Справочник химика 21. Состав нефти западной сибири


НЕФТИ ЗАПАДНОЙ СИБИРИ - Справочник химика 21

    Нефти Западной Сибири [c.655]     VI. НЕФТИ ЗАПАДНОЙ СИБИРИ [c.356]

    Компаундирование и демеркаптанизация способствовали расширению сырьевой базы топлив, поскольку в переработку были вовлечены нефти с высоким содержанием тиолов в керосиновых фракциях. Снижение содержания в топливе коррозионно-активных сернистых соединений в результате этих процессов позволило улучшить качество топлива ТС-1 по показателю коррозионная агрессивность . Вовлечение в переработку менее сернистых нефтей Западной Сибири также способствовало снижению коррозионной агрессивности топлива ТС-1. В результате исключения из технологического процесса защелачивания и водной промывки улучшены противоизносные свойства топлива ТС-1 [13]. [c.12]

    Термические градиенты плотности пластовых нефтей Западной Сибири были определены по результатам измерения зависимости плотности этих нефтей от температуры [12]. [c.41]

    В технологии переработки нефти важным является вопрос о раздельной перегонке различных нефтей. Например, целесообразно раздельно перерабатывать нефти, бедные и богатые по содержанию высококачественными масляными фракциями. К последним относятся такие уникальные нефти, как нефти Западной Сибири (усть-балыкская), нефти Средней Азии и Мангышлака. Раздельно перерабатывать следует также нефти высокопарафинового и асфальтеного оснований, нефти с различающимся содержанием сернистых и металлорганических соединений, тяжелые и легкие нефти и т. д. [c.161]

    Ниже приведены диаграммы распределения нормальных парафиновых углеводородов (рис. 1,1) и гептанов (рис. 1.2) в сургутской нефти. В нефти Западной Сибири преобладают нормальные парафиновые углеводороды среди разветвленных изомеров высоки концентрации метил-замещенных структур, содержание диметилзамещенных углеводородов невелико (табл. 1.1). [c.6]

    Так, на месторождениях нефти Западной Сибири в 1970 г. вместе с нефтью было добыто 1,6 млн - м попутной воды, в 1973 г. при добыче нефти 87,7 млн. т - около 10 млн м , а к 1980 г. ее количество увеличилось до 110 МЛН м при добыче нефти 312 млн. т [ 6]. Широкое применение искусственного законтурного и внутриконтурного заводнения в процессе добычи дополнительно увеличивает обводнение нефти. [c.5]

    ВЛИЯНИЕ ДАВЛЕНИЯ И ТЕМПЕРАТУРЫ НА ПЛОТНОСТЬ ПЛАСТОВЫХ НЕФТЕЙ ЗАПАДНОЙ СИБИРИ [c.27]

    Исследование возможности использования депрессорных присадок алкилфенольного, алкилнафталинового и полимерного типов, различающихся функциональными группами при равной длине цепи углеводородного радикала, при обезмасливании петролатумов смеси нефтей Западной Сибири и Мангышлака [108] показало, что лучшими в качестве модификаторов структуры твердых [c.176]

    ЯМР [69], в соответствии с которыми насыщенными являются 56,5% атомов С, причем 10,6% содержатся в метильных, 31,2% — в метиленовых и 5,1% — в метинных группах, а 9,6% составляют четвертичные С-атомы. 2,6% ато.мов С входило в состав метильных групп, непосредственно связанных с ароматическими ядрами. Не замещенными были примерно 30% всех ароматических атомов С, остальные занимали конденсированные положения или были замещены. ИК спектроскопией асфальтенов из некоторых нефтей Западной Сибири и Поволжья [220] установлено несколько более высокое содержание углеродных атомов в метильных группах (14—18%). [c.194]

    Интересно отметить, что, несмотря на пиролиз, концентрация высокомолекулярных нормальных алканов в нефтях, полученных из асфальтенов, не уступает содержанию тех же углеводородов в нативных нефтях типа A . Можно предположить, что относительная величина содержания парафиновых цепей в асфальтенах различных нефтей (как продуктов, менее всего подвергшихся биодеградации) может быть использована в качестве дополнительного критерия определения фациального (генетического) типа нефтей. Например, асфальтены, выделенные из древних нефтей Восточной Сибири, исходное вещество которых заведомо было морского происхождения, не содержали в своем составе парафиновых цепей длиннее, чем В то же время асфальтены мезозойских нефтей Западной Сибири имели в своем составе парафиновые цепи вплоть до С40, что указывает на присутствие в исходном органическом веществе остатков высшей растительности. [c.249]

    Статья посвящена проверке применимости к пластовым нефтям Западной Сибири некоторых расчетных методов определения объемных коэффициентов нефтей. [c.214]

    Сравнительная характеристика нефтей Западной Сибири, приуроченных к различным тектоническим элементам н возрастам [c.363]

    Относительная плотность фракций некоторьгх нефтей Западной Сибири [c.47]

    РЕЗУЛЬТАТЫ экспериментальной проверки МЕТОДА РАСЧЕТА ПЛОТНОСТИ ГАЗИРОВАННЫХ НЕФТЕЙ ЗАПАДНОЙ СИБИРИ [c.37]

    Результаты расчета пластовых нефтей Западной Сибири [c.42]

    К а с п а р ь я н ц К- С. и др. Влияние давления на плотность пластовых нефтей Западной Сибири. См. настоящий сборник. [c.44]

    К a с П a p b я H Ц K. . и др. Влияние давления и температуры на плотность пластовых нефтей Западной Сибири. Труды Гипровостокнефти. См. настоящий сборник. [c.55]

    К а с п а р ь я н ц К- С. и др. Результаты экспериментальной проверки метода расчета плотности газированных нефтей Западной Сибири. Труды Гипровостокнефти. См. настоящий сборник. [c.55]

    Влияние давления и температуры на плотность пластовых нефтей Западной Сибири. [c.213]

    Геохимическим исследованиям нефтей Западной Сибири посвящены многие работы А.Э. Конторовича, О.Ф. Стасовой, A. . Фомичева, A.A. Тро-фимука, B. . Вышемирского [31], В.К. Шиманского и др. Этими исследователями проводилась химическая и геохимическая типизация нефтей, сделан ряд важных выводов об их генезисе и преобразованиях. Нами на примере ряда месторождений Западной Сибири была выполнена генетическая типизация нефтей по разработанной методике, в основе которой лежит комплекс применяемых во ВНИГНИ методов исследования нефтей. [c.90]

    Из всех нефтей Западной Сибири можно получать реактивные топлива, отвечающие требованиям ГОСТ на топливо ТС-1, за исключением нефтн усть-балыкской (ачимовской пачки, ва-ланжин), которая не удовлетворяет требованиям ГОСТ по содержанию серы (0,39%). Топлива отличаются относительно высокой теплотой сгорания( 10 300 до 10 365 ккал/кг), малым еоде )жанием серы (от 0,02 до 0,12%) и отсутствием меркаптановой серы. [c.361]

    Найдено, что молекулярно-массовые распределения тиамоно-, тиаби- и тиатрицикланов во фракциях 140—240°С западносибирской [471], 190-360° и 200-275°С арланской [464, 472], 68-115°С/6 мм рт. ст. кызыл-тумшукской и 50—98°С/3 мм рт. ст. хау-дагской нефтей [473] унимодальны и максимумы в них приходятся на СС с 10, 10—И и 12—13 атомами С соответственно. Отмечалась качественная однотипность состава и строения тиацикланов из нефтей Западной Сибири, Башкирии и Таджикистана [474, 475]. [c.59]

    Наиболее детально изучен, по-видимому, состав низших фенолов из западносибирских нефтей [650, 652], в которых газохроматографическими методами идентифицированы фенол, крезолы, ксиленолы и отдельные изомеры фенолов Сд. Во всех исследованных нефтях концентрация фенолов нарастала в ряду Се Среди крезолов в юрских и палеозойских нефтях Западной Сибири, как правило, преобладал о-изомер, но в нижнемеловых ведущая роль иногда переходила к л -крезолу. Из ксиле-нолов в наибольших количествах во всех западносибирских нефтях найдены 2, 4-и в несколько меньших — 2, 5-диметилфенолы следующими по значению обычно являлись 2, 6- или 3, 5-ксилено-лы. Иначе говоря, среди ксиленолов существенно преобладали соединения с углеродным скелетом лг-ксилола, а в наименьших концентрациях содержались оксипроизводные о-ксилола. [c.105]

    Из изложенного видно, что нефти Западной Сибири являются хорошим сырьем для получения тоилпв и масел, не уступающим по качеству и выходам тех же нефтепродуктов основных нефтей восточных районов СССР и по некоторым показателям превосходящим их. [c.362]

    Содержание ванадилпорфиринов в большей части нефтей выше, чем- никелевых комплексов. Концентрация ванадилпорфиринов даже для одного региона варьирует в широких пределах комплексы же с никелем распространены более равномерно. Например, для нефтей Западной Сибири концентрация ванадилпорфиринов изменяется от 0,05 до 20 мг на 100 г, никелевых порфиринов — от 0,01 до 0,8 мг на 100 г нефти [802], нефтей Пермского Прикамья соответственно ог0,10 до 520 и от 0,25 до 20 на 100 г нефти [803], нефтей Венгрии — от следовых количеств до 13 мг на 100 г нефти ванадиловых комплексов и до 2 мг на 100 г никелевых [804] В отдельных нефтях и природных битумах, нанример таджикских [805], венесуэльских [806], ближневосточных [799], содержание порфиринов достигает нескольких десятых долей процента, т. е. каждая тонна такой нефти содержит несколько килограммов порфиринов. [c.143]

    Недавно предложен метод определения открытых положений в ископаемых порфиринах, основанный на реакции электрофиль-ного замещения пиррольных атомов водорода в молекулах порфиринов на атомы брома [833]. На синтетических ванадилпорфириновых комплексах показано, что реакция проходит исчерпывающе и достаточно селективно. По разработанной методике проведено бромирование порфириновых концентратов нефтей Западной Сибири и Южного Узбекистана. Состав продуктов [357] селективного бромирования установлен методом фракционной разгонки в масс-спектрометре по полному ионному току. При этом установлено, что молекулы ванадилпорфиринов нефтей содержат от одного да трех открытых положений на пиррольных кольцах, причем относительное содержание таких соединений достигает 70% общего количества нефтяных ванадилпорфиринов и меняется для ра лич-ных нефтей. Распределение порфиринов, содержащих одно и два незамещенных пиррольных положения в молекуле, для гомологов ряда М одной из нефтей Западной Сибири приведено на рис. 5.2. Несколько неожиданным оказалось, что пиррольные протоны характерны нё только для низкомолекулярных ванадилпорфиринов. [c.151]

    Из всех нефтей Западной Сибири можно получать дизельные летипе топлива с высокими цетановыми числами, лежащими пределах от 47 до 60. [c.362]

    Содержание серы. Сера - одна из самых нежела- тельных примесей кокса, хотя для некоторых отраслей промышленности необходим именно сернистый и высо- -косернистый коксы. Содержание серы в коксе зависи ] от ее содержания в исхо.оной нефти. В тяжелых остатках, поступающих на коксование, сера прочно связана с высокомолекулярными (коксообразуюшими) органическими соединениями. В работах [9, 161 доказано отсутствие свободной серы в коксе замедленного коксования. Авторами работ [.36-39] на основании получения малосернистого кокса из сернистых нефтей Западной Сибири установлено, что промышленное производство кокса с содержанием серы менее 1,5% воэ- - [c.23]

    Электрообработка неполярных жидкостей, включая электродепарафини-защ1ю рафината из смеси нефтей Западной Сибири, проведена сотрудниками ТИИ [1, 36]. Актуальность исследований связана с потребностью в технических маслах, при производстве которых твердые парафиновые углеводороды подвергаются кристаллизации в избирательных растворителях, в связи с чем необходимы избыток растворителя, энергия на регенерацию растворителя и охлаждения сырьевой суспензии, обеспечение экологической безопасности. Эффективность электрообработки зависит [c.53]

    При разработке проекта НПЗ тип перерабатываемой нефти указывается в задании на проектирование. Многие отечественные НПЗ, проектировавшиеся в 1950—70-х годах, были рассчитаны на пе )еработку восточных нефтей типа туймазинской или ромаш-кинской. В настоящее время в общем балансе нефтяного сырья все большее место занимают нефти Западной Сибири, Казахстана, Коми АССР. [c.37]

    Выполнено экспериментальное исследование влияния давления и температуры на плотность двадцати двух пластовых нефтей Западной Сибири. Измерения проводились при помощи уникального прибора в интервале давлений от 300 кГ1см до давления насыщения и в интервале температур от 10 до 80° С. [c.36]

    Следует отметить, что кажущаяся плотность газа зависит от несколькнх факторов, в том числе от плотности исходной нефти и от удельного веса этого газа. Кац [6] предложил диаграмму для определения кажущейся плотности газа, учитывающую эти свойства нефти и газа. Для выяснения возможности практического использования этой диаграммы прим енительно к нефтям Западной Сибири был выполнен соответствующий анализ. Для этого с помощью формулы [c.38]

    ОБЪЕМНЫЕ КОЭФФИЦИЕНТЫ ПЛАСТОВЫХ И ЧАСТИЧНО РАЗГАЗИРОВАННЫХ НЕФТЕЙ ЗАПАДНОЙ СИБИРИ [c.44]

    Сравнение объемных коэффициентов, определенных по диаграмме Стендинга и вычисленных по плотности нефти при давлении насыщения Рз и температуре пласта /пп, показало, что максимальное отклонение составляет 5,6%, а среднее арифметическое—1,33%. Таким образом, проведенный анализ показывает, что диаграмма Стендинга вполне приемлема для определения объемных коэффициентов пластовых нефтей Западной Сибири. [c.54]

    Выполнено экспериментальное определение объемного коэффициента 24 пластовых и 12 частично разгазированных нефтей Западной Сибири. Полученные данные могут быть рекомендованы для практического применения.  [c.54]

chem21.info

НЕФТИ ЗАПАДНОЙ СИБИРИ - Справочник химика 21

из "Нефти СССР Нефти средней азии, казахстана, сибири и о.Сахалин Том4"

Западно-Сибирская низменность представляет собой одну из крупнейших нефтегазоносных провинций мира. Нефтяные месторождения Западно-Сибирского нефтегазоносного бассейна расположены в Тюменской, Омской, Томской и Новосибирской областях. [c.382] Все нефтяные месторождения Западной Сибири сгруппированы в соответствии с тектонической схемой в десять нефтегазоносных областей, из которых наибольшее промышленное значение имеют Приуральская, Среднеобская и Каймы-совская нефтегазоносные области. [c.382] Все нефтяные и нефтегазовые месторождения приурочены к сводам, куполовидным поднятиям и валам, на которых располагаются складки, аккумулирующие углеводороды. Большая часть месторождений расположена на трех сводах — Шаимском, Сургутском и Нижневартовском. [c.382] Из месторождений, расположенных на Сургутском своде, наибольшее значение имеют Усть-Балыкское и Западно-Сургутское, из месторождений, расположенных на Нижневартовском своде, — Самотлорское и Советско-соснинское-мед-ведевское. [c.382] В зависимости от географического расположения нефтяных месторождений, геологического возраста и глубины залегания нефти Западной Сибири значительно различаются по физико-химической характеристике и по качеству получаемых из них нефтепродуктов. [c.383] Нефти месторождений Приуральской нефтегазоносной области (убинская, мортымьинская, шаимская и др.) являются малосернистыми (0,23—0,55%), смолистыми (смол силикагелевых 7,3—10,5%, асфальтенов 0,82—1,49%, коксуемость 2,08—2,68%) и парафинистыми (1,58—3,65%). Содержание светлых дистиллятов, выкипающих до 350 °С, составляет 47,5—58,8%. [c.383] Нефти в пределах Среднеобской нефтегазоносной области различаются между собой в зависимости от приуроченности их к различным тектоническим элементам (свод, мегавал). [c.383] Нефти основных месторождений Сургутского свода (усть-балыкская, запад-но-сургутская, минчимкинская), расположенных в западной части области, являются наиболее тяжелыми (относительная плотность р1 достигает 0,900 выход светлых фракций до 350 °С не превышает 43%), смолистыми (смол силикагелевых 23%) и сернистыми (серы от 1,5 до 2,0%). [c.383] Нефти месторождений, расположенных в восточной части области, на Нижневартовском своде (самотлорская, советско-соснинская-медведевская, аганская и др.), по сравнению с нефтями Сургутского свода имеют меньшую относительную плотность (не более 0,875), содержат больше фракций, выкипающих до 350°С (от 58 до 63 /о), и являются менее сернистыми (0,56—1,10 /о) и менее смолистыми (силикагелевых смол не более 12%). [c.383] Среди нефтей Западной Сибири особое положение по физико-химическим характеристикам и углеводородному составу занимают нефти Северной и Кай-мысовской областей (русская, губкинская, новопортовская, айяунская). [c.383] Нефти двух других месторождений северной области, находящихся на Пурпейском своде (губкинская) и Новопортовском валу (новопортовская), изъяты из верхней юры с глубины 2885—2830 и 1913—1905 м. Эти нефти также являются малосернистыми (серы 0,13 —0,14%), но содержат значительно больше парафина (7,65—8,80%) и светлых фракций (до 350 °С — 69,0—62,2%). [c.383] Нефти сеноманских отложений отличаются весьма малым выходом светлых фракций (до 350 °С — 14—30%) и более высокими плотностями (относительная плотность р ° 0,932—0,958) нефти малопарафинистые (0,5 0,8%). [c.384] Бензиновые фракции западно-сибирских нефтей имеют низкие октановые числа (25—67) вследствие высокого содержания парафиновых углеводородов. [c.384] В бензиновых фракциях из нефтей, расположенных на Шаимском мегавале и Нижневартовском своде, значительно выше содержание нафтеновых углеводородов (30—47%), что предопределяет лучшие качества сырья для каталитического риформинга по сравнению с аналогичными фракциями нефтей, расположенных на Сургутском своде (содержание нафтеновых углеводородов 20—29%). Наибольшим содержанием нафтеновых углеводородов отличаются бензиновые фракции губкинской (26—47%) и особенно новопортовской (55—65%) нефтей. [c.384] Легкие керосиновые дистилляты большинства нефтей Западной Сибири отличаются невысоким содержанием серы (до 0,10%), отсутствием меркаптановой серы и хорошими фотометрическими свойствами. [c.384]

Вернуться к основной статье

chem21.info

ЗАПАДНАЯ СИБИРЬ - Справочник химика 21

    В парафино-нафтеновых нефтях и их фракциях преобладают алканы и циклоалканы, содержание аренов и смолисто —асфальте — новых веществ мало. К ним относится большинство из нефтей рало-Поволжья и Западной Сибири. [c.88]     Компаундирование и демеркаптанизация способствовали расширению сырьевой базы топлив, поскольку в переработку были вовлечены нефти с высоким содержанием тиолов в керосиновых фракциях. Снижение содержания в топливе коррозионно-активных сернистых соединений в результате этих процессов позволило улучшить качество топлива ТС-1 по показателю коррозионная агрессивность . Вовлечение в переработку менее сернистых нефтей Западной Сибири также способствовало снижению коррозионной агрессивности топлива ТС-1. В результате исключения из технологического процесса защелачивания и водной промывки улучшены противоизносные свойства топлива ТС-1 [13]. [c.12]

    Изучение нефтей юга Западной Сибири, где они связаны с отложениями палеозоя (силура, среднего и верхнего девона) и мезозоя (средней и верхней юры и мела), позволило выявить пять самостоятельных генетических типов нефтей в палеозое и в мезозое (табл. 36). [c.90]

    Усть-балыкская (Западная Сибирь) [c.38]

    Следует также отметить ряд уравнений, уточняющих значения молекулярных масс нефтей и нефтяных смесей конкретных месторождений. Например, для нефтей Поволжья, Урала и Западной Сибири и для их фракций [26] [c.39]

    В технологии переработки нефти важным является вопрос о раздельной перегонке различных нефтей. Например, целесообразно раздельно перерабатывать нефти, бедные и богатые по содержанию высококачественными масляными фракциями. К последним относятся такие уникальные нефти, как нефти Западной Сибири (усть-балыкская), нефти Средней Азии и Мангышлака. Раздельно перерабатывать следует также нефти высокопарафинового и асфальтеного оснований, нефти с различающимся содержанием сернистых и металлорганических соединений, тяжелые и легкие нефти и т. д. [c.161]

    Нефти II генотипа (девон, юг Западной Сибири) существенно отличаются от нефтей I генотипа резким понижением коэффициента Ц, более высоким /[c.91]

    В юрских отложениях выделены два генотипа нефтей III - в средней и верхней юре и IV — в верхней юре (баженовская свита). Исследования, проведенные на юге Западной Сибири, показали существенное различие нефтей в палеозойских и мезозойских отложениях. [c.93]

    Нефти палеозойских и мезозойских (юрских) отложений юга Западной Сибири различаются и по строению ароматических У В, что отражается на ИКч пектрах (спектральные коэффициенты) нафтено-ароматической фракции, бензольных и спиртобензольных Смол  [c.98]

    Генетическая типизация нефтей отдельных месторождений палеозойских и мезозойских отложений Западной Сибири позволила сделать ряд важных выводов. [c.100]

    Ниже приведены диаграммы распределения нормальных парафиновых углеводородов (рис. 1,1) и гептанов (рис. 1.2) в сургутской нефти. В нефти Западной Сибири преобладают нормальные парафиновые углеводороды среди разветвленных изомеров высоки концентрации метил-замещенных структур, содержание диметилзамещенных углеводородов невелико (табл. 1.1). [c.6]

    Для нас все это является весьма поучительным потому, что на обширных территориях Европейской части СССР и Западной Сибири мы можем рассчитывать встретить все эти формы. [c.285]

    После 1935 г. резко изменилось географическое размещение нефтяной промышленности. Блестяще подтвердились прогнозы И. М. Губкина о перспективах нефтегазоносности восточных районов нашей страны, в том числе Западной Сибири. Благодаря открытиям и интенсивной разработке крупных и уникальных месторождений нефти доля восточных и северных районов страны в общей добыче нефти СССР (включая газовый конденсат) составила в 1973 г. около 85% против 2% в 1935 г. [c.354]

    Проблема использования громаДных количеств СН , содержащегося в газогидратных зонах, настолько сложна, что пока не видно даже путей ее решения. В самом деле, извлечение непосредственно газогидратов из зоны гидратообразования невозможно. В процессе извлечения газогидрат будет переходить в обычной газ, причем количество добьшаемого газа будет ничтожньп в связи с тем, что переводить в газ гидраты в газогидрат-ной зоне можно только в пределах очень небольшого участка, причем при бурении скважин в этой зоне они будут забиваться осадками, которые скреплялись газогидратами. В этом отношении следует учесть опыт эксплуатации пластов с газогидратами на Мессояхском месторождении в Западной Сибири, где при закачке ингибитора, разрушающего гидраты, в скважину поступало такое количество пород, что она быстро выходила из строя. В результате было признано целесообразным при разработке указанного месторождения пласты с газогидратами перекрывать и эксплуатировать только те пласты, в которых газогидраты отсутствуют. [c.105]

    Балаханская легкая (Баку). Шаимская (Западная Сибирь) [c.25]

    Если же рассматривать угли, например, в сеноманском комплексе Западной Сибири, к которым приурочены гигантские месторождения УВГ, то там стадия метаморфизма углей не выше Д, в основном Б. [c.30]

    Большой интерес представляет также исследование возможности образования газогидратов в толще осадочных пород в северных областях под зонами вечномерзлых пород, где температуры могли быть достаточно низкими, а давления достаточно высокими. Предположение об этом впервые было высказано H.A. Стрижовым (1956 г.). Оно блестяще подтвердилось открытием в 1970 г. Мессояхского месторождения в Западной Сибири, где было обнаружено несколько десятков миллиардов кубических метров газа в газогидратном состоянии. Позднее ана. югичные месторождения были открыты и в друтих областях Арктики [Miltou D.I., 1976 . [c.101]

    Большую роль сыграл в развитии угольной промышленности Донецкого бассейна Д.И. Менделеев. В 1888 г. он совершил трех — месячную поездку в Донецк и разработал мероприятия по развитию угледобычи и создания на Юге России металлургической и судостроительной промышленностей на базе донецкого угля, криворожской и керчинской железной руды. Затем в 1889 г. он совершил многомесячную поездку по Уралу и Западной Сибири и пред ожил тщат1 Льно обоснованные мероприятия по развитию угольной и металлургической промышленностей, а также по сооружению железных дорог, необходимых для снабжения топливом металлургических заводов. [c.35]

    НПЗ бывшего СССР, построенные до 1950 г., были ориентированы на достаточно высокую глубину переработки нефти. В I960 —70 —X гг. в услови5ГХ наращивания добычи относительно дешевой нефти в Урало — Поволжье и Западной Сибири осуществлялось строительство новых НПЗ преимущественно по схемам неглубокой и частично углубленной переработки нефти, особенно в Енропейской части страны. Развитие отечественной нефтепереработки шло как количественно, то есть путем строительства новых мощностей, так и качественно — за счет строительства преимущественно высокопроизводительных и комбинированных процессов и интенсификации действующих установок. Причем развитие отрасли шло при ухудшающемся качестве нефтей (так, в 1980 г. доля сернистых и высокосернистых нефтей достигла 84 %) и неуклонно возрастающих требованиях к качеству выпускаемых нефтепродук — тов. [c.286]

    Генетическая типизация нефтей в Западно-Сибирской НГП выполнялась лишь по некоторым районам. Нами такие исследования были проведены по югу Западной Сибири совместно с Н.П. Запиваловым, Р.Г. Панкиной, Н.С. Шуловой и С.М. Гуриевой (табл. 34) [4] и по 11 месторождениям других районов Западной Сибири (табл. 35). [c.90]

    Геохимическим исследованиям нефтей Западной Сибири посвящены многие работы А.Э. Конторовича, О.Ф. Стасовой, A. . Фомичева, A.A. Тро-фимука, B. . Вышемирского [31], В.К. Шиманского и др. Этими исследователями проводилась химическая и геохимическая типизация нефтей, сделан ряд важных выводов об их генезисе и преобразованиях. Нами на примере ряда месторождений Западной Сибири была выполнена генетическая типизация нефтей по разработанной методике, в основе которой лежит комплекс применяемых во ВНИГНИ методов исследования нефтей. [c.90]

    Были показаны, во-первых, генетическая неоднородность палеозойских и мезозойских нефтей на юге Западной Сибири и, во-вторых - генетические различия силурийских и девонских нефтей. Наличие двух генетических типов нефтей в палеозойских отложениях предопределяет и наличие двух самостоятельных источников генерации нефтяных УВ, что значительно повышает, как считают H.H. Запивалов, Т.А. Ботнева, Р.Г. Панкина и др., роль палеозойского нефтегазоносного комплекса. Выделение самостоятельного генетического типа нефтей в баженовской свите позволило выявить на ряде площадей их связь с вмещающими отложениями. Так, было установлено, что нефть из скв. 149 Салымского месторождения, залегающая в отложениях валанжина, идентична нефтям V (баженов-ского) генотипа (см. рис. 12), а нефть из скв. 80, залегающая в баженовской свите, явно чужда ей по своей характеристике (по ИК-спектрам). Свойственную V (баженовскому) генотипу характеристику имеют неф- [c.100]

    При прогнозировании состава углеводородных скоплений в Западной Сибири И.И. Нестеров и А.В. Рыльков моделировали условк1я формирования залежей нефти и газа. При этом определяющими являлись тип ОВ и степень его метаморфизма. При моделировании процесса формирова ния залежей авторы исходили из предположения о близости залежей к источникам генерации УВ. Теоретическая модель выражалась формулой = f (МррХ), где — количество мигрировавших нефтяных и [c.150]

    Приведены данные комплексного изучения глинистых пород - коллекторов нефти и газа доманика Волго-Урала, баженовской свиты Западной Сибири, хадумско-го горизонта Восточного Предкавказья и др. Сформулированы минералогические и текстурные предпосылки формирювания проницаемых зон в толщах глинистых пород. Сделаны выводы об особенностях образования месторождений этого генетического типа и перспективах их открытия в различных регионах. [c.199]

    Эйгенсон /Ч.С., Ивченко П.Г. Закономерности в составе и качестве нефтей Поволжья, Урала и Западной Сибири,- В кн. Перегонка и ректификация сернистых нефтей н нефтепродуктов / Тр. БашНРМ НП, Уфа, вып. 14, 1975, с.135-159. [c.112]

    В связи с открытием новых богатейших скоплений нефти и газа в мезозойских отложениях Западной Сибири, Среднеазиатских республик, стран Ближнего и Среднего Востока и п других нефтегазоносных областях мира удельный вес мезозойских отложений в мировом балансе добычи и выявленных запасов нефти и газа за последние два десятилетия значительно повысился, а неогеи-налеогеновых снизился. [c.364]

    Перспективными в отношении открытия новых газовых месторождений являются обширные районы Сибири. В Тюменской области недавно открыта Березовская груина месторождений, в Якутской АССР — Тасс-Тушусское месторождение. Недавно в Западной Сибири разведано новое, очень крупное Усть-Вилюйское месторождение. Газ указанных месторождений состоит из метана. [c.11]

    Парафиновые углеводороды С17 и выше при нормальных условиях представляют собой твердые вещества, температура плавления которых с увеличением молекулярного веса повышается. Твердые углеводороды входят в состав товарных парафинов и церезинов. Исключительно богаты парафиновыми углеводородами нефти озексу-атская Ставропольского края (до 29 вес. %), мангышлакские (до 20 вес. %), усть-балыкская в Западной Сибири (около 9%) и грозненская парафинистая (до 9%). [c.23]

    Почти все нефти Урало-Волжского бассейна, Казахстана, а также большая часть нефтей разведанных месторождений Западной Сибири характеризуются преобладанием в бензиновых фракциях нормальных парафиновых угле мородов и, следовательно, низкими октановыми числами бензинок В табл. 6 представлены, октановые числа бензиновых фракций наиболее типичных нефтей указанных месторождений. Резкое снижение октанового числа с утяжелением фракций (данной нефти) обусловлено наличием в этих бензинах так называемых детонирующих центров, т. е. нормальных парафиновых углеводородов с соответствующими температурами кипения (например, н-гептана). [c.36]

    Кроме того, процесс генерации УВГ ископаемыми углями протекает в течение длительного времени даже с геологической точки зрения. Так, угольное ОВ в Западной Сибири достигло буроугольной и длиннопламенной стадии лишь в сеноманское время, а на Северном Кавказе и в Средней Азии - среднекаменноугольной стадии только в нижне-среднеюрское время. Из этого следует, что генерация УВГ ископаемыми углями происходит миллионы лет и непрерывно генерируемые ничтожные количества УВГ могут выноситься из пластов угля. Правда, при проходке скважинами угольных пластов, а также при разработке последних нередко отмечается значительная их загазованность, но масштаб выделения УВГ из угольных пластов несоизмерим с тем их количеством, которое необходимо для образования даже небольших газовых залежей. [c.35]

chem21.info

"Сравнительный анализ свойств нефтей месторождений Западной Сибири"

Выдержка из работы

ВЕСТНИК ЮГОРСКОГО ГОСУДАРСТВЕННОГО УНИВЕРСИТЕТА2010 г. Выпуск 4 (19). С. 81−83УДК 665. 61СРАВНИТЕЛЬНЫЙ АНАЛИЗ СВОЙСТВ НЕФТЕЙ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ЗАПАДНОЙ СИБИРИА. А. Новиков, И. М. ФедяеваЗападная Сибирь представляет собой богатейший нефтеносный и нефтедобывающий район России, на ее долю приходится более половины всей нефти в стране. Важнейшая особенность сырьевой базы данного района заключается в исключительно благоприятной структуре разведанных запасов. Основными центрами по добыче нефти в Западной Сибири являются Ханты-Мансийский автономный округ и, в меньшей степени, Томская область. Месторождения, находящиеся на их территории, относятся к одной нефтяной провинции.Для качественной оценки физико-химических характеристик нефтей Западной Сибири и выбора наиболее рациональных способов ее переработки необходима систематизация данных, полученных в процессе многочисленных исследований [1−5].Кривые истинных температур кипения (ИТК), построенные по данным [2, 4], приведены на рис. 1.В целом нефти Томской области и нефти ХМАО по общим пределам содержания фракций принципиально не отличаются. Кривые ИТК исследованных нефтей Томской области расположены в верхней части семейства кривых, что в целом характеризует их, как более легкие. Кривые ИТК, представленные в таком виде, дают общие представления о температурных пределах кипения и потенциальном содержании продуктов прямой перегонки в исследуемых нефтях.Температура кипения, °С ----нефти ХМАО ----нефти Томской областиРис. 1. Кривые ИТК нефтей ХМАО и Томской областиВажными в практическом отношении характеристиками нефти являются плотность, молекулярная масса и показатель преломления узких фракций, которые определяются после разгонки нефти в лабораторной ректификационной колонне (кривые ИТК). Эти данные позволяют рассчитывать характеристики укрупненных фракций и, косвенным образом, судить об их групповом составе.Кривые плотности, молекулярной массы и показателя преломления от температуры кипения узких фракций нефтей Западной Сибири приведены на рис. 2−4. Плотность и показатель преломления нефтей Томской области выше, а молекулярная масса ниже, чем у нефтей ХМАО. Судя по этим данным и в сопоставлении с подобными кривыми для индивидуальных углеводородов, нефти ХМАО в целом богаче алифатическими соединениями, а нефти Томской области — ароматическими, что, в свою очередь, и отражается на их физических свойствах.Температура кипения, °С----Нефти ХМАО----Нефти Томской областиРис. 2. Зависимости плотностей фракций нефти от температуры кипенияТемпература кипения, °С----Нефти ХМАО----Нефти Томской областиРис. 3. Зависимости молекулярных масс фракций нефти от температуры кипенияТемпература кипения, °С----Нефти ХМАО ---------Нефти Томской областиРис. 4. Зависимости показателя преломления фракций нефти от температуры кипенияДля более подробного исследования группового углеводородного состава узких фракций нефтей Западной Сибири по данным о групповом составе широких фракций было рассчитано содержание в них основных групп углеводородов. Результаты представлены в виде графических зависимостей (рис. 5, 6). Во всех нефтях Западной Сибири содержание парафинов с увеличением температуры кипения уменьшается, а ароматических — возрастает. Это находится в полном соответствии с представлениями об изменении группового состава узких фракций нефтей с ростом средней температуры кипения. В ходе расчетов подтвердилось предположение, что нефти Томской области более ароматичны, нежели нефти ХМАО. На графиках они выделены жирными линиями.Показатель преломления Полуденного месторождения -О- локосовской нефти (БІх валанжин)-•- тевлинской нефти (БхуІ, валанжин)~~ - Лугинецкого месторождения (скв. 155)-О-северо-варьеганской нефти (Бх, валанжин)-й- минчимкинской нефти (БІІ, валанжин-готерив)Рис. 5. Связь содержания парафиновых углеводородов нефтей с показателем преломленияТемпература кипения, °С ^"Полуденного месторождения О- локосовской нефти (БІх, валанжин)•- тевлинской нефти (БхуІ, валанжин)¦ _ Лугинецкого месторождения (скв. 155)О-северо-варьеганской нефти (Бх, валанжин)& amp--минчимкинской нефти (БІІ, валанжин-готерив)Рис. 6. Содержание ароматических углеводородов во фракциях нефтей Западной СибириПроведенные исследования представляются важными для оценки товарных качеств нефти. Знание физико-химических свойств и группового состава нефти необходимо при определении условий ее добычи, транспортировки и дальнейшей переработки.Имея представление о таких важных характеристиках нефти, как групповой углеводородный и фракционный состав, можно достаточно точно прогнозировать эффективность термических и термокаталитических процессов химической переработки нефтяных фракций.ЛИТЕРАТУРА1. Павлова, С. Н. Новые нефти восточных районов СССР: справочник [Текст] / под ред. С. Н. Павловой, З. В. Дриацкой. — М.: Химия, 1967. — С. 663.2. Дриацкая, З. В. Нефти СССР: справочник: в 4-х т. [Текст] / З. В. Дриацкая // Нефти Средней Азии, Казахстана, Сибири и о. Сахалин. — Т. 4. — М.: Химия, 1974. — 788 с.3. Нестеров, И. И. Нефтяные и газовые месторождения Западной Сибири [Текст] / И. И. Нестеров, Ф. К. Салманов, К. А. Шпильман. — М.: Недра, 1971. — 462 с.: ил.4. Смольянинова, Н. М. Нефти, газы и газовые конденсаты Томской области [Текст] / Н. М. Смольянинова [и др.]. — Томск: Изд-во ТГУ, 1976. — 234 с. + 8 вкл.5. Максимов, С. П. Нефтяные и газовые месторождения СССР: справочник: в 2-х кн. [Текст] / под ред. С. П. Максимова // Азиатская часть СССР. — Кн. 2. — М.: Недра, 1987. -303 с.: ил.

Показать Свернуть

detsky-lektory.ru


Смотрите также