Характеристика нефтей отдельных месторождений

МАСЛА МИНЕРАЛЬНЫЕ (нефтяные) — смеси высокомолекулярных углеводородов различных классов, применяемые для смазки двигателей, промышленного оборудования, приборов, инструмента, для электроизоляционных целей, в качестве рабочих жидкостей в гидросистемах, при обработке металлов, в медицине, парфюмерии и т. п. О химическом составе М. м. можно судить, исходя из содержания в них отдельных групп углеводородов парафиновых, нафтеновых, ароматических, а также асфальтосмолистых веществ, отделяемых хроматографическим способом. Товарный ассортимент включает более 130 наименований масел. М. м. характеризуются различными физико-химическими показателями, определяемыми условиями применения, химической природой сырья и способом очистки. Важнейшие из них вязкость, зольность, коксуемость, температура вспышки, стабильность, температура застывания. Физико-технические свойства и технические характеристики строго регламентируются государственными стандартами (ГОСТ). Для получения М. м. используют дистилляты вакуумной перегонки мазутов, масляные гудроны (тяжелые остатки от перегонки нефти) или смеси их. В СССР для производства М. м. используют преимущественно нефти бакинских, эмбинских, уральских и поволжских месторождений. [c.155]

Нефти Волго-Уральского месторождения резко отличаются от нефтей ранее известных месторождений Кавказа, Средней Азии и Украины как в геологическом отношении, так и по качеству. Ниже приводится краткая характеристика нефтей Волго-Уральской области по отдельным районам [58]. [c.74]

Характеристика тяжелых нефтей отдельных месторождении СССР [c.4]

Под воздействием находилось 18 участков в северной части пласта АВ, J и 8 участков в южной части объекта воздействия. Оценка эффективности метода с расчетом дополнительной добычи нефти проводилась как по каждому участку отдельно, так и по месторождению в целом. Расчет дополнительной добычи нефти осуществлялся по двум методикам по характеристикам вытеснения и с использованием адаптационной модели. [c.280]

ХАРАКТЕРИСТИКА НЕФТЕЙ ОТДЕЛЬНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ [c.22]

Наши современные представления о химическом составе нефтей и структуре основных групп углеводородов позволяют в известной мере классифицировать нефти отдельных месторождений по основным признакам, характерным для каждой из исследуемых нефтей. Необходимо отметить, что существующая методика как в области исследования химического состава, так и структуры углеводородов, находящихся в нефтях, далека от совершенства, и поэтому мы встречаемся с рядом затруднений при отнесении многих нефтей к той или иной группе. Эти затруднения дополняются еще и тем обстоятельством, что еще очень многие нефти не подверглись глубокому исследованию и не имеется необходимых данных для их полной характеристики. [c.188]

Важной характеристикой пластовой нефти является компонентный состав, позволяющий производить оценку физико-химических свойств как Самой нефти, так и выделяющегося из нее нефтяного газа. Компонентный состав пластовой нефти различен для разных месторождений и площадей. Более того, он изменяется в пределах одной и той же залежи. Подобное явление объясняется условия- ми формирования залежи, неоднородностью литологического состава пород, наличием приконтурных вод, газовых шапок и т. д. Поэтому при решении конкретных вопросов разработки и обустройства нефтяных месторождений используют усредненные по залежи значения физико-химических характеристик пластовой нефти. В табл. 1 приведен усредненный компонентный состав нефти отдельных продуктивных пластов некоторых месторождений Западной Сибири [48]. Из таблицы видно, что содержание головных (СН4—С5Н12) парафиновых углеводо родов в нефтях различных [c.5]

Четко выявляется разница в изменении коррелятивных качественных показателей асфальтово-смолистого комплекса и углеводородной фракции слаболетучей части нефтей с глубиной их залегания и т.д. в пределах Днепровско-Донецкой и Припятской впадин. В совокупности с данными о резкой изменчивости распространения и качественной характеристики асфальтово-смолистого комплекса нефтей Днепровско-Донецкой впадины не только на различных площадях, в различных горизонтах, но и в различных частях одного и того же пласта отдельных месторождений это служит основанием для вывода о широком распространении в пределах Днепровско-Донецкой впадины залежей повторного формирования за счет нефти из ранее сформировавшихся залежей в более глубоких горизонтах толщи. [c.151]

Ниже, помимо характеристики нефти по отдельным горизонтам, приводятся данные но качеству товарной нефти, являющейся смесью нефтей кумского и майкопского горизонтов месторождений Ново-Дмитриевского, Смоленского, Калужского и Восточно-Северского. [c.278]

Геохимическая характеристика нефтей и газов отдельных месторождений [c.10]

Важнейшей характеристикой работы газового промысла является коэффициент извлечения газа при эксплуатации или газоотдача месторождения. В отличие от коэффициента извлечения твердых ископаемых (50—60%) и нефтеотдачи (30— 40%) газоотдача значительно выше и составляет в среднем 85%, достигая в отдельных случаях 92% и более. Это объясняется малой вязкостью и высокой упругостью газа по сравнению с нефтью и низким коэффициентом сорбции газа горными породами. При указанной газоотдаче время эксплуатации газового месторождения составляет 15—20 лет. [c.195]

В монографии обобщены результаты систематического исследования состава наиболее представительных нефтей месторождений Западной Сибири. Рассматривается состав углеводородов и гетероатомных компонентов, включая азот-, кислород-, серу-, металлсодержащие соединения. Результаты сопоставлены с физико-химическими характеристиками нефтей, их тинизацией и стратиграфической приуроченностью к разным глубинам. Описываются новые методы и схемы разделения нефтей и фракций па отдельные классы соединений. [c.216]

Туймазинское месторождение нефти было открыто еще в 1937 г., когда из СКВ. 1 был получен фонтан нефти из песчаников нижнего карбона. В 1944 г. скв. 100 вскрыла песчаники нижнефран( ских и верхнеживетских отложений девона и дала мощный фонтан нефти при испытании пластов Д-П [13]. С этого времени Туймазинское месторождение дает промышленную нефть. Исследование туймазинской нефти проводилось в нескольких институтах в различное время. Наиболее ранние изучения качества этой нефти были проведены во ВНИИ НП [14]. Позже в БашНИИ НП также проводились отдельные исследования образцов туймазинской нефти. Однако эти исследования были не достаточно полными. Образец товарной туймазинской девонской нефти 1962 г. исследован значительно полнее. По своей общей характеристике образец товарной нефти 1962 г. мало отличается от исследованных ранее образцов. Содержание серы в нефти 1,44%. В товарной нефти 1958 г. содержание серы было 1,38%, а в образце, исследованном во ВНИИ НП, — 1,47%. Плотность нефти колеблется от 0,852 до 0,858. Потенциальное содержание светлых фракций, выкипающих до 200° С, составляет 25,1—24,4%, а фракций, выкипающих до 350°С, — 49,0—51,6% (рис. 37 и табл. 172—180). [c.128]

Процесс разработки нефтяных месторождений требует определения физико-химических параметров пластовых нефтей. При проектировании разработки используют такие характеристики пластовых нефтей, как давление насыщения, вязкость, объемный коэффициент и газосодержание, а также отдельные характеристики в зависимости от давления и температуры. [c.21]

Нагревая нефть и пропуская затем пары ее через холодильник, можно собирать конденсат в разные приемники и тем самым получать отдельные фракции, выкипающие в определенном интервале температур. В порядке повышения температур выкипания сначала получают конденсат более легких фракций — бензиновых, лигроиновых, керосиновых, затем более тяжелых—га-зойлевых и соляровых. В остатке получают мазут, который может перерабатываться на смазочные материалы. Содержание различных фракций в нефтях колеблется в широких пределах и зависит от месторождения той или иной нефти. В табл. 1 приведена характеристика по фракционному составу нефтей различных месторождений. [c.4]

Для сопоставительной характеристики условий залегания нефтеносных пластов и физических параметров пластовых нефтей как по отдельному району, так и по Советскому Союзу в целом при описании каждого месторождения использовано несколько терминов и понятий. Так, наиболее часто употребляемое понятие — средняя нефть —характеризует физические свойства условной нефти, все физические параметры которой отвечают среднеарифметическим их значениям по месторождениям в целом, т. е. средним значениям. [c.26]

Различие между химсоставами нефтей заключается в вариациях содержания каждого ряда и содержания отдельных компонентов, присущих каждому ряду и зависящих от предыстории формирования нефти в конкретном месторождении, В настоящее время нет возможности дать достаточно обоснованное объяснение особенностей состава нефти. Имеющиеся гипотезы носят в основном умозрительный характер. Предполагается, например, что с возрастом нефти должно увеличиваться содержание в ней парафинов, а молодые нефти содержат больше смолисто-асфальтеновых веществ, однако убедительных доказательств этого нет. Подтвердить или опровергнуть такие гипотезы станет возможным лищь в результате дальнейших систематических исследований химсостава нефтей в тесной связи о геохимической характеристикой конкретных нефтяных месторождений и физико-химических особенностей залежей, которые меня отся в весьма широких пределах. Диапазон колебаний этих показателей, установленный в результате обследования более 800 нефтяных залежей страны /18/, представлен в таблице 1.3. [c.17]

В проекте разработки рассматриваемого месторождения обосновано, что прогнозные коэффициенты нефтеотдачи по отдельным пластам изменяются от 0,14 до 0,26, составляя в среднем 0,208. При их выборе учтены прерывистый характер строения коллектора, повышенная вязкость нефти, малая нефтенасыщенность пластов и ухудшенные характеристики коллекторских свойств. Для дальнейшей эксплуатации объекта принято площадное заводнение при плотности сетки скважин 8 га/скв. по девятиточечной обращенной схеме их размещения. [c.36]

Нефти этой области отличаются от нефтей Пермского Прикамья более высоким содержанием серы и соответствующими особенностями в остальном комплексе свойств. Они охватывают при этом значительно более широкий спектр типов, что находит объяснение в геологической и в частности гидрогеологической специфичности характеристики отдельных площадей и месторождений. Территория области разделяется на две крупные зоны — юго-восточную и северо-западную, линией раздела между которыми служит граница распространения тяжелых окисленных нефтей в отложениях карбона в северо-западной части и легких разностей — в юго-восточной (Притула, 1957). В том же направлении — на северо-запад — отмечается возрастание активности подземных вод (Кротова, 1956) в согласии с движением их, как уже отмечалось выше, с северо-запада на юго-восток, с платформы к Прикаспийской впадине (Игнатович, 1945). В противоположном направлении, а также в направлении с востока на запад, из Предуральской депрессии происходило движение нефтегазовых флюидов, Сочетание указанных явлений дает естественное объяснение факту, установленному многими исследователями, что нефти Волго-Уральской провинции и в частности области Центрального Заволжья утяжеляются в северо-западном направлении (Притула, 1957 Егорова, 1961 и др.). [c.158]

Дат1ые об исследовании нефтей отдельных месторождений о. Сахалина опубликованы ранее в справочнике Нефти восточных районов СССР издания 1958 г. [1] и 1962 г. [2]. Физикохимическая характеристика этих нефтей представлена в табл. 441. [c.531]

Нередко встречаются случаи, когда в распределении нефтей какой-либо области по их сернистости не наблюдается резкого преобладания определенного класса. При высокой продуктивности данной области эти случаи приобретают большое значение для общих подсчетов. Чаще всего они сочетаются или с территориальной обособленностью нефтей, различи ных по серосодержанию, или же с разнотипностью по данной характеристике нефтей отдельных свит или горизонтов, входящих в состав крупных стратиграфических подразделений, для которых производилось сопоставление. В первом случае мы прибегали к более дробному подразделению области, во втором — учитывали наличие в данной области нефтей разных классов. Иллюстрацией первого случая может служить Калифорния, в которой район Санта-Мария характеризуется высокой осерненностью нефтей, район Сан-Хоакин — преимущественным распространением нефтей I, иногда II класса, в то время как на остальной территории встрё- чаются нефти как малосернистые, так и содержапще значительное количество серы, Аналогичные примеры могут быть найдены в Вблго-Ураль-ской провинции, Венесуэле, Западно-Сибирской области и др. Случаи второго рода известны в Фергане, в которой нефти с повышенным содержанием серы в месторождении Шор-Су приурочены только к определенным пластам, в Волго-Уральской провинции, для отдельных областей которой отмечаются различия по содержанию серы между нефтями отложений турнейского, визейского и верейского, а также нижне- и верхнепермского возраста и т. д. [c.253]

В настоящей справочной книге приведен обобщенный материал по нефтям некоторых горизонтов и месторождений Волгоградской, Астраханской областей и Калмыцкой АССР, исследованных сырьевой лабораторией Нижне-Волжского филиала ГрозНИИ в 1962—1967 гг. Некоторые сведения по отдельным месторождениям и горизонтам Волгоградской области приводятся по данным ВНИИ НП [3, 4]. Нефти Калмыцкой АССР исследуются с 1962 г. и данные по их товарной характеристике в таком объеме публикуются впервые, если не считать отдельных физи-ко-химических свойств по некоторым месторождениям Калмыкии, приведенных в справочнике Нефти и газы Нижнего Поволжья . [c.3]

Материал, естественно, отличался неоднородностью в смысле деталь-Еости характеристики нефтей и в отношении применявшихся методов. Второе затруднение удалось обойти — обоснование использованного для этого пути дано в предыдущей главе Что касается неполноты данных характеристики, то случаи этого рода ограничиваются преимущественно материалами по нефтям малоизученных или вновь открытых территорий или же старыми анализами нефтей месторождений, эксплуатируемых и в настоящее время. На вйводе, широких геохимических закономерностей указанная неполнота данных не должна была особенно отразиться в силу незначительности доли участия соответствующих нефтей в Суммарной общемировой добыче. В то же время в отдельных случаях, в часшости при геохимическом районировании нефтеносных территорий, указанный недостаток не мог не привести к известной неполноте построений. [c.29]

Материалы по химической характеристике нефтей Сахаро-Ливийской области, к сожалению, чрезвычайно скудны (см. табл. 39), только для нефти месторождения Хасси-Мессауд,имеется один достаточно полный анализ. Это очень легкая нефть, преимущественно алифатической структуры, при известном наличии также циклических компонентов (по значениям структурных индексов). Остальные нефти области также легкие. Имеются указания (Алиева, Брод и Левинсон, 1963), что нефти Ливии из отложений верхнёмелового и палеогенового возраста, обладающие несколько повышенным удельным весом по сравйению с сахаро-алжирскими, отличаются в то же время более высоким содержанием серы очевидно, это связано с наличием гидрохимических осадков в отдельных свитах соответствующего разреза. . [c.211]

Характеристики отдельных светлых нефтепродуктов парафинистых нефтей месторождений Локбатан, Пута и Ясамальская долина не приводятся, так как они, с точки зрения их промышленного использования, близки по физико-химическим свойствам к нефтепродуктам нефтей карачухурской нижнего отдела и калинской свиты, описанным выше. [c.61]

Анализ характеристик вытеснения, посгроенных в полулогарифмических координатах добыча нефти — добыча жидкости для месторождения в целом и отдельных блоков разработки, показывает улучшение условий вытеснения нефти из пластов. Так, например, на IX блоке (Xul — XIV горизонты) в 1977 г. бьи осуществлен переход иа заканку горячей водь . На кривой характеристики вытеснения (рис. П.11) четко обозначены изломы, вызванные улучшением отдачи пластов при nai нетании горячей [c.247]

С ростом объемов добычи нефти и газа в море и удалением вышек от берега встал вопрос о новой организации промыслового хозяйства. Было решено, что для группы эксплуатируемых скважин нужно создать общий промысловый сборный пункт. Так появились стационарные площадки, на которых было сосредоточено все нефтегазовое хозяйство. На этих площадках производилось отделение газа от нефти. К ним от скважин подводились либо самостоятельные, либо спаренные подводные трубопроводы, транспортирующие продукцию на материк. Существенную помощь в обслуживании промыслового хозяйства оказало сооружение металлических эстакад, связывающих между собой отдельные стационарные площадки с действующими на них эксплуатационными скважинами. Такая взаимосвязь скважин проектировалась исходя из технико-экономической целесообразности. Следует отметить, что строительству стационарных установок и эстакад предшествовала большая работа по определению геологической характеристики грунтов и рельефа дна на морских месторождениях. Только на основании четких данных и их изучения решался вопоос, как возводить морские гидротехнические сооружения. В процессе развертывания работ по обустройству вновь открываемых месторождений нефти и газа проектировщики вносили необходимые усовершенствования и разрабатывали новые конструкции и технологические схемы обустройства месторождений. [c.116]

Справочник химика 21

Химия и химическая технология