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se déposant facilement par décantation et les dernières traces étant enlevées par filtration sur du sable. Les huiles obtenues par ce procédé présentent, en général, une viscosité plus élevée que dans le cas du chauffage sous pression en présence de terre plus grossière, en particulier dans le cas du traitement en période acide. Dans le cas de ces anciennes installations de chauffage sous pression, les filtres à décantation conviennent parfaitement comme cuves de mélange et de chauffage, à condition de ne pas employer des températures trop élevées, mais ceci, évidemment, aux dépens de l'encombrement. Le procédé le meilleur pour le
aux dépens de l'encombrement. Le procédé le meilleur pour le mélange de l'huile et de l'argile, paraît être l'emploi d'un réchauffeur et d'une pompe centrifuge en série. L'emploi de vapeur saturée après que l'huile ait atteint une température suffisante pour empêcher la condensation de l'eau qui diminuerait l'activité de l'argile semble devoir donner de bons résultats, en protégeant en grande partie l'huile contre l'oxydation. (OU and Gas Journal, 29 sept. 1927.) Détérioration des huiles minérales Brian Mead et ses Collaborateurs. Cet article se rapporte à l'étude de l'oxydation des huiles, par la méthode statique, dans deux cas différents suivant que
par la méthode statique, dans deux cas différents suivant que l'huile est en contact avec l'atmosphère ou avec une quantité limitée d’oxygène. Dans le premier cas, les résultats obtenus concordent parfaitement, mais on ne peut qu'étudier les résultats de l'oxydation, car il est impossible de mesurer la quantité d'oxygène fixée. Dans le deuxième cas, au contraire, il est possible, de suivre à chaque instant le degré d'oxydation, mais l'appareillage est plus compliqué. Le travail comprend trois parties : dans la première, les auteurs étudient l'effet, sur l'oxydation des huiles en tubes fermés, de la température, de la grandeur de la
tubes fermés, de la température, de la grandeur de la surface libre, du degré de non-saturation de l'huile ainsi que le développement de l'acidité et la formation des dépôts. Dans la deuxième partie, ils indiquent les résultats obtenus par des essais rapides sur le « Nujol » et une huile de transformateur courante; enfin, dans la troisième, les effets de divers anti-oxydants sur la formation des dépôts dans les huiles de transformateur, l'oxydation étant encore réalisée en tubes ouverts. Première partie. -— Dans un transformateur, la température de l'huile ne dépasse généralement pas 100° C., mais à cette température, l'oxydation
dépasse généralement pas 100° C., mais à cette température, l'oxydation est relativement faible. D'autre part, en opérant à 200°, on peut craindre l'inflammation, à la fois de l'échantillon et du bain de chauffage. Aussi les essais furent-ils entrepris à 130° C., la température étant réglée à 0°,5 près. Ces essais montrèrent que, bien que la vitesse d'absorption de l'oxygène soit constante, la vitesse de transformation d'acides et des dépôts croissait rapidement avec le temps. Mais, étant donnée la température relativement élevée à laquelle on opérait, on pouvait se demander si les phénomènes dus à l'oxydation étaient les mêmes que dans
les phénomènes dus à l'oxydation étaient les mêmes que dans un transformateur en service courant. Les expériences suivantes montrèrent qu'il n'en était pas ainsi. Des échantillons d'une même huile furent chauffés à 130, 140 et 150°, toutes choses égales d'ailleurs. A 130 et 140°, il y avait formation de dépôt, mais ce dépôt était soluble dans le sulfure de carbone. À 150°, le dépôt était beaucoup plus abondant et en partie insoluble. Ces expériences montrèrent également que le coefficient de variation de l’absorption de l’oxygène entre 120 et 130° était de 2,4 pour 10°. Cette valeur élevée montre que la
de 2,4 pour 10°. Cette valeur élevée montre que la diffusion de l’oxygène dans l’huile n’est pas le facteur important. D’autre part, dans aucune des expériences, l’huile n’était agitée, mais on trouva que, pour une surface exposée à l’oxygène variant entre 0,2 et 0,4 centimètres carrés par gramme d’huile, la quantité d’oxygène absorbée par gramme d’huile était la même dans un temps donné. Ceci signifie, évidemment, que la vitesse de dissolution de l’oxygène dans l’huile est supérieure, à 120°, à la vitesse d’oxydation de l’huile. Mais à 130°, l’influence de la surface exposée à l’oxygène commence à entrer en jeu
la surface exposée à l’oxygène commence à entrer en jeu et à 150°, elle a une influence très nette. Il est probable que la variable la plus importante dans l’oxydation est le degré de non-saturation de l’huile, mais il n’y a pas de proportionnalité nette entre la non-saturation et l’oxydabilité d’une huile bien qu’elles paraissent varier dans le même sens. Leur rapport est toutefois à peu près constant pour chaque classe d’huile. Quant à l’acidité et à la formation des dépôts, les essais, entrepris à 120°, montrèrent nettement que la réaction produisant l’acidité est auto-catalytique. La courbe acidité-quantité d’oxygène absorbée
réaction produisant l’acidité est auto-catalytique. La courbe acidité-quantité d’oxygène absorbée a la forme d’un « S », l’acidité augmentant d’abord très lentement, puis croissant rapidement pour devenir ensuite parfois stationnaire. Il en serait de même pour la formation des dépôts, mais les auteurs n’ont pu déterminer si cette formation de dépôts était produite par la présence des composés acides. Il est possible que le dépôt soluble se forme avec une vitesse constante et que les acides présents tendent à le polymériser et à le rendre insoluble à moins qu’ils ne soient la cause de la production directe de dépôts insolubles.
soient la cause de la production directe de dépôts insolubles. La courbe acidité-dépôts montre que l’acidité se développe plus rapidement au début que les dépôts et qu’il faut un certain temps pour que cette formation de dépôts s’accélère. Deuxième partie. — Les essais eurent lieu à 150° C., le critérium de l’oxydation étant le développement de l’acidité et la formation des dépôts. Le « Nijol » fut d’abord employé pour mettre au point la méthode. Avec lui, la courbe acidité-temps est à très peu près une droite. Aucun dépôt ne se formait pendant la durée de l’expérience. Les autres essais
se formait pendant la durée de l’expérience. Les autres essais furent entrepris sur un échantillon d’huile à transformation courante (Transit OU, N° 10). Ces essais montrèrent que si le développement de l’acidité est auto-catalytique avec de l’huile neuve, elle ne l’est naturellement plus avec une acidité initiale assez forte obtenue par des additions supérieures à 5 % d’huile déjà détériorée. De plus, la formation de dépôts paraît être grandement influencée par l’acidité initiale de l’huile, une huile acide donnant beaucoup plus de dépôts qu’une huile neuve. Troisième partie. — Le critérium fut alors la formation de dépôt. Le dépôt formé
critérium fut alors la formation de dépôt. Le dépôt formé après 130 heures de chauffage à 130°, était recueilli sur un filtre de Gooch et lavé à l’éther de pétrole, et séché à poids constant à 110° à l’air libre. Des 117 substances essayées, 48 se montrèrent capables de diminuer cette formation de dépôt, les autres n’ayant que peu d’effet ou même tendant à faciliter la formation de dépôt. Parmi celles ayant l’action anti-oxydante la plus marquée, il faut citer le soufre, le nitro-crésol et le nitrobenzène, mais on ne put établir aucune loi générale, certains corps très voisins des
put établir aucune loi générale, certains corps très voisins des meilleurs anti-oxydants ayant une action catalytique positive très marquée. (Industrial and Engineering Chemistry, N° 19, p. 1240.) L’Industrie Chimique Française et un Groupe Allemand créent une raffinerie en France L’augmentation du capital de la Compagnie des Produits Chimiques et de l’Etang de Berre, qui avait été fondée par le groupe de Vrilmin Corporation et de la Compagnie des Terres Rares, constitue un événement de primordiale importance dans le développement de l’industrie du raffinage en France, particulièrement favorisée par les lois des 16 et 30 mars 1928, ainsi que par le
des 16 et 30 mars 1928, ainsi que par le décret en date du 9 août dernier. C’est, en effet, pour la première fois que de grosses firmes de l’industrie chimique prennent une part active dans l’industrie pétrolière, puisque ce sont les Manufactures de Saint-Gobain et la Compagnie Alais, Froges et Camargue qui viennent de prendre le contrôle de la Société. D’autre part, un groupe allemand présidé par M. Frédéric Minoux, l’ancien directeur général du consortium Stinnes, y a pris également une part importante. Ce dernier groupe sera représenté en France par M. Léon Levinson-Lévine, administrateur de sociétés, Paris. Par
France par M. Léon Levinson-Lévine, administrateur de sociétés, Paris. Par accord entre les intéressés, et cette stipulation mérite d’être soulignée, les groupes français se sont fait garantir la majorité permanente au sein du Conseil de la Compagnie des Produits Chimiques et de l’Etang de Berre, alors que le groupe allemand est appelé à participer tant à la construction de la raffinerie sur les 140 hectares de terrains acquis par la Société nouvelle à proximité immédiate de Berre (Bouches-du-Rhône) qu’à l’exploitation technique des installations. Cette dernière sera assurée au moyen de procédés de distillation et de raffinage absolument inédits, et qui
procédés de distillation et de raffinage absolument inédits, et qui sont dûs au Docteur Melamid, qui participe aussi financièrement à l’entreprise. Les procédés d’hydrogénation du charbon de M. Melamid ont été pris par l’A. E. G., la puissante firme berlinoise, grâce à l’entremise de la Kohlenveredlung A. G., et les brevets ont été acquis pour la France par la Compagnie des Produits Chimiques et de l’Etang de Berre. Nous sommes en mesure d’annoncer que le groupe allemand fournira une grande partie des installations nécessaires à la nouvelle raffinerie, ceci jusqu’à concurrence de 9 millions de marks pour le compte des
concurrence de 9 millions de marks pour le compte des réparations. AZIENDA GENERALE ITALIANA PETROLI ROMA Piazza Indipendenza, 6 ROMA y Adresse Télégraphique : AGIP-ROMA Téléphones : 40-220 42-188 43-062 — SECTION COMMERCIALE : SECTION INDUSTRIELLE : SOCIETA NAZIONALE OLI MINERALI RAFFINERIA OLI MINERALI S.A. (S. N. O. M.) (R. O. M. S. A.) MILANO 9, Via Borgonuovo MILANO Siège Central et Établissement à FIUME Essence : Victoria. Bureaux à ROMA Via Sardegna, 14 Pétrole : Sole; Tre Stelle; Huiles de Graissage type « Romsa ». Due Stelle; Spéciale pour Autos : Italoil. Petrolina. Grande puissance lubrifiante Haut point d’inflammabilité
Autos : Italoil. Petrolina. Grande puissance lubrifiante Haut point d’inflammabilité Huile combustible : Mazout. Très fluides même à froid. AGENCES DANS L’ITALIE ENTIÈRE ET DANS LES COLONIES Gisements Pétrolifères de la Perse (Suite) (1). ORIGINE, ROCHES-MÈRES ET MIGRATION DU PETROLE EN PERSE Si, comme A. B. Thompson (80, p. 463) l’a dans son traité fait remarqué, l’origine de l’huile en Perse est pour le moment source de mystère, bien qu’on ne peut pas être tout à fait de cet avis, du moins en ce qui concerne celle des principaux niveaux actuellement productifs de ce pays, il est indiscutablement avéré qu’elle
actuellement productifs de ce pays, il est indiscutablement avéré qu’elle a donné lieu à des débats interminables et sans issues pour ainsi dire, dont on peut avoir une image, bien incomplète mais fidèle, en la lecture de la discussion à laquelle donna lieu le travail de R. K. Richardson (69, p. 284-295), et aussi en la consultation de chacune des principales publications traitant de cette question importante. L’insuccès tient davantage des moyens d’investigations, utilisés pour tenter de résoudre ce problème intéressant entre tous, que de ses propres difficultés. On ne peut s’empêcher de constater que presque chaque auteur, sans exception,
peut s’empêcher de constater que presque chaque auteur, sans exception, pèche en posant le problème comme si toutes les manifestations pétrolifères de Perse, connues depuis le Crétacé jusqu’au Quaternaire, provenaient d’une et même roche-mère située à un seul et unique horizon. Il est, en effet, impossible, aussi peu avisé qu’on soit, d’admettre que l’huile rencontrée dans l’Asmari supérieur et dans le Fars inférieur puisse provenir des schistes à Spatangidés (W. C. Weeks, dans 69, p. 295), ou des argiles schisteuses et calcaires du Crétacé (E. H. Cunningham Craig, dans 69, p. 287), même si la puissance des strates intéressées par
p. 287), même si la puissance des strates intéressées par la série stratigraphique intermédiaire était bien moindre, ou que des fractures aient pu affecter, traversant de part en part, ces roches consolidées peu perméables, ou encore que le pétrole soit parvenu à passer par osmose au travers de ces roches dès qu’elles étaient encore à l’état colloïdal. Ce modus faciendi est irrationnel et traduit l’expression de méthodes peu scientifiques qu’on aurait intérêt d’éviter autant que faire se peut. Apporter de telles hypothèses, il est préférable de laisser plutôt la question ouverte. Tout comme dans une formation à pétrole il y
ouverte. Tout comme dans une formation à pétrole il y a plus d’un niveau productif, dans la série stratigraphique de Perse il doit indubitablement exister plusieurs horizons pétrolifères. L’âge des couches, d’une part, du centre de Maïdan-i-Naphtun et, d’autre part, de la région côtière du Golfe Persique, leurs tectoniques respectives même, comme la position qu’occupent les accumulations pétrolifères prouvent qu’on est en présence de deux formations différentes, l’une très riche, l’autre non encore prouvée en hydrocarbures, et nettement distinctes. Les schistes à Spatangidés eux-mêmes, épais de 40 à 75 mètres, qui s’écaillent comme les plus typiques roches-mères de pétrole, compris
qui s’écaillent comme les plus typiques roches-mères de pétrole, compris au mur et au toit entre deux séries calcaires, pourraient bien être l’origine de certaines concentrations, à condition toutefois, et cela reste à démontrer, si au cours de leur dépôt il y a eu une phase en état de fournir la substance organique nécessaire à l’élaboration ultérieure du pétrole en quantités industriellement exploitables. Ce sont seulement les gisements du Fars inférieur et ceux de l’Asmari supérieur qui arrêteront notre attention, parce qu’ils se montrent être, les seuls actuellement exploitables, de beaucoup les plus importants et aussi les mieux connus à
beaucoup les plus importants et aussi les mieux connus à tous les points de vue. Tant que l’on a exploité le pétrole des calcaires lenticulaires du Fars inférieur, on était volontiers enclin d’admettre qu’il devait être originaire des roches appartenant à ce même niveau (39, p. 19). Mais, du moment où, à la suite de S. J. Shand qui fut le premier à supposer les calcaires dolomitiques cavernés de l’Asmari comme roches-réservoir possible, R. K. Richardson a découvert que ces calcaires représentent la principale roche-magasin à Maïdan-i-Naphtun, l’origine du pétrole appartenant à cet horizon se posa fort embarrassante, du moins
appartenant à cet horizon se posa fort embarrassante, du moins pour certains géologues; si bien que S. Lister James (dans 69, p. 288) s’est vu amené à dire que cette découverte dessert la question, et bon nombre d’entre eux furent unanimes à affirmer que l’origine de ce pétrole ne peut pas être encore déterminée. Deux principales hypothèses se trouvent en présence : L'une soutenue par R. K. Richardson (69, p. 276 et 293) suivant laquelle le pétrole serait d’origine indigène ou Asmari, l’autre représentée surtout par T. Dewhurst (63, p. 397 et dans 69, p. 292) qui soutient qu’il proviendrait
397 et dans 69, p. 292) qui soutient qu’il proviendrait du Fars inférieur et même des lits les plus bas. Il y a bien une troisième opinion, qui est mise en avant par E. H. Cunningham Craig (dans 69, p. 287) mais ne rallie pas beaucoup de partisans, selon laquelle le pétrole viendrait du Fars supérieur, où on a rencontré certains horizons imprégnés. En fait, on serait volontiers porté à croire que les quelques imprégnations existant à cet horizon sont plutôt dues à la migration per ascensum du pétrole des niveaux sous-jacents connus qu’à des accumulations in situ; et, cela
niveaux sous-jacents connus qu’à des accumulations in situ; et, cela d’autant plus qu’elles se montrent trop peu importantes pour les considérer capables d’avoir donné naissance aux immenses richesses de pétrole exploitées en Perse, et en particulier dans la région de Maïdan-i-Naphtun. Pour défendre son hypothèse R. K. Richardson prétend, d’abord, qu’« il serait non scientifique de négliger à rechercher l’origine du pétrole dans les roches le contenant actuellement; à moins qu’il puisse être prouvé que la roche-réservoir ait été incapable de produire la substance organique nécessaire », et fait remarquer, ensuite, que le calcaire de l’Asmari est, à l’exemple de
ensuite, que le calcaire de l’Asmari est, à l’exemple de ses équivalents stratigraphiques, une roche hautement organique comme nulle autre roche des différentes formations examinées, presque entièrement formée de restes de Foraminifères, comprise entre deux séries imperméables, au mur les puissants schistes à Spatangidés, au toit les considérables dépôts de gypse, anhydrite et marnes schisteuses du Fars, qui ont respectivement, d’une part, empêché toute migration des pétroles pouvant provenir des niveaux sous-jacents d’âge crétacé, et, d’autre part, conservé les énormes réserves d’hydrocarbures naturels accumulés dans l’Asmari supérieur. A son avis, la présence de ces restes organiques doit être considérée partie
la présence de ces restes organiques doit être considérée partie intégrante de l’hypothèse de l’origine indigène; origine qu’il adopte parce qu’elle offre moins d’objection. Ses adversaires lui reprochent, à tort ou à raison, en disant d’abord que la craie, bien que constituée elle aussi d’innombrables débris organiques, ne renferme pas trace d’huile; puis, que le pétrole des terrains gréseux ne tire pas du tout pour cela son origne du grès; après, que les conditions physiques et chimiques du milieu dans lequel le calcaire de l’Asmari s’est déposé ne sauraient être invoquées parce que nettement contraires; enfin, que des calcaires compacts
invoquées parce que nettement contraires; enfin, que des calcaires compacts et durs, comme celui-ci, ne peuvent, pour des raisons faciles à entrevoir, donner du pétrole en si grandes quantités dans les principaux horizons connus. Pour soutenir son point de vue, T. Dewhurst invoque que l’huile semble avoir été formée dans des mers fermées et lagunes isolées du Fars inférieur, dans les sédiments duquel elle montre d’ailleurs actuellement les plus abondants suintements, et d’où on peut la considérer arrivée par migration jusque dans l’Asmari. A cela, B. Redwood allègue que les conditions de dépôt de la série côtière du Fars ne
conditions de dépôt de la série côtière du Fars ne semblent pas avoir été bien favorables à l’accumulation du pétrole en si grandes quantités dans les principaux horizons connus. Tel qu’il est, ce problème paraît donc avoir été abordé de biais. Or, en prenant les faits dans l’ordre de leur exposé, on ne saurait discuter de la migration possible du pétrole au travers de puissants bancs calcaires, comme ceux de l’Asmari, qu’après sondages poussés tout au moins sous la roche-réservoir, si possible, en des endroits favorables, jusqu’aux schistes à Spatangidés; la craie ne contient pas trace de pétrole parce qu’elle
la craie ne contient pas trace de pétrole parce qu’elle se forme à de plus grandes profondeurs, et ainsi sous des conditions de milieu nettement différentes de celles des roches à faciès pétrolifère; les grès comme les sables bitumineux ne peuvent être des roches-mères de pétrole à cause sans doute de la grossière division de leurs éléments constitutifs. S’ils satisfont aux conditions requises aux dépôts pétrolifères, des calcaires déposés en bordure de géosynclinaux en voie de comblement peuvent devenir des roches-mères de pétrole. En fait, on connaît de nombreux exemples de tels calcaires d’où le pétrole tire son origine. Ainsi,
de tels calcaires d’où le pétrole tire son origine. Ainsi, les calcaires de Trenton d’âge ordovicien, si développés au Canada et aux Etats-Unis; puis, ceux imprégnés de bitume du Portugal, en affleurements jurassiques et crétacés presque continus du Nord ou Sud de ce pays; les calcaires asphaltiques de la Syrie datant de l’âge cénomien et très étendus, etc., pour ne citer que ceux-ci. Les calcaires de l’Asmari, et seulement par leurs niveaux supérieurs, peuvent avoir fourni une bonne partie de la substance organique qui a donné naissance au pétrole. Mais la grande majorité de cette matière organique semble avoir fort
la grande majorité de cette matière organique semble avoir fort probablement été associée aux marnes et argiles salifères qui accompagnent tant les calcaires de l’Asmari supérieur que le gypse et l’anhydrite du Fars inférieur; et, si ces roches salifères se montrent moins souvent en haut des calcaires, on les trouve, par contre, puissamment développées, en nombreuses intercalations lenticulaires, dans la masse de ces sulfates. Ceci est parfaitement d’accord avec les études faites sur les schistes bitumineux, en France, en Roumanie, en Pologne, etc., suivant lesquelles les schistes à Posidonomies d’âge toarcien inférieur du Jura oriental et occidental, les schistes ménilitiques
toarcien inférieur du Jura oriental et occidental, les schistes ménilitiques oligocènes des Carpates, etc., sont des roches mères réservoirs (77, N° 142, p. 11 et N° 143, p. 15-16) ou simplement des roches-mères ayant conservé une partie du pétrole élaboré en leurs masses ou, si l’on veut, des hydrocarbures dits résiduaires (76, p. 6, 9 et passim). En partant de l’axiome, dû à l’école des géologues roumains et généralement admis par les spécialistes autorisés, que tout pétrole est lié au faciès lagunaire et à des états colloïdaux de la matière, autrement dit que les hydrocarbures se forment dans des mers
autrement dit que les hydrocarbures se forment dans des mers épicontinentales et sont élaborés au sein même de roches finement divisées et colloïdes, on est en droit de chercher leur origine dans des dépôts sédimentaires relevant de domaines aquatiques semblables et présentant des propriétés comparables. Or, ce sont justement les marnes salifères du Fars inférieur et de l’Asmari supérieur qui réalisent ces conditions, et semblent devoir représenter la véritable roche-mère des pétroles persans connus à ces niveaux. Au cours de la phase géochimique, l’équilibre des colloïdes organo-minéraux a été détruit, les hydrocarbures exprimés sont allés se loger dans les calcaires
les hydrocarbures exprimés sont allés se loger dans les calcaires vacuolaires du Fars inférieur et dans ceux de l’Asmari supérieur, après que la dolomitisation ait fait son œuvre, bien entendu. Des solutions colloïdales calcaires ainsi que sulfatées ont pu également accumuler des matières organiques très divisées, et par la suite même libérer des hydrocarbures naturels, mais en moindres quantités. Cette hypothèse seule permet d’expliquer l’origine du pétrole accumulé dans les calcaires lenticulaires du Fars inférieur, entourés de toutes parts de roches isolatrices, gypse et marnes, pratiquement imperméables à des hydrocarbures en voie de migration. Elle peut fort bien servir à
en voie de migration. Elle peut fort bien servir à résoudre cette même question pour le pétrole des calcaires de l’Asmari, et on a toute raison de supposer que ce pétrole provient de roches comparables sinon identiques à celles du Fars inférieur et de l’Asmari supérieur. Du reste, S. Lister James, le distingué géologue anglais, fut amené à dire (dans 69, p. 288) que, avec les recherches de prospection à venir, il ne faut pas perdre de vue l’association qui existe entre l’huile des calcaires de l’Asmari et le développement du faciès lagunaire. C’est là un fait très connu, relevé