Марковское месторождение

Состав газов, растворенных в нефтях Марковского месторождения, и низкокипящих углеводородов [c.497]

Меркаптаны содержатся практически во всех нефтях, как правило, в малых концентрациях, составляют 2—10 % от общего содержания серусодержащих соединений. Однако известны нефти и газоконденсаты, являющиеся естественными концентратами меркаптанов. Нефть Марковского месторождения (Иркутская об- [c.244]

Характеристика дистиллятных базовых масел и групп углеводородов, полученных адсорбционным методом из нефти Марковского месторождения осинского горизонта (скважина № 8) [c.516]

Изменение вязкости и плотности нефтей Марковского месторождения в зависимости от температуры [c.497]

Физико-химическая характеристика нефтей основных горизонтов Марковского месторождения [c.495]

Разгонка нефтей Марковского месторождения по ГОСТ 2177—59 [c.496]

В подавляющем большинстве нефтей Урало-Поволжья была найдена меркаптанная сера 0,001—0,448% вес. (0,03—13,5% от общей серы). Необычайно велико ее содержание 0,71% вес. <73,7% от общей серы) в нефти Марковского месторождения (Восточная Сибирь). В исследованных нами двадцати нефтях Западной Сибири меркаптанная сера не обнаружена. Следует отметить отсутствие какой-либо закономерной связи между содержанием в нефтях меркаптанной и общей серы. [c.9]

Характеристика фракций, выкипающих до 200 С нефтей Марковского месторождения [c.500]

Марковское месторождение — это одно из первых месторождений, где выявлены скопления углеводородных газов в древних кембрийских отложениях. [c.100]

Нефти Марковского месторождения [c.504]

Содержание индивидуальных ароматических углеводородов во фракциях 122—145 °С, выделенных из нефтей Марковского месторождения [c.506]

Состав газов (%) Марковского месторождения [c.101]

Характеристика фракций, служащих сырьем для каталитического риформинга, из нефтей Марковского месторождения [c.507]

Групповой углеводородный состав дистиллятной части нефтей Марковского месторождения, определенной адсорбционным методом [c.513]

Структурно-групповой состав базовых дистиллятных масел и групп углеводородов из нефти Марковского месторождения осинского горизонта [c.518]

Газы Марковского месторождения (табл. 58) характеризуются как углеводородные метановые с большим содержанием тяжелых углеводородов, в них содержится небольшое количество двуокиси углерода (около 0,5%), содержание азота не превышает 6%. [c.100]

Потенциальное содержание базовых дистиллятных и остаточных масел нефти Марковского месторождения осинского горизонта (скважина № 8) [c.520]

Основными пр(5мышл , П1ыми нефтями Восточной Сибири, как указывалось, являются иефти Марковского месторождения. [c.489]

Нефти Марковского месторождения (табл. 286) отличаются малой плотностью (ие выше 0,340), отсутствием асфальтенов, малым содержанием силикагелевых смол (ие более 4,5%) в нефтях парфеповского и марковского горизонтов практически отсутствуют твердые парафины. Выход фракций, выкипающих до 350 °С, лежит в пределах от 55 до 92%. [c.489]

Бензиновые фракции нефтей Марковского месторождении ие являются благоприятным сырьем для каталитическог-о риформинга, т. к. содержание нафтеновых углеводородов в них невысоко, и кроме того, нефти осинского горизонта обладают высоким содержанием серы (0,67—0,87%). [c.490]

Характеристика легких керосиновых фракций неоией Марковского месторождения [c.508]

Характеристика фракций и углеводородов, полученных при карЗам. пной депарафинизации, из нефтей Марковского месторождения [c.511]

В газе осиновского горизонта гомологов метана содержится значительно больше, чем в газах вышезалегающих залежей парфеновского и марковского горизонтов. Концентрация этана достигает 14%, пропана до 7%, бутанов до 4% и более, высокомолекулярных углеводородов до 2%, азота снижается до 2%. Таким образом, на Марковском месторождении выявлена ярко [c.101]

При геохимической оценке состава газов Марковского месторождения обращает внимание обратное перераспределение отношений као-бутанов, м-бутанов и пентанов. Если бутаны представлены большим содержанием нормальных форм их строения, то пентаны — изоформами. Соотношение м8о-бутана к и-бутану изменяется по глубине залежей от 0,9 в парфеновском горизонте до 0,6 — в осинском. [c.102]