Лянторское месторождение

Дегазированные нефти Лянторского месторождения довольно тяжелые и вязкие, смолистые, сернистые (класс II), парафиновые (вид Пг), имеют сравнительно низкий выход фракций, выкипающих до 300°С. [c.539]

Дегазированная нефть горизонта АСд несколько тяжелее и более вязкая, чем нефть этого горизонта соседнего Лянторского месторождения, а по остальным характеристикам она сопоставима с нефтью Лянторского месторождения. [c.540]

Алехинское месторождение расположено в северной части Пимско-го вала на восточной окраине Сургутского свода. На юге Алехинская складка отделяется от Востокинского купола Лянторского месторождения небольшим прогибом. [c.540]

Лянторское месторождение расположено в северной части Пимско-го вала, осложняющего восточную окраину центральной и южной частей Сургутского свода. Структура Лянторского месторождения включает несколько небольших антиклинальных поднятий субмеридионального простирания, разделенных между собой неглубокими и очень узкими прогибами Комарьинское, Лянторское, Вершинное, Январское (с юга на север). [c.538]

Между составом попутных газов и свойствами нефтей по залежам пластов БСю, БСе, БС2-3, БСь АСд-и (Усть-Балыкское, Мамонтовское, Западно-Сургутское, Лянторское месторождения) наблюдается ряд различных по степени значимости связей, однако они позволяют отметить, что изменение состава, свойств нефтей сопровождается в(полне закономерным изменением попутных газов. В качестве примера можно привести залежи пласта БС2-3, в которых фиксируется прямая связь между плотностью нефти и содержани- [c.116]

Данные о содержании нормальных кислот, полученные нами с помощью химических методов (отделение метиловых эфиров комплекса-образованием с мочевиной), были подтверждены работами Н.И. Жильцова методом хромато-масс-спектрометрии. Из табл. 23 видно, что количество нормальных кислот в биодеградированных нефтях (месторождения Русское, Ванъеганское, Лянторское) значительно меньше, чем в небиодеградированных (Салымское, Мамонтовское). [c.84]

Н.И. Жильцов с соавторами увеличение доли нормальных кислот с глубиной объясняет влиянием процессов катагенеза. По нашему же мнению, это является главным образом следствием биодеградации. Дополнительным тому подтверждением служит характер распределения циклических кислот в разных нефтях. В биодеградированных нефтях (месторождения Русское, Ванъеганское, Лянторское) более 60 % приходится на долю MOHO-, би- и трициклических нафтеновых кислот, в то время как доля гексациклических в 10 раз меньше. В нефтях Салымского и Мамонтовского месторождений содержание гексациклических кислот соизмеримо с содержанием моно-, би- и трициклических или даже больше. С позиций катагенеза картина должна быть обратной. Состав кислот из биодеградированных нефтей служит достаточно убедительным доказательством их образования при окислении соответствующих нафтеновых УВ, поскольку именно эти соединения являются основными среди цикланов (см. рис. 14). В пользу этого также свидетельствуют результаты измерения и.с.у. кислот (см. табл. 15). Изокислоты имеют такой же и.с.у., что и исходная нефть. У нормальных кислот и.с.у. значительно тяжелее и.с.у. изокислот и нефти. Нами была высказана мысль о разном генезисе нормальных и нафтеновых кислот [3]. Возможно алифатические кислоты, представленные в основном нормальными соединениями, произошли из липидов, в то время как нафтеновые кислоты образовались путем биохимического окисления соответствующих нафтеновых УВ. Не совсем ясно, однако, различие состава циклических кислот биодеградированных и небиодеградированных нефтей. [c.85]

Газовую составляющую конденсатов этого типа характеризуют прежде всего большие значения отношения С С (10—70). Метан имеет легкий и.с.у. (5 С 5—6 %). Среди бутанов часто доминирует изобутан. Отношение /-С составляет 10—15. Поскольку этот тип конденсатов может быть получен в результате биодеградации нефтей, образовавшихся из восстановленного и окисленного ОВ, эти два подтипа всегда легко можно выделить по характерным особенностям состава жидкой фазы. Нефти из восстановленного ОВ дадут конденсаты с легким изотопным составом углерода и серы, низким п/ф и нч/ч 1. Для бензиновых УВ отношение 6/5 1. Примером могут служить конденсаты пластов группы А Федоровского, Востокинского, Лянторского и Самотлорского месторождений. Соответственно нефти из окисленного ОВ дадут конденсаты, по ряду признаков жидкой фазы очень близкие к кон-денсату-1 (и.с.у., индивидуальный состав нафтенов и аренов, отношения нч/ч и п/ф). В газах конденсатов этого подтипа С /С до 100. Примером могут служить конденсаты верхних нефте- и газоносных горизонтов северных районов (месторождения Уренгойское, Соленинское, Пелят-кинское и др.). [c.115]

Рис, 99, Зависимость свойств пластовой нефти от давления. Месторождение Лянторское [c.539]

Анализируя динамику открытия нефтяных и газовых месторождений, современный период - более 30 лет - может быть подразделен на более мелкие этапы. Наиболее результативными были 60-е годы, которые ознаменовались открытием большинства крупнейших нефтяных и газовых месторождений в Западной Сибири. Именно в эти годы открыты Самотлор, Федоровское, Лянторское, Мамонтовское, Уренгойское, Заполярное, Медвежье месторождения. В 60-е годы бурно растет эффективность разведочного бурения на нефть и газ, создается поисковый задел для успешной разведки в 70-е годы и затем для быстрого подъема добычи в 70-80-е годы. Этот этап характеризовался относительно простыми геологическими условиями для поиска и подготовки структур сейсморазведкой методом отраженных волн без перехода на метод ОГТ. [c.16]

Проблема эффективной выработки запасов нефти из тонких оторочек залежей с газовыми шапками и с подошвенными водами на многих месторождениях стоит весьма остро. В России имеется положительный опыт разработки таких залежей на Анастасиевско-Троицком месторождении (1У меотический горизонт), где при весьма малых перепадах давления (менее 0,05 МПа) уже сегодня достигнут довольно высокий коэффициент нефтеотдачи (более 0,5). К сожалению этот опыт прямым образом на месторождения Западной Сибири (например, Лянторское) нельзя перенести ввиду низких значений проницаемости пластов, вследствие чего для получения заметных дебитов по нефти необходимо иметь большие перепады давления (более 1 МПа), что моментально приведет к загазованию и обводнению добывающих скважин. [c.94]

Представляют большой интерес проявления твердых асфальтоподобных битумов, обнаруженные нами в нефтенасыш,енных породах верхней юры Вахского (пласт Ю1) и мела Лянторского (пласты АСд-и) месторождений. Подобные же образо вания имеют место в залежи пластов БС1-5 Усть-Валыкското месторождения и -др. Характер описываемых образований примерно одинаков во всех случаях. Более детально остановимся на описании битумов Вахского месторождения, так как (в смысле возможности их появления) эта залежь находится в достаточно жестких условиях (имеются в виду глубина залегания, температурный режим и др.)- [c.98]

Справочник химика 21

Химия и химическая технология