Глинско-Розбышевское месторождение

Глинско-Розбышевское месторождение [c.263]

ГЛИНСКО-РОЗБЫШЕВСКОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ [c.371]

Средний состав нефтяных газов (%) Глинско-Розбышевского месторождения приведен ниже. [c.264]

Газы залежей Глинско-Розбышевского месторождения по составу близки к типовым составам газов газоконденсатных месторождений. [c.264]

Состав газов (%) газоконденсатных залежей Глинско-Розбышевского месторождения [c.264]

Глинско-Розбышевское месторождение, открытое в 1958 г., в мезозойских отложениях представляет собой вытянутый в северо-западном направлении крупный вал, на фоне которого расположен ряд локальных вздутий куполовидного и брахиантиклинального типов. Строение вала асимметричное северо-восточное крыло более крутое. [c.371]

Нефтеносными на Глинско-Розбышевском месторождении являются отложения перми и карбона. В отложениях перми выявлено два продуктивных го ризонта (Пг и Пз), глубина залегания которых 1880 м. [c.371]

Пластовая нефть Глинско-Розбышевского месторождения, исследованная по глубинным пробам из четырех скважин, имеет большую недонасыщенность газом, маловязкая, ее плотность чуть ниже, а коэффициент растворимости газа в 1,5 раза выше, чем в среднем для пластовых нефтей. [c.371]

Дегазированные нефти Глинско-Розбышевского, месторождения легкие, парафиновые, (вид Пг), малосмолистые, маловязкие, дают высокий выход светлых фракций, выкипающих до 300° С. [c.371]

Глинско-Розбышевское месторождение расположено в центральной частн Днепровско-Донецкой впадины, где, по срав 1ению с бортовыми частями, наблюдается увеличение мощности осадочного комплекса. Поэтому разведочные скважины, пройденные до глубины свыше 2 км, достигли лишь верхов каменноугольных отложений. [c.10]

Гнединцевское нефтяное месторождение расположено в центральной части Днепровско-Донецкой впадины, где подобно Глинско-Розбышевскому месторождению наблюдается сравнительно большая мощность осадочного комплекса. Так, например, каменноугольные отложения встречены в скважине № 1 на глубине 1729 м, в скважине № 6 — па глубине 1736 ж. [c.13]

Из приведенного в табл. 129 группового углеводородного состава широких дистиллятных масляных фракций следует, что содержание ароматических углеводородов в них изменяется в пределах 30—60%. Фракгити нефтей Качановского и Глинско-Розбышевского месторождений содержат ароматические углеводороды в несколько больших количествах (50—60 о/ ) и вследствие этого являются менее благоприятным сырьем для производства масел, чем другие исследованные нефти. Это подтверждается и данными струк-турно-группового анализа (табл. 130). [c.176]

Следует отметить, что в процессе выделения и разделения смолистых компонентов абсолютные величины образовавшихся вторичных асфальтенов евелики для нефтей Качановского, Зачепиловского и Глинско-Розбышевского месторождений. Смолистые компоненты кибинцевской нефти менее стабильны, так как количество вторичных асфальтенов, по сравнению с выделенными из нефти, увеличивается на 30%. [c.275]

В водорастворенных газах вокруг газовых залежей содержится в основном метан, на долю его гомологов приходится 3—5%. В водах газонефтяных залежей газы содержат тяжелых УВ до 12% (Вельское, Глинско-Розбышевское месторождения), нефтяных — до 50%. В газах вод непродуктивных отложений содержится в основном азот. Вблизи контура нефтегазоносности отмечается максимальная насыщенность пластовых вод УВ. По мере удаления от контура концентрация и упругость водорастворенных газов уменьшается. Это явление наблюдается на Спиваковском, Шебелинском, Глинско-Розбышевском, Ры- бальском, Перещекинском и других месторождениях. Так, на Спиваков-ской площади в скв. 14, находящейся в 200 м от контура газоносности, газонасыщенность вод равна 2200 см /л, а в скв. 9 в 1000 м от контура — 1000 см /л. С удалением от контура газоносности уменьшается содержание УВ и увеличивается доля азота. Вместе с газонасыщенностью вод снижаются упругость и коэффициент насыщенности вод газами, которые по скв. 14 соответственно равны 6,28 и 0,9 МПа, а в СКВ. 9—1,68 и 0,19 МПа. [c.182]

Справочник химика 21

Химия и химическая технология