Западно-Сибирская область

Западно-Сибирская область [c.160]

Наиболее распространены в Западно-Сибирской области нефти удельного веса 0,84—0,87 с содержанием парафина 3—6% и несколько или значительно повышенным содержанием серы. [c.161]

Характеристика нефтей Западно-Сибирской области гармонирует, таким образом, с представлением о влиянии гипергенных факторов на их состав и свойства. [c.164]

Общая картина размещения нефтеносных областей, отражаемая карточками 4—13, подтверждает выдвинутое Л. А. Назаркиным положение о приуроченности их к зонам жаркого климата в соответствующее геологическое время. Некоторое отклонение в сторону умеренного климата представляет Западно-Сибирская область (мел — юра ) и значительное отклонение — области Северной Аляски (палеоген) и Хатангская (пермь). Ни одна из них не выходит, однако, за пределы зон интенсивного развития жизни, определяемых распространением угленосных фаций. [c.256]

На 1965 г. было выделено всего I млн. руб., из них 400 т — на строительно-монтажные работы. При этом был определен срок ввода его первой очереди в 1968 г. Немного ранее, в конце 1964 г., решением Западно-Сибирского совнархоза на должность директора строительства завода был назначен Сергей Александрович Ким, директор одного из небольших предприятий г. Новосибирска. Это был неплохой выбор, и С.А. Ким — энергичный, напористый руководитель, имевший широкие связи с директорами строек и предприятий Новосибирской области — немедленно стал главной движущей силой на развивающейся стройке. [c.131]

Повышение температуры плавления системы в присутствии гудрона арланской нефти и крекинг-остатка в области концентраций 50-60% мае. можно объяснить инверсией фаз за счет образования собственных связей между структурными элементами остатков, При этом в системе сохраняется тенденция к аморфизации решетки. Повышение концентрации остатков и их интенсивное взаимодействие способствует вытеснению парафиновых ассоциатов в межструктурные зоны, сжатию и упрочнению решетки. В смесях н-парафинов с добавкой гудрона западно-сибирской нефти протекают аналогичные процессы, однако с меньшей интенсивностью. [c.168]

Исключение представляют газы нефтяных месторождений центральной части Западно-Сибирской низменности, расположенные на территории Томской области. В нефтяных газах этого района содержание гомологов метана не уменьшается с увеличением их молекулярной массы, а увеличивается от этана к бутану. Это отмечается как в залежах, приуроченных к отложениям мела, так и юры. [c.6]

В Западной Сибири на территории Тюменской, Томской, Новосибирской областей и в Красноярском крае открыты газовые, газоконденсатные, газонефтяные и нефтяные месторождения. Они расположены в пределах Западно-Сибирской низменности, представляющей собой огромную чашеобразную впадину, ограниченную с запада, востока и юга складчатыми образованиями, а на севере уходящую в область Северного Ледовитого океана. [c.55]

Проведенный анализ позволяет объяснить закономерности размещения конденсатов разного состава в пределах Западно-Сибирской низменности. Конденсаты первого типа в основном распространены на средних и больших глубинах, где температура выше 70 °С и исходное ОВ подвергалось существенному окислению на стадии осадконакопления. Это прежде всего северные районы Тюменской области и бортовые части Западно-Сибирской впадины. Конденсаты второго типа могут быть распространены повсеместно, где нефтяные залежи оказались в зоне пластовой температуры более 70 °С и где имеются другие благоприятные для этого факторы (гидрологические, литологические и т.д.). [c.116]

На территории Прикаспийской впадины изменение коэффициента растворимости газа в нефти изучено в пределах солянокупольной области. По среднеюрскому продуктивному комплексу построена подобная схема изменения коэффициента растворимости (рис. 16). Линии, ограничивающие зоны с определенными интервалами его изменения, охватывают Гурьевский прогиб, повторяя его очертания, а -значения коэффициента уменьшаются в сторону прогиба, т. е. и здесь четко выделяется, несмотря на сложное строение нефтегазоносных горизонтов, связь изменения коэффициента растворимости газа в нефти с тектоническим районированием региона. Эта связь намечается и для Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции. Так, максимальный коэффициент растворимости по горизонту В относится к центральной части Нижневартовского свода. На западном и восточном окончаниях свода коэффициенты растворимости для залежей этого горизонта уменьшаются. [c.36]

Крупнейшие предприятия нефтедобывающей промышленности России сосредоточены в Западно-Сибирском и Волго-Уральском регионах, дальнейшее развитие будет осуществляться, по-видимому, за счет Архангельской и Тюменской областей, а также Республики Коми. Некоторое снижение выбросов вредных веществ в атмосферу от предприятий отрасли, наблюдавшееся до 1996 г., прекратилось в связи с увеличением добычи [c.4]

Картограммы запасов и типов гумуса показывают, что зональность хорошо выражена для европейской части России. Для Сибири полностью отразить на картограмме зональные переходы значительно труднее, поскольку на территории Западно-Сибирской низменности большие территории заняты болотами, а в Сибири в целом — горными областями, что влияет и на гумусообразование, и на подверженность различных типов почв загрязнению тяжелыми металлами и другими веществами. [c.268]

Богатые месторождения нашей страны сосредоточены в Западной Сибири на территории Тюменской и Томской областей и Красноярского края. Общая площадь перспективных газонефтеносных земель Западно-Сибирской области составляет около 2,2 млн. км . В этой газонефтеносной области открыто более 120 месторождений, более 70 из них являются газовыми и газоконденсатными. Запасы газа этого бассейна по состоянию на начало 1976 г. составляют более 65% всех [c.31]

Основные нефтяные месторождения Западно-Сибирской области сосредоточены в районе Шаимского вала, Красноленинского, Сургутского и Нижне-Вартовского сводов. На восточном склоне Северо-Сосьвинского свода известен целый ряд газовых месторождений. В некоторых из них в сочетании с газом встречается конденсат. Продуктивные отложения связаны с верхней юрой, с нижним мелом и в меньшей степени со средней юрой. [c.161]

Конденсаты в Западно-Сибирской области встречаются двух типов — метаново-нафтенового (тип 1 табл. 31) в Северо-Сосьвинском районе и метанового (тип 2) в Мегионском районе. Первый связан с районом распространения газовых месторождений, второй сочетается с месторождениями нефтяными. В настоящее время еще трудно сказать, в чем заключается причина различий в их составе — в том ли, что они приурочены к отложениям различного возраста или в различиях глубин залегания и давления. [c.161]

А. Э. Конторович и О. Ф. Стасова (1964) выделяют три группы нефтей в пределах Западно-Сибирской области. [c.161]

Использованы источники Западно-Сибирская область — Богомолов, Панина и Андре Козлова, 1960 Конторович и Стасова, 1964 Панина 1959, 1960 и 1961 Панина и Васильева, 1958 Козлова и Стасова, 1963 Павлова, Дриацкая и [c.162]

В восточной части Западно-Сибирской области, на восточном склоне Нижне-Вартовского свода, получена нефть (Запивалов, 1964), отличающаяся от других нефтей области резко повышенным содерясанием парафина и очень низкой сернистостью к сожалению, более развернутых данных по характеристике этой нефти, полученной из горизонта, непосредственно налегающего на фундамент, в нашем распоряжении не имелось. Некоторые, геологи склонны связывать ее генезис с палеозойскими отложениями. [c.164]

Нередко встречаются случаи, когда в распределении нефтей какой-либо области по их сернистости не наблюдается резкого преобладания определенного класса. При высокой продуктивности данной области эти случаи приобретают большое значение для общих подсчетов. Чаще всего они сочетаются или с территориальной обособленностью нефтей, различи ных по серосодержанию, или же с разнотипностью по данной характеристике нефтей отдельных свит или горизонтов, входящих в состав крупных стратиграфических подразделений, для которых производилось сопоставление. В первом случае мы прибегали к более дробному подразделению области, во втором — учитывали наличие в данной области нефтей разных классов. Иллюстрацией первого случая может служить Калифорния, в которой район Санта-Мария характеризуется высокой осерненностью нефтей, район Сан-Хоакин — преимущественным распространением нефтей I, иногда II класса, в то время как на остальной территории встрё- чаются нефти как малосернистые, так и содержапще значительное количество серы, Аналогичные примеры могут быть найдены в Вблго-Ураль-ской провинции, Венесуэле, Западно-Сибирской области и др. Случаи второго рода известны в Фергане, в которой нефти с повышенным содержанием серы в месторождении Шор-Су приурочены только к определенным пластам, в Волго-Уральской провинции, для отдельных областей которой отмечаются различия по содержанию серы между нефтями отложений турнейского, визейского и верейского, а также нижне- и верхнепермского возраста и т. д. [c.253]

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]

Самым серьезным из них являются нефтеноеные области Венесуэлы, в которых терригенные, лишенные сульфатных пород, отложения третичного возраста характеризуются присутствием нефтей с повышенным содержанием серы. То же явление, хотя и в ослабленной форме, йаблюдается в области Магдалена (Колумбия). Исключением являются также нефти некоторых районов Западно-Сибирской области и, наконец, нефти Албании. В обоих последних случаях мк считаем наиболее вероятным объяснением связь или самих нефтей, или флюидов, явившихся источником их осернения, с нижележащими отложениями — палеозойскими в Западной Сибири, мезозойскими — в Албании Для областей Венесуэлы и Колумбии вопрос, вероятно, решается иначе. [c.265]

Блестяще подтвердились прогнозы И. М. Губкина о региональной нефте-газоносности мезозойских отложений Западно-Сибирской плиты. Здесь, в среднем Приобье, в меловых отложениях открыты гигантские скопления нефти (Самотлор, Мегионское, Феодоровское и др.), а в северных областях — уникальные скопления газа (Уренгой, Медвежье и др.). В некоторых районах Западно-Сибирской низменности скопления нефти и газа открыты и в юрских отложениях. [c.363]

Была изучена [93] возможность интенсификации процесса депарафинизации остаточного рафината из смеси западно-сибирских нефтей в растворе МЭК — толуол (1 1) при помощи присадок разной химической природы (металлсодержащих, полимерных, карбамидсодержащих, диалкилдитиофосфатных с разным числом атомов углерода в углеводородном радикале). Наиболее эффективными с точки зрения улучшения основных показателей этого процесса оказались многофункциональные алкилфенольные металлсодержащие присадки АФК и В-167, а также карбамидсодержащая присадка В-526 (рис. 57). В отличие от аналогичных исследований этого процесса, описанных в литературе, авторами впервые было показано, что уже в области ранее не изучаемых малых концентраций вводимых присадок (0,02—0,04% масс, на рафинат), особенно в случае присадки АФК, заметно уменьшается длительность фильтрования суспензий твердых углеводородов при одновременном увеличении выхода депарафинированного масла. [c.167]

Рассматривая зависимость скорости фильтрования суспензии петролатума от содержания присадки АФК, можно выделить две области, в пределах которых резко возрастает скорость фильтрования. В этих же областях наблюдается значительное изменение качества получаемых церезинов это область малых концентраций присадки (0,005—0,05% масс.) и область высоких концентраций (1—2% масс.). Больший интерес представляет область малых концентраций с точки зрения как экономики, так и протекания самого процесса обезмасливаиия. Скорость фильтрования суспензии петролатума в области малых концентраций в 1,8 раза выше, а содержание масла в церезине в 2 раза ниже, чем в области высоких концентраций, при одновременном повышении температуры плавления церезинов на 1 —1,5°С. При обезмасливании мангышлакского петролатума, который отличается от петролатума, получаемого при переработке западно-сибирских нефтей, более высоким содержанием парафино-нафтеновых углеводородов и меньшим содержанием смол, для достижения максимальной скорости фильтрования (рис. 64) необходима более высокая концентрация М 0дификат01ра структуры твердых углеводородов. [c.177]

На земном шаре все месторождения нефти и газа располагаются не беспорядочно, а приурочены к изогнутым участкам земной коры — впадинам, которые называются нефтегазоносными бассейнами. В каждом таком месторождении, занимаюш,ем сотни тысяч квадратных километров, находится множество нефтяных и газовых месторождений. В Советском Союзе к наиболее крупным нефтегазоносным бассейнам относятся Западно-Сибирская, Южно-Мангышлакская и Волго-Уральская области. [c.5]

Существуют огромные потенциальные возможности открытия новых газовых, газоконденсационных и нефтяных месторождений в Западно-Сибирской низменности на территории Тюменской области. [c.21]

Елисеев В. ., Фили.уонова Т. А. Исследование продуктов озонолиза асфальтенов западно-сибирской нефти.— Материалы научно-технической конференции Молодые ученые и специалисты Томской области в девятой пятилетке . Томск, 1975, с. 206—208. [c.153]

Источники газообразных углеводородов — в первую очередь, природные и нефтяные попутные газы, а также некоторые синтетические газы, полученные при переработке горючих ископаемых (например, термическая и термокаталитическая переработка нефти и нефтепродуктов, термическое разложение — газификация — твердого и жидкого топлив, а также коксование твердого топлива — коксовый газ). В отличие от природных, синтетические газы наряду с алканами содержат также и ненасыщенные углеводороды, значительные количества водорода и др. Природные газы содержат в основном метан и менее 20 % в сумме этана, пропана и бутана, примеси легкокипящих жидких углеводородов — пентана, гексаиа и др. Кроме того, присутствуют малые количества оксида углерода (IV), азота, сероводорода и благородных газов. Многие горючие природные газы, залегающие на глубине не более 1,5 км, состоят почти из одного метана. С увеличением глубины отбора содержание гомологов метана обычно растет. Образование горючих природных газов — в основном результат катагенетического преобразования органических веществ осадочных горных пород. Залежи горючих газов формируются в природных ловушках на путях его миграции. Миграция происходит при статической или динамической нагрузке пород, выжимающих газ, а также свободной диффузии газа из областей высокого давления в зоны меньшего давления. Подземными природными резервуарами для 85 % общего числа газовых и газоконденсатных залежей являются песчаные, песча-но-алевритные и алевритные породы, нередко переслоенные глинами. В остальных 15 % случаев коллекторами газа служат карбонатные породы. Все газовые и газонефтяные месторождения приурочены к тому или иному газонефтеносному осадочному (осадочно-породному) бассейну, представляющему собой автономные области крупного и длительного погружения в современной структуре земной коры. Все больше открывается газовых месторождений в зоне шельфа и в мелководных бассейнах, например Северное море. Наиболее крупные газовые месторождения СССР—Уренгойское и Заполярное — приурочены к меловым отложениям Западно-Сибирского бассейна. [c.194]

Для установления изменения специфических валентных колебаний связей в молекулах нафталина и асфальтенов при их смешении было проведено ИК-спектроско-пическое изучение бинарных асфальтеносодержащих смесей. На рис. 6.7 приведены спектры поглощения асфальтенов, нафталина и их бинарных смесей, из которых видно, что спектры асфальтенов арланской и гудрона западно-сибирской нефтей идентичны (количественные соотношения в спектрах не учитывали), что свидетельствует о наличии в них одинаковых структурных групп. Различие спектров поглощения асфальтенов из смолы пиролиза бензина заключается в появлении интенсивного поглощения в области 700-900 см . Такое различие обусловлено наличием небольшого количества сорбированных асфальтенами смол. Спектры бинарных смесей до кон- [c.152]

Изменение теплот фазовых переходов асфальтено-ароматических смесей в зависимости от содержания в них трикозана показано на рис. 6.10. Парциальные теплоты фазовых переходов парафина и нафталина изменяются экстремально, причем при концентрации н-С зН д в смеси 5% мае. значение теплоты его плавления резко увеличивается в 2,5 раза для смеси е асфальтенами арланской нефти и в 2,0 раза для смеси с асфальтенами из гудрона западно-сибирской нефти. При увеличении концентрации трикозана теплоты плавления уменьшаются и достигают минимума при концентрации парафина 25% мае. в смесях с асфальтеном арланской нефти и при 10% мае. с ае-фальтенами гудрона западно-сибирской нефти. Теплоты плавления нафталина в смесях в экстремальной области изменяются антибатно изменению парциальной теплоты плавления трикозана. [c.155]

Андрей Алексеевич Трофимук является крупным ученым в области нефтяной геологии, ему принадлежит выдающаяся роль в научном обосновании нефтепоисковых работ и открытии Волго-Уральской и Западно-Сибирской нефтяных ПрОВИНЩ1Й. [c.34]

Исследованы НАС промышленной западно-сибирской нефти [15, 36]. Они представлены концентратами АК-4 и АК-5 (см. табл. 14). По сравнению с АК-5 в концентрате АК-4 больше содержится ареновых структур, азота и серы, меньше — кислорода. По результатам потенциометрического титрования соединения АК-4 характеризуются как слабоосновные, которые можно условно отнести к НАС. Пятая часть выделенных кислородных соединений СС представлена в основном тиофеновыми производными. В концентратах АК-4 и АК-5 содержалось относительно мало НАС, поэтому они были хроматографически сконцентрированы на силикагеле и разделены на оксиде алюминия (табл. 37). В пентано-бензольной фракции АК-4 сконцентрировались преимущественно арены и СС. Основная часть выделена спиртобензолом и бензолом. С увеличением полярности элюентов уменьшается протонодефицитность и увеличивается кислотность соединений. В бензольных фракциях сконцентрированы только НАС, а в спиртобензольной — основные и слабоосновные. Это несоответствие исходному концентрату можно объяснить, вероятнее всего, распадом ассо-циатов при хроматографическом разделении из разбавленных растноров. Можно предположить, что в образовании таких ассоциатов АС принимают участие вещества кислого характера. В АС присутствуют пирролы (поглощение в области 3460 см , проявляющееся в виде отдельного пика при разбавлении GI4), свободные группы ОН фенолов (3630 см ), пиридины (перегиб при 1560 см ), N-замещенные амиды (1600—1700 см в отсутствие поглощения при 3450—3400 м ). [c.56]

В настоящее время Западно-Сибирская нефтегазовая провинцм ох .атывает Тюменскую, Томскую, Новосибирскую, Омскую области, Таймырский, Ханты-Мансийский и Ямало-Ненецкий автономные округа. Здесь сосредоточено более 57% общероссийских начальных суммарных ресурсов нефти и 60% газа. В 1993 г. было добыто 237,3 млн. т нефти (69% от всей добычи России) и 550 млрд. м газа (89%). Несмотря на то, что в провинции на начало 1994 г. уже добыто [c.119]

Асфальтит бензиновый Западно-Сибирского гудрона Асфальтит бензиновый из 47 % Арланского гудрона Остаток выше 540 °С Арланской нефти Кир Мунейлы-Мола, Гурьевская область Асфальтит бензиновый Мангышлакского гудрона Асфальтит бензиновый Котуртепинского гудрона Аефальтены Арланского крекинг-остатка Аефальтены Усть-Балыкского гудрона Аефальтены Ромашкинского гудрона [c.56]

Андрейкина Л. В., Булкатов А. Н. Значение Западно-Сибирской углеводородной базы. / / Материалы IV Международной научной конференции Современные проблемы истории естествознания в области химии, химической технологии и нефтяного дела . / / История науки и техники -2003.- С. 134-135. [c.20]

Щипачев В.Б. Анализ модернизованного оборудования подготовки газа на месторождениях севера Тюменской области//Анализ работы модернизированного оборудования на действующих промыслах и использование современных технологий и оборудования на новых месторождениях Западно-Сибирского региона/Материалы НТС РАО Газпром . - М. НРЦ Газпром. -1996. - С. 9-16. [c.501]

Вопросы геологии нефти и газа впервые в отечественной литературе наиболее полно были освещены в книге И. М. Губкина Учение о нефти (1932 г.), которая в значительно дополненном виде была переиздана в 1937 г. В 1975 г, вышло из печати третье издание Учения о нефти под редакцией А. А. Трофи-мука, М. И. Варенцова, Н. Б. Вассоевича, В, Д. Наливкина и А. А. Бакирова. Некоторые разделы этой книги, например разделы, касающиеся проблем нефтегазообразования и нефтегазо-накопления, до сих пор не потеряли своего значения. Выводы И. М. Губкина о закономерностях нефтегазообразования и неф-тегазонакопления в земной коре и научные прогнозы в отношении нефтегазоносности отдельных регионов Советского Союза блестяще подтвердились открытием ряда нефтегазоносных областей и провинций (Волго-Уральской, Западно-Сибирской и др.). ч [c.3]

К региональным флюидоупорам относятся толщи пород, лишенные практически проницаемости и распространенные на всей территории провинции или на значительной ее части — области. Примером могут служить майкопские отложения (олигоцен — нижний миоцен), которые развиты на всей территории Предкавказья и альпийских передовых прогибов, а также глинистые отложения альба, широко распространенные в пределах Скифской и Туранской плит Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции. [c.59]

Субрегиональные флюидоупоры — это толщи практически непроницаемых пород, распространенных в пределах крупных тектонических элементов первого порядка, к которым приурочены нефтегазоносные области. Например, соленосные отложения верхней юры Восточно-Кубанской впадины (Скифская плита) и Амударьинской и Мургабской впадин (Туранская плита) или туронские глины в Западно-Сибирской провинции. [c.59]

Следует также отметить, что с увеличением степени дис-лоцированности слоев, как правило, возрастает геотермический градиент. По данным Д. И. Дьяконова, на щитах, например, геотермический градиент в среднем составляет 0,6— 0,9 °С, на платформах 0,9—2,5°С, а в областях альпийской складчатости, характеризующихся наиболее напряженной тектоникой, 2,5—19 °С. Для Западно-Сибирской плиты с гетерогенным (разновозрастным) фундаментом максимальные геотермические градиенты (до 4,2 °С) установлены на участках с герцинским основанием, а минимальные (3,3 °С) в зонах более древнего, архейского, фундамента [Конторович А. Э., 1967 г.]. [c.77]

Местоскопления подобного типа известны также в ряде нефтегазоносных областей СССР на Северном Кавказе, в Урало-Волжской, Тимано-Печорской и Западно-Сибирской провинциях. [c.104]

Крупнейшие по запасам газовые местоскопления также установлены в платформенных областях Уренгой, Заполярное, Медвежье и др. на Западно-Сибирской плите, Панхендл-Хьюго-тон на Северо-Американской платформе, Слохтерен — на За-падно-Европейской платформе, Хасси Р Мель —на Африканской платформе и т. д. (табл. 8). [c.162]

Значительное количество бассейнов находится на стадии формирования собственно синеклизы. Следует различать бассейны, продолжающие развиваться как области осадконакопления (Западно-Сибирский), и бассейны, уже остановивщиеся в своем развитии на уровне синеклизы (Мичиганский, Иллинойский, Англ о -Парижский). [c.376]

Справочник химика 21

Химия и химическая технология