Нефти Днепровско-Донецкой впадины

Пластовая нефть Прилукского месторождения является типичной нефтью Днепровско-Донецкой впадины. Для этой нефти характерны невысокое давление насыщения, газосодержание ее почти в 3 раза меньще, чем в среднем для пластовых нефтей, малая вязкость. [c.367]

Все исследователи единодушны в признании большого разнообразия нефтей Днепровско-Донецкой впадины, но в оценке характера, динамики и причин этого разнообразия высказываются существенно различающиеся мнения. [c.72]

П.С. Маковецкий [1966], анализируя нефти Днепровско-Донецкой впадины, отмечает сложную изменчивость их физико-химических параметров в пределах различных участков впадины. Однако на фоне разнонаправленных изменений, по его мнению, все же намечается общая тенденция закономерного уменьшения плотности нефтей с глубиной. [c.72]

Р и с. 9. Симметричный тип кривых концентрационного распределения слаболетучих алканов нефтей Днепровско-Донецкой впадины [c.75]

Несомненно, что это не единственная причина разнообразия состава и свойств нефтей Днепровско-Донецкой впадины, но, судя по комплексу наблюдений, процессы переформирования залежей имеют решающее значение. [c.77]

Р. И С. 12. Асимметричный тип кривых концентрационного распределения слаболетучих алканов нефтей Днепровско-Донецкой впадины (шлейф в сторону увеличения числа атомов углерода в молекуле) [c.81]

Картина соотношения фракций смол с глубина 1 залегания пока не находит должного объяснения и нуждается в дальнейшем изучении, однако она отличается от характера взаимосвязи между долей фракции слаболетучих углеводородов в углеводородной части нефти и глубиной ее залегания (рис. 16). В данном случае довольно отчетливо заметна обратная зависимость для нефтей Припятской впадины, и недостаточно отчетлива, но все же распознаваема тенденция такой же зависимости для фракции слаболетучих углеводородов из нефтей Днепровско-Донецкой впадины. [c.92]

Аналогичная картина выявляется для общих смол (рис. 18). По нефтям Припятской впадины заметна тенденция обратной зависимости в изменении коэффициента экстинкции с возрастанием глубины залегания нефтей, в то время как не улавливается никакой связи в изменении этих параметров по нефтям Днепровско-Донецкой впадины. [c.93]

Между содержанием вешеств асфальтово-смолистого комплекса в нефтях и долей слаболетучих (высокомолекулярных) углеводородов в составе углеводородной части нефти заметна слабо выраженная тенденция прямой зависимости для основной массы изученных нефтей региона (рис. 22). Содержание асфальтово-смолистых веществ в них ограничивается 12-15%. Более ярко выраженная прямая зависимость характерна главным образом для нефтей Припятской впадины и нефтей Днепровско-Донецкой впадины с содержанием смолисто-асфальтеновых веществ более 15%. [c.106]

В ряде случаев тенденции закономерных связей между теми или иными параметрами асфальтово-смолистого и углеводородного комплекса нефтей имеют хорошую выраженность в нефтях из отложений верхнего девона Припятской впадины и неразличимы по нефтям Днепровско-Донецкой впадины (рис. 24). По нефтям Припятской впадины обнаруживается тенденция прямой связи между величиной доли тяжелой части в составе нефти и показателем лучепреломления углеводородов, которая, вероятнее всего, обязана влиянию комплекса условий образования нефти и ее аккумуляции. В нефтях Днепровско-Донецкой впадины признаков взаимосвязи между этими параметрами не обнаруживается. Аналогичная картина наблюдается и во взаимоотношениях между величинами доли слаболетучих углеводородов в углеводородной части нефти и показателем лучепреломления фракции слаболетучих углеводородов. [c.109]

Но эта картина вполне характерна для веществ, полученных в результате фракционирования по тем или иным их свойствам из сложных смесей. Последнее, по-видимому, и лежит в основе закономерности, выявляющейся графиком (см. рис. 27) для нефтей Днепровско-Донецкой впадины. [c.114]

Четко выявляется разница в изменении коррелятивных качественных показателей асфальтово-смолистого комплекса и углеводородной фракции слаболетучей части нефтей с глубиной их залегания и т.д. в пределах Днепровско-Донецкой и Припятской впадин. В совокупности с данными о резкой изменчивости распространения и качественной характеристики асфальтово-смолистого комплекса нефтей Днепровско-Донецкой впадины не только на различных площадях, в различных горизонтах, но и в различных частях одного и того же пласта отдельных месторождений это служит основанием для вывода о широком распространении в пределах Днепровско-Донецкой впадины залежей повторного формирования за счет нефти из ранее сформировавшихся залежей в более глубоких горизонтах толщи. [c.151]

Благодаря сравнительной простоте выделения основания представляют собой наиболее изученную группу АС нефти. Надежно установлено, что подавляющая масса АС основного характера в сырых нефтях и нрямогонных фракциях представлена производными пиридина и его бензологов. В отдельных работах отмечалось также присутствие первичных и вторичных аминов, преимущественно ароматических. Так, амины обнаружены в нефтях Таджикской депрессии [7] в количестве 4—9% от суммы органических оснований. Г. В. Севастьянова и сотр. [703] нашли, что первичные и вторичные амины составляют до 50% суммы оснований в некоторых нефтях Днепровско-Донецкой впадины это уникальный в своем роде случай обнаружения столь высоких долей аминов среди нативных нефтяных оснований. Авторы использованного в работах [7, 703] метода потенциометрического титрования — Н. Н. Безингер и сотр. [196], титруя нефти различных регионов СССР, не нашли в них никаких других аминов, кроме третичных. Исследованиями с применением других методов (спектральных, хроматографических, масс-спектрометрических) наличие первичных и вторичных аминов в сырых нефтях и концентратах, не подвергавшихся термическому воздействию, до сих по не подтверждалось. [c.125]

Головчин Г.А., Романенко Г1,Д., Севастьянова Г,В, Выделение и исследование концентратов азотистых соединени нефтей днепровско-донецкой впадины// Нефтехимия, - 197 , - 17, №3, - 455..,459. [c.178]

В СВЯЗИ С изменением ассортимента нефтей, предусматриваемого для переработки на Кременчугском нефтеперерабатывающем заводе, потребовались данные по качеству и технологическим свойствам нефтей Днепровско-Донецкой впадины УССР. [c.28]

Исследование германия в нефтях Советского Союза проводили Л. А. Гуляева, И. Ф. Лосицкая [78]. Ими изучены нефти месторождений Сахалина, Ферганы, Азербайджана, Башкирии, Оренбургской и Куйбышевской областей. Установлено, что максимальное (0,69 г/т) и среднее (0,054 г/т) содержание германия отмечается в девонской нефти Оренбургской области. Германий обнаружен также в нефтях Чехословакии, Японии. В СССР он найден в нефтях Днепровско-Донецкой впадины в количестве до 1 г/т [79]. [c.285]

Л.М. Самцова, Л.Г. Полунина, И.А. Сливская, изучая тот же фактический материал о составе и свойствах нефтей Днепровско-Донецкой впадины, пришли к выводу о том, что общей их закономерностью является возрастание вниз по разрезу плотности и содержания в нефтях смол, асфальтенов, серы и т.д. [c.72]

Все остальные из хроматографированных нефтей содержат в составе углеводородной части и группу слаболетучих н-алканов.По характеру распределения индивидуальных углеводородов в составе группы слаболетучих алканов эти нефти могут быть разделены на пять категорий 1) с симметричным типом кривой концентрационного распределения н-алканов (рис. 9), для которых характерна максимальная концентрация углеводородов с количеством атомов углерода 20—21 ( 20-21). например нефть из СКВ. 127, 131 Глинско-Розбышевской, из. скв. 2 — Решетниковс-кой, из СКВ. 3, 10, 16, 20 - Чижевской площадей и др. 2) с симметричным, осложненным типом концентрационной кривой (рис. 10) 3) с асимметричным распределением, с максимумом на н-алканах, с числом атомов углерода в молекуле более 21 и шлейфом в сторону уменьшения числа атомов углерода в молекуле (рис. 11) 4) с асимметричным распределением, с максимумом на н-алканах с С17, реже-Схб илиС ишлей-фом в сторону увеличения числа атомов углерода в молекуле (рис. 12) такая категория наиболее широко распространена среди нефтей Днепровско-Донецкой впадины 5) с асимметричным осложненным распределением типа костел , характерным для нефтей подсолевой и межсолевой толщ верхнего девона Припятской впадины (рис. 13), — два резко выраженных максимума на С15 и С17 (реже — один резкий максимум) и шлейф в сторону увеличения числа атомов углерода в молекуле. [c.77]

Сопоставление ряда физико-химических параметров нефтей, проведенное различными исследователями [Лапуть, 1964 Лисенко, 1970 Рудченко, Парукова, 1976 и др.], показало, в отличие от нефтей Днепровско-Донецкой впадины, их определенную зависимость от глубины залегания и пространственного расположения залежи (табл. 14). В пределах одного и того же месторождения нефти более погруженных подсолевых отложений имеют меньшую плотность, меньшее содержание асфальтово-смолистых веществ, серы и большее количество легких фракций, чем нефти межсолевых отложений, залегающие на меньших глубинах. [c.84]

Функционально-кибернетические показатели позволили выявить картину сложной, неоднородной зависимости изменений качественной характе-ристию компонентов асфальтово-смолистого комплекса из нефтей Днепровско-Донецкой и Припятской впадин от глубины их залегания. Отчетливо выявляется тенденция уменьшения величины коэффициента лучепреломления углеводородной фракции из нефтей Припятской впадины с возрастанием глубины их залегания (рис. 17). Нефти Днепровско-Донецкой впадины, судя по этому графику, подобной закономерностью не характеризуются. [c.93]

Для фракции бензольных смол из нефтей Припятской впадины также отчетливо выявляется тендендая обратной зависимости изменений коэффициента экстинкции и глубины залегания нефтей, а для нефтей Днепровско-Донецкой впадины можно говорить лишь о возможньис слабых признаках такой же тенденции (рис. 9д). Проявляется также и прямая зависимость в изменении величины дискретного градиента экстинкции фракции [c.95]

Нуждается в дополнительном изучении и выявленная (рис. 26) взаимосвязь между содержанием смол в нефтях и их обобщенной качественной характеристикой по величине коэффициента экстинкини. Прежде всего привлекает внимание необычность размещения точек, характеризующих взаимосвязь исследуемых параметров в нефтях Днепровско-Донецкой впадины. На графике видна совершенно согласованная тенденция прямой связи между количеством и качеством суммарной (неразделенной) фракции смол для всех исследованных нефтей Донецко-Припят-ской нефтегазоносной провинции. Тенденции такого рода - не редкость для нефтей Припятской впадины, но необычны для нефтей Днепровско-Донецкой впадины. Можно предположить, что однотипные соотношения между количеством и качеством смол в нефтях формируются как в процессе образования смол, так и в процессе их фракционирования и перемещения при повторном формировании залежей. Если в миграционный процесс вовлекается малое количество смол, то это будут смолы наиболее подвижные, низкомолекулярные, с низким коэффициентом экстинкции. [c.113]

В аспекте пополнения информации об условиях и времени появление смол в нефтях определенный интерес представляет изучение взаимосвя зи между показателями качественной характеристики различных фракций из состава смол (рис. 27). Здесь сразу же привлекает внимание совершенно необычная для нефтей Донецко-Припятского прогиба картина четко выраженной прямой зависимости между дискретными градиентами экстинкции, относящимися к смолам нефтей Днепровско-Донецкой впадины, и довольно неопределенная взаимосвязь тех же параметров в нефтях Припятской впадины. В последней связь между указанными параметрами бензольных и хлороформенных смол скорее всего отсутствует. [c.114]

Содержание смол изменяется от 2 до 18% без определенной зависимости от глубины залегания. Нефти с относительно высоким содержанием смол обычно обогащены и асфальтенами, но постоянного соответствия в распространении смол и асфальтенов нет. В некоторых случаях относительное обогащение нефти асфальтенами сопровождается пониженным содержанием смол. Иногда при заметном изменении содержания смол содержание асфальтенов остается практически неизменным или наоборот. Все такого рода случаи можно наблюдать на изолированных залежах в пределах Убинского месторождения (рис. 28), Здесь же хорошо видна и резкая контрастность в изменении содержания асфальтенов и смол в нефтях, особенно в пределах изолированных залежей, расположенных в южной части площади. В составе асфальтенов из юрских нефтей обнаруживается 5-147о соосаждаемых веществ при содержании асфальтенов в нефти 2-9%. При содержании асфальтенов менее 0,5% доля соосаждаемых с ними веществ повышается до 20-30%. Но столь высоких величин доли соосаждаемых веществ в составе асфальтенов, какие встречались в асфальтенах из нефтей Днепровско-Донецкой впадины, здесь не обнаружено. [c.120]

Детальное изучение германиеносности нефтей Советского Союза показало, что максимальное содержанке в них германия не превышает 0,7 г-пГ [914]. В нефтях Днепровско-Донецкой впадины содержание германия доходит до 1 г-т [980[. Богаты германием нефти Оренбургской области (в среднем 0,15 г-пг ), причем в этом случае содержание германия максимальное (0,35 г-пг ) в самых древних— девонских и минимальное (0,03 г-пг ) в самых молодых — пермских нефтях данного района [914]. Повышенное содержание германия отмечается и в нефтях Ферганы. В остальных нефтях (о. Сахалин, Азербайджан, Башкирия, Татария, Куйбышевская обл.) среднее содержание германия гораздо ниже (0,05—0,01 г-т ), и не наблюдается зависимости между содержанием германия и характеристиками нефти. [c.345]

Анализ материалов, характеризующих распределение сернистых нефтей по глубинным интервалам, показал, что к числу тяжелых по удельному весу, фракционному составу и структурному типу нефтей, залегающих на глубинах более 1500 м, принадлежат по II классу некоторые нефти Днепровско-Донецкой впадины и Оринокской области по IV классу — нефти Сицилии и некоторые нефти Волго-Уральской провинции и Калифорнии по V классу — нефть месторождений Лак (Аквитания), Рамандаг (Месопотамская область) и некоторые нефти Венгрии и Внутренней солянокупольной области по III классу нефтей соответствующей категории не встречено. Для большинства приведенных выше случаев доказаны значительная гидрогеологическая раскрытость и низкотемпературный режим на большом интервале глубин, иначе говоря, температурное соответствие этих глубин более высокому глубинному интервалу. [c.239]

Справочник химика 21

Химия и химическая технология