НЕФТИ ЗАПАДНОЙ СИБИРИ

Нефти Западной Сибири [c.655]

Рис. 1.1. Диаграмма распределения нормаль- % ных парафинов в нефти Западной Сибири

Рис. 1.2. Диаграмма распределения гептанов в нефти Западной Сибири (сургутской) 111].

VI. НЕФТИ ЗАПАДНОЙ СИБИРИ [c.356]

Компаундирование и демеркаптанизация способствовали расширению сырьевой базы топлив, поскольку в переработку были вовлечены нефти с высоким содержанием тиолов в керосиновых фракциях. Снижение содержания в топливе коррозионно-активных сернистых соединений в результате этих процессов позволило улучшить качество топлива ТС-1 по показателю коррозионная агрессивность . Вовлечение в переработку менее сернистых нефтей Западной Сибири также способствовало снижению коррозионной агрессивности топлива ТС-1. В результате исключения из технологического процесса защелачивания и водной промывки улучшены противоизносные свойства топлива ТС-1 [13]. [c.12]

Термические градиенты плотности пластовых нефтей Западной Сибири были определены по результатам измерения зависимости плотности этих нефтей от температуры [12]. [c.41]

В технологии переработки нефти важным является вопрос о раздельной перегонке различных нефтей. Например, целесообразно раздельно перерабатывать нефти, бедные и богатые по содержанию высококачественными масляными фракциями. К последним относятся такие уникальные нефти, как нефти Западной Сибири (усть-балыкская), нефти Средней Азии и Мангышлака. Раздельно перерабатывать следует также нефти высокопарафинового и асфальтеного оснований, нефти с различающимся содержанием сернистых и металлорганических соединений, тяжелые и легкие нефти и т. д. [c.161]

Ниже приведены диаграммы распределения нормальных парафиновых углеводородов (рис. 1,1) и гептанов (рис. 1.2) в сургутской нефти. В нефти Западной Сибири преобладают нормальные парафиновые углеводороды среди разветвленных изомеров высоки концентрации метил-замещенных структур, содержание диметилзамещенных углеводородов невелико (табл. 1.1). [c.6]

Так, на месторождениях нефти Западной Сибири в 1970 г. вместе с нефтью было добыто 1,6 млн - м попутной воды, в 1973 г. при добыче нефти 87,7 млн. т - около 10 млн м , а к 1980 г. ее количество увеличилось до 110 МЛН м при добыче нефти 312 млн. т [ 6]. Широкое применение искусственного законтурного и внутриконтурного заводнения в процессе добычи дополнительно увеличивает обводнение нефти. [c.5]

ВЛИЯНИЕ ДАВЛЕНИЯ И ТЕМПЕРАТУРЫ НА ПЛОТНОСТЬ ПЛАСТОВЫХ НЕФТЕЙ ЗАПАДНОЙ СИБИРИ [c.27]

Исследование возможности использования депрессорных присадок алкилфенольного, алкилнафталинового и полимерного типов, различающихся функциональными группами при равной длине цепи углеводородного радикала, при обезмасливании петролатумов смеси нефтей Западной Сибири и Мангышлака [108] показало, что лучшими в качестве модификаторов структуры твердых [c.176]

ЯМР [69], в соответствии с которыми насыщенными являются 56,5% атомов С, причем 10,6% содержатся в метильных, 31,2% — в метиленовых и 5,1% — в метинных группах, а 9,6% составляют четвертичные С-атомы. 2,6% ато.мов С входило в состав метильных групп, непосредственно связанных с ароматическими ядрами. Не замещенными были примерно 30% всех ароматических атомов С, остальные занимали конденсированные положения или были замещены. ИК спектроскопией асфальтенов из некоторых нефтей Западной Сибири и Поволжья [220] установлено несколько более высокое содержание углеродных атомов в метильных группах (14—18%). [c.194]

Интересно отметить, что, несмотря на пиролиз, концентрация высокомолекулярных нормальных алканов в нефтях, полученных из асфальтенов, не уступает содержанию тех же углеводородов в нативных нефтях типа A . Можно предположить, что относительная величина содержания парафиновых цепей в асфальтенах различных нефтей (как продуктов, менее всего подвергшихся биодеградации) может быть использована в качестве дополнительного критерия определения фациального (генетического) типа нефтей. Например, асфальтены, выделенные из древних нефтей Восточной Сибири, исходное вещество которых заведомо было морского происхождения, не содержали в своем составе парафиновых цепей длиннее, чем В то же время асфальтены мезозойских нефтей Западной Сибири имели в своем составе парафиновые цепи вплоть до С40, что указывает на присутствие в исходном органическом веществе остатков высшей растительности. [c.249]

Статья посвящена проверке применимости к пластовым нефтям Западной Сибири некоторых расчетных методов определения объемных коэффициентов нефтей. [c.214]

Сравнительная характеристика нефтей Западной Сибири, приуроченных к различным тектоническим элементам н возрастам [c.363]

Относительная плотность фракций некоторьгх нефтей Западной Сибири [c.47]

РЕЗУЛЬТАТЫ экспериментальной проверки МЕТОДА РАСЧЕТА ПЛОТНОСТИ ГАЗИРОВАННЫХ НЕФТЕЙ ЗАПАДНОЙ СИБИРИ [c.37]

Рис. 1. Зависимость кажущейся плотности газа, растворенного в нефтях Западной Сибири, от плотности этого газа.

Результаты расчета пластовых нефтей Западной Сибири [c.42]

К а с п а р ь я н ц К- С. и др. Влияние давления на плотность пластовых нефтей Западной Сибири. См. настоящий сборник. [c.44]

Рис. 1. Зависимость объемного коэффициента пластовых нефтей Западной Сибири от газового фактора по линии давлений насыщения при температуре 20° С.

К a с П a p b я H Ц K. . и др. Влияние давления и температуры на плотность пластовых нефтей Западной Сибири. Труды Гипровостокнефти. См. настоящий сборник. [c.55]

К а с п а р ь я н ц К- С. и др. Результаты экспериментальной проверки метода расчета плотности газированных нефтей Западной Сибири. Труды Гипровостокнефти. См. настоящий сборник. [c.55]

Влияние давления и температуры на плотность пластовых нефтей Западной Сибири. [c.213]

Геохимическим исследованиям нефтей Западной Сибири посвящены многие работы А.Э. Конторовича, О.Ф. Стасовой, A. . Фомичева, A.A. Тро-фимука, B. . Вышемирского [31], В.К. Шиманского и др. Этими исследователями проводилась химическая и геохимическая типизация нефтей, сделан ряд важных выводов об их генезисе и преобразованиях. Нами на примере ряда месторождений Западной Сибири была выполнена генетическая типизация нефтей по разработанной методике, в основе которой лежит комплекс применяемых во ВНИГНИ методов исследования нефтей. [c.90]

Из всех нефтей Западной Сибири можно получать реактивные топлива, отвечающие требованиям ГОСТ на топливо ТС-1, за исключением нефтн усть-балыкской (ачимовской пачки, ва-ланжин), которая не удовлетворяет требованиям ГОСТ по содержанию серы (0,39%). Топлива отличаются относительно высокой теплотой сгорания( 10 300 до 10 365 ккал/кг), малым еоде )жанием серы (от 0,02 до 0,12%) и отсутствием меркаптановой серы. [c.361]

Найдено, что молекулярно-массовые распределения тиамоно-, тиаби- и тиатрицикланов во фракциях 140—240°С западносибирской [471], 190-360° и 200-275°С арланской [464, 472], 68-115°С/6 мм рт. ст. кызыл-тумшукской и 50—98°С/3 мм рт. ст. хау-дагской нефтей [473] унимодальны и максимумы в них приходятся на СС с 10, 10—И и 12—13 атомами С соответственно. Отмечалась качественная однотипность состава и строения тиацикланов из нефтей Западной Сибири, Башкирии и Таджикистана [474, 475]. [c.59]

Наиболее детально изучен, по-видимому, состав низших фенолов из западносибирских нефтей [650, 652], в которых газохроматографическими методами идентифицированы фенол, крезолы, ксиленолы и отдельные изомеры фенолов Сд. Во всех исследованных нефтях концентрация фенолов нарастала в ряду Се < Су < С С < Сд. Среди крезолов в юрских и палеозойских нефтях Западной Сибири, как правило, преобладал о-изомер, но в нижнемеловых ведущая роль иногда переходила к л -крезолу. Из ксиле-нолов в наибольших количествах во всех западносибирских нефтях найдены 2, 4-и в несколько меньших — 2, 5-диметилфенолы следующими по значению обычно являлись 2, 6- или 3, 5-ксилено-лы. Иначе говоря, среди ксиленолов существенно преобладали соединения с углеродным скелетом лг-ксилола, а в наименьших концентрациях содержались оксипроизводные о-ксилола. [c.105]

Из изложенного видно, что нефти Западной Сибири являются хорошим сырьем для получения тоилпв и масел, не уступающим по качеству и выходам тех же нефтепродуктов основных нефтей восточных районов СССР и по некоторым показателям превосходящим их. [c.362]

Содержание ванадилпорфиринов в большей части нефтей выше, чем- никелевых комплексов. Концентрация ванадилпорфиринов даже для одного региона варьирует в широких пределах комплексы же с никелем распространены более равномерно. Например, для нефтей Западной Сибири концентрация ванадилпорфиринов изменяется от 0,05 до 20 мг на 100 г, никелевых порфиринов — от 0,01 до 0,8 мг на 100 г нефти [802], нефтей Пермского Прикамья соответственно ог0,10 до 520 и от 0,25 до 20 на 100 г нефти [803], нефтей Венгрии — от следовых количеств до 13 мг на 100 г нефти ванадиловых комплексов и до 2 мг на 100 г никелевых [804] В отдельных нефтях и природных битумах, нанример таджикских [805], венесуэльских [806], ближневосточных [799], содержание порфиринов достигает нескольких десятых долей процента, т. е. каждая тонна такой нефти содержит несколько килограммов порфиринов. [c.143]

Недавно предложен метод определения открытых положений в ископаемых порфиринах, основанный на реакции электрофиль-ного замещения пиррольных атомов водорода в молекулах порфиринов на атомы брома [833]. На синтетических ванадилпорфириновых комплексах показано, что реакция проходит исчерпывающе и достаточно селективно. По разработанной методике проведено бромирование порфириновых концентратов нефтей Западной Сибири и Южного Узбекистана. Состав продуктов [357] селективного бромирования установлен методом фракционной разгонки в масс-спектрометре по полному ионному току. При этом установлено, что молекулы ванадилпорфиринов нефтей содержат от одного да трех открытых положений на пиррольных кольцах, причем относительное содержание таких соединений достигает 70% общего количества нефтяных ванадилпорфиринов и меняется для ра лич-ных нефтей. Распределение порфиринов, содержащих одно и два незамещенных пиррольных положения в молекуле, для гомологов ряда М одной из нефтей Западной Сибири приведено на рис. 5.2. Несколько неожиданным оказалось, что пиррольные протоны характерны нё только для низкомолекулярных ванадилпорфиринов. [c.151]

Из всех нефтей Западной Сибири можно получать дизельные летипе топлива с высокими цетановыми числами, лежащими пределах от 47 до 60. [c.362]

Содержание серы. Сера - одна из самых нежела- тельных примесей кокса, хотя для некоторых отраслей промышленности необходим именно сернистый и высо- -косернистый коксы. Содержание серы в коксе зависи ] от ее содержания в исхо.оной нефти. В тяжелых остатках, поступающих на коксование, сера прочно связана с высокомолекулярными (коксообразуюшими) органическими соединениями. В работах [9, 161 доказано отсутствие свободной серы в коксе замедленного коксования. Авторами работ [.36-39] на основании получения малосернистого кокса из сернистых нефтей Западной Сибири установлено, что промышленное производство кокса с содержанием серы менее 1,5% воэ- - [c.23]

Электрообработка неполярных жидкостей, включая электродепарафини-защ1ю рафината из смеси нефтей Западной Сибири, проведена сотрудниками ТИИ [1, 36]. Актуальность исследований связана с потребностью в технических маслах, при производстве которых твердые парафиновые углеводороды подвергаются кристаллизации в избирательных растворителях, в связи с чем необходимы избыток растворителя, энергия на регенерацию растворителя и охлаждения сырьевой суспензии, обеспечение экологической безопасности. Эффективность электрообработки зависит [c.53]

При разработке проекта НПЗ тип перерабатываемой нефти указывается в задании на проектирование. Многие отечественные НПЗ, проектировавшиеся в 1950—70-х годах, были рассчитаны на пе )еработку восточных нефтей типа туймазинской или ромаш-кинской. В настоящее время в общем балансе нефтяного сырья все большее место занимают нефти Западной Сибири, Казахстана, Коми АССР. [c.37]

Выполнено экспериментальное исследование влияния давления и температуры на плотность двадцати двух пластовых нефтей Западной Сибири. Измерения проводились при помощи уникального прибора в интервале давлений от 300 кГ1см до давления насыщения и в интервале температур от 10 до 80° С. [c.36]

Следует отметить, что кажущаяся плотность газа зависит от несколькнх факторов, в том числе от плотности исходной нефти и от удельного веса этого газа. Кац [6] предложил диаграмму для определения кажущейся плотности газа, учитывающую эти свойства нефти и газа. Для выяснения возможности практического использования этой диаграммы прим енительно к нефтям Западной Сибири был выполнен соответствующий анализ. Для этого с помощью формулы [c.38]

ОБЪЕМНЫЕ КОЭФФИЦИЕНТЫ ПЛАСТОВЫХ И ЧАСТИЧНО РАЗГАЗИРОВАННЫХ НЕФТЕЙ ЗАПАДНОЙ СИБИРИ [c.44]

Сравнение объемных коэффициентов, определенных по диаграмме Стендинга и вычисленных по плотности нефти при давлении насыщения Рз и температуре пласта /пп, показало, что максимальное отклонение составляет 5,6%, а среднее арифметическое—1,33%. Таким образом, проведенный анализ показывает, что диаграмма Стендинга вполне приемлема для определения объемных коэффициентов пластовых нефтей Западной Сибири. [c.54]

Выполнено экспериментальное определение объемного коэффициента 24 пластовых и 12 частично разгазированных нефтей Западной Сибири. Полученные данные могут быть рекомендованы для практического применения. [c.54]

Справочник химика 21

Химия и химическая технология