Нефти Южной группы

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]

Большая группа нефтей таких наиболее богатых и перспективных нефтеносных площадей, как побережье и острова Персидского залива и Красного моря (Саудовская Аравия, Ирак, Иран, Кувейт, Катар и др.), Южная Америка (Венесуэла, Мексика), восточные заволжские области СССР (Татария, Башкирия Саратовская, Куйбышевская, Пермская и другие области), некоторые районы США (Калифорния, Тексас), характеризуется довольно высоким содержанием серы (1—3% и выше). [c.330]

Характерной для нефтеперерабатывающей промышленности США является работа большинства установок риформинга в сравнительно благоприятных условиях по сырью. По данным [147] распределение числа и мощности установок платформинга по характеру перерабатываемого сырья приведено в табл. 11.25. То есть, более 80% мощности загружено переработкой сырья, содержащего более 40% нафтеновых и ароматических углеводородов, что близко к содержанию этих углеводородов в наших южных нефтях. Лигроиновые фракции наших массовых восточных нефтей следует отнести к первой группе менее благоприятного сырья. [c.101]

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]

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]

В зависимости от преобладания в составе нефти тех или иных групп углеводородов различают нефти парафинистые, нафтеновые и др. В ряде случаев в состав нефти входит значительное количество серы. Таково, например, большинство нефтей Второго Баку, которые, кроме того, значительно тяжелее по фракционному составу, чем большинство южных нефтей. [c.180]

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

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]

И, С. Старобирец (1957, 1960), на основании данных химического состава нефтей, разделяет месторождения области па две группы и дает геохимическую интерпретацию различиям между нефтями этих групп. В одну из них входят месторождения, расположенные к северу от регионального Приб ал ханского разрыва, на приподнятом его крыле, в другую группу — месторождения, находящиеся по южную сторону разрыва, на опущенном крыле. Для первых характерно повышенное воздействие гипергенных факторов, для вторых — видимое отсутствие такого рода [c.135]

Напротив, нефти месторождений, расположенных южнее Прибал-ханского разрыва, характеризуются алифатической структурой (тип 1 табл. 23), высоким содержанием парафина и низкой смолистостью, что сочетается с отсутствием или низким содержанием нафтеновых кислот в водах, обедненностью последних гидрокарбонатами и более высокой минерализацией по сравнению с водами нефтей первой группы месторождений. [c.136]

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]

Для нефтей I генотипа (эйфельско-кыновские, живетские и пашийс-кие отложения), несмотря на большие колебания в их свойствах и сос таве (плотность 0,840—0,930 г/см ), что связано с разными условиями их залегания и влиянием вторичных факторов (окисления и др.), харак терна общность генетических показателей. Отмечается высокая доля СНг-групп в парафиновых цепях, пониженный по сравнению с нефтями других генотипов коэффициент Ц, высокое содержание ароматических и, в особенности, бензольных ядер, примерно равное соотношение моно-и бициклических нафтенов. Характерно пониженное содержание ароматических УВ в бензинах и более высокое, по сравнению с остальными нефтями, содержание нафтено-ароматической фракции. Содержание порфиринов сильно колеблется в нефтях Верхнекамской впадины ванадиевых порфиринов до 51,3, а никелевых до 7,2 мг на 100 г нефти в южных частях провинции содержание металлопорфириновых комплексов в нефтях значительно ниже. [c.59]

Значительный интерес для разведки и добычи нефти и газа представляет Атлантическое побережье Европы. Открытие в 1972 г. месторождения газа Кинсейл-Хэд, у южного побережья Ирландии, а также Кантри Корк вызвало интерес к разведке в Кельтском море и на западных подходах к Ла-Маннгу, контролируемых Ирландией, Великобританией и Францией. В 1975 г. французское правительство предоставило три концессии на разведку и разработку нефтяных и газовых месторождений в Ирландском море группе французских нефтяных компаний. Во Франции наиболее перспективными считаются морские площади в Гасконском заливе п шельфе бассейна Парантис. [c.97]

Шелкановское нефтяное месторождение расположено в северо-западной части Башкирии, южнее Чекмагуша. Промышленная нефть шелкановского месторождения связана с известняками турнейского яруса. Изучение ее свойств и состава представляет большой интерес, так как в этом районе намечается группа месторождений, в нефтях которых содержится больше серы, чем в арлано-чекмагушских нефтях. [c.11]

Были изучены остаточные нефти шести месторождений - Уршакского, Арланского, Интимбайского, Южно-Сургутского, Ромашкинского, Ярегского, Для сравнения использовали добываемые нефти тех же месторождений. Объектом исследования являлся специально отобранный керновый материал из заводненных прослоев Арланского (скн,5046, глубина 1208 м), Уршакского (скв, 887, 2440 м), Ромашкинского (скв, 14385, 1440-1449 м), Южпо-Сургутского (скв,1389, 2401-2411,5 м) месторождений, а также добываемые нефти соответствующих площадей и горизонтов. Остаточные нефти выделены из кернов по методу [76], Выделенные по схеме 6 группы соединений остаточных нефтей обладают большей молекулярной массой по сравнению с добываемыми. Массовое содержание высокомолекулярной части остаточных нефтей составляет 15-25%, отбензиненных - )3-30% , для остаточных нефтей характерно пониженное содержание парафино-нафтеновых и ароматических углеводородов (табл, 14), [c.69]

Нефтяные и нефтегазовые месторождения Краснодарского края приурочены к южному борту Индоло-Кубанского краевого прогиба. Согласно нефтегазоносному районированию, к этому тектоническому элементу приурочена Индоло-Кубанская нефтегазоносная область, в составе которой выделяется только один нефтегазоносный район — Ахтыр-ский Он и включает в себя все нефтяные и нефтегазовые месторождения Краснодарского края, которые расположены в виде длинной цепочки юго-восточного направления (рис. 73). Залежи нефти находятся в кайнозойской группе отложений. Складки, как правило, очень [c.395]

Третий подтип тектонического типа — моноклинальный — объединяет залежи в ловушках, образованных в результате экранирования моноклинали. И.О. Брод выделил их в качестве подгруппы экранированных в группе пластовых залежей, подразделив на тектонически экранированные, стратиграфически экранированные, литологически экранированные. В рассматриваемой классификации вьщеленные И.О. Бродом подразделения принимаются в виде классов, соответствующих ограничению ловушки 6 класс — дизъюнктивно экранированный, 1 — стратиграфически экранированный, 8 — литологически экранированный. Залежи указанных классов приурочены к пластовым резервуарам, но могут формироваться и в массивных (см. табл. 7.1). Условия формирования ловушек этих классов даны при описании классификации И.О. Брода. В природе существует много различных примеров экранирования — соляным штоком, глиняным диапиром, жерлом грязевого вулкана, асфальтовой пробкой, магматическим телом все указанные виды экранирования попадают в вьщеленные классы. Так, запечатывание асфальтом может быть частным случаем стратиграфического и(или) литологического экранирования. Исключение составляет экранирование напорной водой, этот вид ограничения ловушки выделен в качестве самостоятельного класса 9 — гидродинамически экранированных ловушек и залежей, с ними связанных (см. табл. 7.1). Залежи этого класса немногочисленны, установлены только в пластовых резервуарах и изучены недостаточно. Экраном для флюидов является напор вод, противостоящий всплыванию нефти и(или) газа вверх по восстанию пласта. Возникновению ловушек и залежей такого типа способствует резкое изменение мощностей пласта-коллектора. Примером подобного экранирования является газовая залежь Восточ-но-Луговского месторождения на Южном Сахалине. По мнению некоторых исследователей, формирование гигантского Даулета-бад-Донмезского газового месторождения в Восточной Туркмении также обусловлено гидродинамическим барьером. [c.312]

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]

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]

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]

Наряду с накоплением фактов, подтверждающих наличие в нефтях жирных карбоновых кислот, появились и прямые экспериментальные доказательства присутствия кислот с циклогексановым кольцом в молекуле в нефтях месторождений Южной Калифорнии [43, 44, 45], Ирана [46] и некоторых других месторождений. Интересно отметить, что из некоторых нефтей была выделена 2,2,6-триме-тилциклогексапкарбоновая кислота, две метильные группы в которой стоят у одного и того же углеродного атома циклогексанового кольца. Структуры такого типа, т. е. геж-замещенные циклогексана, как показал Зелинский, остаются стойкими в мягких условиях избирательного дегидрогенизационного катализа — циклогексановое кольцо их не подвергается дегидрогенизации до бензола. Следовательно, пассивное отношение нафтеновых кислот к избирательному дегидрогенизационпому катализу не всегда является доказательством отсутствия среди них производных циклогексана, а лишь в тех случаях, когда отсутствуют геж-замещенные циклогексана. [c.318]

В последнее время метод ИК-спектроскопии использован для определения строения и положения алкильных заместителей циклических сульфидов [187]. Методика позволяет определить содержание одиночных метильных и длинноцепочечных метиленовых групп в сульфидах. На примере индивидуальных сульфидов установлено, что коэффициенты молярной экстинкции в максимумах полос 1380см" и 720см" пропорциональны соответственно числу одиночных метильных и метиленовых групп в алкильных цепях — ( Hj) —(л> 4). С помощью этой методики проведен структурный анализ сульфидов широкой фракции (200-400° С) южно-узбекской нефти [182] дополнительно к характеристике их по цикличности методом масс-спектрометрии. Средняя молекула циклических сульфидов в основном содержит боковые радикалы с числом атомов углерода от 1 до 4. [c.51]

Характер гипергенных битумов определяется составом исходных нефтей. В областях развития мезозойско-кайнозойских отложений (Прикаспийская, Южно-Каспийская, Северо-Кавказско-Мангышлакская и др.), содержащих в верхних горизонтах нафтеновые слабоосмоленные вефти с низкой концентрацией асфальтеновых комповентов, развиты преимущественно битумы группы киров. В палеозойских отложениях бассейнов древних платформ продукты аналогичного превращения более циклических и более богатых асфальтосмолисты-ми компонентами нефтей представляют собой типичные мальты, асфальты и асфальтиты, имеющие относительно нейтральный характер смолистых веществ и повышенное содержание ароматических углеводородов. Уменьшается степень измененности битумов и увеличивается их концентрация от древних к более молодым отложениям. [c.50]

Нафтеновые кислоты вызывают специфическую и опасную коррозию. Для более подробного ознакомления с этой проблемой следует обратиться к статьям Дерунгса [42], Скиннера, Мейзона и Морана [10] и Тэнди [43]. Значительные количества нафтеновых кислот обнаружены в сырой нефти, которую добывают в определенных районах, главным образом в СССР, Венесуэле и США (Южная Калифорния). Под термином нафтеновые кислоты подразумевается группа органических кислот (а не одна какая-либо кислота), которые являются нафтеновыми по природе. Их молекулярный вес меняется в широких пределах и они имеют насы- [c.262]

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]

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]

Справочник химика 21

Химия и химическая технология