Petroleum (Петролеум) — нефть сырая. Петролеум (гомеопатия, показания к применению) Гомеопатия petroleum

обладает разнообразным действием на кожу и в меньшей степени - на слизистые оболочки. Состояния, при которых помогает Petroleum, почти всегда характеризуются сильной сухостью, и это будет первое средство, о котором надо думать, когда пациент жалуется на сильную сухость кожи, настолько выраженную, что никакие кремы не приносят облегчения. Экзема и трещины кожи – вот наиболее частые показания для назначения этого препарата; сочетания экземы и герпеса также часто им излечиваются.
CОЗНАНИE
Бредит или воображает, что рядом лежит человек или двойник, - этот симптом долго рассматривался как ключевой.
Страх или делюзия, что смерть рядом.
Теряется на знакомых улицах ( , ).
ОБЩИЕ
Зябкий и хуже от холода.
Общее ухудшение состояния зимой.
Ощущение внутреннего холода (в груди, сердце, животе и тд.).
Общее улучшение состояния летом.
Слабость или появление ментальных симптомов от вдыхания паров нефтепродуктов ( . , . и т.д.).
Общее ухудшение состояния от подавленных высыпаний на коже.
Морская болезнь; укачивание; воздушная болезнь.

ГОЛОВА
Головокружение; болезнь от движения.
Экзема волосистой части головы или на голове. Высыпания и трещины позади ушей.
Головная боль в затылке или тяжесть, распространяющаяся к макушке и лбу.
Хроническая заложенность уха и потеря слуха.
Трещины в ноздрях или углах глазной щели.
Инфекционное поражение слезного протока.
ЖЕЛУДОЧНО-КИШЕЧНЫЙ ТРАКТ
* Испытывает чувство голода при поносе или после дефекации ( , ).
* Диарея только в дневное время.
Диарея от капусты или кислой капусты.
Колит со спастической болью перед дефекацией.
Ощущение пустоты в желудке, лучше от еды (наоборот у Sepia). Ощущение холода в животе.
Отвращение к: мясу. Жиру.
МОЧЕПОЛОВАЯ СИСТЕМА
* Генитальный герпес. Герпес, распространяющийся на задний проход и бедра.
Высыпания и опрелость на гениталиях, мошонке, внутренней поверхности бедер.
Герпес, экскориации в области промежности.
ГРУДЬ
Кашель хуже ночью.
Астма сопровождается сильной экземой.

КОНЕЧНОСТИ
* Трещины на кистях рук и кончиках пальцев. Глубокие трещины на ладонях.
Сухая экзема на кистях у рабочих, плотников или парикмахеров - у тех, кто работает со смолой или нефтяными химикатами.
Сухие, обожженные на вид кисти или грязная на вид кожа кистей.
Боли в пятке, как от занозы, хуже при ходьбе или в положении стоя. Обморожения.
КОЖА
Болезни кожи, сопровождающиеся сухостью и трещинами. Трещины часто глубокие и кровоточат.
Состояние кожи хуже зимой, лучше - летом.
Зуд менее интенсивный, чем у Sulphur, но все же может быть очень сильным.
Расчесывает кожу до крови. Зуд обычно хуже ночью и от тепла постели.
Ощущение холода на коже после расчесывания.
Кожа нездоровая, и ранки гноятся.
Псориаз. Экзема. Герпес простой и опоясывающий лишай. Нарывы.
КОМБИНАЦИЯ СИМПТОМОВ
Экзема в сочетании с герпесом.
Укачивание от движения в сочетании с экземой.
КЛИНИЧЕСКАЯ КАРТИНА
Астма. Диарея. Экзема. Болезни связанные с состоянием окружающей среды. Головная боль. Потеря слуха. Герпес. Укачивание от движения. Средний отит. Псориаз. Опоясывающий лишай. Головокружение.
СРАВНИ

(петролеум, фотоген, гелиозоль, астралол, олеофин и проч.). — Продукт, обращающийся ныне под этими названиями в огромном количестве в житейском обиходе, состоит из смеси различных веществ, получаемых перегонкой из нефти и подвергнутых некоторой химической обработке для очищения. Природная или сырая нефть (см.) представляет смесь многообразных, преимущественно жидких углеводородных соединений, отличающихся друг от друга различными температурами кипения, плотностью, внутренним трением и др. свойствами. При перегонке нефти из нее отделяются, в парообразном состоянии, т. е. в форме отгонов, смеси этих веществ; их удельный вес [При возрастании температуры кипения продуктов перегонки нефти, хотя в обычных (технических) условиях происходит постепенное увеличение удельного веса, но при тщательной (лабораторной) дробной перегонке тех порций нефти, которые отвечают бензину и керосину, как для русской, так и для американской нефти замечается всегда, что после возрастания удельного веса наступает его уменьшение, затем вновь увеличение, опять уменьшение и т. д. Это наблюдение сперва сделано было Менделеевым, потом изучалось подробнее г-ми Расинским и Тищенко. Зависит оно от содержания в нефти смеси различных гомологических рядов углеводородов (см. Нефть, химический состав, Нафтены). Д. Менделеев. ] и температуры кипения постоянно повышаются по мере приближения перегонки к концу. Нефтяной отгон, сгущаемый в холодильниках, разделяется по особым сборникам (фракционируется) и получаемые таким образом различного свойства жидкие продукты носят (торговые) названия: газолина, лигроина или нефтяного эфира, бензина, керосина, парфюмерного солярового масла, за ними следуют разной густоты смазочные масла и нефтяные остатки (мазут). В настоящей статье будет рассмотрен К., главным образом с точки зрения заводского производства, употребляемые в последнем перегонные и др. аппараты и химическая обработка. Для разделения отгонов следующих друг за другом, по мере того как идет последовательный нагрев нефти в перегонном кубе, на практике руководствуются не столько температурой их кипения, сколько их удельным весом, находящимся в связи с температурами кипения. Контроль над ходом перегонки более или менее ограничивается одним определением удельного веса дистиллятов, который и кладется в основу их классификации. Собственно К. (из русской нефти) называется смесь, состоящая из продуктов с удельным весом (при 15° Ц.) от 0,800 до 0,845 или в среднем 0,820 — плотность, которую должен иметь этот осветительный материал, чтобы быть пригодным для горения в лампах обычного устройства. Удельный вес, однако, сам по себе еще недостаточно характеризует свойства продукта, так как возможно получить смеси среднего удельного веса из самых тяжелых и легких составных частей, непригодные по своей огнеопасности, а между тем по среднему удельному весу сходные или тожественные с К. Поэтому для правильного составления К. из дистиллятов руководствуются еще, помимо удельных весов, температурой вспышки (см.). После перемешивания собранных в общий сборник погонов, составляющих К., испытывают эту смесь (см. Вспышка керосина), чтобы узнать этим путем температуру ее вспышки. Американский К. легче русского и имеет в среднем удельный вес 0,800; существуют, однако, американские К. с удельным весом до 0,795, но в то же время достаточно безопасные, например так называемое астральное масло имеет в среднем удельный вес 0,788. Это зависит от разницы в натуре углеводородов той и другой нефти: составные части американской нефти отличаются от русской меньшим удельным весом, при той же температуре кипения (см. ниже таблицу). Еще более существенная разница является в отношении выходов К. из нефти; американская (пенсильванская) нефть дает до 70% осветительных масел, тогда как из русской нефти может быть получено всего лишь 25-35% К. [Изложенные суждения об относительных свойствах русской (бакинской) и американской (пенсильванской) нефти опираются на обычное определение керосина как нефтяного масла, со вспышкой от 20° до 40°, горящего в обыкновенных керосиновых лампах, приноровленных к американскому К., который появился в потреблении с конца 50-х гг., тогда как русский К., приноровленный поныне к тем же лампам, появился в России в сколько-либо значительных количествах лишь с середины 60-х гг., а за границу начал вывозиться лишь с 80-х гг. Дело в том, что керосин, пригодный для таких ламп, получается из бакинской нефти лишь в количестве 20-30% и это потому одному, что русской нефти должны отвечать другие лампы. Тип их известен (см. Горелки и Лампы), но их еще мало делают и применяют. Тяжелая смесьвсех, кроме самых летучих, продуктов перегонки бакинской нефти, имея после очищения удельный вес около 0,86, совершенно и равномерно до конца способна гореть, как обычный керосин, в лампах подходящего устройства, как я испытывал и демонстрировал еще в середине 80-х гг., смесь же (названная мной "бакуоль") обычного бакинского керосина с промежуточными маслами, имея удельный вес около 0,84, отлично горит в лампах, употребляемых для так называемого солярового масла. Первой смеси из бакинской нефти легко получается до 75%, второй до 50%. Эти смеси или эти виды осветительных нефтяных масел представляют то большое преимущество перед распространенным ныне К., что имеют температуру вспышки гораздо высшую, чем К., а именно: первая смесь легко получается со вспышкой более 70°, а вторая более 40°, а потому они гораздо безопаснее для потребителей, чем К. Вот эти-то осветительные масла, отвечающие бакинской нефти (и мало соответствующие пенсильванской), найдут со временем, когда устроятся в России столь же большие нефтепроводы, как в Америке (см. Вазелин и Нефтепроводы), обширнейшее всемирное применение. Ныне в России получается около 300 млн. пудов нефти, из них около 80 млн. пудов К., из которых около 30 млн. пудов применяется в самой России и около 50 млн. вывозится за границу. В Северной Америке получается также около 300 млн. пудов нефти, они дают около 200 млн. пудов К., которого Америка вывозит раза в 3 больше, чем Россия. Цена сырой нефти в Баку ныне едва 2-4 коп. за пуд, в Америке на местах добычи 12-17 коп. за пуд. Успехи русского нефтяного дела всецело зависят от осуществления двух мер: построения длинных нефтепроводов (от Баку до Батума, от Грозного до Новороссийска, от Баку до Персидского залива и др.) и распространения (фабрикации в большом виде и уменья распространять) ламп для сжигания тяжелых масел, отвечающим нашей нефти и соответствующих пожарной безопасности. Д. Менделеев .]. Независимо от того, выходы легких осветительных масел в пропорции к тяжелым смазочным могут быть из одной и той же нефти неодинаковы, смотря по методу и приемам перегонки. Малое содержание легких составных частей вызывает иногда со стороны наших керосинозаводчиков введение в состав К., с целью увеличения его выходов, продуктов, значительно разнящихся по своему удельному весу от указанных выше норм, так как прибавлением к нормальному К., с одной стороны, более тяжелых продуктов, с другой — легких, возможно получить смесь, достаточно хорошо горящую в обыкновенных керосиновых лампах. Количество этих подмесей, возможное для такого увеличения выходов К., сдержано правительственными установлениями, касающимися предельной температуры вспышки (для России не ниже 28° Ц.), понижение которой именно и зависит от относительного содержания, в общей смеси, более легких нефтяных продуктов. Увеличивая выход К. из русской нефти этим путем, возможно довести его до 35-40% от веса нефти, без существенного уклонения от узаконенной температуры вспышки. В состав обыкновенного К. из балаханской кавказской нефти входит весь погон в пределах удельного веса 0,775-0,860. Прилагаемая таблица представляет сравнительный состав (по анализам Биля) торгового сорта русского и американского К.:

Считая легкими маслами продукты, кипящие ниже 150° Ц., истинным К. между 150° и 270° и выше 270° — тяжелыми маслами, разница состава русских и американских К. выразится следующей табличкой с данными, найденными для некоторых, наиболее распространенных сортов:

Слишком тяжелый К. в лампах обыкновенного нынешнего устройства дает слабое и коптящее пламя или вовсе не горит; для его сжигания требуются особое устройство лампы, несколько типов которых уже существует в настоящее время, но они еще недостаточно разработаны и распространение не имеют. Введение во всеобщее употребление ламп, годных для сжигания тяжелых осветительных масел, представляет для нашей нефтяной промышленности существеннейший вопрос, так как наша нефть по своим свойствам наиболее пригодна именно для производства тяжелых сортов К., со вспышкой в 50-60° Ц., и, следовательно, более удобного для повсеместного распространения в качестве дешевевшего и вполне огнебезопасного осветительного материала. Такой К. возможно получать из бакинской нефти в количестве до 60%. Дробная перегонка сырой нефти в современной заводской практике распадается на две отдельные операции: 1) перегонку нефти с получением всех легких продуктов и К. и 2) перегонку остающегося от первой операции легкого или первого нефтяного остатка (мазута), с получением из него парфюмерных, соляровых и смазочных масел, после чего остающееся в котлах представляет тяжелые нефтяные остатки (гудрон) — весьма ценный материал для добычи из него полужидких и твердых нефтяных продуктов, особенно — натурального вазелина (см.); ныне гудрон у нас потребляется более как топливо. Следует заметить, что и первый, легкий, остаток после отгонки К. не всегда перерабатывается на русских заводах, а иногда весь, иногда частью употребляется и продается как топливо. Перегонка на нынешних крупных керосиновых заводах ведется почти исключительно в цилиндрических лежачих котлах из котельного железа, вместимостью в 600-2000 пудов сырой нефти. Употреблявшиеся прежде простые перегоночные кубы, а также плоские стоячие цилиндрические котлы с гофрированным днищем (Cheese-box stills), имевшие наиболее широкое распространение, и огромные американские так называемые вагонные кубы, с внутренними дымоходами, в настоящее время почти всюду оставлены. Большой размер их (некоторые из них вмещают свыше 15000 пудов нефти), большая стоимость, сложный уход за топками (под большими кубами системы Cheese-box устраивается до 17 отдельных топок) оказались на деле непрактичными; такие котлы сохранились еще лишь кое-где на старых фабриках, дослуживая до износа. С другой стороны, слишком мелкие перегонные кубы простейшего устройства все еще очень распространены на Кавказе на небольших армянских и персидских кустарных заводах, фабрикующих К. по самым примитивным приемам. Нагрев перегонных котлов всегда производится голым огнем, причем топливом служит у нас на Кавказе преимущественно нефть и нефтяные остатки, сжигаемые при помощи форсунок или на особых колосниках. На американских заводах работают преимущественно на каменном угле, иногда заменяя его газообразными и другими малоценными продуктами нефти. Во время перегонки в куб постоянно впускается в обильном количестве перегретый водяной пар из парового котла, так что вся перегонка может быть названа паровой, хотя часть нагрева столь же постоянно идет от наружных топок. Перегонные котлы нередко устраиваются с одной или несколькими внутренними жаровыми трубами, наподобие английских паровых котлов (корнвалийского и ланкаширского); такая конструкция, однако, на деле оказалась также малопрактичной, по причине чаще случающегося в них лекажа и неравномерности нагрева содержимого, и в настоящее время отдается предпочтение обыкновенным цилиндрическим котлам с простой печной вмазкой. Для некоторого дефлегмирования дистиллята, т. е. отделения паров его от механически увлеченных частиц жидкостей с высшей температурой кипения и большим удельным весом, вылет пара устраивается через особые паросушители, состоящие, как видно на фиг. 1, из шлема C и изогнутой паропроводной трубы, входящей в сепаратор A , откуда сгущенные через воздушное охлаждение жидкости стекают обратно в котел; по трубе B пар проводится в холодильник.

КЕРОСИНОВОЕ ПРОИЗВОДСТВО

Фиг. 1. Керосиновый перегонный котел или куб. Фиг. 2 и 3. Холодильник в плане и вертикальном разрезе.

Фиг. 4. Перегреватель водяных паров. Фиг. 5. Перегонный нефтяной куб с перегревателем водяных паров.

Фиг. 6. Перегревательные трубки Лемана.

Фиг. 7. Общее расположение трех перегонных кубов для получения керосина и трех — для смазочных масел.

Фиг. 8 и 9. Непрерывно действующий нефтяной непрерывный прибор Нобеля.

Фиг. 10. Способ отделения масел от воды.

Фиг. 11. Механические мешалки, действующие винтовой поверхностью.

Фиг. 12. Мешалки, действующие продуваемым воздухом.

Наиболее распространенным типом холодильников на русских керосиновых заводах является прямотрубный, с водяным охлаждением, устройство которого показано на фиг. 2 и 3. Паропроводная труба A входит в распределитель B , из которого пары идут по системе горизонтально расположенных 1,5-2-дюймовых труб, входящих внизу в общую отводную трубуC , откуда сгущенный дистиллят поступает в тот или другой сборник по приставным желобам или трубам. Весь этот холодильник помещается в деревянном или железном ящике с непрерывным притоком холодной воды и отводом горячей. Такое устройство холодильника позволяет, в случае порчи одной из труб, легко заменить ее новой и, кроме того, благодаря небольшой высоте такого холодильника не требуется высокой установки паропроводных труб. На заводах применяются в настоящее время два способа перегонки: периодический и непрерывный ; последний представляет весьма важное усовершенствование фабрикации нефтяных продуктов и применим при крупных размерах производства. Сырая нефть перед запуском в перегонный котел отстаивается в течение нескольких дней в особых резервуарах от песка и воды. Такие резервуары имеются близ каждой большой фабрики, расположенные обыкновенно на такой высоте, чтобы нефть из них шла самотеком (по трубам) ко всем перегонным кубам, или же эти резервуары врыты в землю и нефть забирается из них при помощи насосов и иногда давлением пара. Кроме того, перед поступлением в перегонные аппараты нефть подогревается пропуском по трубам через горячие остатки от предыдущих операций, причем успевает нагреваться до температур от 50 до 100° (смотря по времени года), чем достигается некоторое сбережение горючего материала и вместе с тем охлаждение прежних остатков. То и другое важно, особенно при недостатке воды, который часто ощущается в нефтяных местностях бакинского района.

При периодическом способе работы нефть заливается в керосиновый куб до 3 / 4 или 4 / 5 емкости. Огонь под котлом разводится во время наполнения. В настоящее время при гонке К. на большинстве заводов употребляется, как сказано, перегретый водяной пар ; он впускается в нагреваемую массу нефти по загнутой в несколько оборотов трубе с многочисленными отверстиями, заложенной во всю длину котла, в нижней его части. Пар впускается, однако, не с самого начала перегонки, когда масса еще недостаточно разогрета, а в последующие ее периоды, при гонке К., во избежание образования в котле конденсационной воды, присутствие которой, даже в небольших количествах, в сильно разогретой массе нефти может повлечь весьма неприятные последствия и даже послужить причиной взрыва котла (явления, зависящие от вскипания воды в массе горячего масла, совсем отличны от обыкновенного спокойного закипания). Впуск перегретого пара, помимо чисто механического перемешивания и равномерного распределения нагрева в перегоняемой массе, облегчает отделение паров дистиллята и предохраняет нефть от перегрева и связанного с ним разложения. Понятно, что перегретый пар играет особенно важную роль в перегонке остатков при получении тяжелых нефтяных продуктов. В атмосфере горячего водяного пара они улетучиваются, испаряются легче и тем предохраняются от разложения, сопровождающего всякую гонку при высоких точках кипения. При фабрикации К. на мелких заводах обходятся и без пара, однако лишь в силу обстоятельств, а именно находя перегрев пара операцией, удорожающей производство.

Перегреватель пара устраивается или самостоятельно (фиг. 4) с особой топкой, примыкающей к перегонному аппарату, или, как показано на фиг. 5, непосредственно вмазывается в топку перегоночного куба. Паровые трубы и змеевики, разогреваемые огнем топок, бывают различного устройства; наибольшим распространением пользуются трубы Лемана (фиг. 6), состоящие из двух разного диаметра труб, вложенных одна в другую. Пар протекает по внутренней трубе к заднему концу и идет обратно по цилиндрическому кольцевому пространству, переходя затем в следующую пару; трубы, расположенные в 2-3 или более горизонтальных рядов, вмазываются в топку своими концами. На фиг. 7 схематически представлено расположение аппаратов при периодическом ходе работы. ААА — три лежачих перегоночных котла, ССС — три котла меньших размеров для перегонки остатков. Спускаемый по отгонке из котлов A остаток (имеющий температуру выше 200°) проводится самотеком по трубе b в подогреватель нефти E , для чего котлы A располагаются на некотором возвышении. Охлажденный нефтью мазут течет или прямо по трубе c в котлы C , или собирается (по трубе f ) в особый, непоказанный на фиг. сборник. Подогреватель E должен быть настолько высок, чтобы забираемая из него сверху нефть могла идти самотеком по трубе d в котлы A. ВВВ и DDD — холодильники при котлах A и C. F — перегреватель пара, служащего для перегонки остатков. По трубе a проводится сырая нефть из непоказанного на фиг. резервуара. При правильном ходе работы нефть в подогревателе успевает нагреться до 45-60° (зимой), а остатки охлаждаются в нем настолько, что могут безопасно идти на наполнение котлов C или в назначенный для того сборник. Вопрос о непрерывной перегонке нефти в большом виде разрешен для Баку фирмой братьев Нобель [Первый,в малом виде, прибор для непрерывной перегонки нефти поставлен мной на заводе бывшем Рогозина в Константинове (на Волге, около Ярославля) в 1881г.; в 1883 г. в большом виде подобный же прибор построен был под моим руководством на Кусковском (около Москвы) заводе П. И. Губонина. В середине 80-х годов появилось уже много различных видоизменений непрерывно действующих нефтяных перегонных приборов. Д. Менделеев. ]. Перегонный аппарат, патентованный этой фирмой, представлен на фиг. 8 и 9. Аппарат этот состоит из 14 цилиндрических котлов A , террасообразно вмазанных в общую печную кладку таким образом, что каждый из них имеет особую топку и расположен на несколько дюймов выше соседнего. Каждый котел имеет также свой прямотрубный холодильник. На стороне, противоположной топке, идет, на высоте середин котлов, магистральная 8-дюймовая труба, от которой в каждый котел входятт по два ответвления, как видно на фиг. 9. Одна из этих труб загнута книзу и кончается у самого дна котла, другая — посередине, на уровне налитой в котле нефти. Между этими ответвлениями на магистральной трубе помещены краны c , а на каждом из ответвлений тоже по крану b и d (между магистралью и котельным днищем). Труба с краном f (фиг.9) служит для проведения в котел перегретого пара, e — для опорожнения котла. При начале работы все котлы системы наполняются последовательно до 1 / 2 своей высоты подогретой нефтью, притекающей из подогревателя по магистральной трубе (уровень нефти в котлах наблюдается по водомерным стеклам), после чего под котлами разводится огонь. Когда температура содержимого достигнет 120° Ц. и начнется перегонка, в котлы пускают понемногу перегретый пар (с температурой в 150° Ц.) и устанавливают постепенно непрерывный ток нефти. Для этого краны у всех котлов должны быть плотно закрыты, а b и d — открыты (открывание кранов начинают с № 14). Через открытый кран b начинается приток подогретой нефти в 1-й котел, откуда через патрубок с краном d — вo 2-й, и т. д., пока все 14 котлов не наполнятся до определенного уровня; из последнего же котла остаток проводится через ту же магистраль в сборник или в подогреватель сырой нефти. Одинаковый в начале удельный вес дистиллятов из всех котлов системы начинает, при установившемся непрерывном притоке нефти, меняться, постепенно увеличиваясь по направлению к концу батареи. Из двух первых котлов получается при этом все более и более слабый дистиллят, пока наконец выделение его совсем не прекратится, так как содержимое их охладится от притока свежей нефти; при этом заблаговременно устраняется приток перегретого пара в эти котлы. Через 4-5 часов от начала работы ход перегонки вполне устанавливается, так что из последнего котла вытекают остатки с удельным весом 0,900-0,905, а из каждого котла системы получается погон определенной и довольно постоянной плотности.

Раз приведенная в действие, такая батарея котлов работает неопределенно долгое время. В случае порчи какого-либо котла, его легко выключить из батареи (закрыв краны b и d и открыв c ) и заменить новым. Всякие неправильности в ходе перегонки регулируются уменьшением или увеличением притока нефти или действия топок. На заводе братьев Нобель, кроме 3-х непрерывно действующих батарей описанного устройства, работают и несколько периодических кубов (производительность этого завода достигает в настоящее время 20000000 пудов К. в год). Весьма важное обстоятельство, при всех способах перегонки, представляет скорость , с которой она ведется, так как от этого зависит правильность последовательного отделения продуктов с разными температурами кипения. Эта скорость зависит от размера перегонного аппарата, от устройства топки и количества вводимого в перегоняемую массу перегретого пара. Перегонка на К. на бакинских заводах в кубе емкостью в 600 пудов нефти длится около 8 часов; за это время из нефти отгоняется около 45% (270 пудов) всяких дистиллятов. Относительная производительность больших кубов значительно превосходит указанную. Сгущаемая в холодильниках смесь дистиллята с водяным паром перепускается, как было сказано, в особые сборники, причем сортировка по удельному весу ведется сообразно с сортом приготовляемого главного продукта — К. Отделение нефтяных погонов от воды производится или в особых предварительных сборниках, где смесь отстаивается и нефтяной дистиллят сливается сверху при помощи соответствующим образом расположенных труб (см. фиг. 10): поворотная труба a с неподвижным угольником c служит для спуска воды, труба b — для отвода собирающегося вверху дистиллята, или же пользуются для этой цели приборами вроде флорентийского приемника. Удельный вес погона определяется тотчас же по его вытекании из холодильника и если, например, требуется приготовить К. со вспышкой в 28°Ц. — весь погон от начала дистилляции (из обыкновенной балаханской нефти) до плотности 0,770-0,772 собирается в особые сборники и составляет бензины , а начиная с указанной крепости до 0,855-0,860 вливается в керосиновый сборник, после чего содержимое сборника тщательно перемешивается и из него берется проба для определения вспышки. Если окажется, что температура вспышки ниже требуемой, тогда продолжают подбавку к смеси более тяжелых продуктов, пока не будет достигнута законная вспышка, после чего керосиновая перегонка считается оконченной. Керосиновый погон представляет жидкость, более или менее интенсивно окрашенную в желтый или красновато-желтый цвет с неприятным резким запахом. При сжигании в лампах он распространяет чад, горит неровно и быстро засоряет фитили, образуя твердый нагар. Все эти неудобные свойства могут быть устранены посредством очистки (рафинирования), состоящей из двух последовательных операций: обработки дистиллята крепкой серной кислотой и раствором едкого натра. Химическое действие серной кислоты на нефтяной отгон до сих пор еще не вполне разъяснено теоретически. Известно, что сырой дистиллят, наряду с главной своей составной частью — углеводородами (в русской нефти преобладают углеводороды нафтенового ряда), на которые, как предполагается, серная кислота не действует, заключают еще другие примеси, состоящие, насколько известно, из ароматических углеводородов, жирных кислот (ряда С n Н 2n-2 O 2), фенолов, смолистых продуктов, сернистых соединений и проч., на которые серная кислота действует различно, частью разлагая их, частью растворяя и образуя сульфосоединения, объем дистиллята от обработки серной кислотой уменьшается (на 5-8%), серная же кислота от растворившихся в ней смолистых веществ и др. продуктов приобретает черно-коричневую окраску и увеличивается в объеме. На некоторые же примеси, как, например, на часть фенолов и органических кислот, серная кислота не действует, и для удаления их, а также для нейтрализации остающегося в массе дистиллята некоторого количества серной кислоты служит обработка крепким раствором щелочи. При всем том действие серной кислоты на нефтяные дистилляты на самом деле несколько сложнее, и приведенных выше соображений недостаточно для уяснения всех явлений, сопровождающих это действие; например, при обработке дистиллята серной кислотой отделяется всегда запах сернистого ангидрида, что указывает на существование окислительных процессов, в настоящее время еще не вполне разъясненных, по причине недостаточности современных сведений относительно химической природы побочных составных частей нефти. Неочищенный или плохо очищенный К. имеет еще свойство темнеть при стоянии на воздухе, что объясняется окислением находящихся в нем веществ. Удалив эти примеси посредством обработки серной кислотой и едким натром, возможно получить совершено бесцветный К., который хотя еще обладает свойством желтеть при долгом стоянии, но в очень слабой степени. При рафинировании К. уничтожается также неприятный острый запах неочищенных нефтяных погонов, а при употреблении надлежащего количества реагентов К. приобретает слегка ароматический, довольно приятный запах, свойственный чистым углеводородам. Требования, предъявляемые К. в торговле, касаются, помимо важнейших его свойств — удельного веса, температуры вспышки и чистоты, также и цвета, хотя последний не составляет надежного признака К. хорошо горящего. Перед поступлением дистиллята в очистку производят предварительное испытание его пригодности, имея в виду те изменения, которым он подвергается во время очистки. Удельный вес его при очистке немного уменьшается (на 0,001), температура же вспышки обыкновенно повышается от 1 / 2 до 1°. Если по удельному весу и температуре вспышки дистиллят подходит под требуемые качества, то делают колориметрическую пробу, для определения степени и характера его окраски. Степень окраски определяется сравнением цвета известной высоты столба дистиллята с нормальными цветными стеклами при помощи особых приборов — колориметров или хромоскопов (см.). Желтый цвет, свойственный сырым керосиновым дистиллятам, может происходить от присутствия в них перебросов нефти или продуктов разложения; или же, как это часто случается, излишняя желтизна окраски вызывается присутствием в дистилляте солей железа. В последнем случае, при обработке К. едким натром, железо оседает в виде хлопьев гидратной окиси и перейдет в водяной слой после отстаивания. Если же при испытании в хромоскопе окажется, что цвет дистиллята имеет красновато-оранжевый оттенок, не подходящий к цветным стеклам прибора, то это указывает на присутствие перебросов, не всегда обесцвечиваемых очисткой, и такой дистиллят приходиться иногда направлять во вторичную перегонку или примешивать к продукту лучших качеств. При таких определениях на заводах выработаны известные нормы, которыми и руководствуются при оценке достоинств товара и назначении того или другого количества кислоты для его рафинирования.

Серная кислота употребляется обыкновенно английская, в 66° B.; только в редких случаях, при обработке трудно очищаемых сортов, ее заменяют дымящейся. Количество кислоты и продолжительность обработки определяются степенью чистоты дистиллята, которая, в свою очередь, зависит от природных свойств нефти и способа перегонки; но кроме того, на количество кислоты влияет и удельный вес обрабатываемого продукта — чем тяжелее погон из одного и того же сорта нефти, тем больше кислоты требуется для его очистки. Дистиллят, долго простоявший на воздухе, очищается труднее свежего, поэтому на заводах приступают к очистке тотчас же после окончательного отстаивания погонов в приемных резервуарах. При обработке К. из русской нефти серной кислоты требуется от 1 до 2 1 / 2 % от веса дистиллята, американский К. требует 2-3 1 / 2 %, а иногда и 4, смотря по удельному весу, галицийский и румынский К. — 3-5% и более. При употреблении нордгаузенской серной кислоты означенные количества могут быть значительно уменьшены. Очищенный серной кислотой, промытый водой и отстоявшийся от водянистых частиц дистиллят подвергается обработке едким натром. Эта операция производится с целью нейтрализации следов серной кислоты и удаления некоторых посторонних веществ. Едкий натр связывает растворенные в дистилляте сульфокислотные соединения, обмыливает смолистые вещества и вообще соединяется со всеми органическими кислотами, после чего дистиллят, имеющий (даже и в сыром виде) кислую реакцию, дает вполне нейтральный К. Потребное количество едкого натра определяется обыкновенно предварительным титрованием и составляет (на русских заводах) около 0,5% от веса дистиллята. Обработка дистиллята на керосиновых заводах производится в особых аппаратах — так называемых агитаторах ; это обыкновенно цилиндрические стоячие котлы, снабженные различного устройства мешалками; только на мелких фабриках, работающих по самым примитивным приемам, для этой цели служат простые деревянные, выложенные свинцом чаны, в которых размешивание производится вручную. На фиг. 11 представлен разрез механической мешалки, имевшей в прежнее время большое распространение на Кавказе, да и ныне употребляемой еще на фабриках с небольшим производством. Аппарат состоит из железного цилиндрического сосуда A с плоским дном; по оси его расположена мешалка B , имеющая вид архимедова винта, получающая движение от конической передачи.C, D, E , F — трубы для подачи и спуска размешиваемых жидкостей. Для перемешивания с реагентом больших масс дистиллятов агитаторы с механическими мешалками малопригодны, и в больших производствах они заменены ныне почти всюду аппаратами, в которых размешивание производится сжатым воздухом, продуваемым сквозь обрабатываемый дистиллят. На фиг. 12 представлено расположение и устройство таких воздушных мешалок. Они всегда располагаются попарно — одна для кислотной, другая для щелочной обработки, что гораздо удобнее, чем пользование одной и той же мешалкой для обеих операций. В Баку они устраиваются часто на открытом воздухе и представляют собой клепанные большие резервуары с коническим днищем, закрытые сверху такой же крышкой для защиты содержимого от дождя и пыли. Емкости они бывают различной, от 600 до 12000 пудов залива, смотря по размерам производства. Верхний резервуар A служит для кислотной обработки и выложен изнутри свинцом; К. из него, после перемешивания и отстаивания, перепускается по трубе в резервуар B самотеком. Сжатый воздух проводится по трубам c и g , оканчивающимся в вершинах нижних конусов, в виде паукообразного разветвления. Дистиллят накачивается в верхний резервуар по трубе a ; кислота же и щелочной раствор доставляются из монтжюсов C и D , давлением сжатого воздуха (через ответвление y , с кранами x ) по трубам b и f , оканчивающимся в верхней части резервуара горизонтальной спирально загнутой трубой с мелкими отверстиями или сегнеровым колесом. Трубы l и h служат для спуска отстоявшихся продуктов очистки. Работа в двойном агитаторе описанного устройства производится следующим образом: по наполнении кислотного резервуара сырым погоном, содержащим всегда еще небольшие количества воды, его оставляют некоторое время отстояться и спускают воду, затем, если дистиллят был взят из разных приемников, содержимое перемешивают двумя-тремя струями воздуха, пускаемыми через упомянутое разветвление воздухопроводной трубы. Затем берут образец перемешанного дистиллята и определяют в лаборатории приблизительное количество потребной для его очистки серной кислоты. Если вынутый образец имеет мутный вид, то это указывает на присутствие в нем влажности и такой дистиллят необходимо перед обработкой высушить, что производится тоже посредством небольшого количества серной кислоты; на большинстве заводов для этой цели употребляют так называемую черную кислоту, которая получается через регенерацию черных кислотных отбросов при очистке дистиллята, или же свежее купоросное масло, в количестве 1 / 10 - 1 / 4 % от веса дистиллята. Содержимое резервуара приводится в движение непрерывным током воздуха и в это время приливается купоросное масло. После 1 / 4 -часового перемешивания смесь оставляют на 1 / 2 часа в покое и спускают коричневый отстой, состоящий из сильно разбавленной водою кислоты. Рафинирование кислотой производится в один или два приема; в последнем случае в продуваемую массу дистиллята вливают понемногу сперва половину всего назначенного количества кислот и размешивают до тех пор, пока вынутая проба обрабатываемого товара не будет представлять слегка розоватой флуоресцирующей жидкости, из которой быстро оседают на дно и стенки пробирного цилиндра черные капельки (шарики) кислот, — на это требуется около часа. Затем дистиллят подвергается отстаиванию в течение 1 1 / 2 -2 часов, пока по взятой пробе не убедятся, что в нем содержатся лишь незначительные следы суспензированной кислоты. Осевшую черную кислоту спускают осторожно тонкой струей и обрабатывают полуочищенный дистиллят точно таким же образом вторично остальным количеством купоросного масла. Конец операции узнается пробой на действие едкого натра: достаточно обработанный кислотой дистиллят должен давать при взбалтывании со слабым раствором едкого натра молочно-белую эмульсию. Когда вся кислота, после окончательного отстаивания, спущена, то по другой трубе большого диаметра, начинающейся с боковой поверхности конуса, дистиллят перепускают в щелочной агитатор, где и приступают тотчас же к обработке его едким натром. На многих заводах, прежде чем спускать дистиллят в щелочную мешалку, производят промывку обработанного кислотой товара чистой пресной водой; на бакинских же заводах для этой цели часто пользуются и морской водой, предварительно отстаивая ее от грязи и нефтяных остатков, находящихся в ней в изобилии. Вода разбрызгивается по поверхности дистиллята через особый трубчатый распределитель или при помощи сегнерова колеса; для сокращения времени, потребного на промывку и отстаивание, ее производят непрерывной струей, для чего, несколько минут спустя после начала напуска воды, открывают нижний спускной кран и выпускают кислую промывную воду, до полного исчезновения в ней значительных следов серной кислоты; для этого бывает обыкновенно достаточно двойного по объему дистиллята количества воды. Промывкой достигается довольно значительное сокращение расхода едкого натра. С целью экономии в щелочи, дистиллят перед очисткой серной кислотой обрабатывается слабым известковым молоком, но прием этот на наших заводах особенного распространения не имеет. Едкий натр употребляется при рафинировании в виде растворов той или другой крепости. При употреблении слабых растворов (2-4° B.) необходимо размешивание не затягивать, так как от излишне долгого перемешивания образуется эмульсия, очень трудно разделяющиеся при отстаивании. Отстоявшийся керосин промывается, как после обработки кислотой, большим количеством воды, до нейтральной реакции. Рафинированный К. после промывки и отстаивания представляет слегка желтоватую или совершенно бесцветную флуоресцирующую жидкость, иногда немного мутноватую от содержащейся в ней в небольшом количестве воды, оседающей при более продолжительном отстаивании в особых отстойных резервуарах; иногда для сушки К. употребляют различного устройства фильтрующие аппараты, в которых К. пропускается через слой древесных опилок, поваренной соли или костяного угля. Готовый продукт разделяется в торговле на следующие марки, принятые на английском рынке и у нас в Баку: Water white, Superfine white, Prime white и Standard white, определяемые по высоте столба К. при колориметрическом испытании.

А. Соколов. Δ.

Горное масло.

В гомеопатии употребляется очищенное горное масло. Разведения делаются или в форме растираний из самого масла, или, предпочтительно, в виде разведений с чистым (96 град.) спиртом.

Патогенез петролеум находится в “Хронических болезнях” Ганемана.

Физиологическое действие

Большие дозы петролеум действуют главным образом на пищеварительный тракт, где вызывают обильную рвоту и понос, вследствие сильнейшего раздражения слизистой оболочки.

Рабочие на нефтяных промыслах страдают пустулезными, везикулезными и другими кожными сыпями и экземами. Кожа становится сухою и грубою, над ней образуются глубокие ссадины и трещины, которые кровоточат и нагнаиваются.

Особенности

Ухудшение: - зимою, в холодную погоду, перед и во время бури, при езде в экипаже.

Улучшение - в теплую погоду.

Характеристика

1. Большинство симптомов, особенно кожных, ухудшаются зимою.
2. Чувствительность кожи, малейшая рана нагнаивается.
3. Волчий голод.
4. В бреду больной думает, что кто-то лежат рядом с ним, что он раздвоился или что одна из его конечностей двойная.
5. Ощущение холода в обасти сердца.
6. После мочеиспускания, постоянное выделение мочи по каплям.

Боли. Стреляющие, внезапно появляющиеся и исчезающие. Понос. Понос только днем, с болями перед стулом, желтый и водянистый.

Менструации. Преждевременные, с зудом, от выделения крови. Обильные, белковые бели.

Главные показания

КОЖНЫЕ БОЛЕЗНИ. - Экземы на волосистой части головы, за ушами, на мошонке, в заднем проходе, на кистях рук, стопах и бедрах. На руках кровоточащие ссадины и трещины. На кончиках пальцев также трещины и заусеницы. Отморожения с зудом и жжением. Вонючий пот под мышками и на ногах. Никогда не следует забывать ухудшения зимою.

ДИСПЕПСИЯ. Волчий голод по ночам; больной должен встать, чтобы поесть. Стреляющие боли в желудке, натощак, улучшающиеся после еды (анакардиум , хелидониум).

МОРСКАЯ БОЛЕЗНЬ. При петролеум, как и при коккулюс , наблюдается тошнота, головокружение и рвота, во время езды в экипаже и на воде.

ХРОНИЧЕСКИЙ РЕВМАТИЗМ, при наличии хруста в суставах, как и при каустикум .

ХРОНИЧЕСКИЙ КАТАР СЛИЗИСТЫХ ОБОЛОЧЕК (мочевых путей, матки, кишок, бронхов).

КАШЕЛЬ. При гриппозном трахеите; сотрясение от кашля вызывает боль в голове (бриония). Сухой, утомительный по ночам в лежачем положении.

БОЛЬ В ЗАТЫЛКЕ; затылок тяжелый, как бы налит свинцом.

ЛИХОРАДКА. По вечерам после озноба жар в лице и холодные ноги. Пот сейчас же после озноба.

Дозы

“Петролеум употребляется во всяких дозах; однако более низкие применяются чаще, а д-р Дриздаль даже утверждает, что при назначении чистого петролеума в каплях он получил хорошие результаты при различных хронических катарах, при отморожениях и трещинах, при притуплении слуха и шуме в ушах” (Жуссе).

Резюме

Петролеум одно из наших лучших противопсорных средство. Он по заслугам занимает место рядом с сульфуром , графитом , каустикум с ликоподием. Сыпи, которые он вызывает и излечивает, очень похожи на сыпи графита. Самая характерная его особенность, которая часто облегчает выбор при многих заболеваниях и, в особенности, при сыпях, это ухудшение зимою (алое, алюмина , псоринум). Он вызывает катарр слизистых оболочек, особенно, в мочевых путях.

PROНЕФТЬ. Профессионально о нефти. – 2017 - № 2(4). – С. 53-60

УДК 551.351.2:553.981/.982

Г.А. Заварзина , к.г.-м.н., Д.С. Шапабаева, Р.Р. Мурзин, О.А. Захарова, Д.А. Колчанов
Научно-Технический Центр «Газпром нефти» (ООО «Газпромнефть НТЦ»)

Ключевые слова: шельф, Восточно-Сибирское море, сейсморазведка, аэрогравимагниторазведка, тектоника, Северо-Чукотский бассейн, моделирование углеводородных систем

Шельф Восточно-Сибирского моря находится на региональной стадии изучения. Наименьшей изученностью сейсмическими методами характеризуется его восточная часть. Ранее представления о его геологическом строении базировались в основном на данных геологической съемки островов и прилегающей суши, а также интерпретации потенциальных полей. Проблеме тектонического районирования Восточно-Арктического региона посвящено ограниченное число работ. Некоторые охватывают весь регион, другие — отдельные его части. Большинство существующих тектонических моделей основано на морфологическом принципе выделения главных структурных элементов, который в отдельных случаях дополняется характеристиками, связанными с предполагаемым возрастом фундамента. В результате комплексного анализа геолого-геофизических данных (морской сейсморазведки, аэрогравимагниторазведки, материалов геологической съемки островов) специалистами ООО «Газпромнефть НТЦ» выполнено тектоническое районирование Восточно-Сибирского и Чукотского морей. Проведенные исследования выполнялись с целью выделения перспективных объектов и оценки их нефтегазоносности в пределах Северо-Врангелевского лицензионного участка.

Tectonic zonation of the East Siberian Sea and Chukchi Sea shelf based on integrated interpretation of geological & geophysical data

G.A. Zavarzina, D.S. Shapabaeva, R.R. Murzin, O.A. Zakharova, D.A. Kolchanov
Gazpromneft NTC LLC, RF, Saint-Petersburg

Keywords: shelf, East Siberian Sea, seismic survey, aerogravity and magnetic survey, tectonic setting, North Chukchi basin, petroleum system modeling

The shelf of the East Siberian Sea is currently in the regional exploration stage. Its eastern part remains the least explored by seismic studies. Knowledge about the region’s geology was largely shaped by the results produced by geological surveying of the islands and the adjoining mainland as well as gravity and magnetic data interpretation. Tectonic zonation of the Eastern Arctic region is discussed in a limited number of scientific papers. Some papers encompass the entire region, while others focus on its individual areas. Most existing tectonic models rest upon a morphological approach to identifying the key structural elements. Some models are supplemented by characteristics related to the inferred age of the basement. Geoscientists at LLL Gazpromneft Science and Technology Centre have accomplished tectonic zonation of the East Siberian and Chukchi Sea shelf by drawing on the combined evidence from G&G data (marine seismic and airborne gravity and magnetic prospecting, geological surveying of the islands). The studies were conducted with the purpose of identifying prospects and assessing their hydrocarbon potential within the North Wrangel licence block (NWLB)

введение

Шельф Восточно-Сибирского моря находится на региональной стадии изучения. Наименьшей изученностью сейсмическими методами характеризуется восточная часть шельфа. Ранее представления о его геологическом строении базировались в основном на данных геологической съемки островов и прилегающей суши, а также на интерпретации потенциальных полей.

В результате комплексного анализа геолого-геофизических данных (морской сейсморазведки, аэрогравимагниторазведки, материалов геологической съемки островов) специалистами ООО «Газпромнефть НТЦ» выполнено тектоническое районирование Восточно-Сибирского и Чукотского морей. Проведенные исследования выполнялись с целью выделения перспективных объектови оценки их нефтегазоносностив пределах Северо-Врангелевского лицензионного участка (СВЛУ).

Общая характеристика геологического строения региона

В тектоническом отношении рассматриваемый регион включает Восточно-Арктическую эпикаледонскую платформу и Новосибирско-Чукотскую эпипозднекиммерийскую плиту (рис. 1). Границей между этими структурами является региональный разлом Врангеля .

Рис. 1. Схема тектонического районирования Восточно-Сибирского и Чукотского морей в пределах СВЛУ:
I – Центрально-Арктическая область реликтовых структур: I-A – впадина Подводников, I-Б – поднятие Менделеева, I-В – рифт Чарли, I-Г – Чукотское поднятие - I-Г1 – рифт Нортвинд, I-Г2 – хребет Нортвинд, I-Д – Канадская котловина; II – Восточно-Арктическая платформа: II-A – поднятие Де-Лонга - II-A1 – Жаннетский горст, II-A2 – Восточно-Жоховский горст, II-Б – Северо-Чукотский мегапрогиб - II-Б1 – Западная впадина, II-Б2 – Восточно-Сибирская ступень, II-Б3 – Восточная впадина, II-Б4 – Северо-Дремхедская ступень, II-Б5 – Дремхедский грабен - II-Б51 – Западно-Дремхедская ступень, II-Б6 – Северо-Врангелевская ступень (прогиб), II-В – Чукотско-Бофортская область, II-В1 – Северо-Чукотское поднятие, II-В2 – трог Ханна, II-В3 – Южно-Чукотское поднятие, II-В4 – свод Барроу, II-В5 – прогиб Колвилл; III – Новосибирско-Чукотская плита: III-А – Котельническое поднятие, III-Б – Новосибирский мегапрогиб, III-Б1 – Благовещенская терраса, III-Б2 – Новосибирский грабен, III-Б3 – Илин-Юрский грабен, III-Б4 – Мельвильская впадина, III-Б5 – Медвежинское поднятие, III-В – Барановско-Певекская зона блоковых поднятий и впадин, III-В1 – Северная терраса, III-В2 – Барановское поднятие, III-В3 – Южно-Барановская седловина, III-В4 – Певекское поднятие, III-В5 – Айонская впадина, III-Г – Врангелевско-Геральдско-Брукская зона блоковых поднятий и впадин, III-Г1 – Пегтымельский прогиб, III-Г2 – Шелагско-Мамонтовское поднятие: III-Г21 – Западно-Врангелевский выступ, III-Г22 – Южно-Дремхедская ступень, III-Г23 – Шелагский свод, III-Г24 – Северо-Шелагский вал, III-Г25 – Западно-Мамонтовская ступень, III-Г26 – Мамонтовский свод, III-Г27 – Песцовый грабен, III-Г3 – поднятие Врангеля, III-Г4 – впадина Биллингса, III-Г5 – Южно-Чукотский прогиб: III-Г51 – впадина Шмидта, III-Г52 – выступ Лонга, III-Г53 – Энурминский свод, III-Г54 – впадина Хоуп, III-Г6 – поднятие Геральда: III-Г61 – неизвестный грабен, III-Г62 – грабен Эванса, III-Г63 – вал Тигара, III-Г7 – поднятие Брукса, III-Г71 – вал Коцебу, III-Г72 – впадина Коцебу

Складчатый фундамент Восточно-Арктической платформы сложен интенсивно дислоцированными осадочными, магматическими и метаморфическими породами, относящимися предположительно к периоду от верхнего протерозоя до верхнего девона . Отложения разреза осадочного чехла по сейсморазведочным данным прогнозируются в диапазоне от нижнего карбона(?) до кайнозоя. Толщина чехла изменяется от 5-12 до 18-20 км, увеличиваясь с юга на север и с запада на восток. Боʹльшая часть разреза осадочного чехла представлена отложениями мела и кайнозоя.

На позднекиммерийском складчатом основании Новосибирско-Чукотской плиты залегают осадочные комплексы от апта до кайнозоя. Толщина их составляет 0,5–2 км на поднятиях и до 5–7 км в прогибах.

Таким образом, исходя из структурно-формационного анализа пород, распространенных на прилегающей суше и островном обрамлении, акустический фундамент в пределах СВЛУ объединяет разновозрастные образования от протерозоя до апта-альба нижнего мела, дислоцированные в каледонскую и позднекиммерийскую фазы тектогенеза.

Комплексный анализ геолого-геофизических данных

Район СВЛУ характеризуется существенной дифференциацией глубин залегания поверхности складчатого фундамента от 0,5 - 2 км на поднятиях до 12 - 20 км в прогибах.

Тектоническое районирование выполнялось на основе анализа рельефа поверхности складчатого фундамента, закартированного по сейсморазведочным данным с учетом результатов аэрогравимагниторазведки. Ввиду ограниченного объема сейсмических данных на шельфе Восточно-Сибирского моря основу тектонического районирования составили результаты аэрогравимагниторазведки. Анализ потенциальных полей позволил уточнить границы основных тектонических элементов в пределах участка и положение дизъюнктивных нарушений, играющих существенную роль в формировании блоков фундамента и структуры осадочного чехла.

Главными структурными элементами на площади СВЛУ являются Северо-Чукотский мегапрогиб (СЧМП) на севере и Врангелевско-Геральдско-Брукская зона (ВГБЗ) блоковых поднятий и впадин на юге, которые различаются как по возрасту складчатого фундамента, так и по толщине осадочного чехла и последовательности слагающих его сейсмокомплексов. Эти региональные элементы отчетливо выделяются в структуре аномалий потенциальных полей (рис. 2).

Рис. 2. Карта аномалий гравитационного поля в редукции Буге (ЗВВ – Западно-Врангелевский выступ): дизъюнктивные нарушения:
1 – сбросы; 2 – надвиги и взбросы; 3 – сдвиги; 4 – сбросо-сдвиги

ВГБЗ блоковых поднятий и впадин выделена в пределах Новосибирско-Чукотской эпипозднекиммерийской плиты. С запада на восток в пределах ВГБЗ обособляются Пегтымельский прогиб, Западно-Врангелевский выступ, Южно-Дремхедская ступень, Шелагский свод, Северо-Шелагский вал, Западно-Мамонтовская ступень и Гусиный грабен (см. рис. 1).

Гравитационное поле в пределах ВГБЗ характеризуется чередованием положительных и отрицательных зон, четкой линейностью и высокими градиентами на краях локальных аномалий . Положительным аномалиям соответствуют поднятия, отрицательным – впадины и прогибы, которые также закартированны по сейсморазведочным данным (см. рис. 2). При этом в гравитационном поле наблюдаются разноориентированные аномалии. Так, на о. Врангеля и в юго-восточной части СВЛУ преобладают северо-восточные тренды простирания изолиний, в западной части СВЛУ – северо-западные, на остальной акватории – северные (см. рис. 2). Дискордантное взаимоотношение аномалий гравитационного поля в пределах ВГБЗ свидетельствует о сложном строении складчатого фундамента, внутренняя структура которого контролируется тектоническими нарушениями северо-восточного, северо-западного и меридионального направлений.

Разломы северо-восточного направления в пределах складчатой ВГБЗ интерпретируются как надвиги с правосдвиговой компонентой, которая проявляется смещением аномалий вдоль границ позднекиммерийских блоков. Выделенные дизъюнктивные нарушения подтверждаются и сейсморазведочными данными.

Характер нарушений позволяет предположить, что позднекиммерийская структура ВГБЗ формировалась в обстановке сжатия в северо-восточном направлении в период от средней юры до позднего мела. Основные деформации относятся к раннему мелу – палеоцену . Разрывы северо-западного и широтного направлений представлены преимущественно сбросами и сбросо-сдвигами. Они контролируют борта прогибов и грабенов.

В составе Восточно-Арктической платформы на площади СВЛУ выделены две отрицательные структуры: Дремхедский грабен и Северо-Чукотский мегапрогиб.

• Дремхедский грабен расположен между Западно-Врангелевским выступом и Северо-Шелагским валом. Структура слабо изучена сейсморазведкой, поэтому северная граница грабена проведена условно. В гравитационном поле грабен выражен отрицательными значениями аномалий субширотного простирания. В осевой зоне грабена в гравитационном поле выделяется положительная аномалия от 2 до 20 мГал, которая, вероятно, связана с выступом складчатого фундамента (см. рис. 2).
  Положение грабена, его размеры и характер сочленения с СЧМП пока до конца не ясны, что обусловлено слабой сейсмической изученностью. Толщина осадочного чехла в грабене составляет 10-12 км и к северу увеличивается. Можно предположить, что он развивался после среднеюрской инверсии и, следовательно, сформирован верхнеюрско-нижнемеловым, апт-верхнемеловым и кайнозойским комплексами пород. Наличие палеозойских комплексов в основании осадочного чехла остается дискуссионным.
• Северо-Чукотский мегапрогиб – самая крупная структура шельфа Восточной Арктики – простирается с запада на восток. Его западный борт примыкает к поднятию Де-Лонга, восточный – к Северо-Чукотскому поднятию (см. рис. 2). На юге региональный разлом Врангеля отделяет его от ВГБЗ. На севере мегапрогиб раскрывается в котловину Подводников.
  В центральной части СЧМП наблюдаются крупные отрицательные аномалии гравитационного поля, отвечающие отдельным депрессиям в рельефе поверхности фундамента. В структуре аномалий гравитационного поля на южном борту СЧМП выделяется зона субширотного простирания, фиксирующая положение поперечных разломов. Эти разломы проявляются как сбросо-сдвиги, по которым поверхность фундамента погружается в северном направлении до глубины 18-20 км. Возможно, СЧМП со второй половины раннего мела (апт-альб) формировался под влиянием процессов растяжения, связанных с развитием структур Северного Ледовитого океана.
  В связи со слабой изученностью северной части акваторий Восточно-Сибирского и Чукотского морей геологическое строение СЧМП остается неясным. Прогиб относится к типу внутриконтинентальных осадочных бассейнов, толщина осадков достигает 15-20 км (рис. 3). Механизм образования таких структур является дискуссионым. В настоящее время существуют две основные концепции его строения.

Рис. 3. Геолого-геофизический разрез по профилю RU2-1400-RU1-1400 (а ) и схема положение профиля (б )

Одни исследователи предполагают, что подобные структуры формируются вследствие растяжения литосферы, возможно, ее раскола и образования коры океанического типа , другие считают, что причиной погружения коры во впадинах подобного типа является утонение коры, вызванное подъемом магматического плюма .

Результаты моделирования гравитационного поля под СЧМП показывают заметное утонение консолидированной коры до 1,5-2,0 км, особенно ее верхней части, при относительно высокой плотности – 2,70 г/cм 3 . При этом на временных разрезах по профилям, расположенным вкрест простирания структуры, не наблюдается признаков растяжения в виде крупных сбросовых дислокаций в бортовых зонах мегапрогиба, что противоречит гипотезе растяжения литосферы (см. рис. 3). По своему строению СЧМП сходен с нефтегазоносными сверхглубокими бассейнами, приуроченными к Прикаспийской, Южно-Каспийской впадинам и Восточно-Баренцевскому мегапрогибу .

Характеристика перспективных участков

Проведенные комплексные геолого-геофизические исследования позволили уточнить строение ранее выделенных локальных структур и выявить новые перспективные объекты.

Одним из наиболее интересных участков является южная бортовая зона СЧМП – Западно-Мамонтовская ступень (рис. 4). Она изучена несколькими сейсмическими профилями МОВ ОГТ. Глубины залегания складчатого основания изменяются от 4 до 12 км. Ступень ограничена сбросами северо-западного и сбросо-сдвигами субширотного направлений с амплитудой смещения от 1–3 до 5–7 км. Разрез осадочного чехла в пределах ступени представлен верхнеюрско-нижнемеловым, аптским, апт-альбским, верхнемеловым и кайнозойским комплексами пород. Толщина верхнеюрско-нижнемеловых отложений, кровля которых находится на глубине 9–10 км, составляет 1–2 км. Основную часть чехла образуют терригенные отложения мела, максимальная их толщина достигает 7 км. Толщина кайнозойских отложений – 3–5 км.

Рис. 4. Геолого-геофизический разрез по профилю ES10Z22_m (положение профиля показано на рис. 3, б )

В результате интерпретации данных сейсморазведки в пределах ступени в меловых и кайнозойских отложениях выявлено несколько перспективных локальных структур, осложненных дизъюнктивными нарушениями. Время формирования ловушек – поздний мел-палеоцен. Сквозные нарушения, осложняющие Западно-Мамонтовскую ступень, могли как привести к разрушению и переформированию залежей, так и стать барьером для флюидов.

К наиболее перспективным участкам с точки зрения поиска и разведки углеводородов также относятся бортовые зоны Дремхедского грабена, но ввиду его слабой изученности в меловых-кайнозойских отложениях выявлены всего две антиклинальные структуры и зона развития литолого-стратиграфических ловушек. Анализ условий седиментации в сочетании с перерывами в осадконакоплении дает возможность ожидать здесь широкое развитие ловушек неструктурного типа и в связи с этим определенные сложности в оценке перспектив нефтегазоносности СВЛУ.

Результаты тектонического анализа позволяют предположить, что основными очагами нефтегазо-генерации углеводородов в пределах участка являются СЧМП и Дремхедский грабен, а их бортовые зоны – областями вероятной аккумуляции углеводородов.

Ввиду отсутствия пробуренных скважин в регионе нет прямых данных об элементах углеводородных систем, в том числе о нефтегазоматеринских толщах (НГМТ). Скважины, пробуренные в американском секторе Чукотского моря (Крэкерджек, Попкорн, Бургер, Клондайк, Диамонд), расположены в пределах другой структурно-формационной зоны.

Вместе с тем проведенные палеогеографические реконструкции и литолого-фациальная характеристика отложений дают возможность предположить, что формирование осадочных комплексов от нижнего карбона(?) до кайнозоя в пределах СЧМП и Дремхедского грабена происходило в морских и прибрежно-морских условиях, благоприятных для образования НГМТ.

С целью выделения перспективных объектов и оценки перспектив нефтегазоносности СВЛУ выполнено численное моделирование углеводородных систем. В условиях значительной неопределенности исходной геологической информации, использованной для моделирования, а также отсутствия калибровочных данных был применен вариативный подход. С учетом регионального характера исследований решалась задача оценки зрелости потенциальных НГМТ в разрезе (в том числе к моменту формирования ловушек), контролируемой тепловой историей бассейна. Рассмотрены сценарии с постоянными значениями базального теплового потока от 40 до 60 мВт/м 2 .

Реконструкция тепловой эволюции Северо-Чукотского бассейна показала, что для всех сценариев теплового режима степень катагенетической преобразованности органического вещества (ОВ) НГМТ нижнекаменноугольно-среднепермского (?), верхнепермско-нижнеюрского и верхнеюрско-нижнемелового комплексов в наиболее погруженной части бассейна соответствует зоне апокатагенеза на современном этапе развития углеводородных систем. В прибортовых частях бассейна нижнемеловая НГМТ только в случае пониженных значений (40 мВт/м 2) теплового потока может в настоящее время находиться в главной зоне газообразования (ГЗГ) (рис. 5).

Рис. 5. Схема катагенетической зрелости ОВ по профилю ES10Z22_m при базальном тепловом потоке 40 мВт/ м 2

Потенциальные НГМТ отложений аптского, аптальбского и верхнемелового комплексов находятся в ГЗГ. Катагенетическая зрелость ОВ НГМТ нижней части кайнозойского комплекса соответствует главной зоне нефтеобразования (ГЗН).

В наиболее погруженной части Дремхедского грабена вероятные НГМТ нижнекаменноугольно-среднепермского(?) и верхнепермско-нижнеюрского комплексов также в настоящее время являются перезрелыми или находятся на поздней стадии главной фазы газообразования.

Верхнеюрско-нижнемеловой, аптский и апт-альбский комплексы находятся на стадии преимущественной генерации газа, а верхнемеловой комплекс – на стадии преимущественной генерации нефти. ОВ кайнозойского комплекса является «незрелым» .

Предварительные результаты моделирования также указывают на высокую вероятность миграции углеводородов (при наличии резервуаров) в бортовые зоны СЧМП и Дремхедского грабена.

Таким образом, источником углеводородов для перспективных объектов Западно-Мамонтовской ступени могут являться потенциальные меловые и кайнозойские НГМТ.

Как известно, на всей площади Восточно-Арктического региона интенсивно проявился кайнозойский аплифт, амплитуда которого, по разным данным, составила от 0,5 до 3,0 км . Это геологическое событие могло оказать влияние на развитие углеводородных систем – формирование ловушек и сохранность залежей. Так, в скважинах, пробуренных в американском секторе Чукотского моря, получены непромышленные притоки углеводородов. Возможно, отсутствие крупных скоплений углеводородов в северной части Аляскинского шельфа обусловлено неблагоприятным фактором соотношения времени генерации, миграции, аккумуляции углеводородов и формирования ловушек.

В пределах российской части Восточно-Арктического региона аплифт хотя и проявился, о чем свидетельствует отсутствие меловых и кайнозойских отложений на о. Врангеля, но его амплитуда в СЧМП была значительно меньше . Результаты комплексной интерпретации геологических данных, выполненной в рамках настоящего исследования, свидетельствуют о том, что кайнозойский аплифт в пределах Северо-Чукотского бассейна не оказал отрицательного влияния на сохранность залежей. Это повышает вероятность обнаружения значительного углеводородного потенциала на рассматриваемых площадях в пределах СВЛУ и снижает геологические риски.

Заключение

Проведенные комплексные геолого-геофизические исследования в пределах Северо-Врангелевского лицензионного участка позволили определить как общий структурный план региона, так и морфологиюосновных структур и перспективных объектов.

Численное бассейновое моделирование дало возможность определить зоны наиболее вероятной аккумуляции углеводородов. К ним относятся Западно-Мамонтовская ступень и бортовые зоны Дремхедского грабена, где могут быть обнаружены скопления как жидких, так и газообразных углеводородов.

Наличие крупных структур и благоприятные структурно-фациальные обстановки осадконакопления указывают на значительный углеводородный потенциал СВЛУ. Основными объектами поиска являются ловушки структурно-тектонического и литолого-стратиграфического типов в верхнемеловом и кайнозойском комплексах.

Вместе с тем существуют определенные риски, связанные со степенью зрелости нефтегазоматеринских отложений и наличием покрышек, способные существенно повлиять на оценку начальных суммарных ресурсов углеводородов. В связи с этим необходимо дальнейшее изучение района СВЛУ с применением современных комплексных геофизических методов (гравимагниторазведки и сейсморазведки), сейсмостратиграфического анализа, седиментационного и бассейнового моделирования, позволяющих полномасштабно оценить потенциальные геологические риски и повысить достоверность нефтегазогеологического прогноза.

Список литературы

1. Петровская Н.А., Савишкина М. А. Сопоставление сейсмокомплексов и основных несогласий в осадочном чехле шельфа восточной арктики//Нефтегазовая геология. Теория и практика. — 2014. — Т. 9. — № 3. —http://www.ngtp.ru/rub/4/39_2014.pdf.
2. Хаин В.Е., Филатова Н.И., Полякова И. Д. Тектоника, геодинамика и перспективы нефтегазоносности Восточно-Арктических морей и их континентального обрамления. — М.:Наука, 2009. — С. 193-203.
3. Drachev S.S., Malyshev N.A., Nikishin A. M. Tectonic history and petroleum geology of the Russian Arctic Shelves: an overview// Arctic Petroleum Geology. Petroleum Geology Сonference series. — 2010. — v. 7. — P. 591-619.
4. Богданов Н.А., Хаин В. Е. Тектоническая карта Баренцева моря и севера Европейской части России. Масштаб 1:2 500 000. Объяснительная записка. — М.: Институт литосферы РАН, 1996.
5. Результатыструктурно-тектонического районирования потенциальных полей Северного Ледовитого океана при составлении новой циркумполярной тектонической карты Арктики / В. Ю. Глебовский, А. А. Черных, В. Д. Каминский, В. А. Поселов // Геолого-геофизические характеристики литосферы Арктического региона. Труды ВНИИОкеаногелогия. — 2012. — Вып. 8. — С. 20-29.
6. К обоснованию стратиграфической привязки опорных сейсмических горизонтов на Восточно-Арктическом шельфе и в области Центрально-Арктических поднятий// Л. А. Дараган -Сущова, Н. Н. Соболев, Е. О. Петров [и др.]//Региональная геология и металлогения. — 2014. — № 58. — С. 5-21.
7. Перспективы поисков нефти и газа на шельфе Восточно-Сибирского моря / Г. А. Заварзина, Р. Р. Мурзин, Д. Ш. Шапабаева, О. А. Захарова // Труды VII Международной научно-практической конференции и выставки. Санкт-Петербург. 2016.
8. Проблемы тектоники и углеводородный потенциал российского сектора Чукотского моря/ В. Е. Вержбицкий, С. В. Малышева, С. Д. Соколов [и др.]. //Нефтяное хозяйство. — 2012. — № 12. — С. 8-13.
9. Остров Врангеля: геологическое строение, минерагения, геоэкология / под ред. М. К. Косько и В. И. Ушакова. — СПб.: ВНИИОкеангеология, 2003. — 137 с.
10. Артюшков Е. В. Образование сверхглубокого Северо-Чукотского прогиба вследствие эклогитизации нижней части континентальной коры. Перспективы нефтегазоносности // Геология и геофизика. — 2010. — Т. 51. — № 1. — С. 61-74.
11. Савин В.А., Пискарев А. Л. Строение земной коры восточной части Восточно-Сибирского моря // Геолого-геофизические характеристики литосферы Арктического региона. Труды ВНИИОкеангеология. — 2012. — Вып. 8. — С. 41-44.
12. Шапабаева Д.Ш., Заварзина Г.А., Захарова О. А. Геологическое строение и оценка перспектив нефтегазоносности Восточно-Сибирского моря на основе моделирования углеводородных систем // ТрудыVI Международной научно-практической конференции «Геокрым» — проблемы нефтегазовой геологии и геофизики. Алушта. 2016.
13. PetroleumSystem Modeling of Northern Alaska /O. Schenk, K. E. Peters , L. B. Magoon , K. J. Bird in K. E. Peters , D. J. Curry , and M. Kacewicz, eds.//Basin Modeling: New Horizons in Research and Applications: AAPG Hedberg Series, 2012. — N. 4. — P. 317- 338.

Reference

1. Petrovskaya N.A., Savishkina M.A., Sedimentary cover of the Eastern Arctic shelf — comparison of seismic complexes and main unconformity (In Russ.), Neftegazovaya geologiya. Teoriya i praktika, 2014, v. 9, no. 3, URL: http://www.ngtp.ru/rub/4/39_2014.pdf.
2. Khain v. E., Filatova N.I., Polyakova I.D., Tektonika, geodinamika i perspektivy neftegazonosnosti Vostochno-Arkticheskikh morey i ikh kontinental’nogo obramleniya (Tectonics, geodynamics and prospects of oil and gas potential of the Eastern Arctic seas and their continental framing), Moscow: Nauka Publ., 2009, pp. 193-203.
3. Drachev S.S., Malyshev N.A., Nikishin A.M., Tectonic history and petroleum geology of the Russian Arctic Shelves: an overview, Arctic Petroleum Geology. Geological Society, London, 2011.
4. Bogdanov N.A., Khain v. E., Tektonicheskaya karta Barentseva morya i severa Evropeyskoy chasti Rossii. Masshtab 1:2 500 000. Ob"yasnitel’naya zapiska (Tectonic map of the Barents Sea and the north of the European part of Russia. Scale 1: 2 500 000. Explanatory note), Moscow: Publ. of Institute of the Lithosphere of the Russian Academy of Sciences, 1996.
5. Glebovskiy v. Yu., Chernykh A.A., Kaminskiy v. D., Poselov v. A.,Rezul ’taty strukturno-tektonicheskogo rayonirovaniya potentsial’nykh poley Severnogo Ledovitogo okeana pri sostavlenii novoy tsirkumpolyarnoy tektonicheskoy karty Arktiki (Results of structural-tectonic zoning of potential fields of the Arctic Ocean in the compilation of a new circumpolar tectonic map of the Arctic), Collected papers « Geologo-geofizicheskie kharakteristiki litosfery Arkticheskogo regiona» (Geological and geophysical characteristics of the lithosphere of the Arctic region), St. Petersburg: Publ. of VNIIOkeangeologiya, 2012, v. 8, pp. 20-29.
6. Daragan-Sushchova L.A., Sobolev N.N., Petrov E.O., Grin’ko L.R. et al., To substantiation of stratigraphy binding of the key seismic horizons on the East-Arctic Shelf and in the area of Central Arctic uplifts (In Russ.), Regional’naya geologiya i metallogeniya = Regional geology and metallogeny, 2014, v. 58, pp. 5-21.
7. Zavarzina G.A., Murzin R.R., Shapabaeva D.Sh., Zakharova O.A., Perspektivy poiskov nefti i gaza na shel’fe Vostochno-Sibirskogo morya (Prospects for oil and gas exploration in the East Siberian Sea shelf), Proceedings of VII International Scientific and Practical Conference and Exhibition, St. Petersburg, 2016.
8. Verzhbitskiy v. E., Malysheva S. v. , Sokolov S.D. et al., Problems of tectonics and petroleum potential of Russian sector of the Chukchi Sea (In Russ.), Neftyanoe khozyaystvo = Oil Industry, 2012, no. 12, рр. 8-13.
9. Ostrov Vrangelya: geologicheskoe stroenie, minerageniya, geoekologiya (Wrangel Island: geological structure, mineralogy, geoecology): edited by Kos’ko M.K., Ushakov v. I., St. Petersburg: Publ. of VNIIokeangeologiya, 2003, 137 р.
10. Artyushkov E. v. , The superdeep North Chukchi Basin: formation by eclogitization of continental lower crust, with petroleum potential implications (In Russ.), Geologiya i geofizika = Russian Geology and Geophysics, 2010, v. 51, no. 1, pp. 61-74.
11. Savin v. A., Piskarev A.L., Stroenie zemnoy kory vostochnoy chasti Vostochno-Sibirskogo morya (The structure of the earth’s crust of the eastern part of the East Siberian Sea), Collected papers « Geologo-geofizicheskie kharakteristiki litosfery Arkticheskogo regiona» (Geological and geophysical characteristics of the lithosphere of the Arctic region), St. Petersburg: Publ. of VNIIOkeangeologiya, 2012, pp. 41-44.
12. Shapabaeva D.Sh., Zavarzina G.A., Zakharova O.A., Geologicheskoe stroenie i otsenka perspektiv neftegazonosnosti Vostochno-Sibirskogo morya na osnove modelirovaniya uglevodorodnykh sistem (Geological structure and assessment of oil and gas prospects of the East Siberian Sea on the basis of modeling hydrocarbon systems), Proceedings of VI International Scientific and Practical Conference «Geokrym» — problemy neftegazovoy geologii i geofiziki» (GeoCrimea — problems of oil and gas geology and geophysics), Alushta, 2016.
13. Schenk O., Peters K.E., Magoon L.B., Bird K.J., Petroleum System Modeling of Northern Alaska: edited by Peters K.E., Curry D.J., Kacewicz M., In: Basin Modeling: New Horizons in Research and Applications, AAPG Hedberg Series, 2012, no. 4, pp. 317- 338.

The reference to this article in English is:

G.A. Zavarzina, D.S. Shapabaeva, R.R. Murzin, O.A. Zakharova, D.A. Kolchanov. Tectonic zonation of the East Siberian Sea and Chukchi Sea shelf based on integrated interpretation of geological & geophysical data (In Russ.), PRONEFT"". Professional’no o nefti, 2017, no. 2(4), pp. 53-60.