Убинское месторождение

Дегазированная нефть Убинского месторождения легкая, малосернистая (класс I), парафиновая (вид Пг), малосмолистая, со значительным выходом светлых фракций, выкипающих до 300° С. [c.526]

Рис. 36. Характеристики насоса НМ360—460 на воде (кривые 1 я 5) и нефти Убинского месторождения с различным количеспвам растворенного газа

Пример. Пересчитаем рабочие характеристики центробежного насоса НМ 360-460, внешний диаметр рабочего колеса которого равен 0,3 м, с воды на нефть Убинского месторождения. При i = 5° и Гр = 0 4,4 15,4 м /м кинематическая вязкость нефти равна соответственно 20,6-10— 10,8-10- 4,2-10-4 м2/с. [c.88]

Убинское месторождение, открытое в 1964 г., расположено на территории Шаимского вала Кондинского свода, представляет собой вытянутую в северо-восточном направлении локальную структуру, осложненную рядом мелких куполов. [c.526]

Содержание смол изменяется от 2 до 18% без определенной зависимости от глубины залегания. Нефти с относительно высоким содержанием смол обычно обогащены и асфальтенами, но постоянного соответствия в распространении смол и асфальтенов нет. В некоторых случаях относительное обогащение нефти асфальтенами сопровождается пониженным содержанием смол. Иногда при заметном изменении содержания смол содержание асфальтенов остается практически неизменным или наоборот. Все такого рода случаи можно наблюдать на изолированных залежах в пределах Убинского месторождения (рис. 28), Здесь же хорошо видна и резкая контрастность в изменении содержания асфальтенов и смол в нефтях, особенно в пределах изолированных залежей, расположенных в южной части площади. В составе асфальтенов из юрских нефтей обнаруживается 5-147о соосаждаемых веществ при содержании асфальтенов в нефти 2-9%. При содержании асфальтенов менее 0,5% доля соосаждаемых с ними веществ повышается до 20-30%. Но столь высоких величин доли соосаждаемых веществ в составе асфальтенов, какие встречались в асфальтенах из нефтей Днепровско-Донецкой впадины, здесь не обнаружено. [c.120]

Реологические свойства ньютоновских нефтей рассмотрим на примере месторождений Западной Сибири. Динамическая вязкость их при р= 101325 Па и Т = 293 К изменяется от 4 до 50 МПа-С (исключение составляют нефти Убинского и Русского месторождений). Поэтому представляет интерес рассмотреть случай вязкой и маловязкой нефтей. К ним относятся нефти Западно-Сургутского (высоковязкие) и Трехозерного (маловязкие) месторождений. Экспериментальные данные по влиянию температуры на вязкость газонасыщенных нефтей указанных месторождений для различных значений газового фактора Гр и давления рз представлены графически в полулогарифмических координатах на рис. 23. При построении графиков применялось обозначение [c.66]

Приуральская нефтегазоносная область ограничена с запада Уральским горным сооружением, а с востока Красноленинским сводом. Нефтяные месторождения — Шаимское, Мортымьинское, Убинское и др. — открыты в южной части области и расположены на Шаимском незамкнутом мегавале. Во всех открытых месторождениях нефтяные залежи приурочены к юрской системе (горизонты Ю-1 и Ю-Н). [c.382]

Нефти месторождений Приуральской нефтегазоносной области (убинская, мортымьинская, шаимская и др.) являются малосернистыми (0,23—0,55%), смолистыми (смол силикагелевых 7,3—10,5%, асфальтенов 0,82—1,49%, коксуемость 2,08—2,68%) и парафинистыми (1,58—3,65%). Содержание светлых дистиллятов, выкипающих до 350 °С, составляет 47,5—58,8%. [c.383]

Справочник химика 21

Химия и химическая технология