ПОИСК Статьи Рисунки Таблицы Нефти Ромашкинского, Ново-Елховского и Акташского месторождений из "Нефти татарской АССР" Ромашкинское, Ново-Елховское и Акташское месторождения находятся в юго-восточной части Татарской АССР. [c.9] Ново-Елховское месторождение, расположенное непосредственно к западу от Ромашкинского, является одним из крупнейших месторождений Советского Союза и представляет собой самостоятельную нефтяную залежь. Основная нефтяная залежь промышленного значения открыта в отложениях пашийского горизонта девона. Кроме того, нефть найдена в тур-нейском и угленосном горизонтах карбона. [c.9] На востоке нефтяная залежь отделена от Ромашкинского месторождения глубоким и узким прогибом, который выявлен по кристаллическому фундаменту и прослежен в терригенной толще девона. Самостоятельность Ново-Елховской залежи подтверждается иным, отличным от Ромашкинского месторождения водонефтяным контактом. [c.9] Акташское месторождение расположено к северо-западу от Ромашкинского. Основные нефтяные залежи промышленного значения открыты в отложениях кыновского и пашийского горизонтов девона. Кроме того, нефть найдена в тульском и ве-рейском горизонтах и турнейском ярусе карбона, а также в жи-ветском ярусе девона. [c.9] По давлению насыщения, представляющему собой давление при выделении первых пузырьков растворенного в нефти газа, контролируют изменение пластового и забойного давлений. По газовому фактору — объему газа, приходящегося на единицу объема или веса разгазированной нефти, подсчитывают запасы газа в данном месторождении. Объемный коэффициент, характеризующий уменьшение объема пластовой нефти вследствие выделения из нее растворимого газа, а также изменение давления и температуры, необходим для определения количества извлекаемой нефти. Для этой же цели служит коэффициент сжимаемости пластовой нефти, показывающий увеличение ее объема при снижении пластового давления. Величины вязкости и плотности пластовой нефти учитывают в гидродинамических расчетах при составлении проектов разработки нефтяных месторождений. Данные о содержании в пластовой нефти легких углеводородов от метана до пентанов включительно требуются для подсчета ресурсов нефтехимического сырья месторождения. [c.10] Были исследованы пробы пластовых нефтей, отбираемые из забоя фонтанных скважин при забойном давлении, заведомо превосходящем давление насыщения. Для этого использовали пробоотборник ПД-ЗМ, который несмотря на ряд недостатков— главный из них, вероятно, плохая прбмываемость камеры — получил широкое распространение. С каждой скважины отбирали три пробы их считали характерными для пластовой нефти из данной скважины, если разница между давлением насыщения каждой из них не превышала 1 ат. [c.10] Давление насыщения определяли непосредственно в пробоотборнике объемным методом, сущность которого заключается в ступенчатом снижении давления, под которым находится проба нефти. На каждой ступени фиксировали как давление, так и приращение объема нефти. По полученным значениям строили кривую в координатах Р — АУ, точку перелома которой принимали за давление насыщения. [c.10] Другие параметры пластовой нефти определяли приборами конструкции СКБ-5 с применением в качестве рабочей жидкости ртути и насыщенного водного раствора хлористого натрия. Возможность применения последнего впервые доказана в Советском Союзе, затем была разработана соответствующая методика. [c.10] Для определения содержания в пластовых нефтях азота и углеводородов от метана до пентанов включительно, некоторое количество нефти из бомбы РУТ переводили в колбу, снабженную дефлегматором и термометром. Выделившиеся при атмосферном давлении и комнатной температуре в колбе газы улавливали и замеряли их объем. Последующим нагреванием нефти в колбе до 120° С (в парах) отгоняли неконденсирующиеся газы и конденсирующиеся углеводороды в виде конденсата. По составу конденсата и газов, выделившихся до нагревания и при нагревании нефти, исследовали содержание легких углеводородов в пластовой нефти. [c.11] Для определения газового фактора проводили разгазирова-ние пластовой нефти при температуре 20° С и избыточном давлении 0,2 ат. Количество выделившегося газа пересчитывали на объем при нормальных условиях. Газовый фактор выражали в ж /г разгазированной нефти. Составы газов и конденсатов определяли на аппаратах ВТИ-2 и ЦИАТИМ-519 по общеизвестной методике. [c.11] Характеристика пластовых нефтей Ромашкинского месторождения приведена в табл. 1. [c.11] Для исследования полной физико-химической и сырьевой характеристики нефтей основных залежей Пашийского горизонта Ромашкинского, Ново-Елховского и Акташского месторождений были приготовлены усредненные пробы нефтей из всех действующих скважин. Пробы отбирали из товарных парков в соответствии с их дебитом. [c.11] Кроме результатов полного исследования усредненных проб нефтей пашийского горизонта Ново-Елховского и Акташского месторождений, в табл. 2 приведена общая характеристика нефтей угленосного горизонта и турнейского яруса карбона Ново-Елховского месторождения, тульского и верейского горизонтов, турнейского яруса карбона и живетского яруса девона Акташского месторождения. [c.11] Нефти угленосного горизонта и турнейского яруса Ново-Елховского месторождения очень близки по своим свойствам. Их относительные плотности находятся в пределах 0,8980— 0,9050. Нефти относятся к типу высокосернистых (2,6—2,8% 5) содержание парафина 2,8—3,4%, сернокислотных смол более 60%. Выход светлых фракций до 300° С относительно невысок и составляет 34,8—35,2%, причем на бензины приходится 15—18%. [c.11] Нефти пашийского горизонта Ромашкинского, Ново-Елхов-ского и Акташского месторождений весьма близки по своим свойствам. Плотности нефтей находятся в пределах 0,8620— 0,8663 г/сж . По содержанию серы (1,61—1,68%) и парафина (3,8—5,1%) они относятся к типу сернистых и парафинистых. Больше всего парафина содержится в ромашкинской нефти (5,1%). На смолистый характер нефтей указывает значительный выход сернокислотных (34—40%) и силикагелевых (7,2— 10,6%) смол, асфальтенов (3,8—4,5%), кокса (5,0—5,9%). В табл. 8 приведены данные о потенциальном содержании фракций по кривой НТК. Выход фракции до 350° С составляет 46— 49% выход фракций до 500° С достигает 64—71% (наибольший выход фракций приходится на ромашкинскую нефть). [c.14] Бензиновые фракции различного фракционного состава ха рактер изуются невысоким содержанием серы. Во фракциях, вы кипаюших до 200° С, ее содержится не более 0,069%. Октано вые числа бензинов относительно низкие, например для фракции и. к.— 120° С они равны 53—58. Невысокие октановые числа бензиновых фракций объясняются их углеводородным составом (см. абл. 9) — преобладанием метановых углеводородов, из которых более 50% составляют углеводороды нормального строения. В связи с этим только легкие бензиновые фракции могут быть использованы в качестве компонентов автомобильных бензинов без добавления ТЭС более тяжелые фракции необходимо направлять на каталитический риформинг. [c.14] При изучении индивидуального углеводородного состава бензины до 150° С нефтей всех трех месторождений были расшифрованы на 87—90,5%. При этом в них определили 64—69% метановых, 4,2—4,7% ароматических и 16,0—18,5 нафтеновых углеводородов. [c.14] В табл. 12 приведена характеристика керосиновых дистиллятов. Исследования показали, что из всех нефтей этой группы могут быть получены различные топлива. Фракции 150—300° С и 150—320° С по всем показателям, кроме содержания серы (0,53—0,80%), отвечают требованиям ГОСТ на керосин осветительный. Для получения этого керосина потребуется гидро очистка фракций. [c.15] В табл. 15 приведен углеводородный состав 50-градусных керосиновых фракций 200—250 и 250—300° С, определенный методом адсорбции на силикагеле, и структурно-групповой состав, определенный методом п — d — М. Из данных этой таблицы видно, что метано-нафтеновых углеводородов в этих фракциях содержится 68—80%. Содержание легких ароматических при переходе от фракции 200—250° С к фракции 250—300° С уменьшается с 15—16 до 8,3—8,7%, а содержание средних ароматических углеводородов возрастает с 4,4—6,0 до 16—18%. На парафиновые углеводороды и цепи приходится 57—60% углерода, на ароматические кольца—10—16%. [c.15] Из фракций, отобранных в пределах от 160—180 до 350— 370° С, может быть получено дизельное топливо (типа летнее) без сероочистки и депарафинизации, так как содержание серы во фракциях и температуры застывания соответствуют пределам, допускаемым ГОСТ. Защелачивание фракций не требуется. Выход фракций на нефть составляет до 35%. Для получения дизельных топлив из более тяжелых фракций, имеющих температуру н. к. порядка 220—230° С, необходимы гидроочистка и защелачивание фракций. Депарафинизация также не требуется (она необходима для получения дизельного топлива типа арктического и зимнего). Топлива характеризуются высокими дизельными индексами. Выходы масляных фракций 350—500°С составляют 18—22% содержание серы —около2% (см. табл 15). Отмечается высокое содержание метано-нафтеновых углеводородов (от 43,5 до 70%). [c.15] Вернуться к основной статье