Осташковичское месторождение

Нефти одного и того же месторождения различаются в зависимости от глубины залегания, как это наглядно видно из данных, приведенных ниже на примере нефтей Осташковичского месторождения [c.490]

Рис. 10. Фракция 350—440 °С (скв. 2, Осташковичское месторождение) f—плотность при 20 °С 2 — показатель преломления при 20°С 5 —кинематическая вязкость прн 50°С 4—кинематическая вязкость при 100 °С 5 — температура застывания

Залежи нефти Осташковичского месторождения находятся в условиях высоких пластовых давлений. Следует отметить, что величина давления насыщения для нефти подсолевых отложений почти в 2 раза выше величины давления насыщения нефти межсолевых отложений. Нефти подсолевых отложений в пластовых условиях характеризуются очень высокими газосодержанием и объемным коэффициентом, низкой плотностью. [c.365]

Растворенные в нефти газы пластов Дщ-ПС и Д1-МС Осташковичского месторождения мало различаются между собой по компонентному составу и близки к нефтяным газам Речицкого месторождения. Они очень жирные, содержание гомологов метана 43,9—53,3%. В составе газа в незначительных количествах присутствуют углекислый газ и азот. [c.366]

Физико-химическая характеристика нефтей Осташковичского месторождения [c.10]

Данные табл. 9 показывают, что детонационная стойкость бензиновых фракций подсолевых нефтей Осташковичского месторождения заметно ниже по сравнению с аналогичными фракциями межсолевых нефтей. Октановые числа фракций 28—2(Ю °С с 0,82 г ТЭС на 1 кг топ- [c.15]

Легкие фракции давыдовских и вишанских нефтей более богаты нафтеновыми углеводородами (см. табл. 14, 15), чем аналогичные фракции нефтей Речицкого и Осташковичского месторождений, например, содержат 30—45 вес.% [c.22]

Характеристика сырья для каталитического риформинга (Осташковичское месторождение) [c.24]

Характеристика легких керосиновых фракций (фракция 120—240 °С, Осташковичское месторождение) [c.27]

Характеристика керосиновых дистиллятов (фракция 150—280 °С, Осташковичское месторождение) [c.28]

Характеристика фракций дизельного топлива (Осташковичское месторождение) [c.30]

Рис. 11. фракция 350—450 С (скв. 3, Осташковичское месторождение) /— плотность при 20 °С 2 — показатель преломления при 20 °С 3 — кинематическая вязкость при 50 °С 4 — кинематическая вязкость при 100 °С 5 — температура застывания [c.49]

Характеристика остаточных базовых масел (остаток > 440 °С, скв. 2, Осташковичское месторождение) [c.54]

Таблица 52 Осташковичское месторождение)

Содержание индивидуальных углеводородов в деароматизированных фракциях 125—150 °С нефтей Осташковичского месторождения, вес. % [c.104]

Содержание парафиновых углеводородов нормального и разветвленного строения во фракции н. к. — 150 °С нефтей Осташковичского месторождения (вес. % на нефть) [c.136]

Осташковичское месторождение, открытое в 1965 г., приурочено к Речицко-Вишанской зоне поднятий на северо-восточном борту Припятской впадины. [c.365]

Относительный состав изопарафинов во фракции и. к,—150 °С нефтей Осташковичского месторождения, вес. % [c.140]

Отношение одинаково построенных циклогексановых углеводородов к ароматическим во фракции и. к,—150°С нефтей Осташковичского месторождения [c.152]

Содержание индивидуальных ароматических углеводородов во фракции 150—200 °С нефтей Осташковичского месторождения, вес. % [c.164]

Осташковичского месторождения по молекулярному весу [c.176]

Сравнивая распределение н-алканов в нефтях Речицкого и Осташковичского месторождений (см. табл. 97 и 98), можно заметить, что в целом содержание н-алканов состава С1—Сю в осташковичских нефтях в среднем на 2,5—3,5% выше, чем в речицких. Для углеводородов [c.205]

Рис. 51. Содержание к-алканов состава С1—Сзо в нефтях Осташковичского месторождения (А—вес.% на нефть) а зависимости от числа атомов углерода м молекуле (Л() 1—скв. 7 2—скв. 3 3—скв. 2 4—скв. 30

Подобные работы были вР шолнены на семи скважинах Леляковского месторождения ПО "Укрнефти", на- шести скважинах Речицкого месторождения и на двух скважинах Осташковичского месторождения ПО "Белоруснефть", которые также свидетельствуют о высокой эффективности этого способа НКО (табл. 56). [c.188]

При этом для коллекторов с высоким долевым содержанием вторичной (трещинно-каверновой) емкости (Речйцкое и Осташковичское месторождения) продолжительность технологического эффекта составляет 20-150 сут, а среднее количество дополнительно добытой нефти на одну обработку - 975 т. Для Леляковского месторождения продолжительность эффекта составила 30-212 сут при средней дополнительно добытой нефти - 1300 т, что, как установлено исследованиями, происходит в результате увеличения охвата пласта вытеснением за счет подключения ранее не работающих пропластков. [c.188]

Согласно, например, данным H.A. Карташова (1977 г.), после вскрытия скв. 8 Осташковичского месторождения (БССР) кумулятивной перфорацией в среде глинистого бурового раствора не было получено притока нефти. После последовательного применения СКО, гидропескоструйного воздействия (ГПВ), двух СКО и ГПВ дебит скважины был доведен до 270 т/сут при [c.210]

Дегазированные нефти Осташковичского месторождения легкие, маловязкие. Нефть подсолевых отложений малосмолистая, малосернистая (класс I), высокопарафиновая (вид Пз), имеет высокий выход фракций, выкипаюших до 300° С. Нефть межсолевых отложений смолистая, сернистая (класс И), парафиновая (вид П2), имеет невысокий выход фракций, выкипающих до 300° С. [c.366]

В работе Л.А. Рудченко и Г.И. Паруковой [1976] также показано, что с увеличением глубины залегания плотность нефтей Припятской впадины уменьшается от 0,875 г/см на абсолютной отметке -1950 м до 0,780 г/см на абсолютной отметке -4100 м. Этим изменениям соответствуют изменения пластовых температур в интервале указанных отметок приблизительно от 40°С до 100°С и, как показали исследования А.Н. Шар-данова и др. [1974], возрастание количества парафина. Лишь в межсолевых отложениях нефти наиболее погруженных залежей Осташковичского месторождения имеют большую плотность (0,885 г/см ) и содержат боль- [c.84]

Образцы нефти для исследования были отобраны непосредственно из действующих скважин промышленных месторождений. Были изучены общие физико-химические характеристики нефтей из скв. 8, 36, 40, 42 Речицкото месторождения, скв. 2, 3, 7, 30 Осташковичского месторождения, СКВ. 1,. 13 Давыдовского месторождения и СКВ. 3, 5 Бишанского месторождения. [c.8]

Из табл. 2 видно, что нефти, отобранные из подсолевых отложений Осташковичского месторождения (скв. 3 7), характеризуются невысоким содержанием серы и классифицируются как малосернистые. Содержание серы в нефтях межсолевых отложений (скв. 2, 30) значительно выше и составляет 0,603 и 1,080 вес.% соответственно. По содержанию смолистых веществ и парафина осташковичские нефти являются среднесмолистыми и парафинистыми, за исключением нефти из скв. 30, которая является высокосмолистой (содержание смол силикагелевых 28,8%) и высокопарафинистой (содержание парафина 7,6%). [c.12]

Из табл. 16 видно, что в соответствии с ГОСТ 10227— 62 в качестве топлива марки ТС-1 может быть использована лишь фракция 120—240 С, полученная из одной ре-чицкой нефти (скв. 36). Фракции 120—240 °С межсолевых нефтей Осташковичского месторождения (скв. 2, 30) удовлетворяют требованиям ГОСТ на топливо марки ТС-1 (табл. 17), в то время как те же фракции подсолевых нефтей (СКВ. 3, 7) не удовлетворяют стандартным требованиям по температуре начала кристаллизации. [c.26]

Рис. 36. Диаграмма распределения пятичленных нафтенов во фракции н.к.—150 °С нефтей Осташковичского месторождения а—межсолевые отложения, 1—скв. 30, 2—скв. 2 б— подсолевые отложения, /—скв. 7, 2—скв. 3 А—циклопентан Б — метилциклопен-тан В—диметилциклопентаны Г—этилциклопентаны Д—триметилциклопентаны Е— метилэтилциклопентаны Ж—пропилциклопентаны 3 — тетраметилциклопентаны И — диметилэтилциклопентаны К—метилпропилциклопенткны Л бутилциклопентаны М—

Рнс, 39. Диаграмма распределения шестичленных нафтенов во фракции н.к.—150 °С нефтей Осташковичского месторождения о—межсолевые отложения, 1—СКВ. 2, 2—скв. 30 б—подсолевые отложения,. /—СКВ. 7, 2—СКВ. 3 А—циклогексан Б—метилциклогексан В— диметилциклогексаны Г—этилциклогексаны Д—триметилциклогексаны Е—метилэтилциклогексаны Ж—тетраметилциклогексаны [c.151]

Интересно отметить тот факт, что ароматические углеводороды, содержащиеся во фракции н.к. — 200 °С нефтей Осташковичского месторождения, представлены преимущественно одно- и двухзамещенными производными, в то время как в аналогичных фракциях нефтей Речицкого месторождения преобладают двух- и трехза-мещенные гомологи бензола. Из табл. 90 видно, что во фракции 150—200 °С давыдовских нефтей содержание гомологов бензола составляет 19—19,7 /о, а в аналогичных фракциях вишанских нефтей — от 13,2 до 16,5%-Из углеводородов, содержащихся во фракции 150— 200 °С давыдовских нефтей в заметном количестве, следует отметить 1,2,4-триметилбензол (3—4%) 1,2,3-три-метилбензол (1,8—2,5%) 1,2,3,5-тетраметилбензол (0,6—1,6%) и 1,2,3,4-тетрагидронафталин с 1,4-диметил-2-пропилбензолом (1,8—2,3%)- В аналогичной фракции вишанскйх нефтей в заметных количествах содержится 1,2,4-триметилбензол (2,5—3,1%) и 1,2,3-триметилбен-зол (1,2%). Фракции 150—200°С вишанских нефтей по сравнению с давыдовскими несколько богаче более легкими ароматическими углеводородами. Например, 1-метил-3-этилбензола во фракции 150—200 °С нефтей Вишанского месторождения содержится 0,6—1,2%, а в нефтях Давыдовского месторождения — около 0,4— 0,9%. Если сравнить содержание ароматических углеводородов в широкой фракции (н.к.—200 °С) нефтей обоих месторождений (см. табл. 93), то заметно несколько большее содержание ароматических углеводородов в указанной фракции давыдовских нефтей (на 1—2 вес.%). Различие в содержании ароматических углеводородов оказывает определенное влияние на детонационную стойкость прямогонных бензиновых фракций. Например, октановые числа фракций н.к.—200 °С, полученных из нефтей Давыдовского месторождения (скв. 1,13), равны соответственно 55,2 и 51,6, в то время как аналогичные фракции, выделенные из вишанских неф- [c.179]

При рассмотрении табл. 99 и рис. 52 можно сделать вывод, что количественное распределение н-алканов в нефтях Давыдовского и Вишанского месторождений отличается от нефтей Речицкого и Осташковичского месторождений незначительно. Здесь также, наблюдаются три четко выраженные зоны (до Сю, Сц—Сго, С21 и выше), в каждой из которых имеется свой максимум. Таким образом, описанные закономерности являются общими для всех изученных белорз сских нефтей. [c.211]

Исследование состава сероорганических соединений, присутствующих в нефтях белорусских месторождений, начинали с определения их термостабильности по методике, описанной в [86]. Установлено, ч о все изученные нефти Речицкого (скв. 8, 36, 40, 42) и Осташковичского месторождений (скв. 2, 3, 7, 30) содержат термостабильные сернистые соединения. Во всем интервале изученных температур (до 350 °С) выделения сероводорода не каблюдалось. В то время как нефти Давыдовского (скв. 1, 13) и Вишанского (скв. 3, 5) месторождений при температурах 345—350 °С начинали выделять сероводород, что свидетельствует о частичном термическом разложении нестабильных сернистых соединений. [c.222]

Результаты группового анализа сернистых соединений представлены в табл. 103—105. Как и следовало ожидать, в исследуемых фракциях нефтей /Речицкого и Осташковичского месторождений сероводород и свободная сера не были обнаружены. Меркаптаны также отсутствуют за исключением трех—фракций н.к. — 150 °С, 150—200 °С речицкой нефти из скв. 8 и фракции 150— 200 °С осташковичской нефти из скв. 7. В более легких фракциях исследованных нефтей основная часть, серы приходится на долю сульфидной. Содержание дисуль-фидной серы незначительно. Как правило, концентрация сульфидно<й и дисульфидной серы снижается при пере ходе от легких фракции к более тяжелым. С утяжелени-, ем фракций возрастает содержание остаточной серы, достигает 60—80 вес.% от содержания общей серы. [c.223]

Справочник химика 21

Химия и химическая технология