Приконтурные воды

Содержание бензола характерно для приконтурных вод нефтяных и газовых месторождений и достигает 16 мг/л. В этих же водах определены и максимальные количества пиридина — [c.13]

Большую часть органических веществ приконтурных вод составляют органические кислоты. Среди последних преобладают кислоты, летучие с водяным паром, содержание которых достигает [c.101]

О2 ок. Сорг. в приконтурных водах нефтегазовых месторождений [c.101]

Таблица 40 Люминесцирующие вещества приконтурных вод

Рис. 14. Гистограммы распределения органических веществ в приконтурных водах нефтегазовых месторождений

Из табл. 50 следует, что содержание Сорг. и низкомолекулярных кислот последовательно увеличивается от вод газовых месторождений к водам газоконденсатных месторождений через воды непродуктивных горизонтов, законтурные и приконтурные воды [c.116]

О люминесцирующих веществах можно судить по данным табл. 48. Они показывают, что гумусовые вещества как наиболее-широко распространенные и преобладающие среди других група несколько меньше содержатся в приконтурных водах нефтяных месторождений (37%) и в водах газовых месторождений (40%). Масла, нейтральные и кислые смолы примерно в равной степени содержатся в разных типах вод. Углеводороды более характерны для приконтурных вод (15%) и вод газовых месторождений (19%). [c.117]

Приконтурные воды нефтяных месторождений. .......... 26,5 95,0 250,0 370 [c.120]

I — приконтурные воды 2 — законтурные воды. I — относительное содержание углеводородов (в % от суммы люминесцирующих веществ) [c.130]

В то же время в приконтурных водах различных залежей углеводородов (газоконденсатных, газовых, нефтяных) содержание органических кислот различно (табл. 56). При этом данные по обоим методам хорошо совпадают, показывая максимальное обогащение кислотами вод газоконденсатных месторождений. [c.132]

Среднее содержание органических кислот в приконтурных водах различных залежей углеводородов, мг/л [c.132]

Воды нефтяных месторождений непродуктивных горизонтов. . законтурные. . приконтурные. Воды газовых месторож [c.134]

Статистическая обработка данных по фенолам для подземных вод многих районов показала, что они могут быть использованы как предположительные показатели нефтегазоносности, так как их содержание в приконтурных водах нефтегазовых месторождений является максимальным (табл. 58). [c.134]

В спектрах поглощения экстрактов, не связанных с нефтяной залежью (///), поглощение метильными группами менее интенсивно и проявляется только в виде перегибов на плечах полос метиленовых групп. Спектры законтурных нефтяных вод II) занимают промежуточное положение, т. е. полосы, обусловленные поглощением метильными группами, менее интенсивны, чем для приконтурных вод, однако проявляются более четко, чем в спектрах экстрактов вод непродуктивных горизонтов. [c.136]

Максимальное обогащение органическим веществом происходит в приконтурных водах нефтяных и газоконденсатных месторождений — Сорг. общ. соответственно равно 370 и 826 мг/л. Несколько меньше его содержат законтурные воды нефтяных месторождений (110 мг/л) и еще меньше — воды газовых месторождений (35 мг/л). Но несмотря на резкую разницу в содержании Сорг. в разных водах нефтегазовых месторождений, природа органического вещества этих вод, очевидно, одинакова. Об этом свидетельствуют практически одинаковые соотношения трех групп органических веществ Сорг. 7—22% Сорг. лет. 20—32% и Сорг. кислот 58—67%. Таким образом, воды нефтегазовых месторождений существенно отличает от других вод преобладание в их составе органических кислот. В этой связи еще раз уместно вспомнить высказывание В. И. Вернадского, который писал, что специфический химический состав подземных вод нефтяных месторождений связан с наличием в них растворенных органических кислот и, в частности, жирных кислот. [c.145]

Органические кислоты широко распространены во всех подземных водах, причем максимальной распространенностью и высоким содержанием отличаются именно жирные кислоты (табл. 59, рис. 25). Высокомолекулярные, в том числе и нафтеновые, кислоты содержатся в значительно меньших количествах, особенно в водах вне нефтегазовых месторождений. Так, если в приконтурных водах нефтяных месторождений содержится в среднем около 500 мг/л жирных кислот, то нафтеновых кислот в них найдено всего 4 мг/л, а высокомолекулярных — 0,2 мг/л. [c.145]

По данным люминесцентного анализа можно видеть сравнительное постоянство состава люминесцирующих органических веществ — среди них преобладают гумусовые вещества (и спиртовые смолы) изобутиловой вытяжки, составляющие 37—57%, и кислые смолы (19—24%). При этом минимальное количество гумусовых веществ отмечается в приконтурных водах нефтяных и газовых месторождений (37—40% от суммы). Для этих же вод характерны наибольшее содержание и встречаемость углеводородов— соответственно 15—19% и 53—77%., [c.147]

Однако, если сравнить колебания коэффициента вариации (см. табл. 59) для разных показателей органического вещества в водах различных групп, то можно видеть наименьшую его изменчивость (а следовательно, и влияние меньшего числа факторов) для приконтурных вод нефтяных и газоконденсатных месторождений (табл. 61). [c.148]

Воды газоконденсатных месторождений. Приконтурные воды нефтяных месторождений. ................ [c.149]

Проведенный корреляционный анализ (порядковая корреляция) показал, что в приконтурных водах многих нефтегазоносных бассейнов, как правило, существует положительная корреляционная связь между содержанием органических веществ и глубиной залегания вод (табл. 64). [c.152]

Коэффициент корреляции между содержанием органических веществ в приконтурных водах нефтегазовых месторождений и глубиной их залегания [c.154]

Приконтурные воды нефтегазовых месторождений [c.155]

Среднее содержание органических веществ в приконтурных водах разного химического состава нефтегазовых месторождений и межпластовых артезианских вод вне нефтегазовых месторождений, мг/л [c.157]

Приконтурные воды Артезианские воды вне месторождений [c.157]

Как видим из табл. 67, в приконтурных водах органическое вещество всех трех основных групп (нелетучих, летучих нейтральных [c.158]

Азово-Кубанский бассейн Приконтурные воды нефтяных месторожде- [c.161]

Однако для Сорг. И Сорг. лет. определенной связи с pH не обнаруживается. Имеется большое число данных, характеризующих положительную корреляционную связь Сорг. с pH (например, для вод Терско-Кумского бассейна г = +0,52, для вод грязевых вулканов Туркмении г= +50, для приконтурных вод нефтяных месторождений Восточной Грузии г= +0,54 и др.). Во многих случаях наблюдается и отрицательная корреляционная связь (для вод областей разгрузки Западной Туркмении г=—0,50 для артезианских вод Днепровско-Донецкой впадины г = —0,65 для [c.161]

Среднее содержание Сорг. общ. в грунтовых водах равно 27,4 мг/л, в межпластовых артезианских водах вне нефтегазовых залежей 48,5 мг/л и в водах областей разгрузки 52,5 мг/л. Наиболее обогащены органическим веществом приконтурные воды нефтяных и газоконденсатных месторождений, в которых Сорг. общ. соответственно составляет 370 и 826 мг/л. Значительно меньше органического вещества содержат законтурные воды (ПО мг/л), воды непродуктивных горизонтов нефтяных месторождений (60 мг/л) и воды газовых месторождений (35 мг/л). [c.175]

Важной характеристикой пластовой нефти является компонентный состав, позволяющий производить оценку физико-химических свойств как Самой нефти, так и выделяющегося из нее нефтяного газа. Компонентный состав пластовой нефти различен для разных месторождений и площадей. Более того, он изменяется в пределах одной и той же залежи. Подобное явление объясняется условия- ми формирования залежи, неоднородностью литологического состава пород, наличием приконтурных вод, газовых шапок и т. д. Поэтому при решении конкретных вопросов разработки и обустройства нефтяных месторождений используют усредненные по залежи значения физико-химических характеристик пластовой нефти. В табл. 1 приведен усредненный компонентный состав нефти отдельных продуктивных пластов некоторых месторождений Западной Сибири [48]. Из таблицы видно, что содержание головных (СН4—С5Н12) парафиновых углеводо родов в нефтях различных [c.5]

Методом инфракрасной спектроскопии (ИКС) в соленых водах и рассолах хлор-кальциевого типа изучалась их битумная часть, извлекаемая хлороформом в нейтральной, кислой и щелочной средах. Обнаружены следующие группы органических соединений парафиновые с нормальной и разветвленной цепью, нафтеновые, нафтеново-ароматические и ароматические углеводороды, кислородсодержащие соединения, в составе которых обнаружены жирные кислоты, сложные эфиры, спирты, кетоны и лактоны (группы СНг—, СНз—, С=С, С=0). Органическое вещество вод ненефтегазоносных районов характеризуется преобладанием кислородных соединений. Органическое вещество пустых структур, расположенных в пределах нефтегазоносного района, содержит примерно равные количества кислородных и углеводородных соединений. В составе органического вещества приконтурных вод нефтяных и газовых месторождений преобладают углеводородные соединения. [c.15]

Для вод первой группы характерна их непосредственная связь (взаимодействие) с нефтяной залежью. Эти воды какое-то время находились в контакте с нефтью, которые при анализе отделялись от нефти. В момент прохождения воды и нефти по стволу скважины они образовывали эмульсию, которая в соответствии с составом нефти сохранялась то или иное время. Таким образом, для приконтурных вод характерен непосредственный контакт с нефтью, что, естественно, отражается на количестве и качестве водорастворенных органических веществ. Воды законтурные и непродуктив- [c.99]

Органический азот содержится в количестве 0,03—8,80 мг/л (в среднем по 157 анализам 1,20 мг/л). Отношение Сорг. к Nopr. изменяется от 2 до 319 (в среднем 38), что в целом свидетельствует о небольшой доле азотсодержащих соединений в составе органического вещества приконтурных вод. Органическое вещество этих вод окисляется перманганатом калия в среднем на 25%. Распределение величин содержания Сорг., Сорг. лет., Nopr. и значений Сорг. Nopr., О2 ок. Сорг. приведено в табл. 38. [c.101]

Как ВИДНО из табл. 40, гумусовые вещества в приконтурных водах хотя и преобладают над другими группами люминесцирую-щих веществ, взятых в отдельности, однако уступают сумме битумной (хлороформенной) вытяжки. Обращают также на себя внимание сравнительно высокое содержание и встречаемость углеводородной фракции битумной вытяжки. Таким образом, пониженное содержание (менее половины от суммы) гумусовых веществ и сравнительно высокое количество углеводородов — специфические особенности группового состава люминесцирующих веществ приконтурных вод. [c.103]

I — грунтовые воды областей питания II — межпластовые артезианские воды вне нефтегазовых месторождений Illa —воды непродуктивных горизонтов нефтяных месторождений III6 — законтурные воды нефтяных месторождений 1Пв — приконтурные воды нефтяных месторождений 1Иг —воды газоконденсатных месторождений 1Пд —воды газовых месторождений IV — воды областей разгрузки [c.139]

Как известно, на динамичность подземных вод влияют структурные особенности района. Например, на участках нефтегазовых месторождений по сравнению с остальными областями глубокого залегания вод скорость движения подземных вод значительно уменьшается (приконтурные воды часто существенно отличаются даже от законтурных вод более высокой величиной минерализации). То же самое относится к поднадвиговым частям структур, где движение вод часто замедленно по сравнению с надвиговыми их частями. В связи с этим в водах нефтяных месторождений (особенно контактирующих с нефтяными и газоконденсатными зале-жа.ми) содержание органических веществ является максимальным. [c.156]

Общее количество органических веществ в подземных водах достаточно велико. Так, если не считать максимальных содержаний органического вещества в ограниченно распространенных приконтурных водах нефтегазовых месторождений, а принять за среднюю величину концентрации Сорг, общ. 50 мг/л, то количество органического углерода в подземных водах 5-километровой зоны стратисферы составит 2,5-10 т. Это количество является соизмеримым с количеством органического углерода многих природных объектов и уступает лишь содержанию Сорг. В осздочных породях (табл. 74). [c.175]