Первомайское месторождение

На Первомайском месторождении промышленные залежи газа выявлены в отложениях бобриковского горизонта карбона в интервалах глубин 1605— [c.229]

Первомайское месторождение, открытое в 1958 г., расположено на юго-восточном склоне Северного купола Татарского свода, в пределах Первомайского вала. [c.132]

Дегазированная нефть горизонта Ю1 Первомайского месторождения легкая, маловязкая, малосмолистая, сернистая (класс П), парафиновая (вид П2), имеет низкую температуру начала кипения и высокий выход фракций, выкипающих до 300° С. [c.564]

Первомайское месторождение. Нефть высокосернистая (класс III), высокосмолистая, парафиновая (вид Па), с высокой температурой начала кипения. [c.278]

НЕФТИ БОНДЮЖСКОГО, ЕЛАБУЖСКОГО И ПЕРВОМАЙСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЙ [c.66]

Общее исследование нефтей пашийского горизонта Бондюжского, Елабужского и Первомайского месторождений [c.69]

Результаты окисления остатков нефти Первомайского месторождения [c.88]

Наибольший практический интерес представляет Первомайское месторождение, находящееся на площади одноименного угольного месторождения. Пласты бентонитов имеют мощность в 1—2,5 м и более и залегают на 2—4 м ниже угольного пласта. По внешнему виду это камнеподобные, с раковистым изломом породы, являющиеся высококачественными щелочными набухающими бентонитами. Изучены они еще мало и используются незначительно. Такие же бентониты имеются и в бассейне р. Ар-кагалы, но они еще совсем не изучены [3]. [c.93]

По составу газы Первомайского месторождения близки к составам газов Восточно-Сусловского месторождения (табл. 187). [c.230]

Первомайское месторождение расположено в пределах Каймысов-ского свода, представляет собой антиклинальную складку субмеридионального простирания. 4 [c.563]

Месторождения а — Речицкое, скв. 44, глубина 1993—2018 и 2081—2115 м, б — СКВ. 122, глубина 2080-2128 м, в - скв. 157, глубина 2588-2610 м, г - скв. 78, глубина 2600-2626 и 2682-2713 м, д - скв. 59, глубина 2666-2732 м е - Восточно-Первомайское месторождение, скв. 9, глубина 4186—4199 м Ж, 3 — Вишанское месторождение ж — скв. 47, глубина 2759-2804 м, 3 - скв. 61, глубина 2828— 2855 м и, к — месторождение Осташковичи и — скв. 54, глубина 2600—2645 и 2707-2735 м, К - скв. 3, глубина 3238-3250 м л - Барсуковское месторождение, СКВ. 9, глубина 3113—.3129 м [c.84]

Первомайское месторождение имеет сложное блоковое строение. Продуктивными на месторождении являются кварциты V. VI и УП железистых горизонтов и VII сланцевого горизонта. В каждом из горизонтов выделяются от одного до пяти типов руд. V железистый горизонт сложен силикат-мапгетито-выми кварцитами (39 % Реобщ, 32% Ре агн) [c.169]

Карбонатный верхнефранско-туронский комплекс характеризуется параметрами легкой пластовой нефти, полученной из воронежского горизонта на Южно-Первомайском месторождении [c.20]

В пределах Васюганской нефтегазоносной области при анализе графических построений, отражающих дифференциацию углеводородных систем, выявляются тенденции, аналогичные установленным для Шаимского района (довольно закономерное увеличение плотности нефти по мере движения от свода к водонефтяной зоне с соответствующим изменением других показателей). Примером подобной дифференциации может служить Первомайское месторождение. В расаматриваемой верхнеюрской залежи в сводовой части плотность нефти равна 0,833 г/см , а (К зоне водонефтяного контакта возрастает до 0,845 г/см . Интересно, что при общем довольно плавном увеличении рассматриваемого параметра все же более заметный прирост плотности нефти отмечается в подошвенной части залежи (последние 10—15 м). Условный градиент нарастания плотности равен 0,3. В распределении сернистости наблюдается обратное. Количество серы довольно равномерно уменьшается К подошвенной части ловушки (от 0,68 до 0,6%). Снижение содержания в низах залежи фиксируется также для смол силикагелевых (от 9,8 до 5,8%), причем характер зависимости близок к линейному. В распределении асфальтенов в верхней части залежи намечается увеличение количества асфальтенов по направлению к внешним границам (от 1,2 до 2,4%), по затем на последних 10—15 м высоты залежи резко снижается количество асфальтенов до 1,2%. В изменении содержания азота в нефти и вязкости при 20°С проявляется четкое подобие картины, описанной при рассмотрении плотности. В направлении к водонефтяной зоне отмечается увеличение доли азота (от 0,07 до 0,47%), вязкости (от 4,7 до. 7,2 сСт). Выход [c.108]

Справочник химика 21

Химия и химическая технология