Нефти Центральной группы

Из остатков выше 480—500 °С нефтей первой группы, за исключением нефтей центрального и западного участков месторождения Котур-Тепе, можно получать окисленные дорожные битумы, удовлетворяющие требованиям ГОСТа, в то время как из остатков нефтей второй группы — окисленные битумы только строительных марок. [c.95]

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]

По характеристике широких дистиллятных фракций (табл. 4) нефти этих групп также различаются, особенно по содержанию ароматических углеводородов. Содержание ароматических углеводородов в масляных фракциях (выше 350°) нефтей центральной части области колеблется в пределах 31—45%. В аналогичных фракциях нефтей южной части области содержание ароматических углеводородов составляет 57—63%. [c.15]

Транспортирование конденсата от потребителя на конденсатные станции. Собранный у потребителей пара конденсат поступает на автоматизированные районные конденсатные станции (подстанции), а отсюда — на центральную отстойную станцию. К отстой-вой, станции подходит несколько трубопроводов. По каждому из трубопроводов передается конденсат от группы сходных по технологии переработки нефти установок, потребляющих пар одних и тех же параметров и загрязняющих конденсат аналогичными [c.123]

В этот период в стране широко развернулось обсуждение проблем нефтепереработки. 8 января 1934 года группа инженеров — А. А. Блохин, В. Поляков, И. Жоров, Н. В. Самострелов, К. Чепиков во главе с академиком И. М. Губкиным выступили в центральной печати с предложением четко отразить во 2-м пятилетием плане развития народного хозяйства страны задачу создания новой мощной нефтяной базы на Востоке страны. Из первоочередных задач развития нефтяной промышленности была выделена необходимость немедленной разработки всего комплекса развертывания Ишимбаевского нефтепромысла системы перегонки, использования отходов и т. д. . Тогда же было предложено утилизировать газ для производства сажи и синтетического каучука, то есть строить заводы по переработке не только нефти, но и попутных газов. [c.171]

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]

В годы Великой Отечественной войны М.Е. Черныш возглавлял группу по нефти в Секретариате Советского Правительства в Кремле, усилия которой были направлены на обеспечение фронтов горюче-смазочными материалами, за что автор был награжден высокими правительственными наградами. Затем автор возглавлял ЦИАТИМ (Центральный институт авиационных топлив и масел), активно содействовал быстрейшей разработке и широкому применению процессов отечественных систем каталитического крекинга. Одновременно силами этого института была разработана современная система производства смазочных масел из восточных сернистых нефтей. По этой схеме были построены маслоблоки на многих НПЗ Советского Союза. [c.3]

Схемы первой группы характеризуются тем, что газ отделяют от нефти на кратчайшем расстоянии от-скважины. После отделения газа к центральным пунктам сбора перемещается только нефть. Пример подобной схемы отделения газа от нефти приводится на рис. 7, а. [c.110]

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]

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]

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]

Сопоставление нефтей Кеймира и Прибалханского района (табл. 2, 10) по составу углеводородной части показывает близость к группе нафтеновых слабопарафиновых нефтей Центрального Небит-Дага и Дагаджикского участка Челекена, несмотря на значительно более высокое содержание смолистых веществ и ничтожный выход светлых фракций. [c.42]

Вторую большую группу моноклинальных структур образуют моноклинали, осложненные вторичной складчатостью. Эти структурные формы имеют громадное промышленное значение. Им подчинены многочисленные нефтяные месторождения Аппалачской области, Восточно-Центральных штатов (Огайо, Индиана и др.) и Мид-Континента. Основными характерными особенностями этой группы являются ее пологое залегание и вторичная складчатость, создавшая преграды движению нефти. Если бы падение этих моноклиналей было большое, вторичная складчатость, если бы даже она и возникла на них, не сыграла бы той роли естественных ловушек, которую она проявила при наличии пологого наклона пластов. Необходимо вспомнить, что при пологом падении пластов достаточно незначительного изменения в величине -этого падения, чтобы подъем по пласту или замедлялся,. или же совсем приостановился. Это одинаково приложимо как к поднимающейся воде, так и к поднимающейся нефти. Вот почему вторичная складчатость, осложнившая моноклинальное залегание пластов, и послужила ловушками для поднилхающейся нефти. [c.280]

С учетом этих прогнозов на рис. 1.2 показана динамика потребления отдельных видов энергетических ресурсов ( вилка -прогнозов на рис. а) и динамика суммарного мирового потребления энергетических ресурсов за 1950—1985 гг. и прогноз до 2020 г. (рис. б). Следует обратить внимание на то, что если верхняя граница вилки прогноза предполагает увеличение добычи и потребления нефти на 2000—2020 гг., то нижняя граница — стабилизацию ее добычи в 2000 г. и снижение к 2020 г. Такие раз.пичия обусловлены тем обстоятельством, что на добычу и потребление нефти влияет большая группа экономических и политических факторов, иногда действующих в противоположных направлениях. Центральным фактором остается динамика цен на нефть. Как известно, после семикратного повышения цен на нефть за период 1973—1980 гг. в начале 80-х годов они снизились с 248 долл/т в 1980 г. до 60—73 долл/т в первой половине [c.29]

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]

В соответствии с нормами технологического проектирования объектов сбора, транспорта, подготовки нефти, газа и воды нефтяных месторождений (ВНТП 3-85) на месторождениях должен осуществляться однотрубный герметизированный сбор скважинной продукции до пунктов первой ступени сепарации добываемой нефти или до центральных пунктов сбора (ЦПС). Нефтяной газ первой ступени сепарации должен иметь давление, достаточное для обеспечения его бескомпрессорного транспорта до ЦПС, газоперерабатывающего завода (ГПЗ), на собственные нужды или другим потребителям. Нормами ВНТП 3-85 предусматривается требование, в соответствии с которым система сбора скважинной продукции должна обеспечивать централизацию объектов промыслового обустройства нефтяных месторождений. При обустройстве крупных месторождений и группы месторождений небольщих по площади и рассредоточенных по территории нефтяного района нормами допускается децентрализованное размещение технологических объектов и сооружений (установок предварительного сброса воды (УПСВ), сепарационных установок, дожимных насосных станций (ДНС), компрессорных станций (КС) и так далее). Оптимальность принятых рещений по децентрализации размещения объектов промыслового обустройства должна быть подтверждена путем технико-экономического сопоставления вариантов нефтепромыслового обустройства месторождений. [c.162]

Подготовкой технологической схемы УНПЗ занимались многие центральные научно-исследовательские учреждения страны. Разрабатывались технологии очистки нефти и ее. фодуктов от серы, вопросы противокоррозионной защиты оборудования. Для ознакомления с методами переработки сернистых нефтей и выяснеш1я некоторых вопросов, связанных со строительством Уфимского завода, в США была командирована группа советских специалистов-нефтяников. [c.172]

По условиям размещения скоплений нефти и газа выделяют несколько типов сводовых поднятий. В большинстве случаев зоны нефтегазонакопления приурочены к наиболее приподнятым центральным частям поднятий, например Татарский свод и группа Среднеобских сводовых поднятий в СССР, погребенные сводовые поднятия Канзас, Чоттоква, Семинол н другие в США. Известны сводовые поднятия с зонами нефтегазонакопления, сосредоточенными в основном лишь в их краевых частях, в местах сочленения с прилегающими впадинами (например. Центральное поднятие Пермской синеклизы США), а также сводовые поднятия, где зоны нефтегазонакопления развиты на периклинальных погружениях, в то время как сводовые части поднятий не содержат скоплений нефти и газа промышленного значения (свод Цинциннати в восточной части Северо-Американской платформы). [c.191]

Своеобразную и очень богатую в нефтеносном отношении группу образуют бассейны, сформированные между петлевидными складчато-островными цепями Зондского архипелага. Эти бассейны отличаются мошным (более 6 км) разрезом осадочных пород, представленным морскими, паралическими, дельтовыми и континентальными терригенными и карбонатными (включая рифы) образованиями. Общее число месторождений достигает 400, запасы нефти — 3 млрд т, газа — 1 трлн м . Здесь вьщеляется пять бассейнов Северо-, Центрально- и Южно-Суматринские, Восточно-Калимантанский и Северо-Яванский. Все они сложены образованиями палеогена—неогена. Продуктивны песчаники и известняки олигоцена, миоцена и плиоцена на глубинах от первых сотен метров до 3,5 км. Причем в более высоких частях разреза концентрируется нефть, а ниже — газ. Высокая продуктивность разреза бассейнов объясняется интенсивностью теплового прогрева. В Центрально-Суматринском бассейне находится нефтяной гигант — месторождение Минае. [c.390]

Установка периодического действия, в которых эмульгирова1Н йая нефть собирается в приёмный резервуар, откуда затем качается через дегидратор, применяются с самого возникновения процесса электрической дегадрации для обслуживания одной скважины, группы скважин или целого нефтепромыслового участка. По этому принципу конструируются также центральные заводы, перерабатывающие комбинируванную продукцию промысла или группы промыслов. [c.111]

Сооружение Уфимского нефтеперерабатывающего завода относилось к разря ду сложнейших предприятий страны. Подготовкой его технологической схемы занимались многие центральные научно-исследовательские учреждения. В -этой связи разрабатывались вопросы очистки нефти и ее продуктов от серы, предупреждения коррозии аппаратуры и оборудо вания. Для ознакомления с американскими методами переработки сернистых нефтей в США была командирована группа советских специалистов. По решению Совета Труда и Обороиы СССР и Народного Комиссариата тяжелой промышленности в 1935 году между Амторгом и американской фирмой Алко был заключен договор, согласно которому фирме Алко поручалось проектирование и поставка оборудования полного комплекса установок для строящегося Уфимского завода. Технологическая схема первой очереди была принята комиссией Главнефти в составе К. П. Лавровского и Н. А. Крысияа. [c.37]

Характерным отличием Прикаспийской впадины является наличие в разрезе соленосной толщи, мощность которой меняется в широких пределах (от нуля на бортах до 7—8 км в центральной части впадины). Нефтяные залежи приурочены к подсолевым отложениям мезозойской группы и к верхнему отделу пермской системы. В последнее время открыты залежи нефти в сакмароартинских отложениях нижнего отдела пермской системы непосредственно под соленосной толщей (Кумсай, Кенкияк). [c.159]

В Казахстане месторождения тяжелых (высоковязких) нефтей сосредоточены в юго-восточной части Прикаспийской впадины и в западной части Туранской плиты [1—3]. Характерное отличие Прикаспийской впадины — наличие в разрезе соленосной толщи, мощность которой изменяется в широких пределах (от нуля на бортах до 7—8 км в центральной части впадины). Нефтяные залежи приурочены к подсолевым отложениям мезозойской группы и к верхнему отделу пермской системы. Открыты залежи нефти в сакмарско-артипских отложениях нижнего отдела пермской системы непосредственно под соленосной толщей (Кумсай, Кенкияк). Нефтяные месторождения, в которых залежи нефти приурочены к надсоле-вым отложениям, расположены в трех условно выделенных нефтеносных районах впадины Южно-Эмбинском, Северо-Эмбинском и в регионе междуречья Урал —Волга. Залежи здесь приурочены к нижнемеловым, юрским, триасовым и верхнепермским отложениям. [c.7]

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]

Нефти месторождения Кумдаг подразделяются на две группы. На Западном участке и опущенной центральной части складки (Клин) бензиновые фракции нефтей относятся к парафино-нафте-новому типу. Нефти Восточного участка имеют нафтено-парафино-вый тип. [c.18]

В настоящей работе изучен процесс каталитической гидрогенизации угля в присутствии каталитической добавки и шахтного метана, где в качестве каталитической добавки использовали отходы цветной металлургии РК. Каталитические добавки на основе отходов цветной металлургии состояли из элементов ГУ, VI и VIII групп периодической системы. Активность каталитической добавки оценивали по степени превращения органической массы угля и выходу жидких продуктов. В качестве объекта исследования гидрогенизации в атмосфере угольного метана были выбраны угли Центрального Казахстана, в качестве пастообразователя применяли широкую фракцию тяжелой нефти (300 — 450 °С), для процесса гидрогенизации угля использовали гидрирующую среду, состоящую из угольного метана (концентрация СН4 составляла 98,8 об. %). [c.218]

Обсуждение вопросов нефтепереработки широко развернулось в период подготовки к ХУП съезду ВКП(б). 8 января 1934 года группа инженеров — А. А. Блохин, В. Поляков, И. Жоров, И. В. Самострелов, К- Чепиков во главе с академиком И. М. Губкиным выступили в центральной печати с предложением четко отразить в решениях XVII съезда партии о втором пятилетием плане развития народного хозяйства задачу создания новой мощной нефтяной базы на Востоке страны XVI областная конференция ВКП(б) (13—19 января 1934 г.) среди первоочередных задач развития промышленности выделила необходимость немедленной разработки всего комплекса развертывания Ишимбаевского нефтепромысла системы перегонки, использования отходов. и т. д. 2. В своем выступлении на конференции управляющий трестом Востокнефть С. М, Ганшин отмечал, что вопрос переработки (ишимбаевской нефти) является не только задачей Востокнефти , ио и всей промышленности, всей страны. Проблема переработки нефти должна быть разрешена Тогда же управляющий Ишимбаевским промыслом Н. В. Самострелов высказал предложение об утилизации газа для производства сажи и синтетического каучука. Речь шла о строительстве заводов для переработки не только нефти, но и попутных газов нефтедобычи. [c.30]

На всех вновь сооружаемых нефтяных промыслах используют централизованную схему сбора и подготовки нефти (рис. 13). По этой схеме сбор продукции производят от группы скважин на автоматизированные групповые замерные установки (АГЗУ). От каждой скважины по индивидуальному трубопроводу на АГЗУ поступает нефть вместе с газом и пластовой водой. На АГЗУ производят учет точного количества поступившей от каждой скважины нефти, а также первичную сепарацию для частичного отделения пластовой воды, нефтяного газа и механических примесей с направлением отделенного газа по газопроводу на ГПЗ. Частично обезвоженная и частично дегазированная нефть поступает по сборному коллектору на центральный пункт сбора (ЦПС). [c.73]

Справочник химика 21

Химия и химическая технология