Северов

III.3.6. СЕВЕРО-КАВКАЗСКО-МАНГЫШЛАКСКАЯ НЕФТЕГАЗОНОСНАЯ ПРОВИНЦИЯ [c.77]

Общая закономерность для нефтей, залегающих в каменноугольных отложениях в северо-западном обрамлении Прикаспийской впадины, — это увеличение их плотности (0,832—0,892 г/см ) и смолистости в северном и северо-западном направлении, увеличение содержания ме-тано-нафтеновых УВ и По единичным данным намечается уменьшение доли бензольных ароматических УВ. Это позволяет предположить, что в [c.162]

При построении карты прогноза состава нефтей с учетом выявленной закономерности экстраполировались направления изолиний плотности нефти, которые разграничивали зоны с разным их составом. Таким образом, граница прогнозируемых зон с нефтями разного состава на карте прогноза проводилась как с учетом имеющегося фактического материала, так и с учетом экстраполяции и расчетных данных. По фактическому материалу проводились границы зон с нефтями плотностью более 0,900 г/см и 0,900—0,850 г/см на востоке и юго-востоке, а граница (внутренняя - по направлению к центральной части впадины) зоны с нефтями плотностью 0,850-0,810 г/см - по расчетным данным (уравнения регрессии). На севере и северо-западе граница зоны с нефтями плотностью 0,850—0,810 г/см проводилась по фактическим данным. На юге и юго-западе внешняя граница (в направлении к бортовой зоне) проводилась по борту впадины, а внутренняя — с учетом распространения районов с вьюокими температурными градиентами. Изогипса плотности 0,810 г/см , по существу, служит границей между зонами распространенных нефтяных и газоконденсатных скоплений. Фактических данных для ее проведения мало, поэтому использовались расчеты состава нефтей, проводимые по уравнениям регрессии. Значимые коэффициенты кор- [c.166]

В 1698 г. такая паровая машина и в самом деле была создана английским горным инженером Томасом Севери (ок. 1650—1715). В этом устройстве использовался пар под большим давлением, что по тем временам было небезопасно. Примерно в то же время (1705 г.) [c.36]

Заг адной Сибири, Европейского Севера и Прикаспийской низменности. В районах добычи выделенный газовый конденсат подвергается стабилизации, при этом из него удаляются фракции С — С и часгично j. Образующийся стабильный газовый конденсат содержи в основном (85 %) бензиновые и дизельные фракции (до 360 °С). Себестоимость добычи газоконденсата в 2 — 4 раза ниже себестои — мости добычи нефти, а при квалифицированном ведении процесса продукты его переработки оказываются примерно в 1,5 раза экономичнее нефтепродуктов. Газовые конденсаты, по сравнению с традиционными нефтями, имеют еще то преимущество, что их переработка гюзволяет без значительных капитальных затрат су — и о( твенио повысить глубину переработки нефти и выход моторных топливных фракций от исходного сырья. Основной способ получения топлив заключается в прямой перегонке газового конденсата на отдельные бензиЕЮвые и дизельные фракции. [c.289]

Северо-Кавказско-Мангышлакская НГП [c.28]

Томас Ньюкомен (1663—1729), работавший совместно с Севери, изо- брел паровую машину, которая могла работать на паре под более изким давлением (рис. 5). Однако машина Ньюкомена не была универсальной, и ее можно было использовать практически только для поднятия воды. Конструкция машины была значительно усовершенствована шотландским механиком Джеймсом Уаттом (1736— 1819), который и считается создателем универсальной паровой машины. [c.37]

Объективно сложилось так, что большинство нефтегазопро — яыслов находится, как правило, на больших расстояниях от нефтега — 10перерабатьгваюш их заводов. Так, длина маршрута доставки нефти из Персидского залива в США или Японию составляет около 13 тыс. км, а газа из районов Крайнего Севера нашей страны, например, Уренгоя, [c.32]

Как видно из представленегых данных, наиболее массовым в Tf ане является летний сорт топлива. Доля зимнего и арктического сортов в общем дизельном фонде составляет всего И %, что примерно только на половину удовлетворяет растущие потребности страны в низкозастывающем виде топлива, связанные с необходимостью интенсивного освоения природных богатств Сибири, Дальнего Востока и Крайнего Севера. В настоящее время основным способом получения низкозастывающих дизельных топлив является o6/ r4eHHe их фракционного состава путем снижения температуры конца кипения до 300 — 320 °С (против 360 С для летнего сорта), что СВ5 зано с существенным ограничением их ресурсов. Относительно [c.277]

Сварку низколегированных сталей осуществляют электродами типа Э 50 350А с фтористо-кальциевым покрытием, которые обеспечивают высокую стойкость против образования кристаляизационных трещин и повышенную пластичность. Для кремнемарганцовистых сталей рекомендуются марки покрытий УОНИ 13/55, К-5А, АНО-11, Для сварки аппаратов и трубопроводов, работающих при низких температурах до -70 С (в условиях Севера), например, из сталей 09Г2С, марка покрытий ВСН-3. [c.211]

В качестве ингибиторов коррозии в агрессивных пластовых водах используют реагенты ИКБ-4В-—смесь оксиэтнлалкил-нмидазолинов на основе кубовых остатков сиитетич-еских жирных кислот фракции С20 и выше, а также реагенты И-1В и КИ-1, Север-1. Эти реагенты обеспечивают защитный эффект 60—75%, а Север-1 —до 98% и более. [c.207]

Рекомендовать осуществить в 1990 году закрепление территорий традиционного нриродоиользоваиия, не подлежащих отчуждению, под промышленное освоение, за кореннымн. малочисленными народами Севера, Сибири и Дальнего Востока. [c.229]

Рекомендовать Совету Министров РСФСР с участием заинтересованных министерств и ведомств осуществить в 1990 году закрепление территорий традиционного природопользования, не иодлеи ащнх отчуждению под промышленное освоение, за коренными малочисленными народами Севера, Сибири и Дальнего Востока, [c.234]

Восточное Предкавказье Заманкульское Дузлакское Мегавал Карпинского Северо-Камышанское Юрские [c.79]

Масштабы и длительность миграции в меловых отложениях рассмотрены на примере аптских и альбских отложений. Значительная дифференциация палеотемператур отмечается уже в предолигоценовое время. В Западном Предкавказье зоны генерации УВ в меловых отложениях, приуроченные к Западно-Кубанскому прогибу и юго-восточной части Кропоткинской впадины, были основными источниками жидких (преимущественно зона Западно-Кубанского прогиба) и газообразных (преимущественно зона Кропоткинской впадины) УВ. Четко выраженные закономерности изменения состава газа и конденсатов к северо-западу и западу от второй зоны указывают на широкую региональную миграцию УВ на расстояние до 200 км (максимальное). Миграция жидких УВ из зоны Западно-Кубанского прогиба не достигла таких масштабов (длина пути миграции 50—100 км). [c.116]

Нефти с признаками окисления были встречены практически во всех нефтегазоносных провинциях и областях (табл. 42). Максимальное количество сильноокисленных нефтей (41 %) отмечено в Северо-Кавказско-Мангышлакской НГП. Большая часть неокисленных нефтей связана с девонскими и каменноугольными отложениями (табл. 43). Среди слабо-окисленных нефтей максимум приурочен к девонским нефтям, а среди сильноокисленных — к меловым и юрским. [c.135]

Состав и свойства нефтей, залегающих в девонских отложениях северной бортовой зоны, закономерно изменяются в северном и северо-западном направлениях, ппотность нефтей увеличивается. При этом умень- [c.161]

Нефти, типичные для II генотипа, встречены в северо-западном обрамлении Прикаспийской впадины за пределами палеотемпературной зоны 60 °С и выше. По-видимому, формирование залежей здесь шло за счет региональной миграции со стороны прилегающей части бортового проги ба впадины. Подобную миграцию УВ можно предположить в пределах северной и северо-восточной частей внутренней зоны бортового прогиба (Уральская, Аксайско-Коблендинская и Бердянская зоны нефтегазо-накопления). [c.162]

Нефти II генотипа в зоне криптогипергенеза могут иметь признаки слабого окисления. Зона криптогипергенеза в каменноугольных отложениях распространена в интервале глубин 1000—3200 м и температур 32—80 С и выделяется в северо-западной части внешней бортовой зоны и на востоке Прикаспийской впадины. Наиболее характерный состав нефтей каменноугольных отложений в зоне криптогипергенеза был описан в разделе 111.3.4. [c.163]

Генерация нефтей III генотипа связана, по всей вероятности, с рассмотренной выше зоной палеотемпературы 60 °С. Нефти III генотипа могут быть встречены и на прилегающих участках внутренней зоны бортового прогиба на западе и северо-западе. Из другой зоны генерации нефти в пермские отложения поступали, по-видимому, на севере, в пределах внешней зоны бортового прогиба. Нефти III генотипа могут быть встречены в Енбекской и Кенкияк-Каратюбинской зонах нефтегазонакопления. В последней уже установлены нефти III генотипа. На западе, в Ровненско- [c.164]

Отмеченные закономерные изменения нефтей обусловлены миграционными процессами и гипергенными изменениями. Миграция УВ во всех частях впадины шла от внутренних частей бортовых зон к наиболее приподнятым с распределением флюидов по принципу дифференциального улавливания легкие нефти встречены ближе к зоне генерации, чем тяжелые. Увеличение плотности нефтей в приподнятых частях бортовых зон связано также и с палеогипергенными изменениями, которые могли иметь место на инфильтрационном этапе развития гидрогеологического цикла. Наиболее интенсивно эти процессы проходили на востоке и юго-востоке впадины. Разное время проявления инфильтрационных этапов, неодинаковая интенсивность раскрытости и разные стратиграфические и глубинные уровни ее привели к тому, что палеогипергенно измененные нефти в подсолевых отложениях встречены на разных глубинах. Однако территориально залежи с такими нефтями тяготеют к приподнятым участкам бортовых зон. Этим и объясняется выявленная закономерность повышения плотности нефтей всех горизонтов подсолевых отложений в направлении к приподнятым участкам бортовых зон. Наложение двух процессов (миграции и гипергенеза) привело к более резкой дифференциации нефтей по плотности и составу. Конкретно данная закономерность выявляется по смене зон нефтей разной плотности по направлению к центральной части Прикаспийской впадины. На востоке и юго-востоке впадины в этом направлении выделяются зоны с нефтями плотностью более 0,900 г/см и 0,810—0,850 г/см на севере и западе впадины в направлении от приподнятых бортовых участков к погруженным зона с плотностью нефтей 0,810-0,850 г/см сменяется зоной с плотностью менее 0,810 г/см [c.166]

Прогнозирование газоконденсатной зоны с возможным присутствием нефтяных залежей в западной части провинции сделано с меньшей достоверностью, поскольку здесь до сих пор не открыто ни газоконденсатных, ни нефтяных месторождений, а имеется лишь газовое Лободинское месторождение. В этой части региона учитывались геологические представления, наличие в обрамлении Прикаспийской впадины Западно-Ровненс-кого нефтегазоконденсатного месторождения и нефтяных месторождений с очень легкими нефтями на глубине 5 км (например, Камышанское). В юго-западной части к западу и к северу от Астраханского месторождения прогнозируется распространение газоконденсатных залежей. К востоку от этой газоконденсатной зоны можно предполагать с большей степенью условности (нет фактических данных) распространение газоконденсатных и нефтяных залежей (рис. 28). Более мягкие термобарические условия не способствовали значительной генерации газообразных УВ. В восточной части впадины прогнозируется узкая полоса распространения газоконденсатных залежей на глубине 6—7 км. Основанием для ее выделения послужили расчеты по уравнениям регрессии, которые показали, что в этих условиях возможно появление конденсатов. [c.167]

На основе анализа геохимических карт можно считать, что очень легкие нефти будут распространены в южной части Гурьевского прогиба, на остальной территории Эмбы - легкие нефти, которые к северо-восто-ку и юго-востоку сменяются средними и тяжелыми. Очень тяжелые нефти могут быть встречены в северо-восточной части Байчунасского прогиба, северной - Гурьевского прогиба и к северу от месторождения Танатар. В Прорвинско-Буранкольской зоне прогибания возможно наличие залежей легкой и средней нефти, в северо-восточной части зоны — и тяжелой. На п-ове Бузачи в юрских отложениях следует ожидать залежи очень тяжелой нефти, так же как и в восточной бортовой зоне, где эти отложения находятся в зоне идиогипергенеза. В соответствии с изменением плотности меняется и состав нефти, это особенно характерно для очень тяжелых нефтей, которые почти полностью лишены бензина, имеют повышенную смолистость и пониженное содержание метано-нафтеновых УВ. [c.174]

В центральной части Эмбы известны нефти средней плотности, а к северу, югу и востоку от этой зоны могут быть встречены в основном тяжелые и очень тяжелые нефти с низким содержанием бензина, высокосмолистые. Такие же нефти ожидаются и в восточной бортовой зоне. Меловые отложения, как показано выше, >находятся в зоне идиогипергенеза почти на всей территории Эмбы и восточной зоны, что и определяет характеристику нефтей как уже открытых залежей, так и тех, что могут быть открыты. [c.175]

Зона распространения газоконденсатных залежей прогнозируется на севере Денисовской впадины, Колвинского вала и северо-западе Хорейверской впадины (рис. 30, б). В первых двух регионах она выделяется по фактическим данным, а в последней, где не встречено еще залежи, — по расчетной и общей (близкой) геологической ситуации. Здесь прогнозируются газоконденсатные залежи с содержанием стабильного конденсата в газе менее 100 см /м , с плотностью конденсата 0,730—0,800 г/см , с содержанием бензина более 75 %, в котором метановых У В более 50 %. [c.181]

Выявляются закономерные изменения по площади в составе бензиновой фракции нефтей и конденсатов в северо-западном (на Каневско-Бе-резанском валу) и юго-восточном (на Адыгейском выступе и Армавиро-Невинномысском валу) направлениях растет содержание метановых УВ и уменьшается количество ароматических УВ. К юго-востоку от Ставропольского свода происходит закономерное увеличение в бензинах содержания метановых УВ от 40 до 65 % и ароматических УВ от 5 до 25 %, наиболее ароматизированы бензины нефтей Терско-Сун)4(енской зоны. [c.184]

В пределах Западного Предкавказья в северо-западном направлении по простиранию Каневско-Березанского вала в отбензиненной части конденсатов закономерно увеличивается содержание метано-нафтеновых УВ и уменьшается количество ароматических УВ конденсаты северо-западной части Ейско-Березанской зоны поднятий наименее ароматизированы. В Восточном Предкавказье содержание парафино-нафтеновых УВ на восток и юго-восток увеличивается от 60 до 90 % (максимальные значения связаны с конденсатами мегавала Карпинского, минимальные — с нефтями западной, наиболее приподнятой части Терско-Сунженской зоны). [c.184]

Справочник химика 21

Химия и химическая технология