Cтраница 3
Их сравнение по группам показывает, что для залежей нефти первой группы наилучшую характеристику вытеснения имеет залежь пластов Тл Бб Каменноложской площади. Менее эффективно проходил процесс вытеснения на Яринской площади Ярино-Каменноложского месторождения. Особенно заметно различие в характеристиках вытеснения и поведении зависимости обводненности от степени выработки запасов на последних стадиях разработки после извлечения половины извлекаемых запасов нефти. [31]
Увеличение содержания асфальтенов, являющихся носителями теплостойкости битумов, достигается, как отмечено выше, в процессе окисления гудрона. Повышенное содержание смол, обусловливающих прочностные свойства битумов, обеспечивается гудронами нефтей первой группы, богатых смолистыми веществами. [32]
Увеличение содержания асфальтенов, являющихся носителями теплостойкости битумов, достигается, как отмечено выше, в процессе окисления гудрона. Повышенное содержание смол, обусловливающих прочностные свойства битумов, обеспечивается гудронами нефтей первой группы, богатых смолистыми веществами. [33]
По ряду косвенных признаков можно предположить, что нефти по группам разбиваются в соответствии с их степенью окисления. Но тогда трудно объяснить отсутствие закономерного увеличения содержания структур с СО-группой при переходе от нефтей первой группы к нефтям третьей. Возможно, причина кроется в механизме окисления. Не исключено, что при недостатке кислорода он не накапливается в нефти в форме кислородных соединений, а служит лишь своеобразным катализатором. При этом меняется только форма этих соединений, в то время как их сумма остается неизменной. Наиболее вероятный механизм такого окисления - биохимический. [34]
Нефти пластов Бо, B g, А д Самотлорского, Bg - Варьеган ского, A-I - Советско-Соснинского месторождения. Эти нефти имеют несколько большую вязкость, а вискограмма их более круче, чем у нефтей первой группы. [35]
Эти группы резко различаются по физико-химической характеристике. Нефти первой группы тяжелые сернистые смолистые, второй - легкие малосернистые парафинистые. Обычно подобное деление нефтей принято связывать с разными типами 0В - сапропелевым и гумусовым соответственно. Но поскольку в этих группах резко различаются такие показатели, как п / ф и S / N, то, по нашему мнению, правильнее говорить не о разном типе 0В, а о разных условиях его фоссилизации. При этом подразумевалось, что присутствие этих аренов отражает вклад 0В высшей наземной растительности, где в составе лигнина имеется много ароматических структур. Уменьшается вероятность гидрирования и, следовательно, возрастает вероятность циклизации. [36]
Для управления процессом по качеству продуктов необходимо подобрать ведущий параметр качества [57, 257, 258], по которому ведется процесс. Фрязинова и др. [242] вязкостно-температурной характеристики гудронов из чекмагушской, арланской, ро-машкинской, краснодарской, мухановской и котуртепин-ской нефтей показали, что характер изменения вязкости с температурой и абсолютные значения вязкости различны. Наибольшей вязкостью обладают гудроны из нефтей первой группы ( по классификации БашНИИ НП наиболее пригодных для производства битумов), наименьшей вязкостью - гудроны из нефтей третьей группы. Авторами приведена зависимость вязкости при 250 С от температуры размягчения для гудронов из чекмагушской, арланской, усть-балыкской, ярегской, серно-водской, красноводской, мухановской, узень-жетыбай-ской, тэбукской, ишимбайской, ромашкинской и котур-тепинской нефтей. При столь высокой температуре ( 250 С) вязкость гудрона незначительна и зависимость ее от температуры размягчения выражена неярко. [37]
Для управления процессом по качеству продуктов-необходимо подобрать ведущий параметр качества [ 57, 257, 258, по которому ведется процесс. Фрязинова и др. [242] вязкостно-температурной характеристики гудронов из чекмагушской, арланской, ро-машкинской, краснодарской, мухановской и котуртепин-ской нефтей показали, что характер изменения вязкости с температурой и абсолютные значения вязкости различны. Наибольшей вязкостью обладают гудроны из нефтей первой группы ( по классификации БашНИИ НП наиболее пригодных для производства битумов), наименьшей вязкостью - гудроны из нефтей третьей группы. Авторами приведена зависимость вязкости при 250 С от температуры размягчения для гудронов из чекмагушской, арланской, усть-балыкской, ярегской, серно-водской, красноводской, мухановской, узень-жетыбай-ской, тэбукской, ишимбайской, ромашкинской и котур-тепинской нефтей. При столь высокой температуре ( 250 С) вязкость гудрона, незначительна и зависимость ее от температуры размягчения выражена неярко. [38]
Из нефтей Западной Туркмении можно получать 18 - 27 % дистиллятных и остаточных базовых масел с индексом вязкости 82 - 116, причем более высокие вязкостно-температурные свойства имеют маловязкие дистиллятные и остаточные масла. Все масла, за исключением масел из фракции 350 - 420 С дагаджикской нефти, требуют низкотемпературной депарафинизации. Для получения остаточных масел более благоприятным составом обладают нефти первой группы. [39]
Для сортировки нефтей по сероводородному числу нам кажется целесообразным разбить их на три группы. Эти нефти наиболее устойчивы к нагреванию, и их можно перерабатывать вместе с малосернистыми нефтями. Эти нефти, безусловно, следует перерабатывать отдельно от нефтей первой группы. [40]
В этих нефтях мало полициклических и моноциклических нафтенов, в основном в них содержатся би - и трициклические. Этот факт подтверждается при хроматографировании нефракционированных нефтей. В нефтях первой группы максимум ( нафтеновый горб) расположен в области выхода н-алканов С 7 - С. [41]
По содержанию и составу ароматических УВ нефти первой и второй групп существенно отличаются друг от друга. Наиболее резко нефти двух групп различаются по величине отношения X ксилолов / этилбензол. В некоторых нефтях первой группы ксилолы и этилбензол содержатся почти в равных концентрациях, в то время как в нефтях второй группы содержание ксилолов иногда в 10 - 20 раз превышает содержание этил-бензола. [42]
Кроме того, причиной, осложняющей закономерно возрастающую метанизацию нефтей в зоне катагенеза с возрастанием глубины и температуры, является особенность структур УВ нефтей разных генетических типов. Нами были изучены нефти, залегающие на глубинах более 4 км, из 140 скважин из отложений плиоцена, эоцена, юры и девона месторождений Предкавказья, Азербайджана, Прикаспийской впадины и Белоруссии. Последние имеют низкую степень циклизации молекул и высокое содержание СН2 - групп в парафиновых цепях. В нефтях первой группы наблюдается сокращение доли длинных цепей и возрастание доли коротких, что может быть связано с деструкцией парафиновых цепей. Это ведет к увеличению содержания легких и газообразных УВ и образованию газоконденсатных залежей. [43]
Для обоих групп нефтей характерна высокая роль наф-неновых УВ в бензинах и ароматических в отбензиненной, близкая степень циклизации молекул этой фракции ( Ка 2 1), преобладание бензольных смол над спиртобензольными. Состав малоциклических ароматических УВ практически одинаков для всех нефтей среднего миоцена: в ароматической фракции много бензольных и мало фенантреновых УВ. Нефти обеих групп имеют близкий и. Структурные особенности нефтей первой группы ( низкое Кн) свидетельствует о том, что на образование легких нефтей решающее влияние оказали катагенные процессы. Однако можно предположить, что нефти миоцена первоначально были более тяжелыми, чем нижележащие. [44]
Они имеют низкие величины п / ф, высокую концентрацию ПМЦ в асфальтенах, содержат много V4 в асфальто-смолистых веществах и мало карбонильных групп в смолах. Нефти этой группы характеризуются высокими значениями S / N и низкими - смолы / асфальтены. Бензольные смолы резко преобладают над спиртобензольными. Следовательно, решающий фактор - не столько происхождение ОВ ( гумусовое или сапропелевое, морское или континентальное), сколько условия его преобразования на стадии седимен-тогенеза и диагенеза. С этих позиций становятся понятными особенности состава асфальто-смолистых веществ нефтей первой группы. [45]