными морскими водами, подвергались медленному разложению, в результате к-рого получи.тась П. Этому процессу образования Н. из растительных и животных организмов могли способствовать, по одному взгляду, высокие t° и давления, имевшие место в зонах образования П., ио другому мнению,- действие бактерий и связанные с ностедним химич. реакции (биохимии, теория). Однако не весь органич. материал, погребенный в осадочных породах, превращается в П., и не везде эти породы могут заключать в себе залежи Н.

Для образования Н. и нефтяных залежей требуются прежде всего определенные условия отложения органич. и минерального материала, т. е. определенные ф а ц и а л ь-н ы е условия. И. образуется гл. образом в областях мелководных морей или же в областях лагун и заливов, где погребение органич. материала иод последовательными слоями более молодых осадков происходит бы-

стрее, чем в открытом и глубокол! море. Илистые массы, заключающие в себе органич. вещество, под воздействием высоких давлений уплотняются и переходят в мало пористые породы-глины и глинистые сланцы, Н. же благодаря сильному сокращению вмещающего ее пористого пространства вынуждена перемещаться в породы с более постоянной и устойчивой емкостью, каковыми являются пески, песчаники, известняки. Для удерл^:а-ния И. в том или другом пористом пласте необходимо, чтобы пласт обладал надежной ненроницаемой покрышкой, иначе Н. молсет перемещаться дальше. В горизонтально залегающих или мало дислоцированных пластах Н. обычно распределяется на значительной площади, не образуя заметных скоплений. Если же нефтеносные пласты образуют складки, крылья к-рых обладают известными наклонами, то в таких случаях создаются условия, способствующие пере.лге-щению Н. в пределах пласта в определенных направлениях и ее концентрации .Н.в силу меньшего уд. в (по сравнению с уд. в. сопровождающей ее воды) стремится занять доступную ей возможно более поднятую часть пласта, оставляя для воды пониженные моста. Чем меньше площадь поднятия и чем обширнее окружающее ее понижение, те.м при прочих равных уловиях более сконцентрированная, более насыщенная нефтью может быть залелсь. Тектоническими, или структурными , формами, благоприятными для образования промышленных залежей П.,являются купола, антиклинальные и моноклинальные складки. В таких структурах Н. обычно залегает в наибо.тее поднятых сводовых частях.

Часто нефтяные месторонсдения отмечены поверхностными нефтепроявл е-н и я м и, по к-рым можно судить о присутствии в недрах нефтяной залежи. Для образования поверхностных признаков нефтеносности д. б. налицо необходимые для этого условия, т. е.ИЛИ д. б. обналъены вскрытые денудацией нефтеносные пласты, пз головной части к-рых Н. могла бы выступать на поверхность, или доллсеи проходить сброс, к-рый на глубине рассекает нефтеносные пласты и дает возмолсность Н. подняться по сбросовой трещине, или же в залежи д. б. настолько сильное давление, чтобы могла быть прорвана лежащая над нею толща пород. В этом случае из залеллг истекают струи газа, к-рые могут увлекать с собою Н. и при подходящих условиях воду п глинистую грязь, если только вода и глина залегают выше га-зо-нефтеноспого пласта. При изл:иянии глинистых масс на поверхности образуется конус т наз. грязевого вулкана (грязевой сойки или сальзы). Если Н. выходит на поверхность без воды, она обычно или сгущается и превращается в густую гудронооб-разную массу и.ти, пропитывая окружающие пески, образует к и р ы. Когда Н. выходит на поверхность вместе с водою, то она обычно сохраняет б. или м. лшдкий характер, плавая на поверхности воды или в виде слоя или в виде ирризирующих пленок. Чтобы установить, действительно ли данные пески пропитаны или только окрашены П., производится экстрагирование битума раствори-

телями (бензином, бензолом, хлороформом). В случае присутствия битума растворитель окрашивается в чайно-желтый или темно-бурый цвет. Иногда пленки, плавающие на поверхности воды, ошибочно принимают за нефтяные, тогда как они м. б. окислами железа. Чтобы установить происхождение такой пленки, достаточно разбить ее на части. Нефтяная пленка распадается при этом на округлые маслянистые иятна, железистая же пленка расколется на полигональные куски с резко очерченными краями. Не всегда горючий газ является углеводородньш и связанным с нефтью. Чтобы отделить углеводородный газ от таклсе горючего сероводорода, нужно испытуемый газ пропустить через раствор уксуснокислого свинца, который поглотит HjS; если прошедший через раствор газ сохранит свои горючие свойства, то это будет говорить за то, что данный газ-угле-водородньп!. Не всегда нефтяное месторождение обладает поверхностными нефтепро-явлениями. Нефтяное месторождение, даже очень богатое, если только его площадь пе подверглась в достаточной степени воздействию денудационных процессов, может совершенно не иметь выходов Н.

Нефтесодержащими породами,т. е. нефтяными резервуарами и коллекторами, являются главн. обр. пески, песчаники и известняки. Величрша пористости этих пород, и в зависимости от этого их нефтеем-кость, изменяется как д.ля отдельных пород, так и для одной и той же породы в горизон-та.льном и вертика.льном нанравлениях.Средняя пористость нефтеносных песков заключается в пределах 10-25%, максимальная же доходит до 40-50%. Нефтяные залелси встречаются в осадочных слоях самого разнообразного возраста: от силурийских до третичных. Что касается географич. распределения нефтяных месторождений, то хотя признаки Н. имеются и в очень многих местах, промышленные залежи Н. встречаются в сравнительно немногих районах.

Первое место по добыче Н.занимают США. В Канаде, хотя бурение на Н. началось уже давно, добыча Н.не достигла значительных размеров. Промышленным районом с регулярной добычей яв.ляется Онтарио, где наибо.льшее количество промьпл.ленной Н. бьшо получено из известняков Onondaga (девон). На Аляске П. обнаружена также в весьма ограниченных ко.личествах. Очень богатым оказалось поберелсье Мексиканского залива, где нефть за.легает в меловых известняках Tamasopa и в отлол-сениях олигоцена; промыш.ленные залежи приурочены к антиклинальным складкам и куполам. В США можно выделить следующие нефтеносные районы: Аипалачский, Лима-Индиана, Иллинойс, Мид-Коптинент, побережье Мексиканского залива (Тексас, Луизиана), Скалистые горы и Калифорния. Нефтеносные отлолсения относятся к различным возрастам от нижнего силура до верхнетретичного, но большая часть промышленной нефти поступает из каменноугольных, меловых и третичных слоев. В Кентукки и нек-рых других штатах промышленное значение имеют девонские отлолсения, в Лима-Индиана- ордовичские слои нижнего силура (Trenton

rock), в Аппалачском районе и Среднем Континенте - каменноугольные песчаники, на побережьи Мексиканского залива и в Калифорнии-меловые и третичные пески. Месторождения США приурочены к весьма различным структурным формам-от мало заметных ондуляций Аппалачского района до отчетливо выраженных куполов и антиклиналей с круто падающими крыльями побережий Мексиканского залива и Тихого океана. В Ю. Америке повидимому существуют большие возможности широкого развития нефтепромышленности. В последнее время здесь сильно выдвинулась Венесуела, заняв в мировой добыче второе место; Н. залегает здесь в меловых отложениях. Кроме Вене- . суе.лы в промышленных количествах П. получается в Колумбии, Перу, Аргентине и Экуадоре.

В З.Европе в наиболее значительных количествах Н. добывается в Румынии и Польше (Галиция), сравнительно немного Н. дают Германия, Франция, Чехо-Словакия и Италия. В. Европа гораздо богаче Н.; месторождения Кавказа поставили СССР в мировой добыче на третье место. В Румынии Н. залегает в эоцене и миоцеце; структура нефтяных месторождений очень сложна. В Галиции (Польша) наиболее продуктивные площади сосредоточены в ее восточной части; Н. залегает в третичных и меловых отложениях. В Германии ведется разработка нефтяных залежей, относящихся по возрасту к верхней юре. В Эльзасе (Франция) Н. залегает гл. обр. в отложениях третичного и отчасти мезозойского возраста. Нефтяные залежи месторождений Ита.лии приурочены к третичным отложениям.

В СССР главная добыча П. сосредоточена на площадях Кавказских месторояодений: Бакинских, Грозненских и Кубано-Черно-морских, из к-рых исключительными по богатству являются районы Бакинский и Грозненский. В Бакинском районе добыча нефти ведется на площадях: Балаханской, Сабунчинской, Раманинской, Сураханской, на Биби-Эйбате, в Бинагадах, в Шубанах, в Нута и на о-ве Артема. Основные залежи приурочены к т. н. продуктивной свите плиоцена. Тектоника бакинских месторождений представленапреимущественно антиклинальными складками. Благоприятные результаты получены при разведочном бурении в Нефтечала (близ устья р. Куры) и на Кара-чухуре (близ Сураханов). В Грозненском районе разрабатываются три площади: Старо - Грозненская, Ново - Грозненская и Вознесенская. Н. залегает в спанио-донтелловых и в чокракско-спириалисовых слоях (миоцен). Строение промысловых площадей---антиклинальное. Удачные результаты были получены при разведке около г. Молгабек и на землях сел. Бековичи на Терском хребте. В Кубано-Черноморском районе промышленная добыча велась на многих площадях: Нефтяно-Ширванской (Майкопской), Калужской, Ильско-Холм-ской, Крымско-Кудакинской. Более богатой оказалась майкопская рукавообразная залежь легкой П., к-рую в последнее время удалось проследить на большом протяжении. Н. этого района залегает в майкопских слоях

верхнего олигоцена. Кроме основных нефтедобывающих районов Еврои. части СССР следующие районы являются пока еще только разведочными районами: Керчь (третичные отложения), Тамань (третичные отложения), Ухта (девон), Приволжский район {пермские отложения). Уральский район, Чусовские Городки (пермо-карбои), Кахе-тия и Гурия (третичные отложения). Из разведочных районов подают большие надежды Уральский район, охватывающий обширную площадь на западном склоне Урала, и Ширакская степь в Кахетии.

В Азии добыча П. производится в Азиат, части СССР, Персии, Ост-Индии. Брит. Индии, Брит. Борнео (Саравак), Японии. Ираке (Месопотамия). В Азиат, части СССР добыча П. имеет место в Урало-Эмбенском районе (Казакстан), в Ферганском районе (Узбекистан), в Туркменистане и на о. Сахалине. Районом разведочного характера пока является Камчатка. И. везде залегает в третичных отложениях, за исключением Урало-Эмбенского района, где она залегает в юр-ских слоях. Нефтеносные площади последнего района связаны с соляными куполами. В Урал о-Э м б е н с к о м районе добыча Н. имеет место на площадях: Доссор, Макот, Новобогатинск. Месторождений недостаточно разведанных имеется око.ло 70, из них благоприятные показатели получены на Джаманагаче. В Ферганском районе промышленная разработка ведется на площади Чимион, Сель-Рохо (Санто). Недавно очень удачные результаты были получены при бурении в Шур-Су. В Турхшенистане производится добыча в небольших размерах на о. Челекене и на Нефтяной горе. Разведочное бурение намечено иа ближайшее время в Чигишлярском районе, где есть ряд подающих наделадынефтепроявлений. На о. Сахалине обнаружено несколько нефтеносных площадей: Оха, Эхаби, Пильтун, Нутово, Боатасин, Катангли и др. Разработка в промышленном масштабе ведется пока лишь на одной площади-Охинскои, где одновременно работают японские концессионеры и государственный трест. Персия занимает в мировой добыче четвертое место, следующее за СССР. Нефтяные месторождения расположены на южном и западных склонах Персидского илато; нефть залегает в миоцене. В Ост-Индии месторождения Н. находятся на о-вах Борнео, Суматра, Ява. Нефтеносные горизонты залегают в третичных слоях. В Брит. Индии главным промышленным районом являются Бирма и Ассам. Н. залегает в антиклиналях и куполах, сложенных серией Негу (миопей и олигоцен). Главные нефтяные районы Японии находятся в провинциях Ечиго, Шинано, Акита, Тотомц, Хоккайдо и на о. Формозе. Н. в Японии связана везде с третичными отложениями и залегает в антиклинальных складках; 90%всей , досычи Японии дают Ечиго и Акита. В Месопотамии (Ирак) нефтяные месторождения находятся по нижнему течению pp. Тигра нЕвфратав вилайетах Мосул, Багдад и Басра. Н. залегает в миоценовых от.то;кениях. Африка по добыче нефти занимает очень скромноеместо. В настоящее время нек-рое количество Н. дает Египет на площадях,

г. Э. т. XIV.

расположенных вдоль Красного моря, и кроме того немного Н. дают Алншр, Чунис и Марокко. Н. египетских месторождений залегает в миоцене, а также и в мезозойских отложениях.

Австралия и Ново-Зеландия подают сравнительно немного надежд на развитие нефтедобычи. Острова Тихого океана, сложенные вулканическими породами или корал.то-выми известняками, находятся в условиях, мало благоприятных для образования нефтяных залежей.

В табл. 1 приведены цифры запасов Н. для отдельных стран и районов, но данным геологии, учреждения США, опубликованным в 1920 г. Новых более современных дан-пых по всем странам мира пока нет.

Табл. 1. - Запасы нефти п отдельных с т р а н а X и р я й о и а х.

Страна или р а й о п

Относ. Запас значе-! Н. и млн. ннс ! баррелей

США и Аляска.........I 1,00*

Канада............. 0,14

Мексика............. 0,65

Сев. часть Ю. Америки (вклю-

чая Перу)............i 0,82

Юш. часть 10. Америки (вклю- 1

чая Боливию)..........; 0,51

Алжир и Египет........I 0,13

Персия и Месопотамия..... 0,83

Ю.-в. часть СССР, с.-з. Сибирь

и Кавказ.............i 0,83

Румыния, Галиция и 3. Европа i 0,16

Сев. часть СССР и Сахалин . . ; 0,13

Япония и Формоза....... 0,18

Китай..............: 0,20

Индия..............! 0.14

Вост. Индии........... 0,43

Всего.....1 6,15

7 ООО 995

4 525

5 730

3 550 925 5 820

5 830 1 135

925 1 235 1 375

995 3 015

43 056

Запасы США и Аляски приняты за единицу.

Кроме того к данному подсчету д. б. прибавлены ио странам, не вошедшим в приведенный список, около 20 билл. баррелей.

Разведка. Для оиределения нефтяного притока и для выяснения промышленного значения нефти необходимо нефтеносный иласт вскрыть буровой скважиной. Вопрос о том, где д. б. заложена такая скважина, решается путем предварительного геологич. исследования данной площади при помощи разведочных работ. Разведочные работы необходимы тогда, когда нет достаточного количества обнажений коренных пород, по к-ры.м можно было бы составить разрез отлолсепий, принимающих участие в строении месторождения, и выяснить тектонику последнего. Если покров наносов сравнительно невелик, задача вскрытия коренных пород м. б. разрешена неглубокой разведкой, которая заключается в Производстве расчисток обна-ясений коренных пород, в проведении канав, шурфов или скважин (ручным способом). Когда наносы невелики и падение слоев крутое (свыше 50°), проводят канавы; при пологом падеиии-шурфы; при более значительных наносах-неглубокие сквал^ины. Расстояние между шурфами выбирается в зависимости от того, требуется ли получить непрерывный разрез или разрез приблюкен-ный-прерывный. Определять элементы ис-;

тинного залегания в шурфах очень удобно путем графич. построения при помоши диаграммы Смита. При разведке неглубоким бурением часто приходится определять эле-дюнты залегания по трем сквазкинам. Для этого можно пользоваться графич. построением и пропорциональным делением (способ, ]гредложенный В. Н. Вебером). При значительных наносах приходится прибегать к более глубокому, так наз. структурному бурению. Бурение в особенности дает хорошие результаты, когда в проходимых породах будут встречаться хорошо отграничиваемые (ориентировочные)горизонты, по к-рым можно сравнивать между собою отдельные разрезы. В резу.льтате разведочных работ по материалам, даваемым шурфами и скважинами, можно составить разрез отложений даннох! илощади и гсологич. карту.

При очень мошных наносах или при отсутствии в вскрываемых отложениях ориентировочных горизонтов применяют г е о-физ ическ не методы разведки, которые дают возможность по различию некоторых физических свойств горных пород устанавливать тектонику исследуемой площади. Гравиметрический метод разведки имеет своей непосредственной задачей, определение изменений в нормальном распределении силы тяжести, к-рые производит тело, имеющее плотность, отличную от п.лот-иости окрулсающей среды. Для исследования гравитационного поля пользуются крутильными весами Этвеша или т. наз. гравитационным вариометром (см. Гравиметрия). Путем соединения на карте точек с одинаковым градиентом силы тяжести получается карта изогам. Такая карта прп надлежащей гео--логич. интерпретации позволяет определить формы и условия залегания пород, отличающихся от других своим уд. весом. Напр. гравитационный вариометр может установить присутствие куполов и антиклиналей, если ядра складок и куполов сложены более плотными породами. Магнитометрический метод основан на различии содержания в горных породах парамагнитных минералов. При этом методе определяются магнитными вариометрами горизонтальные и вертикальные составляющие земного магнетизма в различных точках площади, а также углы склонения и нак.лонения. Применение данного метода оказалось удачным при открытии со-.ляных штоков, так как соль диамагнитна, а окружающие шток породы в большей или меньшей степени парамагнитны. Сейсмометрический метод основан на различной упругости горных пород и на обусловливаемых ею раз.личных скоростях упругих волн. При исследованиях этого рода сейсмнч. ВО.ЛНЫ создаются искусственными взрывами, и BpeMii их распространения регистрируется сейсмографом. Из электрометрических методов один основан на определении разности потенциалов в раз.личных точках, поля и построепии затем изопотенциальных линий, другие лее-на раз.личной электропроводности горных пород. Радиометрический способ, основанный па различии радиоактивности горных пород, в нефтяной практике пока еще не по.лучил применения.

Когда закончено геологич. картирование месторождения, сопроволсдавшееся разведочными работами или геофизяч. исследованиями и.ли теми и другими вместе, мол-сно, зная тектонику п.лощади, выбрать наиболее подходящее место для закладки глубокой разведочной сквалсины. Таким местом естественно является наиболее поднятая часть структуры, например сводовая часть анти-клиналиЛГли купола. При асимметричных ан-тиклина.льных складках скваллгну следует закладывать не на своде, а отступя от него, вниз по падению пологого крыла. При разведке месторождения глубоким бурением следует зак.ладьшать не одну, а несколько скважин, которые контролирова.ли бы друг друга и освеща.ли бы различные части разведываемой площади. В этих случаях сква-лсины рационально распслагать или одним или несколькими рядами, в зависимости от структуры проводимыми вкрест простирания слоев. Для глубокого бурения применяется гл.обр. вращательное бурение колонковым буром. Разведочное бурение для своего успешного выполнения требует постоянного геологич. наблюдения и руководства, иначе оно может не оправдать своего назначения. Разведка месторождения продолжается и во время эксплоатационного периода. По материа.лам, даваемым эксплоатаци-онным бурением, можно составлять структурные карты тектонич. рельефа отдельных горизонтов, которые позволяют по мере разработки все более уточнять представление о тектонике месторождения, о контуре площади, о верхней границе краевой воды и т. д. Кроме того в течение периода разработки геолог доллген составить эксплоатационные кривые, по к-рым можно следить за правильностью принятых расстояний между сква-лсинами, т. е. за правильностью разработки данной площади, и вести учет запасов Н., остающихся в недрах месторождения.

Лит.: Голубятни ков Д. и др., Нефть и озокерит, Естественные производит, силы России , т. 4, вып. 22, П., 1919; Богданович К. И., Очерк месторождений нефти и других битумов, ч. 1, П., 1921; К а л и ц к и й К., Геология нефти. П., 1921; К р е г К., Поиски нефти, пер. с англ., М.-П., 192,3; А мб р о 3 А. в.. Подземные условия нефтяных месторождений, пер. с англ., М.-П., 1923; Лейбензон Л. С, о кривых эксплоатации нефтяных скважин в связи с подземными условиями нефтяных месторождений, Нефт. и сланц. хоз. , М.-Л., 1924, т. 6, 1; Нефтяные месторождения Союза ССР, Справ.по нефтяному делу, т. 1, М., 1925; М и р о н о в С. П., Нефть, Обзор минеральных ресурсов СССР, вып. 28, Л., 1925; К о с ы г и н А. И., О подсчетах запасов нефти месторождений Бакинского района, НХ , 1926, т. 10, 2; его же, Приближ. аналитич. выражение для кривых падения дебита нефтяных скважин, там же, т. 10, З; X а г е р Д., Практическая геология нефти, перевод с англ., М.-Л., 1926; Б и л и б и н В. В., Исчисление остаточной добычи нефти из скважин Бакинского района, Баку, 1927; Архангельский А. Д., Условия образования нефти на Сев. Кавказе, М.-Л., 1927; Б л 10 м е р В., Нефтяные месторождения. Основы геологии нефти, перевод с нем., М.-Л., 1929; White D., The Petroleum Resources of the World,. The Annals of the American Academy of Political a. Social Science*, Philadelphia, 192G, 1468; P a n у i t v L. S., Prospecting for Oil a. Gas, N. Y., 1920; Petro-leum a. World Industry*, N. Y., 1930. А.Косыгин..

Добыча Н. Извлечение Н. из недр на поверхность производится различными способами, выбор которых зависит от целого ряда, технич., геологич. и экономич. факторов. Основной горной выработкой при эксплоатации нефтяного месторождения яв.ляется-

буровая скважина (см. Бурение), вскрывающая нефтяной пласт, иодлеяащий разработке. Приток Н. к забою скважины обусловливается главн. образом энергией слсатого под большим давлением и растворенного в нефти газа, который, при нарушении равновесия в пласте скважиной, в силу создавшейся разности давлений выходит из растворенного состояния, устремляется к зоне с наименьшим давлением-скважине и, рас-ширясь при этом, увлекает за собой нефть. Этому движению способствует также статическ. давление свободного газа, имеющегося в пласте, и иногда гидростатич. напор воды, подстилающей нефтяную залежь. Когда сквакина вскрывает свежий или мало разработанный нефтяной иласт, давление в нем бывает так велико, что энергии сжатого газа хватает не только для продвижения Н. к забою скважины, но и для подачи ее на но-верхность. Скважинафон-танирует нефтью и газом.

Фонтаны бывают открытые и закрытые. Условия рациональной эксплоатации нефтяного месторолсдения требуют обязательного закрытия фонтанов и урегулирования их струй, т. к. ири этом получается возможность свести потери П. и газа к минимуму, значительно уменьшается опасность в пожарном отношении и создается некоторое искусственное противодавление на пласт, позволяющее получить более спокойную фонтанную струю и предохранить сквал^ину от поломок, смятий труб, образования песчаной пробки и прочих эксплоатационных затруднений. Оборудование для закрытия фонтанных скважин состоит обычно из ряда стальных тройников и задвилсек солидной конструкции, рассчитанных на большое давление, доходящее до 130 aim и выше. На фиг. 10 изобракено типичное оборудование фонтанной скваншны в Сураханах. Последние две колонны труб посредством двух стальных фланцев и патрубка К соединяются с тройником-переводником 3, к которому присоединен ряд 1Б0-мм задвижек и тройников. Вначале задвижки Д, Е я Ж закрыты, а все остальные открыты. Для закрытия фонтана закрывают задвижку Г и открывают задвижку Ж, направляя струю в отводя-пдую линию. Для предохранения задвижки Г от изнашивания сверху ее устраивается буфер И (деревянная пробка со стальной крышкой над ней), после чего задвижка Г открывается и струя ударяет в буфер. Нижние задвижки А, Б, В служат запасными на

Фиг. 10.

случай износа верхней арматуры и необходимости смены ее. Для регулирования дебита фонтана и создания противодавления в скважине на отводящих линиях за задвижками устанавливают штуцера из закаленной стали с диа.м. отверстий 6-50 лт. В Америке для регулирования скважин, фонтанирующих под высоким давлением, употребляют более сложные комбинации труб, задвилсек и соединительных частей, устанавливаемых па устьи сквагкины. При невозможности закрыть забивший фонтан обычными способами часто прибегают к помощи колпака Мортен-сона (фиг. 11). Корпус колпака состоит из

Фиг. 1 1 .

двух половин, к-рые одеваются на обсадные трубы сбоку при убранном диске задвижки и соединяются болтами а иа месте. Муфта обсадной трубы помещается между боковыми отверстиями в в корпусе колпака и заплечиком г, к-рый удерживает задвижку от движения вверх. Для герметичности в заплечи-ке имеется круговая проточка для сальника. После установки колпака осторожно закрывают задвилску б, направляют струю в отверстие в и сверху ставят обычное фонтанное оборудование. Кпд фонтанов в смысле ис-пользовапия энергии в пласте невелик; по данным различных авторов он кстеблется в пределах lO-f-20%. Когда давление в пласте, в результате истощения газовой энергии, значительно падает, скважина перестает фонтанировать и переводится на один из способов механизированной экснлоата-ции: 1) тартание (желонкой или поршнем); 2) подъем при помощи сжатого воздуха или газа (аэролифт и газлифт); 3) откачка глубокими насосами (индивидуальными или от группового привода).

Тартание является одним из старых способов эксплоатации скважин и заключается в откачке лсидкости из скважины желонкой , опускаемой в скважину на стальном канате нри помощи тартального барабана. Желонка (фиг. 12) представляет собой удлиненное ведро, склепанное из листового (желоночного) железа толщиной в 1,.5-2,25 жж и снабженное вверху дужк:ой для при-креиления к канату, а внизу-тарельчатым клапаном с пикой. Верхняя и нижняя конич. части желонки соединяются со сред-

ней частью кольцами N на заклепках и стянуты стержнем L и скобами К. Желонки р:: изготовляются такжв со сварными швами. Наивыгоднейший диаметр желонки, на основании опытов инж. Л. Б. Красина, определяется из ф-лы: d-=0,7D, где D-диаметр об-садпьгх труб и d-диаметр желонки. При увеличении диаметра лсе-лонки си.чьно увеличиваются гидравлич. сопротивления в скважине. Для увеличения емкости желонки увеличивают ее длину I, так как последняя почти не влияет на гид-рав.лические сопротивления. Употребительные размеры желонок: d= 124-25 см и Z--= 104-13 м. В случае ис-крив.леиия сквалшны, i-гогда д.лин-ная жесткая же.лонка не проходит, употребляют шарнирную желонку, состоящую из 2-3 коротких звеньев , соединенных шаровыми шарнирами. При тартании применяются канаты диам. 12,5; 15,6; 18,8 мм из стальной (тигельной стали) проволоки толщиной 1,8-2 мм; канат состоит из 6-8 прядей, каждая в 6-7 проволок, при одном пеньковом сердечнике. Проволока д. б. высокого качества с временным сопротивлением на разрыв 140-180 кг1мм и удлинением 4-5%. Канат перекидывается наверху вышки через таргальный шкив диам. в 1 500 мм и наматывается на тартальный барабан, установленный в откосе вышки. Имеется несколько конструкций барабанов. На фиг. 13 приведен барабан системы бывшего Бакинского машиностроите.льного завода с ременной

Фиг. 1;

Фяг, 13.

передачей. Шкив сидит свободно на валу, тогда как барабан заклинен на нем^ шпок-г

ками. Сцеп.ление производится при помощи деревянных фрикционных колодок клинообразной формы, прикрепленных к шкиву системой рычагов. Для опорожнения желонки над устьем скважины устанавливают тартальный чан - ящик с задвижкой над обсадными трубами, ударяясь о к-рую к.ланан. же.лонки поднимается и лее.лонка опоражнивается. Жидкость из тарта;1ьного чана по жо.лобу идет в отстойные чаны (мерники) и отсюда да- Л-лее к месту сбора. Тартание яв.ляется весьма неэкономичным способом добычи. Кпд тарталь-ной установки часто не превышает 7,5% (опыты инж. Красина), причем с увеличением глубины скважины кпд уменьшается, т. к. значительная доля энергии тратится на перемещение мертвого груза. Низкий кпд, потребность в больших диаметрах скважины для опускания лее донки, большая затрата энергии и обслуживающего персонала pia кале-дую буровую, а также большие потери газа от улетучивания и Н. от разбрызгивания-все это делает тартание слиншом дорогим и нерациональным способом эксплоатации,. благодаря чему оно повсеместно почти нацело заменено откачкой глубокими насосами (см.). При поршневом (шомпольном) тартании желонка заменяется nopni-нем ( свабом ). Сваб (фиг. 14) состоит из трубы малого диаметра а с укрепленными на ней двумя-тремя резиновыми манжетами б, входящими в железный или медный стакан г; поверх манлсет надета предохранительная металлич. сетка е. В одном из соединений труб устанавливается шариковый клапан д, выше к-рого расположена перфорированная трубка е. Сваб работает в специальных шомпольных трубах с гладкими стенками, опускаемых в сква;кину. При движении сваба вниз клапан фиг. и. поднимается, и лсидкость проходит через отверстие в верхнем патрубке в шомпольные трубы. За каждый ход nopni-ня поднимается количество жидкости, соответствующее погружению поршня, т. е. вес сто.лба лсидкости, находящейся над ман-лсетами. В некоторых конструкциях свабон вместо шарикового клапана устраивается нижний тарельчатый клапан типа леелоноч-ного. Остальное оборудование при поршневом тартании то же, что и при тартании лсе.лонкой.

Применение сясатого воздуха для добычи нефти иолучшю паибо.льшее распространение в скважинах с высоким уровнем лшдкости, особенно в сквалшнах с большим дебитом воды (см. Аоролифты). В .зависимости от способа распо.ложения воздушных и подъемных труб в скважине, различают три системы аэролифта: система Поле