Нефти Северной группы

Таким образом, крайние представители нефтей I и II групп резко различаются по составу. Нефти первой группы распространены повсеместно за исключением северных районов Западной Сибири. Но наиболее яркие их представители приурочены к Сургутскому своду. В общем балансе запасов нефтей Западной Сибири они составляют подавляющую часть. Эти нефти приурочены ко всем стратиграфическим горизонтам, но локализованы по периферии бассейна (в основном на севере и юго-востоке). [c.127]

Бензино-лигроиновые фракции сахалинских нефтей характеризуются высоким содержанием легких ароматических углеводородов Сб—Св, составляющих для исследованных нефтей северной и центральной групп в среднем 7,1% (66%, считая на сумму ароматических углеводородов). Эти углеводороды располагаются в следующий ряд (в порядке уменьшения содержания) толуол, ж- и п-ксилолы (сумма), этилбензол, о-ксилол, бензол. Наиболее высокое содержание толуола найдено в паромайской нефти —5,1%, считая на фракцию 50—200° С, или 2,08%, считая на нефть, и и -ксилолов (сумма) —в паромайской нефти 3,6%, считая на фракцию 50—200° С, или 1,85%, считая на нефть. [c.201]

Если по своей качественной характеристике нефти Северного Кавказа и Западной Украины по сравнению с нефтями восточных месторождений являются наиболее благоприятным сырьем для производства парафинов, то как раз обратные пропорции характеризуют затраты, связанные с их добычей. Цена 1 г нефти, поступающей на переработку, составляет для Уфимской группы заводов 100% и для Грозненских заводов — 140%. [c.130]

Несмотря на то что нефти, образовавшиеся из ОВ этого типа, вероятно, самые распространенные в мире, в Западной Сибири они имеют подчиненное значение. К ним прежде всего следует отнести нефти и ОВ карбонатных палеозойских отложений, существенно обогащенные тяжелым изотопом углерода. В других регионах в эту группу попадают все нефти карбонатных фаций в Поволжье в СССР, на Ближнем и Среднем Востоке, а также многих месторождений Южной и Северной Америки, где большая доля кремнистой или карбонатной составляющей в породах указывает на участие скелетных форм планктона в формировании ОВ. Следует отметить, что подавляющее число этих нефтей относят к нефтям морского генезиса. [c.65]

Казалось бы, высокое содержание карбонильной группы в смолах нефтей Русского месторождения (см. табл. 29) свидетельствует о внедрении кислорода при биодеградации. Но в группу нефтей, где смолы содержат много кислородных соединений (интенсивная полоса СО-группы), попали также многие очень легкие нефти и конденсаты северных районов Тюменской области и некоторые нефти Томской области. [c.98]

Все предприятия, где применяли эти нормативы, были разделены на три зоны среднюю, южную и северную. Нормативы потерь нефти и нефтепродуктов при хранении, приеме, отпуске и транспортировании устанавливали в зависимости от сорта нефтепродукта, времени года и климатической зоны. Нефти и нефтепродукты в соответствии с физико-химическими свойствами были разделены на 10 групп. Потери нефти и нефтепродуктов при хранении в резервуарных емкостях рассчитывали (по нормативам) в кг/м поверхности резервуаров каждый месяц. [c.15]

Березовское) и нефтяное (Шаимское) месторождения были открыты соответственно в 1953 и 1960 гг. в Приуралье, но истинный масштаб провинции проявился в 1960-е гг., когда был осуществлен региональный выход геолого-разведочных работ в центральные, а в дальнейщем в северные районы Западной Сибири, что привело к открытию больщой группы крупнейших месторождений нефти и газа, прежде всего Самотлорского (1965), Уренгойского (1966), Медвежьего (1967), Ямбург-ского (1969) и др. [c.87]

НЕФТИ СЕВЕРНОЙ ГРУППЫ Месторождемия Восточное Эхаби, Эхаби, Оха и Южная Оха [c.17]

Паромайская и нутовская нефти характеризуются небольшим удельным весом, низким содержанием смол и высоким содержанием легких ароматических углеводородов — 28,8%, считая на фракцию от н. к. до 150°С, или до 8,5%, считая на нефть. От нефтей северной группы они отличаются также более высоким выходом фракций, выкипающих до 300°С, и пониженным содержанием нафтеновых углеводородов в этих же фракциях. [c.55]

VIII (0,860 - 0,900) и IX (более 0,900). Наиболее тяжелые нефти (IX зона) приурочены к приподнятым бортовым частям прогиба, где они находятся в зоне действия гипергенных процессов. В центральной и северной частях прогиба вблизи зоны генерации будут встречены наиболее легкие нефти первой группы (зона IV) и второй группы (зона VII) по периферии северного борта. В северной части прогиба, где предполагается хорошая сохранность залежей, наличие тяжелых нефтей третьей и четвертой групп (VIM и IX зоны) маловероятно. [c.185]

В целом различия нефтей северных районов и Широтного Приобья типичны для выделенных по составу бензинов нефтей первой и второй групп. Переход между этими нефтями происходит не резко, существует переходная область. Аналогичные закономерности в составе бензиновых УВ наблюдаются по мере удаления от центральных районов на юго-вос-ток. [c.47]

При рассмотрении вопросов изотопии углерода необходимо остановиться на последних работах Э.М. Галимова, Л.А. Кодиной, М.Г. Фрик, которые диагностику и корреляцию нефтей проводят с позиций молекулярно-изотопного подхода. Суть его заключается в том, что из нефти или экстракта методом адсорбционной хроматографии выделяют ряд фракций увеличивающейся полярности от У В до асфальтенов и определяют их и.с.у. По характеру кривых все нефти разбивают на две группы, для которых соответственно характерны серповидная или сублинейная кривые. В восстановительной обстановке асфальто-смолистые вещества образуются главным образом при полимеризации ненасыщенных структур исходного ОВ, т.е. липидной его составляющей с самым легким и.с.у. Из них же образуются и УВ. Поэтому ясно, почему УВ и асфальтены этих нефтей также имеют самый легкий и.с.у. Различные фракции смол представляют собой наиболее окисленную часть ОВ и поэтому характеризуются самым тяжелым и.с.у. В окислительной обстановке всё ОВ подвергается глубокой окислительной трансформации и асфальто-смолистая часть образуется в основном при реакции конденсации кислородсодержащих соединений. Поэтому, естественно, и.с.у. закономерно утяжеляется при переходе от УВ к смолам и асфальтенам. С этих позиций нетрудно предсказать, что у большинства нефтей Широтного Приобья будет серповидная, а у нефтей северных районов сублинейная кривые. Таким образом, тяжелый и.с.у. асфальтенов в некоторых нефтях является частым случаем. [c.70]

Необходимо отметить, что различия в и.с.у. метана, обусловленные разными типами ОВ центральных и северных районов, сохраняются и для газов явно биохимического генезиса. Так, С метана нефтей пластов группы А в Широтном Приобье в среднем на 1 % отличается от 6 С метана нефтей из одновозрастных отложений северных районов Тюменской области. [c.118]

В качестве объекта для исследования были выбраны нефти промышленных месторождений северо-восточной части Сахалина— Восточно-Эхабинского и Эхабинского (северная группа), с одной стороны, и Паромайского (центральная группа) — с другой, т. е. нефти, представляющие собой два различных генетических типа из трех, выделенных в порядке гипотезы для Сахалина. Третий тип — тяжелые, смолистые нефти месторождений Катангли и Уйглекуты — нами не изучался. В этих нефтях фракции, выкипающие до 175° С, присутствуют в самых незначительных количествах. [c.97]

На первом этапе своего развития газо-жидкостная хроматография наиболее широко применялась для анализа легкой части нефтей, их бензиновых фракций [53]. В 1957 г. автором в Сахалинском КНИИ было начато изучение индивидуального углеводородного состава легкой части сахалинских нефтей (в основ-1юм ароматических углеводородов) по ускоренному методу с применением газо-жидкостной хроматографии. В основу метода был положен принцип предварительного упрощения состава исследуемых фракций. В качестве объекта для исследования были выбраны нефти промышленных месторождений северо-восточной части Сахалина, а именно Восточно-Эхабинского и Эхабинского (северная группа) и Паромайского (центральная группа). Тяжелые, смолистые нефти Катанглийского и Уйгле-кутского месторождений, практически лишенные бензиновых фракций, не изучались. [c.113]

Индивидуальный углеводородный состав керосиновых фракций сахалинских нефтей изучался в СахКНИИ Н. И. Невской [75—78]. Было проведено исследование состава четырех нефтей северной, центральной и южной групп северо-восточной части Сахалина восточно-эхабинской (скважина 281, пласт 28), эхабинской (скважина 220, пласт XIX), паромайской (скважина 19, пласт V) и катанглийской (скважина 256, пласт III). Физикохимическая характеристика этих нефтей приведена в табл. 73. В табл. 74 показан углеводородный групповой состав, рассчитанный по результатам описываемого исследования. [c.140]

Исследовались нефти, принадлежащие к месторождения.м, расположенным в северо-восточной части острова Сахалина. Они приурочены к третичным отложениям, представленным породами дагинской, окобыкайской и нутовской свит. Общим для больщинства нефтей северной и центральной групп является их небольщой удельный вес, высокое содержание бензина, низкое содержание серы и преобладание нафтенов в дистиллятной части. [c.198]

В евразийской части южной зоны (и в Мексике) отсутствуют или . вернее, представлены ничтожными количествами нефти II класса, которые в остальных сопоставляемых областях, в особенности в группе Калифорния— Венесуэла — Магдалена, играют большую роль. Что касается нефтей III класса, то они сравнительно близки в рассматриваемом аспекте в пределах евразийской части южной зоны и в северной зоне, в то время как нефти Венесуэлы, Магдалены и Калифорнии отличаются от них резкой утяжеленностью по всем статьям (то же распространяется и на нефти II класса этих областей в условиях сопоставления их с соответствующимш нефтями северной зоны). [c.287]

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]

В распространении нефтей в пластах группы Б наблюдаются следующие закономерности. Зона нефтей с наибольшей плотностью О 0,870 г/см ) и наиболее сернистых простирается широкой полосой с севера на юг от поднятия Коллективного на севере через Сургутский свод до северного борта Верхнедемьянского мегавала на юге (рис. 50-52). Восточнее и севернее этой зоны встречены нефти с меньшей плотностью. Обращают на себя внимание сравнительно легкие нефти Вартовского свода. Их плотность в основном ниже 0,850 г/см . Параллельно с плотностью и сернистостью нефтей закономерно изменяются остальные параметры их состава содержание и состав бензинов, нормальных и изопреноидных алканов, газонасыщенность, и.с.у. и т.д. [c.165]

Имеется два источника газообразных углеводородов. Во-первых, это группа С1-С4 угаеводородов нефти, образуюшцх так называемый ассоциированный газ. Сюда входят метан (50-82%), этан (10-15%), иропан (5-20%), бутан (2-10%) наряду с 1-2% СО2 и N2. Другим источником газообразных углеводородов являегся природный газ, основу которого составляет метан. Содержнрше СН4 в природном газе колеблется от 95% (газ Северного моря), 84% (Алжир) до 46% (Новая Зеландия и Австралия). Кроме метана природный газ содержит этаи, пропан и бутан в суммарном количестве от 4% до 10%, а также азот и углекислый газ, содержание которого варьируется от 0,5% (Северное море) до 45% (Новая Зеландия). [c.2239]

В южной части Северного Сахалина выделена Катанглийская группа месторождений, из которой исследованы нефти месторождения Катангли-Уйглекуты. [c.664]

По содержанию последних автор выделяет 3 группы месторождений южную, восточную и северную. Высокое количество серы, ванадиловых порфиринов характерно для нефти месторождения Шорсу по сравнению с другими нефтями Ферганы. Нефти Ферганы в основном малосернистые, лишь для некоторых карбонатных коллекторов месторождений Шорсу, Ханкыз (VH пласт) отмечается повышенная сернистость до 4%. Нефти палеогена довольно обогащены микроэлементами по сравнению с нефтями мела. Величина отношения V/Ni колеблется от 0,1 до 0,4, на основании чего предполагается однородность исходного нефтеобразующего материала на всех участках ферганского бассейна. [c.269]

Нефть, добытая из неглубокой скважины -248, характеризуется очень высоким содержанием парафиновых углеводородов и низкими концентрациями серу-, кислородсодержащих соединений (карбонильных групп), а также порфиринов. Если относительная парафинистость увеличивается с глубиной, то содержание в нефти неустойчивых компонентов (порфиринов, серу- и кислородсодержащих соединений) снижается. Подобная закономерность выдерживается для ряда нефтей, разделенных постоянно увеличивающимися расстояниями миграции. Однако для нефтей, претерпевших местное созревание, эта закономерность имеет, вероятно, совершенно противоположный характер. Поскольку соотношения систематически уменьшаются с глубиной, можно предположить, что их изменение было обусловлено миграцией нефти в вертикальном направлении. Как показали исследования, нефти, добытые из Кирикирской формации, образовались в морских условиях. Причем различный состав нефтей обусловлен особенностями миграции по падению или в северном направлении. Различия в химическом составе кирикирских нефтей небольшие. Эти нефти, схожие по внешнему виду и величинам плотности (в градусах АНИ), не отличаются более чем на единицу. Данный порядок расхождения типичен для миграции всей нефти. [c.115]

I бензинов нефтяных залежей из той же геологической формации )чень близки. Так, в Северной Сахаре сравнение конденсатов месторождения Хассир Мел и бензинов нефтей этого же района, принад-1ежащих той же формации (триас), показывает, что эти продукты )тносятся к одному химическому типу, а именно к группе парафи-ювых по классификации X. Смита. Кстати, с геологической точки фения есть все основания считать, что их исходная фациальная фирода одна и та же. [c.143]

В согласии с особенностями нефтеносного разреза, связанными с различиями в геологической истории и определяющими, в свою очередь, известные особенности характеристики нефтей, Волго-Уральская провинция может быть подразделена на пять нефтеносных областей Пермское Прикамье, к которому мы относим только группу месторождений, расположенных к северу от Пермско-Башкирского свода и на его северном склоне область Центрального Заволжья, в которую входит обширная территория, охватывающая месторождения Самарской Луки, Татарии, Северной и Западной Башкирии и южной части Пермской (по административному подразделению) области Кинельско-Самаркинская, приуроченная к впадине того же наименования область Предуральских рифовых массивов, протягивающаяся полосой меридионального простирания от Чусовских Городков до южных массивов Ишимбайского района, и Саратовско-Волгоградская — единственная область провинции, распространяющаяся на территорию правобережья Волги. [c.152]

В табл. 38а приведен единственный имевпшйся в нашем распоряжении полный анализ, относяпщцся к старым данным окисленность нефти, очевидно, связана с континентальным характером коллектора. По нефтям более глубоких горизонтой имеются лишь ориентировочные указания. Нефти месторождений, приуроченных к северному борту синклинали Соан, являются более легкими они характеризуются удельным весом, варьирующим от очень низких значений около 0,80). до 0,87, нефти парафинистые. В южной группе, являющейся сейчас основным эксплуатационным объектом, нефти утяжеленные и тяжелые соответствуюпще залежи дегазированы и приурочены, очевидно, к раскрытым структурам. [c.207]

Интересно в связи с этим проследить за тем, какие именно нефтеносные области, нефти которых относятся к категории сернистых, расположены вне пределов аридных геозон. Помимо области Северной Аляски и некоторых районов Западно-Сибирской области, находящихся на значительном расстоянии от областей господства аридного климата, остальные исключения группируются в непосредственном соседстве с последними, причем знак отклонения направлен в сторону зон тропического, а не умеренного климата (кроме отмеченных выше областей). По схемам А. И. Егорова группа указанных исключений охватывает нефтй палеогена области Тампико — Тукспан (одно месторождение, содержащее нефть, несомненно мигрировавшую из меловых отложений, см. стр. 73), нефти горизонтов перми и триаса Хатангской области и меловых отложений Венесуэлы и Северной Германии. По схемам Н. М. Страхова, кроме того, исключениями являются нефти неогена и палеогена Венесуэлы, неогена Южной Мексики и меловых отложений Габона. Из приведенного перечня видно, что сернистые нефти областей, лежащих за пределами аридных зон, в значительной своей части связаны с кепроками соляных куполов (Габон, Южная Мексика, Северная Германия, Хатанга). Иначе говоря, осерненность их также является продуктом процессов, связанных с отложениями аридной зоны, только более древнего возраста, чем собственно продуктивный горизонт, к которому стратиграфически приурочена залежь. Что касается Венесуэлы, то на этом вопросе придется детальнее остановиться ниже (стр. 270), здесь же достаточно отметить попутно, что абсолютные значения сернистости нефтей Венесуэлы дают несколько преувеличенное представление об интенсивности их осернения, благодаря значительной выветрелости большинства наиболее высокосернистых нефтей этой провинции. Если бы не утрата легких фракций, основным типом нефтей Венесуэлы были бы нефти II и частично III класса, т. е. содержание серы в них редко выходило бы за пределы 1—1,5% (см. 9 главы II, а также стр. 293 и 296). [c.262]

А. X. Нугманов (1957, 1958, 1959) обнаружил в нефтях Ферганы 37 элементов, из них восемь элементов он относит к первичным (V, Ш, Со, Сг, Си, Мо, 2п, РЬ), исходя из обратной связи между величиной зольного остатка и концентрацией этих элементов. По содержанию га>следних указанный автор выделяет три группы месторожденйй (южную, восточную и северную), связанные с различием представителей органического мира в разн11Х частях палеогенового бассейна , а также в какой-то мере неодинаковым влиянием химического со<Я ава пород из отдельных частей палеозойского обрамления . [c.189]

Смотреть страницы где упоминается термин Нефти Северной группы: [c.135] [c.390] [c.8] [c.199] [c.22] [c.70] [c.363] [c.372] [c.15] [c.64] [c.66] [c.9] [c.304] [c.120] [c.330] [c.124] [c.136] [c.451] [c.6] [c.92] [c.39]

Справочник химика 21

Химия и химическая технология