С нефти Шугуровского месторождения

Обессеривание фракции 40—200°С нефти Шугуровского месторождения [c.159]

Как и при обессеривании фракции нефти Шугуровского месторождения влияние температуры и объемной скорости [c.160]

НЕФТЬ ШУГУРОВСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ [c.120]

Характеристика остатка выше 350° С смеси нефтей Шугуровского месторождения [c.123]

Битум окисленный АБ-2 (ТУ 39-013—73)—продукт окисления легких фракций нефти Шугуровского месторождения. [c.263]

Кроме Ромашкинского и Бавлинского месторождений, на территории Татарии имеется Шугуровское месторождение, которое дает нефть с содержанием серы 3,2%, плотностью = 0,899, Эту нефть перерабатывают совместно с высокосернистыми неф- [c.16]

Обессеривание прямогонной фракции 200—280°С нефтей Шугуровского и Чераульского месторождений [c.162]

Для установления пределов кипения фракции в целях эффективного обессеривания в присутствии гумбрина превра-щению при 320°С и объемной скорости 0,7 час" - подвергались прямогонные фракции с темп. кип. 200—280°С из нефтей Шугуровского и Чераульского месторождений. [c.162]

Элементарная сера содержится в. подавляющем большинстве фракций в количествах от 0,3 до 8,9 oth.i. Повышенным содержанием элементарной серы (от 3,9 до 10,75 отн. ) отличаются фракции, выкипающие до 200° С, нефтей Бавлинского и Шугуровского месторождений, приуроченных к известнякам. [c.56]

По содержанию углерода в ароматической части масляных фракций выше всего стоят карбоновые — шугуровские нефти (25% углерода), ниже — девонские Бавлинского и Ромашкинского месторождений (19% углерода). Но во всех нефтях ароматические углеводороды богаче циклами, чем нафтеновые. [c.187]

Исследован каталитический процесс обессеривания фракций сернистых нефтей Шугуровского месторождения ТАССР и Чераульского месторождения БАССР в присуто-вии природного алюмосиликатного катализатора — гумбрина. [c.177]

В качестве типичного источника к-парафинового лигроина была выбрана нефть Шугуровского месторождения в СССР (р. А. Урманчеев и др., 1961). Отношение содержания к-парафинов в лигроинах, кроме н-Е нана, к содержанию м-гексана больше единицы вероятно, к-нонан не содержится в ощутимых количествах из-за более высокой точки кипения. Наоборот, содержание изопарафинов в 1—2 раза меньше содержания и-гексана то же самое наблюдается для циклопентанов, циклогексанов и ароматических углеводородов. Очевидно, в этих лигроинах преобладают н-парафины. [c.46]

Вначале исследовалось влияние температуры на степень Ьбессеривания прямогонной фракции из нефти Шугуровско- го месторождения ТАССР, с общей серой 0,1% вес. На рис. 4 [c.157]

Разведочные работы показали, что в отложениях карбона Татарской АССР много нефтяных залежей, нефти которых характеризуются высокой плотностью и значительным содержанием серы. Исключение составляют нефти угленосного горизонта и турнейского яруса Шугуровского месторождения, близкие по плотности к девонским. [c.4]

Лаборатория химии нефти Химического института им. А. Е. Арбузова Казанского филиала Академии наук СССР на протяжении ряда лет занималась изучением нефтей Шугуровского и Бавлинского месторождений, а также — нефтей различных площадей, расположенных на обширной территории Ромашкинского месторождения (собственно ромашкинской, миннибаевской, альметьевской, абдрахмановской, сулеево-ташлияр-ской, павловской, аргуновской и азнакаевской). [c.176]

Наиболее благоприятная для нефтенакопления палеогидрогеологи-ческая обстановка в среднекаменноугольном комплексе на элизионных этапах развития, так же как и в девоне и нижнем карбоне, складывалась в западных районах мегабассейна, на Альметьевской вершине Татарского свода и ее склонах, где к концу нижнепермского времени напоры седиментационных вод среднего карбона были минимальными, т. е. существовал гидродинамически замкнутый пьезоминимум. Все это привело к формированию значительных скоплений нефти (Шугуровское, Аксубаевское, Ромашкинское месторождения). Вместе с тем с начала мезозоя в периоды преобладания инфильтрационных режимов здесь в этих отложениях условия для формирования залежей были неблагоприятными. [c.142]

Меркаптанная сера содержится в значительно менышх количествах (от 0,10 до 12,33 отн.5 ). Повышенным (от 8,8 до 49,3 отн. ) содержанием меркаптанной серы во фрагщиях, выкипающих до 200°С, отличаются нефти Бавлинского и Шугуровского месторождений, приуроченные к известнякам, Эти нефти характеризуются низким порогом термостабильности сераорганических соединений. [c.56]

Шугуровская площадь Татарской АССР имеет нефти с содержанием парафина от 1,9 до 3,9% в нефтях Ромашкинского, Минебаев-ского, Абдорохмановского, Альметьевского, Бавлинского, Шкапов-ского месторождений содержание парафина составляет 3—4,5%. [c.107]

Промышленная нефтеносность месторождения связана с отложениями верхнего отдела девонской системы пласта ДШо шугуровских слоев и пластами Дни Дщ пашийских слоев. Коллекторами нефти в продуктивных пластах служат песчаники (мелко- и среднезернистые), которые переслаиваются глинами и алевролитами. Пористость песчаников колеблется от 17 (для пласта ДШо) до 19,2% (для пласта Дш) а проницаемость—от 100-10 до 500-10 м . Глубина залегания нефтеносных пластов равна 1598—2054 м. [c.268]

В основном в дистиллятах девонских и угленосных нефтей содержится сульфидная сера (30—98% от общей). Меньшее количество сульфидной серы содержат дистилляты, выкипающие до 200° С, шугуровских нефтей горизонтов турней и намюр и сакмаро-артинских нефтей Башкирии, которые содержат больше меркаптанной серы (8,8—13% от общей). По-видимому, дистилляты сакмаро-артинских нефтей Башкирии, содержащие наибольшее количество меркаптанной серы, могут служить сырьевой базой получения меркаптанов для нужд нефтехимической промышленности (табл. 7). Из данных табл. 7 видно, что в 1 млн. т различных нефтей содержание только легкокипящих меркаптанов (120—200° С) колеблется от 2624 до 5040 т. В связи с этим небезынтересно отметить, что цена 1 тыс. т получаемых в настоящее время в США синтетических меркаптанов приблизительно равна себестоимости 1 млн. т нефти месторождений Башкирской АССР. [c.24]

Справочник химика 21

Химия и химическая технология