Уральская

III. аз. ВОЛГО-УРАЛЬСКАЯ НЕФТЕГАЗОНОСНАЯ ПРОВИНЦИЯ [c.59]

Для определения внешней влаги взята проба угля Уральского бассейна массой 100 г. После доведения пробы угля до воздушно-сухого состояния масса ее уменьшилась до 88,9 г. Для определения аналитической влаги взята навеска воздушно-сухой пробы 1,25 г. После высушивания пробы масса се уменьшилась на 0,013 75 г. Вычислить общее содержание влаги в рабочей пробе. [c.246]

Таким образом, хотя уральский бензин богаче мирзаанского ароматическими углеводородами, но зато мирзаанский бензин содержит гидроароматических углеводородов больше, чем уральский. [c.184]

Зелинский и Юрьев [2] ароматизировали уральский бен-зии (Чусовские городки), в результате чего процент ароматических углеводородов в бензине повысился на 16.75 /о. [c.185]

Характеристика нефтей разных генетических типов Волго-Уральской НГП [c.60]

Уральский турбомотор-ный завод ПН-80 80 5 1 Л-68 16/14,5 1,77 АТ-25-2 [c.55]

Ароматические углеводороды обнаружены во всех исследованных до сих пор нефтях в большинстве случаев, однако, их содержание невелико. Из европейских нефтей наиболее богаты ароматическими углеводородами некоторые галицийские, в бензине которых содержится до 22% бензольных углеводородов, румынские нефти с 24% ароматических углеводородов в тяжелом бензине, а также уральская нефть (Верхнечусовские Городки) с 35% ароматических углеводородов в бензине и в меньшей степени — майкопская . [c.76]

При исследовании группового состава супсинской нефти одним из нас [1] о1.1ло показано, что эта нефть содержит больше ароматических углеводородов, чем другие нефти Грузинской ССР, исследованные на сегодняшний день. По богатству ароматических углеводородов из советских нефтей суисинская нефть уступает только уральской нефти. [c.14]

Проведенные С.П. Максимовым, Т.А. Ботневой, Н.А. Еременко и др. исследования нефтей Волго-Уральской нефтегазоносной провинции, Предкавказья, Прибалтики и других регионов с применением разработанной во ВНИГНИ геохимической методики с использованием изотопных и спектральных методов, а также структурно-группового анализа позволили по-новому подойти к трактовке причин разнообразия состава нефтей. Были выявлены различия между нефтями, залегающими в разных стратиграфических горизонтах, не связанные с воздействием на них вторичных факторов. Изучение нефтей проводилось в двух направлениях. Первое — выявление закономерностей в изменении состава нефтей в пределах одного и того же стратиграфического комплекса и второе — выделение наиболее типичных для данного комплекса нефтей, наименее подверженных вторичным изменениям, и сопоставление их с выше- и ниже-залегающими нефтями с ОБ вмещающих пород. [c.3]

Н. Д. Зелинский и Ю, К. Юрьев [1], нрн исследовании ароматических углеводородов уральской (пермской) нефти показали, что окислением ароматических углеводородов с температурой кинеиия 150—170°С и 225—240°С получается бензойная кислота, что дало авторам возможность заключить о присутствии моноалкилбензолов в исследуемой нефти. Однако в работе нет указаний о том, какие именно моноалкилбен-золы присутствуют в уральской нефти. [c.36]

Уральский бензии (Чусовские городки), фракции 40— 139 С, по данным Н, Д. Зелинского и Ю. К. Юрьева [5], содержит ароматических углеводородов 3.3%, в результате же катализа объемный процент ароматики увеличился на 25. [c.184]

Сопоставление критериев выделения генетических типов нефтей позволило дать анализ их информативности, которая оценивалась с нескольких позиций. Во-первых, следовало оценить возможность применения единых как в числовом, так и в качественном отношении критериев для генетической типизации нефтей в палеозойских отложениях Прикаспийской, Волго-Уральской и Тимано-Печорской НГП. Важно было выявить, какие параметры показывают четкие различия разных генотипов во всех рассмотренных регионах, а какие информативны только для каждой из указанных провинций или районов или даже отдельных зон нефтегазонакопления. Во-вторых, следовало оценить, как изменяются (или не изменяются) показатели генетических типов нефтей, залегающих в одновозрастных отложениях (сингенетичных) рассмотренных районов. В-третъих, нужно было выяснить, какие наборы параметров наиболее характерны и универсальны для генетической типизации нефтей разных нефтегазоносных провинций. [c.39]

При исследовании группового состава супсинской иефти, одним из нас [12] было показано, что эта нефть содержит ароматических углеводородов больше, чем остальные нефти Грузинской ССР, и по богатству ароматических углеводородов из советских нефтей уступает только уральской нефти. Интересно было выяснить потенциальный источник аромати- ческих углеводородов супсинского бензина, чему и посвящено данное исследование, aso [c.186]

Кузнечные слитки Уральского завода тяжелого машиностроения Д=457-2160 мм, Г=1255-6736 мм восьми1ранные Ново-Краматорского машиностроительног о завода Д-435-2226 мм, 1.= 1800-6760 мм завода "Электросталь" плазменно-дугового переплава Д= 148-247 мм, Ь=1000 мм и электронно-лучевой плавки Д=247-375 мм, Е=1200 мм. [c.28]

Для оценки информативности генетических показателей нами было проведено сопоставление генетических типов нефтей Тимано-Печорской, Волго-Уральской и Прикаспийской НГП, в каждой из которых была проведена генетическая типизация нефтей. В качестве параметров, отражающих генетические различия нефтей, использовались наиболее стабильные показатели, которые характеризуют особенности структур парафиновых УВ (по данным ИКС), ароматических УВ (УФС или масс-спектрометрия), нафтеновых УВ (масс-спектрометрия), содержание и состав металлопор-фириновых комплексов. [c.39]

Рис. 4. Сопоставление генетических параметров нефтей (структурные херактерис-тики УВ) залежей в разновозрастных отложениях Тимано-Печорской, Волго-Уральской и Прикаспийской НГП.

Нефти Прикаспийской НГП из отложений 1 — пермских, 2 — каменноугольных нефти Тимано-Печорской НГП 3 — Ижма-Печорская впадина, 4 — Колвинский ме-гавал, 5 — вал Сорокина, б—Хорейверская впадина нефти Волго-Уральской НГП [c.40]

Сопоставление генетических типов нефтей показало, что набор генетических параметров, информативных для выделения генотипов нефтей, в разных провинциях различен. Для Тимано-Печорской НГП он включает показатели, характеризующие структуру парафиновых УВ (Ц, СНг с п > 2, Е Hj/S СНз, Pi), распределение нафтеновых УВ с разным числом колец (МЦН/БЦН, БЦН/ТЦН), содержание и соотношение типов ароматических структур (2С, g/ и С /Сф), сернистых соединений (сумма тиофенов, содержание или отсутствие бензтиофенов), содержание или отсутствие ванадиевых порфиринов. Наиболее информативны (различаются в максимальном числе генотипов) показатели Ц, S H /S H , МЦН/БЦН, 2С, сумма тиофенов. Для нефтей Прикаспийской НГП в набор информативных параметров входят Ц, СН с п>2, СН /БСН , МЦН/БЦН и С /Сф. В Волго-Уральской НГП набор еще более узкий S , С /С , сумма тиофенов, содержание бензтиофенов. По содержанию тиофенов хорошо различаются нефти нижнекаменноугольных и нижнесреднедевонских отложений (последних в обрамлении Прикаспийской впадины). [c.41]

Нефти Волго-Уральской НГП изучались с точки зрения их генетической типизации Т.А. Ботневой, Р.Г. Панкиной, С.П. Максимовым, Т.Н. Пряхиной, Э.М. Галимовым, В.А. Чахмахчевым,Э.М Грайзери др. Нами был обобщен имеющийся материал, отобраны и изучены наиболее типичные (выделенные указанными выше исследователями) для каждого генотипа нефти в соответствии с разработанными нами генетическими критериями. Были изучены нефти из девонских и каменноугольных отложений, отобранные из разных тектонических зон Бузулукской впадины, юго-восточной части Южно-Татарского свода, Малиновской зоны Жигулевско-Пугачевского свода. Башкирского свода. Верхнекамской впадины Оренбургского свода, Степновского вала Саратовско-Волго градского Поволжья (табл. 24). [c.59]

Генетическая типизация нефтей Волго-Уральской НГП (проведенная нами совместно с Э.М. Грайзер) показала, что нефти, залегающие в девонских, нижне- и среднекаменноугольных, пермских отложениях, существенно различаются по генетическим показателнм. Для одних показателей эти различия более четкие, для других они выявляются по усредненным данным, для третьих отмечается лишь тенденция в их изменении. Так, нефти I, II и III генотипов четко различаются по по количеству СН -групп в парафиновых цепях (44,6 до 42 и 45,8 % соответственно), по коэффициенту Ц, по содержанию моно- и бициклических нафтенов. Самое высокое содержание моноциклических нафтеновых УВ характерно для нефтей I генотипа (14—15 %), а самое низкое — для II (8-9%). [c.62]

Генетическая типизация нефтей Волго-Уральской НГП позволила подтвердить сделанные ранее Т.А. Ботневой, С.П. Максимовым, Р.Г. Панкиной и др. вывод о независимом образовании за счет разных источников нефтей, залегающих в девонских, нижне- и среднекаменноугольных и пермских отложениях. [c.62]

Генетические типы нефтей нефтегазоносных провинций, связанных с платформенными областями, в частности с Восточно-Европейской платформой, характеризуются определенными особенностями. Если взять одноименные стратиграфические комплексы, например среднедевонские отложения Тимано-Печорской, Волго-Уральской НГП и Припятского прогиба, то коэффициент Ц в нефтях этих отложений изменяется от 7,3 до 12 в первых двух и до 22 в третьем. Наблюдаются различия в суммарном содержании СНг-групп в нефтях Тимано-Печорской НГП 29 %, Волго-Уральской НГП 46,6 %. Первые нефти имеют, кроме того, большую степень разветвленности парафиновых цепей. Однако имеются и общие признаки генотипов нефтей, залегающих в девонских отложениях, — генетические показатели, отражающие структуру нафтеновых УВ соотношение моно- и бициклических, би- и трициклических нафтенов, содержание тетра-, пента- и гексациклических нафтенов в нефтях средневерхнедевонского генотипа в двух сравниваемых провинциях близки, так же как и средние значения g/ и С /Сф. Близко и содержание ванадиевых порфиринов. [c.101]

Анализ нефтей "нижнепермского" генотипа, выделенного в Тимано-Печорской, Волго-Уральской и Прикаспийской НГП, показал близость значений Ц в последних провинциях (9—13) и содержания ароматических структур (31—34 %) во всех трех. По соотношению нафтеновых У В с разным числом колец наблюдаются различия между нефтями разных провинций (в Тимано-Печорской НГП МЦН/БЦН 0,8, в Прикаспийской 1,1, а БЦН/ТЦН 1,3 и 1,7 соответственно). В нефтях всех трех регионов содержание ванадиевых порфиринов небольшое, а никелевые отсутствуют. [c.102]

Различия в составе УВ из ОВ различного фациального генетического типа, обусловленные неодинаковым составом исходного органического материала и в первую очередь разными условиями его захоронения и преобразования, наследуются нефтями. В связи с этим каждому циклу нефтегазообразования соответствуют нефти со своими специфическими чертами, свой генетический тип. Следует, однако, отметить, что в одном и том же цикле нефтегазообразования, но протекавшем в разных нефтегазоносных бассейнах, состав ОВ даже одного фациально-генетического типа может быть неодинаков. Например, битуминозные вещества, генерированные гумусовым ОВ визейских нефтематеринских толщ Волго-Уральской и Днепровско-Донецкой НГП, различаются по количеству и составу сероорганических соединений, количеству порфиринов и другим параметрам. Поскольку нефти наследуют от ОВ нефтематеринских пород специфические черты а, как было показано выше, нефтематеринские породы разных циклов по составу ОВ неодинаковы, то и нефти, генерированные этими ОВ, также различаются. Поэтому одним из главных критериев цикличности процессов нефтегазообразования является наличие в разрезе нефтей разных генетических типов. [c.106]

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]

Конструкции двух подогревателей низкого давления, выпускаемых ЛМЗ, приведены, на ряс. 2-7. Подогреватели низкого давления выпускаются также заводами Кировским, НЛЗ, Уральским турбо-моторным и Саратовским заводом тяжелого машииостроения. Технические характеристики этих подогревателей далы и табл. 2-11 и 2-12. [c.45]

Советский период отмечен вступлением в эксплуатацию со- вершенно новых нефтепромышленных районов Уральского (Прикамского), Башкирского и о. Сахалина, в чем уже обозначается некоторое смещение добычи на восток и первый приступ к созданию на территории Поволжья и Урала второй нефтяной базы СССР [ ]. [c.20]

Антрацит средний уральский Каменный уголь средний газовый Бурый уголь Богхэд [c.30]

Второй большой горный хребет — Уральский, протягивающийся почти в меридиональном направлении от Северного Ледовитого океана до прикаспийских степей, при слабой еще изученности в этом смысле уже позволяет констатировать ту же закономерность в распределении нефтяных месторождений. Вдоль его западного склона от Тимана и до р. Урал на юге в ряде мест встречены признаки нефти (реки Большая и Малая Кожва, Точильная гора, Чердынь, Кизеловский район, месторождения Верхпечусов-ских Городков, Стерлитамакский район и т. д.). Тектонические условия этих нефтепрояБлений не одинаковы и обобщения пока преждевременны. Продолжением этой полосы является Урало-Эмбен-ский район с его многочисленными нефтяными месторождениями, приуроченными к куполовидным складкам, разбитым сбросами — складками, развитым по соседству с основной уральской складчатостью в Мугоджарских горах, представляющих южное продолжение Уральского хребта. По отношению к Уральскому хребту также следует отметить, что в его центральных частях, сложенных изверженными массивно-кристаллическими, а также метаморфическими породами, признаков нефти не найдено. Следует отметить, что при бурении в Нижнетагильском районе в дунитах была встречена залежь углеводородных газов. Восточный склон Урала с точки зрения нефтеносности еще не изучен, и потому мы не имеем здесь того замкнутого нефтеносного кольца, какой видели на примере Кавказа . Из других примеров следует указать на нефтяные месторождения Ферганы, расположенные у подножия северо-восточного склона Туркестанского хребта в области развития складок брахиантиклинального типа. [c.143]

В Волго-Уральской нефтегазоносной области, особенно в восточной части платформы, где глинистые покрышки опесчанены в сводах крупных структур, в распределении залежей нефти наблюдается определенная закономерность. Если в нижних горизонтах залежь нефти небольшая по объему, то обычно в верхних горизонтах встречаются залежи большего объема. Так, при сравнительно небольших залежах в девоне можно наблюдать скопления нефти больших объемов в нижнем карбоне. Или же, если в нижнем карбоне имеется небольшая залежь, то обычно в среднем карбоне она значительней. [c.370]

По своей характеристике валенская нефть резко отличается от не[]1Тей Вол-го-Уральского нефтегазоносного района, которые, как правило, содержат больше серы (1,5—2,0 ()), парафина (5 -G Kj) и фракций до 200 С (22—26%), фракций до 300 °С (40, й) и фракций до 350 С (46 -49%). [c.409]

Справочник химика 21

Химия и химическая технология