Текст
НЕФТИ СССР
СПРАВОЧНИК В ЧЕТЫРЕХ ТОМАХ
V
Редакционная коллегия:
3. В. Дриацкая, Е. Г. Ивченко (I том), И. С. Лазарева,
А. П. Олейникова (II том), Г. Г. Ашумов, Е. С. Левченко,
А. С. Журба (III том), 3. В. Дриацкая, Г. X. Ходжаев (IV том)
Титульные редакторы:
3. В. Дриацкая, М. А. Мхчиян, Н. М. Жмыхова
НЕФТИ СССР
ТОМ IV
НЕФТИ СРЕДНЕЙ АЗИИ,
КАЗАХСТАНА, СИБИРИ И о. САХАЛИН
ЭДей f
ИЗДАТЕЛЬСТВО «ХИМИЯ»
МОСКВА 1974
УДК 553.982 [ (574/575) + (571.1 /5) + (571.642) ]
Н 58
Нефти СССР (справочник), т. IV. Нефти Средней Азии,
Казахстана, Сибири и о. Сахалин.
792 с., 504 табл., 6 рис.
В справочнике обобщены данные о наиболее перспектив-
ных и наиболее интересных нефтях СССР. Он состоит из че-
тырех томов, составленных различными научно-исследователь-
скими организациями. Большинство нефтей исследовано по
единой унифицированной методике, что дало возможность
сравнить их.
В справочнике представлены физико-химические характе-
ристики нефтей, их элементный состав, углеводородный
состав газов, растворенных в нефтях, данные о потенциаль-
ном содержании фракций н. к. — 450—500 °C, качестве товар-
ных нефтепродуктов или их компонентов, приведены харак-
теристики дистиллятов, которые могут служить сырьем для
каталитического риформинга и каталитического крекинга, и
остатков — сырья для деструктивных процессов. В книге со-
держатся также данные о групповом углеводородном составе
фракций н. к. — 450—500 °C и индивидуальном составе бензи-
новых фракций.
Приведенные материалы могут быть использованы работ-
никами планирующих, проектирующих, геологоразведочных,
нефтедобывающих, нефтеперерабатывающих, нефтехимических
организаций, научно-исследовательских институтов, а также
преподавателями и студентами нефтяных и химических вузов.
В составлении четвертого тома принимали участие:
3. В. Дриацкая, М. А. Мхчиян, Н. М. Жмыхова, 3. Н. Бара-
нова, С. Н, Павлова, С. В. Завершинская, Г. X. Ходжаев,
Ф. 3. Сагидова, М. Д. Сокольникова, 3. X. Абидова,
С. Ф. Моисейков, В. С. Толстенев, Е. С. Левченко, Е. А. По-
номарева, Р. П. Александрова.
г 31406-140 ~
Н 050(01)-74 Б3'21'24'74
© Издательство «X и м и я», 1974 г.
СОДЕРЖАНИЕ
Условные обозначения...................................................20
I. НЕФТИ СРЕДНЕЙ АЗИИ................................................. 22
А. Нефти Узбекской и Киргизской ССР....................................24
1. Физико-химическая характеристика нефтей.............................26
2. Разгонка нефтей по ГОСТ 2177—66 ................................ 28
3. Изменение кинематической вязкости (в сСт) нефтей в зависимости
от температуры.......................................................28,
4. Изменение условной вязкости нефтей в зависимости от температуры 29
5. Изменение относительной плотности нефтей в зависимости от темпе-
ратуры ...............................................................29
6. Состав газов (до С4), растворенных в нефтях.........................29
7. Потенциальное содержание (в вес. %) фракций в нефтях ... 30
8. Характеристика фракций, выкипающих до 200 °C .......................31
9. Групповой углеводородный состав фракций, выкипающих до 200 °C 34
10. Содержание индивидуальных ароматических углеводородов во фрак-
ции 122—150 °C........................................................36
И. Характеристика фракций, служащих сырьем для каталитического
риформинга......................'.....................................37
12. Характеристика легких керосиновых дистиллятов......................40
13. Характеристика керосиновых дистиллятов.............................42
14. Групповой углеводородный состав керосиновых фракций .... 43
15. Характеристика дизельных топлив и их компонентов...................44
16. Характеристика исходных фракций (240—350 °C) и углеводородов, по-
лученных из них карбамидной депарафинизацией..........................46
17. Характеристика сырья для каталитического крекинга..................48
18. Характеристика остатков разной глубины отбора......................49
19. Характеристика сырья для деструктивных процессов...................51
20. Групповой углеводородный состав дистиллятной части нефтей, опре-
деленный адсорбционным методом........................................52
21. Структурно-групповой состав 50-градусных фракций нефтей ... 55
22. Характеристика дистиллятных базовых масел и групп углеводородов,
полученных адсорбционным методом......................................56
23. Выход гача при депарафинизации масляных фракций ..... 63
24. Характеристика остаточных базовых масел и групп углеводородов,
полученных адсорбционным методом............................ . . 64
25. Выход петролатума после депарафинизации парафино-нафтеновых и
I группы ароматических углеводородов, выделенных из деасфальтени-
рованных остатков.................................................67
26. Потенциальное содержание базовых дистиллятных и остаточных масел 67
27. Характеристика нефтей применительно к получению из них дорож-
ных битумов (ГОСТ 11954—66)......................................... 69
28. Шифр нефтей согласно технологической классификации (ГОСТ 912—66) 69
29. Разгонка (НТК) газлинской нефти в аппарате АРН-2 и характеристи-
ка полученных фракций................................................70
30. Разгонка (ИТК) шурчинской нефти в аппарате АРН-2 и характери-
стика полученных фракций........................................... 71
5
31. Разгонка (ИТК) караулбазарской нефти в аппарате АРН-2 и харак-
теристика полученных фракций..........................................72
32. Разгонка (ИТК) шуртепинской нефти в аппарате АРН-2 и характе-
ристика полученных фракций............................................73
33. Разгонка (ИТК) карактайской нефти в аппарате АРН-2 и характери-
стика полученных фракций..............................................74
34. Разгонка (ИТК) айританской нефти в аппарате АРН-2 и характери-
стика полученных фракций..............................................75
35. Разгонка (ИТК) западно-палванташской нефти в аппарате АРН-2 и
характеристика полученных фракций.....................................76
36. Разгонка (ИТК) андижанской нефти в аппарате АРН-2 и характери-
стика полученных фракций..............................................77
37. Разгонка (ИТК) южно-аламышикской нефти в аппарате АРН-2 и ха-
рактеристика полученных фракций.......................................75
38. Разгонка (ИТК) наманганской нефти в аппарате АРН-2 и характери-
стика полученных фракций..............................................79
39. Разгонка (ИТК) киргизской нефти в аппарате АРН-2 и характеристи-
ка полученных фракций.................................................80
Б. Г азоконденсаты Узбекской ССР.......................................81
40, Физико-химическая характеристика конденсатов.......................82
41. Разгонка конденсатов по ГОСТ 2177—66 . . . . . . . . 83
42. Состав газов (до С4), растворенных в конденсатах, и низкокипящих
углеводородов (до С5).................................................84
43. Потенциальное содержание фракций (в вес. %) в конденсатах . . 85
44. Характеристика фракций, выкипающих до 200 °C ......................86
45. Групповой углеводородный состав фракций, выкипающих до 200 °C . 88
46. Содержание индивидуальных ароматических углеводородов во фрак-
ции 122—150 °C ...................................................... 90
47. Характеристика фракций, служащих сырьем для каталитического ри-
форминга .............................................................91
48. Характеристика легких керосиновых дистиллятов..................93
В. Нефти Туркменской ССР...........................................94
49. Физико-химическая характеристика нефтей........................96
50. Разгонка нефтей по ГОСТ 2177—66 .................................. 98
51. Изменение кинематической вязкости (в сСт) нефтей в зависимости
от температуры...................................................99
52. Изменение условной вязкости нефтей в зависимости от температуры . 99
53. Изменение относительной плотности нефтей в зависимости от темпе-
ратуры ..............................................................100
54. Элементный состав нефтей.................................. ЮО
55. Потенциальное содержание (в вес. %) фракций в нефтях . . . Ю1
56. Характеристика фракций, выкипающих до 200 °C..................102
57. Групповой углеводородный состав фракций, выкипающих до 200 °C ЮЗ
58. Содержание индивидуальных ароматических углеводородов во фрак-
ции 122—145 °C........................................................Ю5
59. Характеристика фракций, служащих сырьем для каталитического ри-
форминга ........................................................... 105
60. Характеристика легких керосиновых дистиллятов.....................108
61. Характеристика керосиновых дистиллятов............................109
62. Групповой углеводородный состав керосиновых фракций . . . . 111
63. Характеристика дизельных топлив и их компонентов...................Н2
64. Характеристика исходных фракций (200—350 °C) и углеводородов,
полученных из них карбамидной депарафинизацией.......................114
65. Характеристика сырья для каталитического крекинга . . . . 115
66. Характеристика мазутов и остатков.................................116
67. Характеристика сырья для деструктивных процессов..................118
68. Групповой углеводородный состав дистиллятной части нефтей, опре-
деленный адсорбционным методом . . .....................119
6
69. Содержание парафина в 50-градусных масляных фракциях
70. Структурно-групйовой состав 50-градусных фракций нефтей
71. Характеристика дистиллятных базовых масел и групп углеводородов,
полученных адсорбционным методом....................................
72. Выход гача после депарафинизации масляных фракций ....
73. Структурно-групповой состав дистиллятных базовых масел и групп
углеводородов ......................................................
74. Характеристика остаточных базовых масел и групп углеводородов,
полученных адсорбционным методом....................................
75. Выход петролатума после депарафинизации парафино-нафтеновых и
I группы ароматических углеводородов, выделенных из деасфальтени-
рованных остатков...................................•...............
76. Структурно-групповой состав остаточных базовых масел и групп угле-
водородов ..........................................................
77. Потенциальное содержание базовых дистиллятных и остаточных масел
78. Характеристика нефтей применительно к получению из них дорож-
ных битумов (ГОСТ 11954—66)............................- .
79. Шифр нефтей согласно технологической классификации (ГОСТ 912—66)
80. Разгонка (ИТК) котуртепинской нефти центрального и западного
участков в аппарате АРН-2 и характеристика полученных фракций
81. Разгонка (ИТК) котуртепинской нефти восточного участка в аппара-
те АРН-2 и характеристика полученных фракций.........................
82. Разгонка (ИТК) барсагельмесской нефти (скважина № 2) в аппарате
АРН-2 и характеристика полученных фракций....................• .
83. Разгонка (ИТК) барсагельмесской нефти (скважина № 6) в аппарате
АРН-2 и характеристика полученных фракций...........................
84. Разгонка (ИТК) банкалийской нефти в аппарате АРН-2 и характе-
ристика полученных фракций..........................................
85. Разгонка (ИТК) бурунской нефти в аппарате АРН-2 и характеристи-
ка полученных фракций...............................................
86. Разгонка (ИТК) кумдагской нефти западного участка в аппарате
АРН-2 и характеристика полученных фракций...........................
87. Разгонка (ИТК) окаремской нефти в аппарате АРН-2 и характери-
стика полученных фракций ...........................................
88. Разгонка (ИТК) шараплийской нефти в аппарате АРН-2 и характе-
ристика полученных фракций..........................................
89. Характеристика дистиллятов и остатков, полученных при однократном
испарении котуртепинской нефти центрального и западного участков
90. Характеристика остатков разной глубины отбора котуртепинской неф-
ти центрального и западного участков ...............................
91. Характеристика остатков разной глубины отбора котуртепинской неф-
ти восточного участка ...........................................
92. Характеристика остатков разной глубины отбора барсагельмесской
нефти (скважина № 2).............................................
93. Характеристика остатков разной глубины отбора барсагельмесской
нефти (скважина № 6)...........................................
94. Характеристика остатков разной глубины отбора банкалийской нефти
95. Характеристика остатков разной глубины отбора бурунской нефти
96. Характеристика остатков разной глубины отбора кумдагской нефти
западного участка ..................................................
97. Характеристика остатков разной глубины отбора окаремской нефти .
122
122
124
131
132
136
140
140
142
143
144
144
145
146
147
148
149
150
151
152
153
153
154
154
155
155
156
156
157
П. НЕФТИ КАЗАХСКОЙ ССР.......................................... 158
А. Нефти Прикаспийской впадины.......................................160
98. Физико-химическая характеристика нефтей Южно-Эмбенского района 164
99. Разгонка нефтей по ГОСТ 2177—66 ................................ 168
100. Изменение кинематической вязкости (в сСт) нефтей в зависимости
от температуры.......................................................169
7
101. Изменение условной вязкости нефтей в зависимости от температуры
102. Изменение относительной плотности нефтей в зависимости от тем-
пературы ..................................................
103. Состав золы нефтей (вес. %, считая на нефть)....................
104. Элементный состав нефтей........................................
105. Состав газов (до С4), растворенных в нефтях, и низкокипящих угле-
водородов (до С5) ............................................
106. Потенциальное содержание (в вес. %) фракций в нефтях
107. Характеристика фракций, выкипающих до 200 °C....................
108. Групповой углеводородный состав фракций, выкипающих до 200 °C .
109. Содержание индивидуальных ароматических углеводородов во фрак-
ции 122—145 °C.......................................................
ПО. Характеристика фракций, служащих сырьем для каталитического ри-
форминга ............................................................
111. Характеристика легких керосиновых дистиллятов...................
112. Характеристика керосиновых дистиллятов..........................
ИЗ. Групповой углеводородный состав керосиновых фракций . . . .
114. Характеристика дизельных топлив и их компонентов................
115. Характеристика исходной фракции (200—350 °C) прорвинской нефти
(смеси) и углеводородов, полученных из нее при карбамидной де-
парафинизации .......................................................
116. Характеристика сырья (фракции 350—490 °C) для каталитического
крекинга прорвинской нефти (смеси) ..................................
117. Фракционный состав сырья (фракция 350—490 °C) для каталитическо-
го крекинга прорвинской нефти (смеси) ...............................
118. Элементный состав сырья (фракция 350—490 °C) для каталитического
крекинга прорвинской нефти (смеси) ............................ ....
119. Характеристика мазутов и остатков...............................
120. Характеристика сырья для деструктивных процессов . , .
121. Элементный состав сырья для деструктивных процессов прорвин-
ской нефти (смеси)...................................................
122. Групповой углеводородный состав дистиллятной части нефтей, опре-
деленный адсорбционным методом...................................
123. Содержание парафина в 50-градусных масляных фракциях прорвин-
ской нефти (смеси)...................................................
124. Структурно-групповой состав 50-градусных фракций нефтей
125. Характеристика дистиллятных базовых масел и групп углеводородов,
полученных адсорбционным методом.....................................
126. Выход гача после депарафинизации масляных фракций . . .
127. Структурно-групповой состав дистиллятных базовых масел и групп
углеводородов .......................................................
128. Характеристика остаточных базовых масел и групп углеводородов, по-
лученных адсорбционным методом ......................................
129. Выход петролатума после депарафинизации нарафино-нафтеновых и
I группы ароматических углеводородов, выделенных из деасфальтени-
рованных остатков....................................................
130. Структурно-групповой состав остаточных базовых масел и групп уг-
леводородов ...................................................
131. Потенциальное содержание базовых дистиллятных и остаточных масел
132. Характеристика нефтей применительно к получению из них дорож-
ных битумов (ГОСТ 11954—66).......................'..................
133. Шифр нефтей согласно технологической классификации (ГОСТ 912—66)
134. Разгонка (НТК.) танатарской нефти в аппарате АРН-2 и характери-
стика полученных фракций . . . ....................1 .
135. Разгонка (НТК) корсакской нефти в аппарате АРН-2 и характери-
стика полученных фракций...............................................
136. Разгонка (НТК) тереньузюкской нефти аль’б-сеноманского горизонта в
аппарате АРН-2 и характеристика полученных фракций ....
137. Разгонка (НТК) тереньузюкской нефти неокомского горизонта в аппа-
рате АРН-2 и характеристика полученных фракций.......................
169
I691
170
170
170
171
172
174
175
175
176
179
181
181
182
182
182
184
184
185
188
188
189
193
194
195
197
197
198
199
199
200
201
202
203
8
/
138. Разгонка (ИТК) тажигалинской нефти юрского горизонта в аппарате
АРН-2 и характеристика полученных фракций..............................204
139. Разгонка (НТК) караарнинской нефти апт-неокомского горизонта в
аппарате АРН-2 и характеристика полученных фракций .... 205
140. Разгонка (НТК) прорвинской нефти (скважина № 1) в аппарате
АРН-2 и характеристика полученных фракций..............................206
141. Разгонка (НТК) прорвинской нефти (смеси) в аппарате АРН-2 и ха-
рактеристика полученных фракций............................•. . . 207
142. Характеристика дистиллятов, полученных при однократном испарении
прорвинской нефти (смеси) '............................................208
143. Характеристика ортатков, полученных при однократном испарении
прорвинской нефти (смеси) ............................................ 208
144. Характеристика остатков разной глубины отбора танатарской нефти 208
145. Характеристика остатков разной глубины отбора корсакской нефти 209
146. Характеристика остатков разной глубины отбора тереньузюкской неф-
ти альб-сеноманского горизонта....................................... 209
147. Характеристика остатков разной глубины отбора тереньузюкской неф-
ти неокомского горизонта ............................................. 210
148. Характеристика остатков разной глубины отбора тажигалинской нефти 210
149. Характеристика остатков разной глубины отбора караарнинской неф-
ти апт-неокомского горизонта ......................................... 211
150. Характеристика остатков разной глубины отбора прорвинской неф-
ти (скважина № 1)......................................................212
151. Характеристика остатков разной глубины отбора прорвинской неф-
ти (смеси) .......................................................... 213
152. Физико-химическая характеристика нефтей Северо-Эм венского района- 214
153. Разгонка нефтей по ГОСТ 2177—66 ............................216
154. Изменение кинематической вязкости (в сСт) нефтей в зависимости
от температуры........................................................ 218
155. Изменение условной вязкости нефтей в зависимости от температуры 218
156. Изменение относительной плотности нефтей в зависимости от тем-
пературы ............................................................. 219
157. Элементный состав нефтей.....................................219
158. Состав газов (до С«), растворенных в нефтях, и низкокипящих угле-
водородов (до С5).................................................220
159. Потенциальное содержание (в вес. %) фракций в нефтях . . . 221
160. Характеристика фракций, выкипающих до 200 °C.................223
161. Групповой углеводородный состав фракций, выкипающих до 200 °C 225
162. Содержание индивидуальных ароматических углеводородов во фрак-
ции 122—145 °C....................................................226
163. Характеристика фракций, служащих сырьем для каталитического ри-
форминга ..............................................................227
164. Характеристика легких керосиновых дистиллятов................228
165. Характеристика керосиновых дистиллятов.......................228
166. Групповой углеводородный состав керосиновых фракций .... 230
167. Характеристика дизельных топлив и их компонентов .... 231
168. Характеристика исходных фракций (240—350 °C) и углеводородов, по-
лученных из них карбамидной депарафинизацией.......................233
169. Характеристика сырья для каталитического крекинга.................234
170. Фракционный состав сырья для каталитического крекинга . . . 235
171. Элементный состав сырья для каталитического крекинга .... 235
172. Характеристика мазутов и остатков.................................236
173. Характеристика сырья для деструктив.ных процессов.................238
174. Элементный состав сырья для деструктивных процессов...............239
175. Групповой углеводородный состав дистиллятной части нефтей, опре-
деленный адсорбционным методом.........................................240
176. Содержание парафина в 50-градусных масляных фракциях . . . 243
177. Структурно-групповой состав 50-градусных фракций нефтей . . . 244
178. Характеристика дистиллятных базовых масел и групп углеводородов,
полученных адсорбционным методом.......................................246
9
179. Выход гача после депарафинизации масляных фракций х . . . 252
180. Структурно-групповой состав дистиллятных базовых масел и групп
углеводородов .................................................... 252
181. Характеристика остаточных базовых масел и групп углеводородов, по-
лученных адсорбционным методом..........................................257
182. Выход петролатума после депарафинизации парафино-нафтеновых и
I группы ароматических углеводородов, выделенных из деасфальте-
нированных остатков . ........................................260
183. Структурно-групповой состав остаточных базовых масел и групп
углеводородов .................................................... 260
184. Потенциальное содержание базовых дистиллятных и остаточных масел 262
185. Характеристика нефтей применительно к получению из них дорож-
ных битумов (ГОСТ 11954—66)....................................... 263
186. Шифр нефтей согласно технологической классификации (ГОСТ 912—66) 263
187. Разгонка (ИТК) кенкиякской нефти юрского горизонта (скважина
.№ 11) в аппарате АРН-2 и характеристика полученных фракций . 264
188. Разгонка (НТК) кенкиякской нефти пермотриасового горизонта в
аппарате АРН-2 и характеристика полученных фракций .... 265
189. Разгонка (НТК) кенкиякской нефти нижнетриасового горизонта в
аппарате АРН-2 и характеристика полученных фракций .... 266
190. Разгонка (НТК) кенкиякской нефти нижнего горизонта в аппарате
АРН-2 и характеристика полученных фракций..........................267
191. Разгонка (НТК) кенкиякской нефти VIII горизонта в аппарате
АРН-2 и характеристика полученных фракций..........................268
192. Разгонка (НТК) акжарской нефти аптского горизонта в аппарате
АРН-2 и характеристика полученных фракций..........................269
193. Разгонка (НТК) акжарской нефти среднеюрского горизонта в аппа-
рате АРН-2 и характеристика полученных фракций ..... 270
194. Разгонка (НТК) каратюбинской нефти барремского горизонта в аппа-
рате АРН-2 и характеристика полученных фракций.....................271
195. Разгонка (НТК) каратюбинской нефти среднеюрского горизонта (сква-
жина № 4) в аппарате АРН-2 и характеристика полученных фракций 272
196. Разгонка (ИТК) каратюбинской нефти нижнеюрского горизонта (сква-
жина № 7) в аппарате АРН-2 и характеристика полученных фракций 273
197. Разгонка (ИТК) каратюбинской нефти нижнетриасового горизонта в
аппарате АРН-2 и характеристика полученных фракций .... 274
198. Разгонка (ИТК) каратюбинской нефти верхнепермского горизонта в
аппарате АРН-2 и характеристика полученных фракций .... 275
199. Характеристика дистиллятов, полученных при однократном испарении
нефтей . ...........................................276
200. Характеристика остатков, полученных при однократном испарении
нефтей................................................................. 276
201. Характеристика остатков разной глубины отбора кенкиякской нефти
юрского горизонта (скважина № 11).......................................277
202. Характеристика остатков разной глубины отбора кенкиякской нефти
нижнетриасового горизонта...............................................277
203. Характеристика остатков разной глубины отбора кенкиякской нефти
нижнего горизонта.......................................................278
204. Характеристика остатков разной глубины отбора кенкиякской нефти
VIII горизонта ....................................................278
205. Характеристика остатков разной глубины .отбора акжарской нефти
среднеюрского горизонта.................................................279
206. Характеристика остатков разной глубины отбора каратюбинской неф-
ти среднеюрского горизонта (скважина № 4)...............................280
207. Характеристика остатков разной глубины отбора каратюбинской неф-
ти нижнеюрского горизонта...............................................280
208. Характеристика остатков разной глубины отбора каратюбинской неф-
ти нижнетриасового горизонта ...........................................281
209. Физико-химическая характеристика нефтей междуречья Урал—Волга 282
210. Разгонка нефтей по ГОСТ 2177—66 ................................ 283
10
211. Изменение кинематической вязкости (в сСт) нефтей в зависимости
от температуры.........................................................283
212. Изменение условной вязкости нефтей в зависимости от температуры 283
213. Изменение относительной плотности нефтей в зависимости от тем-
пературы . .................................283
214. Состав газов (до С4), растворенных в нефтях, и низкокипящих угле-
водородов (до Сд)....................................................284
215. Потенциальное содержание фракций (в вес. %) в нефтях . . .’ 285
216. Характеристика фракций, выкипающих до 200 °C...............286
217. Групповой углеводородный состав фракций, выкипающих до 200 °C . 287
218. Содержание индивидуальных ароматических углеводородов во фрак-
ции 120—150 °C....................................................288
219. Характеристика фракций, служащих сырьем для каталитического ри-
форминга ..............................................................288
220. Характеристика легких керосиновых дистиллятов.................289
221. Характеристика керосиновых дистиллятов ......... 289
222. Групповой углеводородный состав керосиновых фракций .... 290
223. Характеристика дизельных топлив и их компонентов..............291
224. Характеристика мазутов и остатков.............................292
225. Характеристика сырья для каталитического крекинга.............293
226. Фракционный состав сырья для каталитического крекинга .... 294
227. Характеристика сырья для деструктивных процессов..............294
228. Групповой углеводородный состав дистиллятной части нефтей, опре-
деленный адсорбционным методом....................................295
229. Структурно-групповой состав 50-градусных фракций нефтей . . . 296
230. Характеристика дистиллятных базовых масел и групп углеводородов,
полученных адсорбционным методом.......................................297
231. Структурно-групповой состав дистиллятных базовых масел и групп
углеводородов........................................................ 299
232. Характеристика остаточных базовых масел и групп углеводородов,
полученных адсорбционным методом.......................................301
233. Структурно-групповой состав остаточных базовых масел .... 301
234. Потенциальное содержание базовых дистиллятных и остаточных масел 302
235. Характеристика нефтей применительно к получению из них дорож-
ных битумов (ГОСТ 11954—66)........................................... 302
236. Шифр нефтей согласно технологической классификации (ГОСТ 912—66) 302
237. Разгонка (ИТК) мартышинской нефти апт-неокомского горизонта в
аппарате АРН-2 и характеристика полученных фракций .... 303
238. Разгонка (ИТК) мартышинской нефти (смеси) в аппарате АРН-2 и
характеристика полученных фракций......................................304
239. Разгонка (ИТК) камышитовой нефти среднеюрского горизонта в
аппарате АРН-2 и характеристика полученных фракций .... 305
240. Характеристика остатков разной глубины отбора мартышинской нефти
апт-неокомского горизонта ............................................ 306
241. Характеристика остатков разной глубины отбора мартышинской неф-
ти (смеси) ............................................................306
242. Характеристика остатков разной глубины отбора камышитовой нефти
среднеюрского горизонта................................................307
Б. Нефти п-ва Мангышлак . 308
243. Физико-химическая характеристика нефтей п-ва Мангышлак . . 309
244. Разгонка нефтей по ГОСТ 2177—66 .......................... 311
245. Изменение кинематической вязкости (в сСт) нефтей в зависимости от
температуры............................................................312
246. Изменение условной вязкости нефтей в зависимости от температуры 312
247. Изменение относительной плотности нефтей в зависимости от тем-
пературы ..............................................................313
248. Состав золы нефтей (вес. %, считая на нефть).......................313
249. Состав газов (до С4), растворенных в нефтях, и низкокипящих угле-
водородов (до С5)......................................................314
11
250. Потенциальное содержание (в вес. %) фракций в нефтях . . . 315
251. Характеристика фракций, выкипающих до 200 °C......................317
252. Групповой углеводородный состав фракций, выкипающих до 200 °C 320
253. Содержание индивидуальных ароматических углеводородов/ во фрак-
циях 120—145 и 120—150 °C .............................................323
254. Характеристика фракций, служащих сырьем для каталитического ри-
форминга ..............................................................323
255. Характеристика легких керосиновых дистиллятов.................326
256. Характеристика керосиновых дистиллятов........................328
257. Групповой углеводородный состав керосиновых фракций .... 330
258. Характеристика дизельных топлив и их компонентов..............331
259. Характеристика исходных фракций и углеводородов, полученных из
них карбамидной депарафинизацией ......................................334
260. Характеристика сырья для каталитического крекинга . . . . . 337
261. Фракционный состав сырья для каталитического крекинга (°C) . . 339
262. Характеристика мазутов и остатков.............................339
263. Характеристика‘сырья для деструктивных процессов..............341
264. Групповой углеводородный состав дистиллятной части нефтей, опре-
деленный адсорбционным методом . . . ...................343
265. Содержание парафина в 50-градусных масляных фракциях . . . 348
266. Структурно-групповой состав 50-градусных фракций нефтей . . . 349
267. Характеристика дистиллятных базовых масел и групп углеводородов,
полученных адсорбционным методом.......................................352
268. Выход гача после депарафинизации масляных фракций .... 358
269. Структурно-групповой состав дистиллятных базовых масел .и групп
углеводородов . . ~. . .....................................358
270. Характеристика остаточных базовых масел, полученных адсорбцион-
ным методом . . . ‘.......................................... 364
271. Выход петролатума после депарафинизации парафино-нафтеновых и
ароматических углеводородов, выделенных из деасфальтенированных
остатков...............................................................366
272. Структурно-групповой состав остаточных базовых масел .... 367
273. Потенциальное содержание базовых дистиллятных и остаточных масел 368
274. Характеристика нефтей применительно к получению из них дорожных
битумов (ГОСТ 11954—66).............................................. 370
275. Шифр нефтей согласно технологической классификации (ГОСТ 912—66) 370
276. Разгонка (ИТК) дунгинской нефти I горизонта в аппарате АРН-2 и
характеристика полученных фракций.................................... 371
277. Разгонка (ИТК) дунгинской нижнемеловой нефти в аппарате АРН-2
и характеристика полученных фракций . .......................372
278. Разгонка (ИТК) жетыбайской нефти (смеси) в аппарате АРН-2 и
характеристика полученных фракций .................................... 373
279. Разгонка (ИТК) тасбулатской нефти X горизонта в аппарате АРН-2
и характеристика полученных фракций....................................374
280. Разгонка (ИТК) тасбулатской нефти XV горизонта в аппарате АРН-2
и характеристика полученных фракций..................................- 375
281. Разгонка (ИТК) восточножетыбайской нефти в аппарате АРН-2 и
характеристика полученных фракций .....................................376
2821 Разгонка (ИТК) карамандыбасской нефти XII горизонта в аппарате
АРН-2 и характеристика полученных фракций.........................377
283. Разгонка (ИТК) узеньской ’ нефти (смеси) в аппарате АРН-2 и ха-
рактеристика полученных фракций ...................................... 378
284. Разгонка (ИТК) тенгинской нефти в аппарате АРН-2 и характери-
стика полученных фракций............................................. 379
285. Разгонка (ИТК) курганбайской нефти в аппарате АРН-2 и характе-
ристика полученных фракций......................................... . 380
III. НЕФТИ ЗАПАДНОЙ СИБИРИ.............................................381
286. Физико-химическая характеристика нефтей . ....................385
287. Разгонка нефтей по ГОСТ 2177—66 ................................. 392
12
288. Изменение кинематической вязкости (в сСт) нефтей в зависимости
от температуры................................................. . 394
289. Изменение условной вязкости нефтей в зависимости от температуры 395
290. Изменение относительной плотности нефтей в зависимости от тем-
пературы .....................................................396
291. Элементный состав нефтей....................................... 397
292. Содержание ванадия и никеля в нефтях............................398
293. Состав золы нефтей (вес. %, считая на нефть).....................398
294. Состав газов (до С4), растворенных в нефтях, и низкокипящих угле-
водородов (до С5) .................. . .. .- .—у................399
295. Потенциальное содержание .(в вес. %) фракций/в нефтях . . 401
296. Характеристика фракций, выкипающих до 200X5.......................405
297. Групповой углеводородный состав фракций, .Выкипающих до 200 °C . 418
298. Содержание индивидуальных углеводородов (в вес. %, считая на
фракцию) во фракции 28—60 °C......................................... 424
299. Содержание индивидуальных углеводородов (в вес. %, считая на
нефть) в бензиновых фракциях (28—150 °C)..............................426
300. Содержание индивидуальных ароматических углеводородов во фрак-
ции 122—145 °C................................................434
301. Характеристика фракций, служащих сырьем для каталитического ри-
форминга ....... 436
302. Характеристика легких керосиновых дистиллятов.............444
303. . Характеристика керосиновых дистиллятов..................446
304. Групповой углеводородный состав керосиновых фракций .... 448
305. Характеристика дизельных топлив и их компонентов..........450
306. Характеристика углеводородов, не образующих комплекс с карбамидом 458
307. Характеристика углеводородов, образующих комплекс с карбамидом 459
308. Характеристика сырья для каталитического крекинга.........460
309. Фракционный состав сырья для каталитического крекинга . . . 462
310. Элементный состав сырья для каталитического крекинга .... 464
311. Характеристика мазутов и остатков.........................465
312. Характеристика сырья для деструктивных процессов..........472
313. Элементный состав сырья для деструктивных процессов.......475
314. Групповой углеводородный состав дистиллятной части нефтей, опре-
деленный адсорбционным методом........................................477
315. Содержание парафина в 50-градусных масляных фракциях . . . 488
316. Структурно-групповой состав 50-градусных фракций нефтей . . . 489
317. Характеристика дистиллятных базовых масел и групп углеводородов,
полученных адсорбционным методом . . . . . . . . 495
318. Выход гача после депарафинизации масляных фракций .... 524
319. Структурно-групповой состав дистиллятных базовых масел и групп
углеводородов....................................................... 525
320. Характеристика остаточных базовых масел и групп углеводородов,
полученных адсорбционным методом .....................................541
321. Выход петролатума после депарафинизации парафино-нафтеновых и
I группы ароматических углеводородов, выделенных из деасфальте-
нированных остатков................................................559
322. Структурно-групповой состав остаточных базовых масел и групп
углеводородов ....................................................... 559
323. Потенциальное содержание базовых дистиллятных и остаточных масел 565
324. Характеристика нефтей применительно к получению из них дорожных
битумов (ГОСТ 11954—66).............................................. 570
325. Шифр нефтей согласно технологической классификации (ГОСТ 912—66) 571
326. Разгонка (ИТК) убинской нефти (Ю-П) в аппарате АРН-2 и харак-
теристика полученных фракций ........................................ 572
327. Разгонка (ИТК) мортымьинской нефти (Ю-П) в аппарате АРН-2 и
характеристика полученных фракций.....................................573
328. Разгонка (ИТК) шаимской нефти (Ю-П) в аппарате АРН-2 и харак-
теристика полученных фракций ........................................ 574
13
329. Разгонка (НТК) тетеревской нефти (Ю-П) в аппарате АРН-2 и ха-
рактеристика полученных фракций .........................................575
330. Разгонка (НТК) каменной нефти (Ю-П) в аппарате АРН-2 и харак-
теристика полученных фракций.............................................575
331. Разгонка (НТК) тевлинской нефти (Bxvi, валанжин) в аппарате
АРН-2 и характеристика полученных фракций........................... . 576
332. Разгонка (НТК) северо-пимской нефти (Бг, готерив-баррем) в аппа-
рате АРН-2 и характеристика полученных фракций...........................576
333. Разгонка (НТК) быстринской нефти (Bj, готерив-баррем) в аппарате
АРН-2 и характеристика полученных фракций................................577
334. Разгонка (НТК) вынгинской нефти (Бг + Бп, готерив-баррем) в аппа-
рате АРН-2 и характеристика полученных фракций...........................577
335. Разгонка (НТК) минчимкинской нефти (Бп, валанжин-готерив) в ап-
парате АРН-2 и характеристика полученных фракций.....................578
336. Разгонка (НТК) вершинной нефти (Бх, валанжин) в аппарате АРН-2
и характеристика полученных фракций......................................579
337. Разгонка (НТК) усть-балыкской нефти (Bi, готерив-баррем) в аппара-
те АРН-2 и характеристика полученных фракций.........................580
338. Разгонка (НТК.) усть-балыкской нефти (BYiv+Bv, готерив-баррем)
в аппарате АРН-2 и характеристика полученных фракций .... 581
339. Разгонка (НТК) усть-балыкской нефти (Бх, валанжин) в аппарате
АРН-2 и характеристика полученных фракций................................582
340. Разгонка (НТК) усть-балыкской нефти (Ю-П) в аппарате АРН-2 и
характеристика полученных фракций........................................583
341. Разгонка (НТК.) усть-балыкской нефти (смеси) в аппарате АРН-2 и
характеристика полученных фракций........................................584
342. Разгонка (НТК) тепловской нефти (Bvi, готерив-баррем) в аппарате
АРН-2 и характеристика полученных фракций................................585
343. Разгонка (НТК) карактеевской нефти (Бх, валанжин) в аппарате
АРН-2 и характеристика получерных фракций................................586
344. Разгонка (НТК) Мамонтовской нефти (Бх, валанжин) в аппарате
АРН-2 и характеристика полученных фракций................................587
345. Разгонка (НТК) южно-балыкской нефти (Бх, валанжин) в аппарате
АРН-2 и характеристика полученных фракций................................588
346. Разгонка (НТК) западно-сургутской нефти (Бп+Бш, готерив-баррем)
в аппарате АРН-2 и характеристика полученных фракций . . . 589
347. Разгонка (НТК) западно-сургутской нефти (Бх, валанжин) в аппа-
рате АРН-2 и характеристика полученных фракций...........................590
348. Разгонка (НТК) салымской нефти (Bvi, готерив-баррем) в аппарате
4 АРН-2 и характеристика полученных фракций............................591
349. Разгонка (НТК) северо-вареганской нефти (Бх, валанжин) в ап-
парате АРН-2 и характеристика полученных фракций .... 592
350. Разгонка (НТК) аганской нефти (Буш, валанжин-готерив) в аппара-
те АРН-2 и характеристика полученных фракций.............................593
351. Разгонка (НТК) локосовской нефти (Бтх, валанжин) в аппарате
АРН-2 и характеристика полученных фракций................................594
352. Разгонка (НТК) ватинской нефти (Бх, валанжин) в аппарате АРН-2
и характеристика полученных фракций......................................595
353. Разгонка (НТК) Самотлорской нефти (Буш, валанжин) в аппарате
АРН-2 и характеристика полученных фракций................................596
354. Разгонка (НТК) Самотлорской нефти (смеси) в аппарате АРН-2 и
характеристика полученных фракций........................................597
355. Разгонка (НТК) мегионской нефти (Буш, валанжин) в аппарате
АРН-2 и характеристика полученных фракций................................598
356. Разгонка (НТК) мегионской нефти (Ю-I) в аппарате АРН-2 и ха-
рактеристика полученных фракций 599
357. Разгонка (НТК) советской нефти (Буш, валанжин) в аппарате
АРН-2 и характеристика полученных фракций......................600
358. Разгонка (НТК) советской нефти (смеси) в аппарате АРН-2 и ха-
рактеристика полученных фракций..........................................601
14
359. Разгонка (ИТК) русской нефти (ПК-I, сеноман) в аппарате АРН-2
и характеристика полученных фракций.....................................602
360. Разгонка (ИТК) Губкинской нефти (Ю-I) в аппарате АРН-2 и ха-
рактеристика полученных фракций .......................................603
361. Разгонка (ИТК) новопортовской нефти (Ю-П) в аппарате АРН-2 и
характеристика полученных фракций.......................................604
362. Разгонка (ИТК) айяунской нефти (сеноман) в аппарате АРН-2 и ха-
рактеристика полученных фракций . . '................... . . 605
363. Характеристика дистиллятов, полученных при однократном испаре-
нии нефти................................................................606
364. Характеристика остатков, полученных при однократном испарении
нефти....................................................................608
365. Характеристика остатков разной глубины отбора мортымьинской
нефти (Ю-П)..............................................................610
366. Характеристика остатков разной глубины отбора шаимской неф-
ти (Ю-П)............................................................... 610
367. Характеристика остатков разной глубины отбора тевлинской нефти
(Bxvi, валанжин)........................................................611
368. Характеристика остатков разной глубины отбора минчимкинской неф-
ти (Бц, валанжин-готерив)...............................................612
369. Характеристика остатков разной глубины отбора усть-балыкской неф-
ти (Bi, готерив-баррем).................................................612
370. Характеристика остатков разной глубины отбора усть-балыкской неф-
ти (Biv+Bv, готерив-баррем).....................................613
371. Характеристика остатков разной глубины отбора усть-балыкской
нефти (Ю-И).............................................................614
372. Характеристика остатков разной глубины отбора усть-балыкской неф-
ти (смеси)..............................................................614
373. Характеристика остатков разной глубины отбора тепловской нефти
(Bvi, готерив-баррем).......................-...........................615
374. Характеристика остатков разной глубины отбора карактеевской нефти
(Бх, валанжин)..........................................................616
375. Характеристика остатков разной глубины отбора мамонтовской нефти
(Бх, валанжин)..........................................................616
376. Характеристика остатков разной глубины отбора южно-балыкской
нефти (Бх, валанжин)....................................................617
377. Характеристика остатков разной глубины отбора западно-сургутской
нефти (Бц+Бш, готерив-баррем)...........................................617
378. Характеристика остатков разной глубины отбора западно-сургутской
нефти (Бх, валанжин)....................................................618
379. Характеристика остатков разной глубины отбора салымской нефти
(Bvi, готерив-баррем)...................................................618
380. Характеристика остатков разной глубины отбора северо-варьеганской
нефти (Бх, валанжин) ...................................................619
381. Характеристика остатков разной глубины отбора аганской нефти
(Буш, валанжин-готерив).................................................620
382. Характеристика остатков разной глубины отбора локосовской нефти
(Bix, валанжин).........................................................620
383. Характеристика остатков разной глубины отбора ватинской нефти
(Бх, валанжин)..........................................................621
384. Характеристика остатков разной глубины отбора Самотлорской нефти
(Буш, валанжин).........................................................622
385. Характеристика остатков разной глубины отбора Самотлорской неф-
ти (смеси)............................................................. 622
386. Характеристика остатков разной глубины отбора мегионской неф-
ти (Буш, валанжин)..................................................... 623
387. Характеристика остатков разной глубины отбора мегионской неф-
ти (Ю-I) . ............................................. 624
388. Характеристика остатков разной глубины отбора советской нефти
(Буш, валанжин) ........................................................624
15
389. Характеристика остатков разной глубины отбора советской неф-
j ти (смеси).......................................................625
j 390. Характеристика остатков разной глубины отбора русской нефти s
(ПК-I, сеноман) .....'............................................626
j 391. Характеристика остатков разной глубины отбора губкинской неф-
I ти (Ю-1) .....................................................627
! 392. Характеристика остатков разной глубины отбора новопортовской неф-
; ти (Ю-П)..........................................................627
i 393. Характеристика остатков разной глубины, отбора айяунской неф-
ти (сеноман)................................................................ 628
IV. НЕФТИ ВОСТОЧНОЙ СИБИРИ 629
394. Физико-химическая характеристика нефтей .........................633
395. Разгонка нефтей по ГОСТ 2177—66 ................................ 636
396. Изменение кинематической вязкости нефтей (в сСт) в зависимости
от температуры....................................................636
397. Изменение условной вязкости нефтей в зависимости от температуры 636
398. Изменение относительной плотности нефтей в зависимости от
температуры........................................................636
399. Элементный состав нефтей......................................637
400. Состав золы атовской нефти (скважина № 2).....................637
401. Состав газов (до С4), растворенных в нефтях...................637
402. Потенциальное содержание (в вес. %) фракций в нефтях . . . 638
403. Характеристика фракций, выкипающих до 200 °C...................... 639
404. Групповой углеводородный состав фракций, выкипающих до 200°С 641
405. Содержание индивидуальных углеводородов (вес. %, считая на нефть)
" во фракциях, выкипающих др 122 °C............................ . 642
406. Содержание индивидуальных ароматических углеводородов во фрак-
ции 122—145 °C.................................................. 644
407. Характеристика фракций, служащих сырьем для каталитического ри-
форминга .............................................................644
408. Характеристика легких керосиновых дистиллятов....................645
409. Характеристика керосиновых дистиллятов...........................645
410. Групповой углеводородный состав керосиновых фракций .... 646
411. Характеристика дизельных топлив и их компонентов.................647
412. Характеристика исходных фракций и углеводородов, полученных из
них карбамидной депарафинизацией......................................648
413. Характеристика сырья для каталитического крекинга (фракция 350—
475 °C марковской нефти, скважина № 8)............................648
414. Характеристика мазутов и остатков .............................. 649
415. Групповой углеводородный состав дистиллятной части нефтей, опре-
деленный адсорбционным методом........................................650
I 416. Структурно-групповой состав 50-градусных фракций нефтей . . . 651
417. Характеристика дистиллятных базовых масел и групп углеводородов,
полученных адсорбционным методом из марковской нефти (сква-
жина № 8)........................................................... 652
418. Структурно-групповой состав дистиллятных базовых масел и групп
углеводородов, полученных из марковской нефти (скважина № 8) . 654
419. Характеристика остаточных базовых масел и групп углеводородов, по-
лученных адсорбционным методом из марковской нефти (скважи-
- на № 8)............................................... . . . . 655
420. Структурно-групповой состав остаточных базовых масел' и групп
углеводородов, полученных из марковской нефти (скважина № 8) . 656
421. Потенциальное содержание базовых дистиллятных и остаточных ма-
сел, полученных из марковской нефти (скважина № 8) ... 656
422. Разгонка (ИТК) марковской нефти (скважина № 8) в аппарате
! АРН-2 и характеристика полученных фракций .,......................657
423. Разгонка (ИТК) марковской нефти (скважина № 9) в аппарате
АРН-2 и характеристика полученных фракций.........................658
16
424. Разгонка (ИТК) марковской нефти (скважина № 15) в аппарате
АРН-2 и характеристика полученных фракций.........................659
425. Разгонка (ИТК) атовской нефти (скважина № 2) в аппарате АРН-2
и характеристика полученных фракций...................................660
426. Разгонка (ИТК) сользаводской нефти в аппарате АРН-2 и характе-
ристика полученных фракций . 661
427. Разгонка (ИТК) быстрянской нефти в аппарате АРН-2 и характе-
ристика полученных фракций......................................661
428. Характеристика остатков разной глубины отбора марковской нефти
(скважина № 8)........................................................662
V. НЕФТИ о. САХАЛИН...................................................663
429. Физико-химическая характеристика нефтей .........................666
430. Разгонка нефтей по ГОСТ 2177—66 ......................... 670
431. Изменение кинематической вязкости (в сСт) нефтей в зависимости
от температуры .......................................................671
432. Изменение условной вязкости нефтей в зависимости от температуры 671
433. Изменение относительной плотности нефтей в зависимости от темпе-
ратуры ...............................................................672
434. Элементный состав нефти ........................................672
435. Содержание (в вес. %) ванадия и никеля в нефтях.................673
436. Состав золы нефтей (в вес. %, считая на нефть)..................673
437. Состав газов (до С4), растворенных в нефтях, и низкокипящих угле-
водородов (до С5).................................................674
438. Потенциальное содержание (в вес. %) фракций в нефтях . . 675
439. Характеристика фракций, выкипающих до 200 °C . . . . . . 677
440. Групповой углеводородный состав фракций, выкипающих до 200 °C . 683
441. Содержание индивидуальных углеводородов (в вес. %, считая на
фракцию) во фракциях, выкипающих до 60 °C.........................686
442. Содержание индивидуальных углеводородов (в вес. %, считая на
нефть) во фракциях, выкипающих до 150 °C..........................686
443. Содержание индивидуальных ароматических углеводородов во фрак-
ции 122—145 °C....................................................689
444. Характеристика фракций, служащих сырьем для каталитического
риформинга ................................................. 690
445. Характеристика легких керосиновых дистиллятов . . . . . 694
446. Характеристика керосиновых дистиллятов...........................696
447. Групповой углеводородный состав керосиновых фракций..............698
-448. Характеристика дизельных топлив и их компонентов................699
449. Характеристика исходных фракций и углеводородов, полученных из
них карбамидной депарафинизацией ................................ 703
450. Характеристика сырья для каталитического крекинга............704
451. Фракционный состав сырья для каталитического крекинга, °C . 705
452. Элементный состав сырья для каталитического крекинга......... 705
453. Характеристика мазутов и остатков............................706
454. Характеристика сырья для деструктивных процессов.............710
455. Групповой углеводородный состав дистиллятной части нефтей, опре-
деленный адсорбционным методом....................................712
456. Содержание парафина в 50-градусных масляных фракциях . . . 718
. 457. Структурно-групповой состав 50-градусных фракций нефтей . . . 718
458. Характеристика дистиллятных базовых масел и групп углеводородов,
полученных адсорбционным методом......................................721
459. Выход гача после депарафинизации масляных фракций................729
460. Структурно-групповой состав дистиллятных базовых масел и групп
углеводородов ....................................................... 729
461. Характеристика остаточных базовых масел и групп углеводородов, по-
лученных адсорбционным методом........................................734
462. Выход петролатума после депарафинизации парафино-нафтеновых и
I группы ароматических углеводородов, выделенных из деасфальтени-
рованных остатков ................................................739
2—160
17
463. Структурно-групповой состав остаточных базовых масел и групп
углеводородов ......................................................... 739
464. Потенциальное содержание базовых дистиллятных и остаточных масел 742
465. Характеристика нефтей применительно к получению из них дорожных
битумов (ГОСТ 11954—66) ............................................... 744
466. Шифр нефтей согласно технологической классификации (ГОСТ 912^-66) 744
467. Разгонка (ИТК) колендинской нефти в аппарате АРН-2 и характе-
ристика полученных фракций..............................................745
468. Разгонка (ИТК) южно-колендинской нефти в аппарате АРН-2 и ха-
рактеристика полученных фракций.........................................746
469. Разгонка (ИТК) охинской нефти (смеси) в аппарате АРН-2 и ха-
рактеристика полученных фракций.........................................747
470. Разгонка (ИТК) эхабинской нефти (смесь 1955 г.) в аппарате АРН-2
и характеристика полученных фракций . .................................748
471. Разгонка (ИТК) эхабинской нефти восточного участка II площади
в аппарате АРН-2 и характеристика полученных фракций . . . 749
472. Разгонка (ИТК) эхабинской нефти (смесь 1965 г.) в аппарате АРН-2
и характеристика полученных фракций.....................................750
473. Разгонка (ИТК) тунгорской нефти в аппарате АРН-2 и характери-
стика полученных фракций................................................751
474. Разгонка (ИТК) одоптинской нефти в аппарате АРН-2 и характери-
стика полученных фракций................................................752
475. Разгонка (ИТК) нельминской нефти в аппарате АРН-2 и характери-
стика полученных фракций............................................... 753
476. Разгонка (ИТК) западно-сабинской нефти VIII и XI пластов в аппара-
те АРН-2 и характеристика полученных фракций....................754
477. Разгонка (ИТК) сабинской нефти в аппарате АРН-2 и характеристи-
ка полученных фракций...................................................755
478. Разгонка (ИТК) некрасовской нефти в аппарате АРН-2 и характери-
стика полученных фракций.............................................. 756
479. Разгонка (ИТК) тунгусской нефти в аппарате АРН-2 и характери-
стика полученных фракций............................................... 757
480. Разгонка (ИТК) шхунной нефти в аппарате АРН-2 и характеристика
полученных фракций......................................................758
481. Разгонка (ИТК) кыдыланцинской нефти в аппарате АРН-2 и харак-
теристика полученных фракций............................................759
482. Разгонка (ИТК) мухтинской нефти пласта «ЖЗ» в аппарате АРН-2
и характеристика полученных фракций ....................................760
483. Разгонка (ИТК) мухтинской нефти пласта «И» в аппарате АРН-2 и
характеристика полученных фракций.......................................760
484. Разгонка (ИТК) паромайской нефти в аппарате АРН-2 и характери-
стика полученных фракций............................................... 761
485. Разгонка (ИТК) уйглекутской нефти в аппарате АРН-2 и характе-
ристика полученных фракций..............................................762
486. Разгонка (ИТК) катанглийской нефти в аппарате АРН-2 и характе-
ристика полученных фракций..............................................763
487. Характеристика дистиллятов, полученных при однократном испаре-
нии нефтей ............................................................ 763
488. Характеристика остатков, полученных при однократном испаре-
нии нефтей ........................................................... 764
489. Характеристика остатков разной глубины отбора колендинской нефти 764
490. Характеристика остатков разной глубины отбора южно-колендин-
ской нефти ........................................................... 765
491. Характеристика остатков разной глубины отбора охинской нефти
(смеси)............................................................... 766-
492. Характеристика остатков разной глубины отбора эхабинской нефти
(смесь 1955 г.)...................................................... 767“
493. Характеристика остатков разной глубины отбора эхабинской нефти
восточного участка II площади...........................................763
18
494. Характеристика остатков разной глубины отбора эхабинской нефти
(смесь 1965 г.) ..............................................769
495. Характеристика остатков разной глубины отбора тунгорской нефти . 770
496. Характеристика остатков разной глубины отбора одоптинской нефти 771
497. Характеристика остатков разной глубины отбора западно-сабинской
нефти VIII и XI пластов.............................................772
498. Характеристика остатков разной глубины отбора сабинской нефти . 772
499. Характеристика остатков разной глубины отбора некрасовской нефти 773
500. Характеристика остатков разной глубины отбора шхунной нефти . 774
501. Характеристика остатков разной глубины отбора кыдыланьинской
нефти...............................................................775
502. Характеристика остатков разной глубины отбора паромайской нефти 776
503. Характеристика остатков разной глубины отбора уйглекутской нефти 777
504. Характеристика остатков разной глубины отбора катанглийской нефти 778
Алфавитный указатель нефтей.........................................779
2
УСЛОВНЫЕ ОБОЗНАЧЕНИЯ
и натрия;
индексе обозначена температура,
индексе обозначена температу-
Р40 — относительная плотность;
«д® — показатель преломления для линии
М —молекулярный вес (средний);
v — вязкость кинематическая, сСт (в
°C);
ВУ — вязкость условная, градусы (в
Ра, °C);
ИВ — индекс вязкости;
ВВК — вязкостно-весовая константа;
Sf,c — удельная дисперсия;
— число симметрии;
г{ — интерцепт рефракции;
и. к. — температура начала кипения, °C;
к. к. —температура конца кипения, °C;
С — содержание углерода, вес. %;
Н — содержание водорода, вес. %;
О — содержание кислорода, вес. %;
S — содержание серы, вес. %;
N — содержание азота, вес. %;
Скол — количество атомов углерода, входящих в состав колец, %;
СА — количество атомов углерода, входящих в состав ароматических ко-
лец, %;
Сн — количество атомов углерода, входящих в состав нафтеновых ко-
лец, %;
Сп — количество атомов, не входящих в состав колец, %;
Ко — среднее число колец в молекуле;
КА — среднее число ароматических колец в молекуле;
Кн — среднее число нафтеновых колец в молекуле;
ОИ — однократное испарение;
ИТК — истинная температура кипения;
П — содержание парафина, вес. %;
20
A—содержание асфальтенов, вес. %;
Сс—содержание силикагелевых смол, вес. %.
На рисунках:
-нефтяные месторождения;
4(2) -нефтегазовые месторождения;
- граница впадины;
<* Jr - граница свода ;
I. НЕФТИ СРЕДНЕЙ АЗИИ
Рис. 1. Схема размещения нефтяных
Мамаджургаты^Аь
Бухаро-Гтзлинская ступень
Амударьинской впадины
Sta.
I'jНаманган
Наманган
Кызыл- Алма
ф&РМайлисй-Ш
^аъМайлиси-Iv Д
five. ИзОаскент
^./^^Изваскент j
- г.,АкджажСегралан-
mffne I
Сарыташ Фдоигар'гшг]
КъраулбКзар
Юлдузкак Q&Uiypcau
Шуртепеф
Андижан—2
АнВижан^Р 0Бд
ъфХоаж
ПаЛбангткщ
ниик
Самантепе
ККнсн.
Мубарек
оКокандч
Сей. Сох
9
0
кызыл-
Рабат ©Самарканд
&^Харабаир j
О.^грек <_
Карактпай
ултаГ
\шлы
Аданташ
Т
К с
атааш
’хДУШАН!
ТАД)ж«к сндЛ9.
лльминар в п а
Ферганская впадина
Аламышик
нгпаш?'
месторождений Средней Азии.
А. НЕФТИ УЗБЕКСКОЙ И КИРГИЗСКОЙ ССР
В Узбекской ССР имеются три нефтегазоносных района — Ферганская
и Таджикская впадины и Бухаро-Хивинская нефтегазоносная область."
Ферганская депрессия расположена внутри Тянь-Шанской горной впадины
и является структурной единицей эпиплатформенного орогена. Нефть и газ
в Фергане добываются только в прибортовой части впадины, центральная же
часть ее мало разведана. Разрез Ферганской впадины включает юрские, меловые,
палеогеновые, неогеновые и четвертичные отложения. Юрские отложения пред-
ставлены континентальными терригенными угленосными образованиями.
С юрскими отложениями связаны в ряде мест небольшие по размерам газовые,
газоконденсатные и нефтегазовые залежи (Северный Сох, Северный Риштан,
Ходжиабад и др.). Меловые отложения представлены морскими, лагунными
и континентальными образованиями. В ряде мест эти отложения нефтегазонос-
ны (Северный Сох, Северный Риштан, Ходжиабад, Южный Аламышик и др.).
Основные разрабатываемые нефтеносные горизонты связаны с палеогеновыми
отложениями, представленными главным образом морскими осадками (глины
с прослоями известняков, песчаников и ангидритов).
Бухаро-Хивинская нефтегазоносная область (Амударьинская впадина) рас-
положена в пределах Западного Узбекистана и Туркмении. В разрезе Аму-
дарьинской впадины выделяются палеозойский фундамент и мезокййнозойский
осадочный чехол.
Породы палеозоя сильно метаморфизованы и на большей части впадины
представлены глинисто-известковыми и углисто-глинистыми сланцами, извержен-
ными породами кислого состава.
Юрские отложения представлены тремя отделами. Нерасчлененный терри-
генный комплекс сложен песчано-глинистыми отложениями. Среднеюрские отло-
жения, представленные глинами и песчаниками, вскрыты в Каганском и Муба-
рекском поднятиях. Мощность их уменьшается с юга на север и выклинивается
в районе южнее Газли и Караиза. Верхнеюрские отложения делятся на две
толщи: карбонатную (XV, XVa и XVI горизонты) и ангидритгалитовую.
Комплекс меловых, отложений состоит из двух формаций: терригенно-крас-
ноцветной (неоком-апт) и песчано-глауконитовой (альб и сенон).
Амударьинская впадина включает в себя ряд нефтегазоносных районов —
Газлинский, Каганский, Мубарекский, Приамударьинский и др. Промышленные
залежи газа и нефти выявлены в меловых и юрских отложениях различных
участков Бухаро-Хивинской нефтегазоносной области.
В настоящем сборнике приведены данные о нефтях и газоконденсатах Узбе-
кистана и частично Таджикистана и Киргизии. Так, нефть месторождения Айри-
тан (Южная Фергана) территориально относится к Таджикской ССР, нефть под
условным названием «Киргизия», добываемая из новой структуры, находящейся
между месторождениями Избаскент и Майлису IV, к Киргизской ССР. Приво-
дятся также данные по газоконденсату месторождения Щахпахты (плато
Устюрт) Каракалпакской АССР.
Нефти Ферганы являются малосернистыми, смолистыми и высокопарафини-
стыми.
Общее содержание светлых фракций, выкипающих до 350 °C, составляет
42—55% при содержании бензиновой фракции до 200°C 18—25%.
По групповому углеводородному составу ферганские нефти относятся к па-
рафино-нафтеновому типу. Содержание парафиновых углеводородов во фрак-
циях, выкипающих до 200°C, составляет 50—60%, ароматических 11—20%
и нафтеновых 26—33%. Во фракциях, выкипающих выше 200 °C, содержание
.ароматических углеводородов несколько повышается. Исключением является
высокрароматизированная нефть из меловых отложений месторождения Южного
Аламышика, где содержание ароматических углеводородов в бензине до 150 °C
24
равно 39%, а с повышением температуры выкипания фракций количество аро-
матических углеводородов уменьшается. Для индивидуального углеводородного
состава большинства бензинов характерно почти равное содержание парафино-
вых углеводородов нормального и изостроения.
Все виды топлив, получаемые их ферганских нефтей, являются малосерни-
стыми, но из-за несоответствия некоторых показателей требованиям технических
норм не могут быть использованы в качестве товарных продуктов.
Бензины с температурами выкипания до 150 °C могут служить компонента-
ми к авиационным бензинам, а с концом кипения 180 и 200 °C — к автомобиль-
ным. Все бензины низкооктановые (47—52 пункта), так как в их составе преоб-
ладают парафиновые углеводороды. Только октановое число бензина из нефти
месторождения Южного Аламышика составляет 76 пунктов, что обусловлено
значительным содержанием в нем ароматических и разветвленных парафиновых
углеводородов и почти полным отсутствием нормальных парафиновых угле-
водородов.
Дистилляты, являющиеся сырьем для каталитического риформинга, малосер-
нисты (0,01—0,02%), содержат довольно значительное количество нафтеновых
углеводородов (20—30%) и могут быть рекомендованы как благоприятное сырье
для этого процесса. Однако выходы фракций 62—85; 85—105 и 105—120 °C, слу-
жащих для производства бензола и толуола, незначительны и составляют 0,9—
3,2%; выход широкой фракции 85—180°C — 12—18%.
Легкие керосины с температурами выкипания 120—240 и 120—280 °C могут
быть получены с выходом от 16 до 30%. Эти фракции характеризуются отсутст-
вием меркаптановой серы, содержание общей серы находится в пределах тре-
бований технических норм. Несколько завышено содержание ароматических угле-
водородов в легких керосиновых фракциях киргизской и южно-аламышикской
нефтей.
Керосиновые фракции (150—280 и 150—320 °C) по основным показателям
отвечают требованиям на осветительный и тракторный керосины; выход их со-
ставляет 20—30% (на нефть).
Дизельные фракции, отобранные в различных температурных пределах вы-
кипания, отличаются высокими цетановыми числами (50—54) и сравнительно
высокими температурами застывания, что позволяет получать только летние сор-
та дизельных топлив. Удалив н-парафины из фракций 240—350 °C карбамидной
депарафинизацией, можно снизить температуру застывания и получить компо-
ненты зимних сортов топлив. Фракции дизельных топлив, выделенные из нефти
месторождения Южный Аламышик, в связи с почти полным отсутствием в них
н-парафинов, имеют температуру застывания ниже —60 °C, что позволяет реко-
мендовать их в качестве компонентов зимних и арктических видов топлив; выход
топлив составляет от 25 до 40%.
Средний выход масляных фракций из изученных нефтей составляет 25%
(наибольший из нефти Западного Палванташа — 31,7%, наименьший из наман-
ганской— 21,7%). По своим свойствам масляные дистилляты довольно близки
между собой.
Все фракции содержат значительное количество парафина и имеют высокие
температуры застывания. Их групповой углеводородный состав характеризуется
преобладанием парафино-нафтеновых углеводородов (57—80%) над ароматиче-
скими (20—33%). Структурно-групповой состав показывает наличие малокольча-
тых структур с общим содержанием колец (Ко) не выше двух, причем в боль-
шинстве случаев нафтеновые кольца преобладают над ароматическими. Коли-
чество парафиновых углеродных атомов в цепях и углеводородах составляет
50—60%. Потенциальное содержание дистиллятных базовых масел составляет
около 20%, остаточных — 6—9%.
Остатки с различными температурами отбора имеют высокие температуры
застывания, вследствие чего ферганские нефти не могут быть рекомендованы
для получения мазутов и дорожных битумов.
Нефти Западного Узбекистана отличаются от ферганских более высоким со-
держанием серы (1,9—2,4%) и несколько меньшим содержанием твердого пара-
фина. По углеводородному составу они также относятся к парафино-нафтеново-
му типу, но с несколько большим содержанием ароматических углеводородов.
25
to
1. Физико-химическая характеристика нефтей
Нефть Горизонт, свита Глубина перфорации, м № сква- жины р£° М V20. сСт V50. сСт Температура застывания, °C Темпера- тура вспышки в закрытом тигле, °C Давление насыщенных паров, мм рт. ст.
с обра- боткой без обра- ботки при 38 °C при 50 °C
Газлинская XIII 1183—1181 115. 0,8174 156 2,24 1,31 — —32 6 30 73
Шурчинская — — Смесь 0,8715 220 14,53 6,16 —10 —5 < —6 23 77
Караулбазарская XIII 1018—1010 18 0,8325 188 3,61 2,05 —36 —18 5 58 ПО
Шуртепинская —- — Смесь 0,8628 215 8,67 4,11 —16 —10 < —6 25 54
Карактайская XV — 10 0,8880 288 37,00 13,80 —10 —13 6 23 66
Айританская II 1226—1216 0,8770 215 — 8,93 2 15 —9 54 82
Западно-палванташская Неоген, бледно- розовая свита — Смесь 0,8376 231 22,50 3,84 — 10 —5 242 318
Андижанская — — » 0,8778 226 22,70 8,22 —15 4 со V 166 227
Южно-аламышикская XVIII 1030—1020 257 0,8764 224 17,82 6,71 —35 —10 11 30 НО
Наманганская V 1476 21 0,8468 202 32,60 5,38 — 8 —15 187 278
Киргизская* IX 1809—1805 402 0,8817 190 43,00 9,32 — • 18 —15 102 128
* Условное название
ССР).
нефти, добываемой из новой структуры, находящейся
между месторождениями Майлису IV
и Избаскент (Киргизская
Продолжение табл. 1
Нефть Парафин Содержание, % Коксуе- мость, % Золь- ность, % Кислотное число, мг КОН на 1 г нефти Выход фракций, вес. %
содержа- ние, о/ /о темпера- тура плавления, °C серы СМОЛ серно- кислотных СМОЛ силика- гелевых асфаль- тенов до 200 °C до 350 °C
Газлинская Следы — 0,16 4,0 1,76 0,14 0,33 0,0003. — 27,5 —
Шурчинская 4,0 50 1,88 36,0 11,20 4,00 4,40 0,088 0,18 17,5 58,5
Караулбазарская 1,3 46 1,45 15,0 7,20 1,00 — 0,051 0,05 27,7 69,0
Шуртепинская 7,5 48 2,40 18,0 7,80 1,00 1,50 0,016 0,36 20,0 62,0
Карактайская 3,0 49 2,34 25,8 6,50 2,60 4,10 — — 14,4 48,0
Айританская 10,4 49 0,23 24,0 7,75 1,38 2,75 0,054 0,21 19,1 46,1
Западно-палванташская 12,8 54 0,25 — 8,70 3,00 3,10 0,056 1,13 26,0 54,3
Андижанская 10,3 52 0,31 28,0 11,40 4,60 4,80 0,020 0,19 22,7 50,2
Южно-аламышикская 7,0 45 0,25 16,0 11,30 0,85 2,50 0,082 1,30 19,3 51,4
Наманганская 8,0 47 0,62 20,0 8,20 2,38 2,46 0,025 1,02 27,7 57,0
Киргизская 8,5 50 0,33 30,6 10,60 3,90 4,10 0,010 1,07 17,6 42,5
2. Разгонка нефтей по ГОСТ 2177—66
Нефть и ж ж Отгоняется (в %) до температуры, °C
120 140 150 160 180 200 220 240 260 280 зсю.
Газлинская 100 4 8 и 14 22 29 40 53 67 83 93
Шурчинская 86 5 8 10 12 16 19 24 28 33 40 50
Караулбазарская 96 6 13 17 20 26 32 40 47 54 59 65
Шуртепинская 119 1 6 8 10 14 21 27 33 40 46 51
Западно-палванташская 52 7 10 12 14 19 23 27 31 35 39 50
Андижанская 64 8 11 12 14 19 24 27 29 33 38 43
Южно-аламышикская 119 — 5 7 9 14 19 23 27 31 37 44
3. Изменение кинематической вязкости (в сСт) нефтей в зависимости от температуры
Нефть V10 V20 Тзо '’40 V5O
Газлинская 2,96 2,24 2,17 1,52 1,31
Шурчинская 21,24 14,53 10,41 7,81 6,16
Караулбазарская 4,79 3,61 2,78 2,42 2,05
Шуртепинская 11,61 8,67 6,61 4,93 4,11
Карактайская 48,30 37,00 27,30 21,03 13,80
Айританская — — 45,82 15,87 8,93
Западно-палванташская 35,20 22,50 17,40 4,95 3,84
Андижанская 57,10 22,70 14,09 10,82 8,22
Южно-аламышикская 30,80 17,82 , 10,73 8,04 6,71
Наманганская — 32,60 21,60 7,30 5,38
Киргизская —' 43,00 31,25 20,05 9,32
28
4. Изменение условной вязкости нефтей в зависимости от температуры
Нефть ВУю ВУ20 ВУзо БУ 40 ВУ6О
Газлинская 1,22 1,12 1,11 1,07 1,04
Шурчинская 3,01 2,27 1,87 1,67 1,49
Караулбазарская 1,38 1,27 1,20 1,15 1,12
Шуртепинская 1,99 1,72 1,54 1,40 1,39
Карактайская 6,41 4,96 3,75 3,00 2,20
Айританская — — 6,00 2,70 1,75
Западно-палванташская 4,78 3,16 2,58 1,40 1,30
Андижанская 7,54 3,18 2,23 1,91 1,67
Южно-аламышикская 4,19 2,56 1,90 1,65 1,54
Наманганская — 4,42 2,95 1,59 1,43
Киргизская — 5,73 4,53 2,89 1,78
5. Изменение относительной плотности нефтей в зависимости от температуры
Нефть Плотность р£
при 10 °C при 20 °C при 30 °C при 40 °C при 50 °C
Газлинская 0,8222 0,8174 0,8098 0,8056 0,7979
Шурчинская ,0,8798 0,8715 0,8652 0,8582 0,8516
Караулбазарская 0,8397 0,8325 0,8257 0,8186 0,8113
Шуртепинская 0,8702 0,8628 0,8577 0,8500 0,8430
Карактайская 0,8984 0,8880 0,8823 0,8771 0,8707
Айританская 0,8832 0,8770 0,8653 0,8578 0,8513
Западно-палванташская 0,8415 0,8376 0,8260 0,8220 0,8160
Андижанская 0,8812 0,8778 0,8695 0,8622 0,8558
Южно-аламышикская 0,8800 0,8764 0,8666 0,8602 0,8534
Наманганская 0,8653 0,8468 0,8351 0,8295 0,8247
Киргизская 0,8880 0,8817 0,8746 0,8703 0,8611
6. Состав газов (до С4), растворенных в нефтях
f Фракция Выход (на нефть), % Содержание индивидуальных углеводородов, вес. % Фракция Выход (на нефть), % Содержание индивидуальных углеводородов, вес. %
Ж сд о С3н8 изо-С4Н10 H-C5H12 С2Нв 00 ж о ЦЗО-С4Н10 «С5Н12
Айританская нефть
ДоС4| 0,6 I 8,55 I 31,31] 16,73] 43,41
Запади о-п алванташская
нефть
Д°С4| 1,4 | 2,74 | 32,84 t 14,64] 49,78
Ю ж н о-a л а мы ш икска я нефть
До С4| 0,3 | 30,92| 20,63 |31,95] 16,50
Намангане к-а-я нефть
До С4 | 1,2 | 3,47] 29,75] 15,231 51,54
29
7. Потенциальное содержание (в вес %) фракций в нефтях ] 1 8' Характеристика фракций, выкипающих до 200 °C
н S 3 <D <и Я ТО X О . X X К Фракционный состав, °C X Л 5
ОтгОНЯ' ся до т перату! °C Газлин- ская Шурчи] ская Караул зарска5 Шурте пинска: Карак- тайска? Айрита ская Запад» палваН' ташска Андиж; ская • то О 3 X я § о *5s Наман- ганская 1 Киргиз- ская I Темпера- тура отбора, 1 °С Выход (на нефть), % р|° н. к. 10% 50% 90% Содер- жание серы, % Октановое число, без ТЭС СЛОТНОС1 КОН нг 1 мл фрак вление в [ценных ! 1 (при 38 рт. СТ.
28 0,6 1,4 1,4 0,3 1,2 •X 1 я® s-a о s 8 g.s
' —. —- — л
(газ до С4) 60 0,5 0,3 0,5 1,о 1,8 4,5 3,6 1,3 3,2 0,2 1 Газлинская не ф т ь /
62 0,5 0,7 0,4 0,6 1,1 2,0 4,7 3,9 1,4 3,5 0,6 1 1 28—85 2,0 0,6900 49 62 72 82 — — —
70 0,9 1,5 0,5 1,0 1,2 2,6 6,8 4,6 1,6 4,2 1,4 I 28—ЮО 3,2 0,7340 49 66 78 95 — — — —
80 1,4 2,0 1,0 1,3 1,7 3,3 7,0 5,9 2,1 6,0 2,4 1 1 28—110 4,9 0,7500 50 70 84 104 — — —
85 2,0 2,3 1,2 1,5 2,0 3,9 7,8 6,5 2,3 6,7 3,0 1 1 28—120 6,3 0,7530 53 74 89 114 — — — —
90 2,5 2,4 1,7 1,8 2,5 4,4 8,5 6,9 2,5 7,7 3,5 1 1 28—130 8,6 0,7580 55 78 95 123 — — —
95 3,0 2,5 2,3 2,0 2,7 4,9 9,0 7,4 2,6 8,7 4,о d 1 28—140 11,0 0,7600 57 82 102 132 — — — —
100 3,2 3,0 3,1 2,2 3,0 5,6 9,8 7,9 2,8 10,0 4,9 I | 28—150 13,8 0,7659 60 86 111 142 0,08 — 0,28 155,5
105 4,0 3,5 4,1 2,3 3,5 6,1 10,5 8,6 3,1 11,2 5,3 1 I 28—160 16,3 0,7690 66 92 120 153 — — — —
ПО 4,9 3,9 5,2 2,5 3,9 6,8 11,5 9,4, 3,3 11,9 6,0 I I 28—170 19,1 0,7730 74 100 126 163 — — — —
120 6,3 5,0 7,2 3,0 4,8 8,3 12,8 10,9 4,3 13,7 7’0 1 I 28—180 22,5 0,7763 80 107 134 172 0,11 — 0,57 103,0
122 7,0 5,3 7,7 3,2 5,0 8,6 13,3 Н,2 4,5 14,0 7,3 1 1 28—190 24,7 0,7780 84 111 139 178 — — —
130 8,6 7,0 9,8 4,5 В,5 9,6 14,5 12,4 6,1 15,5 8,0 1 1 28—200 27,5 0,7804 89 113 144 185 0,12 56 0,62 88,0
140 11,0 7,9 12,3 6,1 6,2 11,0 16,0 13,9 8,3 17,5 9,4 1
145 12,5 8,3 13,2 7,0 6,7 11,6 17,0 14,7 9,3 18,5 ю,о Шурчинская нефть
150 160 170 180 190 200 210 220 230 240 250 260 270 13,8 16,3 19,1 22,5 24,7 27,5 31,5 35,0 39,3 45,3 54,8 65,5 71,0 9,0 11,0 12,6 14,0 16,1 17,5 19,0 21,3 23,5 25,6 28,5 31,1 34,0 14,2 17,0 19,8 22,6 25,0 27,7 30,2 33,5 36,9 40,1 42,9 44,7 47,9 8,2 н,о 13,5 15,7 17,5 20,0 22,5 24,5 26,0 29,2 32,0 34,9 37,5 7,3 8,3 9,7 10,7 12,5 14,4 16,0 18,0 20,0 22,1 24,5 27,1 28,9 12,4 13,8 15,1 16,4 17,7 19,1 20,1 21,6 22,6 24,2 25,6 27,6 29,5 17,7 19,5 19,9 22,8 23,5 26,0 27,8 29,0 30,5 32,8 34,5 36,4 38,5 15,6 17,2 18,4 19,7 21,4 22,7 24,4 26,0 27,4 29,1 30,6 33,4 33,9 10,5 12,6 14,8 16,1 17,5 19,3 21,1 22,5 24,3 26,1 28,1 30,3 32,3 19,5 21,4 23,4 24,7 26,4 27,7 29,7 31,2 33,2 35,0 36,7 38,7 40,7 10,5 ! 12,о ; 12,9 1 14,8 16,0 17,6 18,9 20,5 1 22,0 1 23,3 1 24,8 J 26,5 Я 28,0 1 I 28—85 I 28—100 I 28—110 I 28—120 I 28—130 I 28—140 I 28—150 I 28—160 I 28—170 I 28—180 I 28—190 I 28—200 2,3 3,0 3,9 5,0 7,0 7,9 9,0 11,0 12,6 14,0 16,1 17,5 0,7215 0,7260 0,7320 0,7374 0,7430 0,7490 0,7550 0,7590 0,7620 0,7663 0,7995 0,7735 47 56 66 74 74 75 76 77 78 79 80 ' 82 54 65 75 86 86 87 88 91 95 99 103 107 65 75 85 96 104 111 119 124 129 134 139 144 83 94 106 119 132 144 156 161 166 171 179 184 0,47 0,55 0,60 0,62 0,71 44 47 1,1 2,2 2,4 3,6.. ^1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 О
280 78,4 37,5 50,6 40,5 31,5 31,3 40,7 36,2 34,8 42,2 30,0 -1
290 84,1 41,0 53,2 43,5 33,5 33,0 43,9 38,4 37,4 44,4 32,0 дараулоазарская нефть
300 88,6 44,0 55,8 46,5 36,2 34,6 44,2 39,6 39,3 46,5 33,5 г 1 28—85 1,2 0,6805 58 72 76 80 —
310 -— 47,5 58,5 49,5 38,9 36,4 46,5 42,4 41,5 48,2 35,5 1 1 28—100 3,1 0,6910 60 75 80 90 —
320 — 51,0 61,4 53,0 41,2 38,6 48,3 43,9 44,0 50,7 37,0 1 1 28—110 5,2 0,7100 62 78 86 100 — .
330 — 54,0 63,9 56,0 43,8 41,1 50,0 46,7 46,6 53,0 39,0 1 1 28—120 7,2 0,7196 64 81 92 112 — 0,56
340 — 56,5 66,2 59,0 45,2 43,6 51,6 48,6 49,1 54,9 41,0 1 28—130 9,8 0,7230 66 84 99 120
350 — 58,5 69,0 62,0 48,0 46,1 54,3 50,2 51,4 57,0 42,5 1 28—140 12,3 0,7275 69 87 106 128 — ——
360 — 61,0 71,0 64,0 50,2 48,1 56,0 51,9 53,3 58,2 44,6 ] 1 28—150 14,2 0,7310 72 91 112 136 — 0,58
370 — 62,5 73,1 66,0 51,8 50,0 57,5 54,4 55,2 59,7 47,0 4 1 28—160 17,0 0,7360 76 96 118 145 —
380 — 64,0 75,0 67,5 54,3 52,0 60,0 56,6 56,8 61,2 49,0 -4 | 28—170 19,8 0,7400 80 101 124 154
390 — 65,0 76,5 69,0 56,5 53,6 61,5 58,9 58,8 62,5 50,0 j | 28—180 22,6 0,7445 84 105 130 164 — 45
400 — 66,5 78,0 69,9 57,2 55,5 64,0 60,6 61,2 64,0 51,7 1 1 28—190 25,0 0,7510 85 105 135 173
410 — 68,0 79,2 72,5 60,0 56,1 65,5 62,9 62,3 65,2 53,0 1 I 28—200 27,7 0,7594 86 106 141 182 0,015 48 1,53 42
420 — 69,5 80,5 74,0 62,5 58,8 67,5 64,9 64,3 66,6 55,0 ]
430 — 70,5 83,3 75,5 65,0 60,8 69,1 66,4 66’, 3 68,2 57,0 Я Шуотепинская нефть
440 450 460 470 480 490 500 1 1 1 1 1 72,0 73,0 74,5 75,5 77,0 79,5 83,8 84,7 85,5 86,2 86,7 88,1 88,5 77,5 79,5 80,5 82,5 84,0 85,0 86,7 67,8 69,3 62,4 64,0 66,6 68,6 70,6 71,0 73,5 74,5 77,5 80,5 83,5 86,0 67,4 68,7 70,4 71,9 73,4 74,9 76,0 68,0 69,8 71,4 72,8 74,3 75,8 77,5 69,7 71,0 72,4 73,9 75,4 77,0 78,7 59,0 I 69,5 1 63,0 1 65,2 . 1 67,0 I 69,0 1 70,4 ’ J 28—85 I 28—100 I 28—ЦО I 28—120 28—130 Д 28—140 1,5 2,2' 2,5 3,0 4,5 6,1 0,6910 0,7100 0,7290 0,7456 0,7520 0,7580 47 52 57 60 66 75 62 72 80 86 93 102 74 83 95 106 113 120 86 101 114 128 136 144 0,12 1 1 II 1 1 4,28 II 1 1 1 1
31
30
Продолжение табл. 8
32
Фракционный состав, °C К • S £ я « si? Выхо; (на нефть) % Фракционный состав, °C _ s J3 S
Темпера- тура отбора, °C Выход (на нефть), % Р1» н. к. 10% 50% 90% Содер- жанне серы, % Октановое число, без ТЭС Й И ш gs-e оО ч 5^3 S t_<= оо • ч 3 ® s. Темпера* тура И отбора, °C РГ н. к. 10% 50% 90% Содер жание серы, Октановое число, без ТЭС о ® w S Co § i s ° O> Я о. fcl 4 ® В &
t=[3 B.S suo Я £ Й 5 aS
28—150 8,2 0,7629 82 102 126 151 0,17 6,42 94 Ан дижанская н е ф т ь —
28—160 И,0 0,7640 89 113 133 156 — — — —_ 1 28—85 5,1 0,6860 31 53 79 105 Следь 1
28—170 13,5 0,7660 98 118 137 162 — — — — 1 28—100 6,5 0,6900 31 54 80 108 112 —
28—180 15,7 0,7672 105 122 142 166 0,24 50 10,7 67 | 28—110 8,0 0,6950 32 55 81 • — —
28—190 15,5 0,7692 106 125 147 170 -— — — — 1 28—120 9,5 0,6997 33 56 82 116 Следь —
28—200 20,0 0,7748 108 128 153 184 0,30 — 20,34 59 | 28—130 11,0 0,7050 35 59 90 125 —
е ф т ь | 28—140 12,5 0,7115 38 62 98 134 —
Карактайская и I 28—150 1 28—160 14,2 15,8 0,7198 0,7240 40 42 65 66 106 ПО 143 150 Следь 1,05 275
28—85 2,0 0,6860 38 47 68 82 0,02 — — — | 28—170 17,0 0,7290 44 67 114 157 —
28—100 3,0 0,6990 44 54 76 97 — —«- — — 1 28—180 18,3 0,7328 46 68 118 164 0,018 ко 2,10 225
28—110 3,9 0,7080 49 62 85 100 — — — — | 28—190 20,0 0,7370 47 72 125 179 OZ
28—120 4,8 0,7182 55 69 92 122 0,05 — 5,35 — I 28—200 21,3 0,7409 49 77 131 194 0,02 3,15 210
28—130 5,5 0,7240 58 72 98 132 —- — — —
28—140 6,2 0,7290 60 77 106 141 — — — —
28—150 7,3 0,7312 62 81 111 151 0,10 — 7,22 58 Южн о-a ламышикскяя врЛтк
28—160 8,3 0,7380 65 85 119 158 — — — 4,0 0,7716 1 ПО
28—170 9J 0,7440 68 90 128 166 I ZO—120 | 28—130 72 I 93 134 — 1,37
28—180 10,7 0,7498 70 95 134 174 0,15 8,81 51 5,8 0,7800 73 96 116 139 *'
28—190 12,5 0,7570 72 98 140 185 I 28—140 I 28—150 28—160 8,0 0,7870 73 100 122 144 .
28—200 14,4 0,7632 75 100 145 195 0,20 — 11,80 42 10,2 12,3 0,7940 0,7970 74 75 103 106 129 134 150 154 — — 2,10 —
Айританская нефть 28—170 28—180 14,5 15,8 0,8000 0,8028 77 80 ПО 115 138 143 158 164 — — 4,75 4,80 —
28—85 28—100 3,3 5,0 0,7032 0,7088 50 52 61 64 77 87 101 ПО — 28—190 28—200 17,2 19,0 0,8060 0,8083 83 85 118 119 145 151 174 186 0,0028 76 33
28—110 6,2 0,7141 57 70 96 118 — — — —
28—120 7,7 0,7182 64 74 104 125 — —- 0,69 199
28—130 9,0 0,7220 67 79 109 136 — —— — — 4 Наманганская н е ф т ь
28—140 28—150 10,4 11,8 0,7260 0,7286 74. 78 84 88 115 122 146 156 — 0,69 — 28—85 5,5 0,6941 | 52 62 75 93 0
28—160 13,2 0,7353 79 92 126 162 — —1UU 28—110 28—120 8,8 0,7030 53 69 80 100 —
28—170 14,5 0,7430 80 94 132 168 — 10,7 0,7160 54 73 86 107 — —
28—180 15,8 0,7487 84 97 138 175 — 1,10 12,5 0,7240 55 77 92 114 —. . 0
28—190 17,1 0,7518 84 102 142 179 — -* 40—130 14,3 0,7280 56 80 96 121 — ——
28—200 18,5 0,7534 85 107 146 182 0,003 49 1,27 142 Z6—140 1 28—150 16,3 18,3 0,7320 0,7348 57 58 82 85 102 107 129 135 — — n —
Западно-палванташская н е ф т ь * 28—160 1 28—170 20,2 22,2 0,7390 0,7430 59 60 86 88 112 117 144 152 — — —
28—85 28—100 28—110 6,3 8,4 10,1 0,6750 0,6820 0,6900 30 32 34 43 52 60 69 75 82 82 95 107 — 1 1 1 1 1 1 1 1 1 28—180 28—190 28—200 23,5 25,2 26,5 0,7467 0,7485 0,7506 61 63 65 89 96 102 123 134 141 160 168 175 1,010 1,012 50 0 0 134
28—120 11,4 0,6976 36 68 89 120 — — 0,77 —
28—130 13,1 0,7010 38 70 92 127 — — — 1 1
28—140 14,6 0,7055 40 72 96 136 — — — — Киогиз с к а я ней] ть
28—150 28—160 28—170 16,3 18,1 18,5 0,7082 0,7125 0,7180 42 45 48 74 75 76 99 105 112 142 150 157 1 1 1 1,02 1 1 1 28—85 28—ЮО 28—110 28—120 28—130 28—140 3,0 4,9 6,0 7,0 8,0 9,4 0,7330 0,7370 1,7390 60 63 68 74 78 87 82 96 . — —
28—180 21,4 0,7208 52 78 119 165 0,008 52 1,27 206 68 81 96 101 — —
28—190 28—200 22,1 24,6 0,7385 0,7555 54 56 79 80 120 121 172 179 0,011 — 1,71 — 3,7410 >,7438 3,7460 72 73 74 88 88 89 106 108 111 124 С 128 132 ,008 — 1,14 —
3-160
33
Продолжение табл. 8
Темпера- тура отбора, °C Выход, (на нефть), Р1° Фракционный состав, °C Содер- жание серы, % Октановое число, без ТЭС Кислотность, мг КОН на 100 мл фракции । Давление на- сыщенных па- ров (при 38 °C), мм рт. ст.
н. к. 10% 50% 90%
28—153 10,5 0,7490 75 90 113 138 0,009 — 1,85
28—163 12,0 0,7550 75 91 116 148 — — — —
28—170 12,9 0,7600 76 92 120 160 —— — — —
28—180 14,8 0,7643 77 93 123 170 0,013 — 2,26 —
28—190 16,0 0,7675 78 93 128 176 — — — —
28—200 17,6 0,7702 79 93 . 133 183 0,03 47 2,69 86
фракций, выкипающих до 200 °C
9. Групповой углеводородный состав
Темпера- тура отбора, °C Выход (на нефть), % Л20 *>4 20 nD Содержание углеводородов, %
аромати- ческих нафте- новых парафиновых
всего нормаль- ного строения изострое- ния
Газлинская нефть
28—60 0,4 0,6300 — 42,0 58 — —
60—95 2,6 0,7136 — 13,5 40,7 45,8 — —
95—122 4,0 0,7683 — 26,9 36,0 37,1 — —
122—150 6,8 0,7870 — 34,1 33,3 32,6 — —
150—175 7,0 0,7942 — 34,1 25,9 40,0 —• —
175—200 6,7 0,7982 — 27,4 30,8 41,8 — —
28—200 27,5 0,7804 — 28,0 32,0 40,0 —• —
Шурчинская нефть
28—60 0,5 0,6862 — — 38,0 62,0 35,0 27,0
60—95 2,0 0,7242 1,4077 10,9 39,0 50,1 15,2 34,9
95—122 2,8 0,7553 1,4236 18,6 34,4 47,0 11,2 35,8
122—150 3,7 0,7870 1,4370 25,7 33,1 44,2 16,3 27,9
150—175 4,0 0,7910 1,4447 27,0 25,2 47,8 8,0 39,8
175—200 4,5 0,8033 1,4510 24,3 24,3 51,4 8,0 43,4
28—200 17,5 0,7735 1,4349 22,0 33,3 44,7 11,5 33,2
Караулбазарская нефть
28 -60 0,3 0,6633 1,3790 — 18,4 81,6 41,3 40,3
60—95 2,0 0,6978 1,3973 3,8 33,1 63,1 27,7 35,4
95—122 5,4 0,7293 1,4105 10,8 28,9 60,3 29,7 30,6
122—150 6,5 0,7530 1,4220 14,7 28,0 57,3 28,6 28,7
150—200 13,5 0,7759 1,4352 19,2 22,2 58,6 25,0 33,6
28—200 27,7 0,7594 1,4265 15,3 25,6 59,1 27,1 32,0
Шуртепинская нефть
28—60 0,5 0,6730 — — 25,5 74,5 28,3 46,2
60—95 1,5 0,7447 1,4190 9,6 29,0 61,4 18,4 43,0
95—122 1,2 0,7530 1,4250 12,2 24,6 63,2 10,0 53,2
122—150 5,0 0,7669 1,4320 27,6 19,0 53,4 12,0 41,4
150—175 6,3 0,7847 1,4408 30,2 12,7 57,1 15,5 41,6
175—200 5,5 0,7980 1,4480 26,0 10,1 63,9 14,9 49,0
28—200 20,0 0,7748 1,4350 25,0 16,1 58,9 14,8 44,1
34
Продолжение табл. 9
Темпера- тура отбора, °C Выход (на нефть), % Р^° «20 Содержание углеводородов, %
аромати- ческих нафте- новых парафиновых
всего нормаль- ного строения изострое- ния
Карактайская нефть
28—60 60—95 1,0 1,7 0,6820 0,7177 1,3767 1,4008 Следы 34,0 51,0 66,0 49,0
95—122 2,3 0,7410 1,4156 3,8 46,2 50,0 .
122—150 2,3 0,7565 1,4261 И,7 26,5 61,8 ——
150—175 3,3 0,7802 1,4348 16,4 27,0 56,6
175—200 3,8 0,8046 1,4480 28,4 22,0 49,6
28—200 14,4 0,7632 1,4285 13,7 30,7 55,6 — —
Айританская нефть
28—60 1,2 0,6672 1,3805 — ' 100,0
60—95 3,1 0,7078 1,3980 5,4 31,2 63,4 39,4 24,0
95—122 3,7 0,7345 1,4108 11,6 24,7 63,7 31,2 32,5
122—150 3,8 0,7526 1,4215 13,6 26,8 59,6 26,8 32,8
150—200 6,7 0,7809 1,4357 18,7 29,2 52,1 25,0 27,1
28—200 18,5 0,7534 1,4235 12,7 25,6 61,7 30,0 31,7
Запади о-п алванташская нефть
28—63 3,1 0,6510 1,3770 — — 100,0 — —
60—95 4,5 0,7001 1,4010 10,2 27,0 62,8 29,3 33,5
95—122 4,3 0,7270 1,4111 8,1 30,0 61,9 25,8 36,1
122—150 4,5 0,7475 1,4210 11,3 21,5 67,2 23,6 43,6
150—200 8,2 0,7720 1,4351 14,4 33,3 52,3 24,5 27,8
28—200 24,6 0,7555 1,4250 10,6 25,3 64,1 25,8 38,3
Андижанская нефть
28—60 2,2 0,6493 — — 100,0
60—95 3,8 0,7124 1,3990 4,0 37,5 58,5 19,9 38,6
95—122 3,8 0,7364 1,4100 8,8 32,1 59,1 16,8 42,3
122—150 4,4 0,7580 1,4220 12,4 32,2 55,4 22,3 33,1
150—200 7,1 0,7885 1,4365 15,6 29,3 55,1 16,7 38,4
28—200 21,3 0,7409 1,4165 И,4 29,2 59,4 18,5 40,9
Южн о-a ламышикская нефть
28—60 1,0 0,6748 1,3962 — 27,0 73,0 3,7 69,3
60—95 1,3 0,7558 1,4320 43,8 6,2 50,0 1,6 48,4
95—122 1,9 0,7740 1,4370 35,0 16,9 48,1 1,6 46,5
122—150 6,0 0,8079 1,4582 58,0 18,5 23,5 0,3 23,2
150—200 8,8 0,8269 1,4642 46,1 29,5 24,4
28—200 19,0 0,8083 1,4550 46,2 26,2 27,6 — —
• Н а м а н г а некая н е ф т ь
28-2-60 2,0 0,6793 1,3872 — 42,0 58,0 43,5 14,5
о1)—95 95—122 122—150 5,5 5,3 0,7099 0,7414 1,4034 1,4160 7,4 14,8 37,5 34,0 55,1 51,2 27,4 23,4 27,7 27,8
5,5 0,7660 1,4285 20,2 26,3 53,5 31,7 21,8
юи—200 2 8—200 8,2 0,7858 1,4400 22,0 29,2 48,8
26,5 0,7506 1,4230 15,2 32,2 52,6 — —
35
Продолжение табл. ,
Темпера- тура отбора, °C Выход (на нефть), % Pf „20 Пр Содержание углеводородов, %
аромати- ческих нафте- новых парафиновых
всего нормаль- ного строения изострое- ния
1 Киргизская не ф т ь V.
28—60 0,2 0,7123 1,4075 — 63,7 36,3 —
60—95 3,8 0,7380 1,4136 13,6 16,8 69,6 25,9 43,7
95—122 3,3 0,7560 1,4180 18,7 15,6 65,7 20,0 45,7
122—150 3,2 0,7745 1,4366 20,8 19,0 60,2 28,0 32,2
150—200 7,1 0,7950 1,4448 25,0 13,0 62,0 26,5 35,5
28—200 17,6 0,7702 1,4345 20,0 16,0 64,0 25,1 38,9
10. Содержание индивидуальных ароматических углеводородов
во фракции 122—150 °C
Углеводороды Выход, вес. % Углеводороды Выход, вес. %
на фракцию । на нефть на фракцию j на нефть
Газлинская нефть
Запади о-п алванташская
Этилбензол — 0,25 нефть
п-Ксилол — 0,45
л-Ксилол о-Ксилол — 1,59 0,63 Этилбензол л-Ксилол 0,37 0,56 0,02 0,03
л-Ксилол 1,58 0,12
Шурчинская нефть о-Ксилол 1,97 0,09
Этилбензол 1,56 0,19
п-Ксилол 1 л-Ксилол ) 9,14 0,43 Ю ж и о-a л а мышикская нефть
о-Ксилол 4,92 0,17 Этилбензол 1,00 0,06
Караулбазарская нефть л-Ксилол лг-Ксилол 5,26 32,80 0,30 1,85
Этилбензол 2,17 0,12 о-Ксилол 8,04 0,45
п-Ксилол 1 л-Ксилол J 13,87 0,74
о-Ксилол 3,12 0,17 Наманганская в е ф т ь
Шуртепинская нефть Этилбензол 0,86 0,05
Этилбензол 4,17 0,18 п-Ксилол 1 л«-Ксилол ) 12,30 0,80
п-Ксилол 1 л-Ксилол ) 20,31 0,97 о-Ксилол 3,70 0,24
о-Ксилол 5,25 0,24
Киргизская нефть
Айританская нефть
Этилбензол 1,19 0,04 Этилбензол 1,54 0,06
л-Ксилол 1,95 0,06 п-Ксилол 1 7,76 0,32
л-Ксилол 5,45 0,16 л-Ксилол J
о-Ксилол 2,92 0,09 о-Ксилол 2,37 0,10
36
11. Характеристика фракций, служащих сырьем для каталитического риформинга
Темпера- тура отбора, °C Выход (на нефть), % Р2О Содер- жание серы, % Содержание углеводородов, %
аромати- ческих нафте- новых парафиновых
всего нормаль- ного строения изострое- ния
Газлинская нефть
62—85 62—105 1,5 3,5 0,7027 0,7366 Следы » 12,5 16,5 41,5 40,0 46,0 43,5 — . —
85—120 4,3 0,7597 0,05 24,5 37,0 38,5
85—180 20,5 0,7823 0,08 33,0 33,5 33,5
105—120 2,3 0,7700 0,05 28,0 36,0 36,0
105—140 7,0 0,7799 0,06 30,5 34,5 35,0
120—140 4,7 0,7837 0,07 32,5 33,7 33,8
120—180 16,2 0,7912 0,10 34,0 29,5 36,5
140—180 11,5 0,7954 0,10 33,0 26,5 40,5 — —
1 Пурчин с к а я не ф т ь
62—85 1,6 0,7220 0,41 10,4 39,3 50,3 15,5 34,8
62—105 2,8 0,7280 0,45 12,6 38,0 49,4 14,1 35,3
85—120 2,7 0,7390 0,51 17,2 34,8 48,0 11,4 36,6
85—180 И,7 0,7680 0,62 26,0 30,5 43,5 13,5 30,0
105—120 1,5 0,7450 0,55 19,4 33,7 46,9 12,0 34,9
105—140 4,4 0,7565 0,58 22,2 32,3 45,5 13,8 31,7
120—140 2,9 0,7605 0,57 24,0 31,0 45,0 15,3 29 7
140—180 6,1 0,7860 0,68 26,9 25,6 47,5 8,7 38,8
Караулбазарская н е ф 1 ь
62—85 0,8 0,7220 Следы 2,9 17,0 80,1 29,1 51,0
62—105 3,7 0,7232 0,01 5,0 25,0 70,0 28,2 41,8
85—120 6,0 0,7280 0,01 9,6 30,2 60,2 29,2 31,0
85—180 21,4 0,7510 0,01 14,2 29,4 56,4 28,7 27,7 27,2 27,6
105—120 3,1 0,7330 0,01 11,2 32,2 56,6 29,4
105—140 8,2 0,7420 0,01 12,7 30,7 56,6 29,0
120—140 5,1 0,7495 0,01 14,6 29,8 55,6 28,8 26,8
140—180 10,3 0,7690 0,08 17,5 24,8 57,7 26,3 31,4
Ш у р т е п и некая е ф ть
62—85 0,9 0,7084 0,08 9/2 29,3 61,5 19,3 42,2
62—105 1,7 0,7456 о,п 10,2 28,0 61,8 16,5 45,3
85—120 1,5 0,7510 0,12 11,8 25,2 63,0 11,5 51,5
85—180 105—120 105—140 120—140 140—180 14,2 0,7790 0,25 28,2 14,4 57,4 11,8 45,6
0,7 6,7540 0,13 15,2 22,6 62,2 10,3 51,9
3,8 0,7560 0,16 22,4 18,7 58,9 11,0 47,9
3,1 0,7640 0,17 26,0 15,4 58,6 11,5 47,1
9,6 0,7850 0,29 30,4 12,6 57,0 13,4 43,6
37
Продолжение табл. 11
Продолжение табл. 11
Темпера- : тура отбора, °C Выход (на нефть), % Р1° Содер- жание серы, % Содержание углеводородов, %
аромати- ческих нафте- новых парафиновых
всего нормаль- ного строения изострое- ния
- 1 Темпера- тура отбора, °C Выход (на нефть), % р1° Содер- жание серы, 0/ /0 Содержание углеводородов, %
аромати- ческих нафте- новых парафиновых
всего нормаль- ного строения изострое- ния
Карактайская н е ф т ь 62—85 Ю ж н о-a ламышикская нефть 46,2
0,9 0,7540 0,01 43,8 6,2 50,0 3,8
62—85 0,9 0,6927 0,02 — 33,0 67,0 — —
62—105 2,4 0,7060 0,05 1,5 34,0 64,5 —. , 62—105 1,7 0,7620 0,01 42,2 8,2 49,6 3,4 46,2
62—120 3,7 0,7150 0,05 2,0 35,0 63,0 —
85—105 1,5 0,7175 0,05 2,2 35,0 62,8 — — 85—120 2,0 0,7700 0,01 36,6 15,0 48,4 2,1 46,3
85—120 2,8 0,7220 0,06 3,5 36,0 60,5 —
85—180 8,7 0,7431 0,08 11,5 23,0 65,5 — 85—180 13,8 0,8060 0,01 54,0 18,0 28,0 1,6 26,4
105—120 1,3 0,7290 0,08 5,5 35,0 59,5 —
105—140 2,7 0,7375 0,09 8,0 29,0 63,0 — — 105—120 1,2 0,7780 0,01 38,2 17,4 44,4 ' 1,6 42,8
120—140 1,4 0,7400 0,10 10,5 25,0 64,5
140—180 4,5 0,7750 0,14 16,0 18,0 66,0 — — 105—140 120—140 5,2 4,0 0,7920 0,8050 0,01 0,01 46,5 53,2 17,6 18,0 35,9 28,8 1,6 1,7 34,3 27,1
лиританская нефть
62—85 1,9 0,7050 0,01 4,5 32,0 63,5 40,0 23,5 140—180 7,8 0,8278 0,02 51,2 29,0 19,8 — 19,8
62—105 4,1 0,7130 0,01 6,6 30,0 63,4 38,0 25,4 е ф т ь
85—120 4,4 0,7350 0,01 10,2 26,3 63,5 32,8 30,7 Н аманганская н
85—180 12,5 0,7500 0,01 13,4 26,4 60,2 27,2 33,0 62—85 3,2 0,7140 0,01 7,0 38,0 55,0 29,0 26,0
105—120 2,2 0,7385 0,01 12,0 25,2 62,8 30,5 32,3
105—140 4,9 0,7445 0,01 12,8 25,8 61,4 29,0 32,4 62—105 7,7 0,7240 0,01 9,2 36,8 54,0 26,5 27,5
120—140 2,7 0,7480 0,01 13,2 26,2 60,6 27,9 32,7
140—180 5,4 0,7696 0,02 17,0 28,1 54,9 25,8 . 29,1 85—120 7,0 0,7440 0,02 13,2 33,5 53,3 24,2 29,1
85—180 18,0 0,7720 0,02 19,5 27,5 53,0 33,0 20,0
105—120 2,5 0,7520 0,02 15,4 31,5 53,1 25,0 28,1
о а п а д н о-п а л в ан та ш ская нефть
62—85 3,1 0,6910 0,01 9,5 27,0 63,5 30,0 33,5 105—140 6,3 0,7620 0,02 17,5 29,4 53,1 28,0 25,1
62—105 85—120 5,8 5,0 0,7075 0,7240 0,01 0,01 9,9 8,5 27,6 27,3 62,5 64,2 28,5 26,4 34,0 37,8 120—140 3,8 0,7700 0,02 19,5 27,5 53,0 30,0 23,0
85—180 105—120 15,0 2,3 0,7440 0,7310 0,01 0,01 12,5 8,9 30,0 28,5 57,5 62,6 23,8 25,4 33,7 37,2 140—180 7,2 0,8000 0,02 21,2 28,0 50,8 30,3 20,5
105—140 120—140 5,5 3,2 0,7380 0,7430 0,01 0,01 9,9 10,6 25,5 23,4 64,6 66,0 24,5 24,0 40,1 42,0 Киргизская не ф т ь
140—180 6,8 0,7640 0,01 13,2 28,5 58,3 24,2 34,1 62—85 2,4 0,7200 0,01 11,5 18,0 70,5 26,0 44,5
62—105 4,7 0,7280 0,01 14,3 14,0 71,7 25,0 46,7
Андижанская нефть 85—120
4,0 0,7500 0,01 17,5 15,5 67,0 21,5 45,5
62—85 2,6 0,7100 0,01 3,5 38,8 57,7 20,5 37,2 85—180
62—105 4,7 0,7180 0,01 4,8 36,4 58,8 19,4 39,4 11,8 0,7730 0,01 17,2 25,0 57,8 26,5 31,3
85—120 4,4 0,7330 0,01 8,0 32,8 59,2. .. 17,5 41,7 105-120
85—180 13,2 0,7565 0,02 12,0 32,9 55,1 21,0 34,1 . 1,7 0,7570 0,01 17,1 16,5 66,4 21,1 45,3
105—120 2,3 0,7400 0,01 7,5 32,1 60,4 17,9 42,5 105—140
105—140 5,3 0,7485 0,01 8,6 32,4 59,0 19,6 39,4 4,1 0,7670 0,01 17,0 20,5 62,5 24,0 38,5
120—140 3,0 0,7540 0,01 11,5 32,8 55,7 21,3 34,4 120—140
140—180 •5,8 0,7775 0,04 14,5 30,2 55,3 19,0 36,3 2,4 0,7610 0,01 17,0 24,0 59,0 26,0 33,0
140—180 5,4 0,7860 0,02 22,0 20,0 58,0 27,0 31,0
39
38
12. Характеристика легких керосиновых дистиллятов
Температура
отбора,
Выход
(на
нефть),
%
Рг
Фракционный состав, °C ^20. сСт Температура, °C Теплота сгорания (низшая), ккал/кг Содержание, % Кислот- ность, мг КОН на 100 мл дистил- лята Иодное число, г иода на 100 г । дистиллята
и.к. 10% 50% 90% 98% начала кри- стал- лизации вспыш ки в закры- том тигле аромати- ческих углеводо- родов серы
Факти-
ческие
смолы,
мг на 100 мл
дистил -
лята
Газлинская
нефть
120—240
120—285
39,0
76,0
0,8057
0,8157
133 150 188 225 238
148 162 210 240 275
1,40 —50
1,80 —48
36
39
40
27
0,10
0,12
2,57
2,71
1,2
1,2
1,5
1,7
Шурчинская
нефть
120—240
120—280
20,6
32,5
0,8037
0,8186
143 153 186 222 232
159 175 215 260 275
1,50
2,00
—60
—60
34
40
10 254
10
237
27
27
0,84
1,09
4,60
6,50
0,4
3,5
3,0
4,0
Караулбазарская
нефть
120—240
120—280
120—240
120—280
120—240
120—285
120—240
120—280
120—240
120—240
120—280
120-240
120—280
120—240
62—280
120—240
32,9
43,4
26,2
37,5
0,7744
0,7854
0,7938
0,8014
130 149 175 212 223
145 159 199 242 256
1,10 —56
1,31
—40
40
52
10
10
359
343
Шуртепинская нефть
20
21
0,08
0,12
2,05
2,30
О
О
15
15,5
144
149
153
163
182
211
223
259
240
274
1,49
1,96
—48
—40
38
43
10 305
10 304
29
30
0,47
0,56
4,28
4,33
2,7
3,3
12,0
12,9
Карактайская
нефть
| 17,3 /0,8023114011591195122912461 1,56|<—601 31 I
| 27,?/0,8183 |149|171|219|264|28б| 1,93/ —52| 37 |
Айританская
нефть
28
32
0,43
0,50
7,50
10,80
1,0
1,1
4,0
6,0
I 15,9
| 23,0
20,0
I 18,2
| 25,3
21,8
30,5
21,3
29,4
16,3
/0,7871 |1301141|1821216|2281 1,41 I —58 I 35 I 10327 I
| 0,8024 |145|168|2О6|25О|266| 1,79 | —38 I 42 | 10323 |
18
19
0,02
0,02
1,44
1,62
2,5
Западио-палванташская нефть
0,7761 II1911481182122212361 1,371 -56
10382
13
0,01
2,99
0
5,8
Андижанская нефть
| 0,7857 II30/137/174/219/232/ 1,38} —60 I 29 | 10339 | 18
| 0,80771147|157|206|265|280| 1,781 —60 I 36 | 10343 | 19
Южно-аламышикская нефть
10,82831140/150|1701210|228| 1,16/ — 60 | 27 1 10115 I
10,84151145|159|203|249|263| 1,67/ —60 | 30 | 10147 I
Наманганская нефть
0,7881 |126|143|173|214|238| 1,201 -60 I 48 I 13726
Киргизская нефть
51
39
0,07
0,14
1,37
2,37
0,8
1,1
2,0
8,0
0,003
4,60
0,3
14,5
0,01
0,85
0,2
3,5
0,7930
0,7980
95
148
115
158
171
184
209
220
258
242
1,10
1,20
-60
-60
39
10329
10301
23
25
0,05
0,70
0,86
1,5
5,8
8,1
X
13. Характеристика керосиновых дистиллятов
КИСЛОТ- НОСТЬ, мг КОН на 100 мл дистиллята оосоооюоооюсоо^осюю оо С4 оо со ОСЧСТзФ — | Ю С4 С4 со т— СССОЮОСЧМ’Ф’Ф — СО — СО ’Ф СО СО 1 — сч ’ф ю
Содер- жание серы, % W’t^GO’tCOrtlCO- 04 04 04 СО 04 -Ф 04 СО Ю Ь- — — —« Tf -и -и ф со ио О | О О О | —1 о о о о о о 0 0-^-000000 ООО о о о о о о о
Я О- S.c> вспыш- ки 0?GC^COOC4^'sDlCl^^(NWOLOOb>C40rtCCO' lOuOuOiOuOb'LOOOO-^iOcOTfTfiOTfiQt^OOxQCD
»° с 2 Н помут- нения С40'ООеОЮЮО>СОООГ*ШОЬ.ООО ООО о о COCOC404COQ4 — — СОС00404СОСЧС000004 СО СО II 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 II 1 1 VV
отгоняется • до 270 °C ооою । in со со s о s a i ю со о i со s 1 о О 00 О Ь- 1 со О Ь О N О) ао 1 о О Ь- 1 00 О 00 Is
О О и та 98% 00ОС4’фт^ОС0С000ОС4О00Ю04ОС4С4 — ООО r-Ob-OLQOOO — S'- — b- О О — СОСЧФФЬ'ОФО С4С4СЧСОС4С4С4СОС4СОС4СОС4СОС4СОС4С4С4СОСЧСО
о о 2 к 90% SS-O’tCDCD^OO-CO^OOOOQO^COCOin ЮФФСП’ФЬ'ФФЮФЮаОЮФФОЮЬЮсО^СО C4C4C4C4C4C4C4CMC4C4C4C4C4C4C4C0C4C4C4C4C4C4 •
к . о S sf X та 50% ЮЮООООО-^ЮОО^ЮОО - Ю •’Ф О О — М" LO со СО СО 04 О 04 04 СЧ Ю — СО — Ю 04 *^ — СО — СО — СО СЧСЧС4С4СЧС4С4СЧСЧС4С4С4С4СЧС4С4С4СЧС4С4С4С4
10% О О 04 СО CD — ^SSCO©C4C0ini£)C4OO b- со — ССОООСООООО — СОСОООСОССОСООСО 00 ОО О) — С4 — — — — — — — 04 — — — — — — — — — — — —
£ X CXJ О О Ф С4 О Ю О — ’ФС4СОт^ооооО’ФООтНЮСОиО OOO^OOSCOSSGOGOSSinincOSSSO^ON
о Q. <CCCC'0Tt-ONSTfb.cnC400OOC0inc0O)OOOO OCDxfTf*C4O00Tf — Ь’.'фтГО — СЧ 04 04 CD GO — О СО — С4О1С0СЭ — — 04 СО тН О — СО — С4 Ю Ю О С4 — 04 OOQOOOOOSOOOOQOOOOOOOOON.OOCOOOOOOOOOOOOOCO 0'0 0:00 0 0000000000000000
Выход (на нефть), % <DOOU5O4’WCOOOC4OaC4O<O0COCOlOb.C4lOlO ’Ф -Ф <Ю 04 О S 04 ’Ф Tf СО 00 CD СО o' o' ОО со 04 Oi Ф Ф^СМ'фСО’^СО^СЧСО - C4C4CQC4C4C4C0C4C0 — 04
Темпера- тура отбора, °C ОООООООООООООООООООООО 00О00С400С4 00 С400С400С400С400С400С4 00 С4 00 С4 С4СОСЧСОСЧСОС4СОС4СОС4СОС4СОС4СОС4СОС4СОС4СО 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 ОООООООООООООООООООООО
Нефть сс га к a S к н - й га s S к к S а R Ы CJ > К Га а CD >, CL CL Q- C Et £ 2 CL. ra — ra ^2 ra=s co к и-Э^Э^<сп<2х:^
14. Групповой углеводородный состав керосиновых фракций
Содержание углеводородов, %
Температура отбора, °C
ароматических нафтеновых
Газлинская нефть
парафиновых
200—250 250—300 200—300 24,2 24,0 24,1 45,0 40,8 42,8 30,8 35,2 33,1
Шурчинская нефть
200—250 25,0 26,3 48,7
250—300 28,0 21,6 50,4
200—300 27,0 23,5 49,5
Караулбазарская нефть
200—250 19,6 23,6 56,8
250—300 26,4
200—300 23,0 — —
I Иуртепинская нефть
200—250 28,5 6,0 65,5
250—300 28,0 18,3 53,7
200—300 28,5 10,0 61,5
Айританская нефть
200—250 20,5 26,0 53,5
250—300 21,6 22,1 56,3
200—300 21,1 23,1 55,8
Запади о-п алванташ ская нефть
200—250 11,0 43,0 46,0
250—300 12,2 21,3 66,5
200—300 11,8 31,6 56,6
Анд иж анская нефть
200—250 18,5 28,9 52,6
250—300 17,0 26,1 56,9
200—300 18,3 27,3 54,4
Ю ж н о-a ламышикская нефть
200—250 250—300 35,5 34,0 49,2 53,0 15,3 13,0
200—300 35,0 50,5 14,5
Наманганская нефть
200—250 22,0 28,4 49,6
250—300 22,5 22,0 55,5
200—300 22,3 26,3 51,4
Киргизская нефть
200—250 30,0 23,8 46,2
250—300 24,5 24,0 51,5
200—300 27,2 24,0 48,8
42
43
15. Характеристика дизельных топлив и их компонентов
Темпера- тура отбора, °C Выход (на нефть). Цета- новое число Дизель- ный индекс Фракционный состав, °C п20 Р4 V20. с Ст V50. сСт Температура, °C Кислот- ность, мг кон на 100 мл топлива Содер- жание серы, % Анили- новая точка, °C
10% 50% 90% 96% засты- вания помут- нения вспыш- ки
Газлинская нефть
180—300 I 66,1 ' 64,0 | 2181 238 1 269 I 276 I 0,8283 1 2,92 1 1,74 I —41 | — I 81 1 3,15 0,П 1 76,4
200—300 1 61,1 I 54 | 65,2 | 221 1 241 | 270 | 288 | 0,8333 | 3,24 | 1,93 1 —36 1 - 1 92 | 3,68 0,12 1 78,2
Шурчинская нефть
150—350 49,5 —. 51,7 214 277 325 332 0,8436 4,52 2,37 —20 -10 68 8,30 1,55 64,4
180—320 37,0 — 51,4 216 252 290 296 0,8381 3,65 1,96 —28 —12 65 7,90 1,62 60,5
180—350 44,5 — 52,6 221 267 316 325 0,8450 5,04 2,60 —19 —11 69 9,80 1,70 65,1
200—350 41,0 — 53,2 237 276 318 328 0,8490 5,16 2,89 —18 —8 76 10,90 1,76 67,6
240—350 32,9 — 53,3 270 286 323 329 0,8523 6,20 3,04 —17 —7 82 11,90 1,85 69,5
К а р а у лбазарска я нефть
150—350 54,8 — 63,6 205 249 306 320 0,8196 2,97 1,50 —33 —20 80 3,09 0,23 65,1
180—350 46,4 — 63,2 216 253 306 320 0,8278 3,56 1,70 —25 — 15 90 3,62 0,31 67,3
200—350 41,3 -— 60,3 232 256 307 321 0,8320 4,41 2,01 —20 —9 97 4,10 0,36 72,2
240—350 28,9 56 63,2 255 272 309 323 0,8363 5,94 2,76 —9 —3 ПО 4,71 0,50 78,2
II у р т е п и н с к а я нефть
180—320 37,3 — 56,3 223 257 300 308 0,8317 3,82 1,98 —31 —19 82 5,30 0,96 64,8
150—350 53,8 — — 199 254 317 328 0,8289 3,45 1,86 —32 —20 77 5,02 1,11
180—350 46,3 — 53,5 225 270 327 337 0,8408 4,04 2,05 —24 — 12 86 5,76 1,50 65,5
200—350 42,0 — 55,0 244 275 329 334 0,8436 5,01 2,66 —19 —3 99 5,90 1,69 67,9
240—350 32,8 — 55,5 270 289 330 338 0,8570 6,05 2,81 —13 4 122 6,42 2,01 67,7
Карактайская нефть
180—320 30,5 — 46,9 220 257 297 310 0,8451 3,46 1,91 —40 58 14,60 0,74 57,9
150—350 40,7 51 48,5 201 261 313 330 0,8432 3,52 1,83 —36 — 55 13,80 0,88 58,5
180—350 37,3 — 47,0 224 274 320 333 0,8510 4,35 2,34 —35 — 62 14,80 1,24 58,0
200—350 33,6 —. 47,7 235 290 327 340 0,8564 4,78 2,52 —30 84 19,00 1,12 58,3
240—350 25,9 54 50,7 265 290 321 333 0,8619 5,63 2,68 —25 ,12g. ДЛГ
Айританекая нефть
150—350 33,7 63,5 195 255 314 334 0,8220 3,10 1,80 —26 —16 54 1,85 70,8
180—350 29,7 61,5 223 263 315 337 0,8304 3,93 2,19 —18 —8 75 —— 71,6
200—350 27,0 61,5 232 265 319 340 0,8366 4,56 2,36 —13 —2 94 1,95 0,04 74,0
240- 350 21,9 — 61,0 264 284 324 345 0,8460 6,24 3,06 —5 4 ПО 3,98 1 0,06 76,1
3 а и а д н 0- палванташскал нефть
150—350 36,6 75,4 197 259 317 328 0,8105 3,56 1,98 —21 —9 43 5,13 0,012 76,5
180—320 25,5 72,4 210 246 289 310 0,8109 3,60 2,10 —22 —9 47 5,13 0,02С 75,5
240—350 21,5 54 72,2 275 294 325 338 0,8274 6,55 1,90 —5 5 65 5,90 0.02S 85,2
Андижанская нефть
150—350 34,6 50 62,8 197 262 327 336 0,8228 3,52 1,97 —35 —9 49 3,68 — —
180—320 24,2 61,5 218 263 313 323 0,8281 3,82 2,08 —32 —8 70 3,42 — —
180—350 30,5 61,3 221 277 331 338 0,8335 4,77 2,48 —25 —6 75 4,21 0,22 —
200—350 27,5 59,5 239 287 332 340 0,8350 5,56 2,79 —20 2 80 3,15 — —
240—350 21,1 60,3 277 296 334 341 0,8416 6,85 3,33 —6 5 130 3,15 СТ, 23 —
Южно-аламышикская н е ф т ь
150—350 40,9 42,0 196 250 300 310 0,8586 3,40 1,73 —. —60 58 6,35 — 53,6
180—350 35,3 42,0 226 264 303 313 0,8651 4,66 2,43 • — —60 76 5,35 — 57,5
200—350 32,1 43,2 242 267 304 314 0,8683 5,37 2,73 — — 82 5,55 — 60,0
240—350 25,3 44 44,1 256 276 308 318 0,8689 6,33 2,99 —60 — . 91 5,13 0,047 62,4
Наманганская нефть
150—350 37,5 64,4 189 252 309 318 0,8258 3,10 1,90 -16 —10 95 — 0,031 69,5
180—350 32,3 61,0 220 258 310 319 0,8302 4,08 2,20 —13 —8 105 3,08 0,041 70,5
200—350 29,3 61,8 232 264 312 320 0,8323 4,65 2,40 —10 —7 ПО 4,19 0,051 73,0
240-350 22,0 52 61,2 262 278 314 323 0,8352 6,56 3,00 —6 —3 116 5,13 0,09 75,0
Киргизская нефть
150—350 32,0, 60,1 197 251 305 326 0,8260 2,76 1,54 —26 —12 65 6,24 0,088 67,7
180—350 27,7 59,9 219 259 312 326 0,8306 3,37 1,78 —20 —10 76 — 0,095 70,3
200—350 24,9 60,4 230 268 317 331 0,8369 4,30 2,30 —15 —8 81 — — 72,6
240—350 19,2 54 59,4 265 286 322 336 0,8424 7,48 3,48 —8 —2 J15 6,84 0,138 74,7
16. Характеристика исходных фракций (240—350 °C) и углеводородов, полученных из них карбамидной депарафинизацией
Исходные фракции и углеводороды Выход, % „20 ₽4 „20 nD Анилино- вая точка, °C v20 > сСт Темпера- тура застыва- ния, °C Дизельный индекс
на фракцию на нефть
Исходная фракция Углеводороды, не образующие комплекс с карбамидом Углеводороды, образующие комплекс с карб- амидом Шурчинская нефть
100,0 60,3 39,7 32,9 19,8 13,1 0,8523 0,8752 0,8285 1,4770 1,4905 1,4645 69,5 61,7 6,20 8,34 —17 —35 8 53,3 42,9
Караулбазарс кая нефть
Исходная фракция 100,0 28,9 0,8363 1,4700 72,3 5,94 —14 63,2 47,0
Углеводороды, не образующие комплекс с карбамидом Углеводороды, образующие комплекс с карб- 65,5 18,9 0,8633 1,4848 62,0 7,40 <—50
34,5 10,0 0,7913 1,4450 5
амидом
Шуртепинская нефть
Исходная фракция 100,0 32,8 0,8570 1,4810 67,7 6,05 —13 55,5 42,0
Углеводороды, не образующие комплекс с карбамидом Углеводороды, образующие комплекс с карб- 72,0 23,6 0,8705 1,4880 60,5 7,40 —32
28,0 9,2 0,8270 1,4602 3
амидом
Исходная фракция Карактайска я нефть
100,0 25,9 0,8619 61,2 5,63 —25 50,7 36,5
Углеводороды, не образующие комплекс 87,0 22,5 0,8807 1,4940 53,1 6,35 <—60
с карбамидом
Углеводороды, образующие комплекс с карб- 13,0 3,4 0,7915 1,4451 3
амидом
Айританская нефть
Исходная фракция 100,0 21,9 0,8460 1,4702 76,1 6,24 —5 54,8 52,8
Углеводороды, не образующие комплекс 76,3 16,7 0,8582 1,4787 65,5 8,05 —48
с карбамидом
Углеводороды, образующие комплекс с карб- 23,7 5,2 \ 0,7835 1,4418 — — 16 —
амидом
Зап а д н о-п ал ванташская в е ф т ь 72,2 65,6
Исходная фракция Углеводороды, не образующие комплекс 100,0 52,0 21,5 11,2 0,8274 0,8422 1,4605 1,4680 85,2 78,0 6,55 8,25 —5 —38
с карбамидом Углеводороды, образующие комплекс с карб- 48,0 10,3 0,8119 1,4548 90,5 — 6 —
амидом
Андижанская нефть 60,3 57,5
Исходная фракция Углеводороды, не образующие комплекс 100,0 69,0 21,1 14,6 0,8416 0,8508 1,4700 1,4736 78,0 74,8 6,85 7,70 —6 —13
с карбамидом Углеводороды, образующие комплекс с 31,0 6,5 0,8352 1,4666 — — 3 —
карбамидом
ю ж н о-a л а м ы ш и к ская нефть 44,1
Исходная фракция 100,0 25,3 0,8689 1,4818 1,4822 53,6 6,33 <—60
Углеводороды, не образующие комплекс 99,4 25,2
с карбамидом Углеводороды, образующие комплекс с 0,6 0,1 — 1,4420 — — — —
карбамидом
Наманганска я нефть 61,2 53,6
Исходная фракция Углеводороды, не образующие комплекс 100,0 45,0 22,0 9,9 0,8352 0,8520 1,4726 1,4777 75,0 68,5 6,56 8,20 -6 —38
с карбамидом Углеводороды, образующие комплекс с 55,0 12,1 0,8266 1,4626 — — 0 —
карбамидом нефть
Киргизская 59,4 49,9
Исходная фракция 100,0 75,0 19,2 14,4 0,8424 0,8604 1,4731 1,4834 74,7 68,5 7,48 8,13 —8 <—45
Углеводороды, не образующие комплекс
с карбамидом Углеводороды, образующие комплекс с 25,0 4,8 0,7904 1,4422 — — 17 —
карбамидом
S3
E
E ?
s5
00 о —
17.
для каталитического
Нефть Темпера- тура отбора, °C Выход (на нефть), Р4° м По. сСт ПОО» сСт Температура застывания, °C Содержание, % Коксуемость, % ! Содержание парафино-нафте- новых углеводородов, % Содержание ароматических углеводородов, % Содержание смолистых веществ, %
3 S ' смол сернокислотных I группа П и III группы IV группа
Шурчинская 350-500 21,0 0,8826 378 15,2 4,2 14 2,10 14 0,05 62,0 17,2 16,8 3,0 1,0
Караулбазарская 350—500 19,5 0,8914 335 21,4 5,3 23 1,28 13 — 58,7 12,8 13,5 11,6 3,4
Шуртепинская 350—500 24,7 0,9120 324 16,3 5,3 14 2,91 13 0,04 59,6 24,5 11,0 3,0 1,9
Карактайская 350—450 21,3 0,9173 290 26,1 5,8 5 2,20 11 0,22 42,7 20,9 28,8 2,8 4,8
Айританская 350—480 24,5 0,8894 304 19,5 6,5 36 0,26 6 — 72,0 10,0 8,5 6,5 3,0
Западно-палванташская 350-500 31,7 0,8667 314 13,7 4,2 29 0,04 12 0,24 76,8 10,7 8,5 2,8 1,2
Андижанская •’ 350-500 25,8 0,8846 310 15,9 5,4 28 0,58 5 0,02 71,2 17,4 7,9 2,7 0,8
Южно-аламышикская 350—500 26,1 0,8819 324 19,1 5,7 28 0,15 2 — 77,7 8,9 4,5 5,1 3,8
Наманганская 350—500 21,7 0,8790 313 14,4 4,5 26 0,82 12 0,38 66,6 13,1 7,9 4,5 7,9
Киргизская 350—500 27,9 0,8815 320 15,5 4,7 20 0,69 8 — 68,0 10,6 8,0 6,6 6,8
°ТЭ ₽ схж
)В S о
1 »*Я я
QO *q О СП4^ СО ND ф 4s. СЛ СО ф* О <©
С© фь фь со сл ф 4^
о о © © © о "со со со с© <© © ©
— — ND СО Ф». О СО 4s -q ND — О ND ND >
ND О ND Фь СИ -J s<«
"O
s
ND ND CO © 00 r (
►-* ND CO »—* CO 1 1
ф 00 О © Я
ND СО СИ С© 00
ND ND ND CO CO 4 s rfs. -e-
Ф ND Ci 4^ © 4 s. Ci Я
H- H- ~ ND ND I — CO © ND © ►—1 4s © 00 CO * |
NO ND NO ND NO
о О о о ND ND ND ND ND NO
ND 1 1 CO 1 - 4^ СП ND CO 4^ Cl M CD
OO co CO CO CO CH ND 00 ND
NDCO4b.Ol00ND00CD
W-. СЛ
OO — NDNDCOCi© о ND ND СЛ CP | | o\
•q <© ND *—* CP CO © © ОФ*— — — CO © О я s ND ND C© *q 00 ‘ ' ND CH 00 О © po GO
я ND О P0
— ndndco n ! и- ND СЛ О OO । TJ
4s. -q О 4* -q co CO СЛфСЛ — CHOND-J w a ’ СП CO OO © О ©0)000 О W
Я
s 1 1
WpCOtO ND ND *4 »— ND ND CO <1 00 СЛ 00 Я Ct»
e >8-
>— •— ND ND ND NJ
S9-
raja
'-V 1 Продолжении табл. 18
, ; Остаток после Выход Температура, °C Содер- Кок-
1 отбора 20 ВУво ВУтоо
фракций до (на нефть), Р4 засты- вспыш- серы, мость,
температуры, i‘: °C % вания ки % %
3 a п а д н о- палванташская н е ф т ь
; 5оо 14,0 0,9750 — — — >220 0,56 26,10
450 26,5 0,9540 — — 50 213 0,52 21,80
>' 400 36,0 0,9380 — — 46 209 0,45 18,60
; 350 45,7 0,9190 — — 42 208 0,34 14,70
300 55,8 0,8990 13,00 13,00 38 189 0,26 11,80
j. 250 L 65,5 0,8790 4,60' 4,60 32 162 0,20 9,00
А н д и ж а I с к а я нефть
i 500 24,0 0,9573 34 — 1,30 12,60
! 450 31,3 0,9550 — —. 33 — 0,95 11,40
b'. 420 35,1 0,9515 26,70 32 302 0,90 10,90
ji ,, 400 39,4 0,9485 — 18,90 32 273 0,79 9,90
t 350 49,8 0,9390 12,60 5,70 30 242 0,62 8,10
300 60,4 0,9290 5,60 2,10 27 190 0,57 7,60
250 69,4 0,9110 2,60 1,50 23 156 0,43 6,80
i 200 77,3 0,9010 1,60 1,30 20 122 5,70
’p 150 84,4 0,8950 1,40 1,20 17 82 — 5,20
Южно-аламышикская нефть
i 500 22,5 0,9347 12,96 6,02 43 289 0,34 10,47
i 450 30,2 0,9240 3,09 2,83 37 252 — 3,40
’ 400 38,7 0,9110 2,83 2,05 34 220 — 3,20
г 350 48,6 0,9000 2,60 1,87 32 208 0,21 2,94
r 300 60,7 0,8910 1,63 1,32 29 139 — 2,80
li 250 71,9 0,8850 1,29 1,23 10 129 2,75
f 200 80,7 0,8814 1,25 1,15 —4 70 — 2,70
Наманганская нефть
г 500 21,3 0,9710 — 37 264 1,62 13,75
1 450 29,0 0,9628 — 8,34 32 261 0,98 7,75
;• 400 36,0 0,9485 7,59 4,61 28 232 0,80 5,60
/ 350 43,0 0,9370 5,00 3,34 26 208 0,67 5,59
1 300 53,5 0,9170 3,40 2,64 21 175 0,54 4,18
> 250 63,3 0,9036 2,40 1,90 17 142 0,39 3,20
' 200 72,3 0,8977 1,67 1,40 15 122 0,23. 2,50 !
Киргизская нефть
500 29,6 0,9570 26 ' 1,20 22,00
; 450 39,5 0,9450 — 24,50 25 306 1,05 14,30
! 400 48,3 0,9352 26,10 9,70 24 261 0,97 12,10
i 350 57,5 0,9285 9,26 5,60 23 225 0,94 10,60
300 66,5 0,9189 5,71 3,16 21 195 0,90 10,00 •
250 75,2 0,9094 2,82 1,86 18 143 0,86 8,80
200 82,4 0,8951 1,94 1,53 16 130 0,82 7,80
50
19. Характеристика сырья для деструктивных процессов
Остаток после отбора фракций до температуры, °C Выход (ва нефть), % ₽1° ВУ60 ВУтоо Темпера- тура за- стывания, °C Содержа- ние серы, % Коксуе мость, %
’ Шурчинская нефть
350 41,5 0,9477 — 3,0 15 4,65 9,2
450 27,0 0,9800 —- 16,9 18 5,75 11,3
500 20,5 1,0109 К а р а у. т б а з а р с к а я не 20 ф т ь 6,35 12,3
350 31,0 0,9478 23,3 5,8 7 1,88 10,5
450 15,3 0,9932 — — 25 2,И 17,3
500 11,5 1,0120 Ш у р 1 е п и н с р а я неф 28 т ь 2,40
350 38,0 0,9351 6,7 1,8 15 4,05 4,8
450 20,4 0,9681 12,3 2,9 17 4,89 8,3
500 13,3 0,9883 Кара ктайск 9,4 а я неф 18 т ь 5,50 13,3
350 52,0 0,9495 30,0 5,1 21 3,18 9,5
450 30,7 0,9712 Айр — | 14,4 1 29 итанская нефть - 12,0
350 53,9 0,9311 3,8 34 0,33 7,7
450 36,0 0,9625 9,5 44 0,43 10,2
480 29,4 За 1,0327 п а д н о-п а л в а н 1 18,4 а ш с к а я 46 нефть 0,51 11,0
350 45,7 0,9190 __ 14,9 42 0,34 14,7
450 26,5 0,9540 — — 50 0,52 21,8
500 14,0 0,9750 Ан Д1 I ж а н с к а я неф г ь 0,56 26,1
350 49,8 0,9390 — 5,7 30 0,62 8,1
450 31,3 0,9550 — 33 0,95 11,4
500 24,0 0,9573 О ж н о-а I а м ы ш г к с к а я 34 нефть 1,30 12,6
350 48,6 0,9000 5,1 1,9 32 0,21 2,9
450 30,2 0,9240 2,8 37 — 3,4
500 22,5 0,9347 Нам а н г а н с 1 6,0 < а я неф 43 т ь 0,34 10,5
350 43,0 0,9370 3,3 26 0,67 5,6
450 29,0 0,9628 8,3 32 0,98 7,8
500 21,3 0,9710 Кир г и з с к а я н е ф т 37 ь 1,62 13,8
350 57,5 0,9285 29,8 5,6 23 0,94 10,6
450 39,5 0,9450 24,5 25 1,05 14,3
500 29,6 0,9570 — — 26 1,20 22,0
51
20. Групповой углеводородный состав дистиллятной части нефтей, определенный адсорбционным методом
Парафино-нафт еловые Ароматические углеводороды Промежу-
Темпера- тура Выход (на углеводороды I группа 'х. II и III группы IV группа сум- точная фракция и
отбора, нефть), смолистые
°C % „20 nD % „20 nD о/ /0 „20 nD % 20 nD % % вещества, %
Шурчинск а я нефть
200—250 11,0 1,4410—1,4870 75,0 1,4940—1,5240 14,0 1,5310—1,5540 и,о — — 25,0 —
250—300 15,5 1,4490—1,4850 72,0 1,4900—1,5250 18,0 1,5350—1,5540 10,0 — — 28,0 —
300—350 14,5 1,4520—1,4860 70,0 1,4930—1,5230 16,0 1,5340—1,5610 14,0 — — 30,0 —
350—400 8,0 1,4620—1,4870 67,5 1,4950—1,5240 16,0 1,5300—1,5840 15,5 1,5960 0,7 32,2 0,3
400—450 6,5 1,4650—1,4890 61,6 1,4900—1,5260 17,7 1,5332—1,5812 16,5 1,5990 3,0 37,2 1,2
450—500 6,5 1,4720—1,4880 57,0 1,4920—1,5270 20,6 1,5320—1,5870 18,0 1,6030 3,1 41,7 1,3
Караулбазарская нефть
200—250 15,2 1,4415—1,4885 80,4 1,4910—1,5242 4,1 1,5345—1,5710 15,5 — — 19,6 —
250—300 12,9 1,4420—1,4885 73,6 1,4930—1,5260 5,7 1,5320—1,5670 20,7 — — 26,4 —
300—350 13,2 1,4460—1,4870 70,9 1,4915—1,5290 8,0 1,5350—1,5740 21,1 — — 29,1 —
350—400 9,0 1,4520—1,4890 67,5 1,4930—1,5298 10,5 1,5340—1,5802 11,1 1,5917—1,6264 9,8 31,4 1,1
400—450 6,7 1,4540—1,4880 55,3 1,4920—1,5263 14,3 1,5300—1,5808 14,7 1,5918—1,6316 10,5 39,5 5,2
450-500 3,8 1,4540—1,4880 42,8 1,4985—1,5280 16,8 1,5300—1,5865 17,1 1,5930—1,6640 17,9 51,8 5,4
Шуртепинс кая нефть
200—250 12,0 : 1,4360—1,4860 71,5 1,4930—1,5190 10,5 1,5440—1,5620 18,0 — 28,5 —
250—300 14,5 1,4450—1,4880 72,0 1,4930—1,5260 11,5 1,5340—1,5700 16,5 — — 28,0 —
300—350 15,5 1,4510—1,4890 71,5 1,5030—1,5260 10,0 1,5390—1,5750 18,5 — — 28,5 —
-X
350—400 7,9 1,4621—1,4812 66,5 1,5034—1,5272 23,0 1,5312—1,5750 10,5 33,5 1 —
400—450 9,6 1,4780— 1,4880 60,3 1,5050—1,5280 24,5 1,5380—1,5760 9,7 1,6012 4,3 1 38,5 1,2
450—500 7,2 1,4782—1,4862 51,6 1,5108—1,5262 25,7 1,5318—1,5334 13,4 1,5906—1,6240 4,4 43,5 1 4,9
Айританская нефть
200—250 6,5 1,4385—1,4850 79,5 1,4950—1,5170 5,0 1,5415—1,5890 15,5 — — 20,5 —
250—300 9,0 1,4430—1,4850 78,4 1,5020—1,5285 6,3 1,5300—1,5860 15,3 — — 21,6 —
300—350 11,5 1,4510—1,4830 77,0 1,4920—1,5265 7,9 1,5375—1,5830 15,1 — — 23,0 —
350—400 9,5 1,4590—1,4860 68,7 1,4910—1,5260 9,9 1,5460—1,5825 17,4 1,5910—1,6060 3,0 30,3 1,0
400—450 8,4 1,4608—1,4860 66,2 1,4925—1,5235 11,8 1,5335—1,5827 13,6 1,5960—1,6210 7,0 32,4 1,4
450—500 6,6 1,4560—1,4890 66,1 1,4920—1,5240 9,1 1,5330—1,5860 11,3 1,5900—1,6380 7,8 28,2 5,7
Запади о-п алванташская нефть
200—250 8,5 1,4380—1,4820 89,0 1,4900—1,5220 7,9 1,5250—1,5475 3,1 — — 11,0 —
250—300 9,7 1,4400—1,4840 87,8 1,4915—1,5230 6,8 1,5358—1,5510 5,4 — — 12,2 —
300—350 10,1 1,4488—1,4890 86,1 1,4930—1,5190 7,2 1,5340—1,5560 6,7 — — 13,9 —
350—400 9,7 1,4518—1,4892 80,6 1,4920—1,5283 10,5 1,5312—1,5564 7,2 1,5910 Ы 18,8 0,6
400—450 9,5 1,4656—1,4896 76,3 1,4922—1,5244 10,5 1,5322—1,5749 8,8 1,6000 3,4 22,7 1,0
450—500 12,5 1,4650—1,4872 74,0 1,4903—1,5293 11,0 1,5330—1,5680 9,6 1,6025—1,6200 3,9 24,5 1,5
Андижанская нефть
200—250 8,0 1,4480—1,4810 81,5 1,4915—1,5228 10,0 1,5312—1,5720 8,5 — — 18,5 —
250—300 9,0 1,4465—1,4860 82,5 1,4920—1,5230 7,5 1,5318—1,5838 9,5 — —~ 17,0 0,5
300—350 10,3 1,4450—1,4860 80,0 1,4910—1,5235 13,0 1,5342—1,5810 6,5 — — 19,5 0,5
350—400 10,4 1,4750—1,4882 76,0 1,4910—1,5215 16,5 1,5388—1,5858 7,0 —' — 23,5 0,5
400—450 8,1 1,4710—1,4892 68,0 1,4925—1,5255 18,0 1,5388—1,5848 10,0 1,6045 3,1 31,1 • 0,9
ел 450—500 7,3 1,4825—1,4778 68,1 1,4910—1,5142 17,9 1,5390—1,5860 6,8 1,5945 6,1 30,8 1,1
§ * § «. s s 2 - 3 я "НИ я о ь -Г S ~ л» IIIs. D. 1 J ! 1 10 сч ! 1 ю о О СО ':Я 1 21. Структурно-групповой состав 50-градусных фракций нефтей
g ТО 5 S' x 5 2< go 2 2 В ±T Ь Q. <2 Q E -ф О 0 со со 1Л —ч ш 1 © — со о ~И | темпер1- Л20 р4 п20 nD Распределение углерода, % Среднее число колец в молекуле
£ S Х,в ю о ю ю г-. сч о ю о о ю о о ю ш о о ^ч ' тура отбора, м
о Се4 О от S LQ СО со сч сч СО сч сч сч сч ю сч сч 00 сч CD сч о со У сч со сч CD СЧ СО сч сч со °C СА сн Г* кол СП КА Кн Ко
о Ci \= О г- о о о 1 1 о ю LO У 1 1 1 © но К а р а у л база рская нефть
b: а> 00 CD 00 у со сч’ ю" Is* со LO 0- о 200—250 0,8044 1,4470 168 7 33 40 60 0,12 0,38 0,68 0,53 0,80 0,91
«1 250—300 0,8320 1,4665 190 18 26 44 56
E E a CD CD LQ cd CD ю CD CD ю со СО у со со сч со со ю со со СО об сч СО о сч СО О сч о СО CD со о со со 300—350 350—400 0,8500 0,8844 1,4751 1,4943 237 304 18 20 23 23 41 43 59 57 0,50 0,71 0,70 1,10 1,20 1,81
> pj Q 7 1 -у ^у 1 ч—1 »“Н •—г »—-ч 400—450 0,8983 1,5050 350 22 23 45 55 0,80 1,00 1,80
е 1 сч CD о> 1 ю о CD о CD ю CD 1 о CD 1 со ст> L.O ю ГР СЧ СО 1 о 1 1 о о й и со п| гр ЯИ 450—500 0,9089 1,5120 377 А й р г 22 тане 25 к ая ь 47 е ф т ь 53 1,00 1,70 2,70
2 ю Ю ю Ю to ю ю СО со U0 U0 ю 200—250 ’ 0,8124 1,4553 145 20 23 43 57 0,27 0,51 0,78
Q. 250—300 300—350’ 0,8331 0,8557 1,4650 1,4770 177 231 17 17 31 48 52 0,31 0,48 0,69 0,83 1,00' 1,31
О g О о О ю оо со ю о о ю о о о У о со 27 44 56
<y g 3 E =? Л СО LO СО ю Ь- СО 00 сч сч о- N- со сч —и — сю 350—400 J 400—4501 450—4801 0,8727 0,8905 0,9003 1,4863 1,4964 296 350 17 18 25 24 42 42 58 58 0,60 0,78 1,08 1,25 1,68 2,03
0) s X a> E неф- О й ,5870 ,5875 5830 .5845 5880 1 SI8S 5880 5847 5837 5819 5830 Л 1 0089 5825 5820 5880 5840 5840 j 1^5020 3 а п г 404 д н о-п 18 а л в а I 23 иаш< 41 к а я н 59 е ф т ь 0,88 1,52 2,40
Я* s — °с •—( •—< -< — •е- - —< 9—( _ 200—250 0,7940 1,4509 173 16 7 23 77 0,33 0,19 0,52
«a S С ТО J J ) j ? I 1 1 1 •а ! 1 1 j 1 250—300 0,8110 1,4570- 212 13 9 22 78 0,33 0,28 0,61
2 о I-H я у ю ^*ч сч io сч ю сч о о ю сч со сч О О о со оо сч сч ю о о U0 сч 300—350 О', 8250 1,4640 244 14 10 24 76 0,41 0,32 0,73
< £о ю iA ю ш ю К °° ю со Ю aj ю со ю со ю со ю со ю со ш у LQ м но со ио со ю 350-400 0,8450 1,4720 276 12 22 34 66 0,41 0,79 1,20
S —< — —н ~< —-* т—< »“—< то то I—< —- *—< •—< 400—450 0,8655 1,4780 320 7 36 43 57 60 0,26 0,55 1,59 1,45 1,85 2,00
=? В В ш о со 00 о о CD CD CD СО а н с 3,5 | ю сГ о~ о о У CD о ио Ш 0? сч’ U0 о’ оо uo’ 450—500 0,8801 1,4890 344 Анди 13 ж а н с 27 .кая 40 нефть
§ ’—1 —1 — S 200—250 0,8190 0,8345 1,4550 1,4630 172 3 47 50 50 0,38 0,72 1,10
0 c ч 00 о о ю О о к CD со in CD CD ОО сч О о ^В 250—300 206 4 44 48 52 0,38 0,82 1,20
E то сч см сч сч сч со сч СЧ со сч 2 сч СО сч о сч см сч ю сч 04 я C£J СЧ ОО сч сч сч ю сч со сч 300—350 0,8477 1,4730 249 5 45 50 50 0,51 0,74 1,25
£* 6 LO ю ю ю ю ю я ю. ю ю 1Г0 ю ю in ю U0 НО ю 350—400 0,8640 1,4876 284 13 28 41 59 0,71 1,00 1,71
cmQ е X у 7 И 7 7 -у *-• 7 7 7 ’у у4 7 ’—• 400—450 0,8840 1,4940 307 14 32 46 54 0,79 1,22 2,01
я о о со со о S о сч 00 г ю 00 1 00 сч 1 о о up о 1 НО о 450—500 0,8953 1,5010 342 13 32 45 55 0,85 1,62 2,47
S CD у CD У ст> CD у о СР CD ’У CD ’У СР СР со У У У у- CD У CD У сч СР Южно-аламышикская нефть 1,35 1,51
*—< ’—< т—< •—< ’—1 »—< — ч—< 9—1 »— 9-^ "—< м •—< •—1 *—< 200—250 0,8540 1,4750 166 22 39 61 39 0,35 0,52 1,00 0,99
250—300 0,8705 1,4894 187 23 36 59 41
(V 3 ч® Ш о ю 00 <О сч о ю о о о 00 о ю О о о со ^^В 300—350 0^8669 1,4828 236 20 30 50 50 0,55 1,01 1,56
0 о со СО со CD со сч У Q0 00 ю со о U0 СО о но со о 00 со ю ^В 350—400 0,8807 0,8821 1,4864 1,4894 284 25 24 49 51 0,50 1,42 1,92
ft 3 400—450 342 14 29 43 57 0,59 1,32 1,91
=t
•&B. от о о со ю со со о ю СО о о ry~i со ю 00 ш о CD ю CD со ср со ср й со 00 о S СО °? ю ^^В оо 450—500 0,8822 1,4900 392 14 24 38 62 0,63 1,38 2,01
№ 6 4. g у ’ft ’У Tft 4ft У У У У У 00 Наманганская нефть
£ s a> 4 °Q S2 7 ’j’ 7 7 7 •-у -у ’У у т т—Ч 7 -у 200—250 0,8147 1,4540 151 17 44 61 39 0,31 0,66 0,97
ra о <^> о 1 о 1 сч 1 сч о , 00 f—1 1 ,-Х ^в 250—300 0,8312 1,4660 180 19 26 45 55 0,33 0,68 1,01
ОТ c у со ю со ю оо ю СО ь- Tf< СО СО ”У LO ’CD LO ю со ю СО CD СО сч ю 8 СР со 00 ©__^И 300—350 0,8467 1,4738 221 18 23 41 59 0,48 0,65 1,13
у У ’У у У У У У У У У У 350-400 0,8594 1,4815 266 17 21 38 62 0,55 1,24 1,79
’—1 ’— ’— л-ч л—< —• •““• 1 —< —< 400 450 0,8790 0,8974 1,4979 1,5076 313 11 29 40 60 0,26 0,55 1,59 1,85
g. Л* оо сч г-и CD ю ^ft о оо LO о сч о сч 00 450—500 381 13 27 40 60 1,45 2,00
s5e^ n cd со сч 00 CD ь. CD~ cd" o' г-. 00 о> cd’ оо’ о? _^В К и иизская нефть
200—250 250—300 0,8240 0,8380 1,4615 1,4680 159 205 18 31 49 51 0,35 0,36 0,64 0,78 0,99 1,14
45 - о г~) о q О о О CD о 1 о о CD CD о 15 29 44 56
c- a 2 2 c>-£O ю сч со ю со У ю Ю СЧ со ю со о ю У о ю ю сч со Ю СО о У U0 У 8 *^В 300—350 0,8493 1,4755 241 17 24 41 59 0,48 0,75 1,23
Sp б° J 1 J 1 1 1 1 1 I 1 1 1 1 1 350—400 0,8692 1,4850 283 16 27 43 57 0,55 1,07 1,62
у ° о о ю о о о о ю о о 1П о о о о ю о CD о LQ о U0 о о 400—450 0,8802 1,5010 321 27 9 36 64 1,00 0,31 1,31
сч сч со со У ”ft сч сч со со У СЧ СЧ со СО У 450—500 0,9058 1,5130 362 27 12 39 61 1,23 0,73 1,96
54
55
22. Характеристика дистиллятных базовых масел и групп углеводородов, полученных адсорбционным методом
Исходная фракция и смесь углеводородов Выход, % Р4° „20 nD V50. сСт ^100. сСт ив Темпера- тура за- стывания, °C Содержа- ние серы, %
на фрак- цию на нефть
Шурчинская нефть
Фракция 350—450 °C 100,0 14,5 0,8790 1,4942 11,1 3,4 —11 2 4
Фракция 350—450 °C после депарафинизации 86,0 12,4 0,8984 1,5046 13,8 3,9 —13
Нафтено-парафиновые углеводороды 51,6 7,5 0,8452 1,4660 9,4 3,0 —6
Нафтено-парафиновые и I группа ароматиче- 67,5 9,8 0,8628 1,4772 11,8 3,4 —8 2,1
ских углеводородов Нафтено-парафиновые, I, II и III группы аро- 81,0 11,7 0,8847 —9
1,4960 13,2 3,8 2,2
матических углеводородов
I группа ароматических углеводородов 15,9 2,3 0,9024 1,5045 13,2 4,2 —13 3,2
[I и III группы ароматических углеводородов 13,5 1,9 0,9878 1,5606 23,3 4,8 —19 4,6
IV группа ароматических углеводородов 3,7 0,5 1,0386 1,5988 * 14
Смолистые вещества 1,3 0,2 1,0386
Фракция 450—500 °C 100,0 6,5 0 9040 1,5090 37,5 6,3 82 16 2 7
Фракция 450—500 °C после депарафинизации 84,0 5,5 0,9215 1,5190 52,8 8,2 40 — 11
Нафтено-парафиновые углеводороды 47,0 3,0 0,8648 1,4784 24,3 5,9 130 —4
Нафтено-парафиновые и I группа ароматиче- 63,6 4,1 0,8744 1,4883 27,1 6,4 120 —8 2,3
ских углеводородов
Нафтено-парафиновые, I, II и III группы аро- 79,6 5,2 0 8937 1,4998 39,6 7,2 60 —9 2,5
матических углеводородов 16,6
I группа ароматических углеводородов 1,1 0 9110 1,5174 41,7 7,4 66 —12 3,4
II и III группы ароматических углеводородов 16,0 1,1 0,9898 1,5652 99,5 13,0 45 — 14 5,0
IV группа ароматических углеводородов 3,1 0,2 1,0468 1,6030 — 15
Смолистые вещества 1,3 0,1 — — — — — —
К а р а у л б азарская нефть
Фракция 350—450 °C 100,0 15,7 0,8912 1,5000 10,9 3,8 Н8 1,0 1,2 0,5 0,53
Фракция 350—450 °C после депарафинизации 87,0 13,5 0,9020 1,5050 14,2 4 J Ъо
Нафтено-парафиновые углеводороды 42,7 6,7 0,8365 1,4637 11,0 3,6 — 15
Нафтено-парафинодае и I группа ароматиче- ских углеводородов 59,4 9,3 0,8538 1,4750 12,0 3,8 — —18
Нафтено-парафиновые, I, II и III группы аро- 68,8 10,8 0,8709 1,4840 13,4 4,0 —16 1 0,6
матических углеводородов I группа ароматических углеводородов 16,7 2,6 0,9080 а Л*7СЛ 1,5056 1,5598 1,6050 1,5120 19,0 29,9 69,3 48,8 4,5 5,1 8,2 9,7 — —26 in —
II и III группы ароматических углеводородов 9,4 1,5 0, У / ЬО 1и о
IV группа ароматических углеводородов Фракция 450—500 °C 14,0 100,0 2,2 3,8 1,0038 0,9088 100 О 25 1,7 О о
Фракция 450—500 °C после депарафинизации 88,6 3,4 0,9366 1,5250 58,2 10,7 95 100 100 —15 1 Q 2,2 0,6 0,7
Нафтено-парафиновые углеводороды Нафтено-парафиновые и I группа ароматиче- 31,4 48,2 1,2 1,8 0,8596 0,8814 1,4740 1,4868 30,1 36,0 6,7 7,8 — 1о —18
ских углеводородов Нафтено-парафиновые, I, II и III группы аро- 65,3 2,5 0,9120 1,4963 46,0 9,6 95 —16 0,9
матических углеводородов I группа ароматических углеводородов 16,8 17,1 17,9 0,6 0,7 0,7 0,9173 0,9886 1,0215 1,5093 1,5668 1,6060 73,7 169,7 10,0 16,7 34,1 — —16 5 —
II и III группы ароматических углеводородов IV группа ароматических углеводородов — 15 —
II у р т е п и н с к а я нефть
Фракция 350—450 °C 100,0 17,5 0,9001 1,5080 13,9 4,0 — 13 —
Фракция 350—450 °C после депарафинизации 86,1 15,0 0,9060 1,5150 16,2 4,8 — —10 А
Нафтено-парафиновые углеводороды 42,1 7,3 0,8653 1,4772 9,5 2,8 О к —. —У Л
Нафтено-парафиновые и I группа ароматиче- 65,2 н,з 0,9012 1,4928 12,2 0,0 — —У
ских углеводородов Нафтено-парафиновые, I, II и III группы аро- 75,9 13,2 0,9138 1,5020 14,6 3,9 — —10 —
матических углеводородов I группа ароматических углеводородов 23,1 4,0 0,9292 А АААО 1,5168 1,5644 1,6012 18,2 28,5 4,9 5,2 — —10 —11 —
II и III группы ароматических углеводородов IV группа ароматических углеводородов 10,7 6,8 1,9 1,2 0,9963 1,0352 — —
Смолистые вещества Фракция 450—500 °C 3,4 100,0 0,6 7,2 0,9280 1,5190 46,1 8,3 65 16 —
Фракция 450—500 °C после депарафинизации Нафтено-парафиновые углеводороды 90,3 37,5 6,5 2,7 0,9432 0,8668 0,9061 1,5242 1,4792 1,4948 54,9 27,9 32,8 10,4 4,6 5,2 100 —11 —10 —12 —
Нафтено-парафиновые и I группа ароматиче- 60,6 4,4
ских углеводородов Нафтено-парафиновые, I, II и III группы аро- 81,7 5,9 0,9247 1,5106 43,9 7,0 — —10 —
матических углеводородов I группа ароматических углеводородов . 23,1 21,1 4,2 4,4 1,7 Цб 0,3 0,3 0,9314 0,9991 1,5178 1,5648 1,6012 47,7 76,6 9,6 12,5 102 85 —17 —9
II и III группы ароматических углеводородов IV группа ароматических углеводородов —
Смолистые вещества
Oo Продолжение табл. 22
Исходная фракция и смесь углеводородов Выход, % 20 Р4 л20 nD V50, сСт v100> сСт ИВ Темпера- тура за- стывания, °C Содержа- ние серы, %
на фрак- цию на нефть
Карактайская нефть
Фракция 350—450 °C 100,0 21,3 0,9173 1,5131 26,1 5,8 6,2 2,2 2,5
Фракция 350—450 °C после депарафинизации 93,2 19,8 0,9229 1,5180 26,6 13
Нафтено-парафиновые углеводороды 35,9 7,6 0,8462 1,4668 11,8 40 25
Нафтено-парафиновые и I группа ароматиче- 56,8 12,1 0,8662 1,4819 17,9 4,5 —27
ских углеводородов
Нафтено-парафиновые, I и II группы аромати- 65,3 13,9 0,8850 1,4900 18,6 4,6 —20
ческих углеводородов Нафтено-парафиновые, I, II и III группы аро- 85,6 18,2 0,9013 —18
1,5080 22,5 5,6
магических углеводородов
I группа ароматических углеводородов 20,9 4,5 0,9159 1,5099 27,4 5,9 —30 2,7
II группа ароматических углеводородов 8,5 1,8 0,9640 1,5513 48,0 . 7,3 —14
III группа ароматических углеводородов 20,3 4,3 1,0197 1,5815 63,0 10,5 —15 5,3
IV группа ароматических углеводородов 2,8 0,6 1,0368 1,6110 — 13,7 4
Смолистые вещества 4,8 1,0 — — — — —
А й р и т а н с к а я нефть
Фракция 350—450 °C 100,0 17,90 0,8785 1,4910 17,5 5,0 5,2 3,6 4,0 ЧП
Фракция 350—450 "С после депарафинизации 72,5 13,0 0,9051 1,5010 19,4 —12 10
Нафтено-парафиновые углеводороды 46,5 8,3 0,8506 1,4654 8,8
Нафтено-парафиновые и I группа ароматиче- 57,4 10,20 0,8602 1,4740 12,0 14
ских углеводородов
Нафтено-парафиновые, I, II и III группы аро- матических 'углеводородов 63,9 11,4 0,8827 1,4840 16,8 4,8 — —13 —
I группа ароматических углеводородов 10,9 1,9 0,9149 1,5080 28,9 5,9 —16
II и III группы ароматических углеводородов 6,5 1,2 0,9855 1,5550 56,0 10,3 —5
IV группа ароматических углеводородов 6,2 1,1 1,6065
Смолистые вещества 2,4 0,5
Фракция 450—480 °C 100,0 6,6 0,9003 1,5020 32 8 8,2 43
Фракция 45и—480 “С после депарафинизации 78,0 5,1 0,9248 1,5130 47,5 10,7 —7
Нафтено-парафиновые углеводороды 44,1 2,9 0,8594 1,4770 30,8 7,5 120 —8 —
Нафтено-парафиновые и I группа ароматиче- 53,2 3,5 0,8825 1,4840 36,5 8,0 108 —9 \ —
ских углеводородов Нафтено-парафиновые, I, II и III группы аро- 64,5 4,2 0,8999 1,4920 45,7 9,1 100 —8 —
матических углеводородов I группа ароматических углеводородов 9,1 и,з 7,8 Е *7 0,6 Г» *7 0,9208 0,9985 1,5150 1,5590 1,6140 60,2 10,7 22,6 84 —10 0 —
II и III группы ароматических углеводородов IV группа ароматических углеводородов и, / 0,5 — — — —
Смолистые вещества О, / 0,4
3 а п а д н о-п а л в а н т а ш ская нефть
Фракция 350—450 °C 100,0 19,2 0,8576 1,4760 10,4 3,5 — 26 0,04
Фракция 350—450 °C после депарафинизации 73,0 14,2 0,8790 1,4840 11,9 3,8 О о — —19 1 я
Нафтено-парафиновые углеводороды 55,3 10,7 0,8548 гх олг о 1,4706 1,4770 9,3 10,3 0,0 3,5 1О 20 0,03
Нафтено-парафиновые и I группа ароматиче- 63,1 12,2 0,8653
ских углеводородов Нафтено-парафиновые, I, II и III группы аро- 68,5 13,3 0,8692 1,4788 11,1 3,6 — —19 0,04
матических углеводородов I группа ароматических углеводородов 7,8 1,5 1 1 0,9108 0,9662 1,0206 1,5077 1,5447 1,6050 14,6 23,4 4,6 4,9 — —23 — 14 0,05
II и III группы ароматических углеводородов IV группа ароматических углеводородов 5,4 3,4 1,1 0,7 — —
Смолистые вещества Фракция 450—500 °C Фракция 450—500 °C после депарафинизации 1,1 100,0 75,0 49,0 60,0 0,2 12,5 9,4 6,1 7,5 0,8801 0,9006 0,8669 0,8787 1,4890 1,4990 1,4762 1,4818 20,0 43,1 25,9 29,7 5,5 8,2 5,6 82 ПО 43 — 16 —12 0,04 0,05
Нафтено-парафиновые углеводороды Нафтено-парафиновые и I группа ароматиче- 7,1 113 —14 —
ских углеводородов Нафтено-парафиновые, I, II и III группы аро- 69,6 8,7 0,8872 1,4911 40,9 8,1 85 —12 0,04
матических углеводородов 11,0 9,6 3,9 1,5 1,4 1,2 0,5 0,2 0,9136 0,9739 1,5068 38,6 9,3 —16 —
I группа ароматических углеводородов 1,5574 120,3 13,1 —6 —
II и III группы ароматических углеводородов 1,6102 —
IV группа ароматических углеводородов Смолистые вещества — — — — —
о>
, 1 , Продолжение табл. 22
Выход, %
Темпера- тура за- стывания, °C
Исходная фракция и смесь углеводородов на фрак- цию на нефть „20 nD V50. сСт v100, сСт ИВ Содержа- ние серы, %
Андижанская нефть
Фракция 350—450 °C 100,0 18,5 0,8574 1,4916 12,5 4,2 25
Фракция 350—450 °C после депарафинизации 79,7 14,9 0,8988 1,4982 16^9 4,9 —20
Нафтено-парафиновые углеводороды 53,1 9,9 0,8600 1,4609 11,9 4,0 —18
Нафтено-парафиновые и I группа ароматиче- 68,6 12,8 0,8769 1,4714 14,5 4,2 —19
ских углеводородов Нафтено-парафиновые, I, II и III группы аро- 74,9 14,1 0,8886 —18
1,4810 16,6 4,3
матических углеводородов
I группа ароматических углеводородов 15,5 2,9 0,9120 1,5060 29,6 5,6 —21
II и III группы ароматических углеводородов 6,3 1,3 0,9928 1,5720 81,5 8,2
IV группа ароматических углеводородов 3,1 0,5 1,0042 1,6045 — —
Смолистые вещества 1,7 0,3 —
Фракция 450—500 °C 100,0 7,3 0,8953 1,5010 42,1 9,5 — 38
Фракция 450—500 °C после депарафинизации 82,6 6,0 0,9085 1,5049 48,2 9,9 —6
Нафтено-парафиновые углеводороды 50,7 3,7 0,8721 1,4765 30,8 7,4 120 —6
Нафтено-парафиновые и I группа ароматиче- 68,6 5,0 0,8879 1,4820 36,7 7,9 100 —8
ских углеводородов
Нафтено-парафиновые, I, II и III группы аро- 75,4 5,5 0,8936 1,4890 43,0 8,9 — —8
матических углеводородов I группа ароматических углеводородов 17,9 1,3 0,9094 1,5044 48,2 8,2 55 —10
II и III группы ароматических углеводородов 6,8 0,5 0,9737 1,5580 201,3 16,9 40 —8
IV группа ароматических углеводородов 6,1 0,4 1,0206 1,5945 .— — —
Смолистые вещества 1,1 0,1 — — — — — — —
Ю ж н о-a л а 4 ы ш и к с к а я н е ( ) т ь
Фракция 350—450 °C 100,0 18,4 0,8810 1,4870 14,9 4,2 12
Фракция 350—450 °C после депарафинизации 87,3 16,1 0,8828 1,4900 1в;5 4,9 —11
Нафтено-парафиновые углеводороды 64,5 11,9 0,8438 1,4635 и,1 3,6 - —12
Нафтено-парафиновые и I группа ароматиче- 74,4 13,7 0,8515 1,4705 11,5 3^8 —13
ских углеводородов
Нафтено-парафиновые, I, II и III группы аро- 78,0 14,4 0,8631 1,4740 12,6 4,0 —12
матических углеводородов
I группа ароматических углеводородов 9,9 1,8 0,7 1,1 0,6 7,4 5,1 3,5 4,0 0,9070 0,9510 1,5130 1,5570 1,6000 24,5 38,2 5,5 8,0 —20 —5 —
II и III группы ароматических углеводородов 3,6 —- —
IV группа ароматических углеводородов 6,2 . . — —
Смолистые вещества -'Фракция 450—500 °C Фракция 450—500 °C после депарафинизации з, 1 100,0 69,5 0,8822 0,8995 0 8503 1,4900 1,4960 1,4700 1,4750 35,6 41,8 25,6 8,5 9,9 7,6 — 40 —21 —13 —
Нафтено-парафиновые углеводороды 4/, 1 0,8616 28J 8,9 - — 12
Нафтено-парафиновые и I группа аромаище- □4,6
ских углеводородов Нафтено-парафиновые, I, II и III группы аро- 60,9 4,5 0,8785 1,4835 31,5 9,2 — —12 —
матических углеводородов 6,9 6,3 3,0 5,6 0,5 0,5 0,2 0,4 0,9200 1 5150 56,2 10,7 100 —10 —
I группа ароматических углеводородов 0 9798 1^5720 1,6140 25,4 — —
II и III группы ароматических углеводородов —
IV группа ароматических углеводородов Смолистые вещества нефть — — — —
Н а м а н г анская 0,8
Фракция 350—450 °C Фракция 350—450 °C после депарафинизации 100,0 77,3 43,7 56,0 14,0 10,8 6,1 , 7,8 0,8644 0,8926 0,8471 0,8608 1,4910 1,4974 1,4665 1,4770 11,0 15,5 10 3 3,9 4,8 3,5 — 22 —14 —6
Нафтено-парафиновые углеводороды Нафтено-парафиновые и I группа ароматиче- 13,4 3,8 — —18 0,4
ских углеводородов Нафтено-парафиновые, I, II и III группы аро- 62,7 8,8 0,8802 1,4861 14,4 4,0 — —16 0,6
матических углеводородов 12,3 6,7 1,7 1,0 1,0 1,0 7,7 5,9 3,2 4,4 0,8817 1,5080 20,6 4,7 . —24 0,8
I группа ароматических углеводородов 0 9903 1'5544 61,6 7,6 . —10 0,9
II и III группы ароматических углеводородов 1,6230
IV группа ароматических углеводородов 7,3 100,0 76,7 42,5 57,4 —
Смолистые вещества Фракция 450—500 °C Фракция 450—500 °C после депарафинизации 0,8974 0,9164 0,8706 1,5076 1,5105 1,4774 29,6 53,6 30,2 6,7 9,6’ 7,0 по 80 ПО 31 —6 —4 0,9
Нафтено-парафиновые углеводороды Нафтено-парафиновые и I группа ароматиче- 0,8794 1”4852 34,3 7,6 100 —6 —
ских углеводородов 65,1 5,0 0,8972 1,4930 44,5 8,8 65 —5
Нафтено-парафиновые, I, II и III группы аро-
матических углеводородов 14,9 7,7 6,4 5,2 1,2 0,6 0,5 0,4 0,9087 1,5091 43,0 9,7 —8
I группа ароматических углеводородов о'9979 1,5557 134,5 30,7 65 2
II и III группы ароматических углеводородов 1,6340 <
IV группа ароматических углеводородов Смолистые вещества
оэ ю о20 р4 я20 nD V50, сСт v100. сСт Продолжение табл. 22
Исходная фракция и смесь углеводородов Выход, % Ив Темпера- тура за- стывания, °C Содержа - ние серы, %
на фрак- цию на нефть
Киргизская нефть
Фракция 350—450 °C НяАтоип 350Т450°С после Депарафинизации Нафтено-парафиновые углеводороды Нафтено-парафиновые и I группа ароматиче- ских углеводородов риииииче 100,0 77,8 48,5 58,0 1 18,0 14,0 8,7 10,4 1 0,8726 0,8926 0,8461 0,8600 11,4920 1,4970 1,4670 1,4730 10,5 13,4 9,4 11,3 3,3 4,0 3,3 3,4 — 18 —10 —6 0,5 0,6
Нафтено-парафиновые, I, II и III группы аро- , магических углеводородов р 66,5 11,9 U,□
0,8713 1,4820 12,9 3,5 —11 0,6 0,7 1,2
I группа ароматических углеводородов I и III группы ароматических углеводородов IV группа ароматических углеводорода Смолистые вещества Р л 9,5 8,5 6,0 1,7 1,5 1,1 0,9100 0,9800 1,0532 1,5120 1,5540 1,6220 13,7 25,5 4,0 6,4 7,2 — —20 —2
Фракция 450—500 °C & 450Т500°С после депарафинизации Нафтено-парафиновые углеводороды 1ГЛ';”а„рафИЯ0ВЫе и 1 гРУппа ароматиче- ских углеводородов 5,3 100,0 81,6 40,7 54,7 1,0 9,9 8,0 4,0 5,4 0,9058 0,9241 0,8735 0,8822 1,5130 1,5210 1,4778 1,4850 28,9 56,8 31,5 35,6 6,1 9,6 7,4 7,7 75 116 100 I I <£> Tt< СЧ О' 1 1 СО — — - 1 1 1 1 1 “ „° о о 1 '1 СО СО о СО 1 СО ОО | I
Нафтено-парафиновые, I, II и III группы аро- магических углеводородов У Р 62,2 6,1 0,8972 1,4914 44,1 8,9 98 —11
группа ароматических углеводородов v J; ГРУППЫ аР°матических углеводородов Смолистые веществ?0™" углеводоР°Д°в 14,0 7,5 9,1 10,3 1,4 0,7 0,9 1,0 0,9187 1,0010 1,5140 1,5561 1,6300 47,4 107,9 8,7 17,6 75 115 —16 8
23. Выход гача при депарафинизации масляных фракций
24. Характеристика остаточных базовых масел и групп углеводородов, полученных адсорбционным методом
Остаток и смесь углеводородов Выход, % „20 р4 ' „20 "D V50. сСт v100. сСт V60 ИВ ввк Темпера- тура за- стывания, °C
на остаток на нефть
v100
Остаток выше 500 °C
Нафтено-парафиновые углеводороды
Нафтено-парафиновые и I группа ароматиче-
ских углеводородов после депарафинизации
I группа ароматических углеводородов
Смолистые вещества
Асфальтены
Шурчинская нефть
100,0 20,5 1,0109 20
12,5 2,6 0,8815 1,4870 76,3 17,4 4,14 0,8351
35,6 7,3 0,9150 1,5060 146,6 23,9 6,13 118 0,8533 —2
38,4 7,9 0,9166 1,5100 152,7 27,4 5,56 0,8622
23,1 4,7 — — —. .
26,0 5,3 — — — — — — —
Остаток выше 500 °C Нафтено-парафиновые углеводороды после де- парафинизации Нафтено-парафиновые и I группа ароматиче- ских углеводородов I группа ароматических углеводородов Смолистые вещества и асфальтены Шуртепинская не ф т ь 1,4780 1,5020 1,5090 52,3 83,0 104,2 9,4 (ВУщо) 12,3 15,6 18,2 4,26 5,35 5,73 130 120 112 0,8361 0,8597 0,8734 18 —5 —5 —6
100,0 11,8 28,2 16,4 58,6 13,3 1,5 3,7 2,2 7,8 0,9883 0,8761 0,9045 0,9227
Карактайск а я нефть
Остаток выше 450 °C . 100,0 30,7 0,9712 — — 14,4 — — — 29
Нафтено-парафиновые углеводороды после паоасЬинизапии де- 4,8 1,5 0,8703 1,4795 68,0 ШУ wo 14,1 4,82 120 0,7940 —3
Нафтено-парафиновые и I группа ароматиче- ских углеводородов Нафтено-парафиновые, I и II группы аромати- ческих углеводородов 34,0 41,3 10,4 12,6 0,9147 0,9220 1,5059 1,5135 146,3 30,1 35,1 4,87 1 0,8391 0,8450 —3 —1
СП О I группа ароматических углеводородов II группа ароматических углеводородов Смолистые вещества Асфальтены 29,2 7,3 38,9 15,0 8,9 2,2 11,9 4,6 0,9163 0,9795 1,5120 1,5519 159,9 33,7 64,3 1 4,75 1111 0,8400 6 14
Айританская нефть
Остаток выше 480 °C Нафтено-парафиновые углеводороды после де- парафинизации Нафтено-парафиновые и I группа ароматиче- ских углеводородов I группа ароматических углеводородов II группа ароматических углеводородов Смолистые вещества Асфальтены 100,0 14,2 20,2 6,0 3,0 56,0 7,0 29,4 4,2 6,0 1,8 0,9 16,5 2,0 1,0327 0,8874 0,9037 0,9339 1,4842 1,4914 1,5150 113,9 148,3 320,3 18,4 (ВУюо) 17,9 25,4 30,2 6,36 5,84 7,30 116 118 108 0,8267 46 5 5 4
Андижанская нефть
Остаток выше 500 °C Нафтено-парафиновые углеводороды после де- парафинизации Нафтено-парафиновые и I группа ароматиче- ских углеводородов I группа ароматических углеводородов Смолистые вещества Асфальтены 100,0 17,0 27,4 10,4 33,7 26,4 24,0 4,1 6,6 2,5 8,1 6,3 0,9573 0,8734 0,8917 0,9137 1,4796 1,4896 1,5090 40,8 79,5 183,4 8,9 14,8 25,0 4,55 5,38 7,33 115 112 100 0,8389 0,8599 0,8808 34 —10 —8
Южно-аламышикская нефть
СП сл Остаток выше 500 °C Нафтено-парафиновые углеводороды после де парафинизации Нафтено-парафиновые и I группа ароматиче ,ских углеводородов 100,0 28,2 38,3 22,5 6,4 8,7 0,9347 0,8777 0,8830 1,4800 1,4850 92,0 114,0 17,1 19,6 5,38 5,82 ПО 115 0,8345 43 —12 2
. — - — ....
25. Выход петролатума после депарафинизации парафино-нафтеновых
и I группы ароматических углеводородов, выделенных
из деасфальтенированных остатков
Нефть Остаток выше, СС Выход петров на остаток гатума, % на нефть Температура плавления петролатума, °C
Шурчинская Шуртепинская Карактайская Айританская Андижанская Южно-аламышикская Наманганская Киргизская 26. Потенциальное содержание б 500 500 450 480 500 500 500 500 азовых д 15,3 13,2 4,8 13,8 12,5 35,2 17,3 6,6 4СТИЛЛЯТНЫХ 3,20 1,8 1,5 4,0 3,0 8,0 3,7 1,9 и остаточ 36 47 58 51 45 41 51 41 ных масел
Темпера- тура отбора, °C Выход (на нефть) дистил- лятной фракции или остатка, % Характеристика базовых масел Содержание базо- вого масла, %
Р4° V50> сСт V100- сСт •Узо V100 ив ввк темпера- тура за- стывания, °C на дистил- лятную фракцию или остаток на. нефть
Шурчинская нефть
350—450 450—500 Остаток выше 500 14,5 6,5 20,5 0,8628 0,8744 0,9150 11,8 27,1 146,6 3,4 6,4 23,9 3,4 4,2 6,1 120 118 0,8533 1 1 1 Ю СО СО 67,5- 63,6 35,6 9,8 4,1 7,3
Караулба з а р с к а я нефть
350-450 450—500 15,7 3,8 0,8709 0,9120 13,4 46,0 4,0 9,6 3,3 4,9 95 — —16 —16 68,8 65,3 10,8 2,5
Шуртепинская нефть
350—450 450—500 Остаток выше 500 17,5 7,2 13,3 0,9138 0,9247 0,9045 14,6 43,9 83,0 3,9 7,0 15,6 3,6 6,2 5,3 120 0,8597 —10 —10 -5 75,9 81,7 28,2 13,2 5,9 3,7
5*
67
Продолжение табл. 26 .
Темпера- тура отбора, °C Выход (на нефть) дистил- лятной фракции или остатка, % Характеристика базовых масел Содержание базо- вого масла, %
PF V50> сСт v100’ сСт V50 V100 ив ввк Темпера- тура за- стывания, °C на дистил- лятную фракцию или остаток на нефть
Карактайская нефть
350-450 21,3 0,9013 22,5 5,6 4,0 — —18
Остаток выше 450 30,7 0,9220 — 35,1 — — 0,8450 —1
85,6
41,3
18,2
Айританская нефть
350—450 450—480 17,9 6,6 0,8827 0,8999 16,8 45,7 4,8 9,1 3,5 5,0 100 — —13 —8 63,9 64,5 Н,4 4,2
Остаток i выше 480 29,4 0,9037 148,3 25,4 5,8 118 0,8267 5 20,2 6,0
3 а п а д н о-п а л в а н т а ш с к а я нефть
350—450
450—500
19,2
12,5
0,8692 11,1 3,6 3,0
0,8872 40,9 8,1 5,0
85
—19 68,5 13,3
—12 69,6 8,7
Андижанская нефть
350—450 450—500 18,5 7,3 0,8886 0,8879 16,6 36,7 4,3 7,9 3,8 4,6 100 — 00 —< 00 1 1 74,9 68,6 14,1 5,0
Остаток выше'500 24,0 0,8917 79,5 14,8 5,3 112 0,8599 —10 27,4 6,6
Южно-аламышикская нефть
350—450 450—500 18,4 7,4 0,8631 0,8785 12,6 31,5 4,0 9,2 3,2 3,4 —12 —12 78,0 60,9 14,4 4,5
Остаток выше 500 22,8 0,8830 114,0 19,6 5,8 115 0,8345 2 38,3 8,7
Наманганская нефть
350—450 450—500 14,0 7,8 0,8802 0,8794 14,3 34,3 4,0 7,6 3,5 4,5 100 — —16 -6 62,7 57,4 8,8 4,4
Остаток выше 500 21,3 0,8894 186,4 32,2 5,8 130 0,8010 —7 И.4 2,4
Киргизская нефть
Ж 350—450’ 450—500 Остаток выше 500 18,0 9,9 29,6 0,8713 0,8972 0,8915 12,9 44,1 139,0 3,5 8,9 19,9 3,7 4,9 7,0 98 93 0,8147 —11 —11 2 66,5 62,2 22,9 Н.9 6,1 6,8
68
27. Характеристика нефтей применительно к получению из них дорожных битумов
(ГОСТ 11954—66)
Нефть Содержание, % 2,5 П А + СС А + СС-2,5П
асфальте- нов СМОЛ силика- гелевых пара- фина
Шурчинская* 4,0 11,2 4,0 10,0 15,2 5,2
Караулбазарская* 1,0 7,2 1,3 3,3 8,2 4,9
Шуртепинская 1,0 7,8 7,5 18,8 8,8 —10,0
Карактайская* 2,6 6,5 3,0 7,5 9,1 1,6
Айританская 1,4 8,8 10,4 26,0 10,2 —15,8
Западно-палванташская 3,0 8,7 12,8 32,0 11,7 —20,3
Андижанская 4,6 11,4 • 10,3 25,8 16,0 —9,8
Южно-аламышикская 0,9 11,3 7,0 17,5 12,2 —5,3
Наманганская 2,4 8,2 8,0 20,0 10,6 —9,4
Киргизская 3,9 10,6 8,5 21,2 14,5 —6,7
* Из этих нефтей могут быть получены битумы.
28. Шифр нефтей согласно технологической классификации (ГОСТ 912—66)
Нефть Шифр нефти
класс тип группа подгруппа ВИД
Газлинская I T1 — — Пх
Шурчинская ш Tj M2 и, П2
Караулбазарская II Tx M4 и2 Пх
Шуртепинская III Tx M2 Их п3
Карактайская III Tx Ml И2 , П2
Айританская I Tx Ml Их П3
Западно-палванташская I Tx M2 — п3
Андижанская I Tx Ml Их п3
Южно-аламышикская I Tx Ml Их П3
Наманганская II Tx M2 и2 П3
Киргизская I T2 M3 Их П3
69
29. Разгонка (ИТК) газлинской нефти в аппарате АРН-2 и характеристика полученных фракций
№ фракции Температура выкипания фракции при 760 мм рт. ст., °C Выход (на нефть), % „20 р4 „20 "D м ^20’ сСт . V50, сСт v100> сСт Температура, °C
отдельных фракций суммарный
застыва- ния вспышки
1 2 3 4 40—60 60—70 70—80 80—90 0,37 0,49 0,55 0,65 0,37 0,86 1,41 2,06 0,6900 0,7050 0,7125 0,7308 1,3885 1,3975 1,4018 1,4151 93 95 100 0,55 0,65 0,45 0 50 — — —
5 90—100 1,10 3,16 0,7500 1,4220 102 0,68 0^53 0,58 0,61 0,63 0,66 0 69
6 100—110 1,69 4,85 0,7619 1,4298 104 0,71
7 110—120 1,45 6,30 0,7750 1,4351 106 0,75
8 120—130 2,25 8,55 0,7802 1,4405 107 0,82
9 130—140 2,35 10,90 0,7860 1,4435 НО 0,87
10 140—150 2,88 13,78 0,7900 1,4470 114 0,89 0,51 0,52 0,53 0,55 0 58
11 12 13 150—160 160—170 2,43 2,86 16,26 19,12 0,7944 0,7958 1,4491 1,4500 119 125 0,93 1,03 0,71 0,75 ' — 22
170—180 3,41 22,53 0,7974 1,4510 125 1,19 0^78 <5—70 26
14 180—190 2,21 24,74 0,7999 1,4520 136 1,30 0,85 70 30
10 190—200 2,79 27,53 0,8025 1,4530 140 Н49 0*97 0 66 62 43
10 17 200—210 210—220 3,96 3,48 31,49 34,97 0,8064 0,8100 1,4540 1,4555 146 150 1,69 1,84 1,17 1,23 0,70 0 75 —55 —53 56 62
1о 19 on 220—230 4,29 39,26 0,8170 1,4575 158 2,14 1,38 0 78 46 76
230—240 6,04 45,30 0,8267 1,4624 165 2Л5 1 ^56 087 41 82
0 Т 240—250 9,48 54,78 0,8302 1,4645 173 2’68 1,88 0,С4 1 02 35 87
Z1 250—260 10,75 65,53 0,8370 1,4690 180 2^98 2^05 30 92
Z2 0Q 260—270 5,47 71,00 0,8399 1,4700 185 3’50 2,16 111 25 98
0/1 270—280 7,39 78,39 0,8399 1,4692 199 4,05 2,40 1'25 —20 108
Z4 0£ 280—290 5,73 84,12 0,8368 1,4660 210 5^00 2,61 1'35 — 1Я 116
zo 26 290—300 Остаток 4,52 11,36 88,64 100,00 0,8343 1,4638 218 б;02 3,01 132 ) 1 -ОО 1 126
30. Разгонка
(ИТК) шурчинской нефти в аппарате АРН-2 и характеристика полученных фракций
№ фракции Температура выкипания фракции при 760 мм рт. ст., °C Выход (на нефть), % „20 Р4 п20 м ^20> сСт ^50’ сСт V100’ сСт Температура, °C Содержа - ние серы, %
отдельных фракций суммарный застыва- ния вспышки
1 40—102 2,8 2,8 0,7266 1,4142 97 0,72 — — — — 0,45
2 ' 102—127 3,1 5,9 0,7470 1,4250 108 0,83 — — — — —
3 127—150 3,1 9,0 0,7683 1,4355 120 0,98 0,69 — — — 0,61
4 150—170 3,6 12,6 0,7884 1,4423 132 1,20 0,81 0,56 — — —
5 170—188 3,0 15,6 0,7993 1,4480 145 1,43 1,00 0,60 — 40 0,79
6 188—208 3,4 19,0 1 0,8117 1,4550 151 1,89 1,17 0,72 —— 52 —
7 208—221 3,0 22,0 0,8202 1,4600 164 2,40 1,39 0,80 — 74 1,05
8 221—238 3,0 25,0 0,8301 1,4650 175 3,00 1,70 0,90 — 94 1,17
9 238—250 3,5 28,5 0,8385 1,4690 185 3,70 1,83 1,00 —— 104 —
10 250—264 3,0 31,5 0,8430 1,4725 195 4,55 2,20 1,10 —26 113 1,21
11 264—276 3,5 35,0 0,8490 1,4750 205 5,20 2,62 1,30 —17 122 —
12 276—284 2,3 37,3 0,8510 1,4780 212 5,65 2,81 1,35 —13 126 1,30
13 284—292 2,7 40,0 0,8520 1,4800 220 6,41 3,00 1,45 —10 132 —
14 292—303 3,5 43,5 0,8555 1,4815 232 7,62 3,31 1,60 —7 145 1,37
15 303—312 3,2 46,7 0,8575 1,4830 245 8,66 3,60 1,70 —4 156 —
16 312—322 3,0 49,7 0,8600 1,4850 260 10,00 4,10 1,85 — 1 169 1,55
17 322—332 3,3 53,0 0,8630 1,4855 284 12,70 5,16 2,05 2 195 —
18 332—341 2,8 55,8 0,8650 1,4875 297 15,10 5,81 2,20 4 213 1,61
19 341—350 2,7 58,5 0,, 8670 1,4890 310 19,00 6,91 2,45 5 234 —
20 350—364 2,8 61,3 0,8701 1,4900 328 — 8,00 2,70 7 — 1,73
21 364—382 2,7 64,0 0,8740 1,4920 342 — 9,40 2,95 9 — —
22 382—400 2,5 66,5 0,8775 1,4930 354 — 10,80 3,20 10 — 1,95
23 400—422 3,0 69,5 0,8810 1,4960 370 — 12,95 3,60 12 — —
24 422—448 3,8 73,3 0,8890 1,5010 385 — 14,90 4,20 14 — 2,40
25 448—477 3,2 76,5 0,9010 1,5075 402 — — 5,80 16 — —
26 477—500 3,0 79,5 0,9150 1,5155 418 — — 7,70 18 — 2,88
27 Остаток 20,5 100,0 1,0109 20 6,35
ьэ 31, Разгонка (ИТК) караулбазарской нефти в аппарате АР Н-2 и характеристика полученных фракций
№ фракции Температура вы- кипания фракции при 760 мм ст. рт. °C Выход (на нефть), % Температура, °C
отдельных фракций ‘суммарный и20 nD м V20- сСт V&0. сСт vioo. сСт застывания ВСПЫШКИ Содержа- ние серы, о/ /0
1 40—100 3,06 3,06 0,7060 1,3950 0,57
2 100—110 2,14 5,20 0,7262 1,4020 99 0,64 — 0,010
3 110—120 2,00 7,20 0,7313 1,4129 0,70
4 120—130 2,60 9,80 0,7443 1,4180 111 0,73 — 0,013 0,015 0,076 0 10
5 6 130—140 140—150 2,46 1,94 12,26 14,20 0,7512 0,7573 1,4230 1,4267 115 0,75 0,81 0,55 0,67 — —
7 8 150—160 160—170 2,77 2,81 16,97 19,78 0,7661 0,7707 1,4308 1,4333 126 0,91 0,97 0>1 0,75 — — —
9 10 170—180 180—190 2,82 2,43 22,60 25,03 0,7744 0,7801 1,4359 1,4389 145 1,022 1,04 0,85 0,91 — —60 45
11 190—200 2,67 27,70 0,7854 1,4414 1,14 0,96 0,53 —57
12 200—210 2,51 30,21 0,7900 1,4428 160 1,23 1,01 0,55 —54 57 0 12
13 210—220 3,38 33,59 0,7945 1,4451 — 1,55 1,10 0,61 —50 63
14 220—230 3,35 36,94 0,8040 1,4490 171 1,75 1,20 0^65 71 0 16
15 230—240 3,16 40,10 0,8130 1,4530 174 2,05 1,36 0,67 —36
16 240—250 2,80 42,90 0,8200 1,4579 175 2,50 1,49 0J0 —32 81 0 23
17 250—260 1,76 44,66 0,8242 1,4632 181 2,80 1,60 0,85 —25 0 28
18 260—270 3,20 47,86 0,8301 1,4658 188 3,25 1,80 0,89 —20 0 39
19 270—280 2,74 50,60 0,8340 1,4672 191 3,75 2,04 0,95 —15 100 0,39
20 280—290 2,60 53,20 0,8354 1,4680 195 4,30 2,30 1,01 —10 0,45
21 290—300 2,50 55,70 0,8372 1,4692 204 5,15 2,57 1,05 —7 112
22 300—310 2,80 58,50 0,8403 1,4704 219 5,90 2,95 1,21 —3 0,52 0,63
23 310—320 2,90 61,40 0,8475 1,4730 231 6,76 3,40 1'40 0 126
24 320—330 2,46 63,86 0,8530 1,4770 243 8,30 3,92 1 60 3
25 330—340 2,34 66,20 0,8574 1,4800 252 10,32 4^60 1,84 7 142 0,74 0 80
26 340—350 2,80 69,00 0,8635 1,4835 260 — 5,49 2,12 10 150
27 350—366 3,10 72,10 0,8740 1,4900 286 14,26 7,30 2,50 14 0‘, 84 0 93
28 Зьь—зьЬ 3,70 75,80 0,8830 1,4970 310 18,40 10,10 3,15 19
29 385—409 3,36 79,16 0,8930 1,5010 330 14,40 4,10 21 1 07
30 409—431 3,00 82,16 0,9003 1,5060 353 19,40 5,00 23 1 23
31 431—456 3,20 85,36 0,9090 1,5090 368 6,40 25 1 43
32 456—500 3,14 88,50 0,9192 1,5126 386 8,40 26 I 75
33 Остаток 11,50 100,0 1,0120 — — 28 210 2,'40
32. Разгонка (ИТК) шуртепинской нефти в аппарате АРН-2 и характеристика полученных фракций
№ фракции Температура выкипания фракции при 760 мм рт. ст., °C Выход (на нефть), % „20 Р4 „20 "D м V20. сСт V50. сСт Vioo. сСт Температура, °C Содержа- ние серы, %
отдельных фракций суммарный застывания вспышки
1 46—120 3,00 3,00 0,7456 1,4200 90 0,71 — — — — 0,11
2 120—140 3,10 6,10 0,7639 1,4298 98 0,82 — — — — U, 10
з 140—154 3,00 9,10 0,7741 1,4350 112 0,95 — — — —
4 154—165 3,10 12,20 0,7850 1,4400 120 1,09 — — — — U,2o
5 165 178 3,05 15,25 0,7892 1,4430 129 1,38 0,96 0,63 — — 0,31
6 178—196 3,95 19,20 0,7995 Г,4475 138 1,63 1,09 0,68 <—60 52 0,37
7 196 211 3^50 22,70 0,8089 1,4530 150 1,97 1,29 0,77 —44 60 0,46
§ 211 225 3,50 26,20 0,8173 1,4584 160 2,47 1,52 0,87 —38 77 0,56
9 225—240 3,00 29,20 0,8260 1,4650 165 2,83 1,70 0,94 —33 85 0,68
10 240—254 3^90 33,10 0,8355 1,4685 177 3,23 1,87 1,09 —26 100 0,93
11 254 263 3,10 36,20 0,8410 1,4710 181 4,00 1,98 1,13 —22 115 —
12 263—275 2,95 39,15 0,8443 1,4742 193 4,65 2,44 1,26 —14 126 1,24
13 275 286 3,15 42,30 0,8500 1,4780 203 5,67 2,75 1,40 —8 134 —
14 286 297 3,50 45,80 0,8565 1,4810 226 6,38 3,20 1,53 —4 148 1 >41
15 297 306 2,40 48,20 0,8601 1,4832 228 7,81 3,79 1,68 —1 152 ——
16 306—316 3’40 51,60 0,8679 1,4871 237 9,09 4,20 1,85 2 167 1,77
17 316 326 3,30 54,90 0,8740 1,4910 241 11,62 4,80 2,00 4 177
18 326—337 3,20 58,10 0,8778 1,4942 248 14,28 5,31 2,22 4 189 2,17
19 337 350 3,90 62,00 0,8889 1,5001 266 18,56 6,77 2,64 6 1У8 —
20 350—366 3,00 65,00 0,8920 1,5015 276 — 8,60 2,85 8 202 2,50
21 366—388 3,50 68,50 0,8961 1,5047 290 — 11,40 3,30 10 205 —•
22 388—409' 2,70 71,20 0,8982 1,5065 299 — 13,35 3,71 11 208 2,82
23 409—423 3,00 74,20 0,9025 1,5087 311 — 15,65 4,20 12 211 •
24 423—438 2,80 77,00 0,9060 1,5110 319 — 18,00 4,60 13 213 3,1Ь
25 438—450 2'50 79,50 0,9100 1,5135 329 — 19,55 5,25 14 211 3,37
26 450—475 4,00 83,50 0,9205 1,5170 348 — — 6,60 15 230 —
27 475—500 3,20 86,70 0,9330 1,5220 363 — — 8,30 16 244 3,75
28 Остаток 13,3 100,0 0,9883 18 259 5,50
33. Разгонка (ИТК) карактайской нефти в аппарате АРН-2 и характеристика
№ фракции Температура выкипания фракции при 760 мм рт. ст., °C Выход (на нефть), % о20 Р4 /г20 nD м v20> сСт v50- сСт v100’ сСт Температура, °C Содержа |ние серы %
отдельных фракций суммарны!
застывани я вспышки
1 40—89 2,14 2,14 0,6861 1,3943 88 0,63 0,73 0,86 1,09 1,31 1,61 1,86 2,08 2,52 2,81 3,33 4,00 4,91 5,50 6,58 7,50 8,60 9,90 12,90 15,40 20,10 24,50 28,80 34,60 85,60 —
2 89—114 2,06 4,20 0,7220 1,4128 99 — —35 0,02
3 114—144 2,38 6,58 0,7460 1,4245 106 — —20 0,05
4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 144—165 165—183 183—200 200—208 208—222 222—235 235—246 246—258 258—270 270—282 282—292 292—302 302—312 312—322 322—333 333—344 344—353 353—363 363—373 373—383 383—393 393—403 403—407 Остаток 2,41 2,66 2,75 1,44 2,78 2,64 2,62 2,37 2,65 2,90 2,43 2,84 2,20 2,86 2,02 2,56 2,78 1,47 2,83 1,11 2,00 0,81 1,11 41,18 8,99 11,65 14,40 15,84 18,62 21,26 23,88 26,25 28,90 31,80 34,23 37,07 39,27 42,13 44,15 46,71 49,49 50,96 53,79 54,90 56,90 57,71 58,82 100,0 0,7706 0,7925 0,8108 0,8186 0,8255 0,8326 0,8391 0,8466 0,8561 0,8594 0,8610 0,8620 0,8631 0,8647 0,8697 0,8794 0,8848 0,8870 0,8907 0,8921 0,8951 0,9022 0,9065 1,4340 1,4422 1,4538 1,4662 1,4732 1,4753 1,4770 1,4795 1,4810 1,4814 1,4815 1,4818 1,4828 1,4841 1,4878 1,4920 1,4962 1,4988 1,4994 1,5000 1,5000 1,5029 1,5048 123 136 140 142 146 150 154 160 169 174 186 193 197 200 208 217 232 240 258 266 280 298 0,81 0,89 1,05 1,20 1,35 1,50 1,66 1,96 2,16 2,56 2,76 3,24 3,53 3,81 4,25 5,10 5,95 6,80 8,20 9,20 11,10 14,00 16,50 0,53 0,58 0,66 0,75 0,78 0,87 0,93 1,01 1,12 1,22' 1,43 1,50 1,57 1,77 1,89 2,12 2,34 2,76 3,00 3,14 3,46 3,78 4,20 <—62 —58 —54 —50 —42 —35 —30 —21 —18 —14 —8 —4 0 4 7 10 12 14 15 16 —12 0 12 25 37 51 54 80 95 107 118 126 132 136 140 145 151 158 164 185 220 242 276 300 0,06 0,11 0,14 0,16 0,22 0,31 0,41 0,45 0,54 0,85 1,16 1,24 1,33 1,46 1,68 1,93 2,32 2,43 2,45 2,42 2,40 2,30 2,13
3,05
фракций
(ИТК) айританской
нефти
АРН-2
34. Разгонка
и характеристика полученных
аппарате
в
№ фракции Температура выкипания фракции при 760 мм рт. ст., °C Выход (на нефть), % р|° „20 "D Л4 ^20» сСт V50. сСт V100, сСт Температура, °C Содержа- ние серы, %
отдельных фракций суммарный застывания вспышки
1 Газ до С4 0,6 0,6 : ___
2 28—82 3,2 3,8 0,7029 1,3930 — 0,95 — — — — 0,010
3 82—120 4,5 8,3 0,7335 1,4100 100 1,10 — — — — —
4 120—142 3,0 11,3 0,7500 1,4210 104 1,20 — — — 9 0,012
5 142—172 3,8 15,1 0,7690 1,4311 117 1,27 0,82 0,55 — 20 —
6 172—199 3,8 18,9 0,7905 1,4405 126 1,45 1,00 0,65 <—60 36 0,025
7 199—230 3,7 22,6 0,8095 1,4510 143 2,Н 1,35 0,75 —36 46 —
8 230—252 3,5 26,1 0,8220 1,4580 154 2,81 1,85 0,88 —27 55 0,03
9 252—272 3,7 29,8 0,8310 1,4630 164 3,89 2,25 1,10 —19 70 0,04
10 272—292 3,4 33,2 0,8407 1,4670 191 5,31 2,80 1,41 —10 101 0,05
И 292—308 2,9 36,1 0,8478 1,4708 209 6,75 3,45 1,62 —5 ИЗ 0,07
12 308—324 3,5 39,6 0,8545 1,4745 226 8,30 4,30 1,80 —2 120 0,11
13 324—340 4,0 43,6 0,8605 1,4790 236 10,50 5,65 2,27 5 131 0,13
14 340—350 2,5 46,1 0,8675 1,4820 253 13,40 6,55 2,60 15 138 0,14
15 350—364 2,8 48,9 0,8710 1,4845 270 — 7,30 2,99 22 150 0,15
16 364—380 3,1 52,0 0,8750 1,4869 293 — 9,25 3,40 26 162 0,17
17 380—399 3,4 55,4 0,8800 1,4900 314 — 14,11 4,12 30 177 0,19
18 399—419 3,0 58,4 0,8851 1,4930 334 — 18,75 4,82 33 188 0,21
19 419—436 3,3 61,7 0,8910 1,4960 350 — 23,00 5,72 36 197 0,23
20 436—457 3,7 65,4 0,8965 1,5000 378 — — 7,00 39 — 0,26
21 457—469 2,5 67,9 0,9005 1,5015 397 — — 7,90 42 — 0,27
22 469—480 2,7 70,6 0,9040 1,5035 417 — — 9,00 44 — 0,29
23 Остаток 29,4 100,0 1,0327 0,51
35. Разгонка (ИТК) западно-палванташской нефти в аппарате АРН-2 и характеристика полученных фракций
№ фракции Температура выкипания фракции при 760 мм рт. ст., °C Выход (на нефть), % „20 Р4 л20 м ^20> сСт V50- сСт V100» сСт Температура, °C Содержа- ние серы, %
отдельных фракций суммарный застывания , вспышки
1 Газ до С4 1,40 1,40
2 28—63 3,30 4,70 0,6518 1,3788 — 0,47 0 007
3 63—91 3,68 8,38 0,7016 1,3992 __ 0,64
4 91—111 3,16 11,54 0,7240 1,4082 103 0,68 0,68 0,009
5 111—130 2,96 14,50 0,7355 1,4148 116 0,87 0,75 -
6 130-150 3,20 17,70 0,7499 1,4219 126 1,02 0,80 0 01
7 150—166 2,90 20,60 0,7625 1,4298 136 1,26 0,93 0,90 <—60
8 166—1'87 3,24 23,84 0,7725 1,4352 145 1,41 1,21 0,75 '—57 30 0 01
9 187—210 3,96 27,80 0,7840 1,4419 158 1,77 1,36 0,85 —47 32
10 210—232 3,45 31,25 0,7922 1,4499 173 2,32 1,73 1,34 —37 36 0 02
11 232—244 3,41 34,66 0,8002 1,4538 183 2,85 2,И 1,09 —27 40
12 244—268 3,22 37,88 0,8060 1,4556 192 3,78 2,46 1,23 —19 45 0,03
13 268—278 2,78 40,66 0,8100 1,4566 210 4,51 3,04 1,46 — 12 49
14 278—296 3,20 43,86 0,8130 1,4581 222 6,07 3,42 1,58 —8 50
15 296—314 3,04 46,90 0,8173 1,4601 232 7,34 4,60 1,99 —1 67
16 314—336 3,91 50,81 0,8240 1,4651 244 9,89 5,56 2,30 8 90
17 336—350 3,49 54,30 0,8320 1,4695 256 15,12 6,75 2,60 14 120 -
18 350—377 3,11 57,41 0,8400 1,4721 268 8,15 3,00 18 132
19 377—385 3,50 60,91 0,8490 1,4740 282 9,50 3,44 22 149
20 385—401 3,27 64,18 0,8561 1,4755 296 10,50 3,82 25 165
21 401—420 3,32 67,50 0,8615 1,4770 309 12,30 4,25 28 178
22 420—437 3,15 70,65 0,8672 1,4790 321 15,00 4,68 29 192
23 43/—454 3,75 74,40 0,8725 1,4820 332 17,60 5,15 32 201
24 454—469 2,90 77,30 0,8765 1,4865 340 5,58 37 207
25 469—483 4,52 81,82 0,8810 1,4895 377 6,10 43 209
26 483—500 4,18 86,00 0,8865 1,4925 353 48 212 0 24
27 Остаток 14,00 100,00 0,9750 — — — — — 0^56
36. Разгонка
(ИТК) андижанской нефти в аппарате; АРН-2
и характеристика полученных фракций
№ фракции Температура выкипания фракции при 760 мм рт. ст., °C Выход (на нефть), % р24° „20 nD м V20. сСт V50, сСт V100, сСт Температура, °C Содержа- ние серы, %
отдельных фракций суммарный застыва- ния вспышки
1 2 Газ до С4 28—67 1,40 3,10 1,40 4,50 0,6511 1,3731 79,0 0,55 . — — — 0,002
3 67—97 3,16 7,66 0,7150 1,3990 109,0 0,61 — — — — 0,007
4 97—120 3,24 10,90 0,7360 1,4108 114,0 0,71 — —— — — 0,007
5 120—139 2,75 13,65 0,7540 1,4210 117,1 0,84 0,73 0,44 — — 0,009
6 139—157 3,00 16,65 0,7676 1,4280 122,5 0,98 0,70 0,49 — 21 0,018
7 157—179 3,25 19,90 0,7835 1,4361 135,5 1,17 0,80 0,53 <—60 31 0,02
8 179—203 3,29 • 23,19 0,7971 1,4424 152,4 1,54 1,01 0,67 —60 42 0,03
9 203—220 2,81 26,00 0,8111 1,4509 160,6 2,04 1,24 0,75 —50 55 0,04
10 220—242 3,20 29,20 0,8210 1,4569 174,4 2,63 1,55 0,88 —40 70 0,04
11 242—263 3,70 32,90 0,8275 1,4602 186,7 3,34 2,14 1,04 —34 85 0,06
12 263—278 2^0 35,50 0,8330 1,4629 197,6 4,61 2,50 1,20 —22 99 0,07
13 278—291 3,10 38,60 0,8375 1,4640 213,6 6,80 3,10 1,45 —15 110 0,07
14 291—303 2,50 41,10 0,8400 1,4672 223,5 8,60 3,70 1,70 —10 118 0,09
15 303—320 2^80 43'90 0,8440 1,4722 241,0 11,40 4,70 2,00 —4 128 0,12
16 320—338 3,25 47,15 0,8490 1,4780 240,0 14,20 5,75 2,30 4 140 0,14
17 338—356 3,50 50,65 0,8530 1,4809 260,0 19,20 7,10 2,60 10 155 0,17
18 356—368 3'45 54,10 0,8612 1,4845 277,0 — 8,90 3,00 14 173 —
19 368—384 3,35 57,45 0,8680 1,4862 287,0 — 10,40 3,26 16 186 —
20 384—398 2,98 60,43 0,8741 1,4879 296,0 — 11,80 3,50 19 196 0,91
21 398—417 3,00 63,43 0,8790 1,4900 303,0 — 13,40 4,00 22 — —
22 417—436 3,30 66,73 0,8845 1,4921 309,0 — 15,70 4,90 25 — —
23 436—456 3,20 69,93 0,8900 1,4950 318,0 — 17,70 5,90 30 — 1,08
24 456—477 3,15 73,08 0,8940 1,4965 331,0 — — 8,30 36 — —
25 477—500 2,92 76,00 0,8965 1,4980 348,0 — — 10,90 41 230 1,23
26 Остаток 24,00 100,00 0,9573 —. — .— — — — — 1 ,30
да 37. Разгонка* (ИТК) южно-аламышикской нефти в аппарате АРН-2 и характеристика полученных фракций
№ фракции Температура выкипания фракции при 760 мм. рт. ст., °C Выход (на нефть), % о20 Р4 „20 nD м v20. сСт v50* сСт ^юо> сСт Температура, °C Содержа- ние серы, %
отдельных фракций суммарный застыва- ния ВСПЫШКИ
1 Газ до С4 0,30 0,30
2 28—114 3,23 3,53 0,7536 1,4270 — 0,48 \ — — — 0,014
3 114-135 3,57 7,10 0,8007 1,4512 111 0,61 — — — — —
4 135—151 3,57 10,67 0,8191 1,4620 112 0,71 — — — 25 0,02
5 151 — 168 3,63 14,30 0,8255 1,4642 123 0,87 — — — 34 —
6 168—193 3,81 18,11 0,8303 1,4644 142 0,96 — — — 44 0,02
7 193—213 3,89 22,00 0,8393 1,4689 157 1,45 0,87 — — 56 —
8 213—240 4,10 26,10 0,8567 1,4778 167 1,93 1,14 0,61 — 73 0,02
9 240—257 3,30 29,40 0,8666 1,4852 177 2,58 1.48 0,79 — 83 —
10 257—275 4,20 33,60 0,8724 1,4880 179 3,51 1,75 0,92 — 91 0,03
И 275—290 3,80 37,40 0,8771 1,4910 193 3,95 1,98 0,97 — 97 —
12 290—308 3,80 41,20 0,8740 1,4850 198 4,97 2,24 1,05 <—60 103 0,04
13 308—324 3,67 44,87 0,8654 1,4826 222 9,58 4,00 1,73 —44 НО —
14 324—338 3,49 48,36 0,8661 1,4820 240 12,08 4,79 2,10 —32 116 —
15 338—350 3,04 51,40 0,8735 1,4860 242 15,90 6,31 2,30 —23 122 0,04
16 350—359 3,45 54,85 0,8780 1,4862 270 22,20 7,70 2,70 —16 130 0,08
17 359—378 3,57 58,42 0,8805 1,4870 286 — 9,50 3,20 —7 139 0,10
18 378—389 3,68 62,10 0,8810 1,4880 309 13,15 4,00 4 146 0,11
19 389—418 3,59 65,69 0,8815 1,4890 332 — 17,00 4,85 14 157 0,14
20 418—448 3,77 69,46 0,8820 1,4895 352 — 22,50 6,00 27 166 0,18
21 448—461 3,88 73,34 0,8825 1,4900 377 — 29,40 7,70 35 172 0,24
22 461—500 4,16 77,50 0,8827 1,4900 401 — — 9,30 42 180 0,33
23 Остаток 22,50 100,00 0,9347 0,34
38. Разгонка
(ИТК) наманганской нефти в аппарате АРН-2
и характеристика полученных фракций
№ фракции Температура выкипания фракции при 760 мм рт. ст., °C Выход (на нефть), % 90 р4 л20 D м _ V20. сСт ^50. сСт V100> сСт Температура, °C Содержа- ние серы, %
отдельных фракций суммарный застыва- ния вспышки
1 Газ до С4 1,20 1,20 — — —. —. — —
2 28—70 3,06 4,26 0,6802 1,3930 — 0,55 — —• —- — 0,010
3 70—87 3,37 7,63 0,7075 1,4020 — 0,61 — — — —33 0,015
4 87—103 3,07 10,70 0,7321 1,4120 — 0,68 — — —- —17 0,017
5 103—124 3,50 14,20 0,7469 1,4193 — 0,77 0,59 — — 1 0,022
6 124—141 3,45 17,65 0,7657 1,4274 — 0,87 0,62 — — 16 0,025
7 141—158 3,40 21,05 0,7743 1,4324 125 0,97 0,72 — — 28 0,027
8 158—179 3,70 24,75 0,7858 1,4374 133 1,16 0,87 0,54 — 44 0,029
9 179—200 2,95 27,70 0,7940 1,4426 140 1,55 1,02 0,62 — 55 0,030
10 200—220 3,50 31,20 0,8041 1,4499 146 2,01 1,26 0,74 — 67 0,032
11 220—241 4,00 35,20 0,8210 1,4578 154 2,47 1,54 0,82 — 80 0,033
12 241—256 3,00 38,20 0,8260 1,4635 163 3,15 1,90 1,00 — 95 0,040
13 256—276 3,20 41,40 0,8310 1,4658 174 4,21 2,21 1,12 — 107 0,044
14 276—293 3,30 44,70 0,8345 1,4681 188 5,36 2,64 1,25 —8 114 0,065
15 293—308 3,50 48,20 0,8380 1,4710 207 7,29 3,18 1,55 —4 117 0,110
16 308—327 4,00 52,20 0,8446 1,4740 218 9,51 4,26 1,75 . —1 121 0,220
17 327—350 4,80 57,00 0,8527 1,4772 231 12,45 5,17 2,25 8 123 0,370
18 350—378 3,25 60,25 0,8570 1,4800 253 — 6,65 2,60 17 132 0,500
19 378—400 3,75 64,00 0,8635 1,4845 276 — 9,05 3,10 21 147 0,650
20 400—418 2,65 66,65 0,8723 I,4920 297 — 12,10 3,70 23 — 0,750
21 418—441 3,00 69,65 0,8810 1,4980 321 — 15,80 4,50 26 — 0,890
22 441—463 3,05 72,70 0,8880 1,5015 346 — 21,90 5,55 28 — 1,100
23 463—480 2,90 75,60 0,8955 1,5052 372 — 27,80 6,45 30 — 1,320
24 480—500 3,10 78,70 0,9040 1,5092 396 — — 7,35 32 — 1,600
25 Остаток 21,30 100,0 0,9710 1 ,vzU
9. Разгонка (ИТК) киргизской нефти в аппарате АРН-2 и характеристика полученных фракций
Б. ГАЗОКОНДЕНСАТЫ УЗБЕКСКОЙ ССР
ШСГОрОЖДСПИП «7
Все изученные конденсаты маловязкие, имеют низкие температуры застыва-
хание серы весьма малое.
изученных конденсатов является адамташский (р|° 0,7018),
---------„ уЧКырСкие, которые по плотности прибли-
-----------. ЮЖН0.Мубарекские и ходжи-
-----------------------------------се_
В справочнике представлены данные по исследованию газоконденсатов
13 месторождений Узбекистана.
Е_____„ .... ----------- ---------------------------------------------
ния и вспышки, содержание серы весьма малое.
Самым легким из i —с
наиболее тяжелыми — газлинский и
жаются к легким нефтям.
Различен фракционный состав конденсатов:
абадский (XIX горизонт) выкипают в основном до 200 °C, а шахпахтинский.
веро-сохский (XXV горизонт) и ходжиабадский (XXVIII горизонт) имеют конец
кипения около 300 °C.
Исследование группового углеводородного состава конденсатов показало
большое разнообразие в распределении отдельных групп углеводородов в них.
Во многих конденсатах преобладают парафиновые углеводороды. К числу их
относятся южно-мубарекские, адамташский, шуртепинский и шахпахтинский. Со-
держание парафиновых углеводородов во фракции н. к. — 200 °C находится
в пределах 64—79%.
Газлинский, учкырские и северо-сохские конденсаты характеризуются высо-
ким содержанием ароматических углеводородов (20—36% во фракции н. к. —
200 °C), благодаря чему могут быть рекомендованы для выделения из них низ-
комолекулярных ароматических углеводородов.
В южно-мубарекских, северо-мубарекском, ходжиабадских и шахпахтинском
конденсатах высокое содержание нафтеновых углеводородов (19—38% на фрак-
цию н. к. — 200°C). Эти конденсаты являются ценным сырьем для процессов
каталитического риформинга. Выход фракций, служащих для производства бен-
зола, составляет от 4 до 19, толуольной — от 19 до 45 и широкой фракции —
от 30 до 70%.
Данные по групповому углеводородному составу показывают, что конденса-
ты являются ценным сырьем для нефтехимической промышленности.
Дистилляты бензиновых фракций с различными интервалами выкипания из
всех конденсатов могут служить лишь компонентами при производстве авиа-
ционных и автомобильных бензинов.
6—160
Оо
ю
Конденсат Горизонт Глубина перфорации, м № скважины Р4° v20> с Ст кинденсатов Температура, °C Давление насыщен- ных паров (при 38 °C) мм рт. ст. Содержа- ние серы, % Кислот- ность, мг кон на 100 мл конденсата
застывани$ без термо- обработки ,1 вспышки в закрытол тигле
Газлинский хп-хш — Смесь 0,7800 1,17 <—60 —27 113 0,04 0
Учкырский XIV — 6 0,7835 1,09. То же —25 112 0,02 0
Учкырский XV — Смесь 0,7926 1,19 » —7 103 0,30 7,60
Южно-мубарекский XII — 19 0,7238 0,97 » <—35 330 0,01 0
Южно-мубарекский XIII — 16 0,7184 0,91 » <—35 328 0,02 0
Северо-мубарекский XVIII 2099 35 0,7672 1,13 —42 —22 109 0,03 0
Шуртепинский XII — Смесь 0,7523 1,01 <—60 —20 97 0,04 0
Адамташский XV — 2 0,7018 0,74 То же —35 494 0,05 0
Северо-сохский XVIII — Смесь 0,7374 0,75 » <—35 314 0,10 1,85
Северо-сохский XXV — 110-111 0,7781 1,22 —33 <—30 170 0,05 2,56
Ходжиабадский XIX — 367 0,7490 0,82 <—60 —35 125 0,02 0
Ходжиабадский XXVIII 2416—2404 688 0,7414 0,94 -53 <—50 507 0,04 2,20
Шахпахтинский I j 11 0,7766 2,20 —38 —32 77 0,01 0
ГОСТ 2177—66
по
Конденсат Горизонт Н. К., _ °C Отгоняется (в %) до температуры, °C
120 140 150 160 180 200 220 240 260 280 300
хп-хш 80 37 67 76 81 91 93 94 — — — —
XIV 66 36 56 63 67 75 82 89 92 — —
Учкырский Учкырский XV 87 20 40 49 55 66 74 82 89 92 —
Южно-мубарекский XII 48 61 75 81 84 91 93 —
Южно-мубарекский XIII 46 58 72 78 83 91 — —
Северо-мубарекский XVIII 84 32 48 55 60 70 78 84 89 93 9о
Шуртепинский XII 92 16 39 48 58 72 84 91 93
Адамташский XV 38 69 78 80 84 89 91 93
Северо-сохский XVIII 48 56 69 74 79 83 86 90 93
Северо-сохский XXV 50 24 36 42 48 57 66 74 82 88 94
Ходжиабадский XIX 78 57 79 87 91 93 — — —
Ходжиабадский XXVIII 39 42 55 62 65 72 77 81 85 89 92 93
Шахпахтинский I 120 0 5 8 10 28 47 62 78 89 95
00
• 42. Сс, газо, (до С.), р,с,,ореи„ , , в„„окипящи угде„дор(|д011
Фракция Выход (на конденсат) % Содержание индивидуальных углеводородов, вес. %
сн4 СгНб СзНв изо-С4Н10 н-С4Н10 «30-С5Н12 «-С5Н12
До С4 До с5 0,4 0,5 У ч к ы р 5,66 4,24 : к и й конд 15,32 11,51 е н с а т (XV 31,44 23,63 горизонт 29,03 21,82 18,55 13,94 15,76 9,10
До С4 1,9 С е в ( р о-м у б а р 35,18 гкский ко 13,03 н д е н с а т 50,16 1,63 | — —
До с4 До с5 0,1 0,2 Ш 4,94 3,83 уртепинс 14,81 11,49 КИЙ КОНДЕ 34,57 26,82 н с а т 16,05 12,45 29,63 1 22,99 14,76 7,66
Север о-с охский конденсат
До С4
До с5
До С4
Д° С5
0,7
0,9
3,6
4,0
2,22
1,75
12,44
9,82
28,01
22,11
(XXV горизонт)
25,33
20,00
32,00
25,26
15,44
5,62
X о д ж и а б а д с к и й конденсат
— 8,44
— 7,54
35,66
31,86
(XXVIII горизонт)
19,98
17,85
35,92
32,09
00
вес. %) в конденсатах
Отгоняется до температуры, °C Газлинский Учкырскнй (XIV горизонт) Учкырскнй (XV горизонт) J Южно-мубарек- скнй (XII горизонт) Южно-мубарек- < ский Ч (XIII горизонт) Северо-мубарек- СКИЙ 1 Шуртепинский Адамташский ; Северо-сохский | (XVIII горизонт) Северо -сохский (XXV горизонт)
28 0,5 1,9 0,2 — — 0,9
(газ до С4) 60 1,4 3,5 2,0 9,7 10,4 3,7 1,7 23,5 14,0 2,8
62 2,7 3,8 2,1 10,4 11,1 4,5 3,0 24,5 14,3 3,5
70 4,5 4,5 3,4 15,5 14,5 7,4 4,2 30,0 19,5 5,4
80 7,5 7,5 5,8 20,5 20,0 11,5 6,2 36,0 26,0 9,4
85 11,4 10,0 6,8 24,0 21,4 14,5 7,3 38,0 30,0 12,5
90 12,5 12,0 7,9 27,5 27,0 17,4 8,0 42,5 33,5 15,9
95 16,5 15^0 10,5 30,3 31,2 21,2 11,6 46,2 37,1 17,8
100 20,5 19,5 12,6 37,0 36,0 25,9 15,9 50,5 41,0 19,9
105 26,5 25,0 17,5 42,5 40,0 29,6 19,0 53,0 45,0 22,5
НО 32,0 31,0 20,6 47,5 45,0 33,4 22,1 56,5 48,0 23,9
120 45,2 41,3 25,8 55,0 51,5 40,5 28,9 60,0 55,1 28,4
122 46,6 41,0 27,7 55,7 54,2 42,1 30,2 62,7 57,1 29,4
130 51,0 46,0 32,4 63,5 58,0 48,1 36,5 66,2 62,0 32,9
140 58,0 52,5 40,8 70,0 65,0 54,2 43,6 72,5 66,5 38,4
145 61,0 55,0 44,8 72,0 68,0 55,0 47,6 74,0 68,5 40,7
150 66,0 57,0 47,0 78,1 . 71,0 59,0 50,7 75,5 70,5 42,9
160 71,0 62,5 53,7 80,0 75,0 63,3 58,6 78,6 73,5 47,4
170 76,0 66,5 58,7 84,0 80,0 67,5 66,2 81,5 76,8 51,9
180 82,0 70,0 64,5 87,0 85,0 70,9 73,2 84,5 80,0 55,9
190 86,0 74,5 68,2 90,5 88,0 75,5 79,1 85,5 83,0 60,4
200 90,0 77,7 72,6 92,5 91,0 78,4 83,7 86,5 86,0 64,0
210 75,5 — — 81,1 88,2 — 88,0 68,4
220 79,5 — — 83,8 90,2 — — 73,1
230 83,3 — — 86,5 — — — 77,4
240 87,0 — — 89,1 — — — 81,4
250 — — 90,5 — — 91,5 — — — 85,6
6,35
4,31
»—< La
М Я
«5
хо л
я р
X &
'о 12
«*2
S
X
и
X
S
й
63
в
й
а
4,0
4,1
7,5
17,5
23,0
30,0
37,5
45,0
49,5
58,0
67,5
70,0
78,0
86,0
88,0
90,0
92,0
93,0
93,4
4,0
Н,1
12,3
15,9
19,0
22,5
25,0
28,5
32,5
35,7
39,0
45,7
47,0
52,0
57,0
59,5
62,0
66,0
69,5
73,0
76,5
80,1
82,1
83,6
85,1
86,4
87,6
0,2
0,5
0,8
1,2
1,6
2,2
2,8
4,5
5,0
6,8
9,6
11,4
13,3
18,5
24,1
29,4
36,0
43,2
51,6
59,2
67,4
71,4
75,0
44. Характеристика фракций, выкипающих до 200 °C
Температура, °C Выход (на конден- сат), % р420 Фракционный состав, °C Содержание серы, % Кислотность, мг КОН на 100 мл фракции Давление насы- щенных паров (при 38 °C), мм рт. ст.
Н. К. | %01 50% 90%
Газлинский конденсат
Н. к,—62 2,7 0,6569 29 37 47 69 0 495
Я. к,—85 И,4 0,6984 55 -63 72 83 0 388
н. к,—150 66,0 0,7542 69 84 103 130 0,03 0
я. к,—180 82,0 0,7666 82 103 122 157 0,04 0 185
Учкырский конденсаз (XIV горизонт)
и. к.—62 3,8 0,6602 26 28 44 67 0
н. к,—85 10,0 0,7084 43 53 65 79 . 0 '447
н. к,—150 57,0 0,7683 68 91 111 136 0,02 0
я. к,—180 70,0 0,7714 71 94 116 156 0,03 0 136
Учкырский конденса г (XV горизонт'
я. к.—62 2,1 0,6804 —.
н. к.—85 6,8 0,7194 52 59 69 85 0,24
в. к,—150 17,0 0,7742 82 97 113 138 0,15 1,57 100
н. к,—180 64,5 0,7783 88 101 126 168 0,19 2,23 81
н. к,—200 72,6 0,7807 93 104 136 174 0,20 2,68 55
Ю ж н о -м у б а рекский конденса т (XII горизонт)
я. к.—62 10,4 0,6391 27 33 42 60 0
н. к.—85 24,0 0,6651 34 46 60 82 0 492
н. к,—150 78,1 0,7125 46 76 99 126 0,01 0 210
в. к,—180 87,0 0,7160 47 76 107 149 0,01 0 195
Южно-мубарекский конденсат (XIII горизонт)
н. н. н. н. к.—62 к.—85 к,—150 к,—180 П,1 21,4 71,0 85,0 0,6376 0.6646 0,6985 0,7114 31 38 44 46 39 47 72 74 52 60 101 112 63 73 136 153 0,01 0,01 0 0 0 0 540 260 195
С е в е р о-м убарекский конденсат
н. к,—62 4,5 0,6583 — 0.
в. к.—85 14,5 0,6989 50 60 70 84 Следы 0
я. к.—120 40,5 0,7344 67 80 94 108 0
н. к,—150 59,0 0,7469 75 92 108 133 0
н. к,—180 70,9 0,7489 78 94 118 155 0
я. к,—200 78,4 0,7565 79 97 122 170 0,002 0 119
Продолжение табл. 44
Температура, °C ! Выход (на кон- денсат), % Р24° Фракционный состав, °C Содержание серы, % Кислотность, мг КОН на 100 мл фракции Давление насы- щенных паров (при ,38 °C), мм рт. ст.
н. к. 10% 50% 90%
Шуртепинский конденсат
н. к.—62 3,0 0,6430 — .— — — — 0 —
н. к.—85 7,3 0,6831 44 54 72 85 Следы 0 —-
н. к—150’, 50,7 0,7256 67 89 118 142 » 0 102
н. к.—180 73,2 0,7397 80 98 125 166 0,02 0 80
н. к.—200 83,7 0,7438 92 109 139 179 0,03 0 56
Адамташский конденсат
н. к.—62 24,5 0,6402 28 34 45 64 — 0 832
н. к.—85 38,0 0,6550 31 40 55 79 — 0 655
н. к.—160 75,5 0,6971 46 60 87 130 0,05 0 351
н. к.—180 84,5 0,6993 49 63 95 143 0,04 0 351
С е в е р о -сохский конденсат (XVIII горизонт)
н. к.—62 14,3 0,6502 33 37 46 66 — 0 694
н. к.—85 30,0 0,6897 42 53 66 81 — 0 434
н. к.—160 70,5 0,7295 54 78 104 143 0,02 0 214
н. к.—180 80,0 0,7312 57 81 111 155 0,02 0 210
Север э-сохский конденсат (XXV горизонт)
н. к.—120 28,4 0,7666 61 71 96 113 0,02 0 1^—
н. к.—140 38,4 0,7714 62 72 104 130 — — —
н. к.—150 42,9 0,7700 63 74 111 143 0,02 1,10 183
н. к.—180 55,9 0,7705 64 80 119 161 0,02 1,36 122
н. к,—200 64,0 0,7708 65 83 128 179 0,04 1,90 115
X о д ж и а б адс к ий конденсат ( XIX г 0 р И 3 о н т)
н, к.—62 4,1 0,6580 35 43 52 66 — 0 554
н. к.—85 23,0 0,6921 51 60 68 79 — 0 286
н. к,—160 92,0 0,7464 77 94 109 136 0,03 0 136
Ходжиабадский конденсат (XXVIII горизонт)
н. к,—120 45,7 0,7114 40 59 Г 89 112 0,02 0,85 220
н. к,—140 57,0 0,7188 44 62 1'92 122 — — 217
н. к.—150 62,0 0,7227 50 67 197 132 — —. 215
н. к,—180 73,0 0,7310 53 71 108 164 — —. 194
н. к.—200 80,1 0,7371 58 77 112 174 0,03 0,85 184
Шахпахтинский конденсат
н. к,—120 2,8 0,7256 86 94 101 114 — 0
н. к,—150 13,3 0,7333 105 115 125 140 — 0 —
н. к,—180 29,4 0,7395 111 126 150 173 — 0
н. к.—200 43,2 0,7534 115 138 159 182 0,007 0 0
87
45. Групповой углеводородный состав фракций, выкипающих до 200 °C
Темпера- тура отбора, °C Выход (на конден- сат), % Р24° л20 nD Содержание углеводородов, % |
аромати- ческих нафте- новых парафиновых
всего нормаль- ного строения изострое* НИЯ -
Газлинский конденсат
я. к.—60 1,4 0,6770 1,3820 6 14 80
60—95 15,1 0,7340 1,4138 20 34 46
95—122 30,1 0,7640 1,4302 26 52 22 —
122—150 19,4 0,7848 1,4425 40 26 34
150—175 12,0 0,7875 1,4448 33 33 34
175—200 12,0 0,7912 1,4452 28 37 35 —
я. к.—200 90,0 0,7775 1,4380 29 38 33 —
Учкырский конденсат (XIV горизонт)
я. к.—60 3,5 0,6650 1,3739 10 7 83
60—95 11,5 0,7141 1,4172 22 40 38
95—122 26,0 0,7710 1,4350 33 40 27 —
122—150 16,0 0,7935 1,4461 38 30 32
150—175 П,2 0,7940 1,4470 38 35 27 —
175—200 9,5 0,7942 1,4475 25 37 38
я. к.—200 77,7 — — 31 35 34 —
Учкырский конденсат ( XV горизонт)
28—60 1,5 0,6800 1,3830 Следы 32 68
60—95 9,0 0,7389 1,4120 24 31 45
95—122 17,2 0,7763 1,4340 35 30 35 —
122—150 19,3 ' 0,7937 1,4449 41 17 42
150—175 14,6 0,7982 1,4480 34 12 54 __
175—200 11,0 0,8042 1,4505 30 16 54
28—200 72,1 0,7807 1,4350 34 22 44 —
Южно-мубарекский конденсат (XII горизонт)
н. к.—60 9,7 0,6520 1,3680 — 3 97
60—95 20,6 0,6910 1,3912 4 37 59
95—122 25,4 0,7240 1,4080 5 48 47
122—150 22,4 0,7405 1,4165 12 28 60
150—175 8,2 0,7551 1,4253 15 23 62
175—200 6,2 — — —
н. к.—200 92,5 — — 6 30 64 —
Ю ж н о-м убарекский конденсат (XIII горизонт)
я. к.—60 10,4 0,6500 1,3660 2 98
60—95 20,8 0,6951 1,3923 1 21 78
95—122 23,0 0,7225 1,4070 6 43 51
122—150 16,8 0,7330 1,4140 6 28 66
-450—175 12,1 0,7449 1,4221 10 22 68
175—200 7,9 0,7651 1,4304 13 25 62
и. к.—200 91,0 — — 5 26 69 — —
58
Продолжение табл. 45
Темпера- тура отбора, °C Выход (на конден- сат), % Р24° „20 Содержание углеводородов, %
аромати- ческих нафте- новых парафиновых
всего нормаль- ного строения изострое- ния
Север о-м убарекский конденсат
28—60 60—95 95—122 122—150 150—200 28—200 1,8 17,5 20,9 16,9 19,4 76,5 0,6579 0,7119 0,7551 0,7737 0,7810 0,7565 1,3710 1,4012 1,4245 1,4340 1,4368 1,4260 9 18 24 20 17 45 46 22 16 32 100 46 36 54 64 51 40 15 14 20 60 31 22 34
28—60 1,5 Шур 0,6422 тепино 1,3749 < и й кон д е н с а т 100
60—95 9,9 0,7015 1,3945 5 33 62 —- —— •
95—122 18,6 0,7303 1,4084 6 30 64 —
122—150 20,5 0,7457 1,4191 13 22 65 — —
150—175 19,0 0,7665 1,4295 15 18 67 — —
175—200 14,0 0,7813 1,4369 19 16 65 — —
28—200 83,5 0,7438 1,4175 12 22 66 — —
н. к.—60 23,5 Ада 0,6308 мта пт с f 1,3560 с и й кон д е н с 14 а т 86
60—95 22,7 0,6977 1,3925 5 14 81 — ——
95—122 16,5 0,7206 1,4060 8 29 63 — —
122—150 12,8 0,7413 1,4180 19 14 67 — —
150—175 6,5 0,7563 1,4265 22 6 72 — —
175—200 4,5 0,7792 1,4393 20 7 73 — —
н. к,—200 86,5 — — 8 16 76 — —
н. к.—60 Севе 14,0 Э О-С О X с к ИЙ кон д е н с а т (XVH 15 гор 85 И 3 о н т)
60—95 23,1 — 22 14 64 — —
95—122 20,0 — 25 18 57 —— —
122—150 13,4 — 27 13 60 — —-
150—175 7,8 — 26 6 68 — —
175—200 7,7 — — 18 11 71 — —
н. к.—200 86,0 — 20 15 65 — —
28—60 Севе 1,9 р О-С О X с 0,6881 КИЙ К О F 1,3878 д е н с а т 21 (XXV 11 г о р I 68 3 о н т) 37 31
60—95 15,0 0,7731 1,4373 50 17 33 11 22
95—122 11,6 0,7757 1,4374 42 21 37 10 27
122—150 13,5 0,7733 1,4378 34 15 51 23 28
150—200 21,1 0,7751 1,4352 26 16 58 — —
28—200 64,0 0,7738 1,4360 36 17 47 — —
89
Продолжение табл. 45
Темпера- тура отбора, °C Выход (на конден- сат), о/ /о 024° „20 nD Содержание углеводородов, %
аромати- ческих нафте- новых парафиновых
всего нормаль- ного строения изострое- ния
Ходжиабадский конденсат (XIX горизонт)
н. к.—60 4,0 — — 1 34 65
60—95 33,5 — — 11 29 60 — —
95—122 32,5 — — 19 35 46 —
122—150 20,0 — — 28 19 53 —
150—175 3,2 — — 23 14 63
и. к,—175 93,2 — — 19 27 54 — —
Ходжиабадский конденсат (XXVIII горизонт)
28—60 7,1 0,6518 1,3740 — 24 76 48 28
60—95 17,4 0,7150 1,4031 11 30 59 32 27
95—122 18,5 0,7428 1,4190 11 39 50 26 24
122—150 15,0 0,7601 1,4270 12 38 50 32 18
150—200 18,1 0,7688 1,4314 13 18 69
28—200 76,1 0,7371 1,4150 11 30 59 — —
Шахпахтинс кий конденсат
60—95 1,2 0,7087 1,3980 1 43 56 20 36
95—122 3,8 0,7320 1,4080 1 40 59 19 40
122—150 8,3 0,7404 1,4144 4 23 73 24 49
150—200 29,9 0,7589 1,4250 2 14 84
я. к.—200 43,2 0,7534 1,4240 2 19 79 — —
46. Содержание индивидуальных ароматических углеводородов
во фракции 122—150 °C
Выход, вес. % Выход, вес. %
Углеводород на фракцию на конденсат Углеводород на фракцию на конденсат
Учкырскнй (XV гор Этилбензол ) п -Ксилол > .и-Ксилол ) о-Ксилол Север о-м у к о н д е н < Этилбензол п-Ксилол .и-Ксилол о-Ксилол Шуртепински Этилбензол ] л-Ксилол I jh-Ксилол J о-Ксилол < о н д е н с и з о н т) 22,90 12,75 ) а р е к с к а т 2,00 5,10 20,90 4,30 1 конде 3,78 0,99 а т 4,49 2,49 и й 0,36 0,91 3,73 0,77 н с а т 0,89 0,22 Ходжиабадсг (XXVIII г Этилбензол п-Ксилол м-Ксилол о-Ксилол Шахпахтинск Этилбензол п-Ксилол 1 л-Ксилол J о-Ксилол : и й кон оризон 1,28 1,12 3,02 2,86 ИЙ к о.н 0,30 1,15 0,68 д е и с а т т) 0,16 0,52 1,40 0,36 д е н с а т 0,02 0,08 0,05
90
47. Характеристика фракций, служащих сырьем для каталитического риформинга
Темпера- тура отбора, °C Выход (на конденсат), % Р24° Содер- жание серы, % Содержание углеводородов, %
ароматических нафтеновых парафи- новых
Газлинский конденсат
62—85 8,7 0,7269 0,015 20 30 50
85—120 33,8 0,7645 0,020 21 41 38
85—180 70,6 0,7774 0,041 32 36 32
Учкырскнй конденсат (XIV гори зонт)
62—85 6,2 0,7354 0,010 17 48 35
85—120 31,3 0,7731 0,018 30 30 40
85—180 60,0 0,7838 0,024 37 27 36
Учкырскнй конденсат (XV горизонт)
62—85 4,7 0,7379 0,260 22 32 46
85—120 19,0 0,7714 0,190 33 30 37
85—180 57,7 0,7874 0,190 38 21 41
Ю ж н о-м у б а р е к с к и й к о н д е г 1сат (XII ’ о р И 3 о н т)
62—85 13,6 0,6886 0,003 4 36 6»
85—120 31,0 0,7218 0,005 5 43 52
85—180 63,0 0,7385 0,007 9 29 62!
Ю ж н о-м убарекский к о н д е н сат (XIII горизонт)
62—85 10,3 0,6889 0,040 2 23 75
85—120 30,1 0,7198 0,070 4 30 66
85—180 63,6 0,7382 0,013 9 26 65
С е в е р о-м у б а р е к с к и й конденсат
62—85 10,0 0,7008 — 9 44 47
85—120 25,0 0,7515 —. 16 46 38
85—180 56,4 0,7580 0,001 23 25 52
91
Продолжение табл. . 5
Темпера- Выхоц 'на конденсат), % Содер- Содержание углеводородов, %
тура отбора. „20 жание
р4 серы, % ароматических нафтеновых парафин новых
Шуртепинский конденсат
62—85 4,3 0,6845 0 4 32 64
85—120 25,9 0,7257 0 5 30 65
85—180 65,9 0,7474 9,020 12 18 70
Адамт аш ский конденсат
62—85 13,5 0,6896 0,040 5 11 84
85—120 22,0 0,7225 0,052 6 29 65 '
85—180 46,5 0,7359 0,077 12 27 61
С еверо-сох С К И й ко н д е н с а т (XVIII гс > р И 3 о н т)
62—85 15,7 0,7222 0,082 25 17 58
85—120 25,1 0,7414 0,052 23 22 55
85—180 50,0 0,7562 0,053 24 19 57
С е в е р о-с о х ский к □ н д е н с т (XXV г о р И 3 о н т)
62—85 9,0 0,7671 0,029 50 17 33
85—120 15,9 0,7747 0,035 43 21 . 36
85—180 43,4 0,7750 0,038 34 15 51
Хс > д ж и а б а д СКИЙ ко н д е н с а т (XXVIII г о р и з о н т)
62—85 18,9 0,7113 0,042 9 29 62
85—120 44,5 0,7503 0,045 18 35 47
85—180 70,4 0,7573 0,053 22 32 46
Хо д ж и а б а д : к и й ко нденса т (XXVIII о р И 3 о н т)
62—85 10,2 0,7060 0,018 10 39 51
85—120 23,2 0,7336 0,028 11 35 54
85—180 50,5 0,7457 0,037 13 32 55
Ш а х п а х т И н С К И й конденса т
85—180 28,9 0,7478 0,007 2 20 78
92
48. Характеристика легких керосиновых дистиллятов
Конденсат Темпера- тура отбора, °C Выход (на конден- сат), % ₽4° Фракционный состав, °C
н. к. 10% 50% 90% 98%
Учкырский (XV гори- зонт) 120—220 53,8 0,8000 137 146 164 214 239
Северо-мубарекский 120—240 48,6 0,7773 139 146 164 210 224
Шуртепинский 120—220 61,3 0,7693 134 144 162 200 224
Северо-сохский (XXV го- ризонт 120—240 53,0 0,7819 138 149 180 220 233
Ходжиабадский (XXVIII горизонт) 120—240 37,9 0,7654 138 149 178 218 230
Шахпахтинский 120—240 66,9 0,7680 150 163 184 219 229
Шахпахтинский 150—270 69,4 0,7786 175 182 201 232 241
Продолжение табл. 48
V20, сСт Температура, °C Теплота сгорания (низшая), ккал/кг Содержа - ние аромати- ческих углеводо- родов, % Содер- жание серы, % Кислот- ность, мг КОН на 100 Мл дистиллята Иодное число, г иода на 100 г дистиллята Фактиче- ские смолы, мг на 100 мл дистиллята
начала кристал- лизации вспышки в закры- том тигле
1,16 -66 36 38 0,23 3,1 3,1 0
0,91 <—60 34 10 344 20 0,03 0 0 1,0
1,23 —66 29 —- 16 0,04 0 1,5 0
1,39 —46 34 10 350 25 0,04 5,7 0,4 2,0
1,55 —57 28 10 365 14 0,03 2,3 0 8,0
1,16 —53 38 10 450 4 0,009 0 0 5,0
1,51 —50 54 —• 5 — 0 0 7,5
В. НЕФТИ ТУРКМЕНСКОЙ ССР
Геологическое строение территории Туркмении сложное и разнообразное.
Здесь выделяют два крупных региона: геосинклинальную область Юго-Западной;
Туркмении и платформенную часть республики. Геотектонически Юго-Западная
Туркмения (Западно-Туркменская нефтегазоносная область) представляет собой^
часть крупной межгорной впадины — Южного Каспия, заполнена мощным комп-’
лексом осадочных образований, где по характеру геологического строения и за-
кономерностям размещения залежей нефти и газа выделяют Прибалханский и
Гограньдаг-Окаремский нефтегазоносные районы.
В Прибалханском районе сосредоточены основные нефтяные и нефтегазовые
месторождения республики. Самые крупные в Средней Азии месторождения: Ко-'
тур-Тепе, Барса-Гельмес, Челекен, Кумдаг, Небитдаг, Бурун, и газоконденсатные
месторождения: Кызылкум, Куйджик. В 1968 году на Каспии на первой морской ,
структуре Туркмении «банка Жданова» был получен мощный приток газа с кон-'
денсатом.
В Гограньдаг-Окаремском районе открыты нефтегазоконденсатные месторож-,
дения Окарем и Камышлджа.
Месторождения Западно-Туркменской нефтегазоносной области приурочены
к брахиантиклинальным складкам и сложены плиоцен-четвертичными породами.
Промышленные скопления нефти и газа сосредоточены в отложениях красноцвет-'
ной толщи, акчагыльских и. апшеронских породах; они многопластовые и сильно
нарушены сбросами. Крупными сбросами или системой сбросов поднятия обыч-
но разделяются на тектонически самостоятельные участки, занимающие гипсо-
метрические уровни.
В платформенной части республики выделяются следующие области нефте-.
газонакопления: Прикарабогазская, Центрально-Каракумская, Предкопетдагский
предгорный прогиб, Мургабская и Приамударьинская. Нефтегазоносность выяв-
лена в Центрально-Каракумской, Мургабской и Приамударьинской областях. )
В Центрально-Каракумской газоносной области разведано крупное Зеагли--
Дарвазинское газовое месторождение. Газонасыщенность приурочена к меловым
(сеноман, альб, апт, неоком) отложениям.
На востоке Туркмении нефть была получена впервые в 1963 году на ме-
сторождении Шараплы. Нефтеносность северных районов Туркмении была уста-
новлена в 1966 году в верхнеюрских отложениях на площади Сарыкамыш.
В геологическом отношении Мургабская нефтегазоносная область приуро-
чена к Мургабской впадине, которая условно делится на Байрам-Алийский
(северный) и Кушкинский (южный) районы. Здесь промышленные притоки газа
и нефтегазопроявления установлены в отложениях мелового, а также юрского
возрастов. В Байрам-Алийском районе открыты крупные залежи газа на пло-
щадях Байрам-Али, Шихитли, Майская. На площадях Шараплы и Кели обнару-
жена нефть. В Кушкинском районе газ с небольшим содержанием конденсата
получен на площадях Ислим и Карачоп.
Амударьинская нефтегазоносная область расположена в пределах Восточной .
Туркмении и Западного Узбекистана. Эта область включает в себя Приаму-
дарьинский, Питнякский и Каракульский прогибы, расположенные на территории
Туркменской ССР, а также Газлинский, Мургабский и Каганский районы, рас-
положенные в Узбекской ССР. Промышленные залежи нефти и конденсата выяв-
лены в меловых и юрских отложениях.
Нефти Западной Туркмении отличаются низким содержанием серы (0,08—
0,26%), количество азота не превышает 0,24%. В нефтях содержится от 45 до
94
50% фракций, выкипающих до 350 °C, а выход бензина (н. к. — 200 °C) изменяется
в пределах 18—22%. Исключение составляют нефти Гограньдаг-Окаремского
района и Восточного Кумдага, отличающиеся пониженным содержанием фрак-
ций, выкипающих до 350 °C (30—40%), и нефти нижних горизонтов Западного
Котур-Тепе с высоким содержанием их (70%). Общим для нефтей Западной
Туркмении является низкое содержание углеводородов С3—С6, что обусловливает
низкую упругость паров нефтей. Другие свойства и состав нефтей разных ме-
сторождений и участков изменяются в широких пределах. Однако по общности
физико-химических свойств, технологии получения нефтепродуктов, их качеству
и выходу нефти можно объединить в две группы. К первой относятся средне- и
низкопарафинистые, содержащие от 0,8 до 6,5% парафина: они отличаются по-
вышенным содержанием силикагелевых смол (11—16%), повышенными коксуе-
мостью (2,4—3,2%) и плотностью (0,87—0,89). Во фракции н. к. — 200 °C содер-
жится 48—58% нафтеновых углеводородов.
Ко второй группе относятся высокопарафинистые нефти (9—16% парафина).
По сравнению с нефтями первой группы, за исключением нефтей месторождений
Окарем и Камышлджа, они имеют меньшие плотность (0,82—0,87) и коксуемость
(0,4—2,4%) и низкое содержание силикагелевых смол (5—10%). Во фракции
н. к — 200 °C в больших количествах содержатся парафиновые углеводороды, на
долю нафтеновых приходится 30—36%.
Октановые числа бензинов (н. к. — 200 °C) из нефтей первой группы на
10—13 пунктов выше, чем из нефтей второй группы, и составляют 50—52 пункта.
Октановые числа тракторных лигроинов и керосинов очень низкие. Для по-
лучения осветительных керосинов пригодны все нефти Западной Туркмении,
однако лучшие свойства (высота некоптящего пламени 24—28 мм) имеют керо-
сины из нефтей второй группы.
Дизельные топлива обладают хорошей антидетанационной характеристикой.
Более высокие цетановые числа (55—58) имеют дизельные топлива из нефтей
второй группы. Из малопарафинистых нефтей Западной Туркмении и среднепа-
рафинистых нефтей месторождения Барса-Гельмес можно получать зимние ди-
зельные топлива без применения карбамидной депарафинизации (в последнем
случае с облегченным фракционным составом).
Нефти второй группы — ценное сырье для получения парафина и нафтено-
парафиновых углеводородов. Нефти первой группы использовать для этого не-
целесообразно.
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 °C дагаджикской
нефти, требуют низкотемпературной депарафинизации. Для получения остаточ-
ных масел более благоприятным составом обладают нефти первой группы. По
сравнению с нефтями второй группы выход остаточного масла в расчете на пе-
рерабатываемый остаток на 20—30% выше.
Из остатков выше 480—500 °C нефтей первой группы, за исключением нефтей
центрального и западного участков месторождения Котур-Тепе, можно получать
окисленные дорожные битумы, удовлетворяющие требованиям ГОСТа, в то вре-
мя как из остатков нефтей второй группы — окисленные битумы только строи-
тельных марок.
На примере нефти месторождения Шараплы показаны возможные направле-
ния переработки нефтей Мургабской нефтегазоносной области. Нефти этой обла-
сти легкие, с низким содержанием серы (0,15—0,24%) и высоким (13—16%)
содержанием парафина. В бензиновой фракции н. к. — 200 °C шараплийской неф-
ти содержание парафиновых углеводородов почти в 4,5 раза превышает коли-
чество нафтеновых, отсюда низкое октановое число (28 пунктов).
Дизельное топливо марки ДЛ получается только с облегченным фракци-
онным составом; выход его составляет 30%, а цетановое число — 65 (фракция
200—350 °C).
Для получения базовых масел из шараплийской нефти требуется очистка
и глубокая депарафинизация. Суммарный выход базовых масел с индексом вяз-
кости выше 85 составляет 24,5%.
95
CO
от
49. Физико-химическая характеристика нефтей
Нефть Глубина перфорации, м № скважины р!° м V20* сСт V50. сСт Температура застывания, °C Давление насыщен- ных паров, мм рт. ст.
с обра- боткой без обра- ботки
Котуртепинская центрального и запад- ного участков — Смесь 0,8580 293 62,92 8,60 —4 12 94
Котуртепинская восточного участка — В 0,8585 251 — 6,67 20 18 125
Котуртепинская 3881—3869 44 0,8173 260 4,36 2,30 6 — —
Барсагельмесская 2787—2777 2 0,8632 — 20,41 7,26 13 12 —
Барсагельмесская 2840-2816 6 0,8788 — 33,23 11,21 —5 —3 93
Барсагельмесская — Смесь 0,8600 — 18,10 6,72 —16 — '—
Овалтовальская 2675—2659 22 0,8756 — 53,53 12,64 —3 — —
Банкалийская 2892—2889 2 0,8693 — — 8,94 19 — —
Бурунская 3753-3739 2 0,8576 — — 8,42 20 — —
Кумдагская западного участка — Смесь 0,8379 248 38,90 4,96 14 14 —
Кумдагская восточного участка — В 0,8655 285 — 10,54 10 18 —
Челекенская алигульского участка — » 0,8500 245 — 5,53 20 19 121
Челекенская западного участка — в 0,8460 260 — 6,00 24 — 130
Челекенская дагаджикского участка — в 0,8740 257 20,01 8,93 —64 — 104
Небитдагская центрального участка — в 0,8887 290 49,20 14,70 —44 —53 68
Небитдагская западного участка — в 0,8621 257 39 ,30 8,84 8 5 65
Камышлджинская 2831—2824 1 — — . 39,93 32 32 —
Окаремская — Смесь 0,8735 298 — 13,67 30 29 —
Келийская 3027 1 0,8557 — — 8,67 22 — —
Шараплийская 2738—2678 1 0,8441 — 37,11 6,04 17 — —
Сарыкамышская 1645—1604 1 0,8616 5,56 —2
8
табл. 49
Продолжение
<о
Парафин Содержание % ло, нефти Выход фракций, вес. %
Нефть v S X СО S S* О те w Н S те х о. <у S3 3 те эл серно- глотных )Л сили- •елевых те о те О) те Ч те О'» те § 2 ф слотное чис, КОН на 1 г до 200 СС до 350 °C
Ф ч Н С о те те S3 те § S С_ 2
Котуртепинская центрального и запад- 6,45 56 0,27 0,14 28 6,4 0,73 2,76 0,41 18,2 47,0
кого участков Котуртепинская восточного участка 9,0 55 0,17 0,14 22 8,8 0,90 2,1 — 17,5 49,2
Котуртепинская (скважина № 44) 11,5 43 0,09 0,09 — 4,5 0 0,4 — 33,3 69,6
Барсагельмесская (скважина № 2) Барсагельмесская (скважина № 6) Барсагельмесская (смесь) Овалтовальская 11,9 3,7 5,0 5,8 51 55 54 56 0,20 0,26 0,17 0,20 0,18 0,27 0,18 0,18 24 38 26 26 10,0 15,6 10,6 12,9 1,43 1,36 1,25 2,2 3,2 3,0 1111 19,9 20,5 21,1 16,8 48,0 46,6 51,2 46,2
Банкалийская 13,4 52,5 0,18 0,17 24 10,5 1,22 2,2 — 15,7 44,9
Бурунская 9,3 56 0,10 0,23 30 8,2 — — 22,4 46,7
Кумдагская западного участка 10,8 51 0,09 0,08 12 7,1 0,99 1,0 0,60 22,1 56,2
Кумдагская восточного участка 12,2 51 0,17 0,11 23 9,6 0,76 2,1 1,34 11,4 40,8
Челекенская алигульского участка 12,9 51,5 0,16 0,10 19 9,0 0,78 1,8 0,42 18,7 49,1
Челекенская западного участка 11,7 58 0,20 0,15 16 8,2 0,39 1,9 0,46 19,8 45,6
Челекенская дагаджикского участка 0,8 — 0,25 0,16 30 13,2 0,71 2,8 3,79 22,6 50,6
Небитдагская центрального участка 1,2 51 0,15 0,15 32 14,6 0,87 3,1 3,01 17,9 43,9
Небитдагская западного участка 6,5 55 0,14 0,10 24 —- 0,81 2,4 1,86 18,0 46,2
Камышлджинская 16,0 — 0,26 0,24 48 15,3 5,5 5,7 — 5,4 29,8
Окаремская 12,4 53 0,17 0,16 34 13,1 1,75 3,2 — 13,7 38,9
Келийская 12,0 54 0,16 0 06 20 6,0 0,50 2,3 — — —
Шараплийская 14,8 50 0,17 0,10 23 10,5 1,03 2,1 — 21,7 51,1
Сарыкамышская 2,6 0,04 5,4 11,9 60,3
98
50. Разгонка нефтей по ГОСТ 2177—66
51. Изменение кинематической вязкости (в сСт) нефтей в зависимости
от температуры
Нефть V20 V30 V40 V50 veo v?o
Котуртепинская центрального и за- падного участков 62,92 20,88 11,20 8,60 — —
Котуртепинская восточного участка — 22,23 9,15 6,67 5,56 4,69
Котуртепинская (скважина № 44) 4,36 3,40 2,83 2,30 1,99 0,70
Барсагельмесская (скважина К» 2) 20,41 12,80 8,93 7,26 6,52 5,24
Барсагельмесская (скважина № 6) 33,23 23,34 17,24 11,21 8,13 6,57
Овалтовальская 53,53 23,61 17,44 12,64 9,62 —
Банкалийская — 30,80 13,00 8,94 7,06 6,21
Бурунская — 23,65 12,14 8,42 6,51 —
Кумдагская западного участка 38,90 8,41 6,26 4,96 — —
Кумдагская восточного участка — 19,97 12,52 10,54 — —
Челекенская алигульского участка 11,94 7,56 5,53 4,59 3,75
Челекенская западного участка — 15,30 7,51 6,00 4,Н 3,62
Челекенская дагаджикского участка 20,01 15,50 10,63 8,93 6,61 5,24
Камышлджинская — — 82,13 39,93 26,60 19,25
Окаремская — — 17,10 13,67 10,62 7,37
Шараплийская 37,11 13,43 7,84 6,04 5,01 4,43
52. Изменение условной вязкости
нефтей в зависимости от температуры
Нефть ВУ20 ВУзо ВУ40 ВУ50 ВУ60 ВУ70
Котуртепинская центрального и за- 8,50 3,04 1,98 1,73 — —
падкого участков
Котуртепинская восточного участка — 3,22 1,78 1,55 1,44 1,36
Котуртепинская (скважина № 44) 1,33 1,23 1,18 1,13 1,10 —
Барсагельмесская (скважина № 2) 2,99 2,13 1,75 1,60 1,53 1,41
Барсагельмесская (скважина № 6) 4,48 3,35 2,62 1,98 1,68 1,54
Овалтовальская 7,27 3,39 2,65 2,11 1,82 —•
Банкалийская — 4,30 2,15 1,75 1,58 1,50
Бурунская — 3,39 2,06 1,71 1,53 1,45
Кумдагская западного участка 5,35 1,71 1,51 1,39 — —
Кумдагская восточного участка — 2,93 2,10 1,91' — —
Челекенская алигульского участка — 2,04 1,60 1,43 1,35 1,23
Челекенская западного участка — 2,40 1,62 1,48 1,30 1,25
Челекенская дагаджикского участка 3,00 2,43 1,92 1,75 1,54 1,41
Камышлджинская — — 11,11 5,48 3,76 2,86
Окаремская — — 2,61 2,21 1,92 1,61
Шараплийская 5,12 2,19 1,65 1,48 1,39 1,33
7* 99
53. Изменение относительной плотности нефтей в зависимости от температуры
Нефть Плотность р20
при 20 СС при 30 СС при 40 сС при 50 сС при 60 СС при 70 СС
Котуртепинская центрального и за- 0,8580 0,8510 0,8440 0,8369 — —
ладного участков Котуртепинская восточного участка 0,8585 0,8525 0,8462 0,8380 0,8349 0,8289
Котуртепинская (скважина № 44) 0,8173 0,8098 0,8023 0,7947 0,7872 0,7797
Барсагельмесская (скважина № 2) 0,8632 0,8592 0,8578 0,8512 0,8440 0,8385
Барсагельмесская (скважина № 6) 0,8788 0,8721 0,8653 0,8586 0,8519 0,8452
Овалтовальская 0,8756 0,8702 0.8640 0,8574 0,8506 0,8433
Банкалийская 0,8693 0,8643 0,8571 0,8503 0,8445 0,8377
Бурунская 0,8576 0,8496 0,8422 0,8363 0,8292 0 8221
Кумдагская западного участка 0,8379 0,8310 0,8241 0,8178 0.8119 0,8048
Кумдагская восточного участка 0,8655 0,8560 0,8497 0,8420 0,8384 0,8289
Челекенская алигульского участка 0,8500 0,8428 0,8357 0,8285 0,8211 —
Челекенская западного участка 0,8460 0,8389 0,8321 0,8243 0,8172 ——
Челекенская дагаджикского участка 0,8740 0,8673 0,8605 0,8538 0,8471 0,8404
Камышлджинская — 0,8923 0,8841 0,8778 0,8706 0,8647
Окаремская 0,8735 0,8634 0.8555 0,8491 0,8421 0,8342
Шараплийская 0,8441 0,8370 0,8301 0,8239 0,8168 0,8100
54. Элементный состав нефтей
Нефть Содержание, %
с н О S N
Котуртепинская центрального и за- падного участков 86,12 13,19 0,28 0,27 0,14
Котуртепинская восточного участка 86,51 13,07 0,11 0,17 0,14
Барсагельмесская (скважина № 2) 86,12 12,73 0,77 0,20 0,18
Овалтовальская 86,28 13,03 0,29 0,13 0,27
Банкалийская 86,00 13,01 0,64 0,18 0,17
Бурунская 86,10 13,30 0,27 0,10 0,23
Кумдагская западного участка 86,20 13,50 0,13 0,09 0,08
Челекенская алигульского участка 86,14 13,39 0,21 0,16 0,10
Челекенская западного участка 86,28 13,14 0,23 0,20 0,15
Челекенская дагаджикского участка 86,57 12,54 0,48 0,25 0,16
Камышлджинская 85,84 12,54 1,12 0,26 0,24
Окаремская 86,05 13,07 0,55 0,17 0,16
Шараплийская 86,68 12,68 0,37 0,17 0,10
100
55. Потенциальное содержание (в вес. %) фракций в нефтях
Отгоняется до температуры, °C Котуртепин- ская цент- рального и западного участков Котуртепин- ская восточ- ного участка Барсагель- месская (скважина № 2) Барсагель- месская (скважина № 6) Банкалийская Бурунская Кумдагская западного участка Окаремская Шараплийская
28 (газ до С4) 60 0,3 1,6 1,0 0,9 1,6 0,3 1,9 1.0 0,6 2,3
62 1,7 1,1 1,0 1,8 0,4 2,2 1,2 0,7 2,6
70 2,2 1,6 1,3 2,7 0,7 3,3 1,8 1,0 3,8
80 3,2 2,1 1,9 4,1 1,4 4,8 2,3 1,4 4,3
85 3,7 2,4 2,4 4,6 1,7 5,3 2,6 1,7 4,6
90 4,3 2,8 2,9 5,0 2,1 5,7 3,0 2,0 4,9
95 4,7 3,4 3,5 5,3 2,4 6,3 3,9 2,5 5,4
100 5,4 4,1 4,1 5,7 2,8 6,7 4,8 3,1 5,9
105 5,9 4,6 4,6 6,1 3,2 7,2 5,6 3,5 6,4
ПО 6,4 5,0 5,1 6,5 3,6 7,5 6,1 3,9 6,9
120 7,7 6,0 6,2 7,7 4,5 8,6 7,3 4,8 7,9
122 7,9 6,3 6,5 8,1 4,7 9,0 7,7 5,0 8,1
130 8,8 7,3 7,7 9,4 5,7 10,1 9,1 5,7 9,8
140 10,0 8,6 8,9 10,9 7,0 11,6 10,8 6,6 11,4
145 10,7 9,3 9,7 11,6 7,6 12,4 11,7 7,1 12,0
150 11.4 10,0 10,5 12,4 8,3 13.2 12,6 7,7 12,6
160 12,6 11,4 12,0 14,1 9,6 14,7 14,5 8,9 14,4
170 14,0 13,0 13,9 15,8 11,1 17,1 16,6 10,1 16,1
180 15,5 14,4 15,6 17,4 12,6 18,6 18,4 11,2 17.9
190 16,9 15,8 17,0 18.8 14,1 20,6 20,1 12,4 19,7
200 18,2 17,5 19,0 20,5 15,7 22,2 22,1 13,7 21,7
210 19,7 19,8 20,7 22,6 16,8 23,4 24,3 15,1 23,4
220 21,2 21,5 22,4 24,4 18,1 24,4 26,3 16,3 25,9
230 22,7 23,4 24,0 25,9 19,5 26,3 28,3 17,6 26,8
240 24,3 25,3 26,0 27,5 21,4 28,1 30,3 18,9 29,2
250 26,0 27,2 27,9 29,2 23,4 29,9 32,2 20,3 31,5
260 28,0 29,1 29,3 30,8 25,6 31,5 34,6 22,4 32,8
270 30,0 31,2 31,0 32,4 27,7 33,1 37,1 24,1 34,1
280 32,0 33,2 32,8 33,9 30,2 34,6 39,3 25,7 37,2
290 34,0 35,4 34,9 35,6 32,1 36,5 41,7 27,4 39,3
300 36,0 37,8 37,3 37,6 34,6 38,8 44,1 29,0 41,3
310 38,3 40,3 39,7 39,6 36,9 40,7 46,5 31,0 42,9
320 40,5 42,9 41,9 41,4 39,2 42,8 48,7 33,2 45,2
330 42,8 44,8 43,2 43,3 41,3 44,0 51,2 35,3 46,4
340 45,0 46,7 45,4 45.0 43,1 45,7 53,5 37,3 48,5
350 47,0 49.2 48,0 46,6 44,9 47,8 56,2 38,9 51,1
360 49,1 51,4 50,5 48,2 47,3 49,6 58,6 39,9 52,1
370 51,0 53,4 52,2 49,6 50,2 51,1 60,9 42,9 54,8
380 53,0 55,5 53,8 51,1 52,7 53,2 63,1 44,8 56.7
390 55,0 57,9 55,7 52,7 54,9 56,0 65,1 46,6 58,5
400 57,2 60,3 57,7 54,6 57,2 58,6 67,6 50,1 60,0
410 59,2 62,4 — 56,5 59,0 61,2 69,7 52,9 63,8
420 61,4 64,6 62,1 58,4 61,5 62,4 71,3 55,1 65,5
430 63,4 66,9 — 60,6 63,9 65,0 73,4 57,4 67,3
440 65,5 69,2 66,2 62,7 66,1 68,2 75,4 59.6 69,6
450 67,5 71,3 — 64,8 68,5 71,3 76,5 61,9 72,5
460 69,5 73,4 70,3 67,3 70,8 — 78,7 64,1 ——
470 71,5 75,5 — 69,7 — — 81,1 66,2 76,3
480 73,7 77,6 75,4 — 76,0 — 83,2 68,5 —
490 75,5 — — — — 86,3 70,7 —
500 — 82,9 — — — — 90,2 73,0 —
101
56. Характеристика фракций, выкипающих до 200 °C
Темпера- тура отбора, °C Выход (на нефть), % ₽4° Фракционный состав, °C Содер- жание серы, % Октановое число без ТЭС Давление насыщен- ных паров (при 38 °C), мм рт. ст.
н. к. 10% 50% 90%
Котуртепинская нефть центра участков Л Ь Н О Г О и западного
28—62 1,4 0,6500 38 50 54 58 0 76
28—85 3,4 0,7015 45 58 70 82 — 73,4 197
28—100 5,1 0,7141 48 63 76 91 — 71,7' -
28—110 6,1 0,7184 52 68 • 82 100 70
28—120 7,4 0,7280 55 73 88 110 Следь 68,2 57
28—130 8,5 0,7340 57 74 93 117 — 67,1
28—140 9,7 0,7382 59 75 98 123 — 66
28—150 И,1 0,7450 60 76 102 136 Следы 65 44
28—160 12,3 0,7506 62 80 107 139 62,3
28—170 13,7 0,7541 65 83 ИЗ 149 59,6
28—180 15,2 0,7588 68 87 118 158 57
28—190 16,6 0,7630 81 94 123 168 54,3
28—200 17,9 0,7661 81 95 128 178 0,05 51,4 10
Котуртепинская н е ф т ВОС точного у ч а с т к а
н. к.—80 2,1 0.7140 44 51 64 81 0,01 73
н. к.—100 4,1 0.7199 57 64 80 96 0,01 66
н. к.—120 6,0 0,7212 62 73 91 ИЗ 0,01 62 158
н. к.—130 7,3 0,7300 63 76 96 119 0,01 60
н. к.—160 Н,4 0,7416 69 89 115 148 0,02 48 74
н. к.—200 17,5 0,7549 80 102 142 184 0,02 42 41
Барсагельмесс кая нефть | скважина № 2)
н. к,—80 1,9 0,7076 45 58 67 80 Следы .
н. к,—100 4,1 0,7112 50 68 82 96 » 65
н. к,—120 6,2 0,7129 55 72 91 109 0,01 62
н. к.—160 12,0 0,7249 59 89 116 144 0,02 47
в. к.—180 15,6 0.7568 74 100 133 169 0,02 42
н. к,—200 19,0 0,7629 76 106 142 188 0,02 41 —
Барсагельмесская нефть (скважина № 6)
н. к.—80 4,1 0,6973 50 61 74 88 Следы 70
н. к.—100 5,7 0,7086 52 67 81 96 0,01 69
н. к.—120 7,7 0,7160 54 70 89 109 0.01 67 142
н. к.—160 14,1 0,7446 56 84 111 144 0,02 60 51
н. к.—180 17,3 0,7529 58 88 130 162 0,03 55
н. к.—200 20,5 0,7604 63 94 135 179 0,04 50 18
Банка л и искан нефть
н. к,—120 4,5 0,7416 73 86 97 116 0,02 65
н. к.—160 9,6 0,7584 86 102 125 152 0,04 58
н. к.—200 15,7. 0,7776 | 89 106 150 188 0,05 53 —
Бурунская нефть
н. к,—120 8,6 0,7269 61 77 93 ИЗ 0,002 63 ___
н. к.—160 14,7 0,7455 67 90 120 152 0,002 53 -
н. к,—200 22,2 0,7599 74 99 145 197 0,004 43 —
102
Продолжение табл. 56
Темпера- тура отбора, сС Выход (на нефть), % 20 Фракционный состав, °C Содер- жание серы. 0/ /0 Октановое число без ТЭС Давление насыщен- ных паров (при 38 сС), мм рт. ст.
н. к. 10% 50% 00%
К у м д а г с к а я нефть западного участка
н. к,—120 7,3 0,7221 54 75 91 112 0,01 60 —
и. к,—160 14.5 0,7453 67 92 116 144 0,02 52 —
н. к,—180 18,4 0,7513 68 94 128 160 0,02 — —
п. к.—200 22,1 0,7577 69 103 141 181 0,02 39 —
О к а р е м с к а я нефть
н. к,—1201 4,8 0,7348 66 81 94 111 0,01 54
н. к,—160 8,9 0,7493 74 95 119 147 0,02 51
н. к.—180 11,2 0,7508 76 100 126 165 0,02 45
н. к.~ 200 13,7 0,7618 80 107 142 184 0,02 38 —
Шараплийская нефть
н. к—1201 7,9 0,6990 55 67 83 111 0,01 I —
н. к.—160 14,4 0,7284 63 82 115 148 0,01 I — —
н. к.—200| 21,7 0,7371 ! 76 96 143 188 । 0,02 ! 28 —
57. Групповой углеводородный состав фракций, выкипающих до 200 °C
Темпера- тура отбора, °C Выход (на нефть), 0/ /0 Р4° „20 nD Содержание углеводородов, %
ароматических нафтеновых парафиновых
g о со шести- членных X . в X S Н ф 5 Ч X 5- всего нормаль- ного стро- ения изострое- ния
Котуртепинская нефть центрального и западного
участков
28—60 1.3 0.64881 1,3703 — 10 1 9 90 59 31
60—95 3.1 0.7174 1.4030 4 49 26 23 47 19 28
95—122 3,2 0,7490 1.4212 7 51 36 15 42 13 29
122—150 3,5 0,7660 1.4332 10 48 33 15 42 10 32
150—200 6,8 0.7858 1,4435 16 46 — — 38 9 29
28—200 17,9 0,7661 1,4326 И 46 — — 43 15 28
Котуртеп! некая I е ф т ь вое точного участка
и. к.—60 1,0 0,6620 1.3762 — 13 — 13 87 39 48
60—95 2.4 0,7270 1.4061 9 38 18 20 53 24 29
95—122 2.5 0.7451 1,4164 9 36 24 12 55 22 33
122—150 4,0 0,7630 1,4262 15 22 13 g 63 21 42
150—200 7,6 0 784 Г 1,4363 14 35 7 28 51 24 27
и. к.—200 17,5 0,7549 1.4240 13 30 12 18 57 24 33
Барсагельмесская не ф т ь (с к в а ж и н а № 2
н . к.—60 0,9 0,6496 1,3708 — 8 — 8 92 50 42
60—95 2,6 0,7203 1,4028 8 45 15 30 47 25 22
95—122 3.0 0,7469 1,4157 12 43 27 16 45 21 24
22—150 4,0 0,7639 1.4256 14 36 20 16 50 20 30
1 50—200 8,5 0,7888 1,4390 16 46 17 29 38 25 13
н- к,—200 19,0 0,7629 1,4246 13 41 18 23 46 25 21
103
Продолжение табл. 57
Темпера- тура отбора, СС Выход (на нефть), % Р4° „20 nD Содержание углеводородов, %
ароматических нафтеновых парафиновых
о о и я шести- членных пяти- членных всего нормаль- ного стро- ения изострое- ния
Барсагельмесская нефть (скважина № 6)
и. к.—60 1,6 0,6596 1,3742 — 3 — 3 97 41 56
60—90 3,3 0,7245 1,4030 2 51 22 29 47 18 29
90—120 2,7 0,7458 1,4133 3 53 33 20 44 13 31
120—150 4,7 0,7672 1,4250 7 54 26 28 39 11 28
150—200 8,1 0,8008 1,4432 16 69 19 50 15 8 7
н. к.—200 20,5 0,7604 1,4225 9 55 21 34 36 14 22
Банкалийская нефть
н. к.—60 0,3 0,6959 1,3905 — 20 — 20 80 30 50
60—90 1,8 0,7373 1,4088 5 ’ 60 23 37 35 15 20
90—120 2,4 0,7533 1,4168 5 53 28 25 42 14 28
120—150 3,8 0,7727 1,4275 9 47 22 25 44 9 35
150—200 7,4 0,8037 1,4451 16 62 21 41 22 12 10
н. к.—200 15,7 0,7776 1,4310 11 56 22 34 33 12 21
Бурунская нефть
н. к.—60 1,9 0,6640 1,3788 — 7 — 7 93 40 53
60—90 3,9 0,7328 1,4081 12 41 18 23 47 20 27
90—120 2,9 0,7500 1,4175 13 39 23 16 48 18 30
120—150 4,6 0,7637 1,4252 14 34 15 19 52 20 32
150—200 8,7 0,7875 1,4378 15 39 14 25 46 24 22
н. к.—200 22,2 0,7599 1,4228 13 35 15 20 52 23 29
Кумдагская нефть западного участка
н. к.—60 1,2 0,6567 1,3733 — 4 — 4 96 42 54
60-95 2,6 0,7313 1,4086 8 37 25 12 55 25 30
95—122 3,5 0,7397 1,4130 6 28 16 12 66 22 44
122—150 5,3 0,7569 1,4229 10 30 14 16 60 20 40
150—200 9,5 0,7789 1,4341 11 39 12 27 50 23 27
н. к.—200 22,1 0,7577 — 9 33 14 19 58 24 34
Окаремская нефть
н. к.—60 0,6 0,6879 1,3885 — 22 — 22 78 — —
60—95 2,0 0,7285 1,4052 8 46 16 30 46 32 14
95—122 2,2 0,7461 1.4151 8 43 29 14 49 28 21
122—150 2.9 0,7621 1,4244 9 39 15 24 52 26 26
150—200 6,0 0,7862 1,4371 14 43 12 31 43 24 19
н. к.—200 13,7 0,7618 — 10 42 16 26 48 — —
Шараплийская нефть
н. к.—60 2,3 0,6343 1,3648 4 — 4 96 58 38
60—90 2,6 0,6897 1,3882 4 26 10 16 70 47 23
90—120 3,0 0,7275 1,4078 9 25 22 3 66 37 29
120—150 4,7 0,7465 1,4198 15 14 14 0 71 42 29
150—200 9,1 0,7713 1,4330 18 13 4 9 69 42 27
н. к.—200 21,7 0,7371 1,4155 13 16 9 7 71 43 2&
104
58. Содержание индивидуальных ароматических углеводородов во фракции
122—145 °C
Выход, вес. % Выход. вес. %
Углеводород на фракцию на нефть Углеводород на фракцию на нефть
Котуртепинс центрального у ч а с Этилбензол п-Ксилол л-Ксилол о-Ксилол Котуртепинсь восточного Этилбензол п-Ксилол л-Ксилол о-Ксилол Барсагельмес (скважин Этилбензол п-Ксилол л-Ксилол о-Ксилол кая н е ( и з а п а г к о в 2,7 1,0 3,0 2,7 а я неф у ч а с т к 1,0 1,0 5,5 4,2 : к а я не а № 2) 5,0 1,7 8,8 6,0 [> т ь иного 0,08 0,03 0,09 0,08 т ь а 0,034 0,037 0,180 0,139 ф т ь 0,159 0,055 0,280 0,193 Барсагельме (с к в а ж и Этилбензол п-Ксилол л-Ксилол о-Ксилол Банкалий Этилбензол п-Ксилол л-Ксилол о-Ксилол Буруне Этилбензол п-Ксилол л-Ксилол о-Ксилол Шараплий Этилбензол п-Ксилол л-Ксилол о-Ксилол с с к а я н а № 6 1,1 0,8 2,3 1,7 к а я не 1,3 1,0 3,5 2,5 кая н е < 0,7 0,9 2,5 2,2 с к а я н 6,0 2,3 9,1 6,4 е ф т ь 0,041 0,028 0,081 0,060 ф т ь 0,041 0,032 0,112 0,080 [> т ь 0,023 0,030 0,087 0,077 ф т ь 0,245 0,096 0,372 0,263
59. Характеристика фракций, служащих сырьем для каталитического риформинга
Темпера- тура отбора, °C Выход (на нефть). 20 Pf Содержа- ние серы, % Содержание углеводородов, %
аромати- ческих нафте- новых парафиновых
всего нормаль- ного строения изо- строения
Котуртепинская нефть центрального и западного
участков
62—85 2,0 0,7140 0,0 3 42 55 23 32
62—105 4,2 0,7272 Следы 5 50 45 18 27
85—105 2,2 0,7360 » 6 50 44 16 28
85—120 4,0 0,7435 » 6 51 43 14 29
85—180 11,8 0,7670 0,05 10 48 42 10 32
105—120 1,8 0,7530 Следы 8 50 42 12 30
105—140 4,1 0,7590 » 9 49 42 11 31
105—180 9,6 0,7725 0,06 11 48 41 10 31
120—140 2,3 0,7640 0,05 9 49 42 11 31
120—180 7,8 0,7750 0,06 12 47 41 10 31
140—180 5,5 0,7790 0,07 14 47 39 9 30
105
-I
Продолжение табл. Продолжение табл. 59
Содержание углеводородов, %
%
Темпера- Темпера- тура Выход (на Содержа- ние
Выход Содержа- парафиновых 20
тура (на нафте- новых
Р20 ние серы, % отбора, °C нефть), % серы, % аромати- ческих
отбора, °C нефть), аромати- ческих нафте- новых всего нормаль- ного строения изо- строения всего нормаль- ного строения изо- строения
Котуртепинская нефть восточного участка Буруне кая нефть
60—85 60—105 85—120 85—180 105—120 105—140 120—140 140-180 1,4 3,6 3,6 12,0 1.4 4,0 4,0 5,8 0,7181 0,7296 0,7393 0,7610 0,7461 0,7534 0,7568 0,7767 0,01 0,01 0,01 0,02 0,01 0,01 0,01 0,02 9 9 10 13 11 13 14 15 37 37 34 30 30 26 24 29 54 54 56 57 59 61 62 56 27 23 22 22 22 21 21 22 27 Ж 31 Ж 34 ЯМ 35 Ж 37 Ж 40 Ж 41 Ж 34 Я 60—85 60—105 60—140 85—120 85—180 105—120 105—140 120—140 140—180 3,4 5,2 9,6 3,3 13,4 1,5 4,4 2,9 7,1 0,7295 0,7355 0,7491 0,7488 0,7622 0,7541 0,7585 0.7608 0,7755 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 12 12 13 13 14 13 14 14 15 41 40 40 40 35 38 36 35 38 47 48 47 47 51 49 50 51 47 20 19 19 18 20 19 19 20 22 27 29 28 29 31 30 31 31 25
Барсагельмесская нефть (скважина 2)
Кумдагская нефть западного участка
60—85 1,5 0,7152 Следы 9 46 45 28 17 Ж
60—105 3,8 0,7306 0,01 8 43 49 25 24 Ж 62—85 2,6 0,7177 0,01 8 35 57 28 29
60—140 8,0 0,7450 0,01 11 40 49 22 27 Ж 62—105 5,6 0,7267 0,01 7 33 60 25 35
85—120 3,8 0,7421 0,01 11 44 45 22 23 Ш, 62—140 10,8 0,7386 0,01 8 32 60 22 38
85—180 13,2 0,7620 0,02 14 40 46 22 24 Ж 85—120 3,7 0,7361 0,01 7 31 62 22 40
105—120 1,6 0,7469 0,01 12 42 46 21 25 Ж 85—180 15,8 0,7556 0,01 9 33 58 22 36
105—140 4,3 0,7533 0,02 13 40 47 20 27 105—120 1,7 0,7413 0,01' 7 28 65 21 44
120—140 2,7 0,7567 0,02 14 37 49 20 29 Ж 105—140 5,2 0,7480 0,01 9 30 61 20 41
140—180 6,7 0,7798 0,03 16 38 46 22 24 Ж 120—140 3,5 0,7516 0,01 10 31 59 20 39
140—180 5,8 0,7721 0,01 11 36 53 22 31
Барсагельм е с с к а я нефть (скважина № 6)
60—85 3,0 0,7234 0,01 2 49 49 20 29 Окаоемекая нефть
60—105 4,5 0,7285 0,01 2 50 48 18 зо Ж
60—140 9,3 0,7439 0,01 4 52 44 15 29 Ж 62—85 1,1 0,7238 0,01 8 46 46 32 14
85—180 12,7 0,7721 0,04 9 57 34 11 23 Ж 62—105 « 2,9 0,7355 0,01 8 45 47 31 16
105—120 1,6 0,7481 0,01 4 53 43 13 зо Ж 62—140 6,0 0,7452 0,02 8 42 50 29 21
105—140 4,8 0,7577 0,02 5 54 41 12 29 Я 85—120 3,1 0,7429 0,01 8 43 49 29 20
120—140 3,2 0,7622 0,02 6 54 40 11 29 Ж, 85—180 9,5 0,7616 0,02 10 42 48 26 22
140—180 6,5 0,7898 0,06 12 62 26 9 17 Ж 105—120 1,3 0,7474 0,01 8 42 50 27 23
105—140 3,1 0,7527 0,02 8 40 52 27 25
120—140 1,8 0,7583 0,02 9 39 52 26 26
Банкалийская нефть 140—180 4,6 0,7777 0,03 12 43 45 24 21
60—85 1,5 Ш а п а п л и й с к а я ь е ф т ь
0,7468 0,01 5 59 36 15 21 Ж
60—105 2,9 0,7491 0,02 5 57 38 15 23 Ж 60—85 2,3 0,6840 0,01 4 26 70 47 23
60—140 6,7 0,7598 0,03 6 53 41 13 28 Я 60—105 4,1 0,6992 0,01 6 25 69 41 28
85—120 2,7 0,7524 0,03 5 54 41 14 27 Ж 60—140 9,1 0,7215 0,01 10 21 69 40 29
85-180 10,8 0,7761 0,04 10 53 37 11 26 Ж 85—120 3,3 0,7237 0,01 9 24 67 38 29
105—120 1,3 0,7547 0,03 6 52 42 13 29 Ж 85—180 13,3 0,7493 0,02 14 16 70 41 29
105—140 3,8 0,7643 0,04 7 49 44 11 зз Ж 105—120 1,5 0,7291 0,01 11 22 67 37 30
120—140 2,5 0,7688 0,05 8 48 44 10 34 Ж 105—140 5,0 0,7422 0,02 13 17 70 40 30
140—180 5,6 0,7912 0,06 13 54 33 10 23 Ж 120—140 3,5 0,7436 0,02 14 15 71 41 30
140—180 6,5 0,7643 0,02 17 13 70 42 28
106
107
60. Характеристика легких керосиновых дистиллятов
Темпера- тура отбора, °C Выход (на нефть), % р1° Фракционный состав, °C v20’ сСт Температура, СС Теплота сгорания низшая, ккал/кг Высота некоптя- щего пламени, мм Содержа- ние арома- тических углеводо- родов, % Содер- жание серы, %
н. к. 10% 50% 90% 98% начала кристал- лизации вспышки в закрытом тигле
Котуртепинская нефть центрального и западного участков
120—240 | 16,6 I 0,7897 | 140 | 143 | 183 | 220 | 238 I 1,50 | —60 | 30 10319 | 26 | 15,0 | 0,09
120—230 | 17,4 | 0,7891 | 145 Котуртеп | 156 | 181 и некая не | 213 | 226 фть восточного уч | 1,51 I —60 I 36 а с т к а 10 330 | 24 | 14,5 | | 0,04
130—230 | 16,3 | 0,7888 | 148 Барсагельмесская | 160 | 183 | 217 | 230 нефть 1 М8 | (скважина —56 | 43 № 2) 10 350 | 29 | 15,5 0,04
130—240 | 18,2 | 0,8092 | 150 Барсагельмесская | 161 | 187 | 224 | 235 нефть 1 1,62 | (скважина —68 j — № 6) • 10310 I 23 | 16,0 ! | 0,08
120—240 | 16,9 j 0,8035 1 145 | 158 I 187 | Банкалийская 227 | 243 | 1,57 | нефть —68 | 35 1 10 320 1 27 ! 16,0 | 0,06
Бурунская нефть
120—240 | 19,5 | 0,7908 | 143 | 153 | 183 | 223 1 238 | 1,22 i —42 | 34 | 10 360 | 29 15,5 | 0,03
120—240 | 23,0 | 0,7828 | 140 | Кумдагская 153 | 179 | 217 нефть зап 1 227 | 1,43 | а д н о г о -57 | у ч а с т к 34 | а 10 360 | 30 | 13,5 | 0,04
120—240 | 14,1 | 0,7929 | 144 | 156 | 185 | 01 222 каремская | 232 | 1,58 | нефть —56 | 36 10 330 | 25 | 16,0 | 0,03
120—230 | 18,9 | 0,7701 | 139 | 149 | 179 Ш а I 212 раплийская нефть | 224 | 1,33 | —50 | 42 | 10 390 | 17,0 , 1 0,02
61. Характеристика керосиновых дистиллятов
Температура отбора, °C Выход (на не^ть), Р40 Фракционный состав, сС Температура, СС Высота некоптя- щего пламени, мм Октановое число Содер- жание серы, % КИСЛОТ- НОСТЬ, мг кон на 100 мл дистилля- та
н. к. 10% 50% 90% 98% отгоняется до 270 сС, о/ /о
помут- нения вспыш- ки
Котуртепинская нефть центрального и западно г о уча стк о в
150—280 20,6 0,8056 170 175 208 244 260 — —41 51 20 26 0,10 4,02
150—320 29,1 0,8160 172 187 230 280 303 — —25 62 — <26 0,13 —
180—240 8,8 0,8005 183 188 201 220 232 — —30 63 22 — 0,10 3,48
Котуртепинская нефть восточного участка
120—290 29,4 0,8025 149 169 220 262 273 97 —33 42 22 <20 0,05 —
140—300 29,2 0,8092 169 178 230 272 284 88 —26 52 — 16 0,05 —
180—310 26,0 0,8195 208 219 248 283 292 80 —19 — — 0,06 —
Барсагельмесская нефть (скважин а № г)
150—300 26,8 0,8187 168 194 231 276 297 85 —27 62 28 29 0,07 —
200—300 18,3 0,8266 221 235 251 278 288 82 —21 98 26 28 0,08
Б а j с а г е л ь м е с с к а г неф т ь (с к в а ж и н а № 6)
140—300 26,8 0,8179 166 181 225 274 286 87 — — 22 29 0,12 —
150—300 25,2 0,8291 172 189 233 276 289 85 — 59 22 27 0,12 —
0 со
Фракционный состав,
62. Групповой углеводородный состав керосиновых фракций
Температура отбора, °C Содержание углеводородов, %
ароматических нафтеновых парафиновых
Котуртепинская нефть цен трального и западного
участков
200—250 16 49 35
250—300 18 35 47
300—350 17 41 42
Котуртепинская нефть восточного участка
200-250 15 35 50
250—300 15 16 69
300-350 15 25 60
Барсагельмесская нефть (скважина № 2)
200—250 18 32 50
250—300 20 18 62
200—300 19 25 56
Барсагельмесская неф ть (скважина № 6)
200—250 21 43 36
250—300 22 24 54
200—300 22 32 46
Банкалийская нефть
200—250 20 41 39
250—300 19 18 63
200—300 19 28 53
Бурунская нефть
200—250 16 25 59
250—300 16 И 73
200—300 16 18 66
Кумдагская нефть западного участка
200—250 11 33 56
250-300 13 18 69
200—300 12 25 63
Окаремска я нефть
200-250 15 40 45
250—300 16 13 71
200—300 15 25 60
Шараплийск ая нефть
200—250 18 11 71
250—300 15 2 83
200—300 17 7 76
ПО
111
63. Характеристика дизельнных топлив и их компонентов
Темпера- тура отбора, °C Выход (на нефть), % Цетановое число Дизельный индекс Фракционный состав, °C V20. сСт. 450, сСт. Температура, °C Содержание серы, % Анилиновая точка, СС
10% 50% 90% застывания помутнения вспышки
Котуртепинская нефть центрального и западного участков
150—300 36,5 55 — 200 254 301 0,8225 4,50 2,40 —25 —11 0,15 0,10
180—240 8,8 — 66 188 201 220 0,8005 2,40 1,40 —47 —30 63 64,4 75,5
200—зьи 28,8 58 63,5 223 260 305 0,8332 6,25 3,10 —15 —8 95 0 16
230—ЗЬО 24,3 59 " 251 274 308 0,8382 7,46 3,15 —11 —7 112 0,17 0,18
240—tjbO 22,7 59 61 254 278 310 0,8400 7,80 3,60 —10 —6 116 75,2
Котуртепинская нефть восточного участкг
160—360 40,0 55 68,8 215 270 324 0,8240 4,42 —10 —5 78 0,06 0,07 0,08 77,1 78,4 81,5
200—зьи 31,6 58 67,5 244 275 315 0,8289 5,62 —10 —5 99
220—340 25,2 57 70,0 257 275 307 0,8288 5,96 — —11 —7 113
Барсагельмесская нефть (скважина № 2)
180—360 34,9 57 63,6 226 278 336 0,8344 5,12 2,66 —11 —5 92 0,10 0,10 74,7 75,7 75,5
200— 29,0 57 64,3 245 278 321 0,8339 5,73 2,91 —10 —8 107
220—340 23,1 56 64,8 255 277 315 0,8319 5,72 2,81 —13 —9 114 0J0
Барсагельмесская нефть (скважина № 6)
180—340 27,7 49 55,5 225 263 314 0,8443 4,80 —46 —35 84 0,16 69,5 72,8
180—380 33,7 51 55,4 227 278 346 0,8519 6,73 — —23 —16 89
J.-*?. fc , ...
200—370 200—350 210—310 29,2 26,1 17,0 48 50 55,9 55,9 244 241 247 285 277 261 340 326 290 0,8528 0,8498 0,8413 7,10 6,20 4,90 3,04 —25 —33 —46 —37 101 103 0,17 0,15 73,6 72,0
Банкалийская нефть
180—360 200—350 240—350 34,7 29.2 23,5 48 47 46 63,2 63,3 64,6 234 256 275 280 282 290 303 324 325 0,8358 0,8367 0,8391 5,38 5,62 7,38 — — 14 —19 —11 —5 —6 —3 91 105 126 0,11 0,12 0,13 75,2 76,0 79,0
Б урунская нефть
150—350 200—350 240—350 34,6 25,6 19,7 58 58 57 68,8 67,6 69,1 201 246 273 264 280 292 317 322 325 0,8191 0,8290 0,8320 3,87 5,51 6,96 — —18 —8 —3 —10 —4 —1 68 106 124 0,02 0,02 0,03 74,2 78,6 82,0
Кумдагская нефть западного участка
150—360 180—350 220—330 46,0 37,8 24,9 55 57 57 74,5 73,8 75,2 199 225 250 260 265 269 321 314 294 0,8110 0,8161 0,8159 3,76 4,40 4,87 — —10 —10 —12 —6 —5 —5 66 89 107 0,05 0,06 0,05 78,8 80,0 82,0
Окаремская нефть
170—350 200—340 220—330 30,0 23,6 19,0 58 57 68.1 68,2 69,9 220 246 260 273 276 278 315 309 302 0,8260 0,8268 0,8263 4,55 5,06 5,46 — — 11 —11 —11 —8 —8 —9 74 98 112 0,07 0,08 0,08 77,3 78,2 79,4
Шараплийская нефть
200—350 240-350 29,4 21,9 65 70,8 69,6 240 274 273 292 324 330 0,8197 0,8281 4,86 7,10 — — 14 —6 —4 0 101 124 0,09 0,12 78,2 80,5
00
64. Характеристика исходных фракций (200 350 °C) и углеводородов, полученных из них карбамидной депарафинизацией
Исходная фракция и смесь углеводородов Выход, % ?0 пЪ Анилино- вая точка, СС V20. сСт Темпера- тура за- стывания, сС Дизельный индекс
на фрак- цию на нефть
Котуртепинская нефть центрального и западного участков
Углеводороды, Исходная фракция 100,0 28,8 0,8332 1,4630 75,5 6,25 —15 63,5
не образующие комплекс с карбамидом 88,0 25,3 0,8484 1,4690 1 <—60
Углеводороды, образующие комплекс с карбамидом 12,0 3,5 0,7783 1,4340 — — ' 6 —
Котуртепинская н е ф т ь В О С 1 очного участка
Углеводороды, Исходная фракция 100,0 31,6 0,8289 1,4610 78,4 5,62 —10 67,5
не образующие комплекс с карбамидом 78,5 24,8 0,8507 72,2 6,12 —52 57,1
Углеводороды, образующие комплекс с карбамидом 21,5 6,8 0,7678 — 13
Барсагельмесска я нефть (скважина № 2)
Углеводороды, Исходная фракция 100,0 29,0 0,8339 75,7 5,73 —10 64,3 54 7
не образующие комплекс с карбамидом 81,0 23,5 0,8517 70,2 6'31 —56
Углеводороды, образующие комплекс с карбамидом 19,0 5,5 0,7913 —
Барсагельмесска я нефть ( к в а ж и н а № 6)
Углеводороды, Исходная фракция 100,0 26,1 0,8498 72,0 6,20 —33 55 9
не образующие комплекс с карбамидом 100,0 26,1 0,8498 72,0 6,20 —33 55^9
Углеводороды, образующие комплекс с карбамидом 0,0 0,0 — —
Банкалийск а я нефть
Углеводороды, Исходная фракция 100,0 29,2 0,8367 76,0 5,62 —19 63,3 57,3
не образующие комплекс с карбамидом 84,3 24,6 0,8498 73,4 7,23 —54
Углеводороды, образующие комплекс с карбамидом 15,7 4,6 0,7906 — •
Бурунская неф т ь
Углеводороды, Исходная фракция 100,0 25,6 0,8290 1,4600 78,6 5,51 —8 67,8 57,0
не образующие комплекс с карбамидом 75,9 19,4 0,8476 1,4700 71,3 6^31 —52
Углеводороды, образующие комплекс с карбамидом 24,1 6,2 0,7782- 1,4360
Углеводороды, Кумдагская нес )ть западного участка 81,0 76,8 4,62 4,86 —8 —51 74,5 66,8
Исходная фракция 100,0 79,2 34,1 27,0 0,8177 0,8351 —
не образующие комплекс с карбамидом
Углеводороды, образующие комплекс с карбамидом / О к а р е 20,8 иска 7,1 я нес 0,7820 ) т ь
у7 Исходная фракция 100,0 25,2 0,8275 — 78,6 5,15 —10 67,1
Углеводород^, не образующие комплекс с карбамидом 77,4 19,5 0,8423 — 73,1 5,73 —57 60,2
Углеводороды, образующие комплекс с карбамидом Ш а р а п 22,6 я и й с к 5,7 а я н 0,7884 е ф т ь
Исходная фракция 100,0 29,4 0,8175 — 78,2 4,86 —14 70,8
Углеводороды, не образующие комплекс с карбамидом 70,0 20,6 0,8496 — 72,9 — —48 57,7
Углеводороды, образующие комплекс с карбамидом 30,0 8,8 0,7856 — — — — —
65. Характеристика сырья для каталитического крекинга
Нефть Темпера- тура отбора, °C Выход (на нефть), %. о20 р4 м V50, сСт VI00- сСт Температура 1 застывания, С Содержание, % Коксуемость, о/ /0 Содержание парафино- нафтеновых углеводоро- дов, % Содержание ароматиче- ских углеводородов, % Содержание смолистых веществ, %
серы смол серно- кислот- ных
I груп- па II и III группы IV груп- па всего
Котуртепинская цент- 350—490 28,5 0,8960 372 23,84 6,40 34 0,28 9 0,09 70 13 9 6 28 2
рального и западного
участков Котуртепинская восточ- 350—500 33,7 0,8858 355 — 6,78 37 0,10 8 0,13 72 9 13 5 27 1
кого участка Барсагельмесская (сква- 350—480 27,5 0,8928 378 33,75 6,44 36 0,07 — 0,11 71 10 9 10 29 —
жина № 2) Барсагельмесская (сква- 350—470 23,1 0,9070 379 67,10 8,68 21 0,11 — — 66 15 11 8 34 —
жина № 6) Банкалийская 350—480 31,1 0,8866 375 — 7,48 32 0,11 — 0,08 75 9 5 11 25 1
Бупунскзя 350—450 23,5 0,8775 365 20,50 5,08 31 0,18 5 — 78 9 5 7 21
Кумдагская западного 350—500 34,0 0,8751 400 32,64 6,63 43 — 4 — 81 7 5 7 19 ——
участка Окаремская 350—500 34,1 0,8784 387 — 6,38 41 — — 0,11 78 7 9 6 22 —
Шараплийская 350—4701 25,2 0,8768 369 • —. 5,91 35 — — — 77 9 4 10 23 —
66. Характеристика мазутов и остатков
Мазут и остаток Выход (на нефть), % „20 04 ВУ80 ВУ100 Температура, ‘С Содержание серы, % Коксуемость,
засты- вания вспыш- ки
Котуртепинская нефть центрального и западного
участков
Мазут топочный 40 54,5 0,9260 5,00 3,00 26 232 0,43 7,1
100 46,0 0,9338 13,50 5,40 29 257 0,49 7,9
200 44,0 0,9355 17,50 6,50 30 263 0,50 8,1
Остаток
выше 300 °C 64,0 0,9170 3,05 2,20 21 204 0,38 5,8
» 350 °C 53,0 0,9275 5,65 3,30 26 235 0,45 7,3
» 400 °C 42,8 0,9373 19,70 7,50 30 267 0,51 8,2
» 450 °C 32,5 0,9480 — 20,80 34 299 0,57 9,8
» 490 °C 24,5 0,9620 — 36,00 37 326 0,61 12,9
Котуртепинская нефть в осточного участка
Мазут топочный 100 42,5 0,9230 9,70 4,92 41 236 0,30 6,8
Остаток
выше 300 °C 62,2 0,9003 3,20 2,00 35 180 0,21 3,6
» 350 °C 50,8 0,9118 5,50 3,60 38 212 0,24 4,4
» 400 °C 39,7 0,9277 11,90 5,40 43 238 — 6,5
» 450 °C 28,7 0,9464 Не течет 11,70 43 275 0,40 9,2
» 500 °C 17,1 0,9657 — Не течет 44 286 0,51 12,5
Барсагельмесская нефть (скважина Xs 2)
Мазут топочный 100 48,5 0,9320 7,90 3,50 41 224 0,28 5,3
Остаток выше 300 °C 62,7 0,9135 2,70 2,00 32 184 0,24 4,0
» 350 °C 52,0 0,9283 5,80 2,50 39 214 0,26 4,9
400 °C 42,3 0,9401 13,40 4,90 44 243 0,31 5,9
» 460 °C 29,7 0,9597 Не течет 16,6 48 296 0,41 8,8
» 480 °C 24,6 0,9658 — Не течет 50 313 0,48 10,8
Барсагельмесская нефть (скважина № 6)
Мазут топочный 100 200 56,7 53,4 0,9384 0,9423 15,70* 20,30* 5,50 6,80 24 25 226 0,33 7,0
Остаток выше 300 °C 1 62,4 0,9312 9,40* 3,90 20 192 0,31 5,9
» 350 °C 53,4 0,9423 20,30* 6,80 25 226 0,33 7,0
» 400 °C 45,4 0,9534 — 12,30 30 256 0,33 8,8
450 °C 35,2 0,9664 — 30,20 35 290 0,45 и,о
» 470 °C .30,3 0,9718 — — 39 308 0,50 12,8
* п> и 75 °с.
116
Продолжение табл. 66
Мазут и остаток Выход (на нефть), % „20 ₽4 ВУ80 ВУ1оо Температура, °C Содержание серы, % Коксуемость, %
засты- вания вспыш- ки
Банкалийская нефть
Мазут топочный 100 42,8 0,9357 9,80 4,80 41 244 0,29 6,7
Остаток
выше 300 °C 65,4 0,9128 4,50 2,60 38 160 0,22 5,1
» 350 °C 55,4 0,9176 5,70 2,90 39 204 0,24 5,3
» 400 °C 42,8 0,9357 9,80 4,80 41 244 0,29 6,7
» 460 °C 29,2 0,9543 — 15,20 44 308 0,38 9,5
480 °C 24,0 0,9611 — 23,10 45 332 0,41 13,4
Бурунская нефть
Мазут топочный 100 52,2 0,9198 8,50 3,10 39 — 0,30 2,9
Остаток
выше 300 °C 61,2 0,9093 1,90 1,40 36 •— 0,24 2,2
» 350 °C 52,2 0,9198 8,50 3,10 39 —— 0,30 2,9
400 °C 41,4 0,9335 10,40 5,50 44 — 0,32 3,0
» 450 °C 28,7 0,9490 — 17,80 46 — 0,41 3,8
Кумдагская нефть западного участка
Мазут топочный 100 43,8 0,9006 4,10* 2,10 39 204 0,16 3,2
Остаток выше 300 °C 55,9 0,8846 2,20* 1,60 36 177 о,и 2,1
350 °C 43,8 0,90С6 4,10* 2,10 39 204 0,16 3,2
» 400 °C 32,4 0,9137 9,10* 3,90 44 242 0,26 4,0
» 450 °C 23,5 0,9228 13,80* 5,30 52 270 — 5,0
Окаремская нефть
Мазут топочный 100 60,1 0,9216 7,50* 3,90 41 218 — 5,7
Остаток выше 300 °C 71,0 0,9060 4,30* 2,50 33 162 0,18 4,7
» 360 °C 60,1 0,9216 7,50* 3,90 41 218 — 5,7
у> 400 °C 49,9 0,9304 Не течет 6,20 47 245 0,22 6,7
450 °C 38,1 0,9398 —- 9,80 51 270 0,30 7,8
500 °C 27,0 0,9506 — 14,80 54 293 0,34 10,0
Шараплийская нефть
Остаток выше 470 °C ] 23,7 f
— | 11,70 | 45 | 308 | 0,63 | 9,9
• При 75 °C.
117
68. Групповой углеводородный состав дистиллятной части нефтей, определенный адсорбционным методом
Темпера- тура отбора, °C Выход (на не^ть), Пзрафино -нафтеновые углеводороды Ароматические углеводороды Промежу- точная фракция и смолистые вещества. %
1 группа 11 и III группы IV группа суммар но, %
„20 "D % „20 "D % 20 nD % 20 nD %
Котуртепинская нефть центрального и западного участков
28—200 200—250 17,9 7,8 1,4430—1,4872 89 84 1,5010—1,5230 11 4 1,5422—1,5440 12 — — 11 16 |й —
250—300 10,0 1,4452—1,4706 82 1,4908—1,4994 4 1,5428— 1,5540 14 ' 1о 90
300—350 11,0 1,4529-1,4864 80 1,4964—1,5119 4 1,5340— 1,5843 16 ок 1
350—400 400—450 450—500 10,2 10,3 6,2 1,4612—1,4700 1,4726—1,4810 1,4834—1,4886 74 71 67 1,4950—1,5072 1,4980—1,5170 1,4914—1,5260 11 14 13 1,5344—1,5834 1,5350—1,5850 1,5310—1,5792 14 5 8 1,6008—1,6125 1,5948—1,6130 8 10 ZO 27 31 2 2
Котуртепинская нефть восточног о у ч с т к а
н. к,—200 17,5 — 87 — 13 — — — — 13 15 —
200—250 250—300 9,7 10,6 1,4425—1,4510 85 85 1,4853—1,5233 15 5 1,5507—1,5770 10 — — 15 17 23 32
300—350 350—430 430—500 11,4 17,7 16,0 1,4545—1,4675 1,4730—1,4880 1,4822—1,4908 82 76 67 1,4908—1,5178 1,5020—1,5135 1,5011—1,5145 6 7 11 1,5511—1,5805 1,5561—1,5830 1,5652—1,5892 11 12 15 >1,5900 >1,5900 4 6 1 1
Бар сагельмесск а я нефть (скважина № 2)
н. к.—200 19,0 — 87 — 13 1 о — — — — 13 18 —
200—250 8,9 — 82 -— Io GA 20
250—300 300—350 350—420 420—480 9,4 10,6 14,2 13,3 1,4550—1,4670 1,4721—1,4814 1,4840—1,4897 80 80 75 67 1,4908—1,5285 1,5074—1,5340 1,5092—1,5255 9 9 Ю 1,5449—1,5875 1,5465—1,5896 1,5451 — 1,5808 9 8 10 >1,5900 >1,5900 >1,5900 2 8 12 20 25 32 1
Продолжение табл. 68
Темпера- тура отбора, °C Выход (на нефть), % Парафине -нафтеновые углеводороды Ароматические углеводороды е /иил. ио Промежу- точная фракция я смолистые вещества, о/ /0
I группа II и Ш группы IV группа сум- марно, %
л20 nD % „20 п4 % „20 nD % „20 nD %
Барсагельмесская нефть (скважина № 6)
н. к,—200 20,5 — 91 — 9 — — — 9
200—250 8,8 — 79 — 21 — — 21
250—300 8,4 — 78 — — — — — 22
300—350 9,0 — 73 — 13 — 12 — 2 27
350—430 14,0 — 67 — 16 — 11 — 7 33
430—470 9,1 — 66 Б а н к 13 1 л и й с кая нефть 12 — 9 34 —
н. к,—200 15,7 — 89 — 11 — — —- 11
200—250 7,7 — 80 — 20 — — — — 20
250-300 11,2 1,4455—1,4576 86 1,4899—1,5241 6 1,5340—1,5881 7 >1,5900 1 14
300—350 10,3 1,4512—1,4583 84 1,5195—1,5338 7 1,5405—1,5885 3 >1,5900 6 16
350—420 16,6 1,4713—1,4800 78 1,5011—1,5353 9 1,5438—1,5843 4 >1,5900 9 22
420—480 14,5 1,4739—1,4901 71 1,4943—1,5370 Бур 10 у н с к 1,5400—1,5890 я нефть 6 >1,5900 13 29 —
н. к,—200 22,2 — 87 — 13 — — — — 13
200—250 7,7 1,4368—1,4518 95 1,4714—1,5097 1 1,5332—1,5825 4 — 5
250—300 8,9 1,4418—1,4631 88 1,4791—1,5246 4 1,5343—1,5871 5 >1,5900 3 12
300—350 9,0 1,4442—1,4635 83 1,4809—1,5298 7 1,5578—1,5861 6 >1,5900 4 17 —
ч- ,/-* ЙИ ' к**. **«<* ” г
350—400 400—450 10,8 12,7 1,4590—1,4752 1,4700—1,4821 80 75 1,4865—1,5255 1,4905—1,5295 9 9 1,5581—1,5848 1,5601—1,5908 5 6 >1,5900 >1,5908 6 8 20 23 2
н. к,—200 22,1 Ку 91 мдагская нс ф т ь 9 западного у част к а — 9 —
200—250 10,1 — 89 — 11 — — — — 11 —
250—300 11,9 — 88 — 12 — — — — 12
300—350 12,1 1,4468—1,4610 87 1,4810—1,5185 6 1,5325—1,5878 4 >1,5900 3 13 —
350—420 15,1 1,4609—1,4700 87 1,4915—1,5318 6 1,5410—1,5900 3 >1,5900 4 13 —
420-500 18,9 1,4620—1,4767 76 1,4927—1,5270 7 1,5658-1,5900 7 >1,5900 10 24 —
Окаремская нефть
н. к.—200 13,7 — 90 — 10 — — — — 10 —
200—250 6,6 — 85 — 15 — — — — 15 —
250—300 8,7 1,4413—1,4489 89 1,4867—1,5212 5 1,5470—1,5872 4 >1,5900 2 11 —
300—350 9,9 1,4465—1,4603 85 1,4935—1,5240 6 1,5350—1,5905 5 >1,5905 4 15 —
350—430 18,5 1,4628—1,4735 84 1,4817—1,5315 6 1,5463—1,5748 5 >1,5900 5 16 —
430—500 15,6 1,4650—1,4756 71 1,4891—1,5205 7 1,5512—1,5870 14 >1,5900 8 29 —
Шараплийская нефть
н. к.—200 21,7 — 87 — 13 — — — — 13
200—250 9,8 — 83 — 17 — — — — 17
250—300 9,8 1,4415—1,4553 81 1,4881—1,5217 6 1,5385—1,5900 6 >1,5900 7 19
300—350 9,8 11,4420—1,4678 81 1,4917—1,5300 6 1,5441—1,5855 4 >1,5900 9 19
350—420 14,5 1,4646—1,4740 79 1,4920—1,5283 8 1,5530—1,5813 2 >1,5900 11 21
420—470 10,7 1,4770—1,4847 73 1,5040—1,5299 10 1,5682—1,5871 6 >1,5900 ' 10 26
69. Содержание парафина в 50-градусных масляных фракциях
Температура отбора, °C Содержание парафина, % Температура плавления парафина, °C
Котуртепинска 300—350 350—400 400—450 450—490 я нефть центральн участков 12,3 17,4 15,3 15,2 ого и западного 33,4 46,8 56,8 62,5
Котуртепинская нефть восточного участка
300—350 7,0 34
350—400 20,7' 48
400—450 18.8 59
450—500 16,7 63,5
Барсагельмесская нефть (скважина № 6)
300—350 0
350—390 1,1 49
390—430 2,8 56
430—470 6,0 61
Кумдагская нефть западного участка
300—350 11,3 32
350—400 28.4 48
400—425 32,2 57
Окаремская нефть
300—350 10.2 34
350—400 23,5 49
400—450 20,3 59
450—500 19,8 62
70. Структурно-групповой состав 50-градусных фракций нефтей
Температура отбора, °C г 20 Р4 л20 nD м Распределение углерода. % Среднее число колец в молекуле
А СИ 1 Скол | СП ’ 1 i К i К А. Н ко
Котуртепинская нефть центрального и западного
участков
200—250 0,8065 1,4510 185 9 39 48 52 0,2 0,9 1,1
250—300 0,8290 1,4638 223 11 29 40 60 0,3 0,8 1,1
300—350 0,8542 1,4762 268 12 27 39 61 0,4 1,0 1,4
350—400 0,8790 1,4885 317 13 27 40 60 0,5 1,3 1,8
400—450 0,8972 1,5000 380 13 28 41 59 0,6 1,6 2,2
450—500 0,9075 1,5056 440 14 29 43 57 0,7 2,2 2,9
Котуртепинская нефть восточного участка
200—250 0,8157 1,4539 188 8 32 40 60 0,2 0,7 0,9
250—300 0,8269 1,4601 219 ' 8 29 37 63 0,2 0,9 1,1
300—350 0,8423 1,4678 262 8 32 40 60 0,2 1,1 1,3
350—400 0,8647 1,4800 310 8 31 39 61 0,2 1,5 1,7
400—450 0,8881 1,4934 369 11 30 41 59 0,4 1.9 2,3
450—500 0,9054 1,5037 431 13 29 42 . 58 0,6 2,2 2,8
122
Продолжение табл. 70
Температура отбора, °C „20 nD М Распределение углерода, % Среднее число колец в молекуле
СА СН ^КОЛ сп Ка кн Ко
Барсагельмесская нефть (скважина № 2)
200—250 0,8243 1,4572 184 7 37 44 56 0,1 1,0 1,1
250—300 0,8297 1,4633 225 11 24 35 65 0,3 0,8 1,1
300—350 0,8467 1,4711 269 10 27 37 63 0,3 1,0 1,3
350—400 0,8780 1,4866 320 10 32 42 58 0,3 1,7 2,0
400—450 0,8978 1,4988 393 11 32 43 57 0,5 2,1 2,6
450—480 0,9086 1,5055 435 12 31 43 57 0,6 2,3 2,6
'Барсагельмесская нефть (скважина № 6)
200—250 0,8350 1,4625 189 11 42 53 47 0,2 1,1 1,3
250—300 0,8469 1,4720 221 12 35 47 53 0,3 1,1 1,4
300—350 0,8675 1,4804 261 12 35 47 53 0,4 1,4 1,8
350—430 0,9010 1,4995 342 12 37 49 61 0,5 2,1 2,6
430—470 0.9169 1,5092 436 12 34 46 54 0,6 2,6 3,2
Банкалийская нефть
250—300 0,8330 1,4632 227 9 31 40 60 0,3 0,9 1,2
300—350 0,8470 1,4707 256 10 33 43 57 0,3 1,1 1,4
350—400 0,8724 1,4839 320 9 32 41 59 0.3 1,6 1,9
400—450 0.8949 1,4948 388 9 34 43 57 0,3 2,3 2,6
450—480 0,9014 1,4990 446 9 33 42 58 0,4 2,5 2,9
Бурунская нефть
200—250 0,8188 1,4551 180 9 35 44 56 0,2 0,8 1,0
250—300 0,8254 1,4595 210 9 29 38 62 0,2 0,8 1,0
300—350 0.8399 1,4660 263 7 32 39 61 0,3 1,0 1,3
350—400 0,8626 1,4795 310 11 27 38 62 0,3 1,3 1,6
400—450 0,8906 1,4943 408 10 29 39 61 0,4 2,0 2,4
Кумдагская нефть западного участка
200—250 0,8051 1,4475 183 5 32 37 63 0,1 0,8 0,9
250—300 0,8176 1,4548 211 6 28 34 66 0,2 0,8 1,6
300—350 0,8190 1,4555 231 6 25 31 69 0,2 0,8 1,0
350—400 0,8534 1,4744 314 7 27 34 66 0,2 1,2 1,4
400—500 0.8901 1,4957 413 11 26 37 63 0,5 1,8 2,3
Окаремская нефть
200—250 0,815! 1,4530 180 7 36 43 57 0,1 0,9 1,0
250—300 0,8285 1,4615 207 10 30 40 60 0,2 0,9 1,1
300—350 0,8354 1.4560 260 9 26 35 65 0,3 0,9 1,2
350—400 0,8590 1,4786 328 9 26 35 65 0,3 1,2 1,5
400—450 0,8314 1,4901 394 10 26 36 64 0,4 1,7 2,1
450—500 0,8958 1,4998 440 12 25 37 63 0,6 1,9 2,5
Шара плийская нефть
200—250 0,8011 1,4490 188 9 18 27 73 0,2 0,5 0,7
250—300 0,8185 1,4580 217 11 20 31 69 0,3 0,5 0,8
300—350 0,8437 1,4700 259 12 26 38 62 0,3 1,0 1,3
350—400 0,8648 1,4816 307 11 27 38 62 0,4 1,2 1,6
400—470 0,8859 1,4927 410 10 27 37 63 0,4 1,9 2,3
123s
71. Характеристика дистиллятных базовых масел и групп углеводородов, полученных адсорбционным методом
Исходная фракция и смесь углеводородов Выход, % о20 р4 „20 nD V50. сСт VI оо. сСт ив Темпера- тура за- стывания, С
на фракцию на нефть
Котуртепинская нефть Фракция 300—350 °C центра 100,0 Л Ь Н О 10,5 г о и з а 0,8530 п а д н о г 1,4747 о у ч а с т 5,22 ков 2,18 4
Фракция 300—350 °C после депарафинизации 85,0 8,9 0,8632 1,4782 5,74 2,18 91 —20
Фракция 350—400 °C 100,0 10,0 0,8719 1,4847 10,85 3,42 — 22
Фракция 350—400 °C после депарафинизации 81,5 8,1 0,8865 1,4918 13,70 3,78 66 —26
Нафтено-парафиновые углеводороды 58,0 5,8 0,8562 1,4702 11,44 3,51 100 —23
Нафтено-парафиновые и I группа ароматических 67,0 6,7 0,8621 1,4753 12,00 3,58 95 —23
углеводородов Нафтено-парафиновые, I, II и III группы арома- 72,0 7,2 0,8698 1,4806 12,55 3,66 86 —24
тических углеводородов Нафтено-парафиновые, I, II, III и IV группы аро- 78,2 7,8 0,8810 1,4885 13,30 3,74 73 —25
матических углеводородов I группа ароматических углеводородов 9,0 0,9 0,9148 1,5092 18,22 4,70 87 —41
II и III группы ароматических углеводородов 5,0 0,5 0,9857 1,5554 53,05 6,80 —92 — 19
IV группа ароматических углеводородов 6,2 0,6 1,0348 1,6098 66,82 7,29 — — 10
Смолистые вещества 3,3 0,3 — —
Фракция 400—450 °C 100,0 10,0 0,8940 1,4958 30,33 6,61 34
Фракция 400—450 °C после депарафинизации 84,0 8,4 0,9098 1,5025 46,19 7,97 54,5 — 16
Нафтено-парафиновые углеводороды 54,6 5,5 0,8806 1,4808 31,73 6,88 94 — 14
Нафтено-парафиновые и часть I группы аромати- 66,0 6,6 0,8890 1,4867 34,10 7,02 85 — 15
ческих углеводородов Нафтено-парафиновые и I группа ароматических 68,5 6,9 0,8913 1,4885 34,85 7,06 80 — 15
углеводородов Нафтено-парафиновые, I, II и III группы аро- 73,8 7,4 0,8960 1,4915 36,80 7,18 72 —15,5
матических углеводородов Нафтено-парафиновые, I, II, III и IV группы аро- 79,3 7,9 0,9016 1,4951 40,25 7,43 62 —16
матических углеводородов I группа ароматических углеводородов 13,9 1,4 0,9244 1,5078 56,70 8,82 41 —21
II и III группы ароматических углеводородов 5,3 0,5 0,9872 1,5579 236,10 15,90 —112 —7
IV группа ароматических углеводородов 5,5 0,5 1,0376 1,6045 1624,00 25,17
Смолистые вещества 4,7 0,5 — — — — : — —
Фракция 450—490 °C Фракция 450—490 °C после депарафинизации Нафтено-парафиновые углеводороды Нафтено-парафиновые и I группа ароматических 100,0 84,0 48,7 62,6 8,0 6,7 3,9 5,0 0,9052 0,9194 0,8822 0,8947 1,5015 1,5087 1,4820 1,4905 64,56 109,00 57,56 68,25 11,70 13,85 10,11 10,95 46 83 72 44 —18 —14 —15
углеводородов Нафтено-парафиновые, I, II и III группы арома- 73,5 5,9 0,9046 1,4980 81,00 11,80 59 —16,5
тических углеводородов Нафтено-парафиновые, I, II, III и IV группы аро- 78,5 6,3 0,9110 1,5020 91,50 12,55 52 —17
матических углеводородов I группа ароматических углеводородов II и III группы ароматических углеводородов 13,9 10,9 1,1 0,9 0,9250 0,9890 1,5075 1,5600 111,90 868,60 15,08 34,97 68 —102 —15 —3
IV группа ароматических углеводородов 5,0 0,4 — —
Смолистые вещества 5,5 0,4 —’
Котуртепинская нефть восточного участка
Фракция 350—430 °C 100,0 17,7 0,8725 1,4845 — 4,03 — 29
Фракция 350—430 °C после депарафинизации 68,3 12,1 0,8962 1,4974 22,05 5,10 66 —19
Нафтено-парафиновые углеводороды Нафтено-парафиновые и I группа ароматических 51,6 54,3 9,1 9,6 0,8732 0,8757 1,4806 1,4818 16,41 17,00 4,60 4,71 114 114 —19 —20
углеводородов Нафтено-парафиновые, I и II группы ароматиче- 60,3 10,7 0,8851 1,4894 18,62 4,97 ПО —19
ских углеводородов Нафтено-парафиновые, I, II и III группы арома- 64,8 11,5 0,8940 1,4955 20,00 5,01 90 —20
тических углеводородов I группа ароматических углеводородов II группа ароматических углеводородов III группа ароматических углеводородов 2,7 6,0 4,5 0,5 1,1 0,8 0,9215 0,9788 1,0069 1,5099 1,5610 1,5837 62,50 129,20 6,00 8,21 10,80 —30 —151 —23
IV группа ароматических углеводородов и смоли- 3,5 0,6 —. — — —
стые вещества 16,0 0,9017 1,5035 9,80
Фракция 430—500 °C 100,0 — — 44
Фракция 430—500 °C после депарафинизации 64,2 10,3 0,9248 1,5145 134,80 15,90 45 —19
Нафтено-парафиновые углеводороды 39,2 6,3 0,8922 1,4896 66,60 11,21 82 — 17
Нафтено-парафиновые и I группа ароматических 43,1 6,9 0,8943 1,4915 70,90 11,59 80 — 18
углеводородов Нафтено-парафиновые, I и 30% смеси II и III 47,5 7,6 0,8931 1,4980 79,90 12,29 74 ‘ —19
групп ароматических углеводородов
to Продолжение табл. 71
Исходная фракция и смесь углеводородов Выход, % Р4° л20 nD V50’ сСт V100- сСт ив Темпера- тура за- стывания, °C
на фракцию на нефть
I группа ароматических углеводородов 3,9 0,6 0,9221 1,5082 125,80 15,41 50 —19
II и III группы ароматических углеводородов 14,7 2,4 0,9943 1,5710 — — —
IV группа ароматических углеводородов и смоли- 6,4 1,0 — — —
стые вещества
Барсагельмесская нефть (с к в а ж ина № 2)
Фракция 350—420 °C 100,0 14,2 0,8818 1,4888 13,54 4,02 113 27
Фракция 350—420 °C после депарафинизации 80,9 11,5 0,8955 1,4973 19,77 4,62 42 —22
Нафтено-парафиновые углеводороды 57,7 8,2 0,8682 1,4776 13,73 4,14 128 —16
Нафтено-парафиновые и I группа ароматических 65,2 9,2 0,8757 1,4838 15,42 4,23 92 —16
углеводородов
Нафтено-парафиновые, I, II и III группы арома- 72,7 10,3 0,8886 1,4945 17,42 4,34 54 —17
тических углеводородов
I группа ароматических углеводородов 7,5 1,0 0,9310 1,5165 — 5,42 __ —35
II и III группы ароматических углеводородов 7,5 1,1 1,0138 1,5829 115,10 9,73 —16
IV группа ароматических углеводородов 8,2 1,2 — —
Фракция 420—480 °C 100,0 13,3 0,9066 1,5035 55,22 9,04 56 43
Фракция 420—480 °C после депарафинизации 75,9 10,1 0,9263 1,5145 113,10 14,45 52 —22
Нафтено-парафиновые углеводороды 48,5 6,5 0,8909 1,4895 54,55 9,73 84 — 18
Нафтено-парафиновые и I группа ароматических 54,5 7,3 0,8951 1,4936 57,61 10,08 82 —18
углеводородов Нафтено-парафиновые, I, II и III группы арома- 64,6 8,6 0,9079 61 —18
1,5035 72,29- 10,96
тических углеводородов
I группа ароматических углеводородов 6,0 0,8 0,9274 1,5132 100,80 12,73 34 —19
II и III группы ароматических углеводородов 10,1 1,3 1,0174 1,5735 128,10 43,08
IV группа ароматических углеводородов 11,3 1,5 —- — — — — —
Барсагельмесская н е ф т ь (с к в а ж ина № 6)
Фракция 350—430 °C 100,0 14,0 0,9010 1,4995 26,20 5,41 12
Фракция 350—430 °C после депарафинизации 92,8 13,0 0,9074 1,5025 31,20 6,32 63 —23
Нафтено-парафиновые углеводороды 59,7 8,4 0,8812 1,4853 21,10 5,23 93 -19
'WWgo
Нафтено-парафиновые и 50% I группы аромати- 67,3 9,4 0,8849 1,4877 21,90 5,34 93 —22
ческих углеводородов Нафтено-парафиновые и I группа ароматических 74,9 10,5 0,8875 1,4895 22,90 5,51 93 —23
углеводородов Нафтено-парафиновые, I, II и III группы арома- 85,7 12,0 0,9000 1,4993 25,60 5,81 85 —23
тических углеводородов I группа ароматических углеводородов 15,2 2,1 0,9089 1,5055 30,90 6,19 55 —28
II и III группы ароматических углеводородов 10,8 1,5 0,9997 1,5779 — — — —9
IV группа ароматических углеводородов 7,1 1 ,о — — — — — —
Фракция 430—470 °C 100,0 9,1 0,9169 1,5092 83,90 12,00 62 34
Фракция 430—470 °C после депарафинизации 90,1 8,2 0,9278 1,5163 124,60 15,10 46 —15
Нафтено-парафиновые углеводороды 55,7 5,1 0,8895 1,4892 59,40 11,00 98 —14
Нафтено-парафиновые и I группа ароматических 68,3 6,2 0,8999 1,4960 67,70 11,10 77 —15
углеводородов Нафтено-парафиновые, I и 70% смеси II и III 77,5 7,0 0,9120 1,5058 79,10 11,80 63 —15
групп ароматических углеводородов I группа ароматических углеводородов 12,6 1,1 0,9323 1,5175 107,40 13,80 48 —17
II и III группы ароматических углеводородов 13,2 1,2 1,0046 1,5812 — 33,90 — —
IV группа ароматических углеводородов 8,6 0,8 — — — —
Б а н к а л и й с к а я нефть
Фракция 350—420 °C 100,0 16,6 0,8773 1,4855 — 4,12 — 22
Фракция 350—420 °C после депарафинизации 80,1 13,3 0,8897 1,4923 17,25 4,48 76 -22
Нафтено-парафиновые углеводороды 60,2 10,0 0,8643 1,4745 13,83 4,00 104 — 19
Нафтено-парафиновые и I группа ароматических 68,9 11,4 0,8750 1,4808 14,94 4,11 87 — 19
углеводородов Нафтено-парафиновые, I, II и III группы арома- 74,8 12,4 0,8826 1,4855 16,30 4,32 82 —20
тических углеводородов I группа ароматических углеводородов 8,7 1,4 0,9431 1,5261 33,40 — — —31
II и III группы ароматических углеводородов 5,9 1,0 1,0421 1,5763 69,50 21,10 — —
IV группа ароматических углеводородов 5,3 0,9 — — — — —— —
Фракция 420—480 °C 100,0 14,5 0,8963 1,4955 53,80 11,37 — « 40
Фракция 420—480 °C после депарафинизации 69,7 10,1 0,9168 1,5060 92,60 12,22 41 — 19
Нафтено-парафиновые углеводороды 43,0 6,2 0,8811 1,4818 52,00 9,70 92 — 14
Нафтено-парафиновые и I группа ароматических 52,6 7,6 0,8907 1,4880 61,50 10,52 82 — 15
углеводородов ьэ
Продолжение табл. 71
а>
Исходная фракция и смесь углеводородов Выход, % Р4° л20 nD V50. сСт V100. сСт ив Темпера- тура за- стывания, СС
на фракцию на нефть
Нафтено-парафиновые, I, II, III и 45% IV труп- 63,0 9,1 0,9088 1,5030 77,10 11,53 63 — 17
пы ароматических углеводородов I группа ароматических углеводородов 9,6 1,4 0,9294 1,5136 105,4 13,12 35 — 16
II, III и 45% IV группы ароматических углево- 10,4 1,5 1,0237 1,5870 — — — —
дородов IV группа ароматических углеводородов 6,7 1,0 — — — — — —
Бурунская нефть
Фракция 350—400 °C 100,0 10,8 0,8612 1,4775 9,51 3,11 25
Фракция 350—400 °C после депарафинизации 68,8 7,4 0,8843 1,4870 13,97 3,94 89 —27
Нафтено-парафиновые углеводороды 47,1 5,1 0,8542 1,4660 12,60 3,75 98 —26
Нафтено-парафиновые, I и II группы ароматиче- 57,9 6,3 0,8689 1,4753 13,48 3,85 96 —26
ских углеводородов I группа ароматических углеводородов 7,1 0,8 0,9009 1,5007 .
II группа ароматических углеводородов 3,7 0,4 0,9583 1,5355 — — -11
III группа ароматических углеводородов 3,3 0,3 1,0056 1,5364 — — —2
IV группа ароматических углеводородов 7,6 0,8 1,0511 1,5530 15
Фракция 400—450 °C 100,0 12,7 0,8903 1,4955 29,32 6,74 36
Фракция 400—450 °C после депарафинизации 70,5 9,0 0,9106 1,4991 56,93 9,14 53 —16
Нафтено-парафиновые углеводороды 47,7 6,1 0,8809 1,4803 40,48 7,93 85 —14
Нафтено-парафиновые, I и 30% II и III групп 57,9 7,4 0,8878 1,4865 42,29 8,06 85 —15
ароматический углеводородов
Нафтено-парафиновые, 1, II и III группы арома- 62,4 7,9 0,8919 1,4890 45,86 8,40 83 —15
тических углеводородов
I группа ароматических углеводородов 9,0 1,1 0,9154 1,5073 — __ —14
II и III группы ароматических углеводородов 5,7 0,7 1,0018 1,5682 — — —
IV группа ароматических углеводородов 8,1 1,1 1,0319 1,5900 — — — 1
о Кумдагская нефть западного участка
Фракция 350—420 °C Фракция 350—420 °C после депарафинизации Нафтено-парафиновые углеводороды 100,0 67,6 55,3 61,0 15,1 10,2 8,3 9,2 0,8574 0,8821 0,8666 0,8734 1,4770 1,4895 1,4778 1,4827 10,72 15,33 13,49 14,29 3,45 4,39 4,05 4,20 116 116 30 -24 —18 —19
Нафтено-парафиновые и I группа ароматических
углеводородов Нафтено-парафиновые, I, II, III и 5% IV группы 64,2 9,7 0,8805 1,4875 14,82 4,34 — -21
ароматических углеводородов 5,7 3,2 0,9 0,5 0,9385 1,0240 1,5265 31,55 6,36 64 —
I группа ароматических углеводородов II, III и 5% IV группы ароматических углево- 1,5986 10,53 — —
дородов IV группа ароматических углеводородов Фракция 420—500 °C Фракция 420—500 °C после депарафинизации Нафтено-парафиновые углеводороды 3,4 100,0 63,6 42,8 0,5 18 9 12,0 8,1 9,3 0,8909 0,9131 0,8851 0,8901 1,4948 1,5075 1,4873 1,4911 94,68 53,39 58,81 9,14 12,93 10,17 10,58 55 98 92 50 —18 —14 — 14
Нафтено-парафиновые и I группа ароматических 49,4
углеводородов Нафтено-парафиновые, I, II и III группы арома- 54,9 10,4 0,9013 1,4992 68,94 11,22 76 —15
тических углеводородов 1 группа аооматических углеводородов II и III группы ароматических углеводородов 6,6 5,5 1,2 1,1 1 с 0,9170 0,9739 1,5186 1,5759 92,04 13,05 62 —14
IV группа ароматических углеводородов 8,7 1 ,О — 1 —
Окаремская нефть
Фракция 350—430 °C Фракция 350—430 °C после депарафинизации Нафтено-парафиновые углеводороды 100,0 70,1 55,3 18,5 13,0 10,3 11,3 0,8668 0,8915 0,8708 0,8776 1,4820 1,4945 1,4804 11,63 18,81 14,71 15,44 3,73 4,72 4,25 4,35 79 ПО 108 30 —23 -18 -21
Нафтено-парафиновые и I группа ароматических 60,8
углеводородов Нафтено-парафиновые, I, II и III группы арома- 65,7 12,2 0,8849 1,4907 16,80 4,61 106 —21
тических углеводородов I группа ароматических углеводородов II и III группы ароматических углеводородов 5,5 4,9 1,0 0,9 0,9009 0,9949 1,0221 0,8940 1,5007 1,5690 27,11 159,80 5,74 11,45 58 — 18
IV группа: ароматических углеводородов . Фракция 430—500 °C 4,4 100,0 0,8 15,6 1,4976 — 9,53 — 50
Фракция 430—500 °C после депарафинизации Нафтено-парафиновые углеводороды ' CD 65,5 41,2 10,2 6,4 0,9218 0,8920 1,5117 1,4893 112,40 61,57 14,51 10,55 55 82 —20 —15
' ~ 1 - -- , _ Поодолжение табл 71
Исходная фракция и смесь углеводородов Выход, % ₽420 „20 nD V50. сСт Vljw), сСт ив Темпера- тура за- стывания, °C
на фракцию на нефть
Нафтено-парафиновые и I группа ароматических 44,9 7,0 0,8953 1,4914 65,29 11,00 82 15
углеводородов Нафтено-парафиновые, I и II группы ароматиче- 58,5 9,1 0,9117 1,5052 90,70 13,18 68 17
ских углеводородов ^группа ароматических углеводородов 3,7 0,6 0,9123 1,5046 86,47 12,87 71 18
II группа ароматических углеводородов III и IV группы ароматических углеводородов 13,6 2,1 0,9814 1,5597 30,80
7,0 1,1 '— — — — —
Шараплийская нефть
Фракция 350—420 °C Фракция 350—420 °C после депарафинизации 100,0 69,4 14,5 10,1 0,8668 0,8852 1,4833 1,4942 14,65 3,93 4,00 77 29 29
Нафтено-парафиновые углеводороды 49,8 7,2 0,8495 1,4700 11,88 3,63 113 оя
Нафтено-парафиновые и I группа ароматических 56,9 8,3 0,8586 1,4751 12,53 3,70 95 28
углеводородов
Нафтено-парафиновые, I, И и Ш группы арома- тических углеводородов 58,9 8,6 0,8623 1,4772 13,02 3,77 91 —28
I группа ароматических углеводородов 7,1 1,1 0,9196 1,5144 4,88 07
II и III группы ароматических углеводородов IV группа ароматических углеводородов 2,0 0,3 0,9923 1,5616 & 1
10,5 1,5 1,0383
Фракция 420—470 °C Фракция 420—470 °C после депарафинизации Нафтено-парафиновые углеводороды Нафтено-парафиновые и I группа ароматических углеводородов 100,0 68,6 10,7 7,3 0,8928 0,9056 1,4945 1,5040 56,80 8,70 9,60 71 40 —21 —18 —18
47,5 5,0 0,8714 1,4803 36,30 7,91 8,06 105
54,7 5,8 0,8782 1,4852 39,82 93
Нафтено-парафиновые, I, II и III группы арома- тических углеводородов 59,2 6,3 0,8866 1,4908 42,40 8,25 87 —19
I группа ароматических углеводородов II и III группы ароматических углеводородов 7,2 0,8 0,9274 1,5171 89,10 12,20 49 —15 0 35
4,5 0,5 1,0019 1,5742
IV группа ароматических углеводородов 9,4 1,0 — — ~ 1 —
МКН
72. Выход гача после депарафинизации масляных фракций
73. Структурно-групповой состав дистиллятных базовых масел и групп
углеводородов
Исходная фракция и смесь углеводородов Распределение углерода, % Среднее число колец , в молекуле
СА СН Скол СП «А «Н ко
Котуртепинская нефть центрального и западного
участков
Фракция 300—350 °C 12 27 39 61 0,38 1,04 1,42
Фракция 300—350 °C после депарафиниза- 15 29 44 56 0,41 1,21 1,62
ции
Фракция 350—400 °C 13 27 40 60 0,50 1,30 1,80
Фракция 350—400 °C после депарафиниза- 15 31 46 54 0,55 1,54 2,09
ции
Нафтено-парафиновые углеводороды О' 38 38 62 0 1,85 1,85
Нафтено-парафиновые и I группа аромати- 4 35 39 61 0,16 1,70 1,86
ческих углеводородов Нафтено-парафиновые, I, II и III группы 8 33 41 59 0,36 1,57 1,93
ароматических углеводородов Нафтено-парафиновые, I, II, III и IV груп- 13 32 45 55 0,51 1,52 2,03
пы ароматических углеводородов
Фракция 400—450 °C 13 28 41 59 0,62 1,86 2,48
Фракция 400—450 °C после депарафиниза- 14 35 49 51 0,66 2,31 2,97
ции
Нафтено-парафиновые углеводороды 0 43 43 57 0 2,74 2,74
Нафтено-парафиновые и I группа аромати- 5 40 45 55 0,23 2,60 2,83
ческих углеводородов Нафтено-парафиновые, I, II и III группы 7 40 47 53 0,32 2,63 2,95
ароматических углеводородов Нафтено-парафиновые, I, И, III и IV груп- 9 39 48 52 0,44 2,52 2,96
пы ароматических углеводородов
Фракция 450—490 °C 14 29 43 57 0,73 2,21 2,94
Фракция 450—490 °C после депарафиниза- 15 33 48 52 0,85 2,55 3,40
ции
Нафтено-парафиновые углеводороды 0 40 40 60 0 3,00 3,00
Нафтено-парафиновые и I группа аромати- 5 38 43 57 0,26 2,89 3,15
ческих углеводородов Нафтено-парафиновые, I, II и III группы 10 35 45 55 0,55 2,68 3,23
ароматических углеводородов Нафтено-парафиновые, I, II, III и IV груп- 11 35 46 54 0,64 2,71 3,35
пы ароматических углеводородов
Котуртепинская нефть восточного участка
Фракция 350—430 °C 9 30 39 61 0,30 1,59 1,89
Фракция 350—430 °C после депарафиниза- 13 36 49 51 0,45 1,95 2,40
ции
Нафтено-парафиновые углеводороды 2 40 42 58 0,05 2,07 2,12
Нафтено-парафиновые и I группа аромати- 2 42 44 56 0,05 2,17 2,22
ческих углеводородов Нафтено-парафиновые, I и II группы аро- 8 37 45 55 0,25 2,00
2,25
матических углеводородов
132
Продолжение табл. 73
Исходная фракция и смесь углеводородов Распределение углерода, % "Среднее число ' колец в молекуле
СА сн '-'кол сп Кд кн Ко
Нафтено-парафиновые, I, II и III группы ароматических углеводородов Фракция 430—500 °C Фракция 430—500 °C после депарафиниза- ции Нафтено-парафиновые углеводороды 11 13 14 0 36 25 35 41 47 38 49 41 53 62 51 59 0,40 0,70 0,70 0 1,98 1,90 2,65 3,05 2,38 2,60 3,35 3,05
Барсагельмесская нефть (скважина № 2)
Фракция 350—420 °C 9 33 42 58 0,31 1,79 2,10
Фракция 350—420 °C после депарафиниза- 12 35 47 53 0,45 1,93 2,38
ции Нафтено-парафиновые углеводороды 0 40 40 60 0 0,20 2,00 2,00
Нафтено-парафиновые и I группа аромати- 5 37 42 58 1,88 2,08
ческих углеводородов Нафтено-парафиновые, I, II и III группы 12 31 43 57 0,45 1,75 2,20
ароматических углеводородов 0,55 2,33 2,88
Фракция 420—480 °C 11 32 43 57
Фракция 420—480 °C после депарафиниза- 14 36 50 50 0,65 2,82 3,47
ции
Нафтено-парафиновые углеводороды 0 41 41 59 0 2,82 2,82
Нафтено-парафиновые и I группа аромати- 5 37 42 58 0,20 2,62 2,82
ческих углеводородов Нафтено-парафиновые, I, II и III группы 11 34 45 55 0,51 2,47 2,98
ароматических углеводородов -
Барсагельмесская нефть (с к в а ж и н а № 6)
Фракция 350—430 °C 12 37 49 51 0,45 2,10 2,50
Фракция 350—430 °C после депарафиниза- 12 40 52 48 0,45 2,25 2,75
ции
Нафтено-парафиновые углеводороды 3 40 43 57 0,11 2,17 2,28
Нафтено-парафиновые и 50% I группы аро- 5 39 44 56 0,16 2,22 2,38
матических углеводородов Нафтено-парафиновые и I группа аромати- 5 40 45 55 0,18 2,27 2,45
ческих углеводородов Нафтено-парафиновые, I, II и III группы 12 36 48 52 0,43 2,09 2,52
ароматических углеводородов I группа ароматических углеводородов 21 25 46 54 0,80 1,53 2,33
II и III группы ароматических углеводоро- 44 32 76 24 1,98 1,83 3,81
дов
Фракция 430—470 °C 12 34 46 54 0,62 2,58 3,20
Фракция 430—470 °C после депарафиниза- 15 35 50 50 0,75 2,70 3,45
ции
Нафтено-парафиновые углеводороды 0 40 40 60 0 2,86 2,86
Нафтено-парафиновые и I группа аромати- 5 38 43 57 0,24 2,76 3,00
ческих .углеводородов Нафтено-парафиновые, I и 70% смеси II и 12 33 45 55 0,55 2,60 3,15
III групп ароматических углеводородов
133
73. Структурно-групповой состав дистиллятных базовых масел и групп
углеводородов
Исходная фракция и смесь углеводородов Распределение углерода, % Среднее число колец , в молекуле
СА СН С кол сп «А кн Ко
Котуртепинская нефть центрального и западного участков
Фракция 300—350 °C 12 27 39 61 0,38 1,04 1,42
Фракция 300—350 °C после депарафиниза- 15 29 44 56 0,41 1,21 1,62
ции
Фракция 350—400 °C 13 27 40 60 0,50 1,30 1,80
Фракция 350—400 °C после депарафиниза- 15 31 46 54 0,55 1,54 2,09
ции
Нафтено-парафиновые углеводороды О' 38 38 62 0 1,85 1,85
Нафтено-парафиновые и I группа аромати- 4 35 39 61 0,16 1,70 1,86
ческих углеводородов Нафтено-парафиновые, I, II и III группы 8 33 41 59 0,36 1,57 1,93
ароматических углеводородов Нафтено-парафиновые, I, II, III и IV груп- 13 32 45 55 0,51 1,52 2,03
пы ароматических углеводородов 13 0,62 1,86 2,48
Фракция 400—450 °C 28 41 59
Фракция 400—450 °C после депарафиниза- 14 35 49 51 0,66 2,31 2,97
ции
Нафтено-парафиновые углеводороды 0 43 43 57 0 2,74 2,74
Нафтено-парафиновые и I группа аромати- 5 40 45 55 0,23 2,60 2,83
ческих углеводородов Нафтено-парафиновые, I, II и III группы 7 40 47 53 0,32 2,63 2,95
ароматических углеводородов Нафтено-парафиновые, I, II, III и IV груп- 9 39 48 52 0,44 2,52 2,96
пы ароматических углеводородов 0,73
Фракция 450—490 °C 14 29 43 57 2,21 2,94
Фракция 450—490 °C после депарафиниза- 15 33 48 52 0,85 2,55 3,40
ции
Нафтено-парафиновые углеводороды 0 40 40 60 0 3,00 3,00
Нафтено-парафиновые и I группа аромати- 5 38 43 57 0,26 2,89 3,15
ческих углеводородов Нафтено-парафиновые, I, II и III группы 10 35 45 55 0,55 2,68 3,23
ароматических углеводородов Нафтено-парафиновые, I, II, III и IV груп- 11 35 46 54 0,64 2,71 3,35
пы ароматических углеводородов
Котуртепинская нефть восточного участка
Фракция 350—430 °C 9 30 39 61 0,30 1,59 1,89
Фракция 350—430 °C после депарафиниза- 13 36 49 51 0,45 ,1,95 2,40
ции
Нафтено-парафиновые углеводороды 2 40 42 58 0,05 2,07 2,12
Нафтено-парафиновые и I группа аромати- 2 42 44 56 0,05 2,17 2,22
ческих углеводородов Нафтено-парафиновые, I и II группы аро- 8 37 45 55 0,25 2,00 2,25
матических углеводородов
132
Продолжение табл.. 73
Исходная фракция и смесь углеводородов Распределение углерода, % Среднее число " колец в молекуле
СА сн ^кол сп Кд Кн Ко
Нафтено-парафиновые, I, II и III группы 11 36 47 53 0,40 1,98 2,38
ароматических углеводородов Фракция 430—500 °C 13 25 38 62 0,70 1,90 2,60
Фракция 430—500 °C после депарафиниза- 14 35 49 51 0,70 2,65 3,35
ции Нафтено-парафиновые углеводороды 0 41 41 59 0 3,05 3,05
Барсагельмесская нефть (с к в а ж и н а № 2)
Фракция 350—420 °C 9 33 42 58 0,31 1,79 2,10
Фракция 350—420 °C после депарафиниза- 12 35 47 53 0,45 1,93 2,38
ции 2,00 2,00
Нафтено-парафиновые углеводороды 0 40 40 60 0
Нафтено-парафиновые и I группа аромати- 5 37 42 58 0,20 1,88 2,08
ческих углеводородов Нафтено-парафиновые, I, II и III группы 12 31 43 57 0,45 1,75 2,20
ароматических углеводородов 2,88
Фракция 420—480 °C 11 32 43 57 0,55 2,33
Фракция 420—480 °C после депарафиниза- 14 36 50 50 0,65 2,82 3,47
ции
Нафтено-парафиновые углеводороды 0 41 41 59 0 2,82 2,82
Нафтено-парафиновые и I группа аромати- 5 37 42 58 0,20 2,62 2,82
ческих углеводородов Нафтено-парафиновые, I, II и III группы 11 34 45 55 0,51 2,47 2,98
ароматических углеводородов -
Барсагельмесская нефть (скважина № 6)
Фракция 350—430 °C 12 37 49 51 0,45 2,10 2,50
Фракция 350—430 °C после депарафиниза- 12 40 52 48 0,45 2,25 2,75
ции
Нафтено-парафиновые углеводороды 3 40 43 57 0,11 2,17 2,28
Нафтено-парафиновые и 50% I группы аро- 5 39 44 56 0,16 2,22 2,38
матических углеводородов Нафтено-парафиновые и I группа аромати- 5 40 45 55 0,18 2,27 2,45
ческих углеводородов Нафтено-парафиновые, I, II и III группы 12 36 48 52 0,43 2,09 2,52
ароматических углеводородов I группа ароматических углеводородов 21 25 46 54 0,80 1,53 2,33
II и III группы ароматических углеводоро- 44 32 76 24 1,98 1,83 3,81
дов
Фракция 430—470 °C 12 34 46 54 0,62 2,58 3,20
Фракция 430—470 °C после депарафиниза- 15 35 50 50 0,75 2,70 3,45
ции
Нафтено-парафиновые углеводороды 0 40 40 60 0 2,86 2,86
Нафтено-парафиновые и I группа аромати- 5 38 43 57 0,24 2,76 3,00
ческих углеводородов Нафтено-парафиновые, I и 70% смеси II и 12 33 45 55 0,55 2,60 3,15
III групп ароматических углеводородов
133
Продолжение табл. 73
Исходная фракция и смесь углеводородов Распределение углерода, % Среднее число колец в молекуле
СА СН *^кол СП кА Кн Ко
Банкалийская нефть
Фракция 350—‘420 °C 8 34 42 58 0,30 1,80 2,10
Фракция 350—420 °C после депарафиниза- 13 33 46 54 0,60 1,70 2,30
ции
Нафтено-парафиновые углеводороды 1 40 41 59 0,10 1,95 2,05
Нафтено-парафиновые и I группа аромати- 7 37 44 56 0,22 2,05 2,27
ческих углеводородов Нафтено-парафиновые, I, II и III группы 9 37 46 54 0,31 2,05 2,36
ароматических углеводородов 58 0,30 2,50 2,80
Фракция 420—480 °C 8 34 42
Фракция 420—480 °C после депарафиниза- 14 36 50 50 0,72 2,58 3,30
ции
Нафтено-парафиновые углеводороды 0 41 41 59 0 2,80 2,80
Нафтено-парафиновые и I группа аромати- 4 39 43 57 0,20 2,70 2,90
ческих углеводородов Нафтено-парафиновые, I, II, III группы и 14 31 45 55 0,70 2,30 3,00
45% IV группы ароматических углеводо- родов
Буруне кая нефть
Фракция 350—400 °C 7 31 38 62 0,20 1,50 1,70
Фракция 350—400 °C после депарафиниза- 11 38 49 51 0,40 1,90 2,30
ции
Нафтено-парафиновые углеводороды 0 41 41 59 0 2,00 2,00
Нафтено-парафиновые, I и II группы аро- 1 44 45 55 0,10 2,10 2,20
матических углеводородов
Фракция 400—450 °C 11 27 38 62 0,51 1,80 2,31
Фракция 400—450 °C после депарафиниза- 11 33 44 56 0,50 2,80 3,30
ции
Нафтено-парафиновые углеводороды 0 44 44 56 0 2,80 2,80
Нафтено-парафиновые, I, II и III группы 6 40 46 54 0,30 2,60 2,90
ароматических углеводородов
Кумдагская нефть западного участка
Фракция 350—420 °C 6 28 34 66 0,30 1,20 1,50
Фракция 350—420 °C после депарафиниза- ции 11 33 44 56 0,42 1,71 2,13
Нафтено-парафиновые углеводороды 1 38 39 61 0 2,00 2,00
Нафтено-парафиновые и I группа аромати- ческих углеводородов 5 36 41 59 0,20 1,81 2,01
Нафтено-парафиновые, I, II, III и 5% IV группы ароматических углеводородов 8 35 43 57 0,30 1,82 2,12
134
Продолжение табл. 77
Исходная фракция и смесь углеводородов Распределение углерода, % Среднее число колец в молекуле
СА сн СКОл сп Кд *н Ко
Фракция 420—450 °C 9 27 36 64 0,41 2,05 2,46
Фракция 420—450 °C после депарафиниза- ции 12 32 44 56 0,60 2,60 3,20
Нафтено-парафиновые углеводороды Нафтено-парафиновые и I группа аромати- 1 37 38 62 0,05 2,70 2,75
ческих углеводородов 4 34 38 62 0,23 2,55 2,78
Нафтено-парафиновые, I, II и III группы ароматических углеводородов X- 9 32 41 59 0,40 2,50 2,90
Окаремская нефть
Фракция 350—430 °C 9 26 35 65 0,32 1,41 1,73
Фракция 350—430 °C после депарафиниза- 12 34 46 54 0,50 1,83 2,33
ции Нафтено-парафиновые углеводороды 1 40 41 59 0 2,00 2,00
Нафтено-парафиновые, I, II и III группы 10 33 43 57 0,40 1,80 2,20
ароматических углеводородов Фракция 430—500 °C 11 27 38 62 0,50 1,90 2,40
Фракция 430—500 °C после депарафиниза- 13 35 48 52 0,62 2,75 3,37
ции Нафтено-парафиновые углеводороды 0 42 42 58 0 2,90 2,90
Нафтено-парафиновые и I группа аромати- 1 42 43 57 0,05 3,00 3,05
ческих углеводородов Нафтено-парафиновые, I и II группы аро- 11 35 46 54 0,50 2,65 3,15
матических углеводородов
Шараплийская нефть
Фракция 350—420 °C 11 24 35 65 0,40 1,20 1,60
Фракция 350—420 °C после депарафиниза- ции 16 26 42 58 0,70 1,30 2,00
Нафтено-парафиновые углеводороды 3 28 31 69 0,10 1,42 1,52
Нафтено-парафиновые и I группа аромати- ческих углеводородов 6 28 34 66 0,20 1,50 1,70
Нафтено-парафиновые, I, II и III группы ароматических углеводородов 7 30 37 63 0,33 1,47 1,80
Фракция 420—470 °C 9 29 38 62 0,40 2,20 2,60
Фракция 420—470 °C после депарафиниза- ции 16 26 42 58 0,90 2,20 3,10
Нафтено-парафиновые углеводороды 3 31 34 66 0,25 2,05 2,30
Нафтено-парафиновые и I группа аромати- ческих углеводородов 8 29 37 63 0,42 2,05 2,47
Нафтено-парафиновые, I, II и III группы ароматических углеводородов 10 28 38 62 0,60 1,95 2,55
135
со
о>
74. Характеристика остаточных базовых
масел и групп углеводородов, полученных адсорбционным методом
Остаток и смесь углеводородов Выход, % 20 «20 nD м vse» сСт V100» сСт vso ив ввк Темпера- тура застывания, °C
на ос- таток на нефть
V100
Котуртепинская н е ф т ь ц е н т р а л ь н о г о и западного участков
Остаток выше 490 °C 100,0 24,5 0,9620 37
Нафтено-парафиновые углеводороды после депа- 13,2 3,3 0,8861 1,4850 164,4 22,50 7,30 94 0,808 —13
рафинизации
Нафтено-парафиновые и часть I группы аромати- 20,0 5,0 0,8955 1,4917 190,0 23,70 8,03 85 0,820 —17
ческих углеводородов
Нафтено-парафиновые и I группа ароматических 25,6 6,4 0,9040 1,4970 265,0 28,60 9,27 78 0,828 —18
углеводородов
Нафтено-парафиновые, I группа и часть смеси II 26,8 6,7 0,9053 1,4981 294,8 30,30 9,72 76 0,830 —18
и III групп ароматических углеводородов
Нафтено-парафиновые, I, II и III группы аромати- 39,6 9,9 0,9250 1,5095 717,3 50,50 14,20 62,7 —19
ческих углеводородов
I группа ароматических углеводородов 12,4 3,1 0,9252 1,5090 — 571,5 43,90 64,2 —16
II и III группы ароматических углеводородов 14,0 3,5 0,9735 1,5578 — — 251,8 — —15
IV группа ароматических углеводородов 18,4 4,6
Смолистые вещества 19,6 4,9
Асфальтены 2,4 0,6 — — — — — — — — —
Котуртепинская н е ф т ь восточного участка
Остаток выше 500 °C 100,0 17,1 0,9657 44
Нафтено-парафиновые углеводороды после депа- рафинизации Нафтено-парафиновые и I группа ароматических 16,0 2,7 0,9032 1,4965 696 339 35,8 9,4 88 0,8212 —14
22,6 3,8 0,9116 1,5025 683 422 41,2 10,2 87 0,8300 —14
углеводородов
Нафтено-парафиновые, I группа и часть смеси II и III групп ароматических углеводородов 25,6 4,3 0,9158 1,5049 672 460 42,8 10,7 85 0,8345 -15
I группа ароматических углеводородов 6,6 1,1 0,9392 1,5166 644 55,8 —15
Смолистые вещества Асфальтены 43,9 6,3 4,6 1,1 — — — — — —
с • f . .... . . •'' К -
Барсагельмесска я нес )ть (скважин а № 2)
Остаток выше 480 °C 100,0 24,6 0,9658 — — — — — — — 50
Нафтено-парафиновые углеводороды после депа- 6,0 1,5 0,8990 1,4937 684 198 26,8 7,4 102 0,8200 —16
рафинизации Нафтено-парафиновые и 50% I группы ароматиче- 10,9 2,7 0,9153 1,5060 676 347 34,7 9,8 83 0,8376 —16
ских углеводородов Нафтено-парафиновые и I группа ароматических 15,7 3,8 0,9228 1,5085 670 463 37,1 12,4 57 0,8465 -17
углеводородов I группа ароматических углеводородов 9,7 2,4 0,9325 1,5120 — — — — — — —18
II, III и IV группы ароматических углеводородов 28,2 6,9 — — — — — — — —
Смолистые вещества 32,3 8,0 — •— — — — — — — —
Асфальтены 1,6 0,4 — — — — — —
Барсагельмесская нефть (скважина № 6)
Остаток выше 470 °C Нафтено-парафиновые углеводороды после депа- 100,0 17,4 30,3 5,3 0,9718 0,8960 1,4923 692 244 29,7 8,2 96 0,8142 -11
рафинизации Нафтено-парафиновые и 21% I группы аромати- 18,9 5,7 0,9008 1,4962 692 290 32,8 8,8 92 0,8193 —12
ческих углеводородов Нафтено-парафиновые и I группа ароматических 24,6 7,5 0,9099 1,5017 690 346 35,1 9,3 85 0,8304 — 12
углеводородов Нафтено-парафиновые, I группа и 90% смеси II, 37,6 11,1 0,9361 1,5226 688 950 61,7 15,4 68 — —
III и IV групп ароматических углеводородов Смолистые вещества 40,4 12,2 — — — — — — — — —
Асфальтены 4,6 1,4 — — — — — . — — — —
Банкалийская нефть
Остаток выше 480 °C Нафтено-парафиновые углеводороды после депа- 100,0 15,1 24,0 3,6 0,9611 0,9005 1,4910 769 315 34,8 9,2 97 0,8177 -1°
рафинизации Нафтено-парафиновые и I группа ароматических 24,4 5,8 0,9178 1,5012 733 527 46,1 11,4 82 0,8363 —9
углеводородов Нафтено-парафиновые, 1, II и III группы арома- 29,1 7,0 0,9375 1,5090 713 870 58,5 14,8 69 — —
“ тических углеводородов
оэ оо —— ——- — - Продолжение табл. 4
* Остаток и смесь углеводородов Выход, % „20 nD м V50- сСт V100. сСт V60 ив ввк Темпера- тура застывания °C
на ос- таток на нефть
Vioo
I группа ароматических углеводородов 9,3 2,2 0,9452 1,5217 685 89,2 —7
II группа ароматических углеводородов 4,7 1,1 0,9875 1,5560 659 —
III и IV группы ароматических углеводородов и смолистые вещества 42,6 10,3 — — — — — — — — —
Асфальтены 7,4 1,7 — — — — — — — — —
Бурунская нефть
Остаток выше 450 °C Нафтено-парафиновые углеводороды после депа- рафинизации 100,0 7,9 28,7 2,3 0,9490 0,8927 1,4862 431 172,6 21,19 8,11 80 — —11
Нафтено-парафиновые и 25% смеси I и II групп ароматических углеводородов 12,2 3,5 0,9012 1,4920 559 206,2 23,80 8,70 80 — — 10
Нафтено-парафиновые, I и II группы ароматиче- ских углеводородов 25,1 7,2 0,9149 1,5032 556 301,2 29,66 10,1- 70 — —7
I и II группы ароматических углеводородов 17,2 4,9 0,9288 1,5120 532 — — — — —3
Кумдагская нефть западного участка
Остаток выше 500 °C Нафтено-парафиновые углеводороды после депа- рафинизации Нафтено-парафиновые и I группа ароматических углеводородов 100,0 14,1 9,8 1,4 0,8968 1,4844 746 304 36,0 8,4 101 0,8124 52 —15
23,5 2,3 0,9106 1,5029 741 474 44,7 10,6 89 0,8276 —15
Нафтено-парафиновые, I группа и 20% II группы ароматических углеводородов 27,2 2,7 0,9229 1,5125 732 900 67,5 13,3 85 — —13
I группа ароматических углеводородов 9,4 0,9 0,9296 1,5156 652 891 63,0 14,1 63 — —15
II и III группы ароматических углеводородов 18,7 1,8 — 1,5732 — — — — — — —
Ж
IV группа ароматических углеводородов и смо- 18,4 1,8 — — — — — — — — —
листые вещества Асфальтены 11,6 1,2 — — — — — — — — —
Окаремская нефть
Остаток выше 500 °C Нафтено-парафиновые углеводороды после депа- 100,0 14,9 27,0 4,1 0,9506 0,8976 1,4949 710 286,0 35,90 8,0 105 0,8135 54 — 12
рафинизации Нафтено-парафиновые и I группа ароматических 22,4 6,1 0,9095 1,5036 701 335,0 39,60 8,5 103 0,8279 —12
углеводородов Нафтено-парафиновые, I группа и 30% смеси 11 27,4 7,4 0,9320 1,5125 — 857,0 64,10 13,4 83 — —
и III групп ароматических углеводородов 7,5 18,7 24,7 2,0 0,9314 1,5109 680 981,0 64,10 15,3
I группа ароматических углеводородов 5,0 6,7 1,5880 .
II и III группы ароматических углеводородов IV группа ароматических углеводородов и смоли- — — — — — — — —
стые вещества Асфальтены 6,8 Н8 — — — — — — — — —
Шараплийская и е ф т ь
Остаток выше 470 °C Нафтено-парафиновые углеводороды после депа- 100,0 15,9 23,7 3,9 0,8796 1,4855 745 179,0 26,40 6,8 109 0,7948 —12
рафинизации Нафтено-парафиновые и I группа ароматических 22,4 5,3 0,8884 1,4910 737 211,0 30,10 7,1 107 0,8043 —9
углеводородов Нафтено-парафиновые, I группа и 80% II группы 34,4 8,1 0,9199 1,5125 731 555,0 53,00 10,5 92 — —2
ароматических углеводородов I группа ароматических углеводородов , II группа ароматических углеводородов 6,5 15,0 1,5 3,5 8,3 0,9114 0,9788 1,5057 1,5560 720 726 422,0 44,40 9,5 98 0,8273
II и III группы ароматических углеводородов 34,8 — —
Смолистые вещества 20,6 4,9 — —
Асфальтены со 3,8 0,9
г
75. Выход петролатума после депарафинизации парафино-нафтеновых и I группы
ароматических углеводородов, выделенных из деасфальтенированных остатков
Остаток выше, °C
Выход петролатума, %
на остаток на нефть
Температура плавления
петролатума, °C
Котуртепинская нефть центрального и западного
участков
5,0
490
58
нефть восточного участка
20,0
Котуртепинская
500 Б I 27,2 | а р с а г ё л ь м е с с к а я нефть 4,6 | (скважина № 2)
480 I 22,2 | 5,4 | 47
Б 470 арсагельмесская нефть 1 17,0 | (скважина 5,1 1 № 6) —
480 Банкалийская | 20,9 | нефть 5,1 | 57
450 Бурунская н 1 32,9 | е ф т ь 2,4 1 58
500 Кумдагская нефть западного участка 1 27,8 | 2,7 | —.
500 Окаремская нефть 1 24,7 | 7,4 | 56
470 Шараплийская 1 24,0 , | нефть 5,7 | 50
76. Структурно-групповой состав остаточных базовых масел и групп углеводородов
Смесь углеводородов Распределение углерода, % Среднее число ко- лец в молекуле
СА СН ^кол СП КА Кн Ко
Котуртепинская нефть восточного участка
Нафтено-парафиновые углеводороды после 1 35 36 64 0 4,20 4,20
депарафинизации Нафтено-йарафиновые и I группа аромати- 5 33 38 62 0,30 4,00 4,30
ческих углеводородов Нафтено-парафиновые, I и часть смеси II 6 34 40 60 0,40 4,10 4,50
и III групп ароматических углеводородов
,• Барсагельмесская нефть (скважина № 2) '
Нафтено-парафиновые углеводороды после 0 36 36 64 0 3,93 3,93
депарафинизации Нафтено-парафиновые и 50% I группы аро- 6 33 39 61 0,40 3,92 4,32
матических углеводородов Нафтено-парафиновые и I группа аромати- 6 37 43 57 0,45 4,30 4,75
ческих углеводородов
140
Продолжение табл. 76
— Смесь углеводородов Распределение углерода % Среднее число ко- лец в молекуле
СА сн г кол сп «А Кн Ко
Барсагельмесская нефть (скважин а № 6)
Нафтено-парафиновые углеводороды после депарафинизации 0 34 34 66 0 3,91 3,91
Нафтено-парафиновые и 21% I группы аро- матических углеводородов 5 30 35 65 0,30 3,80 4,10
Нафтено-парафиновые и I группа аромати- ческих углеводородов 5 33 -38 62 0,30 3,93 4,23
Нафтено-парафиновые, I группа и 90% сме- си II, III и IV групп ароматических угле- водородов Банкалийска 14 я н 27 ф т 41 ь 59 1,21 3,60 4,81
Нафтено-парафиновые углеводороды после депарафинизации 0 39 39 61 0 4,91 4,91
Нафтено-парафиновые и I группа аромати- ческих углеводородов 4 40 44 56 0,43 5,00 5,43
Нафтено-парафиновые, I, II и III группы ароматических углеводородов Бурунская 6 неф 48 т ь 54 46 0,55 5,90 6,45
Нафтено-парафиновые углеводороды после депарафинизации 0 48 48 52 0 3,21 3,21
Нафтено-парафиновые и 25% смеси I и II групп ароматических углеводородов 3 40 43 57 0,10 3,60 3,70
Нафтено-парафиновые, I и II группы аро- матических углеводородов Кумдагская нефть aai 11 I а д 34 ног 45 о уча 55 с т к 0,74 а 3,56 3,30
Нафтено-парафиновые углеводороды после депарафинизации 2 30 32 68 0 3,81 3,81
Нафтено-парафиновые и I группа аромати- ческих углеводородов 5 31 36 64 0,40 4,10 4,50
Нафтено-парафиновые, I группа и 20% II группы ароматических углеводородов Окаремская 9 н е 29 [> т ь 38 62 0,80 3,90 4,70
Нафтено-парафиновые углеводороды после депарафинизации 2 31 33 67 0,10 3,80 3,90
Нафтено-парафиновые и I группа аромати- ческих углеводородов 6 29 35 65 0,60 3,50 4,10
Нафтено-парафиновые, I группа и 30% сме- си II и III групп ароматических углево- дородов Шараплийска 14 я н 28 е ф т 42 ь 58 1,10 3,50 4,60
Нафтено-парафиновые углеводороды после депарафинизации 2 27 29 71 0,20 3,10 3,30
Нафтено-парафиновые и I группа аромати- ческих углеводородов 7 23 30 70 0,20 3,21 3,41
Нафтено-парафиновые, I группа и 80% II группы ароматических углеводородов 16 20 36 64 1,53 2,70 4,23
141
77. Потенциальное содержание базовых дистиллятных и остаточных масел
Темпера- тура отбора, . °C Выход (на нефть) дистил- лятной фракции или остатка, 0/ /о Характеристика базовых масел Содержание базо- вого масла, %
р420 V50- сСт V100» сСт V50 ИВ ввк Темпе- ратура засты- вания, °C
на дистил- лятную фракцию или остаток на нефть
v100
Котуртепинская нефть центрального и западного
участков
300—350 10,5 0,8637 5,74 2,18 2,63 91 — —20 85,0 8,9
350—400 10,0 0,8698 12,55 3,66 3,78 86 — —24 72,0 7,2
400—450 10,0 0,8890 34,10 7,02 4,86 85 — -15 66,0 6,6
450—490 8,0 0,8947 68,25 10,95 6,24 72 — —15 62,6 5,0
Остаток 24,5 0,8955 190,0 23,70 8,03 85 0,8200 —17 20,0 5,0
выше 490
Котуртепинская нефть восточного участка
350—430 17,7 0,8945 20,35 5,08 4,00 85 0,8471 —19 65,6 11,6
430—500 16,0 0,8923 66,6 11,21 5,93 82 0,8263 — 17 39,2 6,3
Остаток выше 500 17,1 0,9158 460,0 42,8 10,70 85 0,8347 —15 25,6 4,3 - Л
Барсагельмесская нефть (скважина № 2)
350—420 14,2 0,8778 15,68 4,25 3,70 85 0,8317 —16 66,3 9', 4 X*
420—480 13,3 0,8909 54,55 9,73 5,62 84 0,8274 —18 48,5 6-5 Л
Остаток 24,6 0,9132 335,0 34,10 9,82 85 0,8348 —16 10,6 2,6 J
выше 480
Барсагельмесская нефть (скважина № 6) j
350-430 14,0 0,9000 25,60 5,81 4,40 85 0,8465 —23 86,7 12,0 J
430—470 9,1 0,8948 63,50 11,10 5,72 85 0,8302 — 15 63,1 5,8 >
Остаток 30,3 0,9099 346,0 35,10 9,87 85 0,8304 —12 24,6 7,5
выше 470
Ч .-у
Банкалийская неф т ь
350—420 16,6 0,8775 15,37 4,17 3,68 85 0,8322 —19 71,2 11,8 "7
420—480 14,5 0,8868 58,15 10,31 5,64 85 0,8209 —15 49,6 7,2
Остаток 24,0 0,9152 482,5 43,85 11,0 85 0,8335 —9 21,6 5,2
выше 480 Я
Бурунская нефть
350—400 10,8 0,8843 13,97 3,94 3,55 89 0,8334 —27 68,8 7,4
400—450 12,7 0,8878 42,29 8,06 5,26 85 0,8268 —15 82,3 7,4
Остаток выше 450 28,7 0,9149 302,0 29,70 10,2 70 0,8372 —7 25,1 7,2
142
Продолжение табл. 77
Темпера- тура отбора, °C Выход (на нефть) дистил- лятной фракции или остатка, % Характеристика базовых масел Содержание базо- вого масла, %
V50. сСт V100- сСт VS0 ив ввк Темпе- ратура засты- вания, °C
на дистил- лятную фракцию или остаток на нефть
v100
нефть западного участка
Кумдагская
350—420 15,1 0,8821 15,33 4,39 3,50 116 0,8329 —24 67,6 10,2
420—500 18,9 0,8945 61,65 10,77 5,73 85 0,8301 —14 51,9 9,8
Остаток выше 500 9,8 0,9229 900,0 67,50 13,31 85 — —13 27,2 2,7
О к а р емская нефть
350—430 18,5 0,8914 18,55 4,75 3,91 85 0,8455 —22 70,0 12,9
430—500 15,6 0,8953 65,29 11,00 5,92 82 0,8308 —15 44,9 7,0
Остаток выше 500 27,0 0,9279 745,0 59,90 12,40 85 — —12 26,6 7,2
Шараплийская неф т ь
350—420 14,5 0,8702 13,55 3,83 3,54 85 0,8251 —28 63,4 9,2
420—470 10,7 0,8888 43,2 8,30 5,21 85 0,8391 — 19 59,8 6,4
Остаток выше 470 23,7 0,9260 662,0 63,8 10,4 85 :— 2 . 37,6 8,9
78. Характеристика нефтей применительно к получению из них дорожных битумов
(ГОСТ 11954—66)
Нефть Содержание, % US'S О о < А + Сс-2,5П
О) Ч я са л и смол си- ликагеле- вых парафина
Котуртепинская центрального и за- 0,73 6,4 6,45 16,1 7,13 —9,0
ладного участков
Котуртепинская восточного участка 0,90 8,8 9,5 22,5 9,7 —12,8
Барсагельмесская (скважина № 2) 1,43 10,0 11,9 29,8 11,4 —18,4
Барсагельмесская (скважина № 6)* 1,36 15,6 3,7 9,3 17,0 7,7
Банкалийская 1,22 10,5 13,4 33,5 11,7 —21,8
Бурунская 0,50 8,2 10,0 25,0 8,7 —16,3
Кумдагская западного участка 0,99 7,1 10,8 27,0 8,1 —18,9
Челекенская алигульского участка 0,78 9,0 12,9 32,3 9,8 —22,5
Челекенская дагаджикского участка* 0,71 13,2 0,8 2,0 13,9 11,9
Небитдагская центрального участка* 0,87 14,6 1,2 3,0 15,5 12,5
Окаремская 1,75 13,1 12,4 31,0 14,9 — 16,1
Шараплийская 1,03 10,5 14,8 37,0 11,5 —25,5
* Из этих нефтей могут быть получены битумы.
143
79. Шифр нефтей согласно технологической классификации (ГОСТ 912—66)
Нефть Шифр нефти
класс тип группа подгруппа ВИД
Котуртепинская центрального и за- I к м2 И2 П3
падкого участков
Котуртепинская восточного участка I тг М3 и2 П3
Барсагельмесская (скважина № 2) I т. М3 и2 Из
Барсагельмесская (скважина № 6) I Tt Мх Их п2
Банкалийская I т, М3 Их П3
Бурунская I Тх м2 И2 Из
Кумдагская западного участка I т, м2 Их Из
Челекенская алигульского участка I Т, м3 Их И,
Челекенская дагаджикского участка I т. Мх и2 п2
Окаремская I Т2 м2 и2 Из
Шараплийская I Тх м2 Их Из
80. Разгонка (ИТК) котуртепинской нефти центрального и западного участков
в аппарате АРН-2 и характеристика полученных фракций
№ фракции Температура вы- кипания фракции при 760 мм рт. ст., °C Выход (на нефть), % Р4° „20 nD м V20» сСт V50. сСт v100’ сСт Температура, °C Содержание серы, о/ /0
отдельных фракций суммарный W и 3 О к га s га х вспышки
1 До 28 (газ до С4) 0,26 0,26 — — — — — — — — —
2 28—79 2,80 3,06 0,6902 1,3941 — — — —
3 79—107 2,92 5,98 0,7342 1,4116 97 — —
4 107—129 2,71 8,69 0,7553 1,4216 — 0,89 — — — Следы
5 129—153 3,13 11,82 0,7710 1,4361 133 1,02 — —
6 153—177 3,17 14,99 0,7815 1,4410 — 1,36 0,95 — <—70 — 0,07
7 177—201 3,39 18,38 0,7920 1,4464 — 1,65 1,15 — —57 70 —
8 201—223 3,28 21,66 0,8009 1,4508 176 2,15 1,40 —46 85 0,11
9 223—244 3.13 24,79 0,8095 1,4548 — 2,87 1,80 — —38 98
10 244—259 3,07 27,86 0,8175 1,4565 — 3,85 2,15 0,36 —30 ПО 0,13
И 259—276 3,21 31,07 0,8250 1,4621 217 4,90 2.60 0,75 —23 120 —
12 276—292 3,28 34,35 0,8331 1,4650 — 6,30 3,11 1,15 —15 132 0,17
13 292—306 3,21 37,56 0,8410 1,4697 — 8,10 3,73 1,55 —8 142 —
14 306—321 3,28 40,84 0,8490 1,4732 258 10,72 4,48 1,90 —2 152 0,18
15 321—336 3,17 44,01 0,8570 1,4773 — 14,70 5,49 2,38 5 163 —
16 336—351 3,21 47,22 0,8642 1,4805 — 18,75 6,64 2,76 10 172 0,21
17 351—368 3,30 50,52 0,8717 1,4842 302 — 9,03 3,28 16 182
18 368—383 3,28 53,80 0,8795 1,4888 — — 13,50 3,80 22 194 0,25
19 383—401 3,28 57,08 0,8855 1,4924 — — 19,38 4,49 27 204 —
20 401—415 3,17 60,25 0,8921 1,4962 355 — 23,71 5,44 32 21-4
21 415—432 3,39 63,64 0,8970 1,5001 — — 39,32 6,70 35 225 0,28
22 432—448 3,28 66,92 0,9020 1,5031 — — 47,88 8,42 39 236 —
23 448—460 2,58 69,50 0,9052 1,5048 425 — 59,41 9,96 41 244 0,30
24 460—476 3,00 72,50 0,9079 1,5057 — — — 11,16 43 250 —
25 476—490 3,00 75,50 0,9100 1,5068 475 — — 12,75 45 258 0,32
26 Остаток 24,5 100,00 — — : — — — — — 0,61
144
81. Разгонка (ИТК) котуртепинской нефти восточного участка в аппарате АРН-2
и характеристика полученных фракций
№ фракции Температура выкипания фракции при 760 мм рт. ст., °C Выход (на нефть), % Р4° л20 nD м V-20> сСт ^50» сСт v100’ сСт Темпе- ратура засты- вания, СС Со дер- жание серы, %
отдель- ных фрак- ций сум- марный
1 н. к.—60 1,02 1,02 0,6620 1,3762 —— 0,01
2 60—70 0,59 1,61 0,7049 1,3966 —— — — — — —
3 70—80 0,52 2,13 0,7264 1,4056 — — — — — —
4 80—85 0,28 2,41 0,7309 1,4070 — — — — — —
5 85—90 0,36 2,77 0,7311 1,4070 — — — — — —
6 90—100 1,34 4,Н 0,7364 1,4115 — — — — — —
7 100—105 0,50 4,61 0,7475 1,4168 — — — — — —
8 105—110 0,36 4,97 0,7481 1,4172 — — — — — 0,02
9 110—120 1,00 5,97 0,7444 1,4162 — — — — — —
10 120—130 1,36 7,33 0,7525 1,4203 — — — — — —
11 130—140 1,28 8,61 0,7647 1,4304 — — — — — —
12 140—150 1,35 9,96 0,7665 1,4283 — — — — — 0,03
13 150—160 1,40 11,36 0,7737 1,4313 — — — — — —
14 160—170 1,59 12,95 0,7799 1,4348 — — — — — —
15 170—180 1,43 14,38 0,7840 1,4366 — — — — — —
16 180—190 1,46. 15,84 0,7915 1,4402 — 1,63 — — —60 —
17 190—200 1,67 17,51 0,7955 1,4433 1,78 — — -53 —
18 200—210 2,30 19,81 0,8129 1,4509 — 2,12 — — —52 0,04
19 210—220 1,70 21,51 0,8115 1,4513 2,36 — — —44 —
20 220—230 1,85 23,36 0,8142 Г,4537 2,61 — — —42 0,05
21 230—240 1,89 25,25 0,8178 1,4556 — 3,04 — — —35 0,06
22 240—250 1,98 27,23 0,8214 1,4580 3,49 — — —26 —
23 250—260 1,89 29,12 0,8234 1,4590 202 3,83 2,08 — —23 —
24 260—270 2,07 31,19 0,8257 1,4605 210 4,54 2,34 — — 18 0,07
25 270-280 2,00 33,19 0,8288 1,4618 218 5,08 2,60 — — 13 —
26 280—290 2,19 35,38 0,8274 1,4611 227 6,04 2,93 — —7 0,08
27 290—300 2,41 37,79 0,8271 1,4608 236 7,14 3,35 — —6 0,09
28 300—310 2,55 40,34 0,8291 1,4623 245 8,25 3,76 — — 1 0,10
29 310—320 2,58 42,92 0,8357 1,4653 254 9,99 4,20 1,93 5 0,11
30 320—330 1,88 44,80 0,8445 1,4703 263 11,89 4,96 2,04 9 0,12
31 330—340 1,93 46,73 0,8470 1,4715 273 13,7 5,47 2,16 12 0,13
32 340—350 2,43 49,16 0,8500 1,4732 283 16,8 6,27 2,44 16 0,14
33 350—360 2,22 51,38 0,8572 1,4780 292 ' — 7,25 2,63 20 —
34 360—370 1,98 53,36 0,8604 1,4785 303 — 8,27 2,86 23 —
35 370—380 2,18 55,54 0,8614 1,4785 313 — 9,66 3,21 28 —
36 380—390 2,38 57,92 0,8675 1,4827 324 — 11,40 3,58 30 —
37 390—400 2,36 60,28 0,8711 1,4845 335 — 14,5 4,27 33 —
38 400—410 2,16 62,44 0,8802 1,4887 346 — 18,0 4,96 36 —
39 410—420 2,15 64,59 0,8839 1,4907 357 — 23,2 5,64 38 —
40 420—430 2,28 66,87 0,8902 1,4930 368 — 28,6 6,57 40 —
41 430—440 2,32 69,19 0,8924 1,4960 380 — 34,1 7,28 43 —
42 440—450 2,14 71,33 0,8947 1,4985 392 — 42,5 8,46 44 —
43 450—460 2,10 73,43 0,8974 1,5000 404 — 49,4 9,30 46 —
44 460—470 2,08 75,51 0,8995 1,5010 416 — 61,6 10,35 48 —
45 470—480 2,08 77,59 0,9017 1,5025 428 — — 11,35 49 —
46 480—500 5,32 82,91 0,9123 1,5056 447 — — 14,3 52 —
47 Остаток 17,09 100,0 0,9657 — — — — — 44 0,51
Примечание. Содержание парафина во фракциях № 33 и 34—19,3%; во фракциях № 37 и
38—21,4%; во фракциях № 41 и 42—17,7%; во фракции № 45—17,3%; во фракции № 46—14,9%;
температура плавления его соответственно 42, 54, 60, 64 и 66 °C.
10—160
145
82. Разгонка (ИТК) барсагельмесской нефти (скважина № 2) в аппарате АРН-2-
и характеристика полученных фракций
№ фракции I Температура выкипания фракции при 760 мм рт. ст., °C Выход (на нефть), % ₽4° „20 nD м V20. сСт V50- сСт VlOO* сСт Температура застывания, °C Содержание серы, %
отдельных фракций суммарный
1 н. к.—60 0,87 0,87 0,6667 1,3781 Следы
2 60—70 0,47 1,34 0,7035 1,3948 — — — »
3 70—80 0,63 1,97 0,7188 1,4018 —— — — »
4 80—90 0,88 2,85 0,7312 1,4070 — — — 0,01
5 90—100 1,26 4,11 0,7393 1,4111 — — — — 0,01
6 100—110 1,02 5,13 0,7447 1,4152 — — — 0,01
7 110—120 1,10 6,23 0,7477 1,4167 — — — 0,01
8 120—130 1,44 7,67 0,7521 1,4193 — — — 0,02
9 130—140 1,22 8,89 0,7629 1,4253 — — — —. 0,02
10 140—150 1,60 10,49 0,7676 1,4280 — — — — — 0,03
П 150—160 1,49 11,88 0,7770 1,4317 — — — — 0,03
12 160—170 1,88 13,86 0,7840 1,4362 — — — — — 0,03
13 170—180 1,74 15,60 0,7870 1,4388 — — — — <—65 0,03
14 180—190 1,40 17,00 0,7959 1,4420 — — — — 0,04
15 190—200 2,00 19,00 0,8032 1,4458 1,83 — — <—55 0,04
16 200—210 1,66 20,66 0,8082 1,4489 2,02 — — —55 0,05
17 210—220 1,69 22,35 0,8117 1,4512 — 2,38 — — — 0,06
18 220—230 1,67 24,02 0,8191 1,4562 — 2,57 — — — 0,07
19 230—240 2,02 26,04 0,8270 1,4594 — 2,99 — — —38 0,07
20 240—250 1,90 27,94 0,8291 1,4623 194 3,56 1,98 — — 0,08
21 250—260 1,40 29,34 0,8308 1,4623 — 3,85 2,18 — —26 0,09
22 260—270 1,64 30,98 0,8308 1,4628 215 4,44 2,36 — —20 0,10’
23 270—280 1,85 32,83 0,8340 1,4642 — 5,10 2,60 — —16 0,10
24 280—290 2,02 34,85 0,8340 1,4642 225 6,14 3,00 — —12 0,11
25 290—300 2,46 37,31 0,8345 1,4633 — 7,29 3,40 — —9 0,12
26 300—310 2,42 39,73 0,8362 1,4647 — 9,14 3,93 — —3 0,13
27 310—320 2,20 41,93 0,8426 1,4682 264 10,81 4,36 1,89 1 0,14
28 320—330 1,31 43,24 0,8508 1,4723 12,60 5,15 2,04 6 0,14
29 330—340 2,17 45,41 0,8542 1,4743 276 14,50 5,66 2,23 10 0,15
30 340—350 2,55 47,96 0,8594 1,4766 18,50 6,76 2,40 15 0,16
31 350—360 2,58 50,54 0,8677 1,4844 303 — 8,22 2,95 19 —
32 360—370 1,69 52,23 0,8706 1,4848 — 9,93 3,35 24 ——
33 370—380 1,54 53,77 0,8741 1,4870 321 — 11,10 3,51 27 —
34 380—390 1,93 55,70 0,8788 1,4890 — 13,20 4,02 28 —
35 390—400 2,04 57,74 0,8844 1,4913 359 16,10 4,54 30 —
36 400—420 4,38 62,12 0,8920 1,4960 372 — 24,20 5,81 34 —
37 420—440 4,04 66,16 0,8997 1,5005 401 — — 7,58 36 —
38 440—460 4,15 70,31 0,9045 1,5040 421 — — 9,23 42 —
39 460—480 5,10 75,41 0,9095 1,5075 437 — — 11,90 47 —
40 Остаток 24,59 100,00 0,9658 50 0,48
146
83. Разгонка (ИТК) барсагельмесской нефти (скважина № 6) в аппарате АРН-2
и характеристика полученных фракций
№ фракции Температура выкипания фракции при 760 мм рт. ст., °C Выход (на нефть), % ₽4° „20 nD м V20» сСт V50- сСт V100- сСт Температура за- стывания, °C Содержание серы, %
отдельных фракций суммарный
1 Н. К.—60 1,64 1,64 0,6596 1,3742 Следы
2 60—70 1,04 2,68 0,7102 1,3961 — — — 0,01
3 70—80 1,43 4,11 0,7295 1,4049 — — —
4 80—85 0,50 4,61 0,7318 1,4062 — — — —
5 85—90 0,35 4,96 0,7346 1,4078 — — —
6 90—100 0,74 5,70 0,7420 1,4108 — — — — —
7 100—105 0,40 6,10 0,7457 1,4131 — — — —
8 105—110 ‘0,40 6,50 0,7468 1,4138 — — — — —
9 110—120 1,18 7,68 0,7485 1,4148 — — — — — 0,02
10 120—130 1,61 9,39 0,7570 1,4199 — — — — — —
11 130—140 1,58 10,87 0,7692 1,4262 —— — — .— — 0,03
12 140—150 1,52 12,39 0,7751 1,4291 —. — — — 0,04
13 150—160 1,73 14,12 0,7850 1,4341 — — — — 0,05
14 160—170 1,70 15,82 0,7934 1,4392 — 1,24 — • I — 0,06
15 170—180 1,53 17,35 0,8062 1,4435 — 1,41 — — — 0,08
16 180—190 1,44 18,79 0,8100 1,4475 — 1,62 — — — 0,09
17 190—200 1,66 20,45 0,8180 1,4528 — 1,85 — — — 0,10
18 200—210 2,10 22,55 0,8327 1,4590 — 2,31 — — — 0,11
19 210—220 1,80 24,35 0,8319 1,4610 — 2,78 — .— — 0,12
20 220—230 1,55 25,90 0,8345 1,4620 — 3,10 1,66 — — 0,13
21 230—240 1,55 27,45 0,8387 1,4649 — 3,52 1,89 — — —
22 240—250 1,74 29,19 0,8413 1,4677 — 3,71 2,00 .— — —
23 250—260 1,57 30,76 0,8436 1,4681 4,81 2,37 — —42 0,15
24 260—270 1,61 32,37 0,8491 1,4712 5,40 2,58 — —39 0,17
25 270—280 1,49 33,86 0,8532 1,4731 6,15 2,97 —35 0,18
26 280—290 1,70 35,56 0,8477 1,4705 — 7,10 3,33 — —33 0,19
27 290—300 2,07 37,63 0,8443 1,4684 — 8,70 3,81 1,67 —32 0,20
28 300—310 1,92 39,55 0,8494 1,4711 253 11,2 4,38 1,80 —28 0,20
29 310—320 1,89 41,44 0,8578 1,4758 256 14,7 5,19 2,16 —22 0,21
30 320—330. 1,83 43,27 0,8737 1,4835 266 — 6,34 2,45 — 17 0,22
31 330—340 1,77 45,04 0,8761 1,4861 277 25,6 7,78 2,70 — 11 0,22
32 340—350 1,56 46,60 0,8799 1,4879 285 31,5 9,66 3,05 —10 0,24
33 350—360 1,58 48,18 0,8841 1,4899 — 39,5 11,4 3,41 —5 —
34 360—370 1,44 49,62 0,8873 1,4913 303 51,3 13,8 3,81 3 —
35 370—380 1,48 51,10 0,8891 1,4928 — 65,6 — 4,28 8 —
36 380—390 1,63 52,73 0,8913 1,4943 334 93,0 23,4 4,90 12 —
37 390—400 1,90 54,63 0,8971 1,4968 — 142,0 — 5,72 14 —
38 400—410 1,89 56,52 0,9070 1,5045 351 — 37,6 6,92 18 —
39 410—420 1,83 58,35 0,9113 1,5065 — — 48,7 8,14 22 —
40 420—430 2,27 60,62 0,9134 1,5085 — — 60,9 9,46 27 —
41 430—440 2,07. 62,69 0,9169 1,5094 — — 70,2 10,5 31 —
42 440—450 2,09 64,77 0,9167 1,5088 398 — 79,3 11,4 35 —
43 450—460 2,57 67,34 0,9172 1,5095 — — 87,6 12,4 37 —
44 460—470 2,38 69,72 0,9164 1,5088 423 — 96,1 13,5 42 —
45 Остаток 30,28 100,0 0,9718 — — — — — 39 —
Примечание. Содержание парафина во фракциях № 33—36—1,1%; во фракциях № 37—40—
2,8%; во фракциях № 41—44—6,8%; температура плавления его соответственно 49, 56 и 61 °C.
10*
147
84. Разгонка (ИТК) банкалийской нефти в аппарате АРН-2 и характеристика
полученных фракций
№ фракции Температура выкипания фракции при 760 мм рт. ст., °C Выход (на нефть), % „20 nD м v20- cGt V50. сСт V100> сСт Температура за- стывания, °C Содержание серы, о/ /0
отдельных фракций суммарный
1 н. к.—60 0,3 0,3 0,6959 1,3905 Следы
2 60—70 0,4 0,7 0,7163 1,4002 — — — — — 0,01
3 70—80 0,7 1,4 0,7348 1,4080 — — — — — —
4 80—90 0,7 2,1 0,7429 1,4118 — — — — 0,02
5 90—100 0,7 2,8 0,7474 1,4139 — — — -— — —
6 100—110 0,8 3,6 0,7510 1,4166 —— — — —. — 0,03
7 110—120 0,9 4,5 0,7565 1,4195 — — — — — —
8 120—130 1,2 5,7 0,7640 1,4240 —. — — — — 0,04
9 130—140 1,3 7,0 0,7737 1,4283 — — — — — 0,05
10 140—150 1,3 8.3 0,7792 1,4320 — — — — — —
И 150—160 1,3 9,6 0,7883 1,4362 — — — —- — 0,06
12 160—170 1,5 И,1 0,7944 1,4408 — — — — —. —
13 170—180 1,5 12,6 0,8013 1,4440 — — — — — 1 0,07
14 180—190 1,5 14,1 0,8094 1,4488 —. — —— — —70 0,08
15 190—200 1,6 15,7 0,8171 1,4525 — 1,95 — — —64 —
16 200—210 1,1 16,8 0,8248 1,4573 —. 2,21 — — —61 0,09
17 210—220 1,3 18,1 0,8256 1,4582 — 2,45 1,47 — —53 —
18 220—230 1,4 19,5 0,8260 1,4591 — 2,76 1,63 — —43 —
19 230—240 1,9 21,4 0,8267 1,4595 — 3,01 1,83 — —39 —
20 240—250 2,0 23,4 0,8285 1,4618 193 3,44 1,95 — —28 —
21 250—260 2,2 25,6 0,8303 1,4625 — 3,92 2,11 — —26 0,10
22 260—270 2,1 27,7 0,8321 1,4638 204 4,60 2,36 — —20 0,11
23 270—280 2,5 30,2 0,8357 1,4649 — 5,33 2,73 1,31 —15 0,12
24 280—290 1,9 32,1 0,8337 1,4638 230 6,41 3,10 1,43 —10 —
25 290—300 2,5 34,6 0,8315 1,4630 7,71 3,65 1,65 —7 —
26 300—310 2,3 36,9 0,8361 1,4655 250 9,00 4,04 1,74 —4 —-
27 310—320 2,3 39,2 0,8452 1,4695 — 11,10 4,70 1,90 4 0,13
28 320—330 2,1 41,3 0,8495 1,4720 270 13,00 5,30 2,И 6 —
29 330—340 1,8 43,1 0,8537 1,4735 — 15,00 6,00 2,23 8 0,14
30 340—350 1,8 44,9 0,8557 1,4747 284 18,20 6,90 2,52 13 —
31 350—360 2,4 47,3 0,8575 1,4760 — 21,10 7,80 2,71 17 —
32 360—370 2,9 50,2 0,8665 1,4820 312 — 9,30 3,14 20 —
33 370—380 2,5 52,7 0,8714 1,4835 — — 11,50 3,54 22 —
34 380—390 2,2 54,9 0,8793 1,4870 331 — 14,30 4,09 27 —
35 390—400 2,3 57,2 0,8823 1,4895 — 17,60 4,61 29 —
36 400—410 1,8 59,0 0,8861 1 4915 361 — 21,80 5,51 34 .—
37 410—420 2,5 61,5 0,8910 1,4938 — 28,20 6,28 36 —
38 420—430 2,4 63,9 0,8952 1,4968 383 — 35,10 7,42 38 —
39 430—440 2,2 66,1 0,8969 1,4985 397 41,30 8,42 43 —
40 440—450 2,4 68,5 0,8985 1,4990 — — — 9,34 46 —
41 450—460 2,3 70,8 0,9001 1,5000 430 — — 9,89 47 —
42 460—480 5,2 76,0 0,9026 1,5035 453 — — 10,88 52 —
43 Остаток 24,0 100,0 0,9611 45 0,41
148
85. Разгонка (ИТК) бурунской нефти в аппарате АРН-2 и характеристика
полученных фракций
№ фракции Температура выкипания фракции при 760 мм рт. ст., °C Выход (на нефть), % рГ „20 nD м V2(b сСт Ч50. сСт V100’ сСт Темпе- ратура засты- вания, °C
отдельных фракций сум- марный
1 н. к.—60 1,95 1,95 0,6640 1,3788
2 60—70 1,38 3,33 0,7280 1,4075 — — — — —
3 70—80 1,53 4,86 0,7326 1,4079 — — — — —
4 80—90 0,94 5,80 0,7371 1,4104 — — — — —
5 90—100 0,95 6,75 0,7483 1,4171 — — — — —
6 100—110 0,83 7,58 0,7541 1,4200 — — -— — —
7 110—120 1,08 8,66 0,7481 1,4165 —— — — — —
8 120—130 1,45 10,11 0,7529 1,4129 — — — — ""
9 130—140 1,49 11,60 0,7680 1,4279 — —— —- — —
10 140—150 1,54 13,14 0,7688 1,4280 — — — — —
11 150—160 1,51 14,65 0,7742 1,4308 — — — — -—
12 160—170 2,47 17,12 0,7825 1,4346 — — — — —
13 170—180 1,56 18,68 0,7873 1,4375 — — — — —
14 180—190 2,04 20,72 0,7935 1,4413 — — •— — —
15 190—200 1,63 22,35 0,8000 1,4445 — — — — —
16 200—210 1,23 23,58 0,8191 1,4540 — — •— — —
17 210—220 0,95 24,53 0,8170 1,4536 — — — — —45
18 220—230 1,88 26,41 0,8161 1,4540 180 2,62 -— — —
19 230—240 1,84 27,25 0,8194 1,4556 — 3,06 — .— —30
20 240—250 1,77 29,02 0,8217 1,4571 193 3,43 •— — —
21 250—260 1,52 30,54 0,8239 1,4580 —- 3,96 2,16 1,19 —22
22 260—270 1,63 32,17 0,8261 1,4599 209 4,56 2,62 1,24 —14
23 270—280 1,50 33,67 0,8254 1,4594 — 5,12 2,76 1,36 —10
24 280—290 1,88 35,55 0,8246 1,4586 — 6,01 3,15 1,45 —7
25 290—300 2,28 38,83 0,8268 1,4599 249 7,25 3,67 1,63 —1
26 300—310 1,87 40,70 0,8319 1,4619 — 8,60 3,94 1,76 3
27 310—320 2,12 42,82 0,8348 1,4638 254 10,87 4,58 1,95 8
28 320—330 0,24 43,06 | 0,8423 1 4671 264 14,10 5,42 2,33 12
29 330—340 0,70 43,76
30 340—350 2,90 46,66 0,8527 1,4744 — 17,95 6,50 2,51 19
31 350—360 1,52 48,18 0,8569 1,4805 326 — 7,31 2,72 22
32 360—370 1,05 49,23 0,8544 1,4780 — — 8,32 3,08 26
33 370—380 1,42 50,65 0,8573 1,4785 318 — 9,18 3,18 28
34 380—390 2,70 53,35 0,8615 1,4814 — — 10,54 3,65 28
35 390—400 3,88 57,23 0,8694 1,4850 343 — 13,89 4,31 32
36 400—410 2,28 59,51 0,8798 1,4898 — — 19,30 4,77 36
37 410—420 1,94 61,45 0,8855 1,4923 359 — 24,94 5,28 37
38 420—430 2,15 63,60 0,8896 1,4945 —— — 29,70 5,80 39
39 430—440 4,06 67,66 0,8944 1,4982 389 — 38,40 6,89 42
40 440—450 3,63 71,29 0,8993 1,5020 — — 53,93 8,75 46
41 Остаток 28,71 100,00
149
87. Разгонка (ИТК) окаремской нефти в аппарате АРН-2 и характеристика
полученных фракций
86. Разгонка (ИТК) кумдагской нефти западного участка в аппарате АРН-2
и характеристика полученных фракций
№ фрак- ции Температура выкипания фракции при 760 мм рт. ст., °C Выход (на нефть), % рГ „20 nD м V-20. сСт V50. сСт v100’ сСт Темпера- тура за- стывания, °C -в’ ж
отдельных фракций суммарный
1 н. к.—62 1,2 1,2 0,6567 1,3733 .
2 62—70 0,6 1,8 0,6981 1,3925 —
3 70—80 0,5 2,3 0,7235 1,4040 —
4 80—85 0,3 2,6 0,7276 1,4057 — —
5 85—90 0,4 3,0 0,7261 1,4050 — — — 41 1
6 90—95 0,8 3,8 0,7269 1,4057 — —
7 95—100 1,0 4,8 0,7344 1,4100 2
8 100—105 0,(8 5,6 0,7437 1,4160 — —
9 105—110 0,5 6,1 0,7452 1,4180 —
10 110—120 1,2 7,3 0,7401 1,4160 — —
11 120—130 1,8 9,1 0,7447 1,4180 — —
12 130—140 1,7 10,8 0,7603 1,4257
13 140—150 1,8 12,6 0,7616 1,4265 -
14 150—160 1,9 14,5 0,7678 1,4283 —. —
15 160—170 2,1 16,6 0,7751 1,4323 — — —
16 170—180 1,8 18,4 0,7800 1,4348 — — — .W.
17 180—190 1,7 20,1 0,7850 1,4375 — — i *
18 19 190—200 200—210 2,0 2,2 22,1 24,3 0,7907 0,8010 1,4405 1,4470 1,83 —
20 210—220 2,0 26,3 0,8001 1,4455 2,30 —38
21 220—230 2,0 28,3 0,8032 1,4475 — 2,57 —
22 230—240 2,0 30,3 0,8026 1,4475 2,86 — —31
23 240—250 1,9 32,2 0,8097 1,4512 — 3,21 — — —24
24 250—260 2,4 34,6 0,8097 1,4512 196 3,67 — —22
25 260—270 2,5 37,1 0,8143 1,4534 204 4,28 — —15
26 270—280 2,2 39,3 0,8180 1,4550 211 4,90 2,65 — —9
27 280—290 2,4 41,7 0,8187 1,4560 217 5,80 3,00 1,30 —5 •я!
28 290—300 2,4 44,1 0,8177 1,4558 228 6,99 3,30 1,46 —3
29 300—310 2,4 46,5 0,8187 1,4565 241 8,52 3,75 1,67 3
30 310—320 2,2 48,7 0,8235 1,4589 252 9,76 4,14 1,86 6
31 320—330 2,5 51,2 0,8296 1,4619 258 11,69 4,91 2,00 10
32 330—340 2,3 53,5 0,8362 1,4652 262 13,18 5,53 2,19 17
33 340—350 2,7 56,2 0,8392 1,4672 278 6,12 2,31 18
34 350—360 2,4 58,6 0,8477 1,4725 288 6,72 2,55 21
35 360—370 2,3 60,9 0,8508 1,4743 302 7,76 2,80 24
36 370—380 2,2 63,1 0,8544 1,4753 315 9,00 3,04 27
37 380—390 2,0 65,1 0,8559 1,4776 327 10,28 3,51 30
38 390—400 2,5 67,6 0,8614 1,4800 341 12,30 4,Н 35
39 400—410 2,1 69,7 0,8667 1,4830 350 17,70 4,66 37 -»
40 410—420 1,6 71,3 0,8742 1,4845 359 — 25,00 5,50 39
41 420—430 2,1 73,4 0,8789 1,4877 - 6,27 41
42 430—440 2,0 75,4 0,8826 1,4890 6,81 43
43 440—450 1,1 76,5 0,8856 1,4897 — 7,40 45
44 450—460 2,2 78,7 0,8861 1,4917 8,00 46
45 460—470 2,4 81,1 0,8892 1,4935 8,91 48
46 470—480 2,1 83,2 0,8914 1,4955 — 9,86 51
47 480—490 3,1 86,3 0,8945 1,4970 10,83 53
48 490—500 3,9 90,2 0,9027 1,5025 12,83 57
49 Остаток 9,8 100,0 — — — — — —
Примечание. Содержание парафина во фракции № 34—26%; во фракциях № 37 и № 38—
30,3%; во фракции № 40—21,2%; температура плавления его соответственно 41, 50 и 59 'С.
150
Xs фракции Температура выкипания фракции при 760 мм рт. ст., °C Выход (на нефть), % pf и20 "D м ^20. сСт V50. сСт v100> сСт Температура засты- вания, °C Содержание серы, %
отдельных фракций суммарный
1 н. к.—62 0,6 0,6 0,6879 1,3885 0,01
2 62—70 0,4 1,0 0,7175 1,4020 — — — — — —
3 70—80 0,4 1,4 0,7314 1,4080 — — — — —
4 80—90 0,6 2,0 0,7306 1,4085 — — — — — —
5 90—100 1,1 3,1 0,7402 1,4125 — — — — — —
6 100—110 0,8 3,9 0,7480 1,4172 — — — — — —
7 110—120 0,9 4,8 0,7445 1,4170 — — — — — 0,02
8 120—130 0,9 5,7 0,7640 1,4213 — — — — — —
9 130—140 0,9 6,6 0,7623 1,4260 — — — — — —
10 140—150 1,1 7,7 0,7679 1,4280 — — — — — —
11 150—160 1,2 8,9 0,7746 1,4310 — —— — — — —
12 160—170 1,2 10,1 0,7813 1,4350 — — — — — —•
13 170—180 1,1 11,2 0,7868 1,4382 — — — — — 0,03
14 180—190 1,2 12,4 0,7931 1,4410 — — — — — —
15 190—200 1,3 13,7 0,7983 1,4441 — — — — — —
16 200—210 1,4 15,1 0,8091 1,4519 — 1,92 — — — 0,04
17 210—220 1,2 16,3 0,8139 1,4530 — 2,36 — — — —
18 220—230 1,3 17,6 0,8154 1,4540 — 2,70 — — — 0,05
19 230—240 1,3 18,9 0,8169 1,4550 — 2,98 — — — Л
20 240—250 1,4 20,3 0,8210 1,4575 — 3,39 — — — —
21 250—260 2,1 22,4 0,8217 1,4580 189 3,83 — — — 0,06
22 260—270 1,7 24,1 0,8242 1,4595 197 4,43 — — —16 —
23 270—280 1,6 25,7 0,8274 1,4610 207 5,08 — —. —11 0,07
24 280—290 1,7 27,4 0,8253 1,4600 218 5,93 2,95 — —7 —
25 290—300 1,6 29,0 0,8239 1,4593 232 6,92 3,28 — —2 0,08
26 300—310 2,0 31,0 0,8229 1,4591 243 8,35 3,74 — 0 0,09
27 310—320 2,2 33,2 0,8317 1,4635 254 9,75 4,26 — 6 0,10
28 320—330 2,1 35,3 0,8362 1,4661 260 11,7 4,99 — 10 0,11
29 330—340 2,0 37,3 0,84'38 1,4687 271 13,0 5,43 2,08 13 0,12
30 340—350 1,6 38,9 0,8502 1,4733 284 — 6,04 2,28 17 0,13
31 350—360 1,0 39,9 0,8500 1,4734 295 —- 6,52 2,40 21 —
32 360—370 3,0 42,9 0,8532 1,4752 312 — 7,23 2,63 24 —
33 370—380 1,9 44,8 0,8570 1,4767 320 — 8,57 3,01 26 —
34 380—390 1,8 46,6 0,8570 1,4783 332 — 9,42 3,17 30 —
35 390—400 3,5 50,1 0,8635 1,4800 352 — 11,60 3,60 32 —
36 400—410 2,6 52,7 0,8702 1,4835 369 — 15,20 4,33 35 —
37 410—420 2,4 55,1 0,8769 1,4867 381 — 19,00 5,04 38 —
38 420—430 2,3 57,4 0,8825 1,4896 394 — — 5,96 41,5 —
39 430—440 2,2 59,6 0,8869 1,4921 407 — — 6,52 43,5 —
40 440—450 2,3 61,9 0,8901 1,4945 421 — — 7,25 46 —
41 450—460 2,2 64,1 0,8932 1,4958 433 — — 8,Ю 47,5 —
42 460—470 2,1 66,2 0,8934 1,4965 449 — — 8,34 49 —
43 470—480 2,3 68,5 0,8942 1,4977 460 — — 10,10 52,5 —
44 480—490 2,2 70,7 0,8984 1,5001 — — — 11,10 53 —
45 490—500 2,3 73,0 0,9049 1,5033 — — — 12,60 54 —
46 Остаток 27,0 100,0 — — — — — — — —
151
88. Разгонка (ИТК) шараплийской нефти в аппарате АРН-2 и характеристика
полученных фракций
№ фракции Температура выкипания фракции при 760 мм рт. ст., °C Выход (на нефть), % рГ „20 nD м V20* сСт V50- сСт v100’ сСт Температура засты- вания, °C Содержание серы, %
отдельных фракций I : 1 суммарный
1 н. к.—60 2,3 2,3 0,6343 1,3648 Следы
2 60—70 1,5 3,8 0,6773 1,3833 — —— — 0,01
3 70—80 0,5 4,3 0,6974 1,3922 ——
4 80—90 0,6 4,9 0,7081 1,3985 — 0,01
5 90—100 1,0 5,9 0,7185 1,4035 —
6 100—110 1,0 6,9 0,7273 1,4086 — — 0,01
7 110—120 1,0 7,9 0,7301 1,4110 S. 0,01
8 120—130 1,9 9,8 0,7364 1,4140 —- — 0,02
9 130—140 1,6 11,4 0,7519 1,4230 — — — 0,02
10 140—150 1,2 12,6 0,7557 1,4250 — — 0,02
11 150—160 1,8 14,4 0,7597 1,4269 — — —72 0,02
12 160—170 1,7 16,1 0,7681 1,4315 — — — —60 0,02
13 170—180 1,8 17,9 0,7724 1,4333 — — —56 0,02
14 180—190 1,8 19,7 0,7756 1,4350 — —44 0,03
15 190—200 2,0 21,7 0,7794 1,4372 1,75 —40 0,03
16 200—210 1,7 23,4 0,7859 1,4402 — 2,05 — -34 0,03
17 210—220 2,5 25,9 0,7971 1,4463 — 2,37 — —30 0,03
18 220—230 0,9 26,8 0,7951 1,4455 2,48 — —28 0,03.
19 230—240 2,4 29,2 0,8098 1,4540 — 2,78 1,87 —26 0,03
20 240—250 2,3 31,5 0,8093 1,4539 195 3,22 1,92 — — 17 0,03
21 250—260 1,3 32,8 0,8101 1,4549 — 3,58 2,12 — — 12 0,04
22 260—270 1,3 34,1 0,8135 1,4562 205 3,99 2,27 —9 0,04
23 270—280 3,1 37,2 0,8148 1,4571 — 4,55 2,48 —8 0,04
24 280—290 2,1 39,3 0,8194 1,4592 225 5,74 2,84 — —5 0,04
25 290-300 2,0 41,3 0,8226 1,4610 — 6,84 3,26 — —1 0,04
26 300—310 1,6 42,9 0,8286 1,4638 246 7,88 3,74 2 0,10
27 310—320 2,3 45,2 0,8360 1,4685 — 9,32 4,37 1,81 8 0,15
28 320—330 1,2 46,4 0,8439 1,4730 256 10,48 4,62 1,95 10 0,22
29 330—340 2,1 48,5 0,8475 1,4759 13,38 5,42 2,22 14 0,30
30 340—350 2,6 51,1 0,8558 1,4797 278 16,3 6,33 2,40 19 0,40
31 350—360 1,0 52,1 0,8565 1,4799 7,32 2,80 23
32 360—370 2,7 54,8 0,8569 1,4782 304 8,32 2,92 26
33 370—380 1,9 56,7 0,8603 1,4807 — — 9,34 3,41 30
34 380—390 1,8 58,5 0,8616 1,4817 328 11,15 3,67 33
35 390—400 1,5 60,0 0,8643 1,4836 — — 12,25 4,21 36
36 400—410 3,8 63,8 0,8715 1,4865 362 — 16,10 4,81 37
37 410—420 1,8 65,6 0,8787 1,4907 — 21,10 5,62 38
38 420—430 1,7 67,3 0,8825 1,4937 405 — 25,10 6,30 39
39 430—440 2,3 69,6 0,8876 1,4955 413 — 30,30 7,20 ’ 40
40 440—450 2,9 72,5 0,8920 1,4988 — 37,60 8,67 42
41 450—470 3,8 76,3 0,8955 1,4992 441 — 47,50 11,06 45
42 Остаток 23,7 100,0 45 0,63
152
89. Характеристика дистиллятов и остатков, полученных при однократном
испарении котуртепинской нефти центрального и западного участков
Темпе- ратура одно- кратно - го испа- рения, °C Продукт Выход (на нефть), % рГ м Фракционный состав, СС V50. сСт v100> сСт Темпе- ратура засты - вания, °C
н. к. 10% 50% 90% к. к.
225 Дистиллят 17 0,7795 135 78 98 160 260 280 —
Остаток 83 — — — — — — — 19,83 5,25 1
250 Дистиллят 25 0,7927 152 80 100 185 270 290 — — —
Остаток 75 — — — — — — -1- 26,21 6,18 6
300 Дистиллят 41 0,8107 170 98 122 215 330 300 -— — —
Остаток 59 — — — — — — —— 60,82 10,24 12
325 Дистиллят 53 0,8182 190 100 124 240 350 350 — — —
Остаток 47 — — — — —— — — 138,86 17,95 17
90. Характеристика остатков разной глубины отбора котуртепинской нефти
центрального и западного участков
Выход (на нефть) остатка, % р^° ВУ50 ВУво ВУщо Температура, °C Коксуе- мость, % Содержа- ние серы, %
засты- вания ВСПЫШКИ в открытом тигле
24,50 0,9620 36,00 37 326 12,90 0,61
30,50 0,9510 — — 25,50 35 305 10,60 0,58
33,08 0,9478 — 1— 20,00 34 298 — —
37,36 0,9426 298,80 34,52 13,81 32 284 8,72 0,55
40,75 0,9386 — 25,60 9,52 31 274 — —
43,92 0,9360 — 17,55 6,70 30 264 — —
47,20 0,9330 ,— 11,35 4,90 28 254 — —
50,48 0,9295 — 7,10 3,84 27 244 — —
53,78 0,9270 — 5,36 3,20 26 235 — —
56,99 0,9210 27,62 4,10 2,70 24 224 6,88 0,42
60,16 0,9208 23,60 3,55 2,42 23 215 — —
63,44 0,9180 19,20 3,10 2,34 22 205 — —
66,65 0,9150 15,30 2,74 2,10 20 194 — —-
69,93 0,9120 11,70 2,51 1,92 19 183 — —
73,14 0,9090 9,51 2,30 1,80 18 174 4,40 0,34
76,21 0,9056 6,00 2,13 1,70 17 160 — —
79,34 0,9025 4,75 2,00 1,60 16 148 — —
82,62 0,8980 3,78 1,81 1,50 14 130 — —
86,01 0,8942 а, 18 1,70 1,42 13 114 — —
89,18 0,8901 2,70 1,57 1,33 11 ; 97 3,63 0,30
92,31 0,8850 2,30 — — 8 79 -— —
94,02 0,8810 2,11 — — 6 70 -—
96,94 0,8720 1,88 — — 2 53 — —
99,74 0,8600 1,75 — — —3 18 — —
100,00 0,8580 1,73 — — —4 16 2,76 0,27
153
91. Характеристика остатков разной глубины отбора котуртепинской нефти - w восточного участка Я 93. Характеристика остатков разной глубины отбора барсагельмесской нефти (скважина № 6)
Выход (на нефть) остатка, % Р4° ВУ50 ВУ75 ВУюо Температура, °C Коксуе- мость, % Содержа- V ние серы, Я % 1 Выход (на нефть) остатка, % Р420 ВУ75 ВУюо Температура, °C Коксуе- мость. %- ’ Содержа- ние серы, %
застыва- ния ВСПЫШКИ в открытом тигле застыва- ния вспышки в открытом тигле
17,1 22,4 28,7 30,8 35,4 39,7 42,1 44,5 46,6 50,8 53,3 57,1 62,2 66,8 70,9 74,7 78,5 82,5 100,0 92. Хара 0,9657 0,9574 0,9464 0,9425 0,9350 0,9277 0,9238 0,9208 0,9173 0,9119 0,9097 0,9053 0,9003 0,8956 0,8917 0,8877 0,8844 0,8797 0,8585 ктеристик 20,8 17,1 12,7 8,6 6,2 5,9 4,0 3,3 2,8 1,55 а остап 20,7 14,9 12,2 9,9 8,4 6,2 5,3 4,4 3,5 3,1 2,7 2,4 гков раз 20,2 11,7 10,4 7,5 5,4 5,1 4,5 4,1 3,6 3,1 2,4 2,0 ной глу 44 43 ' 43 43 43 42 40 39 38 37 36 35 32 31 29 28 26 20 бины отб 286 275 238 212 180 141 113 эра барса 12,5 9,2 6,5 4,4 3,6 3,0 2,7 2,1 гельмесско 0,51 J 0,40 1 - ’ 0,31 J 0,24 д 0,21 * 0,20 j 0,18 0,17 й несЬти а 30,3 35,2 39,4 45,4 48,9 51,8 53,4 56,7 58,6 62,4 66,1 70,8 74,1 77,4 81,2 84,2 100,0 94. Xapai 0,9719 0,9664 0,9609 0,9535 0,9486 0,9444 0,9423 0,9385 0,9354 0,9311 0,9260 0,9204 0,9155 0,9113 0,9058 0,9013 0,8788 стеристика 31,4 23,6 20,3 15,7 13,4 9,4 7,3 5,2 4,2 3,4 2,8 1,51 остатков 30,2 20,1 12,3 9,7 7,8 6,8 5,5 4,8 3,9 3,4 2,9 2,6 2,3 разной rj 39 35 33 30 29 27 25 24 22 20 17 14 12 10 6 —5 1убины от 308 290 256 226 192 150 100 бора банк 12,8 11,0 8,8 7,0 5,9 5,1 4,3 3,2 алийской* 0,50 0,45 0,38 0,33 0,31 0,29 0,27 0,26 нефти
(скважина № 2) <1 Выход (на нефть) остатка, % Р4° ВУю ВУ75 ВУюо Температура, °C Коксуе- мость, % Содержа- ние серы, %
Выход н а нефть) остатка, % р|° ВУ50 ВУ75 ВУюо Температура, °C Коксуе- мость, % Содержа- « ние серы, .Ц % "Ж л* застыва- ния вспышки в открытом тигле
застыва- ния вспышки в открытом тигле
24,0 29,2 33,9 38,5 42,8 1 45,1 49,8 55,1 60,8 65,4 70,8 74,4 78,4 81,9 84,3 100,0 0,9611 0,9542 0,9484 0,9422 0,9357 0,9317 0,9248 0,9176 0,9121 0,9102 0,9029 0,8992 0,8947 0,8912 0,8884 0,8693 18,1 10,8 7,3 5,5 4,8 4,2 3,7 3,3 1,75 25,7 16,6 11,6 10,1 7,7 5,9 5,4 5,1 4,3 23,1 15,2 10,4 7,0 4,8 4,1 3,3 2,9 2,8 2,6 45 44 41 39 38 36 32 19 332 308 244 204 160 102 75 13,4 9,5 С 6,7 5,3 4,1 3,3 2,9 2,2 0,41 0,38 0,29 0,24 0,22 0,20 0,19 0,18
24,6 29,7 33,8 37,9 42,3 46,2 49,5 52,0 56,8 62,7 68,2 70,7 74,0 79,3 84,0 100,0 0,9658 0,9597 0,9531 0,9462 0,9401 0,9350 0,9314 0,9283 0,9217 0,9136 0,9062 0,9035 0,8989 0,8921 0,8855 0,8632 30,9 26,3 18,5 Н,4 7,3 5,9 4,6 3,4 2,6 1,6 26,8 17,4 12,5 9,3 7,4 4,8 3,1 2,3 2,1 2,0 16,6 10,3 7,0 4,9 3,9 3,3 2,5 2,4 2,0 1,8 50 48 47 45 44 42 40 39 36 32 28 27 25 22 20 13 313 296 243 214 184 157 115 10,8 8,8 5,9 4,9 4,0 3,4 2,9 2,2 ? 0,48 ~ 0,41 i = А 0,31 ? — 1 - 1 0,26 -I 0,24 , 4 0,22 0,22 1 0,20
154
155
95. Характеристика остатков разной глубины отбора бурунской нефти
Выход (на нефть) остатка, % . Р4° ВУ75 ВУюо Температура застывания, °C Коксуемость, % Содержание серы, %
28,7 0,9490 17,82 46 3,8 0,41
30,1 0,9475 — 16,10 46 3,6 0,40
32,2 0,9450 — 13,15 45 3,5 0,38
35,0 0,9420 — 10,12 45 3,4 0,36
37,3 0,9385 12,35 8,10 44 3,2 —
39,5 0,9360 12,15 6,45 44 3,0 0,35
41,4 0,9336 12,05 5,54 44 3,0 0,32
44,0 0,9305 11,52 4,31 42 3,0 0,32
46,8 0,9275 11,10 3,78 41 2,9 0,31
49,1 0,9245 10,65 3,26 40 2,9 0,30
52,2 0,9198 10,00 3,14 39 2,9 0,30
55,5 0,9150 8,15 2,40 39 2,8 0,28
57,2 0,9128 6,65 2,05 38 2,6 0,28
59,4 0,9111 4,44 1,65 38- 2,3 , 0,25
61,2 0,9094 2,13 1,38 36 2,2 0,24
96. Характеристика остатков разной глубины отбора кумдагской нефти
западного участка
Выход (на нефть) остатка, % ВУ50 ВУ?5 ВУюо Температура, °C Коксуе- мость, % Содержа- ние серы, %
застыва- ния вспышки в открытом тигле
23,5 0,9228 13,8 5,3 52 270 5,0
26,6 0,9200 — 12,6 4,8 49 257 4,6 —
28,7 0,9181 — 11,6 4,4 46 253 4,3 0,26
32,4 0,9140 — 9,1 3,9 44 242 4,0 0,23
36,9 0,9088 — 6,7 3,1 42 — — —
43,8 0,9006 — 4,1 2,1 39 204 3,2 0,16
48,8 0,8942 8,8 3,1 1,8 38 —. —
51,3 0,8908 6,7 2,7 1,7 37 — 1 —
55,9 0,8846 4,3 2,2 1,6 36 \п 2,1 0,11
58,3 0,8817 3,6 2,0 — 35 —- — —
62,9 0,8756 2,8 1,9 — 34 160 1,7 0,10
67,8 0,8703 2,3 — — 32 — — —
70,7 0,8667 2,1 — — 30 — — —
73,7 0,8633 2,0 — —. 29 126 1,3 0,09
77,9 0,8583 1,8 — — 27 — — —
81,6 0,8547 1,7 — 25 — — —
85,5 0,8499 1,7 — — 23 78 1,0 0,09
100,0 0,8379 1,39 •— — 14 1,0 0,09
156
97. Характеристика остатков разной глубины отбора окаремской нефти
Выход (на нефть) остатка, % рГ ВУ75 ВУюо Температура, °C Коксуе- мость, % Содержа- ние серы, %
застыва- ния ВСПЫШКИ в открытом тигле
27,0 0,9506 14,8 54 293 10,0 0,34
30,1 0,9478 — 13,2 53 285 9,3
33,5 0,9452 — П,7 52 278 8,5 0,30
37,5 0,9410 — 10,2 51 270 7,9
40,6 0,9377 — 9,0 50 264 7,5 0,26
44,0 0,9351 • • —— 7,8 48,5 256 7,1
49,5 0,9303 — 6,2 47 245 6,6 0,22
53,1 0,9274 9,7 5,4 45 237 6,3
56,1 0,9245 8,6 4,7 43,5 230 6,0 0,20
60,1 0,9216 7,5 3,9 41 218 5,7
62,5 0,9172 6,6 3,6 40 210 5,5 0,19
64,5 0,9148 6,0 3,2 38 200 5,3
67,1 0,9118 5,3 2,8 36 191 5,1 0,19
69,5 0,9078 4,6 2,6 34 179 4,9
71,0 0,9060 4,3 2,5 33 162 -4,7 0,18
72,5 0,9033 3,8 2,3 32 157 4,6
II. НЕФТИ КАЗАХСКОЙ ССР
Рис. 2. Схема размещения нефтяных месторождений Казахстана.
В Казахской ССР нефтяные и газовые месторождения расположены в Гурь-
евской и Актюбинской областях. Эта территория занимает юго-восточную часть
Русской и Северную часть эпигерцинской платформы.
Юго-восточная часть Русской платформы, получившая название Прикаспий-
ской впадины, в пределах Казахской ССР представляет собой огромную чашу,
выполненную палеозойскими и мезокайнозойскими отложениями с докембрийским
основанием.
Характерным отличием Прикаспийской впадины является наличие в разрезе
соленосной толщи, мощность которой меняется в широких пределах (от нуля
на бортах до 7—8 км в центральной части впадины). Нефтяные залежи приуро-
чены к подсолевым отложениям мезозойской группы и к верхнему отделу перм-
ской системы. В последнее время открыты залежи нефти в сакмароартинских от-
ложениях нижнего отдела пермской системы непосредственно под соленосной
толщей (Кумсай, Кенкияк).
Нефтяные месторождения, в которых залежи нефти приурочены к надсоле-
вым отложениям, расположены в трех условно разделенных нефтеносных рай-
онах впадины: в Южно-Эмбенском, Северо-Эмбенском и в районе междуречья
Урал—Волга. Залежи нефти в этих районах приурочены к нижнемеловым, юр-
ским, триасовым и верхнепермским отложениям.
В Южно-Эмбенском районе исследованы нефти различных горизонтов сем-
надцати месторождений: Танатар, Доссор, Макат, Сагиз, Юж. Кошкар, Нармун-
данак, Пекине, Байчунас, Корсак, Кулсары, Косчагыл, Мунайли, Тереньузюк,
Каратон, Тажигали, Караарна и Прорва.
В северо-Эмбенском районе исследованы нефти пяти месторождений: Шу-
баркудук, Джаксымай, Кенкияк, Акжар и Каратюбе.
Нефтяные месторождения междуречья открыты лишь в шестидесятые годы,
и по этому району исследованы нефти лишь двух месторождений: Мартыши и
Камышитовое.
К югу от Прикаспийской впадины, за хребтом Каратау, расположен Южно-
Мангышлакский нефтегазоносный район. Границами его являются: на севере —
хребет Каратау, на юге залив — Кара-Богаз-Гол, на востоке (условно)—урочище
Караперых и на западе он погружается в Северо-Каспийскую впадину. В раз-
резе п-ва Мангышлак принимают участие породы палеозойского и мезокайнозой-
ского возрастов. Залеж» нефти в Южно-Мангышлакском прогибе приурочены в
основном к юрским и нижнемеловым отложениям.
Исследовались нефти восьми месторождений: Дунга, Жетыбай, Тасбулат,
Восточный Жетыбай, Карамандыбас, Узень, Тенги и Курганбай.
А. НЕФТИ ПРИКАСПИЙСКОЙ ВПАДИНЫ
Основная масса нефтяных месторождений Прикаспийской впадины распо-
ложена в Южно-Эмбенском нефтегазоносном районе, где находятся такие ста-
рые известные месторождения, как Доссор, Макат, Косчагыл, Байчунас и др.
В настоящем справочнике приведена также подробная характеристика неф-
тей, открытых за последние годы: танатарской, корсакской, тереньузюкской,
тажигалинской, караарнинской и прорвинской, имеющих большее промышленное
значение, чем старые месторождения.
В отличие от малосернистых нефтей старых месторождений, в которых со-
держание серы не превышает 0,5%, нефти новых месторождений являются сер-
нистыми (0,50—1,44%) и даже высокосернистыми (2,61-—3,00%).
По содержанию асфальто-смолистых веществ нефти сильно различаются
между собой. Так, содержание силикагелевых смол изменяется от 0,81 до
18,30%; в одних нефтях наблюдается отсутствие асфальтенов, в других их со-
держание доходит до 4,60%; коксуемость лежит в пределах от 0,06 до 7,64%.
По содержанию парафина нефти делятся на малопарафинистые с очень низким
содержанием парафина (доссорская, макатская, сагизская, танатарская и др.)
и парафинистые, к которым относится большинство нефтей.
Нефти различаются также по выходу светлых фракций. В одних нефтях
практически отсутствуют бензиновые фракции (0,5—2,5%), в других — светлые
фракции составляют от 2,5 до 26—27%, а в некоторых выход их очень высок и
достигает даже 46,3%.
Нефти новых месторождений отличаются низким содержанием светлых
фракций (до 200°C—1,2—6,0% и до 350°С —22,6—46,3%). И только прорвин-
ская нефть содержит значительное количество фракций, выкипающих до 200 °C
(26,0—26,8%) и до 350 °C (61—62%).
Бензиновые фракции рассматриваемых нефтей отличаются высокими окта-
новыми числами: (для фракции 28—200°C — 56—69,3 пунктов в чистом виде),
что связано с высоким содержанием в них нафтеновых и ароматических углево-
дородов. Особенно большое количество нафтеновых углеводородов обнаружено
в бензиновых фракциях тажигалинской (61—76%) и тереньузюкской (79—81%)
нефтей. Во фракциях прорвинской нефти содержится до 30—46% ароматических
углеводородов.
Бензиновые дистилляты большинства нефтей из-за высокого содержания в
них нафтеновых углеводородов являются хорошим сырьем для процессов ката-
литического риформинга.
Керосиновые дистилляты из ряда нефтей отличаются низкой высотой некоп-
тящего пламени (14—19 мм), что связано с высоким содержанием в них арома-
тических и нафтеновых углеводородов, и только некоторые дистилляты имеют
высоту некоптящего пламени, равную 20 мм. Содержание серы в дистиллятах
превышает 0,1%, за исключением дистиллятов, полученных из танатарской и
корсакской нефтей, в которых сера содержится в незначительных количествах.
Дизельные дистилляты различного фракционного состава из большинства
исследованных нефтей обладают низкими цетановыми числами (33—41), и толь-
ко из тажигалинской и прорвинской нефтей получаются дизельные фракции с
цетановым числом 45—55.
160
По температуре застывания дизельные фракции, выделенные из танатарской,
корсакской, тереньузюкских двух горизонтов и караарнинской нефтей, отвечают
требованиям ГОСТа на арктические и зимние марки дизельных топлив.
В дистиллятах содержание серы лежит в пределах от 0,25 до 0,96%, за ис-
ключением дистиллятов, полученных из танатарской ш корсакской нефтей (се-
ры 0—0,09%).
Топочные мазуты марок 40, 100 и 200 могут быть получены из всех иссле-
дованных нефтей, кроме корсакской. Из танатарской нефти получают флотские
мазуты марок Ф-5 и Ф-12. В мазутах содержится большое количество серы —
от 1,18 до 3,90%. Исключением являются мазуты из танатарской нефти, в ко-
торых содержится серы менее 0,5%.
Танатарская и корсакская нефти, а также тереньузюкская нефть неокомского
горизонта отличаются высоким потенциальным содержанием базовых масел —
30—42% (считая на нефть). Масла из танатарской нефти имеют высокие индек-
сы вязкости (89—95). Масла из корсакской и тереньузюкской нефтей обладают
низкими индексами вязкости (79—80). Суммарное потенциальное содержание
дистиллятных и остаточных масел в прорвинской нефти намного ниже, чем в
указанных выше нефтях (15,9%, считая на нефть), и индекс вязкости масел ле-
жит в пределах от 80 до 86.
Нефти новых месторождений Северо-Эмбенского нефтегазоносного района,
таких, как Кенкиякское, Акжарское, Каратюбинское, Кумсайское, являются в ос-
новном малосернистыми. В кенкиякских нефтях юрского горизонта из скважин
№ 11, 12 и 15 серы содержится 0,63—1,27%, в кумсайской нефти — 0,94%. Со-
держание серы в остальных нефтях колеблется от 0,18 до 0,51%.
Относительная плотность нефтей изменяется в широких пределах от 0,8126
до 0,9376.
Все нефти этого района являются, за небольшим исключением, смолистыми
и высокосмолистыми. Содержание силикагелевых смол изменяется в широких
пределах — от 4,68 до 21,19%, асфальтенов — от 0,10 до 4,24%; коксуемость — от
0,95 до 5,80%.
Среди кенкиякских нефтей имеются нефти с низким содержанием асфальто-
смолистых веществ. Это нефти, отобранные из горизонтов Ра и сакмароартинско-
го (силикагелевых смол — 4,68—10,50%, асфальтенов следы — 0,-16%; коксуе-
мость— 1,07—1,48%). Самым высоким содержанием асфальто-смолистых веществ
отличается кенкиякская нефть нижнетриасового горизонта (смол силикагелевых
21,19%, асфальтенов — 4,24%, коксуемость — 5,78%).
Нефти характеризуются относительно невысоким содержанием парафина. Са-
мым низким содержанием парафина отличаются акжарские нефти (парафина
0,44 и 0,60% с температурой плавления 49 и 56°C соответственно).
Среди каратюбинских нефтей низкое содержание парафина наблюдается у
нефтей среднеюрского горизонта, в которых содержание парафина составляет
0,67—1,06% с температурой плавления 56—58 °C; в нефтях других горизонтов
содержание парафина выше и составляет 1,57—2,74% с температурой плавления
50—52 °C.
Все кенкиякские нефти являются парафинистыми нефтями.
По выходу светлых дистиллятов нефти различаются между собой. Так, одни
нефти (акжарские, большинство каратюбинских и кенкиякская нефть юрского
горизонта) содержат очень мало фракций до 200°C (от 1,0 до 7,0%) и до
350 °C (от 8 до 35,3%). Самым высоким выходом фракций, выкипающих до
200°С (31,2—33,1%) и до 350°С (61,5—62,0%), отличаются кенкиякские нефти
нижнего и сакмароартинского горизонтов. В остальных нефтях выход бензиновых
фракций лежит в пределах от 8,9 до 20,0%.
Бензиновые дистилляты характеризуются относительно высокими октановыми
числами. Так, октановые числа фракций, выкипающих до 200 °C, без ТЭС состав-
ляют от 60,0—72,9 пункта, с 0,6 г ТЭС октановое число повышается на 9—17,5
пунктов. Содержание серы в дистиллятах низкое и не превышает 0,04%.
Высокие октановые числа бензинов объясняются углеводородным составом.
В бензиновых дистиллятах в основном преобладают парафиновые углеводороды.
Во фракциях до 200°C парафиновых углеводородов 28—56%, в отдельных
фракциях их содержание доходит до 50—60% и даже до 70—90% во фракциях,
11 — 130
161
полученных из акжарских и каратюбинских нефтей среднеюрского и нижнеюр-
ского горизонтов (скважины № 4 и 7). Среди парафиновых углеводородов пре-
обладают углеводороды изостроения: во фракциях 28—200 °C— 35—45%;
содержание парафиновых углеводородов нормального строения намного ни-
же: 7—24%. ж
Содержание ароматических углеводородов невысокое и лежит в пределах от
5 до 15% для фракции 28—200 °C.
Наличие в бензиновых дистиллятах большого количества нафтеновых и па-
рафиновых углеводородов изостроения, а также низкое содержание серы
(0—0,085%) характеризует бензиновые фракции северо-эмбенских нефтей как бла-
гоприятное сырье для процессов каталитического риформинга.
Легкие керосиновые дистилляты имеют низкую температуру начала кристал-
лизации (—60°C), низкое содержание серы (0—0,06%), меркаптановая сера в
них отсутствует. За исключением фракций акжарских нефтей, фракции осталь-
ных нефтей имеют высоту некоптящего пламени 23—25 мм и низшую теплоту-
сгорания 10 260—10 348 ккал/кг.
Керосиновые дистилляты, выделенные из кенкиякских нефтей (кроме фрак-
ций, выделенных из юрского горизонта) и из каратюбинской нефти нижнетри-
асового горизонта, по высоте некоптящего пламени и содержанию серы отве-
чают требованиям ГОСТа на осветительный керосин. Аналогичные фракции,
полученные из остальных нефтей, имеют высоту некоптящего пламени ниже
20 мм.
Дизельные дистилляты, полученные из некоторых нефтей Северо-Эмбенского
района (кенкиякских юрского и нижнетриасового горизонтов, акжарской аптско-
го горизонта и каратюбинских среднеюрского и нижнеюрского горизонтов), об-
ладают низкими температурами застывания (от —60 до —45 °C), вследствие чего
из этих нефтей могут быть получены арктические или зимние дизельные топлива
или их компоненты с цетановыми числами порядка 38—50. Из остальных нефтей
получаются летние дизельные топлива с высокими цетановыми числами (50—60)
и запасом по температуре застывания.
Ресурсы арктического и зимнего топлива могут быть увеличены путем при-
менения карбамидной депарафинизации, т. к. содержание парафиновых углево-
дородов нормального строения в дизельных дистиллятах незначительное. Так, из
фракции 240—350 °C карбамидной депарафинизацией может быть получено
1,5—3,4% жидких парафинов; во фракциях из юрских каратюбинских нефтей еще
меньше (0,3—0,6%, считая на нефть). Температура застывания депарафиниро-
ванных дистиллятов снижается до —584-—60 °C.
Содержание серы в дизельных дистиллятах низкое и не превышает 0,2% за
исключением дистиллятов, полученных из кенкиякских нефтей пермотриасового
горизонта и нижнего горизонта (0,28—0,37%).
Из большинства нефтей данного района могут быть получены топочные ма-
зуты марок 40, 100 и 200 с низким содержанием серы (0,22—0,90%) и большим
запасом по температуре застывания. Из многих нефтей получаются флотские
мазуты марок Ф-5 и Ф-12.
Суммарное потенциальное содержание базовых дистиллятных и остаточных
масел в северо-эмбенских нефтях очень высокое: 31,5—53,7 вес. %, считая на нефть,
кроме кенкиякской нефти нижнего горизонта (23,0%). Масла отличаются относи-
тельно невысокими индексами вязкости, лежащими в пределах 85—93, а в мас-
лах из некоторых нефтей — ниже 85.
Месторождения Мартыши и Камышитовое находятся в зоне Прикаспийской
впадины.
Промышленные залежи нефти и газа приурочены к юрским и нижнемеловым
отложениям (аптский и неокомский горизонты). Мартышинская нефть тяжелая
(плотность р4°—0,888), малосернистая (серы 0,37%), малопарафинистая (па-
рафина 0,8—2,6%), смолистая (смол силикагелевых до 7,76%, асфальтенов до
1,23%) и имеет высокое кислотное число (0,83 мг КОН на 1 г нефти).
В нефти содержится мало бензиновых фракций до 200 °C — 4,2—5,0%; об-
щий выход светлых фракций до 350 °C составляет 34,5—36,5%. В отличие от
этого камышитовая нефть легкая (относительная плотность ее 0,823—0,849), ма-
лосернистая (серы 0,07—0,10%), малосмолистая (суммарно асфальто-смолистых
162
веществ 1,1—2,98%), с содержанием парафина 3,1—5,3% и значительным содер-
жанием фракций до 200 и 350 °C (соответственно 15,5—23,6 и 49,8—57,9%).
Бензиновые фракции мартышинской и камышитовой нефтей, выкипающих в
пределах н. к. — 200°C, содержат мало ароматических (2—16%) и парафиновых
углеводородов нормального строения (2—8%). Вследствие высокого содержания
изопарафиновых и нафтеновых углеводородов октановые числа указанных фрак-
ций высокие — в чистом виде 64—70. Бензиновые фракции из этих нефтей, вы-
кипающие от 60 до 200 °C, содержат от 42 до 90% нафтеновых углеводородов
и мало серы и являются хорошим сырьем для каталитического риформинга.
Из мартышинской нефти возможно получение тракторного керосина с окта-
новым числом 40—57, а также получение дизельного арктического и зимнего
топлива с цетановым числом 40—46.
Вследствие низких октановых чисел топливных фракций камышитовой нефти
возможно получение только осветительного керосина, обладающего хорошими
фотометрическими свойствами. Из этой нефти вырабатывают дизельные топлива
марок арктическое, зимнее и специальное. Содержание серы в осветительном ке-
росине и дизельных топливах низкое (0,013—0,034%). Из обеих нефтей можно
получать флотские мазуты марок Ф-5 и Ф-12, а также топочные мазуты марок
40, 100 и 200.
Масляные 50-градусные фракции мартышинской нефти; выкипающие в пре-
делах 350—500 °C, более ароматизированы и содержат до 26% ароматических
углеводородов, в то время как в аналогичных фракциях камышитовой нефти
их содержится 13—15%.
Суммарный выход базовых дистиллятных и остаточных масел из мартыщин-
ской нефти с индексом вязкости 78—88 составляет 37,5% и из камышитовой
нефти — 30,6% с индексом вязкости 87—116.
11
98. Физико-химическая характеристика нефтей Южно-Эмбенского района
Нефть Горизонт, пласт Глубина перфорации, м № скважины ₽4° м ^20» сСт VB0. сСт Темпера- тура застывания (с обра- боткой), °C
Танатарская Юрский горизонт 116-65 18, 20, 22 0,8880 384 49,12 14,30 <—47
Доссорская Юрский горизонт, I пласт — — 0,8570 — — 5,80 <-50
Доссорская Юрский горизонт, II пласт — — 0,8890 — — 12,60 <—50
Доссорская Юрский горизонт, III пласт — — 0,8540 — — 6,20 <—50
Доссорская Юрский горизонт, IV пласт — — 0,8620 — — 5,80 <—50
Доссорская I сорта Юрский горизонт — — 0,8601 — 15,60 6,80 <—50
Макатская (смесь) То же — — 0,8950— 0,9100 — — 25,40—34,00 <—40
Макатская V пермотриасовый гори- зонт — — 0,8692 — 31,00 10,40 <—20
Сагизская Нижнеаптский горизонт — — 0,8648 — 28,70 9,40 <—20
Сагизская Неокомский горизонт — — 0,8974 — 235,7 44,90 <—20
Сагизская Юрский горизонт — 73 0,8792 — 83,90 20,40 <—20
Сагизская То же — 163 0,8391 — 10,90 3,70 <—20
Сагизская Пермотриасовый гори- зонт — — 0,8970 — 194,0 44,00 <—27
Южно-кашкарская Среднеюрский горизонт — — 0,8730 — 98,90 21,90 —43
Южно-кашкарская II юрский горизонт — — 0,8823 — 52,70 15,11 —47
Нармунданакская (комсомольская). Нижнеаптский горизонт — Смесь 0,8945 — 185,00 36,71 —40
Искиненская Юрский горизонт — — 0,7830 — 3,90 — —34
Искиненская Пермотриасовый гори- зонт — 161 0,8020 — 7,15 3,53 <—65
Искиненская То же 118 0,8435 15,80 6,50 —38
Байчунасская Аптский горизонт — — 0,8817 — 76,00 22,00 <—40
Байчунасская (смолистая) Неокомский горизонт — — 0,9374 — — 205,00 —36
Байчунасская
Байчунасская (смесь)
Корсакская
Кулсаринская
Кулсаринская
Кулсаринская
Кулсаринская
Косчагылская
Косчагылская
(смолистая)
Косчагылская
Косчагылская
Косчагылская
Мунайлинская
Мунайлинская
Тереньузюкская
Тереньузюкская
Каратонская
Каратонская
Каратонская
Каратонская
Тажигалинская
Тажигалинская-
' Караарнинская
(западное крыло)
Караарнинская
Караарнинская
Караарнинская'
Прорвинская
_ Прорвинская
Юрский горизонт 52 0,8750 144,00 30,00
0,8800 66,10 13,60 <—40
То же Апт-неокомский горизонт 669—662 6 0,9227 0,8772 0,8737 375 994,7 96,04 10,40 —32
Аптский горизонт 10,40
Неокомский Шб гори- —
зонт 0,8150 3,20 2,00 —16
Юрский горизонт Пермотриасовый гори- — — 0,7827 — 2,25 1,55 —31 <—20
зонт 0,8857 — 47,00
Неокомский горизонт То же — — 0,9241 — — 65,40 <—35
Юрский горизонт . 0,8590 — 6,00 <—30
0,8450 11,20 3,90 <—30
Юрский горизонт, II и III
пласты 0,8630 21,00 7,30 —45
Пермотриасовый гори-
зонт 0,9188 78,18 4
Неокомский горизонт 0,8602 0,9392 22,39 7,94 —24
Юрский горизонт Альб-сеноманский гори- — — 426 275,70 44,33 —30
зонт - 0,9354 362 230,5 38,90 —34
Неокомский горизонт 43 0,8756 278 30,15 7,45 16
То же 69 0,8860 34,69 7,89 —
» 57 0,8920 35,50 10,45 —
» 0,8393 9,96 2,80 —6
Юрский горизонт 400 19 0,8622 0,8518 283 26,15 4,50 —8
Неокомский горизонт 1200 260 18,27 3,80 —8
Юрский горизонт . Сеноманский горизонт 514—511 505—502 24—26 0,9634 366 31,47 (Ъо) — 14
Альбский горизонт 379—973 1—16 0,9608 — — 24,18 (*7о) —18
Аптский горизонт 1070—1058 30—25 (смесь) 0,9604 — — 24,07 —24 —22
Апт-неокомский горизонт 1070 Смесь из 9 скважин 0,9624 360 — 27,52 (v7o)
Юрский горизонт То же 2265—2262 2300—2200 1 Смесь 0,8660 0,8703 227 282 7,86 8,58 3,49 • 3,72 —22 —36
Нефть Горизонт, пласт Парафин Содержание, % Коксуемость, % : Кислотное £ число, МГ г КОН на 1 г £ нефти IWJJl. JO Выход фрак- ций, вес. %
содержа- ние, % 1 темпера - тура плав- ления, °C серы азота и s § § 5 sb Е СМОЛ силика- гелевых асфальте- нов
ДО 200 °C до 300 °C
Танатарская Доссорская Юрский горизонт Юрский горизонт, I пласт 0,50 50 0,20 0,02 7 3,20 Следы 0 0,90 1,38 6,0 8,0 30,0 46
Доссорская Юрский горизонт, 0,40 — — 5 0 23
Доссорская II пласт
Юрский горизонт, 0,56 — 0,088 0 0,39 11,0 52
Доссорская III пласт
Юрский горизонт, 0,28 50 — —. 0 10,0 42
Доссорская I сорта Макатская (смесь) IV пласт
Юрский горизонт То же 0,61 0,64— 50 52 0,134 0,2— — 3 12—24 2,00 10,7— 0 Следы 0,53 0,8— 2,63 13,4 42,0 22
Макатская V пермотриасовый гори- 1,28 — 0,30 — 6 12,9 — 1,1 0,55 — 11,0 36
Сагизская Сагизская Сагизская (скважина № 73) Нижнеаптский горизонт Неокомский горизонт Юрский горизонт 0,88 0,88 1,60 — — — 4 24 13 — 0 0,40 2,02 1,08 1 1 1 5,5 2,5 35 25
Сагизская (скважина № 163) То же — — — 2 — — 0,25 — 9,5 49
Сагизская Пермотриасовый гори- 0,20 — 0,30 — 23 4,18 0 1,07 0,5 21,4
Южно-кашкарская Южно-кашкарская ЗОНТ
Среднеюрский горизонт 0,60 — 0,20 13 6,13 0 1,28 5 0 24,0 24,1 16,5
II юрский горизонт 0,24 —- 0,17 5 1,28 0 0,42 3,5
Нармунданакская (комсомольская) Нижнеаптский горизонт 0,84 50 0,15 — 20 2^28 —
Искиненская Искиненская (скважина № 161) Юрский горизонт Пермотриасовый гори- зонт 2,60 0,22 58 0,05 0,104 2 2 -г- 0 0,06 0,20 — 39,0 36,0 63 59,0
Искиненская (скважина № 118) То же 2,88 — 0,10 — 4 — 0 0,79 — 12,0 37,0
Байчунасская Аптский горизонт 1,86 50 0,16 11 5,55 Следы 1,93 — 0,9 22,0
Байчунасская Неокомский горизонт Следы — 0,22 — 48 13,22 » 3,40 — — 13,0
(смолистая)
Байчунасская Юрский горизонт 0,11 52 0,41 — 12 — — 1,66 —• 1,6 13,6
Байчунасская (смесь) То же 1,36 58 0,17 — 12 5,55 Следы 0,92 — 2,6 28,0
Корсакская Апт-неокомский горизонт 2,30 48 0,55 0,05 24 18,30 1,75 5,01 1 > 59 2,4 12,8
Кулсаринская Аптский горизонт — — — — 6 — — 0,64 — 2,0 36,0
Кулсаринская Неокомский Шб гори- — — — — 7 — — 0,56 4,6 35,5
Кулсаринская ЗОНТ Юрский горизонт 3,42 53 0,10 — 2 1,04 Следы 0,27 — 27,0 55,0
Кулсаринская Пермотриасовый гори- 5,50 .50 0,10 — ' 1 0,81 0 0,12 0,015 46,3 68,5
ЗОНТ
Косчагылская Неокомский горизонт 1,10 55 0,44 — 36 — — 3,20 — 1,5 24,0
Косчагылская То же 0,40 55 0,44 — 33 10,27 0,40 4,20 — 0,5 19,0
(смолистая)
Косчагылская Юрский горизонт 1,74 54 0,18 — 7,2 — — 1,03 — 1,7 —
Косчагылская Юрский горизонт, II и III 1,56 52 0,18 — 10,4 — 0,35 1,44 0,098 21,4 41,0
пласты
Косчагылская Пермотриасовый гори- 1,56 52 0,52 — 8 — 0 1,50 — 16,0 38,0
Мунайлинская Неокомский горизонт 3,97 51 0,25 — 52 15,09 2,24 5,74 0,19 — 8,1
Мунайлинская Юрский горизонт 1,83 62 0,21 — 36 7,20 1,41 2,92 — 21,4 37,0
Тереньузюкская Альб-сеноманский гори- 0,92 51 1,44 0,06 23 13,11 0,98 4,10 2,69 1,2 16,8
Тереньузюкская Неокомский горизонт 0,46 49 1,22 0,04 21 14,05 0,83 3,38 4,46 1,2 23,9
Каратонская То же 6,67 50 0,94 — 8,5 2,30 0,02 1,36 0,008 -1— 27,6
(скважина № 43)
Каратонская » 5,65 55 1,02 — 3 — 1,00 1,37 — 3,8 —
(скважина № 69)
Каратонская Неокомский горизонт 3,03 50 1,08 — 4 — 1,00 1,42 — 3,6 •—
(скважина № 57)
Каратонская Юрский горизонт 7,80 50 0,35 — 8 3,40 0,02 0,93 — 25,0 53,0
Тажигалинская Неокомский горизонт 5,88 54 1,00 0,03 14 4,77 0,03 1,48 0,02 11,0* 46,0*
Тажигалинская Юрский горизонт 5,98 54 0,95 0,03 10 4,28 0 1,33 0,05 16,8 43,0
Караарнинская Сеноманский горизонт 3,70 43 3,00 — 51 8,37 4,10 6,54 0,37 0,5 31,3
(западное крыло)
2 * По ГОСТ 2177—66.
Q
3
Выход фрак- ций, вес. % О ООО O’f О О 0° О) QO
i ДО 200 °C 00 00 о о о ~ со со СЧ СЧ
ихфэн J I вн НОЯ ЛИ ‘О1РЭИЬ ЭОНХОЕЭИ^ СО ТГ г- О СО СО С4 — о о о о о
% ‘чхэокэХэяо)! 00 сч ю О СЧ СО СП О) г- г- ь- сч сч
Содержание, % 1 нон -ЭХЧ1ГВфЭВ rf о О со СП г-оососн — тг СЧ TF —1 сч
хма -эь* элвищг -из irowo СО СП Ш Ю о СИ 00 О^ СП о — о со со"
хин •XOIfOHMOH -<1ээ irowo сч О О О со се Ю ю ю сч —< g 1
В1ОЕВ b- г-00 Г"- I |-®5>, £ ООО
нёээ СО Ю О Ю Q СО Г- Ь- СО сч сч сч" сч" —' о
| Парафин I Эо ‘ВИНЭ1Г -HBiru вдЛх •вйэииэх О 00 •* о е
% ‘ЭНН -Ewdatfoo X со со со СЧ СО оо 00 •— х Л - - - - - X — — —« СО со X о
[ЗОНТ Разг
x
к
x
я
о
ч
Е
>я
я
я
‘2
о
я
s
S
я
я
»Я
я
я
X
s
к
х
я
я
я
X
я
я
я
я
я
я
X
я
я
я
я
X
я
p
ё
100. Изменение кинематической вязкости (в сСт) нефтей в зависимости
от температуры
Нефть 5’20 V30 V40 450
Танатарская Корсакская 49,12 994,70 30,70 342,10 20,46 165,10 14,30 96,04
Тереньузюкская альб-сеноманского гори- 275,70 121,10 72,35 44,33
зонта Тереньузюкская неокомского горизонта 230,50 116,0 62,11 38,90
Тажигалинская юрского горизонта 18,27 7,55 5,83 3,80
Караарнинская апт-неокомского гори- — 27,52 18,22 10,02
зонта Прорвинская. (скважина № 1) 7,86 (Ъо) 5,57 ('8о) 4,30 ('Too) 3,49
Прорвинская (смесь) 8,58 5,85 4,60 3,72
101. Изменение условной вязкости нефтей в зависимости от температуры
Нефть ВУ20 ВУзо ву4о ВУ5о
Танатарская 6,69 4,28 2,99 2,29
Корсакская 134,4 46,23 22,30 13,00
Тереньузюкская альб-сеноманского гори- 37,60 16,32 9,79 6,07
зонта
Тереньузюкская неокомского горизонта 31,10- 15,65 8,41 5,36
Тажигалинская юрского горизонта 2,74 1,62 1,46 1,22
Караарнинская апт-неокомского гори- — 3,87 2,74 1,88
зонта (ВУ70) (ВУ80) (ВУюо)
Прорвинская (скважина № 1) 1,65 1,44 1,32 1,24
Прорвинская (смесь) 1,73 1,46 1,35 1,26
102. Изменение относительной плотности
нефтей в зависимости от температуры
Нефть Плотность р^
при 20 °C при 30 °C при 40 °C при 50 °C
Танатарская Корсакская Тереньузюкская альб-сеноманского гори- зонта Тереньузюкская неокомского горизонта Тажигалинская юрского горизонта Караарнинская апт-неокомского гори- зонта Прорвинская (скважина № 1) Прорвинская (смесь) 0,8880 0,9227 0,9392 0,9354 0,8518 0,9624 0,8660 0,8703 0,8814 0,9167 0,9219 0,9279 0,8448 0,9659 0,8592 0,8636 0,8748 0,9106 0,9160 0,9200 0,8379 0,9514 0,8523 0,8569 0,8682 0,9045 0,9100 0,9161 0,8309 0,9459 0,8455 0,8502
168
169
103. Состав золы нефтей (вес. %, считая на нефть)
Элементы Тажигалинская нефть юрского горизонта Караарнинская нефть апт- неокомского горизонта Элементы Тажигалинская нефть юрского горизонта Караарнинская нефть апт- неокомского горизонта
Na — 5,3-IO"3 Со 3,010-» 1,5-10-*
Fe 1,3 10-3 5,4-IO-3 Sr 1,0-10-3 2,5-10-з
Mg 1,7-Ю-4 1,3-IO"3 РЬ 2,4-IO”5 1,5-10-*
Са 2,6-10-» 3,2-IO-3 Sn — 1,5-Ю-5
V 4,8-10-® 3,2-10-з 'Мп 2,0-Ю-з 3,0-Ю-з
Ni 3,2-IO"5 1,2-IO”3 Си 4,3-10-з ' 1,8-10-з
Si 2,9-IO"3 1,510-з Ti 2,5-Ю-з 1,5-Ю-5
Al 7,9-10-* 1,5-10-з Сг 6,0-10-« 2,5-Ю-з
Zn 1,010-* — Зола 0,024 . 0,050
104. Элементный состав нефтей
Нефть Содержание, %
С н О S N
Танатарская 86,11 13,11 0,56 0,20 0,02
Корсакская 86,46 12,65 0,29 0,55 0,05
Тереньузюкская альб-сеноман- 86,47 11,87 0,16 1,44 0,06.
ского горизонта Тереньузюкская неокомского го- 86,42 12,06 0,26 1,22 0,04
ризонта Тажигалинская юрского гори- 85,58 13,22 0,22 0,95 0,03
зонта Караарнинская апт-неокомского 85,29 11,18 0,61 2,75 0,17
горизонта Прорвинская (скважина № 1) 85,86 12,42 0,35 1,30 0,07
Прорвинская (смесь) 86,17 12,37 0,13 1,25 0,08
105. Состав газов (до С4), растворенных в нефтях, и низкокипящих
_____________________углеводородов (до С5)
Фракция Выход (на нефть), % Содержание индивидуальных углеводородов, вес %
сн4 С2Н6 с3н8 изо-С 4Н10 h-C4Hio U30-C5H12 Н -С5Н12
Тажигалинская нефть юрского горизонта
До С4 1 0,45 __48Д_ -1 20,4 [/ — I —
До С6 1 0,45 39,4 Г 16,6 1 11,5-, 1 7,5
До С4 До С6 П I 1,76 | 2,60 рорвинская I — | 7,0 I 1 — 1 4,2 | нефть 25,4 1 15,2 1 (с к в 19,2 11,5 а ж и н а № 1) 1 48,4 1 — I | 28,9 | 23,2 1 17,0
До С4 До С6 I 0,19 1 0,68 Прорвинская hi I — I 7,8 I 12,7 I 1 — 1 2,2 | 3,5 1 г ф т ь 15,6 4,4 (смесь) 1 63,9 1 — 1 1 17,6 | 32,6 | 39,7
170
106. Потенциальное содержание (в вес. %) фракций в нефтях
Отгоняется до темпе- ратуры, °C Тана- тарская Корсак - ская Терень- узюкская альб-сено- манского горизонта Терень- узюкская неоком - ского горизонта Тажигалин- ская юрского горизонта Караарнин- ская апт- неокомско- го горизонта Прорвин- ская (сква- жина № 1) Прорвин- ская (смесь)
28 — — — — 0,5 1,8 0,2
(газ до Cj
60 — — — — 2,2 — 3,5 1,6
62 ‘ — — — — 2,3 — 4,0 1,8
80 — — — — 3,9 — 5,0 3,6
85 — — — — 4,2 — 6,0 4,2
90 —• — — — 4,5 — 6,8 5,0
95 — — — — 4,9 — 7,6 5,2
100 — — — — 5,3 — 8,4 6,5
105 — — — — 5,7 — 9,2 7,2
ПО — — — — 6,1 — 10,0 8,0
120 — — — — 7,0 — 11,6 10,0
122 — — — — 7,2 — 11,9 10,4
130 — — — — 8,0 — 13,2 12,0
140 — — — — 9,0 — 15,2 13,7
145 0,5 — — — 9,5 — 16,2 14,8
150 1,0 . .— — — 10,0 — 17,2 16,0
160 1,8 — — — 10,8 — 19,0 18,3
170 2,6 0,4 — — 12,0 — 20,8 20,0
180 3,7 0,8 — — 13,5 — 23,0 22,0
190 4,9 1,6 0,4 0,3 15,0 0,8 24,8 24,0
200 6,0 2,4 1,2 1,2 16,8 1,8 26,8 26,0
210 7,0 3,2 1,8 2,0 18,9 2,6 28,8 27,9
220 8,6 4,0 2,4 3,2 20,8 3,4 31,1 30,0
230 10,6 4,8 3,3 4,8 22,8 4,4 33,3 32,4
240 12,3 5,8 4,4 6,5 25,1 5,6 35,6 34,6
250 14,8 6,8 6,0 8,8 27,6 7,2 38,0 36,6
260 17,7 7,6 8,0 11,5 30,0 9,0 40,4 39,0
270 20,4 8,5 10,2 14,4 33,4 11,0 42,8 41,2
280 24,2 9,6 12,4 17,3 36,2 13,0 45,4 43,6
290 27,0 11,0 14,7 20,5 40,0 15,6 . 47,6 46,0
300 30,0 12,8 16,8 23,9 43,0 18,0 49,6 48,4
310 34,0 14,5 19,6 27,0 46,8 20,9 52,0 50,8
320 37,0 16,4 22,0 30,4 50,1 22,0 54,4 53,8
330 40,3 18,4 26,8 34,4 54,1 24,0 57,2 56,0
340 43,7 20,4 30,0 38,0 56,9 27,0 60,0 58,4
350 46,3 22,6 32,8 41,3 60,0. 30,0 62,2 61,0
360 50,0 25,0 36,4 44,4 32,4 ' 64,4 63,5
370 52,4 27,0 39,2 48,0 66,0 35,6 66,6 65,6
380 55,3 29,0 40,3 51,2 69,2 38,0 68,9 67,8
390 58,3 30,8 45,2 54,0 72,0 41,0 71,2 69,5
400 61,3 33,0 47,6 56,7 74,2 44,0 73,2 71,2
410 63,3 35,0 50,0 58,5 76,0 47,2 75,6 72,6
420 65,7 37,0 53,2 60,8 77,8 50,0 77,4 74,2
430 67,4 39,0 56,0 62,8 79,4 52,0 79,2 75,7
440 69,0 40,8 58,4 64,8 80,3 54,0 80,4 77,0
450 71,0 43,0 61,0 66,8 81,8 56,0 82,0 78,0
460 72,9 44,8 63,4 68,8 83,0 58,0 83,0 79,6
470 74,3 46,8 65,4 70,8 84,0 60,0 84,0 80,8
480 76,2 48,6 67,2 72,8 84,8 62,0 85,2 82,0
490 500 77,2 79,0 50,4 53,3 69,2 74,7 — 63,8 (До 495 °C) 86,4 83,3
71,2 76,8 65,6 87,5
Остаток 21,0 46,7 28,8 23,2 15,2 34,4 12,5 16,7
171
107. Характеристика фракций, выкипающих до 200 °C
Темпе- ратура отбора, °C Выход (на нефть), % 20 Фракционный состав, °C Содержа- ние серы, % Октановое число Кислот- ность, мг КОН на 100 мл фракции Давление насыщен- ных паров (при 38 °C), мм рт. ст.
Без ТЭС с 0,6 г ТЭС на 1 кг фракции с 2,7 г ТЭС на 1 кг фракции
н. к. 10% 50% 90% К. к.
Танатарская нефть
140—200 ] 6,0 | 0,8180 | 158 | 165 | 175 | 184 | — | 0 | 68,4 | 77,5 | । —
Тажигалинская нефть юрского горизонта
28—85 3,7 0,7170 56 63 75 80 — Следы 80,7 87,5 94,7 Следы 225
28—100 4,8 0,7250 61 70 82 93 — — 80,0 86,5 94,0 — —
28—110 5,6 0,7355 65 77 89 106 — — 79,0 86,0 92,0 — —
28—120 6,5 0,7460 70 84 96 118 — Следы 79,0 85,0 91,7 4,29 141
28—130 7,5 0,7493 72 86 100 126 — — 78,0 84,0 — — —
28—140 8,5 0,7526 74 86 105 133 — — 77,0 83,0 — — —
28—150 9,5 0,7560 76 90 109 141 — 0,10 74,7 82,3 — 6,44 91
28—160 10,3 0,7610 78 92 116 150 — — 74,0 81,5 — — —
28—170 11,5 0,7660 79 94 123 159 — — 73,0 80,5 — — —
28—180 13,0 0,7710 81 96 130 169 — — 72,0 79,0 — — .—
28—190 14,5 0,7760 83 98 138 178 — — 71,0 78,0 — — —
£28—200 16,3 0,7810 84 100 146 189 — 0,12 69,3 77,6 — 7,51 20
Караарнинская нефть ап т-н е о к ом ского горизонта
н. К.-200 | 1,8 | 0,8520 ] 162 | 170 [ 175 | 190 1 200 | Следы | 55,8 | 60,7 | — | 1,20 |
«
Прорвинская нефть (скважина № 1)
28—85 4,2 0,7130 43 54 67 78 85 Следы 72,0 82,4 92,0 0 337
28—90 5,0 0,7198 47 59 73 85 94 — 71,0 81,8 91,1 — —
28—100 6,6 0,7266 51 64 79 92 103 — 70,0 81,2 90,2 — —
28—110 8,2 0,7334 55 68 85 97 112 — 69,5 80,6 89,5 — —
28—120 9,8 0,7401 60 73 90 106 120 0,018 68,9 80,0 88,5 0 173
28—130 11,4 0,7474 62 75 96 116 130 — 68,2 78,8 87,0 — —
28—140 13,4 0,7547 64 79 102 125 140 — 67,5 77,5 85,5 — —
28—150 15,4 0,7619 67 82 108 135 150 0,036 66,8 76,2 84,0 0 117
28—160 17,2 0,7665 69 85 114 144 160 — 65,3 74,9 — — —
28—170 19,0 0,7711 71 87 120 153 170 — 63,8 73,5 — — —
28—180 21,2 0,7757 73 90 125 162 180 — 62,3 72,2 — — —
28—190 23,0 0,7803 75 92 130 171 190 — 60,8 70,8 — — —
28—200 25,0 0,7850 77 95 П 136 р о р в 180 и н с к 200 а я не 0,058 ф т ь (см 59,2 е с ь) 69,5 — — 37
28—85 4,0 0,7053 44 58 75 83 86 Следы 70,0 80,5 90,0 — 296 .
28—100 6,3 0,7176 50 66 83 93 100 — 69,4 80,0 89,1 — —
28—110 7,8 0,7299 57 73 91 98 103 — 68,7 79,5 88,8 — —
28—120 9,8 0,7423 64 80 98 112 120 0,01 68,0 79,0 87,5 — 158
28—130 11,8 0,7474 67 83 104 121 130 — 67,3 77,9 — — —
28—140 13,5 0,7525 71 85 ПО 130 140 — 66,7 76,7 — — —
28—150 15,8 0,7607 74 88 115 140 151 0,02 66,0 75,6 — 0 87,3
28—160 18,1 0,7639 74 90 119 148 160 — 64,6 74,5 — — —
28—170 19,8 0,7671 75 92 123 156 169 — 63,2 73,4 — —. —
28—180 21,8 0,7705 76 94 127 164 180 0,03 61,8 72,3 ,— — — .
28—190 23,8 0,7735 77 96 131 172 190 — 60,4 71,1 — —
28—200 25,8 0,7770 78 98 135 180 200 0,04 59,0 70,0 — Следы 50,6
108. Групповой углеводородный состав фракций, выкипающих до 200 °C
Темпе- ратура отбора, °C Выход (на нефть), % Р|° 20 nD Содержание углеводородов, %
арома- тиче- ских нафте- новых парафиновых
всего нормаль- ного строения изо- строения
140—200| 6,0 Танатарская | 0,8180 | 1,4449 | 5 нефть —
I45 1 50 |
н. к.—200| 2,4 Корсакская | 0,8447 | — | 8 нефть 1 62 1 30 | —
Тереньузюкская нефть альб-сеноманского горизонта
н. к,—2001 1,2 I 0,8400 I — | 3 I 79 I 18
Тереньузюкская нефть неокомского горизонта
н. к,—2001 1,2 | 0,8355 I — I 3 I 81 I 16
Тажигалинская нефть юрского горизонта
28—60 1,7 0,6957 1,3851 — 76 24 —
60—95 2,8 0,7440 1,4050 1 74 25
,95—122 ) 2,2 0,7600 1,4144 1,5 71,5 27
122150 2,8 0,7813 1,4254 2 68 30 —
150—200 6,8 0,8104 1,4409 11 61 28
28—200 16,3 0,7810 1,4185 5 67 28 — —
Прорвинская нефть (скважина № 1)
28—60 1,7 0,6940 1,3810 — 52 48 —
60—95 3,9 0,7335 1,4088 14 41 45
95—122 4,5 0,7657 1,4290 28 39 33
122—150 5,4 0,7868 1,4438 39 26 35 — .
150—200 9,5 0,8029 1,4472 38 26 36
28—200 25,0 0,7850 1,4320 30 32 38 — —
Прорвинская неф т Ь- (с м е с ь)
28—60 1,4 0,6714 1,3750 — 28 72 21 51
60—95 3,6 0,7345 1,4118 17 39 44 17 27
95—122 5,2 0,7605 1,4302 30 31 39 14 25
122—150 5,6 0,7807 1,4436 46 26 28 13 15
150—200 10,0 0,8001 1,4452 38 24 38 13 25
28—200 25,8 0,7770 1,4426 33 28 39 14 25
174
109. Содержание индивидуальных ароматических углеводородов
во фракции 122—145 °C
Углеводород Выход, вес. % Углеводород Выход, вес. %
на фракцию на нефть на фракцию на нефть
Прорвинская н (скважина № е ф т ь 1) Прорвинская нефть (с-м е с ь)
Этилбензол 4,8 0,21 Этилбензол 8,2 0,42
п-Ксилол 6,2 0,27 п-Ксилол 8,2 0,42
.и-Ксилол < 12,8 0,55 л-Ксилол 18,7 0,97
о-Ксилол 11,6 0,50 о-Ксилол 10,5 0,55
ПО. Характеристика фракций, служащих сырьем для каталитического риформинга
Температура отбора, °C Выход (на нефть), % 20 Р4 Содержа- ние серы, % Содержание углеводородов, %
ароматических нафтеновых парафиновых
Тажигалинская н ефть юрского горизонта
60—105 4,0 0,7516 Следы 1 73 26
85—120 2,8 0,7583 » 1 73 26
105—140 3,3 0,7831 0,10 2 71 27
140—180 4,5 0,7983 0,15 7 65 28
Прорвинская нефть (скважина № 1)
62—85 2,0 0,7242 Следы 13 38 49
62—105 5,2 0,7401 0,010 18 40 42
3,2 0,7509 0,015 21 40 39
85—120 5,6 0,7585 0,018 25 39 36
85—180 17,0 0,7850 0,035 33 32 35
105—120 2,4 0,7682 0,020 31 38 31
105—140 6,0 0,7719 0,025 34 32 34
120—140 3,6 0,7828 0,030 36 30 34
140—180 7,8 0,7974 0,090 38 26 36
Прорвинская неф т ь (смесь )
62—85 2,4 0,7300 Следы 15 37 48
62—105 5,2 0,7442 » 21 36 43
85—105 2,8 0,7530 0,01 24 34 42
85—120 5,8 0,7592 0,02 29 32 39
85—180 17,8 0,7780 0,03 38 27 - 35
105—120 3,0 0,7660 0,02 35 28 37
105—140 6,7 0,7720 0,03 40 26 34
120—140 3,7 0,7742 0,03 44 25 31
140—180 8,3 0,7920 0,06 41 25 34
175
111. Характеристика легких керосиновых дистиллятов
Темпе- ратура отбора, °C Выход (на нефть), % ₽420 t Фракционный состав, % V20» сСт V-40. сСт Температура, СС Теплота сгорания низшая, ккал/кг Содержание ароматических углеводородов, % Содержание, серы, % Кислотность, мг КОН на 100 мл топлива Иодное число, мг иода на 100 г топлива Фактические смолы, мг на 100 мл топлива
н. к. 10% 50% 90% 98% начала кристаллизации вспышки в закрытом тигле общей меркаптановой
Та катарская нефть
140—210 140—250 7,0 14,8 0,8210 0,8450 158 150 160 170 182 200 190 234 — 1,92 2,38 9,37 20,60 <-60 То же 30 >30 10 250 10 228 6,8 8,3 0 0 0 0 — 1,50 2,85 —
Корса кская нефть
н. к,—210 3,2 0,8497 167 177 190 208 210 1,97 11,58 » 60 10 260 8,0 0 0 0,35 2,00 3,0
Тереньузюкская н е ф т ь аль б-с еноманского горизонта
н. к,—200 1,2 0,8400 178 185 192 195 200 2,39 14,93 » 30 10 250 2,0 0,25 0,001 7,00 3,00 3,0
Тереньузюкская нефть неокомского горизонта
н. к.—200
1,2
0,8355 177 181 186 198 212 2,07 11,34
30 10 250 3,0 0,23 0,070 9,00 2,00 3,0
»
12—160 17 7
112. Характеристика керосиновых дистиллятов
Темпера- Выход Фракционный состав, °C Температура, °C Высота Кислот-
тура (на „20 некоптя- Октановое Содержа- нбрть, мг
отбора, ₽4 отгоняется помут- щего ние .серы, КОН на
°C % н. к. 10% 50% 90% 98% до 270 °C, нения вспышки пламени, % 100 мл
•< % - мм дистиллята
Та натарская н е ф т ь
140—280 24,2 0,8565 160 200 235 260 270 95 <—60 >40 17 45 0 14,32
140—320 37,0 0,8668 176 212 256 290 300 68 То же То же 15 42 0 21,48
Корсак ская нефть
н. к.—280 9,6 0,8546 208 220 238 267 279 92 <—55 85 19 47,4 Следы 0,70
210—280 6,4 0,8641 227 244 256 277 280 81 То же 87 19 45,0 » 0,80
Тереньузюкская не фть аль б-с еноманского горизон т а
н. к.—270 10,2 0,8656 — 227 239 255 268 — <—60 43 — 53 —
н. к.—280 12,4 0,8720 — 230 254 268 280 95 То же 45 14,5 49 0,49 26,94
н. к.—320 22,0 0,8805 — 240 275 309 320 — » 52 — — — 39,14
Тереньузюкская нефть неокомского горизонта
н. к.—280 17,3 10,8758 227 254 265 278 92 » 50 14,5 48,5 0,47 39,00
н. к.—320 30,4 |0,8815 236 270 307 317 50 » 65 0,57 —
Тажигалинска я нефть юрского г о р И 3 0 н т а
150—280 26,2 0,8266 180 203 240 265 273 93 —28 48 20 28 0,30 3,76
150—310 40,1 0,8300 186 213 260 296 315 58 -17 53 17 23 0,33 4,29
Караарнинск а я нефть а п т-н еокомского горизонта
н. к.—280 13,0 0,8620 210 214 241 260 280 96 <'—60 80 16 44 0,15 4,07
н. к.—320 22,0 0,8766 220 232 262 288 300 64 То же 91 14 - 0,52 5,55
Прорви н'с кая не фть (с к в а ж и н а № 1
150—280 28,2 0,8200 167 176 216 255 270 98 -40 57 20 31,5 0,48 Следы
150—320 37,2 0,8317 172 188 240 290 300 75 -29 59 18,5 29,0 0,56 »
П р о р в I н с к а я нефть (см е с ь)
120—235 23,5 0,8019 144 152 173 212 231 — <—60 30 20 — 0,09 0,28
150—280 27,6 0,8250 165 178 209 250 270 98 —45 50 19 34,8 0,13 0,70
150—320 37,8 0,8380 180 183 240 290 300 75 —29 56 16 30,6 0,18 0,84
ю 114. Характеристика дизельных топлив и их компонентов
Темпе- ратура отбора, °C Выход (на нефть), % Цетановое число Фракционный состав, °C ₽24° V-20. сСт V50. сСт Температура, °C Содер- жание серы, % Кислот- ность, мг КОН на 100 мл топлива
засты- вания по- мут- нения вспыш- ки
10% 50% 90% 98%
Танатарская нефть
140—350 46,3 39 217 270 320 325 0,8697 7,10 3,16 <—60 <—60 >100 0 25,06
200—350 40,3 40 247 276 323 332 0,8732 8,19 3,45 То же То же То же 0 28,67
250—320 22,2 40 276 282 300 305 0,8740 9,18 3,86 » » 0 __
250-350 31,5 41 282 298 326 338 0,8774 12,06 4,65 » » Следы —
Корсакская нефть
165—300 12,8 40 227 260 276 0,8634 5,32 2,54 <—60 —37 85 » 0,68
165—320 16,4 41 238 278 310 0,8674 6,49 3,45 —57 —35 90 » 0,88
165—350 22,6 44 248 290 333 0,8717 10,26 4,27 —55 —30 95 » 1,35
200—350 13,0 45 298 303 341 — 0,8813 15,87 5,51 —53 —28 — 0,09 2,10
Тереньузюкская нефть аль б-с еноманск ого гор и з о н т а
183—240 4,4 34 207 215 227 — 0,8545 2,95 <—60 <—60 38 0,35 14,82
200—320 20,8 38 244 290 310 — 0,8766 5,76 2,80 То же То же 94 0,61 105,19
183—320 22,0 38 240 275 303 —. 0,8725 5,50 2,70 » » 52 0,45 39,14
183—350 32,8 39 247 291 330 — 0,8872 10,61 4,24 —50 —50 68 0,56 42,94
17 9
Тереньузюкская нефть неокомского горизонта
180—240 6,5 33 203 217 225 — 0,8520 2,88 — <—60 <—60 48 0,30 16,02
200—320 29,2 37 235 275 308 — 0,8855 6,82 3,18 То же —35 90 0,60 130,0
180—320 30,4 36 232 270 307 — , 0,8815 6,48 - » То же 55 0,55 114,0
280—350 24,0 — 287 296 325 — 0,8988 15,95 5,63 —57 — — — —
Продолжение табл. 114
Темпера- тура отбора, °C Выход (на нефть), о/ /о Цетановое число Фракционный состав, °C рГ *20. сСт *60. сСт Температура, °C Со дер - жание серы, % Кислот- ность, мг КОН на 100 мл топлива
10% 50% 90% 98% застывания помут- нения вспыш- ки
Тажигалинская нефть юрского горизонта
м50—350 50,0 49 210 265 317 324 0,8347 4,63 2,33 —20 —14 61 0,56 4,83
д- 200—350 43,2 53 ’ 248 277 318 326 0,8371 5,64 2,80 —15 —12 64 0,65 4,93
:.-24&**82в = 25,0 54 270 282 304 309 0,8353 5,90 2,99 — 12 —10 70 0,48 5,37
240—350 34,9 55 276 290 322 327 0,8403 7,03 3,39 —10 —8 74 0,57 6,44
Караарнинская нефть ап т-н еокомского горизонта
180—320 22,0 33 232 262 280 — 0,8765 5,85 2,85 <—60 <—60 91 0,52 5,55
180—350 30,0 34 244 291 318 — 0,8810 8,22 3,50 То же То же 96 0,58 6,47
200—350 24,4 38 254 288 321 — 0,8850 9,45 4,05 » »' 98 0,73 8,32
240—350 28,2 38 271 299 328 — 0,8909 11,39 4,58 -60 —59 НО 0,62 7,21
П р о р в и н ская нефть (скважина № 1)
150—350 45,0 44 185 220 311 320 0,8447 3,65 2,01 —25 —17 61 0,62 Следы
160—350 43,2 45 211 246 313 320 0,8490 4,10 2,20 —24 — 15 74 0,67 »
200—350 35,4 48 238 273 315 321 0,8556 5,25 2,62 —23 —13 89 0,76 »
240—320 18,8 50 255 272 297 306 0,8546 5,30 2,67 —22 —16 90 0,82 »
240—350 26,6 52 264 285 320 328 0,8636 6,66 3,09 —18 —12 103 0,96 »
150—350 45,0 50 202 258
180—350 39,0 50 221 265
200—350 35,0 50 234 270
235—320 20,3 51 269 282
235—350 27,5 52 271 284
Прорвинская нефть ( смесь'
318 326 0,8448 3,50 2,00
320 325 0,8536 4,50 2,61
320 326 0,8588 5,20 3,03
289 309 0,8600 5,30 3,02
302 329 0,8653 6,30 3,41
—33 —18 58 0,25 1,40
—28 —17 76 0,32 1,54
—25 — 16 88 0,37 1,68
—24 • 98 0,40 1,96
—20 — 111 0,57 2,80
115. Характеристика исходной фракции (200—350 °C) прорвинской нефти (смеси)
и углеводородов, полученных из нее при карбамидной депарафинизации
Исходная фракция и углеводороды Выход, % „20 Р4 „20 Анили- новая точка, °C *2». сСт Темпера* тура застывания, °C Дизельный индекс
на фракцию на нефть
Исходная фракция 100 35,0 0,8588 — 63,6 5,20 -25 48,0
Углеводороды, не образующие комплекс с карбамидом 61 21,4 0,8769 1,4872 52,5 6,08 —60 37,7
Углеводороды, образующие комплекс с карбамидом 39 13,6 0,7833 1,4390 — 0,95 — 18 —
116. Характеристика сырья (фракции 350—490 °C) для каталитического крекинга прорвинской нефти (смеси)
Выход (на нефть), % Р24° м *50» сСт *100’ сСт Темпера- тура застывания, °C Содержание, % Кок- суе- мость, % Содержа- ние пара- фино- нафтеновых углеводо- родов, % Содержание ароматических углеводородов, % Содержа- ние смо- листых веществ, %
серы смол сернокис- лотных I группа II и III группы IV группа
ОО 22,3 0,9185 320 23,14 5,00 20 1,53 8 0,069 56 9 12 21 2
117. Фракционный состав сырья (фракция 350—490 °C)
для каталитического крекинга прорвинской нефти (смеси)
Выход, объемн. % Температура, °C Выход, объемн. % Температура, °C Выход, объемн. % Температура, °C
5 384 40 404 80 440
10 390 50 414 90 452
20 394 60 427 95 464
30 400 70 430 К. к. 478
118. Элементный состав сырья (фракция 350—490 °C)
для каталитического крекинга прорвинской нефти (смеси)
Содержание, %
с н о S N
86,18 12,18 0,03 1,53 0,08
119. Характеристика мазутов и остатков
Мазут и остаток Выход (на нефть), % Р4° ВУ50 ВУво ВУюо Температура, °C Содер- жание серы, % Коксуе- мость, %
засты- вания вспыш- ки
Танатарская нефть
Мазут флотский 5 12 73,0 61,0 0,8975 0,9004 4,89 11,38 2,14 2,91 1,50 1,73 -27 —21 182 209 0,30 0,33 1,64 1,84
Мазут топочный 40 39,7 0,9062 32,05 8,00 3,72 — 10 256 0,39 3,40
100 26,7 0,9100 79,01 15,15 8,25 0 298 0,41 5,41
200 31,0 0,9085 61,00 13,00 6,50 —4 280 0,40 4,57
Остаток выше 350 °C 53,7 0,9018 17,00 3,50 1,95 — 18 223 0,36 2,10
» 400 °C 38,7 0,9065 34,82 8,51 4,01 —9 258 0,39 3,б9
» 450 °C 29,0 0,9102 68,00 14,00 7,50 —2 287 0,41 5,40
» 500 °C 21,0 0,9125 100,1 18,71 10,45 10 332 0,43 6,31
Корсакская нефть
Остаток
выше 300 °C 87,2 — — 9,40 — — 14 180 0,63 6,90
» 350 °C 77,2 — — — 5,90 —6 207 0,67 8,04
» 500 °C 46,7 0,9967 — 234,9 72,24 22 317 0,82 13,20
Тереньузюкская н е ф т ь аль б-с еноманского гор и з о н т а
Мазут топочный
40 67,6 0,9520 — 8,00 3,60 —4 214 . 1,67 6,60
100 61,2 0,9543 — 13,00 5,02 0 230 1,78 7,91
200 48,5 0,9620 — — 9,50 11 259 1,86 10,65
Остаток
выше 300 °C 83,2 0,9471 4,75 2,20 —17 172 1,51 5,21
» 350 °C 67,2 0,9520 — 8,20 3,72 —4 215 1,67 6,60
» 400 °C 52,4 0,9593 — — 7,85 8 250 1,85 9,84
» 450 °C 39,0 0,9725 — — — 19 283 1,94 12,63
182
Продолжение табл. 119
Мазут и остаток Выход (на нефть), % ₽4° ВУ50 ВУ80 ВУ1оо Температура, , °C Содер- жание серы, % Коксуе- мость, %
засты- вания ВСПЫШ- КИ
Тереньузю кская неф ть неокомского горизонта
Мазут топочный
40 65,6 0,9532 — 8,00 3,25 —7 204 1,41 6,52
100 58,9 0,9550 — 13,00 4,30 —2 220 1,43 7,41
200 49,6 0,9608 — — 8,00 6 240 1,49 9,21
Остаток
выше 300 °C 76,1 0,9452 — 4,22 2,23 -16 180 1,36 5,24
» 350 °C 58,7 0,9553 —. 13,10 4,35 —2 220 1,43 7,41
» 400 °C 43,3 0,9632 — —. 12,90 14 254 1,51 10,7 9
» 450 °C 33,2 0,9751 — — — 29 284 1,55 13,3 1
Тажигалинская не ф т ь юрского горизонта
Мазут топочный
40 30,8 0,9130 17,50 8,00 3,42 25 249 1,65 4,96
100 20,3 0,9278 78,00 15,00 4,92 29 284 1,93 7,70
Остаток
выше 300 °C 57,0 0,8895 2,93 1,68 1,30 15 180 1,18 2,21
» 350 °C 40,0 0,9038 5,92 3,70 2,12 22 225 1,40 2,90
» 400 °C 25,8 0,9195 38,00 11,85 4,10 27 264 1,75 6,40
» 450 °C 18,2 0,9325 98,00 17,22 5,18 31 294 2,10 8,05
Караарнинская нефть ап т-н еокомского горизонта
Мазут топочный
40 76,0 0,9921 58,42 8,00 3,69 —3 186 3,23 11,68
100 72,0 0,9973 100,2 13,00 5,00 2 198 3,26 12,12
200 69,0 1,0014 —. 17,20 6,50 5‘ 205 3,30 12,60
Остаток
выше 300 °C 82,0 0,9860 36,03 6,00 2,70 —12 172 3,10 10,76
» 350 °C 70,0 0,9990 128,3 16,00 6,00 3 201 3,28 12,40
» 400 °C 56,0 1,020 — 90,00 40,08 30 240 3,90 20,10
Прорвинская нефть (скважина № 1)
Мазут топочный 40 100 32,0 30,0 0,9661 0,9702 — 8,00 15,00 4,60 5,85 20 25 223 227 2,60 2,66 12,10 12,90
200 26,0 0,9760 — — 9,00 28 231 2,77 14,25
Остаток
выше 300 °C 50,4 0,9420 8,20 2,85 1,85 4 176 2,20 8,10
» 350 °C 37,8 0,9580 — 4,80 2,80 15 210 2,45 10,50
» 400 °C 26,8 0,9750 — — 8,30 27 231 2,74 14,05
Прорвинская нефть (смесь)
Мазут типа топочного 40 100 200 37,2 35,1 30,8 0,9743 0,9768 0,9803 — 8,00 12,52 3,63 4,40 6,50 26 27 30 226 232 248 2,47 2,51 2,57 12,60 14,00 14,76
Остаток выше 350 °C 39,0 0,9718 6,00 3,20 24 220 2,45 12,13
400 °C 28,8 0,9845 —• — 7,70 31 256 2,68 15,70
450 °C 22,0 0,9938 — — 12,80 35 285 3,10 18,00
» 490 °C 1-6,7 1,0672 — — 335,3 50 320 3,50 20,90
188
120. Характеристика сырья для деструктивных процессов
Остаток после отбора фракций до температуры, °C Выход (на нефть), % ВУюо Температура застывания, °C Содержа- ние серы, % Коксуе- мость, %
Танатарская не ф т ь
350 53,7 0,9018 1,95 —18 0,36 2,10
450 29,0 0,9102 7,50 —2 0,41 5,40
500 21,0 0,9125 10,45 10 0,43 6,31
Корсакская нефть
500 | 46,7 | 0,9967 | 72,24 1 22 | 0,82 | 13,20
Тереньузюкская нефть а л ь б-с е н оманского г о р И 3 о н т а
350 i I 67,2 I 0,9520 I 3,72 1 -4 1 1,67 1 6,60
450 1 1 39,0 | 0,9725 1 - 1 19 1 1,94 | 12,63
Тереньузюкская нефть неокомского горизонта
350 450 I 58,7 | 33,2 I 0,9563 I | 0,9751 1 4,35 | —2 29 I 1,43 1 1,55 I 7,41 | 13,31
Тажигалинская нефть юрского горизонта
350 I 40,0 I 0,9038 I 2,12 I 22 I 1,40 I 2,90
450 1 18,2 | 0,9325 1 5,18 | 31 1 2,10 | 8,05
Караарнинская нефть ап т-н еокомского горизонта
350 70,0 0,9990 6,00 3 3,28 12,40
495 34,4 - - 4,85 28,13
Прорви некая нефть (скважина № 1)
350 37,8 0,9580 2,80 15 2,45 10,60
Прорвинская нефть (смесь)
350 39,0 0,9718 3,20 24 2,45 12,13
450 22,0 0,9938 12,80 35 3,10 18,00
490* 16,7 1,0672 335,30 50 3,50 20,90
* Содержание ванадия—0,0002%.
121. Элементный состав сырья для деструктивных
процессов прорвинской нефти (смеси)
Остаток после Содержание, %
отбора фракций до температуры, °C с Н О S N
350 85,85 11,38 0,12 2,45 0,20
450 85,87 10,60 0,13 3,10 0,30
490 86,00 9,93 0,17 3,50 0,40
184
8’3°
5 ° й
| | | | I
I I I I I I- I I I
122. Групповой углеводородный состав дистиллятной части нефтей, определенный адсорбционным методом
I Ароматические углеводороды 1 сум- марно, %
1 IV группа I О'
OS
I II и III группы I
е
I группа о?
с
Парафино-нафтеновые углеводороды
& 02
Выход (на нефть), %
СЧ СЧ СЧ СЧ
сч о — сч
СЧ со Tj* LQ ю
Г г Ок.
S >>\о О
S Ь f-
ф О
185
Продолжение табл. 122 ,
Темпера- тура отбора, °C Выход (на нефть), % Пар афино - нафте но вые углеводороды Ароматические углеводороды Промежу- точная фракция и смолистые вещества, %
I группа II и III группы IV группа сум- марно, %
«20 nD % „20 nD % п20 nD % „20 nD %
Тереньузюкская нефть неоко.мского горизонта
180—250 8,8 1,4638—1,4712 93 1,4914—1,5100 7 — — — — 7 —
250—300 15,1 1,4702—1,4892 82 1,5009—1,5102 18 — — — — 18 —
300—350 17,4 1,4758—1,4875 64 1,4905—1,5051 5 1,5358—1,5445 31 — — 36 —
350—400 15,4 1,4775—1,4845 54 1,4914—1,5198 8 1,5342—1,5620 38 — — 46 —
400-450 10,1 1,4815—1,4895 46 1,4940—1,5150 8 1,5318—1,5672 45 — — 53 1
450—500 10,0 1,4825—1,4871 38 1,4910—1,5278 15 1,5310—1,5880 18 1,5972—1,6065 25 58 4
Тажигалинская н е ф т ь юрского горизонта
200—250 10,8 1,4458—1,4592 86 1,4910—1,5262 14 — — — 14 —
250—300 15,4 1,4460—1,4700 79 1,4920—1,5200 13 1,5410—1,5502 8 — — 21 —
300—350 17,4 1,4480—1,4782 74 1,4930—1,5232 13 1,5300—1,5710 13 — — 26 —
350—400 14,2 1,4495—1,4800 70 1,4950—1,5290 8 1,5330—1,5898 22 — 30 —
400—450 7,6 1,4510—1,4868 67 1,4985—1,5242 8 1,5340—1,5847 13 1,6005—1,6128 10 31 2
450—475 з,о 1,4553—1,4880 65 1,4990—1,5255 7 1,5340—1,5820 14 1,5940—1,6235 11 32 3
Караарнинская нефть ап т-н еокомского горизонта
200—250 5,4 1,4630—1,4758 94 1,4900—1,5070 6 • — — — — 6
250—300 10,8 1,4643—1,4798 91 1,4900—1,5170 9 — — —- 9
300—350 12,0 1,4728—1,4800 68 1,4917—1,5210 12 1,5366-1,5700 19 1,5900—1,6000 1 32 —
350—400 14,0 1,4730—1,4810 44 1,4928—1,5280 16 1,5398—1,5810 20 1,5940—1,6150 20 56
400—450 12,0 1,4741—1,4870 36 1,4970—1,5291 17 1,5450—1,5860 20 1,5960—1,6232 26 63 1
450—495 9,6 1,4756—1,4896 27 1,5000—1,5300 18 1,5470—1,5900 20 1,5980—1,6350 33 71 2
200—250 11,2 1,4315—1,4775 П 78 рорвинская 1,4912—1,5292 неф 10 гь (скважин 1,5372—1,5519 а № 12 1) 22
250—300 11,6 1,4382—1,4899 70 1,4988—1,5265 9 1,5325—1,5665 21 — — 30 —
300—350 12,6 1,4535—1,4820 67 1,5040—1,5210 8 1,5340—1,5680 15 1,5900—1,6400 10 33
350—400 11,0 1,4610—1,4810 64 1,5015—1,5240 7 1,5300—1,5690 11 1,5900—1,6400 18 36 —
400—450 8,8 1,4680—1,4870 62 1,5078—1,5238 6 1,5312—1,5838 10 1,5908—1,6415 22 38 —
450—500 5,5 1,4790—1,4892 57 1,5010—1,5275 5 1,5315—1,5892 11 1,5935—1,6440 24 40 3
200—250 10,6 1,4405—1,4745 79 П р о р в и н 1,4919—1,5115 с к а я 7 нефть (снес 1,5380—1,5720 ь) 14 21
250—300 11,8 1,4550—1,4747 71 1,4922—1,5185 9 1,5465—1,5730 20 — . — 29 —
300—350 12,6 1,4550—1,4812 66 1,4965—1,5180 2 1,5470—1,5775 13 1,5905—1,6020 19 34 —
350—400 10,2 1,4645—1,4820 62 1,5009 2 1,5477—1,5858 16 1,5905—1,6012 20 38 —.
400—450 6,8 1,4710—1,4835 54 1,4995—1,5238 11 1,5450—1,5885 10 1,5960—1,6110 22 43 3
а 450—490 5,3 1,4750—1,4830 49 1,4998—1,5290 15 1,5346—1,5891 6 1,6070—1,6120 24 45 6
© © © © © © ф ф © © to to СИ © СП © СЛ ©
00 00 © © ©© © © 1 1 1 1 1 1 © © © © © © 1 1 1 1 1 1
1 1 1 1 1 J ф ф ф © СО tO © © © © © © © © © © © © 1 1 1 1 1 1 ф ф ф со со to © © © © © Сл ©©©©©© ЙЗ
©©©©©© ©©©©©© o 63
© © © 00 00 00 Ф № © 00 © tO — tO © © Ф © Ю СЛ © фь 00 00 © © © © 00 00 СО © СО © М © Со -о © О © •‘••J 00 © -ч со to © 63 я s
1—1—л >•— 1— ь—» 1— И—‘ я
СЛ СЛ СЛ Ф Ф Ф to © © © М СЛ Сл © © О Ф 00 ©©©МФО □ о © © © ф ф ф © ф to © М © to © © СО *4 00 О 00 00 со © к я »
со со to to to — СО Сл © СИ >— 00 © © 00 © СЛ © И Я я со © to to to — ОО СО 00 Ф о м © to © © © © 'я CD
tototon-»— © ф © М ЬО М я я я Cocoto*- © to СО СО © ф я 63 я
я я (ТЗ о
to to to СО СО 4*. W W 00 © 00 Ф CD ю со © © © ©©МФО©
я
о
Ф ф © © © © 00 М — ФО — © © © о © © сл м© м© to 2 я
о
© © Ф © © Ф to со © © © © ^я. ф ф ф СО со со © СО © © Ф 00 о
г- — © © © © — — О © © © о
•— о оо сл со — СО © © © © М МСО00Ф-*- © ^ © © to© я
~ ~ ь- И- О Ь-> н—> Н—» М-» I—» Н-* о я
сл to со со >— © сл со © © © оо Со Ф ©м ©со Ф © to © оо оо ЙЭ
to to to — — — © to to to to H-
МЬЭ — ООФ — фь 00 © 00 © сл о M Ф — — Ф Ф M M © © 0o
125. Характеристика дистиллятных базовых масел и групп углеводородов,
полученных адсорбционным методом
Исходная фракция и смесь углеводородов Выход, % р|° „20 nD V60. сСт V100. сСт ИВ Темпера- тура застывания, °C Содержа - нне серы, %
на фрак- цию на нефть
Танатарская нефть
Фракция 350—450 °C 100,0 24,7 0,8987 1,4946 26,94 5,64 —34 —-
Нафтено-парафиновые углеводороды 78,7 19,4 0,8678 1,4760 20,20 5,27 по —53 —
Нафтено-парафиновые и I группа ароматических углеводородов 85,0 21,0 0,8727 1,4820 22,00 5,33 89 —50 —
Нафтено-парафиновые, I, II и III группы арома- тических углеводородов 92,1 22,8 0,8812 1,4858 24,20 5,48 73 —46 —
Нафтено-парафиновые, I, II, III и IV группы аро- матических углеводородов 97,5 24,1 0,8890 1,4900 25,70 5,54 62 —44 —
I группа ароматических углеводородов 6,3 1,6 0,9204 1,5129 48,15 7,65 — —35 —
II и III группы ароматических углеводородов 7,1 1,8 0,9958 1,5598 156,3 11,74 —12 —
IV группа ароматических углеводородов и смоли- стые вещества 7,9 1,9 — — — — — — —
Фракция 450—500 °C 100,0 8,0 0,9060 1,4991 74,05 11,90 — —20
Нафтено-парафиновые углеводороды 75,5 6,1 0,8702 1,4795 53,74 10,00 92,5 —7 —
Нафтено-парафиновые и I группа ароматических углеводородов 82,0 6,6 0,8732 1,4825 57,15 10,28 88,9 —10 —
Нафтено-парафиновые, I, II и III группы арома- тических углеводородов 89,3 7,2 0,8831 1,4870 65,24 10,79 79 —16 —
Нафтено-парафиновые, I, II, III и IV группы аро- матических углеводородов 95,8 7,7 0,8919 1,4949 73,53 11,46 71 —23 —
I группа ароматических углеводородов 6,5 0,5 0,9166 1,5075 118,4 14,58 — —28 —
II и III группы ароматических углеводородов 7,3 0,6 0,9882 1,5467 616,9 30,77 — —9 ф
IV группа ароматических углеводородов и смоли- стые вещества 10,7 0,8 |
8
Продолжение табл. 125
Исходная фракция и смесь углеводородов Выход, % Р24° „20 nD V&0. сСт V100. сСт ив Темпера- тура застывания, еС Содержа- ние серы, %
на фрак- цию на нефть
К о р с а к с к а я нефть
Фракция 350—450 °C
Нафтено-парафиновые углеводороды
Нафтено-парафиновые и I группа ароматических
углеводородов
Нафтено-парафиновые и I группа ароматических
углеводородов после депарафинизации
I группа ароматических углеводородов
II и III группы ароматических углеводородов
Фракция 450—500 °C
Нафтено-парафиновые углеводороды
Нафтено-парафиновые и I группа ароматических
углеводородов
Нафтено-парафиновые и I группа ароматических
углеводородов после депарафинизации
I группа ароматических углеводородов
II и III группы ароматических углеводородов
IV группа ароматических углеводородов
100,0 20,4 0,9089 — 27,89 5,63 —30 0,20
69,1 14,1 0,8754 1,4820 22,81 5,21 —16 —
84,1 17,1 0,8902 1,4841 23,10 5,30 — —18 —
83,7 17,0 0,8972 1,4851 24,14 5,63 — —37 —
15,0 3,0 0,9233 1,5114 23,37 5,96 —24
15,9 3,3 0,9965 1,5739 65,00 7,79 — —6
100,0 9,3 0,9192 — 101,9 12,61 — —4 0,40
65,0 6,0 0,8947 1,4859 65,18 10,05 — 2 —
78,9 7,3 0,8979 1,4886 68,98 10,32 — —3 —
77,7 7,2 0,9076 1,4892 74,15 10,86 -26 —
13,9 1,3 0,9178 1,5032 80,97 10,81 —18
19,0 1,8 0,9858 1,5650 122,80 12,28 —10
2,0 0,2 1,0191 1,5910 157,00 14,69 — — —
Тереньузюкская
нефть неокомского горизонта
Фракция 350—420 °C 100,0 19,5 0,9388 — 33,70 5,86 — —25 1,52
Нафтено-парафиновые углеводороды 48,7 9,5 0,8767 — 18,43 4,64 — —42 0,04
Нафтено-парафиновые, I, II и III группы арома- 76,7 14,9 0,8981 1,5101 19,69 4,91 — —40 0,63
тических углеводородов 1 группа ароматических углеводородов 17,0 3,3 0,9177 — 22,83 4,81 - —31 0,24
II и III группы ароматических углеводородов 11,0 2,1 0,9940 — — <— — —17 2,44
IV группа ароматических углеводородов 20,5 4,0 1,0424 — 46,30 6,07 — —11 2,80
Фракция 420—500 °C 100,0 16,0 0,9601 160,40 13,70 —8 1,99
Нафтено-парафиновые углеводороды 40,8 6,5 0,8450 — 60,33 9,70 — —33 —
Нафтено-парафиновые, I, II и III группы арома- 72,6 11,6 0,9149 — 84,85 11,10 — —25 0,40
тических углеводородов I группа ароматических углеводородов 17,0 2,7 0,9259 — 90,50 13,40 — —22
II и III группы ароматических углеводородов 14,8 2,4 0,9948 — — 21,16 — —11 —
IV группа ароматических углеводородов 25,9 4,2 1,00 — 23,80 — 11 —
Тажигалинская нефть юрского горизонта
Фракция 350—400 °C 100,0 14,2 0,8818 1,4874 11,10 3,30 — 22 1,16
Фракция 350—400 °C после депарафинизации 81,8 11,6 0,8978 1,4988 13,28 3,58 — -37 1,10
Фракция 400—475 °C 100,0 10,6 0,8970 1,5010 23,08 5,62 — 35 1,25
Фракция 400—475 °C после депарафинизации 80,7 8,6 0,9150 1,5125 35,60 6,99 66,2 —21 1,40
Нафтено-парафиновые углеводороды 43,0 4,6 0,8563 1,4712 20,72 5,32 104,4 —18 Следы
Нафтено-парафиновые и I группа ароматических 56,6 6,0 0,8731 1,4824 24,45 5,83 96,0 —20 0,95
углеводородов
Нафтено-парафиновые, I, II и III группы арома- 66,8 7,1 0,8917 1,4937 29,37 6,40 86,2 —21 1,20
тических углеводородов Нафтено-парафиновые, I, II, III и IV группы аро- 77,8 8,3 0,9106 1,5092 34,40 6,80 69,5 —21 1,35
матических углеводородов I группа ароматических углеводородов 13,6 1,4 0,9163 1,5090 40,98 7,50 62,5 —21
II и III группы ароматических углеводородов 10,2 1,1 1,0080 1,5696 184,40 14,66 — —
IV группа ароматических углеводородов 11,0 1,2 1,0700 1,6180 916,80 25,72 — 6 4,70
Промежуточная фракция и смолистые вещества 2,9 0,3 — — — — — — —
Караарнинская н е ф т ь апт-неокомского горизонта
Фракция 350—420 °C 100,0 20,0 0,9476 1,5340 22,80 4,82 55,8 —30 2,00
Нафтено-парафиновые углеводороды 38,3 7,7 0,8689 1,4793 15,36 4,12 71,8 —60 —
Нафтено-парафиновые и I группа ароматических 51,6 10,4 0,8805 1,4897 17,38 4,28 46,9 —54 —
углеводородов Нафтено-парафиновые, I, II и III группы арома- 65,6 13,2 0,9058 1,5063 19,26 4,50 32 —48 —
тических углеводородов Нафтено-парафиновые, I, II, III и IV группы аро- 98,0 19,7 0,9487 1,5333 22,73 4,67 —15,4 —41 —
матических углеводородов I группа ароматических углеводородов 13,3 2,7 0,9222 1,5163 24,50 5,14 25 —43 —
II и III группы ароматических углеводородов 14,0 2,8 1,000 1,5633 38,27 5,79 — —26 —
Продолжение табл. 125
Исходная фракция и смесь углеводородов Выход, % р24° „20 nD V50. сСт V100» сСт (ИВ Темпера- тура застывания. °C Содержа- ние серы, %
на фрак- цию на нефть
IV группа ароматических углеводородов 32,4 6,5 1,057 1,6148 45,76 6,07 —16
Смолистые вещества 2,0 0,3 — —
Фракция 420—495 °C 100,0 15,6 0,9790 1,5508 — 16,00 36,5 —8 3,26
Нафтено-парафиновые углеводороды 29,7 4,6 0,8784 1,4830 41,27 7,89 79,7 —12
Нафтено-парафиновые и I группа ароматических 44,0 6,8 0,8968 1,4920 48,00 8,38 65 —16
углеводородов Нафтено-парафиновые, I, II и III группы арома- 59,2 9,2 0,9112 1,5078 61,25 9,17 36,9 —20
тических углеводородов Нафтено-парафиновые, I, II, III и часть IV труп- 79,2 12,3 0,9482 1,5340 89,25 10,61 —24
—7,3
пы ароматических углеводородов 14,3 2,2
I группа ароматических углеводородов 0,9151 1,5115 68,04 10,09 — —36
II и III группы ароматических углеводородов 15,8 2,4 0,9960 1,5609 168,0 14,86 — —15
IV группа ароматических углеводородов 40,8 6,4 — — — — — — —
Прорвинская н е ф т ь (с к в а ж ина № 1)
Фракция 350—400 °C 100,0 11,0 0,8950 1,5019 12,74 3,58 15 1,35
Фракция 350—400 °C после депарафинизации 88,8 9,8 0,9196 1,5137 15,47 3,96 35,6 —26
Нафтено-парафиновые углеводороды 48,5 5,3 0,8497 1,4683 11,38 3,52 100 —20
Нафтено-парафиновые и I группа ароматических 60,0 6,6 0,8591 1,4753 12,51 3,70 96 —23 —
углеводородов 67,0 0,8756
Нафтено-парафиновые, I, II и III группы арома- 7,4 1,4838 13,30 3,83 86 —24 -—
тических углеводородов
Фракция 400—440 °C 100,0 7,2 0,9008 1,5168 37,00 7,58 26 1,65
Фракция 400—440 °C после депарафинизации 89,0 6,4 0,9394 1,5252 49,20 7,76 26 — 14
Нафтено-парафиновые углеводороды 40,3 2,9 0,8646 1,4750 25,50 5,92 92 —16
Нафтено-парафиновые и I группа ароматических углеводородов 50,9 3,7 0,8737 1,4818 28,00 6,24 88 —18 —
Нафтено-парафиновые, I, II и III группы арома- 64,4 4,6 0,8918 1,4968 34,13 6,86 77 —19
тических углеводородов Нафтено-парафиновые, I, II, III и IV группы аро- 87,1 6,3 0,9281 1,5247 47,81 7,70 29 —22 .
матических углеводородов
13—160
126. Выход гача после депарафинизации масляных фракций
Фракция, °C Выход гача, % Температура плавления гача, °C
на фракцию на нефть
Корсакская нефть
350—450 0,4 0,1 43
450—500 1,2 0,1 49
Тажигалинская нефть юрского горизонта
350—400 18,2 2,6 54
400—475 19,3 2,0 54
Прорвинская нефть (скважина № 1)
350—400 11,2 1,2 44
400—440 11,0 0,8 53
128. Характеристика остаточных базовых масел и групп углеводородов, полученных адсорбционным методом
Остаток и смесь углеводородов Выход, % Р4° „20 nD М ^60» сСт V100« сСт V50 ИВ ввк Температу- ра засты- вания, сС Содер- жание серы, %
V100
на ос- таток на нефть
Танатарская нефть
Остаток выше 500 °C 100,0 21,0 0,9125 — — 100,1 10,45 — — — 10 —
(ВУюо) 0,7871
Нафтено-парафиновые углеводороды 49,2 10,3 0,8750 1,4820 720 228,0 30,50 7,50 104 —20 —
после депарафинизации Нафтено-парафиновые и часть I груп- 57,0 12,0 0,8790 1,4855 705 254,0 31,70 8,00 101 0,7890 —22 —
пы ароматических углеводородов Нафтено-парафиновые и I группа аро- 63,5 13,3 0,8820 1,4880 700 271,9 32,90 8,35 98 0,7952 -23 —
матических углеводородов Нафтено-парафиновые, I, II и III груп- 69,2 14,6 0,8899 1,4924 690 326,4 36,90 8,84 95,5 0,8027 —24 —
пы ароматических углеводородов
Корса к с к а я г I е ф т ь
Остаток выше 500 °C 100,0 46,7 0,9967 — — — 534,5 — — -— 22 0,82
Нафтено-парафиновые углеводороды 18,8 8,8 0,7894 1,4838— — 151,8 21,82 6,95 100 0,754 —24 —
после депарафинизации Нафтено-парафиновые и I группа аро- 39,1 18,2 0,9037 1,4863 1,4946 — 380,1 36,58 10,39 79 0,822 —11 0,48
матических углеводородов
Тереньузюкска я нефть неокомского Г О р И 3 о н т а
Остаток выше 500 °C 100,0 23,2 0,9877 — — •—. 985 — — — 43 1,69
Нафтено-парафиновые углеводороды I группа ароматических углеводоро- 15,5 14,2 3,6 3,3 0,9072 0,9303 1,4873 1,5053 — 273,8 424,6 29,30 38,10 9,35 11,14 80 72 0,8301 0,8657 — 17 — 11 —
дов „ И и HI группы ароматических угле- g водородов 2,7 0,6 0,9860 1,5595 — 8121 194,6 41,75 — — 27 —
Продолжение табл. 128
196
129. Выход петролатума после депарафинизации парафино-нафтеновых
и I группы ароматических углеводородов, выделенных
из деасфальтенированных остатков
Нефть Остаток выше, °C Выход петролатума, °C Температура плавления петролатума, СС
на остаток на нефть
Танатарская 500 9,1 1,9 34
Корсакская 500 8,0 3,8 36
Тажигалинская юрского горизонта 475 25,5 3,92 60
Прорвинская (скважина № 1) 440 8,8 1,7 50
130. Структурно-групповой состав остаточных базовых масел
и групп углеводородов
Смесь углеводородов Распределение углерода, % Среднее число колец в молекуле
СА СН Скол сп КА Кн Ко
Танатарская нефть
Нафтено-парафиновые углево- 0 27 27 73 0 3,02 3,02
• дороды после депарафиниза- ции
Нафтено-парафиновые и часть I группы ароматических уг- леводородов 5 23 28 72 0,40 2,63 3,03
Нафтено-парафиновые и I груп- па ароматических углеводо- 6 22 28 72 0,50 2,53 3,03
риДСНэ Нафтено-парафиновые, I, II и III группы ароматических уг- леводородов 7 23 30 70 0,63 2,58 3,21
Тажигалинская нефть юрского горизонта
Нафтено-парафиновые углево- 0 31 31 69 0 2,95 2,95
дороды после депарафиниза- ции Нафтено-парафиновые и I груп- 0 33 33 67 0 3,15 3,15
па ароматических углеводо- родов Нафтено-парафиновые, I и часть 1 34 35 65 0,05 3,11 3,16
II и III групп ароматических углеводородов Нафтено-парафиновые, I, II, и 17 22 39 61 1,31 2,18 3,49
III группы ^ароматических уг- леводородов
197
131. Потенциальное содержание базовых дистиллятных и остаточных масел
132. Характеристика нефтей применительно к получению из них
дорожных битумов (ГОСТ 11954—66)
Нефть Содержание, % Е ю оГ О о А+Сс- 2.5П
асфаль- тенов СМОЛ силикаге- левых пара- фина
Танатарская Следы 3,20 0,50 1,25 3,20 1,87
Корсакская 1,75 18,30 2,30 5,75 20,05 14,30
Тереньузюкская альб-сеноман- ского горизонта 0,98 13,11 0,92 2,30 14,09 11,79
Тереньузюкская неокомского го- ризонта 0,83 14,05 0,46 1,15 14,88 13,73
Тажигалинская юрского гори- зонта* 0 4,28 5,98 14,95 4,28 —10,67
Караарнинская апт-неокомского горизонта 4,60 14,95 1,84 4,60 19,55 14,95
Прорвинская (скважина № 1)* 1,96 3,95 3,86 9,65 5,91 —3,74
Прорвинская (смесь) 2,19 6,00 3,16 7,90 8,19 0,29
* Из нефтей не'могут быть получены битумы.
133. Шифр нефтей согласно технологической
классификации (ГОСТ 912—66)
Нефть Шифр нефти
класс тип группа подгруппа ВИД
Танатарская 1 Тх Мх Их Их
Корсакская II т3 Ml и2 Из
Тереньузюкская альб-сеноман- ского горизонта II т2 — — Их
Тереньузюкская неокомского го- ризонта II Та Ml И2 Пх
Тажигалинская юрского гори- зонта II Тх м2 Их и»
Караарнинская апт-неокомского горизонта III Тз — — И,
Прорвинская (скважина № 1) II Тх М3 Из П,
Прорвинская (смесь) II Тх — — Из
199
134. Разгонка (ИТК) танатарской нефти в аппарате АРН-2 и характеристика полученных фракций
№ Температура выкипания Выход (на нефть), % Температура, °C Содержа-
фрак- ции фракции при 760 мм рт. ст., °C л20 „20 V20, сСт V50. сСт ‘V100, сСт
отдельных фракций суммар- ный р4 nD м застыва- ния вспышки ние серы, %
1 140—170 2,61 2,61 0,7999 1,4388 135
2 170—198 2,61 5,22 0,8270 1,4510 — 1,88
3 198—212 2,62 7,84 0,8415 1,4580 2,50 1,23
4 212—230 2,71 10,55 0,8500 1,4630 . 3,01 1,71
5 230—242 2,70 13,25 0,8565 1,4670 184 3,71 2,00
6 242—254 2,70 15,95 0,8615 1,4698 4,30 2,21
7 254—262 2,81 18,76 0,8650 1,4715 — 5,00 2,50 но
8 262—272 2,74 21,50 0,8680 1,4745 — 5,86 2,80 118
9 272—280 2,74 24,24 0,8698 1,4765 __ 7,11 3,19 124
10 280—288 2,74 26,98 0,8732 1,4780 223 8,21 3,52 1,50 1,65 1,83 2,10 2,28 2,50 2,80 3,20 3,37 3,80 4,40 5,45 6,08 7,25 8,54 9,51 10,63 11,80 11,89 130
п 288—296 2,81 29,79 0,8750 1,4795 — 10,31 4,15 140
12 13 14 296—304 304—312 312—321 2,74 2,81 2,81 32,53 35,34 38,15 0,8775 0,8793 0,8812 1,4805 1,4822 1,4830 — 12,14 4,67 5,40 6,28 <—60 —59 —кт 145 152 159 Следы
15 16 321—331 331—342 2,85 2,85 41,00 43,85 0,8841 0,8860 1,4832 1,4892 266 — 7,51 8,88 —53 —47 165 170 0,03
17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 342—ЗЫ 351—358 358—370 370—378 378—390 390—400 400—41'5 415—430 430—447 447—464 464 —480 480—500 Остаток 2,88 2,81 2,85 3,10 2,85 2,96 2,99 3,10 2,96 2,99 2,81 2,85 21,00 46,73 49,54 52,39 55,49 58,34 61,30 64,29 67,39 70,35 73,34 76,15 79,00 100,00 0,8885 0,8912 0,8941 0,8960 0,8982 0,9000 0,9010 0,9015 0,9040 0,9051 0,9060 0,9070 0,9125 1,4910 1,4918 1,4928 1,4930 1,4942 1,4950 1,4968 1,4969 1,4975 1,4980 1,4991 1,4099 325 410 460 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 10,51 12,62 15,00 17,24 25,02 29,99 38,05 50,35 59,21 68,87 70,47 73,18 —46 -45 —42 —38 —35 —32' —30 —28 —25 —23 —20 —18 180 185 192 200 210 214 220 225 234 240 248 253 0,05 0,09 0.14 0,17 0,43
Примечание. Содержание парафина во -фракции № ?8-1,75%; температура пдавленця его 45 °C-
135. Разгонка (ИТК) корсакской нефти в аппарате АРН-2 и характеристика полученных фракций
— Температура выкипания Выход (на нефть), Температура, °C
% „20 сСт V50, V100. Содержание
м се^ы,
фракции фракции при 760 мм рт. ст., сС отдельных фракций суммарный р4 сСт застыва- ния вспышки
1 165—202 2,75 2,75 0,8466 184 2,74 2,01 — — 82 0
2 202—236 2,46 5,21 0,8562 196 4,11 2,05 1,14 — 86 —•
3 236—262 2,55 7,76 0,8627 206 5,41 2,65 1,20 <—60 98 —
4 262—288 2,87 10,63 0,8690 228 7,22 3,23 1,48 —59 105 —
5 288—305 2,87 13,50 0,8736 246 9,60 4,00 1,63 —58 121 0
6 305—320 2,92 16,42 0,8788 260 12,30 4,95 1,85 —54 134 —
7 320—334 2,97 19,39 0,8825 274 17,50 6,10 2,14 —49 142 —
8 334—348 2,97 22,36 0,8875 290 26,20 8,01 2,52 —45 150 Следы
9 348—363 2,92 25,28 0,8927 301 — 10,52 2,88 —40 154 —
10 363—378 2,92 28,20 0,8973 328 58,66 13,40 3,45 —36 166 —
11 378—393 2,87 31,07 0,9024 350 — 16,07 4,08 —32 174 —
12 393—406 2,97 34,04 0,9070 370 132,6 — 5,10 —26 186 —
13 406—421 3,03 37,07 0,9094 388 — 31,51 6,03 —21 195 0,27
14 421—436 2,97 40,04 0,9148 396 — — 7,50 —17 200 —
15 436—450 3,03 43,07 0,9173 408 — 64,82 9,23 —12 205 —•
16 450—466 3,03 46,10 0,9192 414 — — 10,60 —10 210 0,36
17 466—483 3,15 49,25 0,9212 438 — 100,4 11,73 —9 212 —
18 . 483—500 4,03 53,28 0,9226 460 105,3 13,28 0 216 0,41
19 Остаток 46,72 100,00 — — — — — — —.
о Приме ч а н и е. Содер жание пара эи на во фра кции № 16- -7,21%; во фракции № 8—5,56%; температура плавления его 28 и 39 °C соответственно.
136. Разгонка (ИТК) тереньузюкской нефти альб-сеноманского горизонта в аппарате АРН-2
и характеристика полученных фракций
№ фракции Температура выкипания фракции при 760 мм рт. ст. °C Выход (на нефть), % ₽4° ^20* сСт V60. сСт Vi 00» сСт Температура, °C Содержание сс^ы»
отдельных фракций суммарный застыва- ния вспышки
1 183—222 2,64 2,64 0,8502 175 2,53 55 о 30
2 222—249 2,81 5,45 0,8635 — 3,95 1,99 1,07 79
3 249—262 2,81 8,26 0,8685 — 4,65 2,30 1 J0 98
4 262—276 2,81 11,07 0,8754 — 5,91 2,80 1 '31 106
5 276—288 2,87 13,94 0,8794 230 7,55 3,39 132 117 0 4.7
6 288—300 2,92 16,86 0,8829 3,93 130 124 v, Ч /
7 300—311 3,10 19,96 0,8887 4,95 1,82 130
8 311—323 2,92 22,88 0,8930 —- 5,87 2,07 <—60 139 0 ХА
9 323—326 3,10 25,98 0,9010 7,00 2,30 148 и, ОО
10 326—335 2,99 28,97 0,9049 280 — 8,33 2,'63 —54 152
11 335—348 3,10 32,07 0,9119 9,50 2,98 —51 160 Л гм
12 348—355 3,15 35,22 0,9188 11,10 3,36 165
13 355—365 3,04 38,26 0,9262 ___ 12,70 3,75 170
14 365—375 2,99 41,25 0,9322 . — 20,00 4,33 —40 177 1 1 п
15 375—385 3,10 44,35 0,9371 317 5,00 —36 185 1, 19
16 385—397 3,15 47,50 0,9421 34,20 5,94 —31 190 —
17 397—413 2,99 50,49 0,9470 6,84 —28 198
18 413—421 3,15 53,64 0,9492 61,10 8,10 —22 204 1,40
19 421—435 3,21 56,85 0,9549 9,70 —19 212 —
20 435—445 3,10 59,95 0,9598 356 — 115,60 11,80 —15 220
21 445—459 3,10 63,05 0,9613 13,50 —11 225 1,59
22 459—476 3,21 66,26 0,9628 210,9 16,51 236 —
23 476—492 3,10 69,36 0,9640 20,20 —2 243 1,69
24 492—503 3,10 72,46 0,9643 395 354,5 23,59 1 250 —
2ь Остаток 27,54 100,00 — 1,84
Примечание. Содержание парафина во фракции № 22-0,42%; во фракции №24-2,05%; температура плавления его 45и46 “С соответственно
137. Разгонка (ИТК) тереньузюкской нефти неокомского горизонта в аппарате АРН-2
и характеристика полученных фракций
№ 1 Фракции Температура выкипания фракции при 760 мм рт. ст., °C Выход (на нефть), % Р4° м V20« сСт V50- сСт V100> сСт Температура, °C Содержа- ние серы, %
застыва- ния вспышки
отдельных фракций суммарный
1 180—213 2,83 2,83 0,8463 169 2,28 1,49 —. — — 0,17
2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 213—234 234—248 248—260 260—270 270—280 280—289 289—298 298—307 307—315 315—324 324—332 332—340 340—348 348—358 358—366 366—375 375—385 385—400 400—412 412—430 430—443 443—461 461—475 475—500 2,83 2,88 3,00 2,88 2,88 3,00 2,88 2,88 3,00 2,94 3,00 3,05 3,00 3,11 3,16 3,11 3,11 3,16 3,11 3,16 3,22 3,05 2,94 4,60 5,66 8,54 11,54 14,42 17,30 20,30 23,18 26,06 29,06 32,00 35,00 38,05 41,05 44,16 47,32 50,43 53,54 56,70 59,81 62,97 66,19 69,24 72,18 76,78 0,8607 0,8674 0,8720 0,8771 0,8821 0,8836 0,8885 0,8935 0,8970 0,8995 0,9105 0,9160 0,9218 0,9284 0,9314 0,9372 0,9403 0,9482 0,9504 0,9551 0,9560 0,9569 0,9573 0,9635 207 264 325 444 560 2,80 3,15 4,00 6,15 6,95 9,15 12,40 15,43 26,16 1,69 1,91 2,20 2,65 3,21 3,84 4,65 5,49 6,60 7,97 10,00 12,47 15,15 19,70 32,27 56,92 103,90 228,00 301,90 339,70 0,96 1,90 2,04 2,30 2,58 3,00 3,32 3,80 4,31 4,96 5,68 7,00 8,30 9,86 11,40 13,70 17,00 19,73 22,40 <—60 —60 —58 —56 —51 —44 —40 —35 —30 —25 —19 —13 —9 —3 1 5 11 16 100 106 115 119 125 132 140 145 150 160 165 170 178 186 195 199 206 213 220 226 236 243 0,31 0,61 0,79 1,20 1,47 1,52 1,68
26 Остаток 23,22 100,00 —
р и м е ч а н н е. Содержание парафина во фракции № 25-0,61%; температура плавления его 49 °C.
138. Разгонка (ИТК) тажигалинской нефти юрского горизонта в аппарате АРН-2
и характеристика полученных фракций
№ фрак- ции Температура вскипания фракции при 760 мм рт. ст. V Выход (на нефть), % pf V „20 nD М V20. сСт V50. сСт vl00» сСт Температура, °C Содержа- ние серы. %
отдельных фракций суммарный 7
застыва- ния вспышки
1 До 28 (газ до С4) 0,45 0,45 — — — — — —
2 3 28-68 68—102 2,46 2,60 2,91 5,51 0,7000 0.7515 1,3997 1,4093 78 — — . — — — Следы
5 6 102—132 132—158 158—178 2,53 2,60 2,68 8,04 10,64 13.32 0,7800 0,7860 0,8035 1,4115 1,4193 1,4335 130 1,17 — — — 0,10 0,14 0,15
178—195 2,76 16,08 0,8115 1.4435 1,89 2,21 2,59 3,00 3,42 3,85 4,30 4,80 5,16 6,00 6,78 7,70 8,72 10,45 12,46 14,05 15,88 19,00 25.53 — — — 0,16
195—210 2,80 18,88 0.8160 1,4492 — •— — 0,17
10 и 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 210—225 225—234 234—248 248—258 258—267 267—274 274—284 284—292 292—301 301—308 308—314 314—322 322—330 330-338 338—346 346—357 357—365 365—374 374—384 384—396 396—4 6 416—430 430—456 4Е6—475 Остаток 2.68 2,60 2,60 2,82 2,68 2,64 2,79 2,79 2,68 2,66 2,68 2,79 2,79 2,80 2,80 2,80 2,80 2,80 2,91 2,83 2,76 2,82 2,87 2,53 15,20 21,56 24,16 26.76 29,Е8 32,26 34,90 37,69 40,48 43,16 45,82 48,50 51,29 54,08 56,88 59,68 62,48 65,28 68,08 70,99 73.82 76,58 79,40 82,27 84.80 100,00 0,8226 0,8250 0,8284 0,8300 0,8394 0,8328 0,8346 0,8362 0,8396 0,8412 0,8466 0,8531 0,8605 0,8661 0,8704 0,8732 0,8743 0,8800 0.8828 0,8870 0,8917 0,8960 0,9011 0,9029 1,4529 1,4538 1.4540 1,4541 1,4558 1,4572 1,4595 1,4610 1,4629 1,4638 1,4652 1,4700 1,4757 1,4788 1,4810 1.4832 1,4839 1,4858 1,4901 1,4930 1,4940 1,4999 1,5029 1.5068 172 213 241 272 294 310 340 380 408 1,00 1,32 1,58 2,10 2,66 2,81 3,18 3.63 4,02 4,50 4,95 5,42 6,21 7,15 8.67 10,68 12.68 15,80 18,57 23,00 27,72 42,08 1,26 1.33 1,46 1,60 1,71 1.82 2,00 2,15 2,40 2,55 2,74 3,13 3,73 4,21 4,93 5,60 6.68 8,38 <—60 —36 —32 —28 —25 —20 —17 — 13 —9 —5 —2 4 6 9 13 16 20 24 28 31 35 39 42 76 87 97 104 109 114 120 123 128 132 135 140 148 154 161 166 171 183 194 206 217 226 234 240 0,20 0,25 0,28 0,31 0,33 0,39 0,45 0,52 0,73 0,57 0,58 0.59 0,60 0,70 0,80 0,95 1,00 1,08 1,16 1,17 1,18 1,19 1,24 1,26 1,28
— Г — — 2,20
Пр имечание.
Содержание парафина во фракции № 30—10,72%;
во фракции № 32—12,32%; температура
плавления его 58 и 63 °C соответ -
ственно.
139 Разгонка (ИТК) караарнинской нефти апт-неокомского горизонта в аппарате АРН-2
и характеристика получении* фракции
Температура Выход (на нефть), % V50. сСт ура, хи Содержа- ние серы, %
№ фрак- ции выкипания фракции при 760 мм рт. ст., сС отдельных фракций суммарный ₽|° м сСт сСт застывания вспышки
1 2 180—216 216—244 3,08 2,95 3,08 6,03 0,8534 0,8573 1,4612 150 2,68 3,68 1,91 2,18 2,42 2,81 3,15 3,63 1,33 1,42 1,47 1,65 ПО 0,05 0,18
3 4 244—260 260—276 2,95 2,90 8,98 11,88 0,8643 0,8713 1,4736 198 4,85 5,69 — 116 123 0,51
5 276—286 3,07 14,95 0,8773 1,4808 — 7,35 8,45 <—60 130 0,62
6 286—298 2,84 17,79 0,8828 —— — 1,73 2,03 136
7 298—310 3,08 20,87 0,8909 1,4879 230 11,03 15,08 19,70 4,28 5 08 —58 142 0,90
8 9 310—328 328—343 3,25 3,42 24,12 27,54 0,8988 0,9088 1,5046 — 6,22 7,26 8,90 12 22 2,22 2 50 —52 —47 150 158 1,21
10 11 343—354 354—365 3,31 3,31 30,85 34,16 0,9196 0,9276 1,5169 277 37,51 7,74 3,32 —43 —38 165 174 1,91
12 13 365—376 376—390 3,61 3,26 37,77 41,03 0,9357 0,9440 1,5331 — 87,37 17,56 22,61 3,87 4,84 —33 —29 183 193 2,31
14 390—402 3,49 44,52 0,9512 — 5>1 7,80 —25 205 —
15 402—412 3,37 47,89 0,9578 1,5370 320 , 9 53,93 86,61 165,9 191,6 —20 217 2,84
16 412—425 3,42 51,31 0,9638 —— 9,78 —16 225 —
17 425—445 3,67 54,98 0,9723 1,5484 359 385 12,80 —9 242 3,24
18 19 20 445—462 462—484 484—496 3,61 3,42 3,59 58,59 62,01 65,60 0,9763 0,9818 0,9887 1,5519 1,5526 17,22 21,20 —7 —3 256 269 3,40
21 Остаток 34,40 100,00 1
Примечание. Содержание парафина во фракции
№ 20-0.12%; температура плавления его 56°С-
8 о 140. Разгонка । НТК) прорвинской нефти (скважина № П в и характеристика полученных фракций аппарате АРН-2
№ фрак- ции Температура выкипания фракции при 760 мм рт. ст. °C Выход । отдельны? Фракций на нефть), /0 суммарный „20 nD М ^20» сСт V50, сСт । VI00M сСт Темпер застывания атура, °C вспышки Содержа- ние серы, %
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 П р и 49. 55 и До 28 (газ до С4) 28—70 70—90 90-117 117—124 124—138 138—152 152—167 167—180 180—192 192—206 206—220 220—232 232—244 244—255 255—268 268—280 280—293 293—305 305—317 317—329 329—342 342-354 354—368 368—380 380—395 395—408 408—425 425—439 439—470 470—500 Остаток меч а ние.ТСс >3 °C соответств 1,76 2,46 2,57 2,81 2,57 2.81 2,63 2,69 2,69 2.69 2,63 2,81 2,81 2,75 2,81 2,92 3,04 2,90 2,75 2,90 2,92 3,04 2,98 3.04 2,92 3,09 2,98 3,09 3,15 3,27 3.02 12,50 держание п енно. 1,76 4,22 6,79 9,60 12,17 14,98 17,61 20,30 22,99 25,68 28,31 31,12 33,93 36.68 39,49 42,41 45,45 48,35 51,10 54,00 56,92 59,96 62,94 65,98 68,90 71,99 74,97 78,06 81,21 84,48 87,50 100,00 арафина во 0.6612 0,7150 0,7440 0,7660 0,7835 0,7860 0,7933 0,8000 0,8070 0,8150 0,8220 0,8290 0,8360 0,8428 0,8500 0,8555 0.8630 0,8717 0,8740 0,8796 0,8840 0,8896 0,8920 0.8945 0,8960 0,8980 0.9000 0,9010 0,9020 0,9030 фракции № 2 1,3823 1,4212 1,4368 1,4410 1,4430 1,4490 1,4580 1,4686 1,4738 1,4804 1,4972 1,5018 1,5020 1,5140 1,5188 1,5273 7-7,52%; во 75 100 118 136 160 199 235 276 330 400 фракци 0,85 1,10 1,55 1,70 2,00 2.35 2.66 3.00 3.39 4,20 5.08 6,10 7,35 8,80 11.34 14,80 19,50 36,91 № 29—6,54 1,10 1,25 1,48 1,70 1,91 2.20 2.60 3.00 3,37 4,00 4,62 5,65 6.70 8,20 10,54 14,50 19,84 47,95 %; во фраки 1,04 1,10 1,23 1,30 1,48 1,60 1.84 2,05 2,32 2,70 3,22 3.90 4,76 6,00 8,13 10,20 (ни № 31—5, <-60 -51 -36 —27 —14 -6 4 8 12 22 28 36 07%; темпе] 70 93 115 125 138 152 175 185 210 >атура плав. 0,02 0,06 0,41 0,60 0,80 0,93 1,20 1,60 2,16 3,40 пения его
to о 141 Разгонка (НТК) прорвинской нефти (смеси) в аппарате АРН- и характеристика полученных фракции 2
№ фрак- ции Температура выкипания фракции при 760 мм рт. ст., °C Выход (на % отдельных фракций нефть), суммарный 20 р4 20 nD М V20« сСт V50» сСт VJ00> сСт Темпер ат застывания ура, °C вспышки Содержа- ние серы, %
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 И 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 До 28 (газ до Ci) 28—70 70—88 88—100 100—112 112—128 128—140 140—150 150—160 160—172 172—184 184—196 196—210 210—222 222—234 234—244 244—256 256—266 266—274 274—284 284—294 294—304 304—314 314—324 324—334 334—342 342—354 354—366 366—378 378—396 396—412 412—430 430—452 452—472 472—490 Остаток 0,19 1,96 2,22 2,18 2,22 2,72 2,25 2,31 2,31 2,37 2,37 2,40 2,44 2,44 2,34 2,34 2,40 2,34 2,37 2,44 2,47 2,47 2,50 2,47 2,53 2,69 2,47 2,72 2,66 2,60 2,76 2,76 2,78 2,72 2,06 16,73 0,19 2,15 4,37 6,55 8,77 11,49 13,74 16,05 18,36 20,73 23,10 25,50 27,94 30,38 32,72 35,06 37,46 39,80 42,17 44,61 47,08 49,55 52,05 54,52 57,05 59,74 62,21 64,93 67,59 70,19 72,95 75,71 78,49 81,21 83,27 100,00 0,6780 0,7330 0,7500 0,7612 0,7700 0,7778 0,7848 0,7905 0,7970 0,8029 0,8090 0,8151 0,8220 0,8290 0,8340 0,8409 0,8470 0,8534 0,8589 0,8642 0,8698 0,8734 0,8803 0,8854 0,8911 6,8970 0,9027 0,9071 0,9123 0,9175 0,92'2 0,9250 0,9305 0,9440 1,3820 1,4079 1,4185 1,4320 1,4390 1,4446 1,4470 1,4540 1,4600 1,4680 1,4750 1,4782 1,4870 1,5018 1,5051 1,5100 1,5140 1,5240 1,5255 90 125 158 180 219 250 298 375 393 0,90 0,94 1,12 1,20 1,54 1,79 2,22 2,50 2,81 3,28 3,80 4,32 5,22 6,18 7,50 9,50 11,83 14,00 16,70 21,92 29,63 1,02 1,19 1,38 ‘ 1,51 1,65 1,92 2,10 2,59 3,05 3,40 3,90 4,30 4,81 5,46 6,10 7,19 8,71 11,00 13,68 34,45 62,90 77,46 1,07 1,20 1,28 1,40 1,50 1,62 1,78 1,91 2,16 2,38 2,68 3,15 3,73 4,67 5,76 7,34 9,09 11,10 —62 —58 -52 —49 —44 —39 —33 —29 —25 —20 —14 —12 —9 —5 —1 3 7 10 14 18 22 25 28 32 80 84 92 98 106 114 122 130 140 148 156 165 176 184 191 201 210 220 230 236 245 250 0,02 0,03 0,06 0,07 0,11 0,14 0,20 0,31 0,45 0,71 0,94 1,24 1,46 1,51 1,56 1,75 2,14 3.S0
142. Характеристика дистиллятов, полученных
при однократном испарении прорвинской нефти (смеси)
Температура однократного испарения, °C Выход (на нефть), % рГ м Фракционный состав, СС
н. к. 10% 50% 90% К. к.
200 25,0 0,7806 147 80 90 145 240 265
225 32,0 0,7892 151 82 90 155 250 280
250 41,0 0,8005 155 83 НО 178 280 310
300 64,0 0,8285 172 95 120 218 330 350
143. Характеристика остатков, полученных
при однократном испарении прорвинской нефти (смеси)
Температура однократного испарения, СС Выход (на нефть), % ₽4° V50. сСт V100. сСт Температура застывания, °C
200 75,0 0,9000 7,57 2,68 —4
225 68,0 0,9103 11,63 3,51 2
250 59,0 0,9253 20,07 4,70 2
300 36,0 0,9511 79,75 10,61 4
144. Характеристика остатков разной глубины отбора танатарской нефти
Выход (на нефть) остатка, % ВУ50 ВУ80 ВУюо Температура, °C Коксуе- мость, % Содержа- ние серы, %
застыва- ния вспышки в открытом тигле
21,00 0,9125 100,1 18,71 10,45 10 332 6,31 0,43
23,85 0,9110 90,31 17,00 9,30 5 312 — ' —
26,66 0,9100 79,00 15,00 8,25 0 298 — —.
29,65 0,9092 66,05 13,35 7,32 —3 286 5,01 0,40
32,61 0,9080 54,01 12,00 6,05 —5 276 — —
35,71 0,9071 42,34 10,23 5,00 —7 266 — —
38,70 0,9065 34,82 8,51 4,01 —9 258 — —
41,66 0,9060 30,91 6,82 3,28 —11 251 — .
44,51 0,9054 26,00 5,68 2,77 —13 245 2,79 —
47,61 0,9040 23,35 4,65 2,35 —15 238 — —
50,46 0,9032 20,51 4,00 2,11 —16 232 — —
53,27 0,9020 18,31 3,61 2,00 —18 225 —
56,15 0,9015 15.61 3,25 1,90 —19 218 — —
59,00 0,9008 13,29 2,96 1,81 —21 213 1,86 0,35
61,85 0,9000 10,90 2,82 1,70 —22 206 — —
64,66 0,8995 8,81 2,60 1,62 —23 200 — —
67,47 0,8990 6,90 2,40 1,60 —25 194 — —
70,21 0,8980 5,65 2,30 1,53 —26 186 — —
73,02 0,8975 ' 4,89 2,14 1,50 —27 182 1,64 —
75,76 0,8970 4,25 2,00 1,48 —29 176 ! —
78,50 0,8960 3,75 1,85 1,43 —30 168 — —
81,24 0,8955 3,40 1,80 1,40 —32 163 — —
84,05 0,8950 3,18 1,70 1,39 —34 156 — —
86,75 0,8945 2,97 1,69 1,38 —35 150 1,19 0,25
89,45 0,8932 2,80 — — —36 140 — —
92,16 0,8920 2,63 — — —38 134 — —
94,78 0,8905 2,40 — — —41 122 —. —
97,39 0,8890 2,35 — — —44 106 — —
100,00 0,8880 2,29 — — —47 88 0,90 0,20
208
145. Характеристика остатков разной глубины отбора корсакской нефти
Выход (на нефть) остатка, % ВУ50 ВУ80 ВУюо Температура, °C Коксуе- мость, % Содержа- ние серы, %
застыва- ния ВСПЫШКИ в открытом тигле
46,72 0,9967 234,9 72,24 22 317 13,20 0,82
49,75 0,9722 — — — 18 304 — —
52,90 0,9637 —. 117,7 36,86 12 294 10,00 0,76
55,93 0,9572 — —- — 9 278 — —
58,96 0,9527 — — — 7 266 — —
61,93 0,9495 432,5 52,10 15,27 3 255 9,84 0,72
64,90 0,9485 — —— 12,18 0 243 — —
67,87 0,9468 — — 11,30 —2 234 — —
70,74 0,9463 175,8 25,70 9,57 —3 224 8,56 0,69
73,66 0,9437 146,5 20,52 7,75 —4 216 — —
76,58 0,9419 119,0 15,03 6,15 —6 209 — —
79,55 0,9397 90,20 11,80 4,77 —8 201 — —
82,52 0,9376 64,90 10,52 3,67 —10 195 — —
85,44 0,9350 46,02 9,63 2,75 —12 185 7,26 0,64
88,31 0,9327 33,60 — — —16 177 — —
91,18 0,9300 25,00 — —18 168 — —
93,93 0,9277 19,05 —— — —21 160 — —
96,39 0,9256 15,70 — —25 150 — —
99,14 0,9232 13,45 — —. —30 138 — —
100,00 0,9227 13,00 — — —32 134 5,01 0,55
146. Характеристика остатков разной глубины отбора
тереньузюкской нефти альб-сеноманского горизонта
Выход (на нефть)' остатка, % Р4° ВУ5о ВУ80 ВУюо Температура, сС Коксуе- мость, % Содержа- ние серы, %
застыва- ния вспышки в открытом тигле
27,54 0,9900 60,24 26 334 19,12 2,12
29,64 0,9880 .— — — 25 310 — —.
32,74 0,9808 110,2 40,16 23 298 14,35 2,00
35,95 0,9763 — — — 21 290 — —
39,05 0,9722 — — — 19 284 — —
42,15 0,9698 451,8 41,88 13,21 16 270 12,28 —
45,36 0,9653 — 11,30 14 264 — —
48,51 0,9620 — 9,52 11 259 — —
51,50 0,9600 — — 8,25 9 250 — —
54,65 0,9575 121,1 18,36 6,99 7 242 9,03 1,82
57,75 0,9560 — 16,72 5,75 3 238 — —
60,74 0,9545 —— 13,60 5,10 1 232 — —
63,78 0,9532 — 10,62 4,32 —1 224 — —
66,95 0,9523 — 8,23 3,75 —4 216 — —
70,03 0,9512 38,20 6,98 3,30 —6 208 6,10 —
73,02 0,9500 — 6,10 2,85 —9 200 — —
75,12 0,9485 25,95 5,50 2,50 —11 190 — —
79,04 0,9479 22,15 5,00 2,32 — 14 184 —- —
82,14 0,9472 18,30 4,82 2,25 — 16 174 —, —
85,06 0,9460 13,63 3,56 2,15 — 19 167 5,03 1,49
87,95 0,9452 11,30 — — —21 158 —. —
90,74 0,9440 9,53 —. — —23 143 — —
93,55 0,9430 8,50 — —25 137 — —
96,45 0,9412 7,22 — — —28 124 — —
100,00 0,9392 6,07 — — —30 118 4,10 1,44
14—160
147. Характеристика остатков разной глубины отбора
тереньузюкской нефти неокомского горизонта
Выход (на нефть) остатка, % ВУ50 ВУ80 ВУюо Температура, °C Коксуе- мость, % Содержа- ние серы, %
застыва- ния ВСПЫШКИ в открытом тигле
23,22 0,9877 133,0 43 320 16,55 1 69
27,82 0,9800 — — 36 302
30,86 0,9764 — 228,5 45,55 32 290 14,11 1 56
33,91 0,9730 — — — 28 280
37,03 0,9700 — — —' 24 272
40,19 0,9674 — 48,80 16,11 18 262 11,59
43,30 0,9640 — —. 13,50 15 256 '
46,46 0,9620 — — 10,05 11 248
49,57 0,9608 — — 8,00 6 240
52,68 0,9602 163,1 18,15 5,77 3 230 8,41 1 47
55,84 0,9570 —. 15,80 5,10 1 226
58,95 0,9550 — 13,00 4,30 —2 220
61,95 0,9540 — 10,50 3,70 —4 212
65,00 0,9535 — 8,30 3,30 —6 204
68,00 0,9529 32,33 6,68 3,19 —8 197 6,02
70,94 0,9490 — 5,40 2,60 —11 190
73,94 0,9460 — 4,60 2,30 — 14 184
76,82 0,9440 18,50 4,10 2,10 —17 178
79,70 0,9430 14,40 3,70 2,00 —20 171
82,70 0,9396 12,82 3,39 1,97 —23 167 4,72 1,32
85,58 0,9380 11,40 —, —24 156
88,46 0,9370 10,20 — —25 148 .
91,46 0,9360 9,00 — —28 142
94,34 0,9356 7,00 — —30 134
97,17 0,9355 — —32 123 .
100,00 0,9354 — — — —34 ПО 3,38 1,22
148. Характеристика остатков разной глубины отбора тажигалинской нефти
юрского горизонта
Выход (на нефть) остатка, % О20 р4 ВУ60 ВУао ВУгоо Температура, °C Коксуе- мость, % Содержа- ние серы, %
застыва - НИЯ вспышки в открытом тигле
15,20 0,9415 140,00 19,16 5,70 34 312 9,11 2,20
17,73 0,9340 105,10 17,65 5,23 31 298
20,60 0,9271 70,00 15.32 4,81 29 283
23,42 0,9222 46,50 13,51 4,45 28 275
26,18 0,9190 37,78 11,65 4,05 27 264 6,26 1,70
29,01 0,9149 22,00 9,25 3,61 25 254
31,92 0,9118 15,15 6,18 3,28 24 246
34,72 0,9088 10,52 5,82 2,80 23 239 . .
37,52 0,9060 7,49 4,72 2,50 22 232 3,02 1,50
40,32 0,9035 5,80 3,65 2,08 21 223
43,12 0,9010 4,95 3,05 1,85 20 217
45,92 0,8985 4,23 2,53 1,70 19 209
48,71 0,8962 3,72 2,23 1,60 18 201 — ——
210
Продолжение табл. 148
Выход (на нефть) остатка, % Р4° ВУ50 ВУво ВУюо Температура, °C Коксуе- мость, % Содержа- ние серы, %
застыва- ния ВСПЫШКИ в открытом тигле
51,50 0,8940 3,38 1,95 1,50 17 194 .
54,18 0,8918 3,11 1,80 1,43 16 188 2,28 1,24
56,84 0,8900 2,98 1,70 1,32 15 180 — —
59,52 0,8879 2,82 1,61 1,30 14 174 — —
62,31 0,8850 2,61 1,50 1,20 13 166 — —
65,10 0,8828 2,50 1,40 1,19 12 160 — —
67,74 0.8800 2,38 1,37 1,15 11 153 — —
70,42 0,8782 2,29 1,32 1,10 10 146 1,85 1,20
73,24 0,8760 2,15 1,30 1,08 9 139 — —
75,84 0,8738 2,08 1,28 1,05 8 132 — — W
78,44 0,8710 1,99 1,24 1,02 7 125 — —
81,12 0,8687 1,90 1,23 1,00 5 118 — .—
83,92 0,8660 1,79 1,22 1,00 3 111 — —
86.68 0,8630 1,70 — — 2 100 1,60 1,15
89,36 0,8600 1,61 — — —1 93 — -—
91,96 0,8580 1,50 — — —2 83 — —
94,49 0,8555 1,42 — — —4 70 — .—
97,09 0,8540 1,33 — — —6 57 — —
99,55 0,8523 1,25 — — —7 40 — —
100,00 0,8518 1,22 — — —8 32 1,33 0,95
149. Характеристика остатков разной глубины отбора
караарнинской нефти апт-неокомского горизонта
Выход (на нефть) остатка. % Р4° ’ ву50 ВУ80 ВУюо Температура, СС Коксуе- мость, % Содержа- ние серы, %
застывания ВСПЫШКИ в открытом • тигле
34,40 — — — — 62 (т. размягч.) — 28,13 4,85
44,00 — — — — 37 (т. размягч.) — 24,05 —
55,49 1,0350 — 93,73 43,00 32 248 20,30 4,05
58,98 1,0150 60,23 28,80 22 233 — —
62,23 1,0080 — 40,14 18,31 15 225 — —
65,84 1,0020 — 27,20 11,00 9 214 — —
69,15 0,9997 134,6 16,83 6,28 4 203 12,58 3,30
72,46 0,9965 95,30 12,15 4,80 0 195 — —
75,88 0,9928 64,30 8,29 3,78 —5 186 — —
79,13 0,9892 40,20 5,78 3,05 —10 177 — —
82,21 0,9850 32,50 4,67 2,63 —13 170 — —
85,05 0,9823 25,01 3,97 2,47 —16 162 10,30 3,04
88,12 0,9778 20,00 3,30 2,15 — 18 155 — —
91,02 0,9744 16,80 3,15 2,00 —19 146 — —
93,97 0,9702 14,70 2,98 1,96 —20 136 — —
96,92 0,9662 12,80 2,82 1,92 —21 126 ——
100,00 0,9624 — 2,74 1,88 —22 115 7,64 2,75
211
150. Характеристика остатков разной глубины отбора прорвинской нефти (скважина № 1) 151. Характеристика остатков разной глубины от прорвинской нефти (смеси) бора
Выход (на нефть) остатка, % Р420 ВУ60 ВУ8О ВУ1оо Температура, °C Коксуе- мость, 0/ /0 л Содержа* ние серы, <^Я % Выход (на нефть) остатка, % Р4° ВУбо ВУео ВУюо Температура, °C Коксуе- мость, % Содержа- ние серы, %
застыва- ния ВСПЫШКИ открытом тигле
застывания ВСПЫШКИ в открыто! тигле
12,50 16,73 1,0672 — 335,3 50 320 20,90 3,50
56 (т. размягч.) —- — 3,40 1 18,79 0,9985 — — — 37 35 303 288 —
19,40 0,9882 — 32,03 16,95 36 242 25,30 2,89 И 21,51 °4 29 0,9943 0 9905 11,45 34 275 — —
25,03 0,9789 277,2 28,68 10,19 29 232 14,55 2,80 1 27,05 0,9872 — — 9,03 32 260 — —
28,01 0,9730 — 23,70 7,30 26 230 29,81 0,9823 204,80 32,43 6,92 30 252 15,20 2,59
31,10 34,02 37,06 0,9680 0,9640 0,9590 — 9,00 6,20 5,00 5,15 3,80 3,00 22 19 16 225 220 212 1 1 1 1 1 1 32,41 35,07 37,79 40 26 0,9805 0,9768 0,9739 0,9702 1 1 II 12,52 7,50 5,48 5,63 4,40 3,54 3,03 29 27 25 22 240 232 223 216 1111 1111
40,04 0,9550 16,57 4,22 2,46 13 206 9,60 2,40 Я 42,95 0,9666 15,08 4,20 2,49 18 206 — —"
43,08 0,9520 14,20 3,80 2,20 10 198 45,48 0,9627 12,93 3,32 2,01 15 200 9,93 2,32
46,00 48,90 51,65 0,9480 0,9440 0,9400 11,70 9,40 7,50 3,40 3,00 2,70 2,00 1,85 1,80 8 5 3 188 178 172 1 1 1 1 1 1 47,95 50,45 52,92 55 39 0,9595 0,9558 0,9502 0,9467 10,72 9,03 7,12 5,78 3,02 2,50 2,25 2,03 1,90 1,80 1,70 1,58 10 6 —1 —5 192 194 176 170 1111 1111
Ь4,55 0,9370 5,80 2,45 1,60 1 162 -^Я 57,83 0,9409 4,70 1,89 1,50 —10 164 — —
57,59 0,9330 4,70 2,20 1,50 —2 154 60,20 0,9366 3,92 1,73 1,46 —15 158 — —
60,51 63,32 66,07 0,9292 0,9250 0,9220 3,84 3,50 3,00 1,96 1,75 1,65 1,42 1,40 1,30 —4 —6 —8 145 138 130 6,85 2,10 я 62,54 64,94 67,28 69,62 0,9292 0,9278 0,9243 0,9195 3,47 3,01 2,63 2,40 1,65 1,50 1,43 1,40 1,37 1,30 1,28 1,25 —20 —22 —24 —26 154 140 132 120 7,54 2 111
68,88 0,9170 2,80 1,55 1,25 —10 124 72,06 0,9152 2,28 1,38 1,23 —28 113 — —
71,69 0,9130 2,50 1,48 1,20 —12 118 74,50 0,9125 2,08 1,35 1,21 —29 103 — —
74,32 77,01 0,9080 0,9040 2,20 2,00 1,45 1,42 1,17 1,14 —14 —16 112 108 1 1 1 1 76,90 79,27 81 64 0,9072 0,9034 0,9007 1,85 1,70 1,60 1,30 1,27 1,24 1,19 1,18 1,16 —30 —31 —32 92 83 72 5,39 1,61
79,70 0,9000 1,82 1,41 1,10 —18 104 5,80 2 04 я 83,95 0,8965 1,55 — — —32 62 — —
82,39 0,8950 1,60 — — —18 96 *^^я 86,26 0,8934 1,50 — — —32 52 — —•
85,02 0,8910 1,50 . — —19 87 88,51 0,8902 1,48 — —33 40 — ——
87,83 0,8860 1,45 19 7Я 91,23 0,8856 1,45 — — —33 32 —
90,40 0,8820 1,40 — — —20 68 1 1 93,45 95,63 | 0,8818 0,8775 1,4С 1,зе — —34 —34 22 14 —
93,21 0,8770 1,35 — — —20 56 W —. 'З^Я 97,85 0,8738 1,32 — —35 2 — —
95,78 0,8720 1,30 — — —21 42 99,81 0,8715 1,2£ — — —35 —8 — —
100,00 0,8660 1,24 — — —22 16 2,92 1,30 1 100,00 0,8703 l,2f —36 —22 2,95 1,25
212
213
152. Физико-химическая характеристика нефтей Северо-Эмбенского района
Нет ъ Горизонт, ярус Глубина перфорации, м № сква- жины Р420 м v20 сСт V50» сСт Температура застывания, °C Темпера- тура вспышки в закры- том тиг- ле, °C Давление на- сыщенных паров, мм рт. ст.
с обра- боткой без обра- ботки
при 38 сС при 50 °C
Шубаркудукская Пермотриасовый — 0,8780 64,6С 20 6С <С 2С
Джаксимайская Кенкиякская Кенкиякская Кенкиякская Кенкиякская Кенкиякская горизонт То же Юрский горизонт То же » Пермотриасовый горизонт Нижнетриасовый горизонт 268—262 320—304 600—585 650—644 11 12 15 21 72 0,8430 0,9083 0,9170 0,9134 0,8654 0,9005 381 295 322 14,60 188,0 21,02 161,1 5,60 37,98 46,65 37,95 8,19 39,20 <—30 —39 —44 —42 <—60 —27 — —29 —34 —39 <—60 —6 -35 <—35 8 63 142
Кенкиякская Кенкиякская Кенкиякская Кенкиякская II горизонт Р2 Нижний горизонт Р2 VIII горизонт Р2 Сакмароартинский горизонт 699—689 997—982 1041—1021 3917—3882 72 48 71 88 0,8582 0,8126 0,8644 0,8282 305 220 290 228 5,44 29,86 7,63 6,45 3,47 9,27 3,83 -37 —60 —29 —33 —16 —31 —7 —20 34 <—35 69 <—35 46 393 144 71 483 43 224
Акжарская Акжарская Каратюбинская Каратюбинская Каратюбинская Каратюбинская Каратюбинская Каратюбинская Аптский горизонт Среднеюрский горизонт Барремский горизонт Среднеюрский горизонт То же » Нижнеюрский горизонт Нижнетриасовый горизонт 333—329 533—529 328—325 436—434 466—459 486—478 671—655 734—728 25 27 4 3 6 4 7 6 0,9047 0,8783 0,9178 0,9376 0,9224 0,9099 0,9063 0,8630 387 304 485 433 495 403 395 280 175,0 68,00 340,8 340,0 24,04 35,07 16,86 95,69 245,6 117,3 60,90 58,19 7,83 —26 —38 —15 —11 —5 —23 —37 —46 —20 —35 —11 —6 —5 —17 —20 —8 117 70 91 ПО 95 86 84 <—35 21 0 0 0 3 2 35 50 38 40 13 37 33 106
Каратюбинская Каратюбинская Каратюбинская То же » Зерхнепермский горизонт 816—802 898—886 912,5—892 17 14 15 0,8846 0,8633 0,8593 300 248 248 26,61 18,93 17,90 9,41 7,29 —23 —37 —40 —1 —28 —8 0 <—35 —16 7 186 0 42 204 30
Кумсайская Сакмарский ярус 3663—3660 2 0,8959 228 162,0 27,06 — 10 —8 40 0 54
Продолжение табл. 152
Нефть Горизонт, ярус Парафин Содержание, % Коксуемость, % Зольность, % Кислотное число, мг КОН на 1 г нефти Выход фракций, вес. %
содержание, % температура плавления, СС 3 о ’ азота — 1 смол серно- кислотных смол силика- гелевых асфальтенов
до 200 °C до 350 °C
Шубаркудукская Пермотриасовый 2,14 55 0,47 36 — 0,88 — — — 12,8 —
Джаксимайская горизонт То же 2,32 55 0,28 0,63 0,12 5 26 11,45 0,30 0,27 0,95 3,30 — 4,79 20,6 3,3 29,2
Кенкиякская Юрский горизонт
Кенкиякская (скважина № 11) Юрский горизонт 2,68 53 1,27 28 16,90 0,33 3,20 — 5,88 2,0 20,0* (до 300 °C)
Кенкиякская (скважина № 12) Юрский горизонт — — 0,93 — 24 — — 2,84 — 3,96 2,0 20,0* (до 300 °C)
(скважина № 15) 1,67 2,05 19,3
Кенкиякская Пермотриасовый 2,98 40 0,40 0,07 20 6,22 0,10 —
Кенкиякская горизонт Нижнетриасовый 4,48 50 0,45 0,21 48 21,19 4,24 5,78 0,06 0,60 12,2 35,3
Кенкиякская горизонт II горизонт Ра 5,18 49 0,51 0,06 10 7,14 0,16 1,41 0,02 0,25 12,0 44,0* (до 300 °C)
Кенкиякская Нижний горизонт VIII горизонт ₽2 Сакмароартинский 3,53 3,19 2,53 49,5 51 0,44 0,48 0,29 0,03 0,06 9 8 4,68 7,34 Следь 0,12 1,07 1,48 о,оое 0,37 0,39 33,1 8,9 62,0 45,6
Кенкиякская Кенкиякская 50 0,05 9 6,00 Следь 1,17 0,004 0,13 31,2 61,4
Акжарская горизонт Аптский горизонт 0,44 49 0,15 0,07 13 11,62 0,56 2,21 0,055 0,46 1,2 31,0
По ГОСТ 2177-66.
to
СП
ZIZ Ир 91 z
' — ... Продолжение табл. 152
Парафин Содержание, % О*
Ч г.
Нефть ф S О. О Я я № Л S5 S _ вес. %
Горизонт, ярус я «3 О, & Ох? Н S а я о. ф ф «5 с « S ф К? серы азота смол серн кислотные СМОЛ СИЛИ гелевых В ф Л В о S ф >. и я о X Зольность, Кислотное мг КОН н< нефти до 200 СС до 350 СС
Акжарская Среднеюрский горизонт 0,60 56 0,20 0,11 8 6,77 0,50 1,41 0,01 0,25 5,0 41,0
Каратюбинская Барремский горизонт 1.71 58 0,27 0,14 30 17,80 2,40 4,50 0,09 0,12 1,0 23,6
Каратюбинская Среднеюрский горизонт (скважина № 3) 0,67 56 0,32 0,18 38 22,00 1,80 5,80 0,06 0,18 — 8,0* (до 300 °C)
Каратюбинская Среднеюрский горизонт (скважина № 6) 1,06 58 0,31 0,16 30 17,30 2,40 4,75 0,05 0,26 — 10,0* (до 300 °C)
Каратюбинская Среднеюрский горизонт (скважина № 4) 1,03 56 0,32 0,14 28 16,61 2,57 4,10 0,18 0,067 1,2 25,2
Каратюбинская Нижнеюрский горизонт 1,57 50 0,35 0,15 28 16,88 1,96 3,91 0,009 0,07 2,0 27,6
Каратюбинская Нижнетриасовый гори- 2,74 52 0,27 0,13 22 10,86 2,44 4,45 0,17 0,04 20,1 45,4
зонт (скважина № 6)
Каратюбинская Нижнетриасовый гори- 1,28 58 0,19 0,15 20 10,90 1,80 3,54 0,08 0,127 7,0 34,0* (до 300 °C)
зонт (скважина № 17)
Каратюбинская Нижнетриасовый гори- зонт (скважина № 14) 2,56 50 0,35 0,14 20 10,10 1,10 2,65 0,017 0,14 20,0 34,0* (до 300 °C)
Каратюбинская Верхнепермский горизонт 2,69 51 0,27 0,10 16 8,80 1,70 2,^8 0,017 0,12 22,6 49,5
Кумсайская Сакмарский ярус 5,29 50 0,94 0,06 30 15,60 3,34 4,02 0,03 0,24 29,0 35,3
* По ГОСТ 2177—66.
153. Разгонка нефтей по ГОСТ 2177—66
Нефть Н. к., °C Отгоняется (в %) до температуры, °C
120 140 150 160 180 200 220 240 260 280 300
Кенкиякская юрского горизонта (скважина 160 — и - — — — 4 8 12 16 20 24
№ 11) Кенкиякская юрского горизонта (скважина 184 — — — — — 2 5 8 12 16 20
№ 12) Кенкиякская юрского горизонта (скважина 190 — ——• — — — 2 4 8 12 16 20
Ns 15) Кенкиякская пермотриасового горизонта 100 4 8 10 12 16 18 12 12 34 9 32 22 15 18 40 13 36 26 90 30 22 36 26 40 32
Кенкиякская нижнетриасового горизонта Кенкиякская II горизонта Кенкиякская нижнего горизонта Кенкиякская VIII горизонта Кенкиякская сакмароартинского горизонта 111 136 55 183 75 2 16 12 5 2 22 18 о 3 24 20 5 26 23 9 32 28 24 44 18 40 32 48 26 44 8 12 Л 36 51 31 48 13 44 56 36 54 19
Акжарская аптского горизонта Акжарская среднеюрского горизонта 243 205 — — — — 4 8 18 7 24 12 8
Каратюбинская барремского горизонта 230 — — — — — 9
Каратюбинская среднеюрского горизонта 270 — — — —‘ —
(скважина № 3) 185 4 10
Каратюбинская среднеюрского горизонта — — — —“
(скважина № 6) 216 Q 10 14
Каратюбинская среднеюрского горизонта —• —
(скважина № 4) Каратюбинская нижнеюрского горизонта 225 — — — — 22 2 31 5 34 8 47 12 40
Каратюбинская нижнетриасового горизонта 84 6 10 12 14 20
(скважина Ns 6) Каратюбинская нижнетриасового горизонта 165 — — — — 3 7 11 16 21 27 34
(скважина Ns 17) Каратюбинская нижнетриасового горизонта 64 — 12 13 14 17 20 22 25 28 32 34
(скважина № 14) Каратюбинская верхнепермского горизонта 89’ 6 10 12 15 19 24 26 30 34 38 42
154. Изменение кинематической вязкости (в сСт) нефтей
в зависимости от температуры
Нефть V-20 V30 Т.10 V50
Кенкиякская юрского горизонта (сква- жина № 11) 188,00 103,60 57,86 37,98
Кенкиякская пермотриасового горизонта 21,02 14,31 10,69 8,19
Кенкиякская нижнетриасового горизонта 161.10 98,01 59,89 39,20
Кенкиякская нижнего горизонта . 5.44 4,99 4,12 3,47
Кенкиякская VIII горизонта 29,86 16,58 12,99 9,27
Акжарская аптского горизонта 175,00 92,85 54,06 35,07
Акжарская среднеюрского горизонта 68,00 37,95 25,30 16,86
Каратюбинская барремского горизонта — 232,8 169,00 95,69
Каратюбинская среднеюрского горизонта (скважина № 3) — 1045,00 480,70 245,60
Каратюбинская среднеюрского горизонта (скважина № 6) — 459,00 211,90 117,30
Каратюбинская среднеюрского горизонта (скважина № 4) 340,80 180,70 101,20 60,90
Каратюбинская нижнеюрского горизонта 340,00 168,40 99,04 58,19
Каратюбинская нижнетриасового гори- зонта (скважина № 6) 24,04 14,08 10,37 7,83
Каратюбинская нижнетриасового гори- зонта (скважина № 17) — 40,12 23,92 17,90
Каратюбинская нижнетриасового гори- зонта (скважина № 14) 26,61 18,55 11,95 9,41
Каратюбинская верхнепермского гори- зонта 18,93 13,25 9,58 7,29
155. Изменение условной вязкости нефтей в зависимости от температуры
Не)>ть ВУ20 ВУзо ВУ40 ВУ6о
Кенкиякская юрского горизонта (сква- 25,38 13,98 8,00 5,24
жина № 11)
Кенкиякская пермотриасового горизонта 3,07 2,28 1,93 1,69
Кенкиякская нижнетриасового горизонта 21,74 13,23 8,10 5,12
Кенкиякская нижнего горизонта 1,42 1,38 1,30 1,23
Кенкиякская VIII горизонта 4,31 2,55 2,08 1,79
Акжарская аптского горизонта 23,67 12,52 7,29 4,72
Акжарская среднеюрского горизонта 9,20 5,34 3,60 2,59
Каратюбинская барремского горизонта — 31,41 22,80 12,91
Каратюбинская среднеюрского горизонта — 141,0 64,87 33,14
(скважина № 3)
Каратюбинская среднеюрскогб горизонта — 62,24 28,59 15,82
(скважина № 6)
Каратюбинская среднеюрского горизонта 47,00 24,40 13,64 8,24
(скважина № 4)
Каратюбинская нижнеюрского горизонта 45,90 22,73 13,37 7,88
Каратюбинская нижнетриасового гори- 3,43 2,26 1,90 1,65
зонта (скважина № 6)
Каратюбинская нижнетриасового гори- — 5,51 3,42 2,71
зонта (скважина № 17)
Каратюбинская нижнетриасового гори- зонта (скважина № 14) 3,76 2,78 2,05 1,80
Каратюбинская верхнепермского гори- 2,82 2,17 1,82 1,60
зонта
218
156. Изменение относительной плотности нефтей в зависимости от температуры
Нефть Плотность
при 20 °C при 30 СС при 40 °C при 50 °C
Кенкиякская юрского горизонта (сква- жина № 11) 0,9083 0,9020 0,8957 0,8894
Кенкиякская пермотриасового горизонта 0,8654 0,8586 0,8517 0,8449
Кенкиякская нижнетриасового горизонта 0,9005 0,8927 0,8863 0,8800
Кенкиякская нижнего горизонта 0,8126 0,8051 0,7975 0,7900
Кенкиякская VIII горизонта 0,8644 0,8575 0,8507 0,8438
Акжарская аптского горизонта 0,9047 0,8948 0,8921 0,8858
Акжарская среднеюрского горизонта 0,8783 0,8716 0,8649 0,8582
Каратюбинская барремского горизонта — 0,9116 0,9054 0,8992
Каратюбинская среднеюрского горизонта (скважина № 3) 0,9376 0,9317 0,9258 0,9199
Каратюбинская среднеюрского горизонта (скважина № 6) 0,9224 0,9163 0,9102 0,9041
Каратюбинская среднеюрского горизонта (скважина № 4) 0,9099 0,9021 0,8958 0,8895
Каратюбинская нижнеюрского горизонта 0,9063 0,9087 0,8952 0,8874
Каратюбинская нижнетриасового гори- зонта (скважина № 6) 0,8630 0,8562 0,8493 0,8425
Каратюбинская нижнетриасового гори- зонта (скважина № 17) 0,8846 0,8780 0,8714 0,8648
Каратюбинская нижнетриасового гори- зонта (скважина № 14) 0,8633 0,8565 0,8496 0,8427
Каратюбинская верхнепермского гори- зонта 0,8593 0,8523 0,8454 0,8384
157. Элементный состав нефтей
Содержание, %
Нефть С Н О S N
Кенкиякская юрского горизонта (скважина № 11) 86,19 12,51 0,63 0,55 0,12
Кенкиякская пермотриасового горизонта 85,97 13,21 0,35 0,40 0,07
Кенкиякская нижнетриасового горизонта 86,20 12,72 0,42 0,45 0,21
Кенкиякская II горизонта 85,95 13,38 0,10 0,51 0,06
Кенкиякская нижнего горизонта 85,76 13,43 0,34 0,44 0,03
Кенкиякская VIII горизонта 85,90 13,45 0,11 0,48 0,06
Акжарская аптского горизонта 86,49 12,89 0,40 0,15 0,07
Акжарская среднеюрского горизонта 86,30 13,25 0,14 0,20 0,11
Каратюбинская барремского горизонта 86,69 12,84 0,06 0,27 0,14
Каратюбинская среднеюрского горизонта (сква- жина № 3) 86,61 12,42 0,47 0,32 0,18
Каратюбинская среднеюрского горизонта (сква- жина № 6) 86,77 12,71 0,05 0,31 0,16
Каратюбинская среднеюрского горизонта (сква- жина № 4) 86,50 12,89 0,15 0,32 0,14
Каратюбинская нижнеюрского горизонта 86,50 12,87 0,13 0,35 0,15
21»
Продолжение табл. 157
Нефть Содержание, %
С н о S N
Каратюбинская нижнетриасового горизонта (скважина № 6) 86,23 13,11 0,26 0,27 0,13
Каратюбинская нижнетриасового горизонта (скважина № 17) 86,36 13,23 0,07 0,19 0,15
Каратюбинская нижнетриасового горизонта (скважина № 14) 86,17 13,28 0,06 0,35 0,14
Каратюбинская верхнепермского горизонта 85,86 13,50 0,27 0,27 0,10
158. Состав газов (до С4), растворенных в нефтях,
и низко кипящих углеводородов (до С5)
Фракция Выход (на нефть), % Содержание индивидуальных углеводородов, вес. %
С2Нб С3Н8 цзо-СаНю «-С4Н10 ИЗО-С5Н12 Н-С5Н12
Кенкиякская нефть пермотриасового горизонта
До С4 I 0,86 I 5,8 I 13,8 I 48,8 | 31,6 I — I —
До С6 I 1,14 I 4,4 | 10,3 I 36,5 | 23,2 | 19,5 | 6,1
Кенкиякская нефть нижнетриасового горизонта
До С4 I 0,27 I 1,5 I 25,2 I 19,7 I 53,6 I — I -
До С5 | 0,56 । 0,7 | 12,4 I 9,8 | 26,8 | 23,0 | 27,3
Кенкиякская нефть нижнего горизонта
До С4 | 2,61 I 17,7 | 21,2 | 14,7 I 46,4 I — I —
До С6 I 5,07 | 9,2 I 11,0 | 7,6 | 24,1 | 21,6 | 26,5
Каратюбинская нефть барремского горизонта
До С4 | 0,003 | 31,3 ] 12,3 I 15,4 I 41,0 I — I —
До С5 I 0,006 I 13,7 I 5,4 | 6,7 | 18,0 | 27,2 | 29,0
Каратюбинская нефть среднеюрского горизонта
(скважина № 6)
До С4 I 0,005 I 49,3 I 18,0 I 8,7 I 24,0 I — I —
До С6 I 0,008 | 29,3 I 10,7 | 5,1 | 14,2 | 18,3 | 22,4
Каратюбинская нефть ни жнетри а с о в о го горизонта
(скважина № 6)
До С4 I 0,13 I 1,3 I 16,7 I 14,5 I 67,5 I — I —
До С5 I 0,46 I 0,4 I 4,6 I 4,0 | 18,9 | 28,6 | 43,5
Каратюбинская нефть нижнетриасового горизонта
(скважина № 14)
До С4 I 1,37 I — I 30,2 I 23,0 I 46,8 I — I —
До С5 I 2,26 | — I 18,3 I 13,9 | 28,4 | 18,4 | 21,0
Каратюбинская нефть верхнепермс ко г о горизонта
До С4 I 0,29 I 29,0 I 8,7 I 9,3 I 53,0 1 — I —
До С5 | 0,63 I 13,3 I 4,0 I 4,3 I 24,4 | 23,2 | 30,8
2 20
159. Потенциальное содержание (в вес. %) фракций в нефтях
BiHOEHdoj ojonowdsuaHxdaa BBMOHHQOlludB^ CO —' O> 00 'fOlOLCNOLCOl^OO co сч onoon — 00 <O О _<»-<СЧСО'Ф,ФЮСОЬ-00 00© —|СЯСО'ЛЬ'СООСЧ^<ОЬСТ)
(9 6Х внижвемэ) BiHosHdoj ojoeooBHdisHWHH ввяэнирэгхвЗв)! —I <ОЬ-СЧ©’Ф©СОСЧООСЧЮФ05СОЮ©Ю)СЧООСЧОСОСЧ05~ © — - СО^тМПЮООСОСООО-«СЧ'ФЮГ^ОООСЧСОЮ© нСЧСЧСЧСЧСЧ
BXHOEHdOJ OJoxodcHsHWHH EBMOHHQCHiedB)! 1 । i t । । I । । 1 । । I । । сч ю 05 сч © сэюо^счсч ' 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 Q О О — — СЧ С^СО^Ф©
(9 sjsf внижваяэ) BiHOEHdoa oJowodcHSHifado BBMDHH^OilBdB'H 1 11111111)11111111 ""S
B1HOS -Hdoj oJOMowaddBQ BBM0HH9JiiBdBH 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 locoootoco О < сч со
exHOEHdoj ojOHodcx -SHtfado ввмэ<!ежну 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1
BiHosiidoj ojohoxub ьвя^вжяу 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 lS-o'^«-X-
BiHOEHdoj ШЛ БВМЭИВИИНа)! I . | | | | СО | 1 | Ю © О С000 О о СО ЮО ОЭ — 00 ю о 1 ‘ 1 1 1 О * ООО’'- — СЧСЧСОЮГ-ОО-^СОЮСО
BiHOEHdoj oj -энжин ВВЯЭЯВИЯНэМ СО СЧЮЬ-Г’00С0Ю10ЮЮа1С010С0ОСЧСЧи0Ь-Г>.ОООЮ сч обоо — счсо^шсог-оо — СО^ШЬ-О — СО»ЛОООСЧтр — — —.—.СЧСЧСЧСЧСЧСЧСОСОСОСО-^Г-^’Ф
BIHOE -Hdoj ojoaooBHdi -энжин ввмэябиянэЯ со in г- сч со сп — ’^о^оеооососчсчоо'^юоюсоео сГ ОО — — — СЧСЧСОСОт^х^ЕОСОСОГ^ООСНО — сч^юооо I-Ч 1—4
вхное -Hdoj oJosooBHdx -oHdau ввяэявиянэУ 05 ООООС-О- СООООГ^ОООСОСОЮСООООСЧОЬ-’ФСО О —<-М со СО Tf тр ю Ю> со Г"« 00 © О — СЧ М4 СО 00 О> — СЧ-ф СО —.^«-М^-Ч^^^счс^счсчсч
(II эд внижваяэ) BiHOEHdoj ojOMddoi ввяэявимнэМ 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 I
Эо ‘iqdKiBdau •жэх otf вэхэвноло 00 сч Зосююоюоюоосчооюоооооооооо © А.50 <0000005050© — СЧСЧСО’Ф’ФЮСОЬ-ООСТ)© — счсо-ф со — — — — — —• — — — — — — — сч сч сч сч сч со
221
Продолжение табл. 159
Отгоняется до температуры, °C Кенкиякская юрского горизонта (скважина № И) Кенкиякская пермотриасового горизонта Кенкиякская нижнетриасового горизонта Кенкиякская нижнего горизонта Кенкиякская VIII горизонта Акжарская аптского горизонта Акжарская среднеюрского горизонта Каратюбинская барремского горизонта Каратюбинская среднеюрского горизонта (скважина № 6) Каратюбинская нижнеюрского горизонта Каратюбинская нижнетриасового горизонта (скважина № 6) Каратюбинская вер х не пер мско го горизонта
250 8,9 28,2 20,4 46,0 20,8 7,6 14,2 4,5 7,0 6,8 28,5 31,4
260 10,5 29,8 21,5 47,7 23,6 9,5 16,6 5,5 8,8 8,4 30,2 33,0
270 12,3 32,0 23,0 49,9 26,0 11,6 19,0 6,7 10,8 10,0 32,0 34,8
280 14,3 34,2 24,8 51,2 29,0 13,8 21,6 8,1 12,5 12,5 33,7 36,6
290 16,2 36,8 26,2 53,0 31,1 16,0 24,2 9,7 14,2 14,0 35,2 38,4
300 17,8 38,9 28,1 54,3 34,0 18,2 27,0 11,5 16,0 16,0 37,0 40,2
310 20,0 41,8 29,2 56,0 36,2 20,8 29,9 13,6 18,0 18,2 38,8 42,0
320 22,2 44,0 31,0 58,1 38,6 23,4 32,8 15,8 20,0 20,6 40,5 43,8
330 24,3 46,2 32,4 59,2 40,8 25,8 35,6 18,2 21,8 23,0 42,2 45,8
340 26,8 48,4 34,2 61,0 43,2 28,3 38,3 20,8 23,6 25,2 44,0 47,5
350 29,2 50,8 35,6 62,0 45,6 31,0 41,0 23,6 25,2 27,6 45,5 49,5
360 31,0 53,0 37,4 63,7 48,0 33,5 43,9 26,0 26,6 30,0 47,0 51,0
370 33,0 55,0 39,3 65,0 50,0 36,0 46,5 28,6 29,2 32,4 48,7 52,4
380 35,0 57,2 41,0 66,6 52,4 38,5 49,0 31,3 31,9 35,0 50,5 54,1
390 37,2 59,2 42,2 68,2 55,3 41,0 51,8 33,9 34,0 37,0 52,0 55,8
400 39,8 62,0 43,8 69,7 57,2 43,6 54,3 36,7 35,7 38,5 53,6 57,4
410 41,5 63,1 45,2 71,0 59,6 46,1 57,0 39,3 37,5 40,8 55,2 59,2
420 43,7 64,8 46,9 72,3 62,0 48,6 59,6 42,1 39,5 42,4 56,8 60,8
430 45,9 66,3 48,5 74,0 64,0 51,0 62,1 44,8 41,9 44,2 58,4 62,1
440 48,9 68,0 50,0 75,4 66,2 53,5 64,6 47,6 44,3 45,3 60,0 64,2
450 50,3 69,2 51,8 76,8 68,2 55,8 67,0 50,2 46,9 47,6 61,5 65,7
460 53,0 71,0 53,2 78,0 70,0 57,8 69,4 53,2 49,1 49,0 63,2 67,3
470 55,0 72,1 55,0 79,7 72,0 59,8 71,6 56,2 51,9 51,0 64,9 69,0
480 58,0 73,6 56,4 80,9 73,6 61,5 73,5 59,6 54,5 52,5 66,6 70,4
490 61,5 74,5 58,0 82,0 75,5 63,1 75,4 63,2 56,4 54,2 68,3 71,9
500 66,0 (до 495 °C) — 59,9 83,0 — 64,6 77,0 67,0 58,4 55,9 70,0 73,0
Остаток 34,0 25,5 40,1 17,0 24,5 35,4 23,0 33,0 41,6 44,1 30,0 27,0
160. Характеристика фракций, выкипающих до 200 °C
Темпера* тура отбора, °C Выход (на нефть), % Р1° Фракционный состав, °C Содержа- ние серы, % Октановое число КИСЛОТНОСТЬ, мг КОН на 100 мл фракции Давление насыщенных паров (при 38 сС), мм рт. ст.
н. к. 10% 50% so% без ТЭС с 0,6 г ТЭС на 1 кг фракции с 2,7 г ТЭС на 1 кг фракции
28—85 2,8 0,6800 К е н к 44 И Я К С I 70 < а я н 75 е ф т ь 80 пер мот Следы риасов 75,2 ого гор 82,0 и з о н т а 88,5 0
28—120 5,8 0,7205 46 73 98 119 » 72,8 80,5 87,8 Следы
28—130 7,1 0,7268 51 75 103 126 — — 79,2 —.
28—140 9,1 0,7331 56 77 108 133 — — 78,0 — — —
28—150 10,4 0,7396 60 80 114 140 0,02 69,5 76,8 — 0,96
28—160 11,6 0,7416 64 82 119 150 — — 75,2 — —
28—170 13,4 0,7436 68 84 124 159 — — 73,7 —
28—180 15,4 0,7456 72 86 129 169 -— —. 72,1 —
28—190 17,1 0,7476 75 88 135 178 — — 70,6 — — —
28—200 19,3 0,7500 78 90 141 188 0,04 60,0 69,0 — 1,92 —
28—120 3,7 0,7330 < е н к 71 I Я К С К 82 а я н 98 е ф т ь 118 н и ж н ет 0 риасов 68,0 ого гор 78,0 и з о н т а 85,0 0,44
28—130 4,7 0,7345 72 86 104 126 — 65,7 76,2 — — —
28—140 5,7 0,7408 74 90 ПО 135 — 63,4 74,5 — — —
28—150 6,9 0,7460 76 94 116 143 0 61,0 72,8 — 0,89 —
28—160 7,9 0,7489 79 99 123 153. — 58,7 71,0 — — —
28—170 8,7 0,7523 81 101 128 163 — 54,3 69,2 — — —
28—180 9,7 0,7585 84 103 136 174 — 52,0 67,4 — — —
28—190 11,1 0,7645 86 105 144 175 — 50,6 65,6 — — —
28—200 12,2 0,7679 89 108 153 196 0 49,2 63,8 — 1,34 96
28—85 10,1 0,6570 Ь 30 (е н к и 39 Я К С К 57 а я не 80 фть ни 0 ж н е г о 65,6 'Оризон 78,0 т а 87,0 0 330
28—100 12,9 0,6710 34 43 65 93 — 62,6 75,4 84,5 — —
28—110 14,9 0,6812 37 47 73 103 — 60,0 72,7 82,5 — —
28—120 16,9 0,6935 40 50 82 НО 0 57,0 70,0 80,7 0 —
28—130 19,0 0,7057 42 53 87 117 — 55,5 68,4 — — ,—
28—140 20,9 0,7179 45 57 92 125 — 54,0 66,8 — — —
3
Ь:
Ч
<о
<3
8
о
Давление насыщенных паров (при 38 °C), мм рт. ст. s 1 1 1 |§
Кислотность, мг КОН на 100 мл фракции 0 Следы
| Октановое число с 2,7 г ТЭС на 1 кг I фракции 1 | | | | | |
С 0,6 г ТЭС на 1 кг, фракции сч г- — со о t© ю со сч о сп г- <© <© с© ЧЭ ю i©
без ТЭС i© о ю о г© о СЧ СП ОО <© t© 1© 1© ТГ XT хг rf
1 Содержа- । ние серы, । % 1 1 0 Следы
| Фракционный состав, °C % 06 СЧ ~ О О) Г-СО СО тг LO ю с© г* < *Ч Ч
50% 00 СЪ О СЧ СО 1© СП О) о о о о
О о Ь- — 1© 00 ОХ© С© ь-г- ь-
X М оо сн г— сч со тг •М* чф 1© Ю L© 1©
е О, о о о о о о о со со СП счю сч сч сч СЧ со со оооооо
Выход (на нефть), % Чф (© со — —< СЧ <о оо -- со сч сч сч сч со со
Темпера- тура отбора, °C о о о о о о t© СО ООО о ~ — — >- ч— СЧ 1 1 1 1 1 1 00 оо 00 00 00 00 СЧ СЧ СЧ СЧ СЧ СЧ
00
X
о
к
X X
к
о
к
я
я
01
я
к
о
2
О
X
X
X
*
я
сч
СЧ
00
сч
сч
СО
я
я
к
и
X
X
х
я
*
я
я
х
х
я
я
оо g
сч
сч
оо со со со
о
3
и
о
СЧ СЧ СО СО
ю
04
-7 — СЧ
я я я я я' я
я я
X
X
ю
оооооосооосооосооооо со со
C4C4<MC4C4C4<N<NC4C4<NC4
161. Групповой углеводородный состав фракций,
Темпера- тура отбора, °C Выход (на нефть), % ₽1° „20 nD Содержание углеводородов, %
аромати- ческих нафте- новых парафиновых
всего нормаль- ного строения изо - строения
енкиякская н
28—60
60—95
95—122
122—150
150—200
28—200
1,4
1,5
3,6
4,6
8,2
19,3
0,6420
0,7206
0,7500
0,7785
0,8000
0,7500
ефть п ер м отр и а со в о г о
Кенкиякская не
28—122
122—150
150—200
28—200
28—60
60—95
95—122
122—150
150—200
28—200
н. к—122
122—150
150—200
н. к,—200
165—200)
1,3810
1,4001
1,4152
1,4279
1,4445
1,4208
1
2
4
9
5
горизонта
— 100
44 55
57 41
61 35
65 26
56 39 —
ф
ть нижнетриасово
а
го горизонт
4,3 2,9 5,3 12,2 0,7312 0,7645 0,7927 0,7679 1,4091 1,4251 1,4392 0,4322 6 9 12 10 42 32 35 35 52 59 53 55 20 16 15 17 32 43 38 38
Кенкиякск ая нефть нижнего гориз о н т а
5,6 6,4 5,3 5,1 10,7 33,1 0,6294 0,7033 0,7345 0,7480 0,7724 0,7330 1,3680 1,3965 1,4110 1,4210 1,4338 1,4100 2 6 9 12 7 35 36 32 31 28 100 63 58 59 57 65 39 29 22 18 17 24 61 34 36 41 40 41
К е нкиякская не фть VII i гор и з о н т а
0,6 1,4 6,9 8,9 0,7505 0,7592 0,7850 0,7759 1,4212 1,4264 1,4400 1,4380 10 11 16 15 50 43 42 43 40 46 42 42 10 7 7 7 30 39 35 35
А к ж
а р с к а я
1,2 | 0,8285 |
нефть аптского горизонта
1,4553 | 5 | 90 | 5 |
Акжарская нефть среднеюрского
145—200] 5,0 1
Каратюби
0,8302 |
некая
3
2
173—200] 1,2 |
0,8165 |
Каратюбинская
| 0,8295 |
145—200] 2,0
Каратюби
некая
горизонта
1,4495 | 12 | 70 | 18 | 5
нефть с р е д н е ю р с к о г о
(скважина № 4)
1,4520 | '9
горизонта
I 74 |, .17 | 6
нефть нижнеюрского
1,4534 | 6 | 89
горизонта
5
13
11
28—60
60—95
95—122
122—150
150—200
28—200
1,5
3,4
3,5
4,0
7,7
20,1
нефть нижнетриас
(скважина К» “
15—160
0,6800
0,7168
0,7373
0,7592
0,7763
0,7585
1,3883
1,4003
1,4115
1,4220
1,4330
1,4210
0
4
8
9
12
8
6)
о
I 3] 2 <
горизонта
в о г о
36 64 32 32
33 63 20 43
28 64 19 45
24 67 18 49
24 64 17 47
28 64 19 45
224
225
Продолжение табл. 16
Темпера- тура отбора, СС Выход (на нефть), % Р24° „20 nD Содержание углеводородов, %
аромати- ческих нафте- новых парафиновых
всего нормаль- ного строения 30- с троена
Каратюби некая нефть верхнепермского горизонта
28—60 0,8 0,6770 1,3830 0 34 66 40 26
60—95 3,4 0,7220 1,3995 2 44 54 23 31
95—122 4,4 0,7445 1,4115 • 3 46 51 18 33
122-150 4,5 0,7630 1,4210 6 42 52 16 36
150—200 9,2 0,7880 I,4330 9 36 55 14 41
28—200 22,3 0,7650 1,4215 6 42 52 14 38
162. Содержание индивидуальных ароматических
углеводородов во фракции 122—145 °C
Углеводород Выход, вес. %
на фракцию на нефть
Кенкиякская неф ть пермотри а с о в о г о горизонта
Этилбензол
п-Ксилол 0,6 0,022
ж-Ксилол 1,2 0,050
о-Ксилол 1,3 0,051
Кенкиякская нефть нижнетриасового горизонта
Этилбензол 1,0 0,023
п-Ксилол 1,0 0,023
л-Ксилол 3,0 0,069
о-Ксилол 3,0 0,069
Кенкиякская нефть нижнего горизонта
Этилбензол 2,2 0,090
п-Ксилол 1,4 0,060
ж-Ксилол 4,4 0,190
о-Ксилол 1,2 0,050
Каратюбинская нефть ни жнетри а с о в о г о горизонта
(скважина № 6)
Этилбензол 0 0
п-Ксилол 1,0 0,031
ж-Ксилол 4,0 0,124
о-Ксилол 2,0 0,062
Каратюбинская нефть верхнепермского горизонта
Этилбензол 0,6 0,022
п-Ксилол 0,4 0,015
ж-Ксилол 2,9 0,108
о-Ксилол 2,2 0,081
226
163. Характеристика фракций, служащих сырьем
для каталитического риформинга________________
Темпера- тура отбора, °C Выход (на нефть). % Р2» Содержа- ние серы, о/ /0 Содержание углеводородов, %
аромати- ческих нафте • новых парафиновых
всего нормаль- ного строения изо- строения
Кенкиякская нефть пермотри а с о в о г о горизонта
62—85 2,3 0,7180 0 1 46,5 52,5 — ,—
62—105 3,6 0,7360 Следы 1,5 50,5 48 —
85—105 1,3 0,7380 » 2 54 44 —— —
85-120 3,0 0,7400 » 2 56 42 — —
85—180 12,6 0,7840 0,06 4,5 62 33,5 1 1 ' —
105—120 1,7 0,7600 0,04 2,5 58,5 39 —— —.
105—140 5,0 0,7710 0,05 6 60 34 — —
120—140 3,3 0,7768 0,07 3,5 61 35,5 — —
140—180 6,3 0,7950 0,08 7 64 29 — —
Кенкиякская нефть ни жнетри а с о в о го горизонта
120—140 2,0 0,7585 0 8 35 57 16 41
140—180 4,0 0,7800 0 11 34 55 15 40
120—180 6,0 0,7728 0 10 34 56 15 41
Кенкиякская нефть нижнего горизонта
62—85 4,2 0,6970 0 2 34 64 — —
62—105 8,0 0,7100 0 3 35 62 — —
85—105 3,8 0,7215 0 4 36 60 —
85—120 6,8 0,7290 0 5 37 58 — *
85—180 18,8 0,7480 Следы 9 32 59 — 1 —
105—120 3,0 0,7370 0 6,5 36 57,5 —
105—140 7,0 0,7431 0 8 34 58 —- —
120—140 4,0 0,7463 Следы 8,5 32,5 59 — —
140—180 8,0 0,7635 11 31 58 — —
Кенкиякская нефть VIII горизонта
н. к,—1401 1,3 1 0,7570 I 1 10 1 46 1 44 1 8 I 36
140—1801 4,2 1 0,7740 | » 1 14 1 43 1 43 1 7 1 | 36
Каратюбинская нефть нижнетриасового горизонта :
(скважина № 6)
62—85 2,3 0,7075 0 3 33 64 22 42
65—105 4,5 0,7180 0 5 32 63 20 431
85—105 2,2 0,7318 0 6 30 64 20 44
85—120 4,2 0,7400 0 7 29 64 19 45
85—180 13,2 0,7618 Следы И 25 64 18 46
105—120 2,0 0,7465 8 27 65 19 46
105—140 4,7 0,7530 9 26 65 19 46
120—140 2,7 0,7565 » 9 25 66 18 48
140—180 6,3 0,7755 » 11 24 65 17 48
Каратюбинская гефть верхнепермского горизонта
62—85 2,2 0,7165 Следы 1 42 57 27 30
62—105 5,0 0,7295 0,019 2 45 53 22 31
62-140 10,6 0,7460 0,039 3 46 51 18 33
85-105 2,8 0,7370 0,028 2 45 53 20 33
85-120 5,1 0,7'432 0,036 3 46 51 19 32
85—180 15,3 0,7650 0,064 6 44 50 16 34
105—120 2,3 0,7494 0,044 3 46 51 18 33
105—140 5,6 0,7570 0,053 4 45 51 17 34
120—140 3,3 0,7615 0,058 5 43 52 16 36
140—180 6,9 0,7790 0,085 8 39 53 .. 15 38
15* 227
к,
КЗ
00
164. Характеристика легких керосиновых дистиллятов
Температура : отбора, °C Выход (на нефть), % р|° Фракционный состав, °C V20. сСт V-40. сСт Температура, °C
е X та cj та э* к 2 ® л s Ж вспышки в закрытом тигле
н- tf. 10% 50% 90% 98%
я Я g
О К -
с ж
ф та 2
t-1 гч.
а
с
ф —
я с S
та о 2
я
В.П S
Содержание серы, % Кислотность, t мг КОН на 100 мл дистиллята Иодное число, г иода на 100 г дистил- лята Фактические смолы, мг на 100 мл дис- тиллята
общей меркап- тановой
Кенкиякская нефть юрского горизонта (скважина № 11)
150—240] 7,5 |0,8372| 165 । 173 ]200 [ 230 | — | 2,03 |15,26 |<—60| 34 | 10272] — | 7,0 |Следы| 0 | — |
Кенкиякская нефть ни жнетри а с о в о го горизонта
0 । 0 [ 2,01 |
1,80 |
ЬЭ
Ср
120-240| 15,3 |0,8040| 143 | 1541 185| 222 | 241 | 1,95 | 6,35 |<-60| 32,5 | 10 338] 23 | 8,7
Кенкиякская нефть нижнего горизонта
120—240] 25,0 |0,7800] 122 | 128 | 160] 200] — | 1,40 | 4,01 |<—60] 30 | 10 260] — | 8,2
| 0,06 | Следы|
120—2401
165—2401
145—2401
120-240(
Кенкиякская нефть VIII горизонта
17,5 ]0,8012] 133 ] 175 ] 2061 2341 240 ( 1,84 | 8,73 ]<—601 32 | Ю 330] 25 1 —
Акжарская нефть аптского горизонта
5,8 10,8475] 210 214 | 228 | 242 | 248 | 2,77 |24,60 ]<—60| 78 | 10 248] 17,5] 9
Акжарская нефть среднеюрского горизон
12,0 |0,8422] 178 | 195 217 [ 2421 2501 2,37 |15,40 |<—60| 67 [ 10210] 19 | 11,3] 0,01 |
Каратюбинская нефть нижнетриасового горизонта (скважин
18,7 |0,7857| 140] 150 | 175 ] 216 | 240 ] 1,30 | 5,11 ]<—60| 31 | 10 348| 25 | 10,8 (Следы]
165. Характеристика керосиновых дистиллятов
I 0,04 |
| Следы]
т а
0
О
0
а
0
3,8 |
1,10 |
I 1,00 |
{19,60 ]
| 3,69 |
№ 6)
I 0,75]
3,00 | 4,5
3,00 |
1,40 |
Темпера -
тура
отбора,
°C
150—240
150—260
150—280
Выход
(на нефть),
%
р£°
Фракционный состав, °C
н. к. 10% 50% 90% 98% отгоняется до 270 °C, %
Температура, сС
помут- нения вспыш- ки
Высота
некоптя-
щего
пламени,
мм
Октановое
число
Содержа-
ние серы,
%
Кислот-
ность,
мг КОН
на 100 мл
дистиллята
(скважина №
Н)
нефть юрского горизонта
Кенкиякская
7,5
10,5
14,3
0,8274 160 173 200 230 238 — <-60 41 21 —— Следы 0,70
0,8430 175 187 220 235 250 —- То же 45 20 — 0,03 1,08
0,8472 178 190 230 255 268 — » 52 18 _ — 0,05. 1,44
150-28С I 22,9 | 0,8350
150—280 I 17,6 | 0,8270
150—320 1 23,8 | 0,8380
150—280 1 26,2 | 0,7953
150—320 33,1 1 0,8061
150—280 27,0 | 0,8134
150—320 36,6 0,8192
165-240 5,8 0,8475
165—280 13,8 0,8572
165—320 23,4 0,8665
145—280] 21,6 0,8478
145—320 32,8 0,8510
Акжарская
196 | 212 | 240 | 272 | 276 I
197 | 213 I 263 I 303 I 310 |
173—2801
173—320|
145—240
145—280
145—320
150—280]
150—3201
5,2
12,5
20,6
Кар
21,2
28,0
а
К е н к и я
нефть пермотриасового горизонта
к с к а я
177
184
191
210
218
230
162
170
Кен
177
186
| 186 | 220 252 266 — » 49 |
к и я к с к а я н е ф т ь ни жнетри а с о в о г о гор
| 188 | 220 258 278 | 96 —43
1 198 | 248 296 308 66 —29 59 |
Кенкиякская н е ф т ь нижнего горизон
I 174 | 205 255 270 98 —46 49 I
| 182 226 284 300 82 -31 53 |
Кенкиякская неф ть VIII горизонта
| 195 230 263 282 94 <—24 67 I
| 206 248 291 303 78 -24 71 1
А к ж арская нефть г птского гор И 3 о н т
214 228 242 248 <—60 78
222 236 256 272 97 То же 88
240 274 310 315 44 » 99
20
а
нефть
с к о г о
21
20
17,5
16
14
И 3 О н т
21
19
т а
25
23
среднеюр
88
54
горизонта
| —49 | 77 I 18
I —42 I 89 I 17,5
а
12,5
20,0
Каратюбинская нефть с р е д н е ю р с к о г о горизонта (скважина
0,8466 166 214 244 271 280 | 88 |<—38| 58 18,5
0,8524 196 225 266 300 313 1 56 |То же] 71 17
Кар а т ю б инская нефть нижнеюрского горизонта
0,8370 190 198 217 237 250 |<—601 45 20
0,8488 198 213 246 270 280 90 То же 71 18
0,8564 212 230 271 300 306 | 48 1 !> 1 87
44,2
тюбинская нефть
ни жнетри а с о в о го горизонта
37,5
0,15
3,37
29
25
0
0
3,36
5,15
<25
То же
<24
То же
57,2
53,1
42,4
49
35
№ 4)
40
34
(скважина № 6)
| 0,8098 I 168 I 179 I 215 I 253 | 275 I 96 |<-151 54 I 21,5 I 24
| 0,8210 | 176 | 190 I 237 | 286 | 300 | 78 |То же| 60 | 17 | То же
0,10
0,15
0,05
0,06
Следы
»
0,02
0,03
0,07
0,09
Следы
0,05
0,08
Следы
»
1,11
1,85
1,5
2,5
19,6
22,7
25,1
5,65
6,64
3,36
4,48
1,0
1,7
2,5
1,26
1,51
166. Групповой углеводородный состав керосиновых фракций
Содержание углеводородов, % -fl
I емпература отбора, °C
ароматических нафтеновых парафиновых
Кенкиякская нефть нижнетриасового горизонта <
200—250 15 52 33
250—300 17 43 40
200—300 16 47 37
Кенкиякская нефть нижнего горизонта
200—250 6 44 50 <
250—300 13 35 52 ’
200—300 9 40 51 *
Кенкиякская Нефть VIII горизонта 2
200—250 11 48 41
250—300 14 42 44
200—300 13 45 42
Акжарская нефть аптского горизонта
200—250 10 73 17
250—300 17 63 20
200—300 15 66 19
Акжарская нефть среднеюрско г о горизонта
200—250 15 57 28
250—300 17 34 49
200—300 16 44 40
Каратюбин с к а я нефть барремского горизонта
200—250 11 89 —
250—300 13 58 29
200—300 12 73 15
Каратюбинская нефть среднеюрско го горизонта
(скважин i № 4)
200—250 15 43 42 •
250—300 20 41 39
200—300 18 42 40
Каратюбинская нефть нижнеюрского горизонта
200—250 10 78 12
250—300 12 69 19
200—300 11 72 17
Каратюбинск 1я нефть н и ж н е т р и а с о в о г о горизонта
(скважин а № 6)
200—250 13 28 59
250—300 21 20 59
200—300 17 24 59
Каратюбинская нефть верхнепермского горизонта
200—250 12 47 41
250—300 17 31 52
200—300 15 39 46
167. Характеристика дизельных топлив и их компонентов
230
231
Продолжение табл. 167
232
Темпера- тура отбора, °C Выход (на нефть), % Цета- новое число Дизель- ный индекс Фракционный состав, °C Л20 Р4 *^20’ сСт ^50. сСт Температура, °C Со дер- жание серы, % Кислот- ность, мг КОН на 100 мл топлива Анили- новая точка, сС
10% 50% 90% 98% засты- вания помут- нения вспыш- ки
Акжарская нефть аптского горизонта
165—350 31,0 38 47,4 252 290 301 336 0,8720 8,00 3,71 <—60 <—60 107 0,02 26,60 70,0
240—320 17,6 40 46,6 263 292 314 318 0,8711 7,50 3,50 То же То же 123 0,01 28,20 68,0
240—350 25,2 41 45,8 183 300 334 338 0,8762 10,32 4,53 —57 —51 131 0,02 30,50 69,5
А кжарская нефть среднеюрс к о г о горизонта
145—350 41,0 43 52,4 224 280 330 337 0,8527 6,60 3,10 —38 —29 98 0,04 7,38 69,2
200—350 36,0 43 56,3 258 290 332 339 0,8545 7,61 3,50 —35 —27 112 0,05 8,61 76,0
240—320 20,8 43 55,7 274 293 315 322 0,8540 7,38 3,40 —34 —30 126 0,04 9,10 75,1
240—350 29,0 46 57,3 282 303 337 343 0,8573 9,45 4,18 —31 —26 >126 0,06 10,82 79,4
Ка ратюбинская н е ф т ь среднеюрского гор изонта (скважина № 4)
173—320 20,0 46 — 225 266 300 313 0,8524 6,20 3,05 —53 —38 71 0,09 4,48 —
173—350 25,2 48 52 238 284 323 334 0,8580 8,37 3,75 —48 —34 82 0,10 5,20 69,9
200—350 24,0 48 — 0,8590 9,20 4,00 —47 —36 — 0,10 —— —
240—320 14,4 49 53 272 286 309 314 0,8600 8,66 ' 3,90 —47 —38 — 0,10 6,80 73,9
240—350 19,6 50 53 278 300 328 335 0,8628 11,50 4,82 —42 —30 155 0,10 7,56 74,3
Каратюбинская нефть нижнеюрского гори зонта
145—320 20,6 42 52 230 271 - 300 306 0,8564 5,10 2,90 <—60 —60 87 0,08 2,50 70,4
145—350 27,6 45 52 236 284 320 335 0,8590 7,42 3,55 —56 —40 88 0,09 3,30 71,6
200—350 25,6 47 51 255 288 323 334 0,8602 8,30 3,80 —54 —38 133 0,11 4,20 69,4
240—320 15,4 262 275 298 312 0,8587 6,80 3,40 —57 —— — 0,10 — —
240—350 22,4 49 53,5 278 298 327 332 0,8620 9,96 4,20 —49 —37 151 0,13 5,30 75,8
Кар атюбинская не ф т ь н и ж н етриасово го го ризонта (скважина № 6)
150—320 28,0 190 237 286 300 0,8210 3,10 1,60 —43 <—30 60 Следы 1,51 —
150—350 33,0 51 61 194 250 314 320 0,8270 3,43 1,98 —38 —27 81 0,01 2,01 69,8
200—350 25,3 52 59 225 270 320 332 • 0,8385 4,72 2,61 —30 —22 — « 0,02 2,52 72,9
240—320 13,6 57 59 258 272 296 310 0,8397 5,18 2,73 —28 —21 134 0,03 2,26 72,8
240—350 18,6 58 60 274 295 320 335 0,8431 5,72 3,06 —25 —11 142 ,0,04 3,52 75,6
16S. Хэрэктернетцкэ исходных фракций (240—350 °C) и углеводородов, полученных из них карбамидной депарафинизацией
Исходная фракция и углеводороды Выхс на фракцию д, % на нефть Л20 nD Анилино- вая точка, °C . V20. сСт Темпера- тура застывания, "С поацисн Дизельный индекс
Кенкиякская нефть нижнетриасового горизонта
Исходная фракция 100,0 87,2 16,3 14,2 0,8600 0,8648 1,4739 1,4778 72 11,50 —14 —58 55,0 50,7
Углеводороды, не образующие комплекс
с карбамидом
Углеводороды, образующие комплекс с карб- амидом К е н к I 12,8 я к с к а я 2,1 нефть VIII го 1,4388 ризонта — — —
Исходная фракция 100,0 27,6 0,8356 1,4620 6,47 —16 65,9 60,5
Углеводороды, не образующие комплекс с карбамидом 88,0 24,2 0,8382 1,4700 74,6 7,83 —60
Углеводороды, образующие комплекс с карб- амидом А к ж а р с к а 12,0 я нефть 3,4 средне 0,7854 ю р с к о г 1,4400 о гори зонта — 18 —
Исходная фракция 100,0 29,0 0,8573 1,4730 79,4 9,45 —31 57,3 51,4
Углеводороды, не образующие комплекс с карбамидом 94,8 27,5 0,8628 1,4749 72,0 10,98 <—60
Углеводороды, образующие комплекс с карб- амидом 5,2 1,5 0,8394 1,4661 — — — —
Каратюбинская нефть среднеюрского горизонта (скважина № 4)
Исходная фракция 100,0 98,2 1,6 19,6 19,3 0,3 0,8628 0,8709 1 ,4730 1,4785 74,3 11,50 —42 <—60 53
Углеводороды, не образующие комплекс
с карбамидом
Углеводороды, образующие комплекс с карб-
амидом
Каратюбинская нег )ть нижнеюрского горизонта
Исходная фракция 100,0 22,4 0,8620 1,4750 75,8 9,96 —49 53,5 53,3
Углеводороды, не образующие комплекс с карбамидом 98,0 21,8 0,8635 1,4754 75,4 10,36 <—60
ьэ Углеводороды, образующие комплекс с карб- w амидом 2,0 0,6 — 1,4404 — — — —
КО
Исходная фракция и углеводороды
Выход, % „20 ' ₽4 „20 nD Анилиновая точка, °C V20. еСт Темпера- тура застывания, °C
на фракцию на нефть
Дизельный
индекс
Каратюбинская нефть
Исходная фракция
Углеводороды, не образующие комплекс
с карбамидом
Углеводороды, образующие комплекс с карб-
амидом
н и ж н е т р
100,0
92,0
8,0
169.
иасового горизонта
18,6
17,1
0,8431
0,4691
(скважина №
75,6
5,72
6,11
6)
—25
—60
60
1,5
для каталитического крекинга
24
Нефть Темпера- тура отбора, °C Выход (на нефть), % Р1° м v50» сСт поо» сСт Температура застывания, °C Содержание, % Коксуемость, % Содержание парафино-наф- теновых угле- водородов, % Содержание аромати- ческих углеводородов, % Содержание смолистых веществ, %
серы смол серно- кислот- ных ванадия I груп- па II и III группы IV группа
Кенкиякская нижнетриа- 350—500 42,3 0,9090 392 37,90 7,30 12 0,43 0 5,3-10-* 0,12 64 15 11 8 2
сового горизонта Кенкиякская VIII гори- 350—490 29,9 0,8818 350 18,35 4,38 19 0,55 5 — 0,043 75 5 14 4 2
зонта Акжарская аптского го- 350—500 33,6 0,9060 372 34,50 6,47 —28 0,06 6 0 0,08 70 9 18 2 1
ризонта Акжарская среднеюрско- 350—500 36,0 0,8917 390 35,80 6,60 2 0,21 5 0 0,05 76 9 7 7 1
го горизонта Каратюбинская средне- 350-500 33,2 0,9050 385 46,80 7,30 3 0,25 4 5,4-10-* 0,021 68 15 10 4 3
юрского горизонта (скважина № 4) Каратюбинская нижне- 350—500 28,3 0,9012 368 18,70 6,98 —11 0,25 6 5,4-10'* 0,10 72 10 10 6 2
юрского горизонта Каратюбинская нижне- 350—500 24,5 0,8930 358 17,70 5,53 20 0,30 2 — 0,08 70 10 14 4 2
триасового горизонта (скважина № 6)
Кенкиякская нижнетриасового гори- зонта Кенкиякская VIII горизонта Акжарская аптского горизонта Акжарская среднеюрского горизонта Каратюбинская среднеюрского гори- зонта (скважина № 4) Каратюбинская нижнеюрского гори- зонта Каратюбинская нижнетриасового го- ризонта (скважина № 6) Нефть
со Со со со со со со ел СП СЛ СП СП СП СП о о о о о о о .1 1 Illi 1 СЛ Сл СП СЛ СЛ СП о о о о о со о О 0-0000 о Темпера- тура отбора, °C
00 оо 00 00 00 ОО оо о о о о о о о ко •— со ко со сл •— О 0 0 0 4* со о | Содержание, %
со со со со ко со ко о ко ко со оо КО со О 00 со о СО СО о а
о о о о о о о СО КО ко о о СО СЛ о о оо ко сл О
О О о о о о о СО КО КО КО О СИ 4* О сл UI - о СП со сл
о о о о о о о о *— о о о о о 4* КО О СО СО *4 СО а
2
Гб
X
X
о
6s
зэ
ь
X
ж
Об
ь
X
X
X
О
ж
ж
ж
S
X
р
ФФСООо^ОСЛДСОКЗ- ® ОоСИОООООООООСЛ_ ж Выход, объемн. %
СОСООО-ЧОСЛСОКО — Ф Со ч о о©а>04*коа>кооа>кокэс> Фракция 350—500 °C кенкиякской нефти нижне- триасового горизонта
СО ОО S СП W - О Ф СО -si о о ел СПООК0О4*К0К04* 4* 00ОК0 Фракция 350—500 СС акжарской нефти аптского горизонта
ФФСО-^Ш^СОЮ - 000-40 ОКЭЬ0О0>0'>**.К0К0О4*Ь0© 1 Фракция 350—500 °C акжарской нефти среднеюр - ского го- ризонта
СОООО СЛСОКОКО^— ОСО“-40>4* КООКООООООКОКО©Ой*00 Фракция 350—500 °C каратюбинской нефти средне- юрского горизонта (скважина № 4)
ОСОСО-ЧФДУКО — О Ф S СП KOO>OC>KOCi4*4*4*4*K04*KO 1 Фракция 350—500 °C каратюбинской нефти нижне- юрского горизонта
(О02ЧСлДС0(О-ФС0-1ФСЛ КООКОООСоООКОО^ОО*- я еа ~ н Л.13 W о О 45 С» СЛ А, ?gя »®5 1 » • »
е
“О
№
X
Е
Хе
№
Е
а
а
ж
ь
X
X
ж
о
ж
S
№
172. Характеристика мазутов и остатков
Мазут и остаток Выход (на нефть), % р?0 ВУ80 ВУюо Температура, СС Содер- жание серы, о/ /0 К.оксуе мость, %
засты- вания ВСПЫШ- КИ
Кенкиякская нефть нижнетр иасового горизонта
Мазут флотский Ф-12 92,8 0,9118 12,00 — —19 135 0,58 6,92
(ВУ5о)
Мазут топочный
40 81,7 0,9276 8,00 3,40 —4 173 0,63 8,35
100 75,2 0,9374 15,50 4,70 5 200 0,66 9,28
200 70,4 0,9446 25,30 6,50 11 220 0,69 9,98
Остаток
выше 300° С 71,9 0,9422 22,20 5,93 10 214 0,68 9,72
» 350 °C 64,4 0,9535 45,00 11,40 19 245 0,72 10,98
» 400 °C 56,2 0,9632 79,20 24,40 30 280 0,77 12,83
» 450 °C 48,2 0,9745 — 54,40 37 315 0,82 14,96
» 500 °C 40,1 0,9931 — 211,9 41 346 0,90 17,10
Кенкиякская нефть нижнего горизонта
Мазут топочный
40 29,5 0,9125 8,00 3,00 10 260 0,70 6,90
100 22,9 0,9290 15,00 5,00 13 290 0,90 8,40
200 , 20,5 0,9360 — 6,50 14 300 0,94 8,80
Остаток
выше 300 °C 45,7 0,8885 2,05 1,58 7 198 0,64 3,50
» 350 °C 38,0 0,8998 3,43 1,95 9 228 0,67 4,80
» 400 °C 30,0 0,9115 7,10 2,83 10 256 0,70 6,85
» 450 °C 23,2 0,9265 14,30 4,75 12 286 0,85 8,22
Кенкиякская нефть VIII горизонта
Мазут флотский 5 62,0 0,9043 2,72 1,65 — 11 205 0,55 2,94
12 49,2 0,9133 2,30 4,03 —9 240 0,58 3,59
Мазут топочный 40 38,0 0,9215 3,00 4,32 —5 275 0,70 4,70
100 33,0 0,9252 15,50 6,50 —2 290 0,78 5,85
200 33,0 0,9252 15,50 6,50 —2 290 0,78 5,85
Остаток выше 300 °C 66,0 0,9014 2,45 1,58 —13 194 0,54 2,82
» 350 °C 54,4 0,9101 3,38 1,95 —10 227 0,59 3,32
» 400 °C 42,8 0,9173 5,72 3,23 —7 258 0,60 3,96
» 450 °C 31,8 0,9277 18,38 7,32 —2 295 0,80 6,05
» 490 °C 24,5 0,9339 40,66 14,57 5 332 1,10 7,65
Акжарская нефть аптского горизонта
Мазут флотский Ф-5 100,0 0,9045 4,72 (В У50) — —26 165 0,15 2,21
Мазут топочный 40 69,0 0,9242 6,48 3,14 —5 244 0,22 4,28
100 50,5 0,9330 15,50 5,20 9 290 0,30 6,10
200 44,2 0,9365 — 8,40 13 305 0,33 6,71
236
Продолжение табл. 172
Мазут и остаток Выход (на нефть), % 20 Р4 ВУ80 ВУюо Температура, СС Содер- жание серы, % Коксуе- мость %
засты- вания вспыш - ки
Остаток выше 300 °C 81,8 0,9180 5,40 2,82 — 15 210 0,19 2,36
» 350 °C 69,0 0,9242 6,48 3,14 —5 244 0,22 4,28
» 400 °C 56,4 0,9305 9,10 4,00 5 276 0,27 5,50
» 450 °C 44,2 0,9365 — 8,40 13 305 0,33 6,71
» 500 °C 35,4 0,9427 44,50 16,32 18 322 0,40 7,95
А к ж а р с к Мазут флотский 5 а я н е ф 1 85,4 ь с р е 0,8910 днею 4,00 р С К О 1,48 ГО го —24 р И 3 о 159 1 т а 0,24 2,10
12 67,2 0,9024 (Bi1 go) 10,33 1,98 —11 210 0,27 2,50
Мазут топочный 40 49,3 0,9128 7,00 2,90 1 258 0,33 4,60
100 41,5 0,9179 15,00 4,00 5 280 0,35 5,10
200 34,0 0,9240 24,30 6,90 9 303 0,36 6,70
Остаток выше 300 °C 73,0 0,8985 2,30 1,79 —15 194 0,25 2,34
» 350 °C 59,0 0,9067 3,58 2,29 —6 232 0,31 3,64
» 400 °C 45,7 0,9150 10,10 3,30 3 269 0,34 4,76
» 450 °C 33,0 0,9253 25,50 7,80 10 306 0,37 6,90
» 500 °C 23,0 0,9407 49,87 19,18 12 342 0,40 9,07
Каратюбинская нефть, среднеюрского горизонта
(скважина № 4)
Мазут флотский Ф-12 94,8 0,9143 12,00 (ВУьо) — —15 185 0,33 4,40
Мазут топочный 40 78,8 0,9263 8,00 4,63 —2 238 0,39 5,80
100 68,8 0,9332 15,50 9,40 3 260 0,45 7,20
200 73,6 0,9304 10,70 6,50 1 248 0,42 6,40
Остаток выше 300 °C 84,0 0,9228 6,40 3,50 —6 222 0,36 5,40
» 350 °C 74,8 0,9298 10,00 6,00 0 246 0,40 6,20
» 400 °C 64,3 0,9366 22,30 13,63 6 272 0,46 9,80
» 450 °C 53,1 0,9439 44,45 26,00 14 305 0,48 10,27
» 500 °C 41,6 0,9530 118,2 38,80 22 356 0,55 12,54
Каратюбинская нефть нижнеюрского горизонта
Мазут флотский Ф-12 87,5 0,9100 11,80 (ВУ6о) 2,30 —23 185 0,39 3,20
Мазут топочный 40 72,4 0,9210 8,00 4,00 —9 246 0,44 5,60
100 64,7 0,9275 15,50 6,65 —2 278 0,47 7,10
200 61,5 0,9305 19,10 8,80 2 292 0,49 7,60
Остаток выше 300 °C 84,0 0,9122 4,35 2,60 —20 198 0,41 4,20
» 350 °C 72,4 0,9210 8,00 4,00 —9 246 0,44 5,60
» 400 °C 61,5 0,9305 19,10 8,80 2 292 0,49 7,60
» 450 °C 52,4 0,9380 — 17,70 11 328 0,53 9,10
» 500 °C 44,1 0,9448 85,30 26,10 21 368 0,58 11,20
237
Продолжение табл. 172
Мазут и остаток Выход (на нефть), % ₽Г ВУ80 ВУюо Темпе! ° засты- вания эатура, С вспыш- ки Содер- жание серы, % Коксуе- мость, %
Каратюбинская нефть ни жнетри а со в о го горизонта
(с к в а ж и н а № 6)
Мазут флотский 5 76,4 0,8985 5,00 (ВУ50) 12,00 1,71 —18 132 0,33 5,30
12 65,2 0,9132 2,23 —9 180 0,38 6,00
Мазут топочный 40 55,6 0,9233 (ВУ50) 8,00 3,62 —2 210 0,41 6,70
100 46,8 0,9320 15,50 7,90 4 251 0,49 8,20
200 49,0 0,9299 13,00 6,50 2 243 0,46 8,00
Остаток выше 300 °C 63,0 0,9152 4,40 2,41 —8 189 0,40 6,30
» 350 °C 54,5 0,9238 8,66 4,01 —2 222 0,42 7,20
» 400 °C 46,5 0,9324 16,05 8,22 5 252 0,49 8,40
» 450 °C 38,5 0,9419 — 16,50 11 285 0,56 10,10
» 500 °C 30,0 0,9548 117,8 41,06 20 334 0,65 12,05
173. Характеристика сырья
для деструктивных процессов
Остаток после отбора фрак- ций до температуры, °C Выход (на нефть), % рГ ВУюо Температура застывания, СС Содержа- ние серы, % Коксуе- мость, о/ /0 Содержа- ние ванадия, %
Кенкиякская неф ть ни жнетри а со в о г о горизонта
350 64,4 0,9535 11,40 19 0,72 10,98 0,00500
450 48,2 0,9745 54,40 37 0,82 14,96 0,00771
500 40,1 0,9931 211,9 41 0,90 17,10 0,00834
Кенкиякская нефть VIII горизонта
350 54,4 0,9101 1,95 —10 0,59 3,32 0,00068
450 31,8 0,9277 7,32 —2 0,80 6,05 —
490 24,5 0,9339 14,57 5 1,10 7,65 0,00100
Акжарская нефть аптского горизонта
350 69,0 0,9242 3,14 —5 0,22 4,28 0,00080
450 44,2 0,9365 8,40 13 0,33 6,71 0,00140
500 35,4 0,9427 16,32 18 0,40 7,95 0,00160
Акжарская нефть среднеюрского горизонта
350 59,0 0,9067 2,29 —6 0,31 3,64 0,00065
450 33,0 0,9253 7,80 10 0,37 6,90 0,00110
500 23,0 0,9407 19,18 12 0,40 9,07 0,00180
Каратюбинская нефть среднеюрско г о горизонта
(скважина № 4)
350 74,8 0,9298 6,00 0 0,40 6,20 .
450 53,1 0,9439 26,00 14 0,48 10,27
500 41,6 0,9530 38,80 22 0,55 12,54 —
238
П родолжение табл. 173
Остаток после отбора фракций до температуры, °C Выход (на нефть), % Р4° ВУюо Температура застывания, °C Содержа- ние серы, о/ /0 Коксуе- мость, 0/ /0 Содержа- ние ванадия, %
Каратюбинская нефть нижнеюрского горизонта
350 72,4 0,9210 4,00 —9 0,44 5,60 0,00243
450 52,4 0,9380 17,70 11 0,53 9,10 0,00411
500 44,1 0,9448 26,10 21 0,58 11,20 0,00454
Каратюбинская нефть и и жнетри а с о в о г о (скважина № 6) горизонта
350 54,5 0,9238 4,01 —2 0,42 7,20 0,00254
450 38,5 0,9419 16,50 11 0,56 10,10 0,00322
500 30,0 0,9548 41,06 20 0,65 12,05 0,00360
174. Элементный состав сырья
для деструктивных процессов
Остаток после отбора Содержание, %
фракций до темпера-
туры, °C С | Н | О | S I N
Кенкиякская нефть ни жнетри а с о в о г о горизонта
350 86,75 12,10 0,16 0,72 0,27
450 86,80 11,70 0,25 0,82 0,43
500 86,90 11,32 0,36 0,90 0,52
Кенкиякска я нефть VIII горизонта
350 86,16 12,86 0,25 0,59 0,14
450 86,20 12,65 0,19 0,80 0,20
490 86,23 12,52 0,11 1,10 0,24
Акжарская нефть аптского горизонта
350 86,67 12,70 0,29 0,22 0,12
450 86,76 12,55 0,23 0,33 0,13
500 86,80 12,49 0,10 0,40 0,21
Акжарская нефть среднеюрск о г о горизонта
350 86,64 12,80 0,14 0,31 0,11
450 86,70 12,56 0,23 0,37 0,14
500 86,73 12.39 0,26 0,40 0,22
Каратюбинская нефть среднеюрск о г о горизонта
(с к в а ж и и а № 4)
350 86,35 12,86 0,18 0,40 0,21
450 86,50 12,44 0,27 0,48 0,31
500 86,60 12,17 0,30 0,55 0,38
Каратюбинская нефть нижнеюрского горизонта
350 86,15 12,84 0,29 0,44 0,28
450 86,46 12,40 0,30 ' 0,53 0,31
500 86,55 12,20 0,32 0,58 0,35
Каратюбинская нефть и и жнетри а с о в о г о горизонта
(скважина № 6)
350 86,50 12,40 0,46 0,42 0,22
450 86,55 12,00 0,55 0,58 0,32
500 86,60 11,75 0,64 0,65 0,36
239
ьэ 175. Групповой углеводородный состав дистиллятной части нефтей, определенный адсорбционным методом
Темпера- тура отбора, °C Выход (на нефть), % Парафине -нафтеновые углеводороды Ароматические углеводороды Промежу- точная фракция и смолистые вещества, %
I группа II и III группы IV группа сум- марно, %
л20 D % л20 nD % л20 nD % л20 nD %
200—250 8,0 Ке 1,4460—1,4655 н к и я 90 < с к а я нефть 1,4925—1,5131 п е р 7 ютриасовог 1,5410—1,5425 О ГО] 3 и з о нт а 10
250—300 10,7 1,4545—1,4660 83 1,4960—1,5172 7 1,5420—1,5735 10 — — 17 ——
300—350 П,2 1,4625—1,4750 80 1,4962—1,5260 7 1,5430—1,5795 13 — —— 20 —
350—400 11,2 1,4665—1,4772 76 1,4968—1,5270 6 1,5442—1,5880 9 1,5880—1,5922 8 23 1
400—450 7,2 1,4693—1,4848 74 1,4990—1,5278 4 1,5462—1,5750 9 1,6035—1,6050 12 25 1
200—250 7,9 Ке 1,4477—1,4587 I к и я 85 с с к а я нефть 1,5162—1,5255 и И Ж 7 нетриасовот 1,5315—1,5340 ОГО 8 ) и з о н т а 15 —
250—300 7,7 1,4554—1,4784 83 1,4929—1,5129 4 1,5341—1,5541 13 — ' — 17 —•
300—350 7,5 1,4613—1,4848 79 1,4993—1,5298 5 1,5329—1,5575 16 — — 21 —
350—400 8,2 1,4683—1,4805 70 1,4942—1,5286 11 1,5340—1,5675 13 1,5905 5 29 1
400—450 8,0 1,4792—1,4845 65 1,4930—1,5298 15 1,5360—1,5755 9 1,5910—1,5970 8 32 3
450—500 8,1 1,4835—1,4872 57 1,4915—1,5278 18 1,5360—1,5775 11 1,5902—1,5976 10 39 4
200—250 10,3 1,4400—1,4838 К е г 94 киякская н 1,4900—1,5190 е ф т ь 3 нижнего го 1,5418 р И 3 О 3 н т а — 6 —
250—300 8,3 1,4495—1,4642 87 1,4985—1,5200 2 1,5350—1,5430 11 — — 13 —
300—350 7,7 1,4540—1,4648 85 1,4989—1,5218 5 1,5390—1,5745 10 — — 15 —
350—400 7,7 1,4615—1,4868 81 1,5020—1,5210 5 1,5420—1,5875 14 — — 19 __
400—450 7,1 1,4672—1,4775 80 1,5075—1,5225 8 1,5485—1,5882 5 1,5902—1,5910 6 19 1
450—500 6,2 1,4750—1,4812 74 1,5100—1,5235 7 1,5500—1,5890 7 1,5905—1,5920 и 25 1
200—250 11,9 1,4418—1,4780 I 89 (енкиякска? 1,4940—1,5248 неф И т ь VIII гори 3 О н т — 11 —
250—300 300—350 13,2 11,6 1,4495—1,4840 1,4539—1,4609 86 83 1,5019—1,5290 1,5159—1,5295 .10 3 1,5390—1,5410 1,5395—1,5579 4 14 — — 14 17 —
1 6—160
350—400 11,6 1,4610—1,4722 79 1,4970—1,5218 3 1,5330—1,5612 18 21
400—450 11,0 1,4705—1,4830 74 1,4970—1,5260 8 1,5362—1,5730 8 1,5910—1,6060 8 24 2
450—490 7,3 1,4734—1,4869 72 1,4935-1,5125 8 1,5382—1,5840 7 1,5985—1,6075 10 25 3
Акжарская нефть
аптского горизонта
200—250 6,4 1,4595—1,4788 90 1,4952—1,5225 10 — — — 10
250—300 10,6 1,4635—1,4832 83 1,5130—1,5282 17 — — —- 17 -
300—350 12,8 1,4694—1,4814 76 1,4928—1,5300 6 1,5308—1,5637 18 24
350—400 12,6 1,4734—1,4804 73 1,4917—1,5157 6 1,5337—1,5780 12 1,5973—1,6100 8 26 1
400—450 12,2 1,4765—1,4883 70 1,4924—1,5143 8 1,5487—1,5815 13 1,5980—1,6120 8 29 1
450—500 8,8 1,4850—1,4862 63 1,4905—1,5240 15 1,5370—1,5855 11 1,5935—1,6090 9 35 2
Акжарская нефть среднеюрс к о г о горизонта
200—250 9,2 1,4548—1,4602 85 1,4926—1,5080 15 — —: — 15
250—300 12,8 1,4564—1,4664 83 1,5044—1,5274 10 1,5314—1,5449 7 — 17
300—350 14,0 1,4588—1,4730 82 1,5028—1,5228 8 1,5328—1,5500 10 — 18
350—400 13,3 1,4652—1,4885 80 1,4950—1,5272 7 1,5412—1,5698 5 1,5982—1,6310 7 19 1
400—450 12,7 1,4708—1,4897 79 1,5095—1,5220 4 1,5318—1,5865 9 1,6040—1,6330 7 20 1
450—500 10,0 1,4676—1,4864 64 1,4914—1,5276 18 1,5308—1,5780 9 1,5944—1,6010 7 34 2
Каратюбинская нефть барремского горизонта
200—250 3,5 1,4608—1,4638 89 1,5133—1,5268 9 1,5308—1,5335 2 — 11
250—300 7,0 1,4612—1,4742 87 1,5053—1,5102 8 1,5345—1,5490 5 — —. 13
300—350 12,1 1,4629—1,4891 79 1,5185—1,5206 12 1,5310—1,5608 9 — — 21
350—400 13,1 1,4703—1,4855 73 1,4915—1,5265 15 1,5335—1,5634 5 1,5695—1,5985 6 26 1
400—450 13,5 1,4671—1,4843 70 1,4902—1,5300 14 1,5332-1,5837 7 1,5926—1,6125 7 28 2
450—500 17,1 1,4722—1,4849 67 1,4911—1,5209 13 1,5318—1,5910 9 1,5900—1,6720 8 30 3
Каратюбинская нефть среднеюрского горизонта (скважина № 4)
200—250 5,8 1,4595—1,4645 85 1,5147—1,5197 6 1,5315—1,5387 9 — 15
250—300 9,0 1,4620—1,4718 80 1,5005—1,5200 7 1,5360—1,5521 13 — — 20
300—350 9,2 1,4622—1,4856 78 1,5086—1,5227 9 1,5324—1,5520 13 — — 22
350—400 10,5 1,4617—1,4770 73 1,4909—1,5192 15 1,5330—1,5880 7 1,5951—1,6112 3 25 2
м 400—450 11,2 1,4712—1,4884 67 1,4940—1,5282 15 1,5448—1,5858 11 1,5933—1,6062 4 30 3
£ 450—500 11,5 1,4736—1,4886 65 1,4940—1,5236 14 1,5375—1,5878 11 1,5950—1,6190 6 31 4
£ <D s <к E та ® x я ? я v 3 та н я S О.о Ч Я®"- 1 I | -СОСО 1 . [ 1 1 00 1 1 1 1 00 3^1 176. Содержание парафина в 50-градусных масляных фракциях
Q. E H ag ti •©•о д Температура отбора, Содержание парафина, Температура плавления парафина, °C
°C %
S ® s.o^ J S О <О С СО rh СЧ —< —< СЧ СЧ СЧСО СО — ^Г-ОО — —< сч сч сч сч со
£ — —< — сч сч сч -
£ 03 Кенкиякская нефть ни жнетри а с о в о го горизонта
О t: | । | 1 1 1 Iе000 1111^ 400—450 450—500 К е н к и я к 350—450 450—490 3,08 1,65 кая нефть VIII гори 9,10 11,00 нефть аптского го 55 61 зонта 49 50
2 t=t о I IV группа oi Q с ризонта 1,5930 1,5947 1,5945—1,5980 (та (с к в а ж и 1,5940—1,5990 1,5905—1,6050 03 я о со я 1,5920—1,6056 1,5930—1,6070 С
я о Xi акжарская ризонта
s CD U 2 S? о ^h СО О 00 СЗ — О со Я | Ю 00 о сч о о я S СР я о я X 00 СЧ СО Ю — О '“И 400—450 450-500 Акжарская н 350—400 400—450 450—500 0 Следы фть среднеюрско го 0,03 1,81 4,31 —
Ароматические 1 II и III груш CN Q е ижнеюрско! 1,5342—1,5395 1,5360—1,5396 1,5348—1,5390 1,5308—1,5564 1,5337—1,5779 1,5350—1,5760 етриасового го 1,5405—1,5495 1,5411—1,5701 1,5417—1,5712 1,5423—1,5769 1,5470—1,5835 1,5350—1,5395 1,5350-1,5488 1,5340—1,5650 1,5351—1,5725 1,5360—1,5790 1,5365—1,5825 горизонта 51 46
6? г ь н О ОООЗ OW СО О О оо О СЧ 0) я Th ю со СЗ О —1 Каратюбинская нефть барремског о горизонта
Л- я я 400—450 0,28 1,28 нефть среднеюрско (скважина № 4) 0,96 1,16 48
I группа сч Q е би некая не 1,4915—1,5150 1,4908—1,5298 1,4970—1,5285 1,4986—1,5264 1,5059—1,5292 1,4908—1,5238 я Я я я -а и . 1,4980—1,5300 1,4980—1,5285 1,4964—1,5280 1,4967—1,5280 1,4984—1,5279 1,4990—1,5298 а* 0) я к со . я я я 1,5162—1,5290 1,4998—1,5075 1,5060—1,5145 1,4950—1,5260 1,4960—1,5238 1,4910—1,5080 450—500 Каратюбинская 400—450 450—500 52 го горизонта 50 55
a a атю О О со Ю СЗ СО со Г- Ь- СО к я я Ь- ОЗ СО СО О СО 00 Ь- Ь- Ь- Г- со \о 2 00 СО — СО СЧ 03 оо оо 00 Г- Iх* со Каратюбинская нефть нижнеюрско го горизонта
i 3 CL я я \о 2 я Q- . Я X со
Парафино-нафте углеводород <n Q е сз 1,4540—1,4605 1,4588—1,4745 1,4598—1,4766 1,4663—1,4886 1,4771—1,4871 1,4780—1,4882 1,4444—1,4804 1,4462—1,4815 1,4619—1,4850 1,4660—1,4872 1,4780—1,4875 1,4785—1,4881 со оо Ю 03 00 оо оо — со ю сч оо сч Ю 00 Q0 оо оо оо Th Tf Th Th Th Th 77777 i 00 СЧ CO СЧ 00 СЧ Ю CO О CD tQ 00 —— V—< «“1 400—450 450—500 Каратюбинская 350—400 400—450 450—500 н 1,80 2,68 ефть нижнетриасов (скважина № 6) 6,37 4,53 4,62 45 46 ого горизонта 51 60 61
О «1 00 СЧ со о ~ со СОЮЮ^ОЮ оо оо co оз co ю
CQ №4» rh СЗ о ОЗ ОО 00 оо со 00 Ь* 00 00 00 03 Г» 00 F'- Каратюбинская 350—400 400—450 450—500 н ефть веохнепеомс ко г о гооизонта
та Ct та о с отбора, °C оо оо о о Ю О LO о ю о СЧ СО СО -Ф LQ 1 1 1 1 1 1 о о о о о о О Ю О Ю О Ю СЧ СЧ СО СО о о о о о о Ю О Ю О Ю О СЧ СО СО Th Th ю 1 1 1 1 1 1 0'0 о о о о ОЮОЮ ОЮ СЧ СЧ СО СО Th Ф о о о о <s> ю о lo о to о сч со со Th Th ю 1 1 1 1 1 1 о о о о о о оюоюою СЧ СЧ СО СО Th 6,40 6,60 5,10 45 54 57
16’
243
242
177. Структурно-групповой состав 50-градусных фракций нефтей Продолжение табл. 177
— Распределение углерода, Среднее число колец
Распределение углерода, Среднее число коле ц Темпера- % в молекуле
Темпера- /0 в молекуле тура Л20 „20
тура 90 20 р4 D Af
отбора, °C р4 nD м СА сн Г кол сп «А Кн Ко °C (аратю б И н С К а я не СА фть сн б а р_р с кол м с к с СП ГО г КА р И 3 о КН н т а Ко
Кенкиякс кая н е ф т ь нижнетри асового горизонта
200—250 0,8525 1,4655 169 5 64 69 31 0,10 1,50 1,60
200—250 0,8290 1,4578 173 7 48 55 45 0,10 1,20 1,30 250—300 0,8621 1,4730 208 8 51 59 41 0,15 1,55 1,70
250—300 0,8523 1,4710 212 10 42 52 48 0,20 1,30 1,50 300—350 0,8755 1,4838 270 12 38 50 50 0,30 1,60 1,90-
300—350 0,8710 1,4820 267 11 37 48 52 0,40 1,40 1,80 350—400 0,8807 1,4948 336 13 36 49 51 0,65 1,85 2,50-
350—400 0,8900 1,4935 331 14 32 46 54 0,60 1,65 2,25 400—450 0,9065 1,5045 401 17 27 44 56 0^80 1,90 2,70
400—450 0,9095 1,5038 390 16 31 47 53 0,75 2,10 2,85 450—500 0,9212 1,5130 481 19 24 43 57 1,10 2,20 3,30
450—500 0,9190 1,5105 448 17 29 46 54 0,90 2,25 3,15
Каратюбинска я нефть среднеюрс к о го горизонта
Кенкиякская н е ф т ь нижнего горизонта (скважина № 4)
200—250 0,8099 1,4505 184 6 32 38 62 0,14 0,73 0,87 200—250 0,8405 1,4615 174 5 55 60 40 0,10 1,30 1,40
250—300 0,8284 1,4611 216 9 30 39 61 0,22 0,83 1,05 250—300 0,8560 1,4710 218 7 47 54 46 0,20 1,40 1,60
300—350 0,8500 1,4718 250 10 33 43 57 0,30 1,12 1,42 лама 300—350 0,8715 1,4805 268 10 40 50 50 0,30 1,60 1,90
350—400 0,8650 1,4808 294 12 29 41 59 0,42 1,26 1,68 350—400 0,8880 1,4900 320 12 36 48 52 0,45 1,85 2,30
400—450 0,8820 1,4914 360 14 24 38 62 0,64 1,36 2,00 400—450 0,9045 1,5000 380 14 33 47 53 0,65 2,15 2,80
450—500 0,8936 1,4972 440 15 22 37 63 0,79 1,66 2,45 450—500 0,9130 1,5060 460 15 29 44 56 0,85 2,40 3,25-
Кенкиякская неф т ь VIII г о р И 3 о н т а Каратюбинска я нефть нижнеюрского горизонта
(с к в а ж и н а № 7)
200—250 0,8139 1,4505 178 2 41 43 57 0,04 0,86 0,90 200—250 0,8440 1,4640 178 7 54 61 39 0,15 1 30 1 45-
250—300 0,8287 1,4591 220 5 39 44 56 0,20 1,00 1,20 250—300 0,8562 1,4712 218 8 46 54 46 0 20 1 40 1,60
300—350 0,8499 1,4704 260 9 35 44 56 0,30 1,20 1,50 300—350 0,8690 1,4790 259 10 39 49 51 0 30 1 50 1 80-
350—400 0,8687 1,4792 298 10 34 44 56 0,40 1,50 1,90 350—400 0,8888 1,4903 310 12 37 49 51 0,50 1,80 2,30
400—450 0,8852 1,4884 364 12 31 43 57 0,50 1,90 2,40 400—450 0,9030 1,4988 376 13 34 47 53 0,65 2,10 2,75-
450—490 0,8998 1,4998 428 15 26 41 59 0,70 1,90 2,60 450—500 0,9120 1,5040 442 15 31 46 54 0,80 2^35 3,15-
Акжарская нефть аптского горизонта Каратюбинская нефть ни жнетри а с о в о г о горизонт а
(скважина № 6)
200—250 0,8528 1,4642 164 5 64 69 31 0,05 1,55 1,60
250—300 0,8682 1,4752 212 7 55 62 38 0,15 1,70 1,85 200—250 0,8128 1,4488 176 2 49 51 49 0,01 0,58 0,60
300-350 0,8838 1,4862 267 12 43 55 45 0,30 1,85 2,15 250—300 0,8378 1,4605 214 5 43 48 52 0,10 1,40 1,50
350—400 0,8965 1,4952 325 15 35 50 50 0,60 1,85 2,45 300—350 0,8572 1,4710 254 8 39 47 53 0,20 1,60 1,80
400—450 0,9078 1,5042 380 17 29 46 54 0,80 1,90 2,70 350—400 0,8768 1,4828 300 13 34 47 53 0,50 1,70 2,20
450—500 0,9180 1,5095 435 17 29 46 54 0,90 2,25 3,15 450—500 0,9040 1,5015 425 16 29 45 55 0,70 1,80 2,50
Акжарская нефть среднеюрского горизонта
200—250 0,8468 1,4630 173 4 54 58 42 0,10 1,42 1,52
250—300 0,8531 1,4690 214 6 49 55 45 0,14 1,46 1,60
300—350 0,8650 1,4772 266 8 40 48 52 0,23 1,54 1,77
350—400 0,8801 1,4850 332 9 36 45 55 0,33 1,87 2,20
400—450 0,8930 1,4922 400 10 34 44 56 0,47 2,20 2,67
450—500 0,9000 1,4978 468 11 31 42 58 0,61 2,29 2,90
Каратюбинская нефть верхнепермского горизонта
200—250 0,8135 1,4480 177 1 48 49 51 0,02 0,98 1,00
250—300 0,8355 1,4612 216 4 42 46 54 0,10 1,10 1,20
300—350 0,8540 1,4750 262 12 29 41 59 0,35 1,15 1,50
350—400 0,8715 1,4856 319 14 25 39 61 0,55 1,20 1,75
400—450 0,8865 1,4948 376 16 21 37 63 0,85 1,25 2,10
450—500 0,8990 1,5038 458 18 15 33 67 1,10 1,30 2,40
244
245
246
178. Характеристика дистиллятных базовых масел и групп углеводородов, полученных адсорбционным методом
Исходная фракция и смесь углеводородов Выход, % ₽4° „20 М V50. сСт V100» сСт ИВ Темпера- тура за- стывания, °C Содержа- ние серы, %
на фрак- цию на нефть
Кенкиякская нефть нижнетриасового горизонта
Фракция 350—450 °C 100,0 16,2 0,9000 1,4983 368 21,70 5,05 — 12 0,16
Фракция 350—450 °C после депарафинизации 93,0 15,1 0,9050 1,5020 365 26,89 5,47 36 —30 —
Нафтено-парафиновые углеводороды 59,3 9,6 0,8688 1,4756 380 16,70 4,47 93 —21 —
Нафтено-парафиновые и I группа ароматических 72,4 11,7 0,8820 1,4860 375 19,65 4,85 85 —23 •—
углеводородов Нафтено-парафиновые, I и II группы ароматиче- 75,8 12,3 0,8860 1,4890 375 21,01 4,95 69 —24 —
ских углеводородов Нафтено-парафиновые, I, II и III группы арома- 82,2 13,3 0,8915 1,4938 375 21,90 5,00 57 —25 —
тических углеводородов Нафтено-парафиновые, I, II, III и IV группы аро- 89,1 14,4 0,8990 1,4980 370 23,36 5,90 46 —27 —
матических углеводородов I группа ароматических углеводородов 13,1 2,1) 0,9470 1,5286 49,04 6,93
II группа ароматических углеводородов 3,3 0,6 — — —27 —.
III группа ароматических углеводородов 6,5 1 ,oj 1,0326 1,5985 161,79 11,15 —1
IV группа ароматических углеводородов 6,9 1,1 — — —•
Смолистые вещества 3,9 0,7 — — — — — — — —
Фракция 450—500 °C 100,0 8,1 0,9190 1,5105 448 75,32 11,10 — 23 0,24
Фракция 450—500 °C после депарафинизации 94,4 7,6 0,9226 1,5120 440 111,41 13,10 20,5 —28 —
Нафтено-парафиновые углеводороды 52,7 4,2 0,8853 1,4800 480 57,89 10,03 80,0 —18 —
Нафтено-парафиновые и I группа ароматических 68,6 5,5 0,9000 1,4928 470 64,21 10,63 77,5 —21 —
углеводородов Нафтено-парафиновые, I и II группы ароматиче- 72,2 5,8 0,9035 1,4955 465 66,60 10,90 76,0 —22 —
ских углеводородов Нафтено-парафиновые, I, II и III группы арома- 77,5 6,2 0,9073 1,4990 460 72,00 11,30 70,0 —23 —
тических углеводородов Нафтено-парафиновые, I, II, III и IV группы аро- 83,5 6,7 0,9120 1,5038 450 81,5 11,83 59 —25 —
матических углеводородов I группа Ароматических углеводородов 15,9 1,3 0,9285 1,5146 — 134,85 14,30 52 — —
II группа ароматических углеводородов 3,6 0,31 0,9891 1,5590 663,40 31,31 —80 —
III группа ароматических углеводородов 5,3 0,4J . 1 _
IV группа ароматических углеводородов Смолистые Вещества 10,9 5,0 0,8 0,4 1,0221 1,5900 — 981,68 35,83 —154 —
Кенкиякская нефть нижнего горизонта
Фракция 350—420 °C 100,0 10,3 0,8685 1,4829 — 12,50 3,65 — 18 —
Фракция 350—420 °C после депарафинизации 88,4 9,1 0,8704 1,4840 — 14,25 3,93 78 —28
Нафтено-парафиновые углеводороды 65,4 6,7 0,8479 1,4658 — 12,08 3,64 100 —26 —
Нафтено-парафиновые и I группа ароматических 70,0 7,2 0,8563 1,4720 — 12,50 3,71 92 —26 —
углеводородов Нафтено-парафиновые, I и II группы ароматиче- 75,6 7,8 0,8625 1,4790 — 13,30 3,80 85 -27
ских углеводородов Нафтено-парафиновые, I, II и III группы арома- 86,5 8,9 0,8698 1,4830 — 13,98 3,88 79,5 —27
тических углеводородов
Фракция 420—500 °C 100,0 10,7 0,8915 1,4960 — 40,52 8,43 — 35 —
Фракция 420—500 °C после депарафинизации 88,8 9,5 0,9009 1,5000 — 56,45 9,70 75,5 —27 —
Нафтено-парафиновые углеводороды 60,5 6,5 0,8635 1,4730 — 28,90 6,55 99 —18 —.
Нафтено-парафиновые и I группа ароматических 66,0 7,1 0,8749 1,4800 — 35,40 7,36 90 —20 —
углеводородов Нафтено-парафиновые, I, II и III группы арома- 74,6 8,0 0,8837 1,4838 — 43,39 8,40 88 —22
тических углеводородов Нафтено-парафиновые, I, II, III и часть IV груп- 79,5 8,5 0,8870 1,4900 -! 47,60 8,87 85 —23
пы ароматических углеводородов Нафтено-парафиновые, I, II, III и IV группы аро- 88,0 9,4 0,9000 1,4985 — 55,73 9,65 77 -26
матических углеводородов ,
Кенкиякская н е ф т I VIII горизонта
Фракция 350—450 °C 100,0 22,6 0,8762 1,4838 310 13,17 3,80 17 0,50
Фракция 350—450 °C после депарафинизации 89,0 20,2 0,8801 1,4880 320 16,22 4,16 55,1 —30 —
Нафтено-парафиновые углеводороды 66,1 15,0 0,8502 1,4680 350 13,09 3,83 100,0 —23 —
Нафтено-парафиновые и I группа ароматических 71,0 16,1 0,8532 1,4710 345 13,93 3,97 96,0 —25 —
углеводородов Нафтено-парафиновые, I и II группы ароматиче- 78,5 17,8 0,8669 1,4768 340 14,51 4,02 85,2 —27 0,20
ских углеводородов Нафтено-парафиновые, I, II и III группы арома- 81,5 18,5 0,8738 1,4815 335 14,97 4,04 73,7 —28
тических углеводородов
Нафтено-парафиновые, I, II, III и IV группы аро- 87,4 19,8 0,8800 1,4870 330 15,47 4,06 — —30 0,47
ю матических углеводородов
Смолистые вещества 1,6 0,4 — — — — — — — ——
Продолжение табл. 178
Исходная фракция и смесь углеводородов Выход, % Рч20 „20 nD м V50, сСт V100» сСт ив Темпера- тура за- стывания, СС Содержа- ние серы, %
на фрак- цию на нефть
Фракция 450—490 °C Фракция 450—490 °C после депарафинизации Нафтено-парафиновые углеводороды Нафтено-парафиновые и I группа ароматических 100,0 7,3 0,8998 1,4998 428 43,66 8,38 — 29 0,65
85,0 57,1 64,7 6,2 4,2 4,7 0,9025 0,8732 0,8760 1,5020 1,4780 1,4812 445 470 460 74,78 43,77 46,98 11,16 8,71 9,05 57 96 92 —30 —24 —25
углеводородов Нафтено-парафиновые, I и II группы ароматиче- 67,2 4,9 0,8780 1,4840 455 48,26 9,19 91 —26
ских углеводородов Нафтено-парафиновые, I, II и III группы арома- 70,6 5,2 0,8800 1,4875 499 53,08 9,48 85 —27 0,10
тических углеводородов Нафтено-парафиновые, I, II, III и IV группы аро- 82,5 .6,0 0,8940 1,4980 447 67,50 10,8 70 —29 —
матических углеводородов Смолистые вещества 2,5 0,2 — —- — •— — — — —
Акжарская нефть среднеюрского горизонта
Фракция 350—450 °C Фракция 350—450 °C после депарафинизации Нафтено-парафиновые углеводороды Нафтено-парафиновые и I группа ароматических 100,0 95,0 72,0 81,0 26,0 24,7 18,7 21,0 0,8870 0,8905 0,8566 0,8666 1,4880 1,4900 1,4710 1,4765 366 350 365 360 21,98 23,10 17,88 18,30 5,02 5,10 4,68 4,70 49 93 86 3 —24 —16 —23 0,18 0,20 0,05
углеводородов Нафтено-парафиновые, I и II группы ароматиче- 84,0 21,8 0,8719 1,4803 360 18,57 4,72 83,5 —24 0,08
ских углеводородов Нафтено-парафиновые, I, II и III группы арома- 86,7 22,5 0,8760 1,4822 360 18,85 4,74 80 —24 0,10
тических углеводородов Нафтено-парафиновые, I, II, III и IV группы аро- 93,3 24,2 0,8858 1,4887 355 20,86 4,91 64 —24 —
матических углеводородов I группа ароматических углеводородов 9,0 О Л 2,3 0,9092 1,5042 — 36,00 6,45 27 —28 —
II группа ароматических углеводородов III группа ароматических углеводородов о,U 2,7 с' а 0,81 0,7 1,71 0,9970 1,5695 — 146,00 10,49 —20 —7 —
IV группа ароматических углеводородов 0,0
Смолистые вещества 1 У 0,5 : ' - 1
Фракция 450—500 °C
Фракция 450—500 °C после депарафинизации
Нафтено-парафиновые углеводороды
Нафтено-парафиновые и I группа ароматических
углеводородов
Нафтено-парафиновые, I и II группы ароматиче-
ских углеводородов
Нафтено-парафиновые, I, II и III группы арома-
тических углеводородов
Нафтено-парафиновые, I, II, III и IV группы аро-
матических углеводородов
I группа ароматических углеводородов
II группа ароматических углеводородов
III группа ароматических углеводородов
IV группа ароматических углеводородов
Смолистые вещества
Каратюбинская нефть
249
Фракция 350—450 °C
Фракция 350—450 °C после депарафинизации
Нафтено-парафиновые углеводороды
Нафтено-парафиновые и I группа ароматических
углеводородов
Нафтено-парафиновые, I, II и III группы арома-
тических углеводородов
Нафтено-парафиновые, I, II, III и IV группы аро-
матических углеводородов
I группа ароматических углеводородов
II группа ароматических углеводородов
III Труппа ароматических углеводородов
IV группа ароматических углеводородов
Смолистые вещества
Фракция 450—500 °C
Фракция 450—500 °C после депарафинизации
Нафтено-парафиновые углеводороды
Нафтено-парафиновые и I группа ароматических
углеводородов
100,0 88,0 10,0 8,8 0,9000 0,9070 1,4978 1,4997 468 535 82,00 108,00 11,80 13,83 48 10 —23 0,33 0,38
61,9 6,2 0,8740 1,4779 505 61,46 11,00 93 —22 —
69,4 6,9 0,8815 1,4819 500 66,60 11,38 86,8 -23 0,24
71,0 7,1 0,8835 1,4830 480 69,80 11,70 85,0 —23 —
79,3 7,9 0,8915 1,4915 470 82,70 12,64 76,0 —24 0,30
83,0 8,3 0,8970 1,4950 440 90,30 13,13 69,0 —24 0,35
7,5 0,7 0,9218 1,5090 — 177,07 18,04 26,2 —26 —
1,6 8,3 0,21 0,8/ 1,000 1,5692 — — 50,80 — —5 —
3,7 0,4 — 1,5917 — — — — — —
5,0 0,5 — — •— — — — — —
среднеюрского горизонта (скважина № 4)
100,0 21,7 0,8990 1,4965 360 21,92 5,03 59 —3 0,21
98,3 21,3 0,9000 1,4980 350 23,06 5,08 46 —35 —
69,6 15,1 0,8673 1,4745 360 15,35 4,20 89 —27 —
82,3 17,9 0,8788 1,4818 350 16,85 4,40 79 —28 —
90,8 19,8 0,8884 1,4895 347 19,0 4,63 61 —30 —
94,2 20,5 0,8922 1,4980 345 20,55 4,80 54 —32 —
12,7 2,8 0,9199 1,5038 — 26,65 5,45 7 —31 .—
1,8 6,7 0,41 1,5/ 1,0012 1,5705 — 80,38 8,46 —124 — —
3,4 0,7 — — — —- — — — —
4,1 0,8 — — — —. — — — —
100,0 11,5 0,9130 1,5060 460 84,98 11,71 45 10 0,30
98,3 11,3 0,9150 1,5070 455 94,45 12,18 29 —31 —
64,1 7,4 0,8816 1,4822 485 56,39 9,78 79 —28 —
77,1 8,9 0,8906 1,4880 480 58,19 9,93 76 —31 —
Продолжение табл. 178
250
Исходная фракция и смесь углеводородов Выход, % о20 Р4 „20 nD м V50> сСт 'VlOO’ сСт ив Темпера- тура за- стывания, °C Содержа- ние серы, %
на фрак- цию на нефть
Нафтено-парафиновые, I, II и III группы арома- 88,0 10,1 0,8990 1,4942 475 65,37 10,45 67 —32 —
тических углеводородов Нафтено-парафиновые, I, II, III и IV группы аро- 93,5 10,7 0,9055 1,5000 460 75,61 10,98 51 —32 —
матических углеводородов Смолистые вещества 4,8 0,6 — — — — — —- —
Каратюбинская нефть нижнеюрского горизонта (скв а ж и н а № 7)
Фракция 350—450 °C 100,0 20,0 0,8960 1,4942 338 18,00 4,51 —. —17 0,23
Фракция 350—450 °C после депарафинизации 99,3 19,9 0,8970 1,4950 340 18.75 4,60 63 —32 —
Нафтено-парафиновые углеводороды Нафтено-парафиновые и I группа ароматических 73,3 83,8 14,7 16,8 0,8595 0,8690 1,4680 1,4770 350 340 13,68 14,72 4,00 4,07 по 87 —25 —30 —
углеводородов Нафтено-парафиновые, I, II и III группы арома- 90,5 18,1 0,8755 1,4830 340 16,10 4,16 77 —31 —
тических углеводородов Нафтено-парафиновые, I, II, III и IV группы аро- 97,2 19,5 0,8895 1,4915 340 17,98 4,49 66 —32 —
матических углеводородов I группа ароматических углеводородов 10,5 2,1 0,9217 1,5118 — 25,64 5,36 — — —
II и III группы ароматических углеводородов 6,7 1,3 0,9817 1,5560 — —
IV группа ароматических углеводородов 6,7 1 ,4 0,0410 1,6090 — •
Смолистые вещества 2,1 0,4 — — — — — —
Фракция 450—500 °C 100,0 8,3 0,9120 1,5040 442 72,93 11,60 — 1 0,27
Фракция 450—500 °C после Депарафинизации 97,8 8,1 0,9128 1,5038 425 78,44 12,09 73 —27 —
Нафтено-парафиновые углеводороды Нафтено-парафиновые и I группа ароматических 63,8 78,0 5,3 6,5 0,8770 0,8890 0,4808 1,4890 480 475 50,91 59,00 9,22 10,23 83 81,5 —«2Ь —26
углеводородов Нафтено-парафиновые, I, II и III группы арома- 87,7 7,3 0,8990 1,4940 460 65,93 10,95 80 —26 —
тических углеводородов
Нафтено-парафиновые, I, II, III и IV группы аро-
матических углеводородов
I группа ароматических углеводородов
II и III группы ароматических углеводородов
IV группа ароматических углеводородов
Смолистые вещества
92,8 7,7 0,9046 1,4980 440 70,30 11,40 77,5 —27 —
14,2 1,2 0,9282 1,5095 — 122,1 14,16 28
9,7 0,8 1,0016 1,5660 -Г-
5,1 0,4 — — .
5,0 0,4 — — — — — — — —
Каратюбинская нефть нижнетриасового горизонта (скважина № 6)
Фракция 350—450 °C 100,0 16,0 0,8918 1,4940 380 17,30 5,51 . 20 0,28
Фракция 350—450 °C после депарафинизации 91,8 14,7 0,8950 1,4964 375 39,20 7,42 69 —26 0,31
Нафтено-парафиновые углеводороды 64,0 10,3 0,8630 1,4752 410 21,72 5,49 107 —15
Нафтено-парафиновые и I группа ароматических углеводородов 73,0 11,7 0,8693 1,4816 400 23,10 5,60 98 —16 0
Нафтено-парафиновые, I и II группы ароматиче- ских углеводородов 78,0 12,5 0,8728 1,4850 495 24,90 5,79 91 —17 —
Нафтено-парафиновые, I, II и III группы арома- тических углеводородов 85,0 13,6 0,8802 1,4900 390 29,40 6,32 80 —20 —
I группа ароматических углеводородов 9,0 1,4 0,9007 1,5054 — 28,96 5,76 40 —8
II и III группы ароматических углеводородов 12,0 1,9 0,9848 1,5615 — 134,8 13,82 —12
IV группа ароматических углеводородов и смо- листые вещества 6,8 1,1 — — — — — — —
Фракция 450—500 °C 100,0 8,5 0,9040 1,5018 430 54,71 9,35 30 0,43
Фракция 450—500 °C после депарафинизации 92,7 7,9 0,9092 1,5050 425 70,96 11,14 69 —25 0,46
Нафтено-парафиновые углеводороды 57,0 4,9 0,8700 1,4790 470 40,80 8,40 100 — 15
Нафтено-парафиновые и I группа ароматических углеводородов 69,0 5,9 0,8808 1,4828 460 42,96 8,55 95 —15 —
Нафтено-парафиновые, I и II группы ароматиче- ских углеводородов 73,0 6,2 0,8905 1,4848 455 44,10 8,60 91,5 —15 —
Нафтено-парафиновые, I, II и III группы арома- тических углеводородов 82,7 7,0 — 1,4928 450 50,90 9,23 82 —17
IV группа ароматических углеводородов и смо- листые вещества 10,0 0,7 — — — — — — •— —
179. Выход газа после депарафинизации масляных фракций
Фракция, °C Выход гача, % Температура плавления ача, ° С
на фракцию на нефть
Кенкиякская 350—450 I 450—500 | нефть нижнетриасового горизонта 47 56
7,0 I 5,6 | 1,1 1 0,5 j
Кенкиякская нефть ни жнего горизонта
350—420 1 И’6 1 1,2 | 44
420—500 1 П,2 I ' 1,2 1 44
К е н к и якская нефть VIII г о р и з о н т а
350—450 1 п,о I 2,5 1 44
450—490 I 15,0 1 1,1 1 49
Акжарская нефть средне юрского го р и з о н т а
350—450 1 5,0 1 1,3 40
450—500 1 12,0 1 1,2 46
Каратюбинск ая нефтьсред неюрского горизонта
(скважина № 4)
350—450 1 }’7 1 0,4 I 52
450—500 1 17 1 0,2 | 52
Каратюбинская нефть н и ж неюрского горизонта
350—450 1 °’7 1 0,1 I 46
450—500 1 2,2 | 0,2 | 46
Каратюбинска я нефть ни жнетри а с о в о г о горизонта
(скважина № 6)
350—450 1 8’2 1 1,3 | 53
450—500 1 7,3 1 0,6 1 59
180. Структурно-групповой состав дистиллятных базовых масел и групп
углеводородов
Исходная фракция и смесь углеводородов Распределение углерода, % Среднее число колец в молекуле
СА сн г кол сп КА Кн Ко
Кенкиякская нефть нижнетриа с о в о го г о р И 3 о н т а
Фракция 350—450 °C 15 31 46 54 0,60 1,90 2,50
Фракция 350—450 °C после депарафи- низации 145,5 31,5 48 52 0,70 1,90 2,60
Нафтено-парафиновые углеводороды 0 40 40 60 0 2,30 2,30
Нафтено-парафиновые и I группа аро- матических углеводородов 8 34 42 58 0,30 2,00 2,30
Нафтено-парафиновые, I и II группы ароматических углеводородов 10 33 43 57 0,40 2,10 2,50
252
Продолжение табл. 180
Исходная фракция и смесь углеводородов Распределение углерода, 0/ /0 Среднее число колец в молекуле
СА сн Скол 3 п Кд кн Ко
Нафтено-парафиновые, I, II и III группы ароматических углеводоро- дов 13 30 43 57 0,60 1,90 2,50
Нафтено-парафиновые, I, II, III и IV группы ароматических углеводоро- дов 14 31 45 55 0,65 1,95 2,60
Фракция 450—500 °C 17 29 46 54 0,90 2,25 3,15
Фракция 450—500 °C после депарафи- низации 18 30 48 52 0,95 2,35 3,30
Нафтено-парафиновые углеводороды 0 44 44 56 0 3,40 3,40
Нафтено-парафиновые и I группа аро- матических улеводородов 6 39 45 55 0,20 3,20 3,40
Нафтено-парафиновые, I и II группы ароматических углеводородов 9 37 46 54 0,40 3,00 3,40
Нафтено-парафиновые, I, II и III группы ароматических углеводоро- дов 9 37 46 54 0,60 2,80 3,40
Нафтено-парафиновые, I, II, III и IV группы ароматических углеводоро- дов Кенкиякская нефт 13 ь ни 33 ж н е 46 го го 54 р И 3 ( 0,80 та 2,50 3,30
Фракция 350—420 °C 12 26 38 62 0,48 1,25 1,73
Фракция 350—420 °C после депарафи- низации 13 27 40 60 0,50 1,29 1,79
Нафтено-парафиновые углеводороды 0 35 35 65 0 1,68 1,68
Нафтено-парафиновые и I группа аро- матических углеводородов ' 9 28 37 63 0,38 1,37 1,75
Нафтено-парафиновые, I и II группы ароматических углеводородов 10 28 38 62 0,40 1,36 1,76
Нафтено-парафиновые, I, II и III группы ароматических углеводоро- дов 12 27 39 61 0,47 1,31 1,78
Фракция 420—500 °C 14 23 37 63 0,73 1,68 2,41
Фракция 420—500 °C после депарафи- низации 15 28 43 57 0,86 1,79 2,65
Нафтено-парафиновые углеводороды 0 33 33 67 0 2,34 2,34
Нафтено-парафиновые и I группа аро- матических углеводородов 1 37 38 62 0,05 2,41 2,46
Нафтено-парафиновые, I, II и III группы ароматических углеводоро- дов 5 36 41 59 0,27 2,32 2,59
Нафтено-парафиновые, I, И, III и часть IV группы ароматических уг- леводородов 9 32 41 59 0,49 2,12 2,61
Нафтено-парафиновые, I, II, III и IV группы ароматических углеводоро- дов 13 29 42 58 0,67 1,97 2,64
253
Продолжение табл. 180
Исходная фракция и смесь углеводородов Распределение углерода, % Среднее число колец в молекуле
СА СН ^кол СП КА | КН ко
Кенкиякская нефть VIII горизонта
Фракция 350—450 °C 11 33 44 56 0,41 1,51 1,92
Фракция 350—450 °C после депарафи- низации 14 31 45 55 0,52 1,59 2,11
Нафтено-парафиновые углеводороды 0 34 34 66 0 1,67 1,67
Нафтено-парафиновые и I группа аро- матических углеводородов 3 32 35 65 0,10 1,60 1,70
Нафтено-парафиновые, I и II группы ароматических углеводородов 5 36 41 59 0,16 1,84 2,00
Нафтено-парафиновые, I, II и III группы ароматических углеводоро- дов 7 36 43 57 0,26 1,82 2,08
Нафтено-парафиновые, I, II, III и IV группы ароматических углеводоро- дов 12 32 44 56 0,48 1,62 2,10
Фракция 450—490 °C 15 26 41 59 0,70 1,90 2,60
Фракция 450—490 °C после депарафи- низации 17 25 42 58 0,90 1,90 2,80
Нафтено-парафиновые углеводороды 0 31 31 69 0 1,90 1,90
Нафтено-парафиновые и I группа аро- матических углеводородов 5 28 33 67 0,20 2,10 2,30
Нафтено-парафиновые, I и II группы ароматических углеводородов 7 27 ,34 56 0,40 1,95 2,35
Нафтено-парафиновые, I, II и III группы ароматических углеводоро- дов 10 25 35 65 0,60 1,80 2,40
Нафтено-парафиновые, I, II, III и IV группы ароматических углеводоро- дов 15 22 37 63 0,80 1,70 2,50
Акжарская нефть среднеюрск о г о горизонта
Фракция 350—450 °C 9 36 45 55 0,38 2,10 2,48
Фракция 350—450 °C после депарафи- низации 10 37 47 53 0,40 2,15 2,55
Нафтено-парафиновые углеводороды 0 30 30 70 0 1,85 1,85
Нафтено-парафиновые и I группа аро- матических углеводородов 3 36 39 61 0,10 2,00 2,10
Нафтено-парафиновые, I и II группы ароматических углеводородов 6 34 40 60 0,20 1,95 2,15
Нафтено-парафиновые, I, II и III группы ароматических углеводоро- дов 7 35 42 58 0,30 1,90 2,20
Нафтено-парафиновые, I, II, III и IV группы ароматических углеводоро- дов 11 33 44 56 0,41 1,94 2,35
Фракция 450—500 °C 11 31 42 58 0,61 2,29 2,90
Фракция 450—500 °C после депара- финизации 15 31 46 54 0,70 2,50 3,20
Нафтено-парафиновые углеводороды 0 35 35 65 0 2,90 2,90
2 54
Продолжение табл. 180
Исходная фракция и смесь углеводородов Распределение углерода, % Среднее число колец в молекуле
СА сн с '•'кол сп кА КН Ко
Нафтено-парафиновые и I группа ароматических углеводородов 2 37 39 61 0,10 2,90 3,00
Нафтено-парафиновые, I и II группы ароматических углеводородов 3 36 39 61 0,20 2,80 3,00
Нафтено-парафиновые, I, II и III груп- пы ароматических углеводородов 8 31 39 61 0,50 2,60 3,10
Нафтено-парафиновые, I, II, III и IV группы ароматических угле- водородов 10 31 41 59 0,60 2,55 3,15
Каратюбинская нефть
к". (с к в а }
Фракция 350—450 °C
Фракция 350—450 °C после депарафи-
низации
Нафтено-парафиновые углеводороды
Нафтено-парафиновые и I группа аро-
матических углеводородов
Нафтено-парафиновые, I, П и III
группы ароматических углеводоро-
дов
Нафтено-парафиновые, I, II, III и IV
группы ароматических углеводоро-
дов
Фракция 450—500 °C
Фракция 450—500 °C после депарафи-
низации
Нафтено-парафиновые углеводороды
Нафтено-парафиновые и I группа аро-
матических углеводородов
Нафтено-парафиновые, I, II и III
группы ароматических углеводоро-
дов
Нафтено-парафиновые, I, II, III и IV
группы ароматических углеводоро-
дов
Каратюбинская нефть
Фракция 350—450 °C
Фракция 350—450 °C после депарафи-
низации
Нафтено-парафиновые углеводороды
Нафтено-парафиновые и I группа аро-
матических углеводородов
среднеюрс к о г о горизонта
и н а № 4)
14 34 48 52 0,60 2,00 2,60
15 34 49 51 0,60 2,00 2,60
0 42 42 58 0 2,25 2,25
4 41 45 55 0,15 2,20 2,35
10 36 46 54 0,40 2,05 2,45
13 34 47 53 0,50 2,00 2,50
15 29 44 56 0,85 2,40 3,25
15,5 29,5 45 55 0,87 2,38 3,25
0 39 39 61 0 2,90 2,90
4 37 41 59 0,20 2,90 3,10
8 35 43 57 0,45 2,75 3,20
12 32 44 56 0,65 2,57 3,22
и и ж нею > с к о г ого ризе > н т а
13 35 48 52 0,55 2,00 2,55
13 36 49 51 0,55 2,00 2,55
0 41 41 59 0 2,15 2,15
3 39 42 58 0,10 2,05 2,15
255
Продолжение табл. 180
Исходная фракция и смесь углеводородов Распределение углерода, % Среднее число колец в молекуле
СА СН с кол сп КА кн Ко
Нафтено-парафиновые, I, II и III группы ароматических углеводоро- дов 8 35 43 57 0,30 1,85 2,15
Нафтено-парафиновые, I, II, III и IV группы ароматических углеводоро- дов 13 33 46 54 0,50 1,85 2,35
Фракция 450—500 °C 13 33 46 54 0,80 2,35 3,15
Фракция 450—500 °C после депарафи- низации 14 33 47 53 0,90 2,30 3,20
Нафтено-парафиновые углеводороды 0 37 37 63 0 2,75 2,75
Нафтено-парафиновые и I группа аро- матических углеводородов 7 33 40 60 0,30 2,60 2,90
Нафтено-парафиновые, I, II и III группы ароматических углеводоро- дов 8 36 44 56 0,45 2,65 3,10
Нафтено-парафиновые, I, II, III и IV группы ароматических углеводоро- дов 10 36 46 54 0,55 2,60 3,15
Каратюбинская нефть нижнетриасового горизонта
(с к в а ж и н а № 6)
Фракция 350—450 °C Фракция 350—450 °C после депарафи- 14 16 29 29 43 45 57, 55 0,60 0,80 1,80 1,80 2,40 2,60
низации Нафтено-парафиновые углеводороды 0 34 34 66 0 2,00 2,00
Нафтено-парафиновые и I группа аро- 8 26 34 66 0,35 1,65 2,00
матических углеводородов Нафтено-парафиновые, I и II группы 11 23 34 66 0,50 1,50 2,00
ароматических углеводородов Нафтено-парафиновые, I, II и III 14 24 38 62 0,60 1,70 2,30
группы ароматических углеводоро- дов Фракция 450—500 °C 16 29 45 55 0,80 1,90 2,70
Фракция 450—500 °C после депарафи- 17 29 46 54 0,90 2,20 3,10
низации Нафтено-парафиновые углеводороды 0 32 32 68 0 2,20 2,20
Нафтено-парафиновые и I группа аро- 4 32 36 64 0,20 2,30 2,50
матических углеводородов Нафтено-парафиновые, I и II группы 6 32 38 62 0,25 2,35 2,60
ароматических углеводородов Нафтено-парафиновые, I, II и III 11 28 39 61 0,55 2,10 2,65
группы ароматических углеводоро- дов
256
17—160
257
КЗ Си -7 Продолжение табл. 181
00 Выход, % Темпера-
Остаток и смесь углеводородов Р1а ..20 м V50. сСт V100. V50 ив ввк тура
на остаток на нефть nD сСт V100 застывания °C
Нафтено-парафиновые, I, II и III группы 56,0 9,5 0,9177 1,5136 660 808,6 53,85 15,00 61 — —20
ароматических углеводородов I группа ароматических углеводородов 12,1 2,0 0,9161 1,5120 — 767,9 52,45 — — — —8
II и III группы ароматических углеводоро- 16,5 2,8 0,9740 1,5590 — — 307,7 — — — 20
ДОВ 23,8 4,0
IV группа ароматических углеводородов, — — — — — — — — —•
смолистые вещества и асфальтены
Кенкиякская нефть VIII горизонта
Остаток выше 490 °C 100,0 24,5 0,9339 — — 236,5 14,57 — — — 5
(ВУ50) (ВУ100) 0,7973
Нафтено-парафиновые углеводороды после 39,4 9,7 0,8747 1,4789 625 113,9 17,71 6,44 98,5 —13
депарафинизации Нафтено-парафиновые и I группа аромати- 54,3 13,3 0,8910 1,4918 650 275,1 30,10 9,16 95,0 0,8186 —16
ческих углеводородов Нафтено-парафиновые, I и часть II группы 61,7 15,1 0,9050 1,4975 660 353,0 36,00 9,75 85,0 0,8243 —13
ароматических углеводородов Нафтено-парафиновые, I и II группы аро- 64,2 15,7 0,9080 1,5010 670 374,2 37,50 10,46 81,0 0,8250 —И
матических углеводородов I группа ароматических углеводородов 14,9 3,6 0,9273 1,5130 620 468,8 39,30 11,90 69,8 — —20
II группа ароматических углеводородоов 9,9 2,4 0,9670 1,5368 — 1117 76,51 14,60 — — —
III группа ароматических углеводородов 2,8 0,7 — — —- — — — — — —
IV группа ароматических углеводородов 11,3 2,8 —— — — — — — — — —
Смолистые вещества и асфальтены 13,0 3,2 — — — — — — — — —
Акжарская нефть среднеюрс к о г о горизонта
Остаток выше 500 °C 100,0 23,0 0,9407 — — — 19,18 (ВУ1Оо) — — — 12
Нафтено-парафиновые углеводороды 47,0 10,8 0,8759 1,4810 690 180,1 25,14 7,20 — 0,7920 20
Нафтено-парафиновые углеводороды после депарафинизации 39,0 9,0 0,8833 1,4850 720 248,3 31,03 8,02 98,5 0,7980 —2
Нафтено-парафиновые и I группа аромати- ческих углеводородов 55,9 12,9 0,8928 1,4904 710 320,0 35,50 9,02 93 0,8100 0*
m I группа ароматических углеводородов 16,9 3,9 0,9139 1,5034 700 680,0 49,00 13,90 63,2 13
Каратюбинская нефть среднеюрского горизонта (скважина № 4)
Остаток выше 500 °C Нафтено-парафиновые углеводороды после депарафинизации 100,0 38,2 41,6 15,9 0,9530 0,8882 1,4840 730 219,7 38,80 (ВУщо) 27,27 8,05 91,6 0,8050 22 7
Нафтено-парафиновые и I группа аромати- 57,2 23,8 0,9010 1,4950 720 419,0 39,60 10,60 81,2 0,8180 4**
ческих углеводородов
Нафтено-парафиновые, I и II группы аро- матических углеводородов 71,1 29,6 0,9148 1,5050 700 668,5 52,15 12,80 75,7 — —
I группа ароматических углеводородов 19,0 7,9 0,9060 1,4985 — 921,0 81,81 11,30 — —
II группа ароматических углеводородов 13,9 5,8 1,5420 358,00
Смолистые вещества , Асфальтены f 23,8 9,9
4,0 1,7 — — — — — — — — —
Каратюбинская нефть нижнеюрского горизонта
Остаток выше 500 °C 100,0 44,1 0,9448 — — — 26,10 — — — 21
Нафтено-парафиновые углеводороды 35,6 15,7 0,8835 1,4802 680 183,3 (ВУ1Оо) 25,56 7,20 101 0,8030 6
Нафтено-парафиновые и I группа аромати- 55,3 24,4 0,8979 1,4933 690 324,9 35,50 9,15 91 0,8150 —10
ческих углеводородов
Нафтено-парафиновые, I и II группы аро- матических . углеводородов 63,9 28,2 0,9059 1,5015 700 435,4 41,68 10,42 86 0,8240 —
I группа ароматических углеводородов 19,7 8,7 — 1,5192 —. 752,4 51,78 — 61 — —3
11 группа ароматических углеводородов 8,6 3,8 0,9700 — —. — 181,60 — — — —
Каратюбинская нефть нижнетриасового горизонта (скважина № 6)
Остаток выше 500 °C Нафтено-парафиновые углеводороды после 100,0 33,0 30,0 9,9 0,9548 0,8880 1,4840 710 300,0 41,06 (ВУюо) 34,15 8,80 93,5 0,8040 20 —4
депарафинизации Нафтено-парафиновые и I группа аромати- 45,0 13,5 0,8915 1,4920 700 392,3 38,62 10,15 84,8 0,8080 -8
ческих углеводородов Нафтено-парафиновые, I и II группы аро- 56,9 17,1 0,9101 1,5050 690 578,0 45,91 12,60 82 0,8280 —8
матических углеводородов I группа ароматических углеводородов 12,0 3,6 0,9380 1.5230 1837 90,55 —а
II Труппа ароматических углеводородов 11,9 3,6 0,9663 1,5418 — 1972 98,96 — — —
* При добавлении 1,0% депрессатора АзНИИ-ЦИАТИМ-1 температура застывания снижается до —14 °C.
При добавлении 2,0% депрессатора АзНИИ-ЦИАТИМ-1 температура застывания снижается до — 1 СС.
25а
182. Выход петролатума после депарафинизации нафтено-парафиновых ]
и I группы ароматических углеводородов, выделенных из деасфальтенированных ;
остатков
Нефть Остаток выше, °C Выход петролатума, % Температура плавления петролатума, °C
на остаток на нефть
Кенкиякская нижнетриасового гори- зонта 500 4,9 2,0 50
'Кенкиякская нижнего горизонта 500 20,2 3,5 51
Кенкиякская VIII горизонта 490 8,7 2,1 40
Акжарская среднеюрского горизонта 500 8,0 1,8 35
Каратюбинская среднеюрского гори- зонта (скважина № 4) 500 1,1 0,4 45
Каратюбинская нижнетриасового го- ризонта (скважина № 6) 500 4,2 1,3 64
183. Структурно-групповой состав остаточных базовых масел
и групп углеводородов
Смесь углеводородов Распределение углерода, % Среднее число колец в молекуле
СА СН с ^кол сп кА кп о
Кенкиякская нефть нижнетриасового горизонта
Нафтено-парафиновые углеводороды 0 45 45 55 0 4,60 4,60
после депарафинизации Нафтено-парафиновые и I группа аро- 3 44 47 53 0,30 4,40 4,70
матических углеводородов Нафтено-парафиновые, I и часть II 10 40 50 50 0,70 4,10 4,80
группы ароматических углеводоро- дов
Кенкиякская нефть нижнего горизонта
Нафтено-парафиновые углеводороды после депарафинизации 0 30 30 70 0 3,23 3,23
Нафтено-парафиновые и I группа аро- матических углеводородов 7 24 31 69 0,61 2,63 3,24
Нафтено-парафиновые, I, II и III группы ароматических углеводоро- дов Кенкиякская не 19 фть 16 VIII 35 гори 65 ЗОН! 1,54 а 2,09 3,63
Нафтено-парафиновые углеводороды после депарафинизации 0 32 32 68 0 3,10 3,10
Нафтено-парафиновые и I группа аро- матических углеводородов 5 28 33 67 0,50 2,90 3,40
260
Продолжение табл. 183
Смесь углеводородов Распределение углерода, % Среднее число колец в молекуле
СА сн Скол сп «А кп Ко
Нафтено-парафиновые, I и часть II группы ароматических углеводоро- дов 7 31 38 62 0,60 3,60 4,20
Нафтено-парафиновые, I и II группы ароматических углеводородов 9 30 39 61 0,70 3,60 4,30
Акжарская нефть среднеюрского горизонта
Нафтено-парафиновые углеводороды Нафтено-парафиновые углеводороды после депарафинизации Нафтено-парафиновые и I группа аро- матических углеводородов 0 1 4 29 30 30 29 31 34 71 69 66 0 0,05 0,30 3,18 3,57 3,58 3,18 3,62 3,88
Каратюбинская нефть среднеюрско (скважина Я» 4) го горизонта
Нафтено-парафиновые углеводороды после депарафинизации 0 36 36 64 0,30 3,85 3,85
Нафтено-парафиновые и I группа аро- матических углеводородов 5 32 37 . 63 0,50 3,75 4,25
Нафтено-парафиновые, I и II группы ароматических углеводородов . 10 29 39 61 0,90 3,55 4,45
Каратюбинская нефть
нижнеюрского горизонта
Нафтено-парафиновые углеводороды 0 36 36 64 0 4,00 4,00
Нафтено-парафиновые и I группа аро- матических углеводородов 5 30 35 65 0,45 3,55 4,00
Нафтено-парафиновые, I и II группы ароматических углеводородов 10 25 35 65 0,95 3,05 4,00
Каратюбинская нефть ни ж иетри а со в о г о горизонта
(скважина № 6)
Нафтено-парафиновые углеводороды 0 28 28 72 0 3,10 3,10
после депарафинизации Нафтено-парафиновые и I группа аро- 7 24 31 69 0,32 3,20 3,52
матических углеводородов Нафтено-парафиновые, I и II группы 13 23 36 64 1,70 2,20 3,90
ароматических углеводородов
261
184. Потенциальное содержание базовых дистиллятных и остаточных масел
Темпера- тура отбора, СС Выход (на нефть) дистил- лятной фракции или остатка, % Характеристика базовых масел Содержание базового масла, %
Pf V50. сСт V100. сСт V50 ив ввк темпе- ратура засты- вания, °C : на дистил- лятную фракцию или остаток на нефть
V100
Кенкиякская н е ф т ь пермотриасового горизонта
350—420 14,0 0,8900 18,35 4,37 — — — —52 100,0 14,0
420—485 9,7 0,9080 72,40 10,10 — — — —31 100,0 9,7
Остаток выше 485 25,5 0,8903 249,6 29,68 8,37 91,5 0,8079 —14 62,2 15,9
Кенкиякская н е ф т ь нижнетриасового горизонта
350—450 16,2 0,8915] 21,90 5,00 57 — —25 82,2 13,3
450—500 8,1 0,9073 72,00 11,30 — 70 — —23 77,5 6,2
Остаток выше 500 40,1 0,9142 460,8 39,72 12,2 71 0,8380 0 29,8 12,0
Кенкиякская н е ф т ь нижнего горизонта
350—420 10,3 0,8625 13,30 3,80 85 — -27 75,6 7,8
420—500 10,7 0,8870 47,60 8,87 — 85 — —23 79,5.' 8,5
Остаток 17,0 0,8891 279,3 30,50 9,15 87 0,8058 —19 39,5! 6,7
выше 500
Кенкиякская нефть VIII горизонта
350—450 22,6 0,8669 14,51 4,02 — 85,2 -27 78,5 17,8
450—490 7,3 0,8800 53,08 9,48 . — 85 — —27 70,6 5,2
Остаток выше 490 24,5 0,9050 353,0 36,00 9,75 85 0,8243 —13 61,7 15,1
Акжарская нефть среднеюрского горизонта
350—450 26,0 0,876С 18,85 4,74 — 80 . —24 86,7 22,5
450—500 10,0 0,8915 82,70 12,64 — 76 — —24 79,3 7,9
Остаток выше 500 23,0 0,8928 320,0 35,50 9,02 93 0,8100 0 55,9 12,9
Ка р а т ю б и некая неф ть среднеюрс к о го горизонта
(скважина № 4)
350—450 21,7 0,8884 19,00 4,63 — 61 —30 90,8 19,8
450—500 11,5 0,8990 65,37 10,45 — 67 — —32 88,0 10,1
Остаток выше 500 41,6 0,9010 419,0 39,60 10,60 81,2 0,8180 4 57.2 23,8
Каратюбинска я нефть нижнеюрского горизонта
350—450 20,0 0,869С 14,72 4,07 87 .— —30 83,8 16,8
450-500 8,3 0,8990 65,93 10,95 — 80 — —26 87,7 7,3
Остаток 44,1 0,8979 324,9 35,50 9,15 91 0,8150 —10 *’55,3 24,4
выше 500
Каратюбин с к а я нефть ни жнетри а с о в о г о горизонта
(с к в а ж и н а № 6)
350—450 16,0 0,8728 24,90 5,79 91 —17 78,0 12,5
450—500 8,5 0,8905 44,10 8,60 — 91,5 —15 73,0 6,2
Остаток выше 500 30,0 0,8915 392,3 38,62 10,15 84,8 0,8080 —8 45,0 13,5
262
185. Характеристика нефтей применительно к получению из них
___________дорожных битумов (ГОСТ 11954—66)______________
Содержание, % С
е ть О Л Я к 0 X X *0* lO of ь
•Q. 0 О X X S х 3 0* С ш +
0 X 04 а . с сч
Кенкиякская юрского горизонта (сква- 0,27 11,45 1,13 2,82 11,72 8,90
жина № 11) Кенкиякская юрского горизонта (сква- 0,33 16,90 2,68 6,70 17,23 10,53
жина № 12) Кенкиякская пермотриасового гори- 0,10 6,22 2,98 7,45 6,32 —1,13
зонта* Кенкиякская нижнетриасового гори- 4,24 21,19 4,48 11,20 25,43 14,33
зонта
Кенкиякская II горизонта* 0,16 7,14 5,18 12,95 7,30 —5,65
Кенкиякская нижнего горизонта* Следы 4,68 3,53 8,82 4,68 —4,14
Кенкиякская VIII горизонта* 0,12 7,34 3,19 7,97 7,46 —0,51
Акжарская аптского горизонта 0,56 11,62 0,44 1,10 12,18 11,08
Акжарская среднеюрского горизонта 0,50 6,77 0,60 1,50 7,27 5,77
Каратюбинская барремского горизон- 2,40 17,80 1,71 4,27 20,20 15,93
та
Каратюбинская среднеюрского гори- 1,80 22,00 0,67 1,67 23,80 22,13
зонта (скважина № 3) Каратюбинская среднеюрского гори- 2,40 17,30 1,06 2,65 19,70 17,05
зонта (скважина № 6) Каратюбинская среднеюрского гори- 2,57 16,61 1,03 2,58 19,18 16,60
зонта (скважина № 4) Каратюбинская нижнеюрского гори- 1,96 16,88 1,57 3,93 18,84 14,91
зонта
Каратюбинская нижнетриасового го- 2,44 10,86 2,74 6,85 13,30 6,45
ризонта (скважина № 6) Каратюбинская нижнетриасового го- 1,80 10,90 1,28 3,20 12,70 9,50
ризонта (скважина № 17) Каратюбинская нижнетриасового го- 1,10 10,10 2,56 6,40 11,20 4,80
ризонта (скважина № 14) Каратюбинская верхнепермского го- 1,70 8,80 2,69 6,72 10,50 3,78
ризонта
* Из нефтей не могут быть получены битумы.
186. Шифр нефтей согласно технологической классификации (ГОСТ 912—66)
Нефть Шифр нефти
класс тип | группа подгруппа вид
Кенкиякская нижнетриасового гори- зонта I т2 Мг И2 П2
Кенкиякская нижнего горизонта II Тг м2 Иг П2
Кенкиякская VIII горизонта I Тх Мг Иг П,
Акжарская среднеюрского горизонта I т2 Мг и2 П2
Каратюбинская среднеюрского гори- зонта (скважина № 4) I Тз Мг и2 П2
Каратюбинская нижнеюрского гори- зонта I Т3 Mi И, П2
Каратюбинская нижнетриасового го- ризонта (скважина № 6) I Тг Мг и2 П2
263
187. Разгонка (ИТК) кенкиякской нефти юрского горизонта (скважина Xs 11)
в аппарате АРН-2 и характеристика полученных фракций
№ Фрак- ции Температура выкипания фракции при 760 мм рт. ст.» °C Выход (на нефть), % Pl° я20 nD V20. сСт V50. сСт v100. сСт Температура застывания, °C Содержание серы, %
отдельных фракций суммарный
1 150—203 3,45 3,45 0,8125 1,4423 1,56 1,05 0,62 0
2 203—238 3,53 6,98 0,8430 — 2,52 1,62 0,90 — Следы
3 238—262 3,60 10,58 0,8574 1,4654 4,01 2,14 1,04
4 262—282 3,53 14,11 0,8650 — 6,00 2,70 1,31 —
5 282—299 3,68 17,79 0,8733 1,4762 8,30 3,61 1,49 — 0,07 .
6 299—316 3,75 21,54 0,8815 — 13,05 4,53 1,80 <—60
7 316—335 3,68 25,22 0,8892 1,4856 19,13 6,32 2,13 —54
8 335—350 3,96 29,18 0,8969 — — 9,00 2,55 —49 0,40
9 350—370 3,82 33,00 0,9071 1,4954 54,20 12,78 3,24 —45 —
10 370—388 3,96 36,96 0,9112 — 4,00 —40
11 388—405 3,82 40,78 0,9141 1,5014 170,9 28,16 5,23 —34 0,58
12 405—424 3,97 44,75 0,9200 — — — 7,03 —30 —
13 424—440 4,19 48,94 0,9241 1,5069 — 73,63 9,10 —25 —
14 440—460 4,04 52,98 0,9270 — 11,25 —20 0,70
15 460—478 4,19 57,17 0,9300 1,5114 140,10 13,38 —16 .
16 478—490 4,33 61,50 0,9328 — — — 15,65 —13 —
17 490—495 4,50 66,00 0,9360 1,5130 — 199,60 18,06 —10 0,73
18 Остаток 34,00 100,00 — — — — — — —
Примечание, Содержание парафина во фракции № 15^2,01%;
46 и 50 °C.
во фракции № 17—0,67%; температура плавления его соответственно
188. Разгонка (ИТК) кенкиякской нефти пермотриасового горизонта в аппарате АРН-2 и характеристика полученных фракций
№ фрак- ции Температура выкипания фракции при 760 мм рт. ст., °C Выход (на нефть), % Р4° „20 nD м V20. сСт '•’50. сСт V100- сСт Температура, °C Содержа- ние серы, %
отдельных фракций суммарный застывания вспышки
1 До 28 (газ до С4) 0,86 0,86 — — — — — — —
2 28—60 1,37 2,23 0,6420 1,3810 77 — — — — — 0
3 60—95 1,53 3,76 0,7206 1,4001 — — — — — — Следы
4 95—122 3,59 7,35 0,7500 1,4152 — — — —-• —• — —
5 122—153 4,70 12,05 0,7791 1,4285 118 1,04 0,77 — — — —
6 153—200 8,15 20,20 0,8068 1,4452 — 1,40 1,62 —— — — 0,07
7 200—220 2,55 22,75 0,8250 1,4574 — 2,00 1,63 — — 80 —
8 220—234 2,70 25,45 0,8325 2,60 1,68 — — 92 —
9 234—250 2,73 28,18 0,8389 1,4644 192 3,30 1,80 — — 105 0,19
10 250—262 2,62 30,80 0,8450 4,30 2,10 1,80 — 111 —
11 262—273 2,70 33,50 0,8505 1,4694 — 5,30 2,42 1,10 — 120 0,27
12 273—284 2,70 36,20 0,8550 — — 6,67 2,99 1,15 — 126 —
13 284—300 2,73 38,93 0,8600 1,4734 232 8,50 3,70 1,20 — 133 ——
14 300—310 2,91 41,84 0,8640 — 10,90 4,34 1,27 — 142 —
15 310—324 2,81 44,65 0,8690 1,4784 — 14,35 5,35 1,50 — 150 0,41
16 324—336 2,73 47,38 0,8730 17,78 6,60 1,80 — 155 —
17 336—346 2,77 50,15 0,8770 1,4875 280 — 8,00 2,25 — 160 —
18 346—360 2,81 52,96 0,8810 — — 38,30 10,61 2,90 <—60 172 —
19 360—376 3,30 56,26 0,8855 1,4894 — — 14,10 3,60 —58 185 0,53
20 376—390 2,94 59,20 0,8900 — 85,12 18,35 4,37 —52 190 —.
21 390—400 2,77 61,97 0,8935 1,4945 340 — — 1 5,30 —49 200 —
22 400—421 2,87 64,84 0,8980 — — — 34,72 6,40 —43 208 0,66
23 421—438 2,91 67,75 0,9024 1,4990 — — — 8,00 —39 220 —
24 438—458 2,91 70,66 0,9070 1,5008 — — 66,70 9,40 —33 230
25 458—480 2,91 73,57 0,9103 1,5024 — — —. 10,75 —29 240 —
26 480—485 0,93 74,50 0,9140 — 460 — 86,62 11,83 —25 250 0,77
27 Остаток 25,50 100,00 — — — — — — — — —
Пр и меча ние. Содержание парафина вс фракции Ns т плавл ения его 37 °C.
о? 189. Разгонка (ИТК) кенкиякской нефти нижнетриасового горизонта
05 в аппарате АРН-2 и характеристика полученных фракций
№ фрак- ции Температура выкипания фракции при 760 мм рт. ст., °C Выход (на нефть), % ₽4° „20 "о м ^20> сСт V50. сСт ‘Vioo» сСт Температура застывания, °C Содержание серы, %
отдельных фракций суммарный
1 До 28 (газ до С4) 0,30 0,30 — — — — — — — —
2 28—108 2,83 3,13 0,7230 1,4050 — — — — — —.
3 108—140 2,87 6,00 0,7531 1,422 117 0,88 0,63 0,43 — —.
4 140—168 2,90 8,90 0,7760 — — 1,20 0,80 0,50 — ——
5 168—195 3,04 11,94 0,7961 1,4450 144 1,65 1,09 0,65 <—60 —.
6 195—216 3,12 15,06 0,8150 — — 2,40 1,40 0,80 —50 —.
7 216—230 3,20 18,26 0,8309 1,4580 — 3,21 1,85 0,99 —41 —
8 230—260 3,28 21,54 0,8400 — 188 4,70 2,40 1,22 —32
9 260—280 3,24 24,78 0,8497 1,4690 — 6,56 3,08 1,35 —23 0
10 280—300 3,36 28,14 0,8585 — — 10,40 3,90 1,70 — 17 —
11 300—322 3,40 31,54 0,8665 1,4789 252 14,90 5,02 1,96 —10 0,12
12 322—342 3,16 34,70 0,8740 — — — 7,20 2,40 —5- —.
13 342—364 3,32 38,02 0,8828 1,4889 — 36,34 10,40 3,16 1 0,37
14 364—384 3,40 41,42 0,8905 — 332 — 14,80 4,00 6 —-
15 384—404 3,28 44,70 0,8980 1,4977 — — 22,26 5,10 10 0,41
16 404—428 3,68 48,38 0,9065 — — — — 6,75 15 —
17 428—450 3,44 51,82 0,9122 1,5125 407 — 49,78 8,41 19 0,47
18 450—472 3,40 55,22 0,9170 1,5170 430 — •— 9,95 22 —
19 472—500 4,68 59,90 0,9205 1,5205 464 — •— 12,00 23 0,57
20 Остаток 40,10 100,00 — — — — — — — —
190. Разгонка (ИТК) кенкиякской нефти нижнего горизонта в аппарате АРН-2 и характеристика полученных фракций
№ фрак- ции Температура выкипания фракции при 760 мм рт. ст., °C Выход (на нефть), % ₽4° „20 nD м V20» сСт V50. сСт V100» сСт Температура, °C Содержа- ние серы, %
отдельных фракций суммарный застывания вспышки
1 До’28 (газ до С4) 2,61 2,61 — •— — — — — — — —
2 28—40 2,08 4,69 0,6214 1,3590 — — — — — — —
3 40—50 2,08 6,77 0 6330 1,3620 — • — — — — —
4 50—64 2,26 9,03 0 6582 1,3848 — — — — — — 0
5 64—79 2,33 11,36 0,6925 — — — — — — — —
6 79—90 2,48 13,84 0,7182 1,4010 95 — — — — — —
7 90—104 2,41 16,25 0,7240 — — '— — — — — —
8 104—117 2,48 18,73 0,7330 1,4120 — — — — — — 0
9 117—129 2,37 21,10 0,7400 — — — —• — — — —
10 129—140 2,41 23,51 0 7498 1,4210 — —. — — — — —
11 140—155 2,55 26,06 0,7550 — 130 —• — — — — 0,03
12 155—166 2,48 28,54 0,7600 1,4285 — 1,09 — — — — —
13 166—178 2,63 31,17 0,7715 — 1,30 — — — — —
14 178—190 2,55 33,72 0,7821 1,4360 — 1,51 0,40 — <—60 — —
15 190—202 2,55 36,27 0,7865 — — 1,75 0.75 — — — —
16 202—214 2,81 39,08 0,7925 1,4445 173 2,13 1,01 — —50 75 —
17 214—226 2,74 41,82 0,8023 — 2,50 1,32 — —43 90 0,15
18 226—240 2,66 44,48 0,8120 1,4510 — 3,04 1,55 — —36 100 —
19 240—256 2,74 47,22 0,8160 — — 3,60 2,00 — —30 110 —
20 256—270 2,70 49,92 0,8232 1,4582 — 4,81 2,43 1,18 —22 121 0,27
21 270—289 2,74 52,66 0,8300 220 6,00 2,78 1,36 —16 132 —
22 289—304 2,66 55,32 0,8365 1,4628 — 7,87 3,60 1,61 —10 143 0,36
23 304—320 2,74 58,06 0,8430 — 11,02 4,45 2,00 —4 152 —
24 320—338 2,88 60,94 0,8500 1,4718 — 14,11 5,64 2,25 2 160 0,41
25 338—358 2,77 63,71 0,8555 — 20,52 7,20 2,61 10 172 —
26 358—378 2,63 66,34 0,8630 1,4778 — 28,38 9,26 3,05 15 1ь1 0,49
27 378—392 2,63 68,97 0,8700 1,4849 — 13,02 3,71 18 190 —
28 392—414 2,77 71,74 0,8760 320 .— 17,01 4,67 24 200 0,57
29 414—434 2,66 74,40 0,8820 1,4927 — 28,02 6,00 28 212 —
30 434—452 2,70 77,10 0,8872 1,4935 — — 34,96 7,25 32 220 0,63
31 452—472 2,75 79,85 0,8920 1,4955 — 46,71 8,87 38 232 —
32 472—500 3,15 83,00 0,8953 1,4981 460 — 61,35 10,49 46 235 0,78
33 Остаток 17,00 100,00 — —’ — — — 1,42
Примечание. Содержание парафина во фракции № 28-7,66%; во фракции № 30-11,02%; во фракции № 32-15,20%; температура плавления
его соответственно 47, 50 и 58 °C.
к>
о
00
191. Разгонка (ИТК) кенкиякской нефти VIII горизонта
в аппарате АРН-2 и характеристика полученных фракций
№ фракции Температура выкипания фракции при 760 мм рт. ст., °C Выход (на нефть), % Л20 Р4 „20 nD м V20- сСт v50* сСт v100> сСт Температура застывания, °C Содержа- ние серы, %
отдельных фракций суммарный
1 38—160 2,62 2,62 0,7592 1,4264 98
2 160—178 2,70 5,32 0,7814 1,4373 —
3 178—194 2,76 8,08 0,7932 1,4422 143 1,43 0,94 Следы
4 194—208 2,82 10,90 0,8031 1,70 1,03
5 208—220 2,90 13,80 0,8107 1,4502 170 2,02 1,22 0,71 <—60 0,05
6 220—234 2,80 16,60 0,8142 — — 2,48 1,41 0,81 —52
7 234—244 2,76 19,36 0,8178 1,4527 190 2,81 1,64 0,88 —43 0,06
8 244—255 2,80 22,16 0,8212 — — 3,22 1,80 1,01 —38
9 255—264 2,99 25,15 0,8242 1,4569 205 3,85 2,14 1,09 —32 0,07
10 264—278 3,03 28,18 0,8281 — — 4,48 2,31 1,18 —28
11 278—290 2,90 31,08 0,8334 1,4613 226 5,33 2,72 1,27 —24 0,11
12 290—300 2,90 33,98 0,8360 — — 6,60 3,03 1,40 —19
13 300—312 2,99 36,97 0,8410 1,4635 245 7,83 3,63 1,56 —16 0,16
14 312—324 2,99 ,39,96 0,8461 —— — 9,09 4,11 1,67 —11
15 324—338 2,96 42,92 0,8501 1,4709 262 9,85 4,48 1,80 —8 0,29
16 338—351 3,03 45,95 0,8560 —— — 12,01 5,41 2,03 —3
17 351—364 3,10 49,05 0,8600 1,4760 285 15,61 ’ 6,25 2,30 1 0,35
18 364—378 3,15 52,20 0,8665 — 21,42 7,45 2,69 5
19 378—390 3,15 55,35 0,8706 1,4800 310 32,60 9,40 3,16 10 0,42
20 390—405 3,03 58,38 0,8771 — 12,09 3,65 13
21 405—418 3,06 61,44 0,8809 1,4856 345 — 16,36 4,17 18 0,54
22 418—434 3,10 64,54 0,8858 — 22,83 5,02 22
23 434—449 3,15 67,69 0,8901 1,4916 386 — 29,36 6,13 25 0,64
24 449—462 3,10 70,79 0,8965 1,4970 — — 38,38 7,43 29
25 462—490 4,71 75,50 0,9014 1,5007 435 — 49,00 9,80 33 0,66
26 Остаток 24,50 100,00 — — — — —
192. Разгонка (ИТК) акжарской нефти
аптского
NO
горизонта
в аппарате АРН-2 и характеристика полученных фракций
№ фрак- ции Температура выкипания фракции при 760 мм рт. ст., °C Выход (на нефть), % „20 nD м V20- сСт V50* сСт v100» сСт Температура, °C Содержа - ние серы, %
отдельных фракций суммарный застывания вспышки
1 165—221 3,2 3,2 . 0,8393 1,4578 134 2,37 1,38 — — — —
2 221—243 3,0 6,2 0,8535 1,4640 — 3,18 1,81 1,00 — : —
3 243—259 3,2 9,4 0,8594 1,4690 — 4,07 2,31 1,18 — — —
4 259—276 3,4 12,8 0,8657 1,4730 203 5,41 2,88 1,30 — — —
5 276—288 2,9 15,7 0,8705 1,4768 — 7,30 3,49 1,44 —• — —
6 288—302 3,2 18,9 0,8749 1,4796 — 9,25 4,03 1,61 — — —
7 302—315 3,1 22,0 0,8790 1,4825 248 12,19 4,72 1,82 — — 0,01
8 315—328 3,2 25,2 0,8823 1,4850 — 16,00 5,42 2,08 <—60 — —
9 328—341 3,3 28,5 0,8860 1,4877 — 21,61 6,50 2,40 —58 — 0,01
10 341—352. 3,1 31,6 0,8892 1,4900 291 28,55 . 7,80 2,71 —53 — —
11 352—364 3,0 34,6 0,8925 1,4923 —. 35,03 9,65 3,10 —49 — 0,02
12 364—376 3,2 37,8 0,8955 1,4948 — — 12,50 3,50 —44 — —
13 376—391 3,3 41,1 0,8983 1,4972 334 73,85 16,35 4,05 —40 — 0,03
14 391—402 3,1 44,2 0,9015 1,4998 — — 21,90 4,80 —35 — —
15 402—415 3,4 47,6 0,9042 1,5021 — — 29,52 5,75 —31 — 0,05
16 415—428 3,3 50,9 0,9074 1,5040 378 — — 7,10 —27 — —
17 428—444 3,3 54,2 0,9105 1,5060 — — 58,19 8,55 —23 — 0,07
18 444—458 3,3 57,5 0,9133 1,5078 — — •— 10,10 —19 237 —
19 458—476 3,4 60,9 0,9168 1,5090 425 — 104,8 11,90 —16 243 —
20 476—500 3,7 64,6 0,9207 1,5100 450 — 120,9 13,62 — 13 254 0,12
21 Остаток 35,4 100,0 — — — —
к>
о
193. Разгонка (ИТК) акжарской нефти среднеюрского горизонта
в аппарате АРН-2 и характеристика полученных фракций
№ фрак- ции Температура выкипания фракции при 760 мм рт. ст., °C Выход (на нефть). % 20 Р4 л20 nD м v20. сСт V50. сСт V100. сСт Температура, °C Содержа- ние серы, %
отдельных фракций суммарный застывания вспышки
1 145—183 3,18 3,18 0,8186 1,4490 132 1,56 1,07 0,60
2 183—212 3,43 6,61 0,8400 1,4500 154 2,40 1,37 0,75 —60 — 0,01
3 212—229 3,14 9,75 0,8458 1,4590 168 3,24 1,70 0,91 —59 — —
4 229—246 3,43 1з; 18 0,8480 1,4625 — 4,05 2,03 1,10 —51 — 0,02
5 246—260 3,39 16,57 0,8503 1,4650 — 4,88 2,38 1,22 —44 — —
6 260—274 3,39 19,96 0,8520 1,4680 205 6,00 2,77 1,40 —40 — 0,03
7 274—286 ' 3,47 23,43 0,8538 1,4700 —- 7,09 3,30 1,53 —36 — —
8 286-299 3,47 26,90 0,8565 1,4722 — 8,63 3,91 1,70 —32 — 0,05
9 299—312 3,39 30,29 0,8590 1,4742 245 11,05 4,61 1,89 —27 — —
10 312—323 3,39 33,68 0,8625 1,4760 — 14,50 5,33 2,12 —25 — 0,08
И 323—336 3,47 37,15 0,8661 1,4780 — 18,57 6,28 2,40 —24 — —
12 336—349 3,47 40,62 0,8703 1,4800 288 23,05 7,42 2,74 — 19 — 0,09
13 349—362 3,56 44,18 0,8745 1,4823 — 27,32 9,26 3,10 — 16 — —
14 362—374 3,56 47,74 0,8785 1,4840 — 37,60 11,85 3,50 — 12 — 0,15
15 374—388 3,52 51,26 0,8821 1,4867 343 56,61 16,00 4,05 —7 — —
16 388—402 3,47 54,73 0,8860 1,4880 — 80,25 20,80 4,78 —4 — 0,16
17 402—416 3,76 58,49 0,8895 1,4901 — 119,2 26,00 5,80 —1 — —
18 416—430 3,60 62,09 0,8930 1,4920 398 — — 7,12 3 — 0,27
19 430—444 3,56 65,65 0,8952 1,4936 — 45,50 8,45 6 — —
20 444—459 3,52 69,17 0,8978 1,4953 — — — 9,85 8 249 0,30
21 459—476 3,56 72,73 0,9000 1,4973 460 — 73,75 11,46 10 262 —
22 476—500 4,27 77,00 0,9007 1,4992 495 96,35 13,20 11 273 0,35
23 Остаток 23,00 100,0 — — — — — — — —
194. Разгонка (ИТК) каратюбинской нефти барремского горизонта
(скважина № 4) в аппарате АРН-2 и характеристика полученных фракций
№ фракции Температура выкипания фракции при 760 мм рт. ст., °C Выход (на нефть), % Р4° „20 М V20. сСт V50’ сСт V100, сСт Температура застывания, °C Содержа- ние серы, %
отдельных фракций суммарный
1 200—206 1,2 1,2 0,8431 1,4575 163 2,10 — — — —
2 206 243 2,4 3,6 0,8518 1,4648 171 2,75 — — — —
з 243—266 2,5 6,1 0,8565 1,4685 186 4,10 2,25 1,16 — 0,048
4 266—284 2,6 8,7 0,8615 1,4723 203 6,15 2,95 1,31 — —
5 284—299 2,6 11,3 0,8651 1,4760 222 8,65 3,70 1,52 — —
6 299—312 2,6 13,9 0,8690 1,4785 239 11,85 4,50 1,72 — 0,071
7 312—323 2,7 16,6 0,8725 1,4815 255 15,20 5,35 1,95 —60 —
8 323 334 2,7 19,3 0,8760 1,4841 273 18,41 6,45 2,20 —51 —
9 334—345 2,7 22,0 0,8795 1,4865 288 — 8,25 2,50 —45 0,089
10 345—356 2,8 24,8 0,8830 1,4890 303 — 10,85 2,85 —39 —
11 356—367 2,8 27,6 0,8860 1,4915 317 — 14,10 3,40 —33 л 1 о
12 367—377 2,8 30,4 0,8895 1,4940 331 — 17,20 4,05 —28 0,12
13 377—387 2,9 33,3 0,8930 1,4960 345 — 21,10 4,92 —22 —
14 387—399 2,9 36,2 0,8962 1,4981 359 — 27,00 5,95 — 1 ( —
15 399—409 2,9 39,1 0,8998 1,5004 373 — 34,60 7,01 —13 0,16
16 409—420 3,0 42,1 0,9031 1,5024 388 — 54,90 8,25 —9 ——
17 420—431 3,0 45,1 0,9068 1,5040 403 — — 9,45 —1 Л оо
18 431—442 3,0 48,1 0,9100 1,5060 417 — — 10,65 —5 U,22
19 442—453 3,1 51,2 0,9128 1,5078 432 — — 11,90 —3 —
20 453—464 3,1 54,3 0,9160 1,5098 449 —- — 13,21 —1 Л О 1
21 464—473 3,2 57,5 0,9190 1,5115 465 — — 14,55 1 0,о1
22 473—483 3,2 60,7 0,9220 1,5132 483 — — — 3 Л 07
23 483—492 3,3 64,0 0,9250 1,5151 503 — — — о U ,О/ Л ЛЛ
24 492—500 3,4 67,4 0,9280 1,5172 530 — — — U, П ДА
25 Остаток 32,6 100,0 •
272 18—160
195. Разгонка (НТК) каратюбинской нефти среднеюрского горизонта (скважина № 4) в аппарате АРН-2
и характеристика полученных фракций
№ фрак- ции Температура выкипания фракции при 760 мм рт. ст., °C Выход (на нефть), % 90 Р4 „20 nD м V20. сСт V50, сСт V100- сСт Температура, °C Содержа- ние серы, %
отдельных фракций суммарный застывания вспышки
1 173—224 3,44 3,44 0,8316 1,4555 158 2,01 1,28 0,08
2 224—248 3,25 6,69 0,8403 — — 2,75 1,81 0,95 — — —
3 248—268 3,56 10,25 0,8504 1,4674 200 5,03 2,50 1,32 —56 — 0,09
4 268—288 3,75 14,00 0,8573 — — 8,12 3,64 1,58 —48 — —
5 288-309 3,50 17,50 0,8632 1,4759 240 11,80 5,00 2,12 —41 — 0,10
6 309—328 3,69 21,19 0,8700 — — 15,72 7,04 2,40 —35 — —
7 328—346 3,31 24,50 0,8752 1,4825 276 19,85 9,53 2,78 —28 — 0,15
8 346—364 3,69 28,19 0,8820 — — 40,21 12,00 3,20 —22 — —
9 364—380 3,75 31,94 0,8878 1,4901 320 — 15,18 3,78 —15 — 0,19
10 380—400 3,81 35,75 0,8942 — — 96,29 17,99 4,50 —8 — —
11 400—420 3,75 39,50 0,8997 1,4966 360 — — 5,63 —2 — 0,22
12 420—434 3,81 43,31 0,9048 — — 286,4 46,67 7,24 2 — —
13 434—450 3,63 46,94 0,9091 1,5026 402 — — 8,78 5 — 0,27
14 450—468 3,81 50,75 0,9127 — — — 92,15 11,39 8 235 —
15 468—480 3,75 54,50 0,9130 1,5070 460 — 93,27 12,19 10 252 0,30
16 480—500 3,90 58,40 0,9139 1,5080 497 — 98,19 13,45 12 266 ,—
17 Остаток 41,60 100,00 — — — — — — — — 0,55
196. Разгонка (ИТК) каратюбинской нефти нижнеюрского горизонта в аппарате АРН-2
и характеристика полученных фракций
№ Температура выкипания Выход (на нефть), % 20 20 V20. сСт V60- сСт V100* Температура, °C Содержа ние серы %
фрак- ции фракций при 760 мм рт. ст., °C отдельных фракций суммарный ₽4 nD № сСт застывания вспышки
1 145—220 3,10 3,10 0,8325 , 1,4556 140 2,06 1,31 0,76 — — 0
2 220—248 3,15 6,25 0,8445 — 182 2,70 1,82 1,03 — — —
3 248—269 3,10 9,35 0,8516 1,4681 204 3,70 2,45 1,26 — — 0,06
4 269-280 3,20 12,55 0,8559 — 216 5,40 3,00 1,38 — — —
5 280—298 3,30 15,85 0,8590 1,4735 228 8,00 3,57 1,53 —55 — 0,10
6 298—312 3,19 19,04 0,8628 — 242 10,90 4,38 1,86 —50 — —
7 312—325 3,10 22,14 0,8667 1,4786 254 14,41 5,44 2,07 —45 — 0,15
8 325—341 3,38 25,52 0,8710 — 270 18,53 6,75 2,50 —39 — —
9 341—355 3,31 28,83 0,8770 1,4846 285 29,88 9,35 2,95 —34 — 0,20
10 355-369 3,32 32,15 0,8840 — 298 — 11,00 3,49 —29 — —
11 369—383 3,15 35,30 0,8903 1,4898 314 63,97 13,68 4,13 —23 — 0,22
12 383-402 3,38 38,68 0,8956 — 336 — 15,00 ' 5,30 —18 — —
13 402—416 3,20 41,88 0,9000 1,4985 358 142,3 18,10 6,42 —15 — 0,23
14 416—440 2,39 45,27 0,9032 — 380 — — 7,78 —8 218 —
15 ' 440—456 3,30 48,57 0,9070 1,5015 406 — 52,71 9,48 —4 252 0,26
16 456—477 3,48 52,05 0,9110 1,5035 430 — 67,68 10,82 —1 256 —т
17 477—500 3,85 55,90 0,9140 1,5060 460 — 81,67 12,70 2 260 0,28
18 Остаток 44,10 100,00 — — — — — — — — —
ьэ
w
197. Разгонка (ИТК) каратюбинской нефти нижнетриасового горизонта (скважина № 6)
в аппарате АРН-2 и характеристика полученных фракций
№ фракции Температура выкипания фракции прй 760 мм рт. ст., СС Выход (на нефть), % Р4° 20 nD Af V20. сСт V50. сСт v100» сСт Температура застывания, °C Содержа- ние серы, %
отдельных фракций суммарны!
1 До 28 (газ до С4) 0,13 0,13 — — — — — — —
2 28—70 1,96 2,09 0,6745 1,3856 0
3 70—88 2,02 4,11 0,7262 1,4019 95
4 88—106 2,19 6,30 0,7322 1,4072 102 _
5 106—122 2,19 8,49 0,7473 1,4138 107 — 0
6 122—140 2,41 10,90 0,7622 1,4195 117 .
7 140—156 2,28 13,18 0,7672 1,4250 121 —
8 156—170 2,31 15,49 0,4768 1,4294 130 — Следы
9 170—185 2,35 17,84 0,7860 1,4342 140 1,22 0,88 0,55
10 185—200 2,34 20,18 0,7940 1,4390 150 1,64 1,01 0,62
11 200—215 2,38 22,56 0,8030 1,4442 163 1,91 1,22 0,73 —54 Следы
12 215—224 2,47 25,03 0,8120 1,4488 172 2,50 1,48 0,80 —48
13 224—246 2,60 27,63 0,8166 1,4505 180 2,69 1,58 0,88 —45
14 246—260 2,60 30,23 0,8301 1,4550 195 3,63 2,06 1,11 —37 0,01
15 260—275 2,47 32,70 0,8356 1,4578 208 4,25 2,31 1,16 —32
16 275—290 2,47 35,17 0,8402 1,4516 220 5,23 2,80 1,38 —28
17 290—304 2,48 37,65 0,8450 1,4650 228 6,84 3,28 1,49 —22 0,04
18 304—319 2,57 40,22 0,8523 1,4680 243 8,02 3,86 1,70 —18
19 319—334 2,57 42,79 0,8578 1,4710 255 11,34 4,74 1,88 — 12
20 334—350 2,70 45,49 0,8636 1,4760 268 16,30 6,06 2,20 —7 0,09
21 350—366 2,76 48,25 0,8703 1,4790 280 23,70 8,03 2,57 0
22 366—384 2,73 50,98 0,8764 1,4826 300 : — 10,18 3,20 5
23 384—400 2,63 53,61 0,8820 1,4860 318 — 12,64 3,72 10 0,26
24 400—416 2,60 56,21 0,8873 1,4909 340 — 12,50 4,52 15
25 416—434 2,76 58,97 0,8922 1,4942 356 — 17,33 5,51 20 0,30
26 434—450 2,76 61,73 0,8966 1,4983 380 — 21,78 6,38 24
27 450—468 2,70 64,43 0,9023 1,5010 400 — 43,79 7,52 28 0,40
28 468—482 2,66 67,09 0,9028 1,5012 420 — 50,30 8,80 30
29 482—500 2,91 70,00 0,9057 1,5020 438 — 56,44 9,48 32 0,47
30 Остаток 30,00 100,00 — — — — —
*
аппарате АРН-2
198. Разгонка (ИТК) каратюбинской нефти верхнепермского горизонта в
и характеристика полученных фракций
№ фракции Температура выкипания фракции при 760 мм рт. ст., сС Выход (на нефть), % 20 р4 „20 nD м 1 V20. сСт V50> сСт V100’ сСт Температура застывания, • °C Содержа- ние серы, %
отдельных фракций суммарный
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 До 28 (газ до С4) 28—79 79—97 97—115 115—130 130—146 146—161 161—175 175—187 187—204 204—219 219—236 236—250 250—266 266—282 282—297 297—313 313—329 329—345 345—364 364—383 383—401 401—419 419—437 437—456 456—477 477—500 Остаток 0,3 2,4 2,4 2,5 2,5 2,6 2,6 2,6 2,6 2,7 2,7 2,7 2,8 2,8 2,8 2,8 2,9 2,9 2,9 3,0 3,0 3,0 3,1 3,1 3,1 3,2 3,2 26,8 0,3 2,7 5,1 7,6 10,1 12,7 15,3 17,9 20,5 23,2 25,9 28,6 31,4 34,2 37,0 39,8 42,7 45,6 48,5 51,5 54,5 57,5 60,6 63,7 66,8 70,0 73,2 100,0 0,7010 0,7310 0,7435 0,7542 0,7645 0,7745 0,7838 0,7919 0,7995 0,8069 0,8140 0,8212 0,8281 0,8350 0,8410 0,8468 0,8525 0,8582 0,8645 0,8705 0,8762 0,8830 0,8872 0,8925 0,8978 0,9025 1,3920 1,4038 1,4108 1,4165 1,4215 1,4262 1,4308 1,4354 1,4399 1,4440 1,4480 1,4525 1,4568 1,4608 1,4652 1,4698 1,4740 1,4778 1,4815 1,4851 1,4888 1,4920 1,4950 1,4988 1,5022 1,5058 87 91 96 104 112 122 124 142 153 165 177 190 202 215 228 243 258 276 296 316 336 357 381 411 446 500 — 1,05 1,20 1,40 1,65 1,85 2,10 2,48 2,95 3,55 4,50 6,10 10,30 0,98 1,15 1,35 1,55 1,80 2,20 2,70 3,19 3,90 4,90 6,55 8,50 10,85 14,60 20,30 30,00 43,20 0,91 1,05 1,20 1,40 1,58 1,75 1,98 2,25 2,65 3,20 3,85 4,75 6,25 8,15 10,25 12,75 —62 —54 —45 —39 . —32 —25 —18 —12 —6 0 5 10 15 20 25 29 32 34 0,02 0,07 0,10 0,14 0,17 0,21 0,25 0,30 0,38 0,48
199. Характеристика дистиллятов, полученных при однократном
испарении нефтей
Температура однократного испарения, сС Выход (на нефть), о/ /о Р24° м Фракционный состав, СС
Н- к. 10% 50% 90% к. к,
Кенкиякская нефть VIII горизонта
275 32 0,8186 198 168 190 240 325 350
300 42 0,8260 213 171 192 250 340 350 (94%)
350 61 0,8393 228 178 198 278 — 350 (78%)
365 68 0,8404 242 183 205 288 — 350 (76%)
Акжарская нефть среднеюрс к о г о горизонта
275 300 12,5 24,0 0,8379 0,8415 212 216 181 210 267 346 366 (93%)
325 35,5 0,8509 236 191 217 284 365 —_
350 47,0 0,8588 240 193 225 301 364 (80%) •—
Каратюбинская нефть ни жнетри а с о в о г о горизонта
(с к в а ж и н а № 14)
200 20,3 0,7619 129 84 108 150 344 290
250 37,5 0,7899 164 90 115 188 348 350
300 49,6 0,8055 188 97 124 221 350 —.
350 63,5 0,8219 189 100 135 263 300 (63%) —
полученных при однократном испарении нефтей
200. Характеристика остатков,
Температура однократного испарения, °C Выход (на нефть), % ₽i° V5o. ССТ V100. сСт Температура застывания, СС
275 К е н к и я к < 68 к а я н е ф т 0,8793 ь VIII гор 3,53 и з о н т а 1,49 —10
300 58 0,8870 5,26 1,69 —9
350 39 0,8996 13,99 3,07 —7
365 32 0,9073 50.87 4,27 —5
Акжарская нефть средиеюрс к о г о горизонта
275 87,5 0,8817 21,57 5,22 -32
300 76,0 0,8875 34,33 7,54 —30
325 64,5 0,8965 49,52 9,49 —28
350 53,0 0,9003 82,07 12,78 —26
Каратюбинская нефть ни жнетри а с о в о г о горизонта
(скважина № 14)
200 79,5 — 2,93 1,64 —5
250 62,5 — 10,35 2,12 —8
300 50,4 — 23,8 3,17 1
350 36,5 — 98,77 7,16 12
276
201. Характеристика остатков разной глубины отбора
кенкиякской нефти юрского горизонта (скважина № 11)
Выход (на нефть) остатка, % ВУ5о ВУ80 ВУюо Температура, СС Коксуе- мость, % Содер- жание серы, %
застывания ВСПЫШКИ в открытом тигле
34,00 0,9617 108,9 33,14 18 340 12,76 1,10
38,50 0,9583 — — — 11 318 —. —
42,83 0,9560 — — — 4 304 — —
47,02 0,9539 349,9 39,22 13,72 0 291 9,04 1,01
51,06 0,9515 — — 12,03 —1 276 — —
55,25 0,9490 — — 10,38 —3 263 — —
59,22 0,9470 — — 8,63 —5 250 — —
63,04 0,9448 — — 7,15 —7 238 — —
67,00 0,9425 — — 5,68 —8 225 — —
70,82 0,9403 61,51 22,37 4,49 —10 213 5,95 0,88
74,82 0,9377 — 8,50 3,63 —12 200 — —
78,46 0,9354 — 6,12 3,02 — 14 185 — —
82,21 0,9326 — 5,00 2,65 —16 171 — -—
85,89 0,9300 22,37 4,20 2,40 -18 158 5,00 0,80
89,42 0,9266 13,03 — — —22 133 — —
93,02 0,9222 7,82 — — —26 100 — — -
96,55 0,9161 6,06 — — —32 63 — —•
100,00 0,9083 5,24 — — —39 25 3,30 0,63
202. Характеристика остатков разной глубины отбора
кенкиякской нефти нижнетриасового горизонта
Выход (на нефть) остатка, % 20 Р4 ВУ5о ВУ80 ВУюо Температура, °C Коксуе- мость, % Со дер- жание серы, %
застывания вспышки в открытом тигле
40,10 0,9931 211,9 41 346 17,10 0,90
44,78 0,9813 — — 123,3 39 328 — —
48,17 0,9745 — — 54,45 37 315 — —
51,62 0,9705 — 98,87 34,89 35 298 13,83 0,80
55,30 0,9642 — 83,40 26,89 30 285 .— —
58,58 0,9600 — 69,70 18,00 26 270 — —.
61,98 0,9566 — 55,30 14,90 22 254 — —
65,30 0,9518 — 42,80 10,28 18 240 — —
68,46 0,9488 126,0 31,01 8,02 14 226 10,17 0,70
71,86 0,9422 100,0 22,20 5,93 10 214 — —
75,22 0,9374 76,30 15,52 4,70 5 200 -— —
78,46 0,9323 54,20 11,82 3,92 0 185 . —
81,74 0,9276 36,80 8,05 3,40 —4 173 — —-
84,94 0,9227 26,49 5,92 3,09 —8 162 8,04 0,61
88,06 0,9185 17,87 — —13 152 — —
91,10 0,9138 14,08 — — —16 140 •— —
94,00 0,9097 10,36 — — —20 132 ——
96,87 0,9055 7,25 — — —24 124 — —-
99,70 0,9018 5,52 — .— -26 118 —. —_
100,00 , 0,9005 5,12 — — -27 111 5,78 0,45
277
203. Характеристика остатков разной глубины отбора
кенкиякской нефти нижнего горизонта
Выход (на нефть) остатка, % р420 ВУ60 ВУ80 BVioo Температура, °C Коксуе- мость, % Содержа- ние серы, %
застыва- ния ВСПЫШКИ в открытом тигле
17,00 0,9699 — 29,94 10,44 18 330 9,69 1 42
20,15 0,9375 25,80 6,73 15 304 8,90
22,90 0,9290 — 15,00 5,00 13 290 8,40
25,60 0,9231 62,46 11,15 4,12 12 276 7,91 0 73
28,26 0,9150 54,00 8,30 3,22 11 265 7^20
31,03 0,9100 48,03 6,78 2,78 10 254 631 0 69
33,66 0,9060 40,10 5,15 2,38 10 243 533
36,29 0,9020 26,01 4,00 2,03 9 234 5,20
39,06 0,8982 16,00 3,15 1,92 9 233 431 0 66
41,94 0,8941 10,32 2,48 1,73 8 216 3,82
44,68 0,8900 8,38 2,13 1,60 7 200 3,55
47,34 0,8870 6,55 1,84 1,50 6 191 3,40 0 63
50,08 0,8800 5,00 1,72 1,41 5 180 3,35
52,78 0,8793 4,00 1,63 1,35 4 170 з'зо
55,52 0,8750 3,15 1,50 1,30 2 160 3*25
58,18 0,8721 2,42 1,43 1,24 0 148 3,20 0 60
60,92 0,8680 2,08 1,40 1,23 —2 140 3J0
63,73 0,8639 1,83 1,36 1,22 —4 126 230
66,28 0,8600 1,65 1,35 1,20 —6 118 2'70
68,83 0,8572 1,60 1,34 1,18 —7 110 2,50
71,46 0,8540 1,50 1,32 1,17 —10 100 2'32 0 57
73,94 0,8501 1,41 1,31 1,16 —12 94 2,15
76,49 0,8483 1,38 1,28 1,15 — 15 83 233
78,90 0,8430 1,37 1,23 1,13 —18 74 2 J2
81,27 0,8400 1,36 1,19 1,12 —20 66 231 0 52
83,75 0,8370 1,35 1,18 1,10 —24 56 2, 10
86,16 0,9340 1,34 1,16 1,09 —27 48 2,05
88,64 0,8312 1,32 1,14 1,08 —30 40 1,95
90,97 0,8280 1,31 — —35 36 1,60 0 48
93,23 0,8240 1,30 — — —38 26 1,33
95,31 0,8200 1,29 — 20 1,24
97,39 0,8162 1,25 —— —- 14 1 15
100,00 0,8126 1,23 — — <—35 8 1,07 0,44
204. Характеристика остатков разной глубины отбора
кенкиякской нефти VIII горизонта
Выход (на нефть) остатка, % 20 р4 ВУво ВУво ВУюо Температура, °C Коксуе- мость, % Содерж - ч е серы, %
застыва- ния вспышки в открытом тигле
24,50 0,9339 236,5 40,66 14,57 5 332 7,65 1,10
29,20 0,9283 — 25,50 9,72 0 308 6,93
32,31 0,9264 — 17,18 7,03 —2 295 6,21
35,46 0,9230 — 11,50 5,21 —4 282 5,49 —
278
Продолжение табл. 204
Выход (на нефть) остатка, % 20 Р4 ВУ6о ВУво ВУюо Температура, сС Коксуе- мость, % Содержа- ние серы, %
застыва- ния вспышки в открытом тигле
38,56 0,9208 7,61 4,18 —5 272 4,77 —
41,62 0,9181 35,29 6,03 3,15 —6 261 4,04 0,61
44,65 0,9166 17,63 5,15 2,98 —7 254 3,86 —
47,80 0,9138 13,60 4,38 2,49 —8 244 3,68
50,95 0,9115 10,52 3,72 2,13 —9 235 3,50 —
54,05 0,9101 8,18 3,38 1,95 — 10 227 3,32
57,08 0,9073 6,50 3,05 1,82 —11 218 3,12 —
60,04 0,9052 5,45 2,77 1,73 — 11 210 2,98 0,56
63,03 0,9032 4,82 2,68 1,62 —12 200 2,90 —
66,02 0,9014 4,15 2,45 1,58 —13 194 2,82 —~
68,92 0,8998 3,73 2,63 1,50 —14 185 2,74 —
71,82 0,8977 3,49 2,20 1,48 —15 176 2,66 —
74,85 0,8950 3,21 2,00 1,45 —15 168 2,58 —
77,84 0,8923 3,05 1,88 1,40 —16 160 2,50 —
80,64 0,8906 2,74 1,67 — — •— 2,43 0,50
83,40 0,8879 2,66 — — — — 2,29 ——
86,20 0,8850 2,49 — — — — 2,15 —
89,10 0,8822 2,33 — — — — 2,01 —
91,92 0,8798 2,21 — — — 1,87 ——
94,68 0,8755 2,15 — — — — 1,73 -—
97,88 0,8703 1,92 — — — — 1,59 —
100,00 0,8644 1,79 — — —29 69 1,48 0,48
205. Характеристика остатков разной глубины отбора
акжарской нефти среднеюрского горизонта
Выход (на нефть) остатка, % рГ ВУ50 ВУ#о ВУюо Температура, °C Коксуе- мость, % Содержа- ние серы, %
застыва- ния вспышки в открытом тигле
23,00 0,9407 373,7 49,87 19,18 12 342 9,07 0,40
27,27 0,9322 — 36,68 18,20 11 326 — —
30,83 0,9275 — 28,72 10,54 10 313 — —
34,35 0,9238 — 23,60 6,71 9 301 — —
37,91 0,9207 — 21,78 5,05 7 291 — —
41,51 0,9179 59,83 15,00 4,00 5 280 5,10 0,35
45,27 0,9152 — 10,58 3,36 3 270 — —
48,74 0,9130 37,90 7,50 2,95 1 259 — —
52,26 0,9107 30,00 5,29 2,77 —1 250 4,36 0,32
55,82 0,9086 20,82 4,25 2,45 —4 241 — -—
59,38 0,9065 18,33 3,52 2,26 —6 230 — —
62,85 0,9044 14,38 3,03 2,10 —9 221 — —
66,32 0,9022 10,93 2,68 2,00 —11 212 — —
69,71 0,9004 9,14 2,37 1,91 —13 203 2,43 0,26
279
Продолжение табл. 205
Выход (на нефть) остатка, % ₽4° ву.,о ВУ80 ВУщо Температура, СС Коксуе- мость, % Содержа- ние серы. %
застывания ВСПЫШКИ в открытом тигле
73,10 0,8982 7,92 2,28 1,78 -15 194
76,57 0,8963 6,67 2,10 1,69 -18 184 — —
80,04 0,8941 5,48 1,96 1,60 —20 175
83,43 0,8923 4,43 1,85 1,50 —22 165 — —
86,82 0,8898 3,40 1,74 1,42 —25 154 1,98 0,23
90,25 0,8875 3,20 —- —. —28 145
93,39 0,8848 2,92 — — —31 133
96,82 0,8815 2,70 — — —34 120 — —
100,00 0,8783 2,59 — — —38 105 1,41 0,20
206. Характеристика остатков разной глубины отбора
каратюбинской нефти среднеюрского горизонта (скважина № 4)
Выход (на нефть) остатка, % Pf ВУ50 ВУ80 ВУюо Температура, СС Коксуе- мость, % Содержа- ние серы, %
застывания ВСПЫШКИ в открытом тигле
41,60 0,9530 118,2 38,80 22 356 12,54 0,55
45,50 0,9500 — — 35,06 19 337
49,25 0,9468 — 30,50 16 320 —
53,06 0,9439 339,20 44,45 26,00 14 305 10,27 0,48
56,69 0,9418 — 35,20 21,70 11 293 —.
60,50 0,9392 — 29,05 17,72 8 282
64,25 0,9366 — 22,32 13,63 6 272 — —
68,06 0,9342 90,74 16,55 9,99 4 264 7,39 0,45
71,81 0,9318 — 12,04 7,56 2 253 —.
75,50 0,9288 — 9,76 5,75 0 245
78,81 0,9263 —. 8,00 4,63 —2 237 —
82,50 0,9240 36,06 6,78 3,77 —5 226 —
86,00 0,9210 28,48 6,19 3,40 —8 216 5,06 0,35
89,75 0,9183 20,04 — — —10 206 —.
93,31 0,9156 13,78 — —14 192 —
96,56 0,9133 10,56 — —18 176 — —
100,00 0,9099 8,24 — — —23 150 4,10 0,32
207. Характеристика остатков разной глубины отбора
каратюбинской нефти нижнеюрского горизонта
Выход (на нефть) остатка, % ₽420 ВУ50 ВУ80 ВУюо Температура, °C Коксуе- мость, % Содержа- ние серы, %
застывания ВСПЫШКИ в открытом тигле
44,10 0,9448 — 85,30 26,10 21 368 11,20 0,58
47,94 0,9420 — 48,80 22,40 16 348 —
51,42 0,9390 419,4 32,50 18,80 12 332
54,72 0,9360 300,0 24,60 15,25 8 318 8,90 0,52
58,11 0,9330 136,0 21,80 11,80 5 305 —
61,31 0,9306 86,20 19,20 8,90 2 293
64,69 0,9275 58,40 15,50 6,65 —2 278 — —
280
Продолжение табл. 2(У7
Выход (на нефть) остатка, % pf- ВУ50 ВУ80 ВУюо Температура, СС Коксуе- мость, % Содержа- ние серы, %
застывания вспышки в открытом тигле
67,68 0,9252 45,00 12,50 5,30 —4 265
71,16 0,9220 34,30 9,00 4,30 —7 252
74,49 0,9192 27,80 6,90 3,50 —11 238 5,38 0,43
77,87 0,9170 24,20 5,70 3,15 — 14 224
80,97 0,9140 19,60 4,90 2,80 —17 210
84,16 0,9120 14,20 4,35 2,55 —20 196 4,10 0,40
87,46 0,9100 11,80 3,80 2,30 —23 185
90,66 0,9080 9,85 3,25 2,10 -27 172
93,76 0,9068 9,00 2,80 1,90 —30 163
96,90 0,9065 8,30 2,30 1,70 —33 153 .
100,00 0,9063 7,88 — — —37 146 3,91 0,35
208. Характеристика остатков разной глубины отбора
каратюбинской нефти нижнетриасового горизонта (скважина № 6)
Выход (на нефть) остатка, % рГ ВУ5о ВУ80 ВУюо Температура, °C Коксуе- мость, % Содержа- ние серы, %
застывания вспышки в открытом тигле
30,00 0,9548 117,8 41,06 20 334 12,05 0,65
32,91 0,9505 — — — 17 314
35,57| 0,9467 — .— — 14 299
38,27 0,9423 314,41 43,06 16,55 12 286 10,19 0,56
41,03 0,9380 — — 13,78 9 275 .
43,79 0,9353 — 20,89 10,83 7 264
46,39 0,9324 — 16,05 8,22 5 252
49,02 0,9299 .— 13,00 6,50 2 243
51,75 0,9274 49,67 10,36 4,72 0 232 7,47 0,44
54,51 0,9238 -— 8,66 4,01 —2 222
57,21 0,9210 — 7,04 3,28 —4 212
59,78 0,9183 17,58 5,65 2,85 —5 202
62,35 0,9160 14,89 4,66 2,50 —7 192
64,38 0,9139 13,03 4,01 2,32 —9 183
67,30 0,9107 9,98 3,28 2,08 —10 170 5,74 0,36
69,77 0,9075 8,57 2,98 1,95 —13 160
72,37 ; 0,9044 6,92 2,62 1,86 —15 150
74,97 0,9012 5,60 2,35 1,73 —17 138
77,44 0,8975 4,63 2,16 1,68 —19 128.
79,82 0,8936 3,89 2,00 1,60 —20 120
82,16 0,8903 3,43 1,84 1,52 —22 108
84,51 0,8880 2,95 1,71 1,44 —24 100 5,24 0,30
86,82 0,8834 2,72 —28 87
89,10 0,8800 2,43 — — —30 77 .
91,51 0,8758 2,25 —33 65
93,70 0,8729 2,09 — —37 53
95,89 0,8684 1,95 — —40 45 .
97,91 0,8655 1,79 — — —42 34
99,87 0,8648 1,72 — —45 26 .
100,00 0,8630 1,65 — — —46 24 4,45 0,27
281
209. Физико-химическая характеристика нефтей междуречья Урал—Волга
X 3 . я Н Я Q CD 50 °C 87 । сч । о со г-
Е 2 « & S при ' — ‘ сч
я ф я я ф 03 СС паров, м при 38 °C 1 1 но 223
О я В1МИХ WOXHdMBE g имгпниэа to СЧ ю сч Ю О О LO СЧ СО СО со 1111 VV
СО о в к я я я я без об- работки -39 сч — — ю Tf Tf СЧ — 1111
2 О) 3 СО 03 с обра- боткой -37 —38 ю со о о Ю Ю СО 1111 V
V50. сСт 27,26 26,93 со г- г- со оо LO О СО тн ю <£
и rf b- —- СЧ 00 СО Ю — Ю
О и СО ю — о О о со о
5 321 315 §111 сч 1 1 1
с е 40 О — сг> ОО 00 оо оо оо СЧ СО СО со со о со о СЧ СЧ СО Tf1 ОО ОО 00 оо
о о о о о о
3 я я ё я я я * CS 1 19 ,24,25,29 ,20,23 ,20,26
— 00 ю
нео-
Е О СП я СХ О Апт-неокомский Аптский, I и II I комские Среднеюрский Юрский Аптский Неокомский 2 S 1 со <£>
Нефть Мартышинская Мартышинская (смесь) Камышитовая Камышитовая Камышитовая Камышитовая * Глубина перфорации
Выход фрак- ций, вес. % ДО 350 °C Ю1Л Ci — оо Tf (0 b-?CD — О CO CO Ю LQ Ю
ДО 200 °C о сч с© — ю ю Tt- со сч оо m сч сч — —•
ихфэн J I ен НОЗ! JW 4О1ГЭИЬ эонхсигэиМ — СО О СО СО LO 00 00 — — со o' о" о" о о о~
% ‘ЗХЭ0НЧ1Г0£ СЧ О ’t О) N Ю О ’Т юю со о о о о о о О О o'o'd'o'
% ‘чхэоиэЛэмо'М СО i© о сч о о —« СЧ -СОФФ сч сч о о о о
Содержание, % 1 зонах -Ч1гвфэв О СО Ь* о- о оо ю сч — — со со сГ — o' о" o' o'
хка -Э1галвми1г -ио IfOWO С© С- СО О О со О- L© о сою о ь, ь- о —• сч —
Х1ЧН -ХО1ГЭИЯ0Н -dao irowo О 00 — ’Ф Г' со
ВХОЕВ СЧ со оо оо г- со । . , оо °, 1 1 1 о о о
wdaa Ь- СО оо Ь- 00 О СО СО ООО — о" о о" о о" о
Парафин I Эо ‘винахг -явил BdKx -BdanMax СО I СО СО 1 сч Ю 1 ЮФ 1 ю
% ‘ВИН -BjKdatfoo со оо — со сч со сч о со^-ю
Горизонт 1 Апт-неокомский Аптский, I и II нео- комские Среднеюрский Юрский Аптский |Неокомский
Нефть R К « я! се к се к зе я: го w сч то о о 0 m со ш X ЕС о о о о ss—^t-e-t-ь- 3 ± >о s s s S i s ci д а д □ 3 3 <v д я д й h S 3 3 3 Z s s s s J2 5 го го то го
282
210. Разгонка нефтей по ГОСТ 2177—66
Нефть Горизонт Н. к., °C Отгоняется (в %) до температуры, °C
о о © О О 1Л © со О о сч О сч сч О сч © Л сч © со сч © о со
Мартышинская Апт-неокомский 128 1 3 5 9 12 21 26
Мартышинская Аптский, I и II нео- 111 — — — 1 — 2 4 6 9 11 18 24
(смесь) комские
Камышитовая Среднеюрский 62 4 7 10 12 14 19 24 29 34 37 44 49
Камышитовая Юрский 60 2 5 9 12 14 18 23 28 32 35 43 49
Камышитовая Аптский 48 2 4 7 9 11 13 16 20 25 28 37 43
Камышитовая Неокомский 55 3 5 6 7 9 12 15 19 21 24 34 38
211. Изменение кинематической вязкости (в сСт) нефтей
в зависимости от температуры
Нефть Горизонт Т'2О V30 V40 v5o
Мартышинская Апт-неокомский 113,4 62,87 38,77 27,26
Мартышинская (смесь) Аптский, I и II неоком- 105,7 61,09 38,42 26,93
ские
Камышитовая Среднеюрский 9,51 5,16 [4,55 3,83
Камышитовая Юрский 10,12 7,41 5,51 4,57
Камышитовая Аптский 13,48 9,13 7,00 5,47
Камышитовая Неокомский 16,53 11,31 8,75 6,96
212. Г вменение условной вязкости нефтей
в зависимости от температуры
Нефть Горизонт ВУ20 ВУзо ВУ40 ВУ6о
Мартышинская Апт-неокомский 15,30 8,51 5,33 3,85
Мартышинская (смесь) Аптский, I и II неоком- 14,30 8,27 5,29 3,80
ские
Камышитовая Среднеюрский 1,81 1,50 1,44 1,37
Камышитовая Юрский 1,87 1,61 1,43 1,06
Камышитовая Аптский 2,20 1,77 1,57 1,43
Камышитовая Неокомский 2,54 1,99 1,73 1,57
213. Изменение относительной плотности нефтей
_________в зависимости от темпер ату р ы
Нефть Горизонт при 20 °C Плотность р£ 4
при 30 °C при 40 СС при 50 °C
Мартышинская Апт-неокомский 0,8890 0,8832 0,8774 0,8708
Мартышинская (смесь) Аптский, I и II неоком- ские 0,8881 0,8842 0,8794 0,8719
Камышитовая Среднеюрский 0,8232 0,8167 0,8100 0,8025
Камышитовая Юрский 0,8296 0,8222 0,8148 0,8075
Камышитовая Аптский 0,8363 0,8310 0,8255 0,8188
Камышитовая Неокомский 0,8493 0,8376 0,8301 0,8243
283
214. Состав газов (до С4), растворенных в нефтях,
. и низкокипящих углеводородов (до С5)
Фракция Выход (на нефть), % Содержание углеводородов, вес. %
СН4 С2Нв СзНв uao-CjHio М-С4НХ0 U30-C5H10 Н-С5Н10
Марты ши некая нефть ап т-н еокомского горизонта
До С4 0,18 — 5,6 16,7 33,3 44,4
До С5 0,58 — 1,7 5,2 10,3 13,8 31,1 37,9
КамышитОвая нефть среднеюрс к о г о горизонта
До С4 0,95 2,1 4,2 29,4 25,3 39,0
До С6 1,73 1,2 2,3 16,3 13,9 21,4 18,4 26,5
Камы шитов а я нефть юрского горизонта
До С4 0,36 — 8,3 36,3 55,4
До С5 1,25 — — 2,4 10,4 16,1 64,7 6,4
Камы шитов а я нефть аптского горизонта
До С4 0,90 — 0,9 25,1 31,4 42,6
До Cs 2,02 — 0,5 13,4 16,8 22,8 37,6 8,9
Камышитовая нефть неокомского горизонта
До С4 0,85 — — 17,7 35,3 47,0
До С5 1,85 — — 8,2 16,2 21,7 44,2 9,7
£
§ 858 g S3 2 ы 2<о -5 Хй ооо о о сл со о Z с> Xto о оо а> сл со со to to । to to to —————— । । । о
О Од — СоХ СЛ С5 Од О 4^ О О to Сл Од СлХ -О о О* ОД *СЛ — О О СЛ о о о "оК о о сл X to О X 05 од ф. со to to
£
ё
8 — — 000^008080080)00 — оосъоо—оос££ьфю^4ОлО0 — соооо)4^С0Кэ — сооомфолсл^озсосо о
CD Ь0 о 4** 4^ ЬЭ bj CD io со bqbj ЬО bjl© bO CD 4*-Ф bo 4*. 4“ M 4^ *- 4* CD b) 4^ b> 4*-CO 4»> Ь CO Ь>Ь> СЛ 4* — О О) CD ND 4* CD Ф CO CO
Йооо^5«оч§£8§ЙЙ53оЙЙ£^оооЙ£^Й8ыЙосо^^с5г3^ю-ч ослслд t^WWWM о
ОоЬ>Ь> — — >— ОЛ Сл8 Д Ф « Ч О чЪо WbO wbbs Ъа — 4* Ъ1 bib) О О OH ND 00 0000000000*44^ — CD 4».
S CO *4 00 — 00 S S S СЛОЯ £8 — CD -4 0Л NOО 8 OH 00 О 00 OH W b§ CD 0O On £ 00 NO О CD 0O 00 -J О СП СП 4^- 4*- CO W 00 00 ЬО О
ОООСЛ — СЛ ф СЛ 00 Ь О СП b 00 *4 Ь> *4 bo 00 bi bO 00 CO Cob) О CD О СП -4 00 4^ *4 CD CD СЛ — СлСлО4^ — CD О Сл — <D> CD
285
216. Характеристика фракций, выкипающих до 200 °C
. 217. Групповой углеводородный состав фракций, выкипающих до 200 °C
Темпера- тура, °C Выход (на нефть), °/ /0 Р1» 20 nD Содержание углеводородов, %
аромати- ческих нафте - новых парафиновых
всего нормаль- ного строения изо- строения
Мартышинская н е ф т э апт-неокомского горизонта
28—95 1,2 0,6920 1,4340 6 20 74 9 65
95—120 0,6 0,7421 1,4380 3 43 . 54 4 50
120—150 0,5 0,7719 1,4420 3 57 40 2 38
150—200 2,5 0,8108 1,4540 6 82 12 2 10
28—200 4,8 0,7934 1,4500 5 59 36 2 34
Мартышинская н е ф т ь 'смесь)
н. к.—120 0,9 0,7163 1,4408 3 33 ! 64 9 55
120—150 0,4 0,7649 1,4420 3 47 • 50 2 48
150—200 2,9 0,8050 1,4500 4 90 6 2 4
и. к.—200 4,2 0,7839 1,4480 4 73 23 5 18
Камышитовая нефть среднеюрского горизонта
28—62 2,4 0,6365 — — 3 97 22 75
62—95 2,6 0,7356 1,3962 2 56 42 3 39
95—120 3,5 0,7556 1,4200 7 57 36 2 34
120—150 5,5 0,7744 1,4298 13 53 34 1 33
150—200 8,7 0,7939 1,4425 16 60 24 2 22
28—200 22,7 0,7623 — 11 51 38 4 34
Камышитовая нефть юрского горизонта
28—62 2,5 — — 1 7 92 19 73
62—95 1,9 0,7207 1,4027 2 52 46 3 43
95—120 3,0 0,7461 1,4156 6 50 44 2 42
120—150 5,2 0,7663 1,4274 10 47 43 1 42
150—200 9,1 0,7857 1,4383 10 57 33 2 31
28—200 21,7 0,7516 — 8 47 45 4 41
Камышитовая нефть аптского горизонта
28—62 2,2 — — 0 8 92 31 61
62—95 1,9 0,7223 1,4031 2 55 43 9 34
95—120 2,4 0,7434 1,4143 5 47 48 6 42
120—150 3,7 0,7615 1,4242 7 46 47 5 42
150—200 7,0 0,7879 1,4372 9 64 27 6 21
28-200 17,2 0,7496 — 6 46 48 10 38
Камышитовая нефть
неокомского горизонта
28—62 1,7 -— — — 11 89 27 62
62—95 1,5 0,7035 — 2 42 56 10 46
95—120 2,4 0,7388 — 4 51 45 6 39
120—150 3,4 0,7634 — 6 50 44 5 39
150—200 5,6 0,7879 — 8 63 29 4 25
28—200 14,6 0,7491 .— 5 48 47 8 39
287
218. Содержание индивидуальных ароматических углеводородов
во фракции 120—150 °C
Углеводород Выход, вес. % Углеводород Выход, вес. %
на фракцию на нефть на фракцию на нефть
Мартышинская не ф т ь Камышитовая нефть
а п т-н еокомского горизонта юрского горизонта
Этилбензол 1,5 0,0075 Этилбензол 1,0 0,052
п-Ксилол 0,3 0,0015 и-Ксилол 1,8 0,093
.и-Ксилол 0,4 0,0020 .и-Ксилол 3,8 0,197
о-Ксилол 0,8 0,0040 о-Ксилол 3,3 0,172
Мартышинская не ф т ь Камышитовая нефть
(смесь) аптского горизонта
Этилбензол 0,6 0,0024 Этилбензол 2,6 0,096
п-Ксилол 1,1 0,0044 п-Ксилол 1,3 0,048
.и-Ксилол 1,7 0,0068 л-Ксилол 2,5 0,093
о-Ксилол 0,5 0,0020 о-Ксилол 1,2 0,044
Камышитовая не ф т ь Камышитовая нефть
среднеюрского горизонта неокомского горизонта
Этилбензол 3,0 0,165 Этилбензол 2,4 0,082
п-Ксилол 3,0 0,165 п-Ксилол 0,9 0,031
.и-Ксилол 2,0 0,110 .и-Ксилол 1,2 0,041
о-Ксилол 6,0 0,330 о-Ксилол 1,9 0,065
219. Характеристика фракций, служащих сырьем для каталитического
риформинга
Темпера - тура отбора, СС Выход (на нефть), % р|° Содержа- ние серы, % Содержание углеводородов, %
аромати- ческих нафте- новых парафиновых
всего нормаль- ного строения изо- строения
Мартышинская нефть ап т-н еокомского горизонта
85—105 0,4 0,7176 Следы 4 32 64 8 56
85—180 2,2 0,7845 » 4 67 29 3 26
105—120 0,4 0,7383 » 3 43 54 4 50
120—140 0,4 0,7566 » 3 51 46 3 43
140—180 1,0 0,7845 0,008 4 67 29 — —
Мартышинская нефть (смесь)
85—140 0,7 0,7440 0,007 4 43 53 5 48
140—180 1,2 0,7931 0,012 4 71 25 1 24
85—180 1,9 0,7788 0,014 4 66 30 3 27
Камышитовая нефть среднеюрско г о горизонта
62—85 1,1 0,7230 Следы 1 55 44 5 39
62—105 3,7 0,7410 » 5 56 39 3 36
62—140 9,6 0,7576 0,006 9 55 36 — —
62—180 16,6 0,7696 0,008 12 54 34 — —
85—120 5,0 0,7511 — 8 56 36 2 34
85—180 15,5 0,7725 0,009 13 ' 51 36 1 35
105—120 2,4 0,7560 Следы 9 56 35 2 33
105—140 5,9 0,7671 » 12 54 34 1 33
120—140 3,5 0,7774 » 15 50 35 — -—
140—180 7,0 0,7895 » 17 53 30 — —
288
ВХВВТГИХЭИ
1ги 001 вн
ЛИ ‘1Ч1ГОИЭ
эимээьихявф
вхвитгихэиК
J 001
ВН ВЯОИ J
‘о!гзиь эонНои
ехвшгихэиН
If И 001
НОМ JW
*ЧХЭОНХ01ГОИ>{
% ‘wdao
аинвжйэй'оэ
.арактеристика легких керосиновых дистиллятов
% ‘HOtf
- odotfosair ja
XHMOShHXBwode
aHHBradatfoQ
jm/itbmh ‘(ввпт
-£ИН) BHHBd
-oxo nxoiruai
u CO Cb 03 CL Ф C S ф Э1ГЛИХ WOXFldMB£ я* иятниэа
ийлееик’ -irexoHdn BITBhBH
1 V-40, сСт
Sy
| Фракционный состав, CC 1 % 86
90%
50%
10%
£
о *о, *
19—160
289
222. Групповой углеводородный состав керосиновых фракций
Содержание углеводородов, %
Температура отбора,
°C
ароматических
нафтеновых
парафиновых
Мартышинская нефть ап т-н е о ко мского горизонта
200—250 11 71 18
250—300 18 57 25
200—300 15 62 23
Мартышинская г ефть (смесь)
200—250 11 65 24
250—300 16 61 23
200—300 14 62 24
Камышитовая нефть с р е д н е ю р с к о г о горизонта j
200—250 10 39 51
250—300 12 33 55
200—300 11 36 53
Камышитовая нефть аптского горизонта
200—250 10 43 47
250—300 13 37 50
200—300 11 40 49
Камышитовая нефть неокомского горизонта
200—250 10 49 41
250—300 12 42 46
200—300 11 45 44
290
эо ‘вяьох
ЕВЯОНИ1ГИНУ
О 00
со сч
00
Ю <М О <О
<Х> Г- о. со
ВЯИ1ГИОХ
if к 001 ви
НОЙ JW
‘Ч1ЭОН1О1ГЭИЙ
223. Характеристика дизельных топлив и их компонентов
% ‘wdao эинвжсЬЕоэ
। Температура, °C 1 имгтпчиэа
винэн -хАкои
Бинвяшове
V50, сСт
V20» сСт i 1
с>
Фракционный состав, °C 1 98%
90%
50%
10%
эмэйни
ЦМНЧИЭЕИ’П'
OlfOHh
эоаонвхэЦ
19
291
224. Характеристика мазутов и остатков
Выход (на нефть), % Температура, °C Содержа- ние серы, % Коксуе- мость, %
Мазут и остаток Р^° ВУ60 ВУ80 ВУюо застыва- ния вспышки в открытом тигле
Мартышинская нефть ап т-н еокомского горизонта
Мазут флотский 12 77,0 0,9045 11,50 3,51 2,24 —30 171 0,30 2,83
Мазут топочный
40 59,9 0,9137 28,90 7,17 3,76 —18 212 0,43 3,64
100 45,6 0,9250 — 14,50 7,20 —3 248 0,54 5,00
200 34,1 0,9358 — 33,19 13,21 14 294 0,59 6,72
Остаток
выше 300 °C 77,0 0,9045 11,50 3,51 2,24 —30 171 0,30 2,83
» 350 °C 65,5 0,9105 19,25 5,46 3,06 —22 199 0,41 3,31
» 400 С 55,6 0,9169 — 9,15 4,50 — 14 223 0,46 4,05
» 450 °C 45,6 0,9250 14,50 7,20 —3 248 0,54 5,00
» 490 °C 35,0 0,9345 —- , 27,22 12,00 13 288 0,57 6,48
М а р т ы ш и г I с к а я н е ф т ь (с м е с ь)
Мазут флотский
5 91,1 0,8922 4,60 2,00 1,60 —38 137 0,32 2,37
12 73,4 0,9055 12,32 3,68 2,15 —25 175 0,39 2,98
Мазут топочный
40 54,5 0,9185 — 8,00 4,32 —10 218 0,46 3,93
100 42,0 0,9273 — 15,00 7,75 3 245 0,58 5,00
200 37,5 0,9317 — 10,50 3 268 0,67 5,63
Остаток
выше 300 °C 76,0 0,9044 10,50 3,42 2.18 —25 180 0,37 2,84
» 350 °C 63,5 0,9132 19,27 5,44 3,05 —17 201 0,42 3,37
» 400 °C 55,7 0,9163 31,11 7,34 4,11 —12 214 0,46 3,96
» 450 °C 44,0 0,9260 71,58 14,30 6,84 2 235 0,56 4,71
» 500 °C 31,7 0,9373 — 38,79 14,70 10 308 0,89 6,91
Камышитов а я неф гь сред н е ю р с к ого горизонта
Мазут флотский
5 47,7 0,8699 4,87 1,75 — —15 188 0,11 0,46
12 38,7 0,8762 7,73 2,82 1,97 —8 214 0,12 0,53
Мазут топочнный
40 20,5 0,8897 7,03 3,74 5 302 0,14 1,06
100 17,1 0,8903 — ‘7,41 4,06 12 310 0,15 1,37
Остаток
выше 300 °C 53,8 0,8668 3,64 1,92 1,52 —20 173 0,10 0,33
» 350 °C 42,1 0,8735 6,20 2,54 2,00 —10 208 0,12 0,43
» 400 °C 36,1 0,8785 — 3,40 2,25 —5 223 0,12 0,51
» 450 °C 26,6 0,8860 — 5,12 2,78 4 268 0,13 0,72
» 490 °C 17,1 0,8903 — 7,47 4,06 12 310 0,15 1,37
225. Характеристика сырья для каталитического крекинга
Нефть Температура отбора, °C Выход (на нефть), % Р1° м V50. сСт V100, сСт Температура застывания, °C , Содержание, %
серы смол серно- кислотных ванадия
Мартышинская апт-нео- комского горизонта 350—500 34,2 0,8874 380 27,60 6,08 1 0,22 4 4-Ю-5
Мартышинская (смесь) 350—500 31,8 0,8858 383 12,06 5,81 —1 0,24 4
Камышитовая среднеюр- ского горизонта 350—490 25,0 0,8625 360 16,51 4,76 10 0,10 2 Следы
Продолжение табл. 225
Нефть Температура отбора, °C Коксуе- мость, % Содержание углеводородов, % Содержание смолистых веществ, %
парафине- нафтеновых ароматических
I группа II и III группы IV группа
Мартышинская апт-нео- комского горизонта 350—500 0,22 75 и 7 5 2
Мартышинская (смесь) 350—500 0 77 10 6 5 2
Камышитовая среднеюр’ ского горизонта 350—490 0 86 4 5 4 1
226. Фракционный состав сырья для каталитического крекинга
Выход, объемн % Фракция 350—500 °C мартышинской нефти (смеси), °C Фракция 350—490 °C камышитовой нефти среднеюрского горизонта, °C Выход, объемн. % Фракция 350—500 °C мартышинской нефти (смеси), °C Фракция 350—490 °C камышитовой нефти среднеюрского горизонта, °C
Н. к. 359 374 60 432 422
5 376 — 70 444 436
10 384 378 80 455 450
20 390 388 90 468 468
30 399 394 95 482 478
40 408 402 98 494 489
50 419 411 К. к. 494 489
227. Характеристика сырья для деструктивных процессов
Остаток после отбора фракций до температуры, °C Выход (на нефть), % р1° ВУюо Темпера- тура застывания, °C Содержа- ние серы, % Коксуе- мость, % Содержа- ние ванадия, о/ ' /о
М а р т ы ш и н с к а я нефть апт -неокомского горизонта
350 65,5 0,9105 3,06 —22 0,41 3,31 —
450 45,6 0,9250 7,20 —3 0,54 5,00 —
490 35,0 0,9345 12,00 13 0,57 6,48 0,0012
Мар тышинская нефть смесь)
350 63,5 0,9132 3,05 —17 0,42 3,37 —
450 44,0 0,9260 6,84 2 0,56 4,71 —
500 31,7 0,9373 14,70 10 0,89 6,91 0,0023
Камышитовая нефть среднеюрского го р И 3 о н т а
350 42,1 0,8735 2,00 —10 0,12 0,43 —
450 26,6 0,8860 2,78 4 0,13 0,72 —
490 17,1 0,8903 4,06 12 0,15 1,37 0,00008
Промежу- тлииоа фракция и смолистые вещества, % — —- СЧ СЧ со | —’ —. сч сч со 1 1 1 —
о © сум- марно, % ОО О — со Tf ~ . сч сч сч сч —' L© СО О — СО — —< — сч сч сч Г- 00 — СЧ СО чф
ли адсорбционным ме
О' | | | Ю 1© ю | | | 1© I© со | | | 10*10
а IV группа „20 nD и з о н т а 1,5920—1,6182 !,6012—1,6230 ,5972—1,6210 — ,5920—1,6195 ,6000—1,6245 ,5995—1,6230 © я о ,5966-1,6400 ,5960—1,6149 1,5930
Я Г), S
X 4) ч <У § S 0J Ч а а? о о СО г- о Tf ОО г- д СО Ю 05 тг Ь- с© о *© Г- С) СО 1© L©
части нефтей, onf Ароматические } 1 II и III груш е т-н еокомско 1,5320—1,5625 1,5450—1,5780 1,5580—1,5760 1,5440—1,5825 1,5320—1,5860 1,5320—1,5840 су S >0 о а 1,5310—1,5615 1,5435—1,5770 1,5430—1,5760 1,5430—1,5840 1,5312—1,5870 1,5320—1,5845 о X 2 (У я ЕХ су 1,5320 1,5411—1,5520 1,5439—1,5669 1,5300—1,5840 1,5300—1,5600 1,5292—1,5789
Е к сь
9Х О X т ь а оо — о сч о сч & оо о г- —- ©5 — л СЧ —< тГ
состав дистилля I группа 02 инская неф- 1,4930—1,5088 1,4925—1,5200 1,4941—1,5178 1,4930—1,5300 1,4975—1,5280 1,4955—1,5285 S 3 3 га £ 1,4925—1,5095 1,4925—1,5240 1,4960—1,5200 1,4925—1,5300 1,4978—1,5285 1,4960—1,5290 •е <У я (X СО СП о S 1,5111—1,5241 1,4946-1,5200 1,4941—1,5207 1,4930—1,5181 1,4900—1,5110 1,4900—1,5212
2 X § 3 ю g 3 О' р т ы ш ОО —* 05 Г- 1© СО ОО ОО г- ь- ь. ь- 05 -«F СО оо b* xf QO ОО 00 b- Г- b- 3 3 S я & СО СЧ ©5 Ь. с© 1© 05 05 00 00 00 00
§ © М О Ч а> СО X g X 5 1 Л о Ч Ма ОО о о со 00 сч —< 1© тН СЧ ОО СО г- ОО ОО ОО ОО ’’ф тг 777777 1© 05 О 1© О О СЧ 1© -чГ 1© чг СО со г- оо оо оо оо ’Ф TF Tf чф чф 777777 О О 05 СЧ Г- СЧ О СО СО -И СО 05 00 СО СО г- ь- г- тр TW ’Ф'Ф’Ф 7 7 7 77 7
о © •& X Q. сЗ Е СЧ О 1© 1© 1© о о СЧ СО 00 05 1© 1© СО СО со СО Tf* Тр Tfi -чГ Tf < vaH 1-Н "Ч 1 1 1 1 1 1 О СО СЧ О О 1© о оо со тг сп> 05 1© 1© с© СО СО со •Чф Tjl чф "И 1 1 1 1 1 1 —< L© 1© 1© —« О 05 СО 1© чф СО о СО тГ Th l© СО СО TF тН Tf чф "" 1—Г I-" t—4
© >» ©. Выход (на не^ть). О О 1© 05 О СО S’-! — ©04* О оо 1© оо ь* со 00 счг-Г—< сч 1© ч— (S- О 1© I© О СЧ СО 05 05
228 Темпера- тура отбора, °C о о о о о о 1© о 1© О 1© о сч СО СО 1© 1 1 1 1 1 1 о о о о о о О 1© О 1© © Ю сч СЧ СО СО Tt* о о о о о о 1© О 1© о 1© о СЧ СО СО чф rF 1© 1 1 1 1 1 1 о о о о о о О L© О L© о 1© СЧ СЧ СО СО ’ф rf О О О О О О 1© О 1© о 1© 05 СЧ СО СО чф tF IIIIII О О О о о о О 1© О 1© о 1© СЧ СЧ СО СО чф TJ*
2 95
294
КЗ
оэоэьэ
£
ООО© оо ОО 00 00 00 оо 00 *4 ©> СЛ СО 00 00 О О 00 t© •*ч сл со со -ч ►— 03 S Е Е оооооо оо ооЪо 00 00 00 ООСТСЛф-СО'— О t© С© Ф> СЛ СО ООСОООСЛ аз 2 D- оооооо 00 00 00 00 00 00 4 0 Сл Ф оо СЛ Ч оо оо оо сл ow-qoooo я 2 оооооо 00 00 00 00 00 00 ЧОСлФСОк— Ю О Ф Ч СО СЛ со сл со о сл *- я 2 Е Ё я оооооо 00 00 00 00 Оо 00 О 00 -ч СЛ сл 05 to Сл Оо 00 СЛ Оо О О О 4к сл СЛ ОООООО 00 00 00 00 00 оо СО 00 -Ч СЛ СЛ 05 to 4к с© 00 ~ -Ч СЛ о О 00 05 СЛ X? Е Е я
>—•* Я к—> к—* к—* к—» к—* Ё 1—* к-к к—1 ‘ к-к . . • - н , . к—Ь 1—^ к—к к—* к—* к— я
фь фх н ф» ф*. ф. ф» 45» кФ 4^. 4ь> 4*> 4ь 4* 4** Е фь. 4х Ф Ф Ф Ф о 4b 45к 4к кй« крк 4к- 45к 45*. 4^ 4* 4ь 4>» о
оо оо ~ч о о ф*. о 00 00 -4 С4 О СЛ со сю ч о сл ф Я <У) Ч Ч <© 00 Q0 -ч -ч сл A3 СО 00 00 -Ч “Ч о я
00 >— СЛ 00 ЬЭ СО а *4 О О М ОО О к^ ч о сл оо to оо гл Ч СО © tO © 03 05 О СЛ О О 4^ 00 СЛ <D 4* О СЛ 00 05 СЛ •— к^-
О tO СЛ СЛ СЛ 00 АЗ О О О СЛ О ►— о о сл © — сл © о о о © о сл о X to 05 to 05 О X
а я E
Ф* СО ЬО ЬЭ ЬО >—1 4^ ОО ОО tO ЬО и- АЗ Ф ОО to to to *- я иф, оо to to to ►— 4^ 05 tO tO — E 4=к СО Са5 tO tO —‘ я
>₽* Q) 00 4^ О М я кФ -ч ю сл о ч X ст ч оо ф о ч ГО КЗ 00 СЛ Ч CD 4к -Ч <© СЛ <© СЛ ГЛ 00 О СЛ О "Ч ф
О О О Сл О О © О О О О 00 00 О О О 00 00 сл сл СЛ СЛ О О сл «• О с© оо О СЛ 00 Я О О О О СЛ СЛ ►е-
к©* я я к^ я
ГА rt> tr X
О' ►е- ►в* X
— О 00 00 00 сл С© 00 00 00 00 Ф — о © с© оо to О О О 00 оо to о © к- к- о О СЛ о to сл А>
X (г (Л "О ф я X Я
to Ю 00 ОО 00 4^ о to to to ОО 00 4k. АЗ Я to to 00 00 00 Ф 5 to bo to CO 00 4b. 05 05 05 4к 4к сл я to СО СО СО 4»« СЛ -q к-Ф) с© сисл я
tO 00 Ф> 4^ О Ю сл оо © со © со *— СЛ to 00 оо 00 ►rt OCC©-*40C о »— О 05 СО 00 ф
о •“3 e- о
S 3
X
СО 00 Ф- rfk Ф». Ф- Q хз Я о
X СО СО СО Ф- Ф Ф о оо 00 Ф Ф Ф сл CO CO CO 00 Ф сл 4к 4к СЛ СЛ СЛ <Л со 4* 4*. сл СЛ СЛ
СО -Ч Ю ГО -Ч «Ч о СЛ СЛ Ч — Ч Ч *-} to СЛ — ю сл о 0400 ОСЛО я О to О 05 00 05 /к*кч ос^-чочо
о о 2 ф X
О О СЛ СИ СЛ СЛ о СЛ О СЛ СП СЛ СЛ о сл СЛ Сл сл сл сл о •ч СЛ О СЛ СЛ СИ о СЛ СЛ СЛ 4к 4^ 05 СЛ СЛ СЛ СЛ 4*> 4»“ о
ч со оо оо со со о СЛ Ф СО © 00 ОО Т5 я 00 СЛ © 00 Ф О я о оо to *— сл о о о оо о *ч to -ч to С© СО О СО О о
о о о о о о Я о о оо о о ы о оооооо о оооооо X? оооооо оооооо о
о оо to to to •— Ф со оо to >— о я сл оо оо to to о я сл оо to to — о СЛ4к 05 05 tO •— Ст 4*. 4к СО СО —*
>— 00 00 Н- к— k— сл оо ►— о оо со СО Ч •— сл О СЛ *3 сл to ч to © сл СЛ СЛ оо О •— О со -ч >— to to я
я АЗ о W
а я о
— ——о АЗ — — >— >— I-* о к-к к—• ►—‘ 1—-» к— к—» к— к—> к— к—к ч tO к- Н- к- к— to •— к- к— >— н- X
сл сл ОО ** о 00 00 сл оо оо о с© сл сл to о о о 45к 00 to О О О X к— О СЛ СЛ 05 Ю О 00 OD 4к СО to
“Ч “Ч О О Ч ф 00 Ч ч to ►— «— © сл о о оо сл сл to ►— о to — -ч — -ч to О фк СО СЛ О 00 аз
to *- >— •— — to к- >— к- to •— — — to — to to to >— to to to — “
<5Р W
W
©
8*3 5
<5
ЛИ
а
eg
о > о К л о ь t? Распределение углерода, %
Оя Н>1 Среднее число колец в молекуле
229. Структурно-групповой состав 50-градусных фракций нефтей
230. Характеристика дистиллятных базовых масел
и групп углеводородов, полученных адсорбционным методом
Исходная фракция и смесь углеводородов Выход, % Р20 «20 nD м VftO. сСт 'VlOOk сСт 1 ИВ Темпера- тура застывания °C Содержа- ние серы, %
на фрак- цию на нефть
Мартышинская г I е ф т ь а п т-н е о к о м с к о го горизо н т а
Фракция 350—450 °C 100,0 19,9 0,8820 1,4875 310 18,68 4,51 52 —30 0,19
Нафтено-парафиновые углеводороды 78,2 15,6 0,8597 1,4720 344 15,23 4,12 80 -18 —
Нафтено-парафиновые и I группа ароматических углеводородов 87,2 17,4 0,8659 1,4757 340 15,40 4,14 78 —18 —
Нафтено-парафиновые, I, II и III группы арома- тических углеводородов 94,2 18,7 0,8754 1,4820 330 16,00 4,21 72 —21 —
Нафтено-парафиновые, I, II, III и IV группы аро- матических углеводородов 98,7 19,6 0,8804 1,4857 325 16,34 4,26 70 —21 0,17
Фракция 450—490 °C 100,0 10,6 0,8923 1,4936 440 52,26 9,53 — —21 0,26
Фракция 450—490 °C после депарафинизации* 97,0 10,3 0,8947 1,4941 450 57,84 9,55 65 —28 -
Нафтено-парафиновые углеводороды 71,9 7,6 0,8678 1,4768 455 38,66 8,06 101 -21
Нафтено-парафиновые и I группа ароматических углеводородов 81,1 8,6 0,8734 1,4802 453 42,02 8,20 88 —21 '—
Нафтено-парафиновые, I, II и III группы арома- тических углеводородов 88,3 9,4 0,8819 1,4862 450 47,44 8,64 78 -21 —
Нафтено-парафиновые, I, II, III и IV группы аро- матических углеводородов 93,3 9,9 0,8897 1,4921 445 52,68 9,12 71 —21 0,18
BBSS
* Получено 3,0 (считая на фракцию), или 0,3% (считая на нефть), гача; температура плавления его 49 °C. ** Получено 1,5 (считая на фракцию),
или 0,2% (считая на нефть), гача; температура плавления его 42 °C. *** Получено 8,4 (считая на фракцию), или 0,8 (считая на нефть), гачд; темпе-
ратура плавления его 48 °C.
298
231. Структурно-групповой состав дистиллятных базовых масел
и групп углеводородов
Исходная фракция и смесь углеводородов Распределение углерода, % Среднее число колец в молекуле
СА СН Скол СП «А кн Ко
Мартышинская нефть
а п т-н еокомского горизонта
Фракция 350—450 °C 12 35 47 53 0,47 1,65 2,12
Нафтено-парафиновые углево- дороды 0 39 39 61 0 1,94 1,94
Нафтено-парафиновые и I груп- па ароматических углеводо- родов 2 39 41 59 0,08 1,92 2,00
Нафтено-парафиновые, I, II и III группы ароматических уг- леводородов 6 38 44 56 0,23 1,87 2,10
Нафтено-парафиновые, I, II, III и IV группы ароматических углеводородов 10 34 44 56 0,37 1,73 2,10
Фракция 450—490 °C 10 29 39 61 0,60 2,06 2,66
Фракция 450—490 °C после де- парафинизации 10 31 41 59 0,57 2,15 2,72
Нафтено-парафиновые углево- дороды 0 34 34 66 0 2,32 2,32
Нафтено-парафиновые и I груп- па ароматических углеводо- родов 2 34 36 64 0,12 2,31 2,43
Нафтено-парафиновые, I, II и III группы ароматических уг- леводородов 6 32 38 62 0,34 2,21 2,55
Нафтено-парафиновые, I, II, III и IV группы ароматических углеводородов 10 22 39 61 0,54 2,16 2,70
299
232. Характеристика остаточных базовых масел и групп углеводородов, полученных адсорбционным методом
Остаток и смесь углеводородов Выход, % р420 14° м V50. сСт v100> сСт V50 ИВ ввк Темпера- тура за- стывания, °C Содержа- ние серы, %
на ос- таток на нефть
v100
Мартышинская нефть ап т-н еокомского горизонта
Остаток выше 490 °C Нафтено-парафиновые и I группа аро- матических . углеводородов после депарафинизации* 100,0 32,9 35,0 11,5 0,9345 0,8756 1,4818 550 80,42 88,40 12,68 6,3 81 0,805 13 —18 0,57
Камышитовая нефть среднеюрского горизонта
Остаток выше 490 °C 100,0 17,1 0,8903 — 213,7 28,87 7,4 12 0,15
Нафтено-парафиновые и I группа аро- матических углеводородов после депарафинизации** 41,2 7,1 0,8789 1,4824 590 108,3 16,14 6,6 87 0,803 —20 0,22
* Получено 25,1 (считая на остаток), или 8,7% (считая на нефть), петролатума; температура плавления его 63 °C.
* Получено 21,2 (считая на остаток), или 3,6% (считая на нефть), петролатума; температура плавления его 51 °C.
233. Структурно-групповой состав остаточных базовых масел
Смесь углеводородов Распределение углерода, % Среднее число колец в молекуле
СА СН Г КОЛ сп «А Кн Ко
Ма р т ы ш и н с к а я нефть а п т-н еокомского горизонта
Нафтено-парафиновые па ароматических родов и I груп- углеводо- 2 30 32 68 0,11 2,59 2,70
Камышитовая нефть среднеюрского горизонта
Нафтено-парафиновые и I груп- 1 34 35 65 0,05 2,95 3,00
со па ароматических углеводо-
2 родов
234. Потенциальное содержание базовых дистиллятных и остаточных масел
Темпера- тура отбора, °C Выход (на нефть) дистил- лятной фракции или остатка, % Характеристика базовых масел Содержание баз вого масла, %-о
V50, сСт Vloo> сСт V50 V100 ив ввк темпе- ратура засты- вание, °C на дистил- лятную фракцию или остаток на нефть
Мартышинская нефть ап т-н еокомского горизонта
350—450 19,9 0,8659 15,40 4,14 — 78 — —18 87,2 17,4
450—490 10,6 0,8734 42,02 8,20 — 88 — —21 81,1 8,6
Остаток выше 490 35,0 0,8756 80,42 12,68 6,3 81 0,805 —18 32,9 11,5
Камышитовая нефть среднеюрского горизонта
350—450 450—490 15,5 9,5 0,8600 0,8715 12,72 33,59 3,74 7,80 — 96 116 — —20 —20 96,1 90,6 15,0 8,5
Остаток выше 490 17,0 0,8789 108,3 16,14 6,6 87 0,803 —20 41,2 7,1
235. Характеристика нефтей применительно к получению
из них дорожных битумов (ГОСТ 11954—66)
Нефть Содержание, % 2,5П А + Сс А + СС-2,5П
асфаль- тенов СМОЛ СИЛИ - каге- левых пара- фина
Мартышинская апт-неокомско- го горизонта 0,59 7,76 2,60 6,50 8,35 1,85
Мартышинская (смесь) 1,23 7,57 0,8 2,00 8,80 6,80
Камышитовая среднеюрского горизонта* 0,17 0,96 3,1 7,75 1,13 —6,62
* Из этой нефти не могут быть получены битумы,
236. Шифр нефтей согласно технологической классификации (ГОСТ 912—66)
Нефть Шифр нефти
класс тип группа подгруппа ВИД
Мартышинская апт-неокомско- го горизонта Камышитовая среднеюрского горизонта I I Т2 м2 м, S S ьа Пт п2
303
302
g 238. Разгонка (ИТК) мартышинской нефти (смеси) в аппарате АРН-2 и характеристика полученных фракции
№ фракции Температура выкипания фракции при 760 мм рт. ст., °C Выход (на нефть), % 20 Р4 и20 nD м v20. сСт V50. сСт v100> сСт Температура, °C Содержа- ние серы, %
отдель - ных фракций суммар- ный застыва- ния ВСПЫШКИ
1 До 28 Следы
(газ до С4)
2 28—190 3,5 3,5 0,7785 1,4370 130 1,39 —. — — — —
3 190—220 3,0 6,5 0,8234 1,4535 140 1,90 1,27 — — 24 —
4 220—234 3,0 9,5 0,8331 1,4580 172 2,56 1,52 — — — —
5 234—250 2,7 12,2 0,8410 1,4628 182 3,24 1,78 — — —
6 250—266 3,2 15,4 0,8576 1,4712 194 4,23 2,20 — — — —
7 266—278 2,9 18,3 0,8589 1,4733 207 5,45 2,70 1,28 — 114 —
8 278—292 2,8 21,1 0,8605 1,4749 217 7,20 3,11 1,38 — —
9 292—302 2,8 23,9 0,8622 1,4752 228 9,03 3,80 1,60 — • 132 —
10 302—317 2,9 26,8 0,8629 1,4762 240 11,40 4,52 1,80 <—60 — —
11 317—327 3,8 30,6 0,8667 1,4781 250 14,76 5,43 2,01 —60 144 —
12 327—342 3,8 34,4 0,8688 1,4808 260 20,00 6,58 2,28 —50 — —
13 342—356 2,8 37,2 0,8723 1,4829 272 25,41 7,99 2,60 -42 — —
14 356—370 2,8 40,0 0,8780 1,4850 280 ' 35,00 9,94 2,96 —37 174 0,12
15 370—392 3,3 43,3 0,8796 1,4863 307 45,26 11,89 3,60 -33 180 —
16 392—410 2,9 46,2 0,8803 1,4868 330 58,13 14,75 4,00 —29 — — •
17 410—420 2,6 48,8 0,8801 1,4869 360 78,82 18,34 4,51 —24 196 —
18 420—432 3,0 51,8 0,8830 1,4880 400 98,85 23,39 5,42 —19 — —
19 432—444 2,8 54,6 0,8864 1,4900 406 136,17 28,94 6,13 — 16 205 —
20 444—455 2,9 57,5 0,8874 1,4913 410 182,65 37,70 7,07 —14 — 0,23
21 455—465 2,8 60,3 0,8905 1,4928 425 229,13 43,35 7,85 — 10 216 —
22 465—478 2,7 63,0 0,8928 1,4950 438 274,30 47,95 8,81 — 1 — 0,27
23 478—490 2,5 65,5 0,8942 1,4972 465 — 58,79 10,24 4 218 —
24 Остаток 34,5 100,0 0,9339 610 89,00 6 280 0,68
20—160 305
239. Разгонка (ИТК) камышитовой нефти среднеюрского горизонта в аппарате АРН-2
и характеристика полученных фракций
№ фракции Температура выкипания фракции при 760 мм рт. ст., СС Выход (на нефть), % „20 nD м V20> сСт сСт v100’ сСт Температура, °C Содержа- ние серы, %
отдель- ных фракций суммар- ный застыва- ния вспышки
1 До 28 0,9 0,9
(газ до С4)
2 28—70 2,9 3,8 0,6681 1,3745 — __
3 79—105 3,2 7,0 0,7425 1,4132 — — 12
4 105—125 3,0 10,0 0,7553 1,4205 105 — —
5 125—140 2,9 12,9 0,7745 1,4322 118 — — —
6 140—160 3,1 16,0 0,7826 1,4355 127 — — 20
7 160—175 3,0 19,0 0,7919 1,4428 133 1,16 —
8 175—192 3,2 22,2 0,7958 1,4431 146 1,43 — — —
9 192—209 3,0 25,2 0,8018 1,4460 158 1,77 1Д4 — 60 0,010
10 209—223 2,9 28,1 0,8025 1,4465 165 2,18 1,33 — 72
11 223—234 3,2 31,3 0,8078 1,4490 178 2,59 1,54 —
12 234—249 3,0 34,3 0,8134 1,4522 186 3,08 1,75 — 88 0,012
13 249—264 3,0 37,3 0,8316 1,4622 195 3,90 2,11 — —
14 264—275 2,9 40,2 0,8292 1,4610 206 0,25 2,22 — <—64 108
15 275—289 2,9 43,1 0,8317 1,4625 227 5,50 2,60 1,26 —64 113 0,018
16 289—300 3,1 46,2 0,8342 1,4637 232 7,57 3,18 1,42 —57 —
17 300—312 3,0 49,2 0,8342 1,4637 245 8,50 3,76 1,60 —50 128
18 312—326 3,1 52,3 0,8397 1,4665 260 10,88 4,45 1,67 —48 138 0,021
19 326—339 3,0 55,3 0,8461 1,4700 265 14,17 5,43 2,06 —39
20 339—353 3,0 58,3 0,8505 1,4728 270 18,74 6,70 2,36 — 155 0,045
21 353—393 3,0 61,3 0,8545 1,4749 278 25,06 8,29 2,74 —26 164 —
22 393—410 3,0 64,3 0,8543 1,4746 295 33,85 10,36 3,19 —25 —
23 410—435 3,1 6f,4 0,8600 1,4770 310 47,36 13,39 3,84 —15 188 0,070
24 435-448 3,1 70,5 0,8623 1,4780 360 63,44 16,94 4,54 —1 207
25 448-452 3,2 73,7 0,8664 1,4830 390 — 22,47 5,26 5 — 0,11
26 452—465 2,9 76,6 0,8710 1,4840 410 .— 28,47 6.61 18 220
27 465—475 2,9 79,5 0,8740 1,4855 420 — 34,95 7,69 25 231 0,14
28 Остаток 20,5 100,0 4— — — — — — — —
240. Характеристика остатков разной глубины отбора
мартышинской нефти апт-неокомского горизонта
Выход (на нефть) остатка, % Л° ВУ5о ВУ8о ВУ1оо Температура, °C Коксуе- мость, % Содержа- ние серы, %
застыва- ния ВСПЫШКИ в открытом тигле
34,1 0,9358 208,1 33,18 13,21 14 294 6,72 0,59
37,0 0,9322 165,0 25,77 11,20 10 279 6,14 —
39,9 0,9290 143,3 20,00 9,50 7 267 5,70 —
42,7 0,9270 120,0 16,89 8,16 2 257 5,41 0,53
45,6 0,9250 100,3 14,50 7,20 —3 248 5,00 —
48,5 0,9227 80,4 12,50 6,28 —7 240 4,60 0,51
51,4 0,9200 59,5 11,00 5,40 — 11 232 4,38 —
54,3 0,9176 41,89 9,66 4,73 —13 226 4,18 0,48
57,1 0,9152 32,80 8,40 4,30 —15 219 3,90 —
59,9 0,9137 28,90 7,17 3,76 —18 212 3,64 0,43
62,7 0,9130 23,30 6,30 3,40 —20 206 3,50 —
65,5 0,9105 19,25 5,46 3,06 —23 199 3,31 —
68,6 0,9100 15,80 4,75 2,75 —25 192 3,15 0,35
71,4 0,9075 13,70 4,23 2,53 —27 186 3,04 —
75,0 0,9060 12,40 3,80 2,35 —29 179 2,91 —
77,0 0,9045 11,50 3,51 2,24 —30 171 2,83 0,30
241. Характеристика остатков разной глубины отбора
мартышинской нефти (смеси)
Выход (на нефть) остатка, % pf ВУ50 ВУ80 ВУюо Температура, °C Коксуе- мость, % Содержа- ние серы, %
застыва- ния ВСПЫШКИ в открытом тигле
34,5 0,9399 32,80 12,15 6 280 6,10 0,68
37,0 0,9316 — 26,76 10,75 3 270 — —
39,7 0,9294 — 21,27 8,87 — 253 5,20 0,62
42,5 0,9268 — 17,90 7,50 — 240 — —
45,4 0,9255 — 13,96 6,76 —3 230 — —
48,2 0,9228 — 11,60 5,47 — 224 4,16 0,52
51,2 0,9208 — 9,70 4,93 —8 218 — —
53,8 0,9185 — 7,75 4,38 — 213 3,95 0,46
56,7 0,9168 — 6,80 3,82 —12 207 — —
60,0 0,9150 6,18 3,45 — 204 3,60 0,44
62,8 0,9122 — 5,50 3,08 — 17 198 3,42 —
65,6 0,9110 — 5,06 2,82 194
306
П родолжение табл. 241
Выход (на нефть) остатка, % Р4° ВУ60 ВУ8О ВУюо Температура, сС Коксуе- мость, % Содержа- ние серы, %
застыва- ния вспышки в открытом тигле
69,4 0,9094 15,40 4,45 2,57 —20 189 3,20 0,38
73,2 0,9062 12,47 3,95 2,28 — 182 — —
76,1 0,9038 10,35 3,43 2,15 —25 176 2,84 —
78,9 0,9016 9,03 3,13 2,01 — 170 2,70 0,36
81,7 0,8994 7,64 2,80 1,84 -31 163 — —
84,6 0,8970 6,86 2,52 — — 154 2,56 —
: 87,8 0,8940 6,52 2,25 — —36 140 2,34 0,33
90,5 0,8923 4,65 — — — 132 .—. —
93,5 0,8902 4,52 — — -38 126 — —
96,5 0,8883 4,00 — — — 94 — —
100,0 0,8810 3,80 — — —38 22 2,25 0,36
242. Характеристика остатков разной глубины отбора
камышитовой нефти среднеюрского горизонта
Выход (на нефть) остатка, % Л20 Р4 ВУ50 ВУ80 ВУюо Температура, °C Коксуе- мость, % Содержа- ние серы, %
застыва- ния ВСПЫШКИ в открытом тигле
17,1 0,8903 28,81 7,47 4,06 12 1,37 0,15
20,5 0,8897 27,00 7,03 3,74 4 302 1,06 —
23,4 0,8855 21,70 6,30 3,20 4 282 0,88 —
26,3 0,8849 18,30 5,30 3,00 4 270 0,76 —
29,5 0,8843 14,31 4,46 2,63 3 253 0,63 0,13
32,6 0,8820 11,42 4,05 2,50 —3 240 0,59 —
35,7 0,8790 9,40 3,40 2,31 —6 223 0,56 —
38,7 0,8762 7,73 2,82 1,97 —8 214 0,53 —
41,7 0,8740 6,41 2,73 1,90 —11 203 0,50 0,12
44,7 0,8715 5,20 2,25 1,81 —13 194 0,46 —
47,7 0,8699 4,87 2,12 1,75 —15 188 0,44 —
50,8 0,8670 4,20 2,00 1,65 —17 180 0,40 —
53,8 0,8668 3,64 1,92 1,52 —20 173 0.33 0.11
56,9 0,8650 3,00 1,82 1,50 —26 160 0,27 —
59,8 0,8636 2,95 1,73 1,48 —32 154 0,25 0,09
20:
307
Б. НЕФТИ п-ва МАНГЫШЛАК
Южно-Мангышлакский нефтегазоносный район занимает всю южную часть
п-ва Мангышлак. В геологическом разрезе Мангышлака вскрыты породы пале-
озойского, триасового, юрского, мелового и третичного возрастов. Наиболее изу-
ченными в настоящее время являются среднеюрские и нижнемеловые отложения,
представленные толщей преимущественно песчано-глинистых пород.
Залежи нефти в Южно-Мангышлакском прогибе приурочены в основном к - 1
юрским отложениям, а залежи газа — к меловым. Крупные нефтяные месторож-
дения Узень и Жетыбай открыты в 1959—1961 гг. В последующие годы на об-
ширной территории Южного Мангышлака открыто еще несколько месторожде- .' *
ний — Восточный Жетыбай, Карамандыбас, Тенги, Тасбулат, Курганбай. В по- I
следние годы в результате разведочного бурения получены данные по нефтега- !
зоносности площадей Дунга-Эспелисай, расположенных в западной переклиналь- I
ной части Беке-Башкудукского вала. Притоки нефти и газа были получены из |
нижнемеловых отложений месторождения Дунга.
Характерной особенностью мангышлакских нефтей является высокое содер- i
жание в них парафина (от 9 до 29%). Вследствие этого нефти имеют высокую i
температуру застывания (20—30 °C), что осложняет их перекачку.
Все нефти малосернистые (серы 0,06—0,24%), с низкой кислотностью и зна- )
чительным содержанием смолистых веществ (5—20%), за исключением дунгин-
ской и курганбайской нефтей.
Выход бензиновых фракций узеньской и жетыбайской нефтей составляет ;
8—23%; выход светлых фракций до 350°C — 30—50 вес. %. Бензиновые фракции !
всех остальных нефтей, выкипающие в пределах н. к. — 200 °C, за исключением
тасбулатской нефти X горизонта, содержат мало ароматических углеводородов,
в них преобладают парафиновые углеводороды, причем на долю парафиновых ।
углеводородов нормального строения приходится от 20 до 58%. Вследствие этого
октановые числа низкие и для фракции н. к. — 200 °C составляют в чистом виде ;
22—41. Бензиновые фракции всех нефтей, выкипающие при температуре от 60
до 140 °C, содержат 20—41 % нафтеновых углеводородов и следы серы и явля-
ются хорошим сырьем для. каталитического риформинга. ।
Осветительные керосины всех мангышлакских нефтей содержат мало арома- V
тических углеводородов (6—18%) и отличаются хорошими фотометрическими
свойствами и малым содержанием серы (не выше 0,037%).
50-градусные масляные фракции мангышлакских нефтей, выкипающие в пре- <!
делах от 200 до 350 °C, близки между собой по групповому углеводородному
составу и состоят в основном из парафино-нафтеновых углеводородов (77-—92%,
в том числе 14—27% комплексообразующих). Из этих нефтей возможно полу-
чение дизельного летнего топлива облегченного фракционного состава с высо-
ким цетановым числом (45—62) и малым содержанием серы (0,010—0,091%).
50-градусные масляные фракции всех нефтей, выкипающие в пределах 350— л
500 °C, близки по групповому углеводородному составу: содержат 77—92% па-
рафино-нафтеновых углеводородов, в том числе значительное количество твердого
парафина. Так, во фракциях 350—400, 400—450 и 450—500 °C товарной узеньской
нефти содержится 2; 3,7 и 4,7% (на нефть) твердого парафина с температурой ' '
плавления 42, 53 и 60 °C соответственно. |
Из мангышлакских нефтей можно получить 14—29% дистиллятных и оста- ;
точных масел с высоким индексом вязкости (89—115). |
308 !
5Й
Св
Ч
Э
3
х
св
ж
св
CQ
X
»Х
0)
-&
4)
X
Давление насыщенных паров, мм рт. ст. при 50 °C S2 1 1 1 1 Ig2 1 1 1 1 1 1 1 |§ |S 1 1 |Й
при 38 СС 1 1 1 1 | | | | | | | |S | | | | |S
и о « о. вспышки в закрытом тигле О LO Ю Ю ОШ о ЮИЮЮЮОЮШ'^ЮЮО-^CO’t’^ —-Н —— OOO(N 7 111 777 1 м 1 1 1 1 7 04 । !v 11’v11 1 1 VVVV1 V
СЧ а. ф с S н СЧ m О СЧ СО О СЧ CO ф СП — —'ОО-Ю - СП О СЧ — —OO-^ON(NS сч — — сосчсчсосососососчсчсосососососососососо —
So —— сосоюою — сососч — спосч — 0 —ФФФЬ-СЧСОФЮЮЮСОСОООЬ-ЮСЧФЮТ-СЧФ ФСЧСОООФФЬ-СОСОЮФСЧООСЧСПФШ — — b-О — ФФ СЧ— — СЧ — —- — СО — — — сч — сч —
? СП Ю СО СП | . . . . — оюоо , . . . СО Ю Ь- . Ю I о — СО Ь- СЧ 00 Ф ОО Ф coss co cc СЧ — — СО1 1 1 1 1 сч сч — сч 1 1 1 1 сч сч сч 1 сч 1 сч
о 04 ф С. 0 О СО О Tf- СО - ^ФИФООСЧОЮСОСГ. шшооюо ОООМ'ОООО —WCO0OTt,,^C4O'7HS—lCGO00TfOO ФСПСЧСОЮФСОСЧСЧФЮОСОФЬ-Ь-ФФФЮЮЮФЬ- ОО b— ОО ОО ОО ОО ОО ОО ОО ОО ОО ОО ОО ОО ОО ОО ОО ОО 00 ОО ОО ОО ОО ОО оооооооооооооаоооооооооо
№ сква- жины ООЮОССЧССЮООСЧЮ [—— ФОЮ — СЧ — — СЧСО IN — со — — — 1 — сч — 1
Глубина перфорации, м Ь-СЧ СЧ О СО СО — СЧ СЧ CD СО СО ф ф СО сч — о о о со о Г- Ф О СО СЧ b* LO Ь- СЧ — ф О СЧ Ф Ю ОО Ф СП со со —со СЧ Г- оо ОО — — СО СО ф ф ОО СО СО ОО СП — — — ФСО СЧ —Ч -М СЧ сч сч сч СЧ сч сч сч— — — — — — —— сч сч 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 I 1 1 1 1 1 1 1 СОСОЮСОСОСЧОСОСО СООСО ФШШ ф — ю ю — оою ООФОСОСОООЬ-СПсО ЮЮ — СОЮООССОфф — СП СЧ Ь- СО ОО — — СО СО Ф ф ОО СО О© ОО СП —। — — СОСО О СО СЧ — — — СЧ СЧ СЧ СЧ СЧ СЧ сч сч— — — — — — —— сч сч
XXgGXgXXXXX X
°Е “S ‘S ’S =s >s « »s "К =s >s =s в « =s « « =s « ««
gSSSSSSSS .SSSSSSSKKSS „ s s
axgggggggdgggggggggggjgg
X
X X X X X CO X
CO CO CO CO CO M aS
« X M M о
CJ О О О Q X ±
30»
Продолжение табл. 243
310
Нефть Горизонт Парафин Содержание, % Коксуемость, % Зольность, % Кислотное число, мг КОН на 1 г нефти Выход ций, фрак- ес. %
! । содержание, Г температура плавления, °C серы сч смол силика- гелевых асфальтенов до 200 °C до 350сС
Дунгинская Нижний мел, I 14,9 55 0,12 0,140 10,91 4,07 3,38 0,010 0,12 22,6 47,0
Дунгинская Нижний мел. 8,9 51 0,08 0,013 2,15 0,56 0,50 0,016 0,07 35,8 69,8
Жетыбайская Юрский, II 18,0 57 0,11 0,150 5,67 0,57 1,45 — 0,30 31,2 53,1
Жетыбайская Юрский, III 23,4 67 0,22 0,021 13,23 4,35 4,65 0,091 0,08 12,4 36,2
Жетыбайская Юрский, VIII 20,5 61 0,13 0,145 13,51 1,80 3,31 — 0,13 13,2 39,5
Жетыбайская Юрский, IX 13,9 58 0,08 — 5,18 1,09 0,98 — 0,10 12,7 61,1
Жетыбайская Юрский, XI 26,5 59 0,08 0,070 4,60 0,52' 1,12 0,046 0,03 18,8 45,4
Жетыбайская Юрский, XII 25,9 54 0,10 0,070 7,11 0,73 0,88 0,123 0,07 20,9 45,1
Жетыбайская Юрский, XIII 26,0 59 0,10 0,030 4,17 2,84 - 1,20 0,049 0,10 23,4 49,2
Жетыбайская Смесь 23,4 60 0,10 0,109 19,40 1,70 2,26 0,045 0,08 16,4 41,2
Тасбулатская Юрский, X 27,7 60 0,11 0,090 5,45 0,60 1,22 0,091 0,10 9,2 33,5
Тасбулатская Юрский, XV 12,7 50 0,10 0,080 1,83 0,28 0,29 0,087 0,05 35,4 67,3
Восточножетыбайская Юрский, XIII 19,9 57 0,18 0,148 16,61 1,70 3,46 0,022 0,13 11,3 34,6
Карамандыбасская Юрский, IX 20,7 62 0,10 0,110 13,50 1,20 2,55 0,016 0,10 1Ь, 5 39,8
Карамандыбасская Юрский, X 18,4 62 0,23 —- 16,33 1,80 3,20 — 0,23 6,8 39,0
Карамандыбасская Юрский, XII 20,3 65 0,20 0,160 15,56 0,83 4,60 0,270 0,07 7,6 29,5
Узеньская . Юрский, XIII 24,0 59 0,17 0,068 11,00 1,64 2,49 0,008 0,08 — —
Узеньская Юрский, XIV 29,4 63 0,13 0,070 9,70 1,00 2,24 0,022 0,09 17,1 37,3
28,6 . 53- 0,16 0,061 10,23 1,28 2,51 0,063 0,08 16,4 39,3
и JС. 11 ljC.l'kcl /1 Узеньская Юрский, XVI 19,3 64 0,19 0,061 16,30 3,58 4,61 0,103 0,06 13,2 33,2
Узеньская Юрский, XVII 23,5 62 0,24 0,220 13,90 2,52 4,24 0,503 0,15 13,2 33,2
Узеньская Смесь 21,0 62 0,12 0,161 15,30 1,11 3,48 0,126 0,07 11,5 33,4
Тенгинская Юрский, XVIII 22,7 59 0,06 0,130 15,20 0,95 1,72 0,075 0,06 10,2 38,4
Курганбайская Юрский 16,3 53 0,29 0,167 6,23 4,42 4,45 0,140 0,07 16,6 41,9
244. Разгонка нефтей по ГОСТ 2177—66
Нефть н. к., °C Отгоняется (в %) до температуры, °C
100 120 140 150 160 180 200 220 240 250 280 300
Дунгинская I горизонта 78 3 6 11 13 15 19 22 25 29 30 36 41
Дунгинская нижнемеловая 52 7 12 18 23 25 30 35 40 46 47 57 63
Жетыбайская II горизонта 50 5 9 17 21 23 29 34 38 42 43 48 52
Жетыбайская III горизонта 75 2 2 3 4 5 8 10 12 13 14 24 32
Жетыбайская VIII горизонта 63 2 3 4 5 6 8 11 14 18 20 26 32
Жетыбайская IX горизонта 71 3 4 6 7 8 10 13 17 24 29 42 52
Жетыбайская XI горизонта 68 3 5 9 10 12 15 19 22 27 29 35 39
Жетыбайская XII горизонта 60 5 8 11 12 14 18 21 25 28 30 35 39
Жетыбайская XIII горизонта 62 2 6 9 10 13 16 20 23 25 28 34 38
Жетыбайская (смесь) 81 3 5 8 9 11 13 16 20 23 25 31 36
Тасбулатская X горизонта 91 — 1 2 3 6 7 8 10 12 14 20 25
Тасбулатская XV горизонта 85 3 4 9 13 18 27 37 41 47 50 58 63
Восточножетыбайская XIII горизонта 98 — 1,5 2 3 6 10 13 16 18 24 28
Карамандыбасская IX горизонта 73 3 4 6 8 9 12 15 18 21 23 29 33
Карамандыбасская X горизонта 93 0,5 — 1 2 3 5 6 7 17 26
Карамандыбасская XII горизонта 84 — 1 3 4 6 7 9 11 13 21
Узеньская XIII горизонта 69 2 5 8 9 10 13 15 19 21 23 27 30
Узеньская XIV горизонта 56 3 5 8 10 11 14 17 20 24 25 31 35
Узеньская XV горизонта 65 3 5 7 8 10 12 15 18 22 24 29 33
Узеньская XVI горизонта 64 ' 2 4 6 7 9 11 14 16 20 21 27 31
Узеньская XVII горизонта 83 1 3 5 7 8 11 14 17 20 22 28 32
Узеньская (смесь) 68 2 4 5 6 7 9 11 13 15 17 22 25
Тенгинская 86 — 2 3 4 5 7 8 11 15 16 25 28
Курганбайская 71 3 5 8 10 12 13 18 21 24 27 33 37
245. Изменение кинематической вязкости (в сСт) нефтей
в зависимости от температуры
Нефть Т‘20 V30 V50 V60 V70
Дунгинская I горизонта 35,83 20,85 13,38 9,61 — —
Дунгинская нижнемеловая 4,51 3,05 2,53 2,13 — —
Жетыбайская II горизонта 45,34 5,57 4,43 3,66 — —
Жетыбайская III горизонта — — 52,50 28,65 21,18 18,10
Жетыбайская VIII горизонта — — 23,40 14,64 8,60 6,05
Жетыбайская IX горизонта — — 6,24 4,75 3,80 3,24
Жетыбайская XI горизонта —. — 11,70 7,21 5,76 4,57
Жетыбайская XII горизонта — — 10,55 6,30 5,42 4,54
Жетыбайская XIII горизонта — 21,42 9,20 6,41 4,84 4,11
Жетыбайская (смесь) — — 25,00 15,51 10,34 7,52
Тасбулатская X горизонта — — — 24,53 18,44 12,16
Тасбулатская XV горизонта — 4,18 3,06 2,53 2,13 1,87
Восточножетыбайская — — —- 18,85 13,60 10,67
Карамандыбасская IX горизонта — — 18,06 12,30 8,50 6,63
Карамандыбасская X горизонта — —— 42,56 19,05 9,08 4,80
Карамандыбасская XII горизонта — — 58.18 34,91 23,56 17,49
Узеньская XIII горизонта — — 23,28 15,78 11,88 9,16
Узеньская XIV горизонта — — 17,82 11,56 8,50 6,69
Узеньская XV горизонта — — 19,17 11,22 9,46 7,64
Узеньская XVI горизонта — —. 47,43 27,41 19,56 13,18
Узеньская (смесь) — — 35,92 21,70 15,78 11,74
Тенгинская — 22,73 14,22 10,13 7.89
Курганбайская 35,83 20,85 13,38 9,61 — —
246. Изменение условной вязкости нефтей
в зависимости от температуры
Нефть ВУ20 В Узо ВУ40 ВУ50 ВУва ВУ70
Дунгинская I горизонта 4,95 3,07 2,19 1,82
Дунгинская нижнемеловая 1,34 1,21 1,15 1,11 — —
Жетыбайская II горизонта 6,20 1,44 1,33 1,26 — —
Жетыбайская III горизонта — — 7,13 4,02 3,09 2,73
Жетыбайская VIII горизонта — — 3,36 2,34 1,73 1,48
Жетыбайская IX горизонта — — 1,51 1,37 1,27 1,21
Жетыбайская XI горизонта — — 2,02 1,59 1 ,46 1,35
Жетыбайская XII горизонта — — 1,91 1,51 1,42 1,34
Жетыбайская XIII горизонта — 3,12 1,78 1,52 1,37 1,30
Жетыбайская (смесь) — — 3,62 2,43 1,89 1,62
Тасбулатская X горизонта — — — 3,50 2,77 2,П
Тасбулатская XV горизонта — 1,31 1,20 1,15 1,11 1,09
Восточножетыбайская — — — 2,82 2,21 1,92
Карамандыбасская IX горизонта — — 2,73 2,08 1,72 1,54
Карамандыбасская X горизонта — — 5,84 2,84 1,77 1,37
Карамандыбасская XII горизонта — — 7,88 4,82 3.38 2,66
Узеньская XIII горизонта — — 3,35 2,45 2,04 1,78
Узеньская XIV горизонта — — 2,70 2,01 1,72 1,55
Узеньская XV горизонта — — 2,86 1,98 1,81 1,63
Узеньская XVI горизонта — — 6,47 3,86 2,90 2,17
Узеньская (смесь) — — 4,97 3,16 2,46 2,02
Тенгинская — — 3,28 2,28 1,17 1,66
Курганбайская 4,95 3,07 2,19 1,82 — —
312
2М. Изменение относительной плотности нефтей
в зависимости от температуры
Нефть Плотность р *
при 20 °C при 30 °C при 40 °C при 50 °C при 60 СС
Дунгинская I горизонта 0,8409 0,8339 0,8266 0,8195
Дунгинская нижнемеловая 0,7980 0,7859 0,7780 0,7703 —
Жетыбайская II горизонта 0,8248 0,8146 0,8072 0,8003 —
Жетыбайская III горизонта 0,8630 0,8561 0,8509 0,8422 0,8342
Жетыбайская VIII горизонта 0,8236 0,8182 0,8127 0,8055 0,7985
Жетыбайская (смесь) 0,8492 0,8420 0,8347 0,8283 0,8214
Тасбулатская X горизонта 0,8506 0,8450 0,8396 0,8338 —
Тасбулатская XV горизонта 0,8040 0,7964 0,7887 0,7811 0,7734
Восточножетыбайская 0,8640 0,8571 0,8503 0,8426 0,8362
Карамандыбасская XII горизон- 0,8746 0,8673 0,8614 0,8546 0,8473
та
Узеньская XIV горизонта 0,8419 0,8348 0,8286 0,8214 0,8137
Узеньская XV горизонта 0,8456 0,8375 0,8311 0,8245 0,8171
Узеньская XVI горизонта 0,8583 0,8513 0,8430 0,8361 0,8288
Узеньская XVII горизонта 0,8590 0,8520 0,8445 0,8372 0,8304
Узеньская (смесь) 0,8590 0,8518 0,8453 0,8379 0,8310
Тенгинская 0,8445 0,8374 0,8303 0,8236 —
Курганбайская 0,8780 0,8727 0,8679 0,8626 . —
248. Состав золы нефтей (вес. %, считая на нефть)
Элементы Жеты- байская Ш горизонта Жеты- байская XI горизонта Жеты- байская (смесь) Тасбу- латская XV горизонта Узеньская XV горизонта Узеньская ; XVI горизонта
Fe 3,0-10-3 1,7-10-3 1,6-10-* 7,0-10-* КЬЮ"2 3,6-Ю-3
Mg 9,0-10~* 3,6-Ю-4 4,5-10-* 1,0-Ю-з 7,6-10-* 2,1-Ю-з
Са 4,4 10-3 3,1-10-з 5,4-10-з — 2,7-10-з 4,5-Ю-з
V 1,о-ю-* 8,0-10-5 3,4-10-5 7,5-Ю-з 7,0-10-5 1,6-10-*
Ni 8,2-10~* 4,6-10-* 1,8-10-5 3,5-10-2 1,2-10-з 2,5-10-з
Си 4,0-10-5 1,4-10-5 — — 0,3-10-5 2,1-Ю-з
Сг 5,0-10-» 7,0-Ю-в — 0 3,1-10-6 1,0-10-5
Мп 3,6-Ю-6 2,3-10-5 — 3,510-2 2,0-10-5 3,8-10-5
Ва 1,6-10~* — 1,3-10-* 2,6-10-* — —
313
249. Состав газов (до С4), растворенных в нефтях,
и низкокипящих углеводородов (до С5)
Фракция Выход (на нефть), % Содержание углеводородов, вес. %
СН4 С>Нб С3н8 изо -С4Н10 н-С4Ню изо-С5Н12 H-C5H12
Дунгинская нефть I горизонта
До С4 I 0,65 I - I - I 12,3 I 24,7 I 63,0 1 28,0 | —
До С6 | 2,0 1 - 1 - 1 4,0 | 8,0 1 20,5 1 39,5
Дунгинская нефть нижнемеловая <
До С4 I 0,71 I - I - 1 10,0 I 24,0 I 66,0 I 32,7 | —
До С6 | 2,48 1 - 1 - 1 2,8 1 6,9 1 18,9 | 38,7
Жетыбайская нефть II горизонта
До С4 | 0,31 1 3,2 | 6,4 I 32,2 1 19,4 1 38’8 1 22,9 | —
До С5 1 0,70 1 1,4 1 2,8 1 14,3 1 8,6 1 17,2 I 32,8
Жетыбайская нефть III горизонта
До С4 I 0,40 1 - 1 25’° 1 24,9 I 25,1 I 25,0 1 24,8 | —
До С6 | 0,80 1 - 1 12,6 1 12,4 | 12,5 1 12,5 1 25,2
Жетыбайская нефть XI горизонта
До С4 I 0,71 1 - 1 5,7 1 12,8 1 31,4 1 51>1 1 20,0 | ।
До С6 | 1,39 I - 1 2,9 | 6,5 | 15,9 | 25,8 | 28,9 ’ . 1
Жетыбайская нефть XII горизонта
До С4 I 0,50 I - I - 1 20,0 I 20,0 I 60,0 I - I
До С5 | 0,80 1 - 1 - 1 12,5 | 12,5 1 37,5 1 12,5 | 25,0 I
Тасбулатская нефть X горизонта
До С4 I 0,26 1 - 1 7’7 1 26,9 1 30,8 1 3*’6 1 32,0 | — 1
До С6 1 1,00 1 - 1 2,0 1 7,0 1 8,0 1 9,0 1 42,0
Тасбулатская нефть XV горизонта
До С4 I 0,29 1 3,4 1 3,4 1 10,3 I 27,6 I 55,3 1 Га 1
До С6 | 1,00 1 1,0 1 1,0 | 3,0 | 8,0 1 16,0 | 29,0 | 42,0
Карамандыбасская нефть X горизонта
До С4 I 0,20 I - 1 - I 10,0 1 30,0 I 60,0 1 33,0 |
ДоС5 | 0,72 1 - 1 - 1 3,0 | 8,0 1 17,0 1 39,0
Узеньская н е ф т ь XIV горизонта
До С4 I 0,60 1 - 1 16’6 1 16,8 I 16,6 I 50,0 I —
До С5 | 1,70 | - 1 5,8 1 5,9 | 5,8 1 17,7 | 29,5 35,3
Узеньская нефть 5 (V горизонта
До С. I 0,50 I - I - I 20,0 I 20,0 1 60,0 1 —
До С6 1 1,40 1 - 1 - 1 7,1 1 7,2 1 21,5 1 28,6 35,6
Курганбайская
До С4 I 0.17 1 — 1 — 1 11,7 1 11,7 | 76,6 I — I —
До С5 1 0,68 | — 1 2,9 | 2,9 | 19,0 1 22,2 | 53,0
250. Потенциальное содержание (в вес. %) фракций в нефтях
Отгоняется ДО температуры, °C Дунгинская I горизонта Дунгинская нижнемеловая Жетыбайская II горизонта Жетыбайская III горизонта Жетыбайская VIII горизонта Жетыбайския IX горизонта Жетыбайская XI горизонта 1 Жетыбайская XII горизонта Жетыбайская XIII горизонта Жетыбайская (смесь)
28 0,7 0,7 0,3 0,4 0,2 0,7 0,5 0,5 0,2
(газ до С4) 60 ' 1,0 1,0 1,3 2,0 3,1 2,8
62 3,1 4,5 1,3 — 1,6 0,7 — — — 0,8
70 3,7 5,6 1,7 1,3 1,7 0,9 3,0 3,6 3,7 1,2
80 4,9 6,9 2,9 1,9 1,9 1,3 4,1 4,4 4,4 1,5
85 5,7 7,4 3,5 2,0 2,1 1,6 4,5 5,2 5,2 1,7
90 6,3 8,0 6,0 2,5 2,3 1,9 5,0 5,5 5,6 1,8
95 6,9 10,2 7,2 2,7 2,7 2,2 5,5 5,8 6,3 2,1
100 7,7 Н,7 8,9 3,4 3,6 2,9 5,8 6,0 7,0 3,5
105 8,2 13,5 9,3 3,7 3,8 3,0 6,4 7,0 8,0 3,8
НО 8,8 14,7 10,0 4,0 4,0 3,1 7,0 7,5 8,5 4,1
120 10,1 16,7 11,8 5,0 5,0 3,5 7,7 8,9 10,2 5,1
130 11,5 19,4 15,7 6,0 6,3 4,1 9,0 10,2 11,5 6,8
140 13,1 21,2 17,3 7,0 7,1 5,3 10,9 11,9 13,5 7,9
145 13,7 21,4 17,8 7,4 7,5 5,5 11,0 12,5 14,3 8,4
150 14,7 22,7 20,2 7,7 8,2 6,4 12,3 13,5 15,2 9,2
160 16,6 24,7 22,5 8,6 9,2 7,8 13,9 14,9 16,6 10,9
170 18.2 27,5 24,5 8,8 10,2 9,2 14,5 16,5 18,0 11,9
180 19,7 30,7 27,7 10,6 11,6 10,7 16,6 18,0 19,4 13,7
190 21,1 33,7 29,3 11,8 12,2 12,0 17,5 19,6 21,6 14,6
200 22,6 35,8 31,2 12,4 13,2 12,7 18,8 20,9 23,4 16,4
210 23,9 37,9 32,8 14,2 15,0 14,6 21,0 22,8 25,0 17,7
220 25,5 40,2 34,8 16,0 16,2 17,2 21,5 23,9 26,9 19,5
230 27,1 42,7 36,6 17.0 18,0 19,9 24,8 26,2 28,7 21,3
240 28,7 45,3 38,5 18,3 20,1 23,9 25,4 27,5 30,2 23,3
250 30,5 47,5 40,1 19,8 21,3 27,3 28,8 28,8 32,5 25,0
' 260 32,1 50,7 41,2 22,1 23,2 31,0 30,1 30,5 34,5 26,2
270 33,6 52,8 42,6 22,5 25,0 34,0 31,4 32,4 36,3 27,4
280 35,1 54,7 44,0 23,5 26,8 36,7 33,1 33,7 38,0 28,5
290 36,7 56,8 45,6 25,6 28,7 39,4 35,0 35,6 40,0 30,7
300 39,0 60,0 47,6 26,7 30,8 45,0 36,6 36,7 41,2 32,4
310 40,7 62,3 49,1 29,3 32,5 46,6 37,8 39,0 43,0 34,4
320 42,4 64,3 ' 50,6 31,4 34,9 51,5 40,6 41,4 44,8 35,9
330 43,9 66,4 51,6 33,0 36,2 55,0 42,0 42,0 46,0 37,7
340 45,4 68,5 52,6 34,4 37,8 58,6 43,4 43,5 47,5 39,4
350 47,0 69,8 53,1 36,2 39,5 61,1 45,4 45,1 49,2 41,2
360 48,7 70,7 54,1 37,0 41,0 62,8 46,0 46,0 50,2 42,4
370 49,4 71,6 55,1 37,7 42,6 64,0 45,0 46,7 51,5 43,7
380 50,2 72,3 56,1 39,7 44,1 65,0 47,6 48,0 53,0 44,5
390 50,7 73,4 58,1 41,6 45,7 66,3 48,9 49,4 54,3 45,8
400 51,4 75,3 59,4 43,4 47,1 67,5 49,4 50,1 56,0 47,1
410 54,3 77,2 62,1 44,7 49,0 70,3 52,6 52,0 57,5 49,6
420 55,6 79,0 64,0 46,5 51,5 72,1 53,6 54,1 59,3 52,2
430 56,8 80,7 65,6 47,8 53,1 73,8 55,7 55,0 61,0 54,7
440 58,4 82,4 67,3 49,3 55,2 75,0 58,1 58,0 63,0 57,2
450 60,3 83,5 68,4 50,6 56,0 75,9 60,6 60,0 65,3 59,7
460 63,7 84,6 70,6 51,7 59,4 78,0 63,6 62,2 69,2 61,8
470 65,2 86,0 72,6 55,0 62,4 79,2 65,6 64,5 71,2 64,2
480 67,2 87,5 74,6 56,2 65,5 80,2 67,6 66,4 72,9 66,0
490 70,8 88,4 76,3 61,0 68,5 82,5 70,1 68,6 73,2 68,2
500 — — 78,9 62,7 73,0 84^5 73,1 70,7 74,8 71,4
315
3 14
Продолжение табл. 250
Отгоняется До температуры, °C Тасбулатская X горизонта Тасбулатская XV горизонта Восточно- жетыбайская Караманды- басская IX горизонта Караманды- басская X горизонта Караманды- басская XII горизонта Узеньская XIV горизонта Узеньская XV горизонта 1 V ; Узеньская XVI горизонта Узеньская (смесь) Тенгинская Курганбайская
28 0,3 0,3 Следы — 0,2 0,6 0,5 0,5 0,2
(газ до С4) 60 — 0,3 2,2 1,8 1,2
62 0,7 1,5 0,9 0,8 0,8 — 2,5 2,1 — 1,2 — 2,0
70 0,9 2,3 1,3 2,2 1,1 0,6 2,7 3,1 3,0 1,5 о,1 2,2
80 1,2 3,3 1,5 2,9 1,4 — 3,2 4,0 3,3 2,0 0,2 2,4
85 1,3 3,7 1,6 3,4 1,7' 0,7 4,0 4,8 3,4 2,2 0,9 2,5
90 1,6 4,1 1,7 3,8 1,9 0,8 4,5 5,4 3,5 2,5 1,3 2,6
95 1,8 4,6 2,2 4,1 2,2 1,0 5,0 5,8 4,0 2,9 1,7 2,7
100 2,1 4,9 2,9 4,5 2,4 1,4 5,3 6,0 4,2 3,1 1,9 3,4
105 2,4 5,3 3,1 4,8 2,6 1,6 6,0 6,1 4,8 3,2 2,1 3,8
110 2,8 5,8 3,3 5,1 2,8 1,7 6,5 6,2 5,9 3,4 2,4 4,4
120 3,2 6,8 3,9 6,1 3,1 2,0 7,6 6,6 5,3 4,6 2,9 5,4
130 3,7 9,6 4,9 7,1 3,5 2,7 8,6 7,6 6,6 5,4 3,4 6,7
140 4,4 13,3 5,7 8,3 3,9 3,3 10,3 9,3 7,5 6,3 4,0 8,2
145 4,8 15,2 6,0 8,8 4,1 3,6 Ю;6 9,8 8,0 6,6 4,5 8,8
150 5,0 17,4 6,5 9,4 4,3 3,9 11,4 10,6 8,4 7,1 5,0 9,5
160 5,7 21,4 7,4 10,5 4,8 4,5 12,7 11,5 9,6 8,0 5,9 11,0
170 6,5 26,0 8,3 11,9 5,4 5,3 13,7 12,8 10,5 8,5 6,9 12,0
180 7,5 29,0 9,3 13,0 5,8 6,0 15,0 14,1 11.5 9,3 8,1 13,4
190 8,2 32,6 10,1 14,3 6,4 6,8 15,8 15,0 12,5 10,4 8,9 14,6
200 9,2 35,4 11,3 15,5 6,8 7,6 17,1 16,4 13,2 11,5 10,2 16,0
210 10,2 38,2 12,5 16,6 7,2 8,6 18,0 17,9 14,8 12,2 11,6 *7,1
220 11,2 41,0 13,8 18,0 7,9 9,6 18,7 19,2 16,1 13,5 13,1 19,0
230 12,5 43,5 15,1 19,5 8,9 10,9 20,0 20,4 17,3 14,9 15,1 21,1
240 14,0 45,8 16,6 20,7 10,2 12,2 21,2 22,3 18,7 17,0 17,1 23,5
250 15,5 48,3 18,2 22,2 11,9 14,2 22,4 24,3 19,8 18,9 19,1 24,7
260 16,8 50,4 19,8 24,0 12,7 15,6 24,1 25,9 21,0 20,0 22,7 25,6
270 18,5 52,8 20,5 26,0 14,3 17,0 25,6 27,3 22,0 21,0 23,0 26,5
280 20,3 55,3 22,5 27,5 18,2 18,4 27,4 28,3 23,5 22,5 23,5 27,7
290 22,5 57,3 24,0 29,5 21,1 20,3 28,8 30,0 24,5 24,0 25,6 29,1
300 24,5 59,3 25,6 31,0 24,4 21,2 30,3 31,2 25,6 25,1 27,0 31,7
310 26,3 61,3 27,5 33,0 27,2 23,4 31,8 32,2 27,5 27,5 29,3 34,0
320 28,5 63,0 29,0 34,5 30,6 24,7 33,6 34,7 28,7 29,0 32,2 35,9
330 30,5 64,6 31,0 36,0 33,2 26,1 34,9 36,3 30,4 31,0 33,5 38,7
340 32,0 66,0 33,0 38,0 36,6 28,0 36,5 38,0 32,0 32,5 35,2 40,4
350 33,5 67,3 34,6 39,8 39,0 29,5 37,3 39,3 33,2 33,4 38,4 41,9
360 34,5 67,8 36,0 41,0 40,5 31,0 39,9 41,8 34,5 34,0 39,1 44,2
370 35,5 68,3 37,0 42,0 42,0 32,1 41,4 42,5 36,5 35,5 40,4 46,4
380 36,5 69,1 38,0 42,7 43,7 33,3 43,3 45,5 37,5 36,5 41,8 47,2
390 38,0 70,1 39,0 43,5 46,0 34,2 45,0 46,0 39,6 38,0 42,7 48,0
400 39,5 71,8 40,5 44,2 48,3 35,6 46,4 47,4 40,1 39,0 44,1 49,0
410 42,3 74,0 42,5 46,0 50,0 37,1 48,3 49,0 42,5 41,0 45,5 51,0
420 45,3 76,3 44,5 47,5 51,5 37,7 50,0 50,8 44,0 42,5 47,4 53,5
430 48,3 77,6 46,7 49,0 53,2 39,6 52,0 52,5 45,8 44,5 48,0 58,5
440 51,3 78,7 49,0 51,0 55,0 41,4 53,6 54,5 47,5 46,5 49,4 59,7
450 54,1 81,3 51,3 54,1 57,2 42,8 54,9 55,6 49,8 48,8 54,0 61,2
460 56,6 82,9 54,7 56,0 59,8 45,7 58,0 56,5 52,5 51,7 58,2 63,6
470 59,1 85,0 55,5 58,5 62,5 48,8 60,0 58,3 55,0 54,0 59,0 65,5
480 62,5 86,1 58,4 61,5 64,7 51,7 61,3 60,2 56,6 57,0 62,6 66,6
490 66,0 87,3 60,3 64,4 67,2 55,5 63,4 62,5 59,0 60,0 66,0 70,0
500 — — — — 70,0 59,0 65,3 63,4 60,7 63,5 69,4 —
316
251. Характеристика фракций, выкипающих до 200 °C
Темпера- тура отбора, °C Выход (на нефть), рГ Фракционный состав, °C Содержание серы. % Октановое число Кислотность, мг КОН на 100 мл фракции Давление насыщенных паров (при 38 °C), мм рт. ст.
н. к. 10% 50% 90% без ТЭС с 0,82 г ТЭС на 1 кг фрак- ции
Дунгинская нефть [ горизонта
28—85 5,0 0,6741 54 58 66 73 0,003 65,3 82,0 0 343
28—100 7,0 0,6842 59 66 76 87 1 62,5 79,5 0 253
28—110 8,1 0,6900 62 70 82 95 — 60,8 78,9 0 228
28—120 9,4 0,6960 65 75 90 105 0,004 59,2 78,1 0 197
28—130 10,8 0,7025 68 79 95 113 56,6 77,6 — 180
28—140 12,4 0,7100 72 83 101 123 54,0 75,0 — 160
28—150 14,0 0,7175 74 88 108 133 0,004 51,3 72,5 0,20 145
28—160 15,9 0,7228 74 91 114 144 48,7 69,1 135
28-170 17,5 0,7273 75 93 119 153 — 46,5 67,5 — 127
28—180 19,0 0,7318 75 95 125 162 0,004 44,5 65,6 0,35 120
28—190 20,4 0,7340 76 96 129 169 42,8 63,8 — 112
28—200 21,9 0,7361 76 98 134 178 0,004 40,8 61,7 0,40 104
Дунгинская нефть нижнемеловая
28—85 6,7 0,6648 35 46 59 76 0 72,4 88,0 0
28—100 11,0 0,6823 41 55 72 88 0 66,0 0 -
28—110 14,0 0,6945 43 60 78 98 0 63,5 0
28—120 16,0 0,7028 47 67 87 104 0 65,3 78,6 0 330
28—130 18,7 0,7100 49 71 96 114 0 58,3 0
28—140 20,5 0,7143 50 74 101 118 0 56,7 0
28—150 22,0 0,7179 51 76 105 124 0 55,3 72,7 0 250
28—160 24,0 0,7248 52 77 109 133 0 53,5 71,0 —
28—170 26,8 0,7284 54 79 115 148 0 50,3 68,3
28—180 30,0 0,7328 57 82 121 162 0 48,0 65,0 0,25 215
28—190 33,0 0,7342 60 85 126 172 0 41,8 62,0 —
28—200 35,1 0,7349 62 86 129 177 рледы 37,9 58,5 0,38 184
Жетыбайская нефть II горизонта
28—85 3,2 0,6751 49 56 68 88 0,007 59,0 0 415
28—100 8,6 0,6932 56 70 85 98 — —
28—110 9,7 0,6968 57 73 88 101 — 52,0
28—120 11,5 0,7038 60 78 92 105 0,007 — .— 0,75
28—130 15,4 0,7100 65 83 101 119 II. 1 45,5 63,5
28—140 17,0 0,7140 67 87 106 127 — —
28—150 19,9 0,7197 70 90 110 133 0,008 41,0 57,5 1,00
28—160 22,2 0,7233 73 93 116 142 —
28—170 24,2 0,7256 75 95 120 150 — 37,0 53,0
28—180 27,4 0,7297 78 98 126 159 0,009 —
28—190 29,0 0,7310 83 100 129 166 32,5 40,0
28—200 30,9 0,73371 88 102 132 172 0,010 31,0 56,0 1,23 86
Жетыбайская нефть (смесь)
28—85 1,5 0,6733 48 55 64 73 Следы 62 0 450
28—100 3,3 0,6883 54 64 74 76 » 55,7 0
28—110 3,9 0,6945 55 66 77 91 » 54,5 0
28—120 4,9 0,7014 58 70 90 106 » 52,6 0
28—130 6,6 0,7137 63 78 94 112 » 49,0
28—140 7,7 0,7183 65 83 100 120 » 47,3 — — —
317
Продолжение табл. 251
Темпера- тура отбора, °C Выход (на нефть), % Pl° фракционный состав, °C Содержание серы, % Октановое число Кислотность, мг КОН на 100 мл фракции Давление насыщенных паров (при 38 °C), мм рт. ст.
н. к. 10% 50% 90% без ТЭС u , S Ь s ”-u- S у Н s •©*
28—150 9,0 0,7248 70 89 109 130 0,003 45,0 69,4 0,10 225
28—160 10,6 0,7290 72 93 116 139 — 42,0 65,9 — —
28—170 П,7 0,7320 73 95 121 145 — 36,8 64,0 — —
28—180 13,5 0,7372 75 100 128 155 0,005 37,5 61,5 0,22 —
28—190 14,4 0,7400 76 104 138 161 — 36 59,7 — —
28—200 16,2 0,7439 78 106 141 170 0,008 33,5 57,2 0,33 70
Тасбулатска я не ф т ь X горизонта
28—85 1,0 0,6621 32 42 53 68 0 69 80 — —
28—120 2,9 0,7378 67 84 96 ПО 0 56,9 70,6 0,21 —
28—130 3,4 0,7423 68 86 100 116 0 55,2 69,2 — —
28—140 4,1 0,7460 71 91 107 126 0 52,2 67,3 — —
28—150 4,7 0,7510 73 - 95 114 135 0 50,5 65,5 0,30 —
28—160 5,4 0,7530 75 98 113 141 0 48,2 63,8 — —
28—170 6,2 0,7568 77 101 123 149 0 46,6 62,5 — —
28—180 7,2 0,7592 80 104 130 160 0 44,2 60,4 0,50 —
28—190 7,9 0,7610 81 106 136 167 0 42,3 58,9 — —
28—200 8,9 0,7636 82 ПО 142 178 0,003 40 57,2 0,53 —
Т асбулатска; нефть XV г о р и з о н т а
28—85 3,4 0,6920 62 69 75 85 Следы 59,6 75,0 0 —
28—100 4,6 0,7027 70 77 85 95 » 54,5 73,0 0 —
28-110 5,5 0,7090 75 83 92 102 » 51,4 71,0 0 —
28—120 6,5 0,7177 84 92 100 109 » 48,0 69,2 0 106
28—130 9,3 0,7236 88 96 106 116 » 43,8 65,4 — —
28—140 13,0 0,7280 93 103 114 126 » 38,5 60,3 — —
28—150 17,1 0,7320 99 ПО 123 137 0,004 33,7 56,2 0,22 56
28—160 21,1 0,7355 101 113 129 146 — 31,2 53,7 •— —
28—170 25,7 0,7393 104 118 137 155 — 27,5 50,8 — —
28—180 28,7 0,7420 106 121 143 167 0,004 25,4 49,3 0,33 —
28—190 32,3 0,7452 108 124 148 175 — 23,7 48,0 — —
28—200 35,1 0,7469 ПО 127 152 182 0,005 22,4 47,2 0,42 26
Восточножеты байская нефт!
н. к.—85 1,6 0,6790 51 59 66 78 0 65,1 77,5 0 —
н. к.—100 2,9 0,7000 57 69 84 97 0 60,5 '— 0 —«
н. к,—ПО 3,3 0,7013 58 71 86 99 0 — ——• 0 —
н. к.—120 3,9 5,7100 62 78 94 109 0 56,5 67,8 0 —
н. к.—130 4,9 0,7154 63 82 101 120 0 53,0 — 0,15 —
н. к,—140 5,7 0,7206 65 86 106 128 0 49,0 —— — —
н. к.—150 6,5 0,7248 66 89 111 137 Следы 43,7 49,0 0,23 —
и. к.—160 7,4 0,7300 68 91 119 146 » 42,5 •— —
н. к,—170 8,3 0,7352 71 94 127 154 в 41,4 — 0,35 —
н. к,—180 9,3 0,7397 73 97 136 164 » 38,0 61,3 — —
н. к.—190 10,1 0,7442 74 101 141 172 » 36,8 — — —
н. к.—200 11,3 0,7487 78 107 148 181 0,005 34,7 57,0 0,47 —
Карамандыб асская нефть XII горизонта
н. к.—120 2,0 0,7079 51 73 93 113 Следы 53,4 68,0 0 —
н. к.—150 3,9 0,7231 65 88 111 135 0,004 45,0 — 0 —
н. к.—200 7,6 0,7457 69 107 148 176 0,007 31,0 53,0 0 —
3 18
Продолжение табл. 251
Темпера- тура отбора, °C Выход (на нефть), РГ Фракционный состав, °C Содержание серы, % Октановое число Кислотность, мг КОН на 100 мл фракции Давление насыщенных паров (при 38 °C), мм рт. ст.
н. к. 10% 50% 90% без ТЭС с 0,82 г ТЭС на 1 кг фракции
Узеньская нефть XV горизонта
28—85 4,3 0,6846 45 56 71 90 0,008 63,8 79,2 0 397
28—100 5,5 0,6976 46 60 79 95 0,009 62,0 75,5 0 ——
28—110 5,7 0,7047 49 63 85 103 —. — 0
28—120 6,1 0,7070 50 67 92 ПО 0,009 57,1 74,3 0 276
28—130 7,1 0,7133 51 71 97 118 — — — 0 —
28—140 8,8 0,7184 52 75 104 127 0,012 54,3 69,3 —
28—150 10,1 0,7234 53 79 111 137 48,6 67,0 0,36 210
28—160 11,0 0,7280 57 81 115 145 0,012 47,7 65,2 — 194
28—170 12,3 0,7350 58 85 121 157 — — —
28—180 13,6 0,7370 58 86 124 160 0,018 43,8 59,7 0,42 183
28—190 14,5 0,7390 59 88 136 181 —. — —
28—200 15,9 0,7405 59 90 138 184 0,019 38,4 56,0 0,65 162
Узеньская нефть (смесь)
н. к.—85 2,2 0,6820 36 54 67 80 Следы 67,0 83,1 0 700
н. к,—100 3,1 0,6934 40 60 74 83 » 64,0 79,4 0 —
н. к,—ПО 3,4 0,6968 43 61 75 90 » 59,3 78,7 0
н. к.—120 4,6 0,7100 48 72 95 104 » 56,5 74,7 0,19 350
н. к.—130 5,4 0,7116 51 77 101 113 » 51,5 72,0
н. к.—140 6,3 0,7225 56 83 НО 122 » 50,0 70,0
н. к.—150 7,1 0,7286 61 90 112 131 0,006 46,6 67,3 0,32 183
н. к.—160 8,0 0,7313 62 92 115 140 —. 42,5 64,5
н. к.—170 8,5 0,7335 63 93 119 145 — 41,0 63,0 0,41 138
н. к,—180 9,3 0,7364 65 96 124 154 0,011 37,0 60,6 0,52 125
н. к.—190 10,4 0,7410 67 99 135 165 — 35,0 57,2
н. к.—200 11,5 0,7452 70 103 140 178 0,017 34,5 54,0 0,65 104
Тенгинская нефть
н. к.—120 2,9 0,7434 86 95 103 114 Следы 55,6 73,4 Следы __
н. к.—150 5,0 0,7545 99 по 124 141 » 45,6 62,8 0,019
н. к.—200 10,2 0,7651 107 126 160 186 0,007 26,4 45,6 0,030 —
Ку з г а н байская нефть
28—85 2,3 0,6906 34 39 67 77 Следы 68,0 0
28—100 3,2 0,7000 44 52 76 87 » 65,5 0
28—110 4,2 0,7102 56 66 86 98 » 62,5 0
28—120 5,2 0,7205 68 81 96 108 0,002 60,0 74,0 0
28—130 6,5 0,7260 70 85 102 118 0,003 56,5 71,5 0
28—140 8,0 0,7320 73 90 ПО 130 0,004 52,5 68,5 0
28—150 9,3 0,7370 76 94 116 140 0,005 49 66,3 0,18
28—160 10,8 0,7420 79 96 123 151 0,005 47 64,5
28—170 11,8 0,7450 80 98 128 158 0,005 46 63,5
28—180 13,2 0,7500 83 100 135 170 0,006 44 62,1 0,20 __
28—190 14,4 0,7520 84 102 137 173 0,007 43 61,5
28—200 15,8 0,7547 86 104 140 177 0,010 42 61,1 0,25 —•
319
252. Групповой углеводородный состав фракций, выкипающих до 200 °C
Темпера- тура отбора, °C Выход (на нефть), % Pf „20 nD Содержание углеводородов, %
арома- тиче- ских нафте- новых парафиновых
всего нормаль- ного строения изо- строения
Дунгинская не ф т ь I горизонта
28—62 2,4 0,6:79 — 3 97 37 60
62—95 3,8 0,70/7 1,3950 2 39 59 40 19
95—120 3,2 0,7203 1,4103 5 40 55 27 28
120—150 4,6 0,7511 1,4212 12 28 60 27 33
150—200 7,9 0,7697 1,4320 . 13 23 64 35 29
28—200 21,9 0,7361 — 8 31 61 33 28
Дунгинская нефть нижнемеловая
28—62 3,8 0,6425 1,3860 — 5 95 43 52
62—95 5,7 0,7009 1,4002 2 41 57 28 29
95—120 6,5 0,7400 1,4152 7 50 43 19 24
120—150 6,0 0,7528 1,4252 16 23 61 23 38
150—200 13,1 0,7702 1,4330 16 20 64 24 40
28—200 35,1 0,7349 1,4231 11 28 61 26 35
Ж е т ы б а й с к а я н е ф т ь II горизонта
28—62 1,0 — — — 2 98 40 58
62—95 5,9 0,6989 — 2 36 62 43 19
95—120 4,6 0,7255 — 4 ' 36 60 28 32
120—150 8,4 0,7405 —. 7 24 69 32 37
150—200 11,0 0,7643 — 9 25 66 37 29
28—200 30,9 0,7337 — 7 22 71 33 38
Жетыбайская нефть 1 X горизонта
н. к.—62 0,7 0,6598 1,3800 — 8 92 48 44
62—95 1,5 0,7003 1,3994 3 37 60 30 30
95—120 1,3 0,7302 1,4110 5 28 67 19 48
120—150 2,9 0,7522 1,4223 9 28 63 21 42
150—200 6,3 0,7785 1,4347 13 38 49 22 27
н. к,—200 12,7 0,7517 1,4222 9 35 56 26 30
Жетыбайская нефть XII горизонта
28—60 2,6 0,6447 — — 7 93 58 35
60—95 2,7 0,6980 — 2 34 64 27 37
95—120 3,1 0,7291 — 5 36 59 27 32
120—150 4,6 0,7446 — 9 22 69 23' 46
150—200 7,4 0,7667 10 21 69 35 34
28—200 20,0 0,7300 — 8 22 70 33 37
Жетыбайская нефть (смесь)
28—62 0,6 0,6485 — 1 .— 99 48 51
62—95 1,3 0,7010 — 3 40 57 29 28
95—120 3,0 0,7292 — 4 34 62 32 30
120—150 4,1 0,7482 8 27 65 30 35
150—200 7,2 0,7694 10 24 66 34 32
28—200 16,2 0,7439 — 7 27 66 33 33
320
Продолжение табл. 252
Темпера- тура отбора, °C Выход (на нефть), % «20 Пр Содержание углеводородов, %
арома- тиче- ских нафте- новых парафиновых
всего нормаль- ного строения изо- строения
Тасбулатская нефть X горизонта
28—62 0,4 0,6515 1,4010 2 11 87 45 42
62—95 1,1 0,7128 1,4091 12 40 48 22 26
95—120 1,4 0,7520 1,4151 22 38 40 22 18
120—150 1,8 0,7712 1,4182 30 22 48 25 23
150—200 4,2 0,7803 1,4299 22 26 52 31 21
28—200 8,9 0,7636 1,4214 23 26 51 27 24
Тасбулатская нефть XV горизонта
28-62 1,2 0,6735 '— 2 14 84 47 37
62—95 3,1 0,7027 — 2 28 70 37 33
95—120 2,2 0,7267 1,4078 8 21 71 25 46
120—150 10,6 0,7393 1,4166 10 12 78 32 46
150—200 18,0 0,7573 1,4279 9 11 80 39 41
28—200 35,1 0,7469 — 9 12 79 32 47
Восточножетыбайская нефть
н. к.—62 0,9 0,6495 — 1 7 92 53 39
62—95 1,3 0,7065 1,3930 2 30 68 17 51
95—120 1,7 0,7284 1,3990 4 37 59 15 44
120—150 2,6 0,7470 1,4020 7 29 64 19 45
150—200 4,8 0,7737 1,4150 12 35 53 18 45
н. к.—200 11,3 0,7487 1,4030 8 33 59 .20 39
Карамандыбасская нефть IX горизонта
н. к.—62 0,8 0,6458 —. 1 9 90 45 45
62—95 3,3 0,7065 — 7 39 54 25 29
95—120 2,0 0,7378 — 9 33 58 25 33
120—150 3,3 0,7539 — 15 22 63 28 35
150—200 6,1 0,7704 — 15 20 65 34 31
н. к,—200 15,5 0,7447 — 12 28 60 35 25
Карамандыбасская нефть X горизонта
28—62 0,6 0,6319 — 2 10 88 44 44
62—95 1,4 0,6986 5 33 62 31 31
95—120 0,9 0,7314 9 38 53 28 25
120—150 г,2 0,7516 — 13 26 61 27 34
150—200 2,5 0,7703 — 14 27 59 32 27
28—200 6,6 0,7309 — 10 28 62 30 32
Карамандыбасская нефть XII горизонта
н к.—60 0,3 0,6329 — 1 99 48 51
60—95 0,7 0,7008 1,3943 2 36 62 25 37
95—120 1,0 0,7335 1,4093 6 37 57 21 36
120—150 1,9 0,7457 1,4172 6 25 69 30 39
150—200 3,7 0,7699 1,4295 7 27 66 32 34
н. к.—200 7,6 0,7457 1,4201 6 27 67 29 38
21—160
321
Продолжение табл. 252
Темпера- тура отбора, СС Выход (на нефть), % Р1° „20 nD Содержание углеводородов, %
арома- тиче- ских нафте- новых парафиновых
всего нормаль- ного строения изо- строения
28—62 У 1,9 з е н ь с к 0,6537 а я неф' гь XIV 2 гори 3 зонт 95 1 45 50
62—95 2,5 0,7113 1,3986 5 41 54 25 29
95—120 2,6 0,7375 1,4134 10 37 53 21 32
120—150 3,8 0,7501 1,4215 14 19 67 24 43
150—200 5,7 0,7655 1,4294 11 18 71 33 38
28—200 16,5 0,7301 — 10 23 67 29 38
28—60 1,3 / з е н ь с к 0,6643 а я неф 1,3787 ть XV 1 гори: 9 о н т а 90 47 43
60—95 4,0 0,7280 1,4002 7 37 56 33 23
95—120 0,8 0,7419 1,4115 10 35 55 22 33
120—150 4,0 0,7534 1,4220 14 23 63 24 39
150—200 5,8 0,7680 1,4298 11 20 69 34 35
28—200 15,9 0,7405 1,4153 10 25 65 31 К 34
н. к.—60 У 0,7 з е н ь с к 0,6453 а я неф! -ь XVI 2 гори 4 3 0 н т 94 46 48
60—95 2,8 0,7065 1,3965 3 24 73 32 41
95—120 1,3 0,7324 1,4100 7 37 56 ?з 33
120—150 3,1 0,7475 1,4172 7 24 69 25 44
150—200 4,8 0,7659 1,4277 10 19 71 34 37 •
н. к.—200 12,7 0,7437 — 7 25 68 32 36
н. к.—62 1,2 У з е н 0,6430 ь с к а я 1,3670 нефть 1 (с м е 8 :ь) 91 45 46
62—95 1,7 0,7182 1,3959 4 44 52 25 27
95—120 1,7 0,7391 1,4118 9 35 56 34 22
120—150 2,5 0,7505 1,4192 12 24 64 35 29
150—200 4,4 0,7680 1,4340 И 24 65 33 32
н. к.—200 11,5 0,7452 1,4226 10 26 64 34 30
н. к.—70 0,1 Т 0,6841 е н г и н с 1,3883 кая н 7 ;фть 15 78 35 43
70—95 1,6 0,7320 1,4097 13 43 44 24 20
95—120 1,2 0,7510 1,4209 19 29 52 23 29
120—150 2,1 0,7641 1,4294 22 18 60 28 32
150—200 5,2 0,7735 1,4329 15 26 59 33 26
н. к,—200 10,2 0,7651 1,4269 17 25 58 29 29
28-62 1,8 Kyf 0,6502 г а н б а й ск а я 1 нефть 10 89 56 33
62—95 0,7 0,7157 1,4010 4 52 44 29 15
95—120 2,7 0,7364 1,4116 8 41 51 19 32
120—150 4,1 0,7531 1,4208 11 36 53 16 37
150—200 6,5 0,7783 1,4350 17 38 45 23 22
28—200 15,8 0,7547 — 11 37 52 21 31
322
253. Содержание индивидуальных ароматических углеводородов
во фракциях 120—145 и 120—150 °C
Выход, вес. % Выход, вес. %
Углеводороды Углеводороды на фракцию на нефть
на фракцию на нефть
Дунгинская нефть Тасбулатская нефть
1 г оризонта XV горизонта
(фракция 120—145 С) ' (фра кция 120— 145 °C)
Этилбензол 2,00 0,387 Этилбензол 1,3 0,084
п-Ксилол л-Ксилол о-Ксилол 4,62 4,93 1,02 0,760 1,873 1,756 п-Ксилол л-Ксилол о-Ксилол 1,8 7,0 2,7 0,117 0,455 0,175
Д у н г и некая нес ) т ь а й с к а я
н И Ж немелова я Восточножетыб
(фракция 120—150 °C) нефть (фракция 120—150 °C)
Этилбензол о,1 0,007 Этилбензол — •—
п-Ксилол 3,2 0,218 и-Ксилол 0,8 0,021
л-Ксилол 7,3 0,482 л-Ксилол 2,0 0,052
о-Ксилол 5,6 0,381 о-Ксилол 5,0 0,130
Жетыбайская нефть Узеньская нефть (смесь)
II горизонта (Фра кция 120— -150 °C)
1сЬ о а кии я 120—145 С)
Этилбензол 1,11 0,061 Этилбензол 2,0 0,080
п-Ксилол 1,15 0,064 п-Ксилол 2,2 0,088
л-Ксилол 1,53 0,084 л-Ксилол 3,1 0,124
о-Ксилол 3,20 0,176 о-Ксилол 2,7 0,118
Жетыбайская нефть Тенгинская н е ф т ь
(смесь) (ф ракция 120—145 °C) (фра кция 120— 145 °C)
Этилбензол 0,9 0,037 Этилбензол 1,9 0,139
п-Ксилол 1,1 0,045 п-Ксилол 3,0 0,219
л-Ксилол 3,5 0,143 л-Ксилол 12,0 0,876
о-Ксилол 1,6 0,066 о-Ксилол 5,0 0,365
Тасбулатская нефть К у р г а нбайская нефть
X горизонта (фракция 120—145 °C) (Фра кция 120— 150 °C)
Этилбензол 4,2 0,051 Этилбензол 3,8 1,319
п-Ксилол 5,2 0,062 п-Ксилол 1,8 0,640
л-Ксилол 13,1 0,157 л-Ксилол 4,7 1,645
о-Ксилол 9,0 0,108 о-Ксилол 6,2 2,179
254. Характеристика фракций, служащих сырьем
для каталитического риформинга
Темпера- тура отбора, °C Выход (на нефть), % Pf° Содер- жание серы, % Содержание углеводородов, %
арома- тиче- ских нафте- новых парафиновых
всего нормаль- ного строения изо- строения
Д у н г и н ская нефть I горизонта
62—85 2,6 0,6970 0,005 1 37 62 38 24
62—105 5,1 0,7192 0,005 4 40 56 31 25
62—140 10,0 0,7330 0,006 8 38 54 — —
62—180 16,6 0,7437 0,008 10 30 60 — —
85—120 4,4 0,7354 0,005 5 43 52 23 29
21
323
Продолжение табл. 254 Продолжение табл. 254
Темпера- тура Содержание углеводородов, % 1 Содержание углеводородов, %
Выход (на нефть) % Pf Содер- жание арома- тиче- парафиновых J Темпера- тура отбора, Выход Pf Содер- парафиновых
отбора, СС серы, % нафте- новых нормаль- на нефть), % серы, % арома- тиче- нафте- новых нормаль- ИЗО-
ских всего но го строения ских всего но го строения
строения
85—18С 14,0 0,7502 0,009 10 30 60 Восточножетыбайская не ф т ь
105— 12С 1,9 0,7382 0,007 6 33 61 16 45 62—85 0,7 0,6942 Следы 1 19 80 35 45
105—14С 4,9 0,7483 0,008 .13 28 59 23 36 1 62—105 2,2 0,7170 » 3 43 54 6 48
120—14С 3,0 0,7531 0,009 16 26 58 29 29 62—140 4,8 0,7322 » 3 32 65 9 56
140—18С 6,6 0,7636 0,010 13 21 66 34 32 62—180 8,4 0,7474 0,005 7 29 64 20 44
Дунгинская нефть нижнемеловая 85—105 85—120 1,5 2,3 0,7220 0,7256 3 6 41 38 56 56 9 15 47 41
62—85 2,9 0,6900 Следы 1 25 74 36 1 38 < 85—180 7,7 0,7511 0,006 7 30 63 20 43
62—140 16,7 0,7293 » 8 36 56 26 30 105—120 0,8 0,7315 3 32 65 9 56
85—105 6,1 0,7317 » • 6 50 44 — 120—140 1,8 0,7498 7 29 64 19 45
85—120 9,3 0,7329 » 6 46 48 25 23 140—180 3,6 0,7641 0,007 10 26 64 18 46
85—180 13,3 0,7491 » 12 31 57 24 33
105—140 7,7 0,7461 » 13 29 58 20 38 Капаманлыбасская нефть ХП г о р и з о н т а
120—14С 4,5 0,7512 » 14 31 55 22 33 Следы
140—180 9,5 0,7639 » 17 16 67 24 43 60—85 0,4 0,6927 3 35 62 23 39
60—105 1,3 0,7141 » 5 41 54 17 37
105—140 1,7 0,7378 » 6 30 64 28 36
Детыбаиская нефть I горизонта - 140—180 2,7 0,7592 0,008 7 27 66 31 35
62—105 8,0 0,7053 » 3 36 61 42 19 85—180 5,3 0,7472 0,004 7 28 65 27 38
105—120 2,5 0,7287 » 5 32 63 42 21 Узеньская неф ть XV горизонта
120—140 5,5 0,7373 0,004 7 26 67 32 35 0,7140 0,007 12 22
140—180 10,4 0,7486 0,005 6 25 69 40 29 1 60—85 3,0 4 54 32
85—180 24,2 0,7380 0,009 4 28 68 31 37 85—120 1,8 0,7410 0,012 10 33 57 25 32
85—180 9,3 0,7555 0,016 12 23 65 23 42
Жет ы ба некая нефт ь (смесь) 120—140 2,7 0,7597 0,014 .14 23 63 22 41
62—85 0,9 0,6878 0 2 33 65 32 зз : 140—180 4,8 0,7623 — 12 18 70 32 38
62—105 3,0 0,7027 0 4 39 . 57 28 29
85—115 2,8 0,7238 0 4 43 53 23 30 Узеньская нефть (смесь)
85—120 3,4 0,7249 0,003 4 43 53 30 23 0,7018 Следы
85—180 12,0 0,7462 0,003 8 30 62 27 35 62—85 1,0 2 39 59 29 30
105—120 1,3 0,7360 Следы 6 40 54 33 21 62—105 2,0 0,7277 » 7 45 48 22 26
115—140 3,8 0,7398 » 7 30 63 28 35 85—105 1,0 0,7281 » 8 41 51 — —
120—140 2,8 0,7403 » 7 29 64 30 34 : 85—120 2,4 0,7318 » 7 42 51 28 23
140—180 5,8 0,7616 » 11 26 63 29 34 85—180 7,1 0,7480 I 0,012 10 29 61 32 29
105—121 1,4 0,7449 — 9 36 55 32 23
1асбулатская нефть < горизонта 120—140 1,7 0,7460 — 12 24 64 36 28
62—140 3,7 0,7531 » 24 34 42 '22 20 140—180 3,0 0,7607 0,014 13 24 63 32 31
62—180 6,8 0,7619 » 30 22 48 27 21
85—180 6,2 0,7675 » 29 22 49 27 22 | bl Т е н г и и с кая н е ф т ь
140—180 3,1 0,7754 » 25 24 51 29 22 1 85—180 I 7,2 | 0,7627 0,006 19 24 57 25 I 32
Т а со улатская не Ф т ь XV горизонта Ку
оганоаиская нефть
62-85 2,2 0,7016 » 2 31 67 39 28 1 1 62—85 0,5 0,7193 Следы 1 34 65 26 39
62—105 3,8 0,7160 » 6 36 58 32 26 1 62—140 6,2 0,7424 » 10 43 47 —
85—120 3,1 0,7243 » 8 26 66 27 39 1 1 62 18С 11,4 1,3 10,9 1,6 0,7575 0,7378 0,7625 » 12 35 53 26 27
85—180 25,3 0,7449 0,004 10 12 78 34 44 Я [ 85 10f » 8 51 41 —
105—120 1 >5 0,7260 0,004 6 18 76 26 50 1 85 18( 0,009 13 35 52 27 25
105—140 8,0 0,7370 0,006 10 20 70 30 40 1 f 105—120 0,7380 Следы 6 33 61 21 40
120—140 6,5 0,7406 0,008 13 14 73 31 42 - 1 I 105 140 4,4 ) 2,8 0,7536 » 13 32 55 23 32
140—180 15,7 0,7531 0,009 9 8 83 36 47 I 120—141 0,7620 » 17 32 51 25 26
i 140—181 ) 5,2 0,7760 » 14 34 52 30 22
324
325
255. Характеристика легких
Температура отбора, °C Выход (на нефть), % Р1° Фракционный состав, °C ^20’ сСт V—40. сСт
н. к. 10% 50% 90% 98%
Дунгинская нефть
120—200 12,5 0,7632 140 147 160 185 196 1,16 —
120—210 13,8 0,7661 141 148 163 192 204 1,19 —
120—240 18,6 0,7725 144 154 178 215 Ду 224 н г и н 1,24 с к а я 4,45 н е ф т ь
120—220 23,5 I 0,7653 141 149 166 197 209 1,17 4,02
120—240 28,6 1 0,7710 142 150 180 216 Жет 227 ы б а й 1,33 с к а я 4,65 зефть
120—210 21,0 0,7561 135 140 156 185 195 1,01 2,86 I
120—240 26,7 0,7692 135 146 168 210 | 225 | 1,26 Жетыбайская 2,98 | а е ф т ь
60—200 16,2 0,7514 105 119 159 201 216 1,09 3,25
120—215 13,5 0,7587 137 146 163 192 203 1,20 3,78
120—240 18,2 0,7694 144 154 182 215 Т а с б 224 у л а т 1,34 с к а я г е ф т ь
120—240 10,8 0,78901 142 155 179 213 225 1,38
120—200 6,0 0,7775 | 134 143 157 179 | 193 | Т асбулат 1,05 с к а я 5,14 | I е ф т ь
120—215 32,8 0,75841 142 148 164 197 211 1,16 —
120—240 39,0 0,7634 ! 144 152 174 212 225 1,28 5,45
120—200 28,6 0,7552 | 140 146 160 В 181 ОСТО' 191 I н О Ж ( 1,10 т ы б а i 3,89 I с к а я
120—240 I 12,7 I 0,78121 148 I 161 I 186 I 221 I 231 I 1,48 I 6,06 1
120—200 1 7,4 1 0,7672 | 142 | 149 | 163 | 185 | 194 | 1,19 | Карамандыбасская н 4,00 | е ф т ь
120—230 I 8,9 I 0,76801 140 I 148 I 170 I 204 I 219 I 1,25 1
120—240 | 10,2 1 0,7750 1 140 | 149 | 172 | 206 1 222 1 У з е н ь 1,56 | с к а я г 5,06 | I е ф т ь
120—200 1 9,8 1 0,76501 137 | 150 1 163 I 188 | 200 I 1,16 I
120—205 1 10,2 | 0,7687 | 139 1 152 | 168 1 200 [ 218 1 У з е н ь 1,25 | с к а я н е ф т ь
28—230 I 14,9 I 0,75381 75 I 99 I 158 I 210 I 221 I 1,03 | 3,27 I
120—240 | 12,4 | 0,7715 1 138 | 153 | 180 I 217 1 228 1 1,38 I Т е н г и н 5,09 [ с к а я
120—220 I 10,2 I 0,77371 153 I 160 I 173 I 206 | 220 I 1,21 I 4,61 1
120—240 | 14,2 | 0,7789 | 154 | 162 | 177 1 210 | 234 | Ку р г 1,41 1 а н б а й 5,27 1 с к а я
120—240 1 18,0 1 0,79051 147 I 159 I 182 I 215 | 225 I 1,40 1 9,12 I
120—200 | 10,6 | 0,7755| 143 | 150 1 163 | 187 1 203 | 1,13 | 5,01 |
326
керосиновых дистиллятов
Температура, СС Теплота сгорания (низшая), ккал/кг Содержание аро- матических угле- водородов, % Содержание серы, % КИСЛОТНОСТЬ, мг КОН на 100 мл дистиллята Иодное число, г иода на 100 г дистиллята Фактические смолы, мг на 100 мл дистиллята
вспышки в закрытом тигле начала кристал- лизации
I гори зонта <—60 12,5 0,40
29 —60 10 440 12,0 — 0,15 1,1
30 —51 10 445 12,0 0,011 0,50 1,80 —
нижнемеловая 35 I —60 I 10 365 15 0,005 0,39
38 -56 10 360 14,4 0,006 0,47 1,35 —
II горизонта — I —59 8 1,40 0
28 —55 10 460 8 0,008 3,07 0 —
(смесь —60 10 485 4 0,005 0,36
31 —60 10 435 6 0,008 0,38 — —
34 —52 10 420 8 0,017 0,51 1,05 4,2
X горизонта 34 I —50 1 10 301 I 23 I Следы I 4,8
28 <—60 | - 1 31 1 » 1 1,07 | —
XV гор 29 и з о н т а <—60 10410 8,2 0,010 0 0,62 2,0
32 —55 10 400 10,1 0,013 0 0,75 2,5
— <—60 — — 0,011 0 — —
нефть 33 -49 10 340 0,012 I 0,58 I 2,6
<—60 10 380 12 1 - 1 - 1 —
XII горизонт; 33 1 —60 10 385 7 0,015 0,45 -
35 —52 10 360 7 0,015 - —
XV горизонта 23 I —63 10 350 13 0,020 1,10 /
25 -59 10 375 12 0,020 --
(смесь - -60 10 445 9 0,018
29 -54 10 400 12 0,019 0,57 —
нефть 34 -51 10 385 16 1 0,011 1,19 |
36 —46 10 365 16 | - 1,22 1 —
нефть 33 —56 10 350 16 0,018 0,12 4,6
- <—60 10 375 - - —
327
“ 256. Характеристика керосиновых дистиллятов
Температура отбора, °C Выход (на нефть), % о20 р4 Фракционный состав, °C Температура, °C Содержа- ние серы, % Кислот- ность, мг КОН на 100 мл дистиллята
н. к. 10% 50% 90% 98% отгоняется до 270 °C, %
помутне- ния вспышки
Дунгинская нефть ' горизонта
150—280 20,4 0,7900 180 190 216 251 260 , -31 59 0,012
150—320 ' 27,7 0,7945 187 Ду 197 | 239 нгинская не 280 ф т ь н 295 | 80 ижнемёловаг —20 64 0,013 0,60
150—320 41,6 0,7948 176 190 232 280 292 82 —20 68 0,014 1,07
150—350 47,1 0,7986 178 Же 194 | 244 ты байская г 299 е ф т ь 315 | 70 II горизонт: —12 74 0,018 1,53
150—275 23,1 0,7919 173 180 202 242 256 —37 52 0,012 3,58
150—300 27,4 0,7864 174 181 212 260 275 95 —27 55 0,015 3,84
150—320 30,4 0,7892 173 183 220 277 292 88 —24 55 0,028 4,09
140—350 35,8 0,7905 160 172 Ж е т ы 225 5 а й с к а 301 я н е ф 315 т ь (см 75 е с ь) —16 49 0,023 4,35
180—250 11,3 0,7886 197 201 210 226 235 —36 71 0,009 1,06
180—320 22,2 0,8054 206 219 250 288 296 72 -15 84 0,028 1,26
180—340 25,7 0,8085 210 Та 220 с б у л а т 260 с к а я 302 нефть 312 X г о f 60 и з о н т а —8 81 0,032 1,44
150—280 15,3 0,8098 178 190 225 253 259 —32 62 Следы 0,35
150—300 19,5 0,8131 178 191 238 272 283 88 —24 63 » 0,40
150—320 23,5 0,8136 179 194 250 291 302 70 —15 64 » 0,41
180-300 17,0 0,8178 206 217 243 272 283 87 —22 80 » 0,39
Тасбулатская нефть XV горизонта
150—280 37,9 0,7797 172 179 202 244 256 — —35 53 — 0,25
150—300 41,9 0,7836 173 180 215 268 281 91 —26 54 — 0,35
150-320 45,6 0,7846 175 181 215 274 290 86 —24 55 — 0,46
150—350 49,9 0,7886 173 183 220 299 315 77 —16 58 0,016 0,46
Восточножетыбайская нефть
150-280 16,0 0,8010 178 194 225 262 276 94 —29 57 0,030 1,31
150—300 19,1 0,8087 180 Карам 199 | 246 андыбасскаг 292 | 304 нефть XII 70 Г О р И 3 О -16 н т а 61 0,032 1,46
200—300 13,6 0,8154 230 У 242 зеньск 261 а я не 285 т ь XV 292 1 68 горизонта -11 106 0,046 2,15
140—320 25,4 0,7981 168 188 245 300 312 70 —13 48 0,035 1,57
150—320 24,1 0,8063 180 205 У з е н 253 ь с к а я 299 нефть 318 (с м е 68 с ь) -12 49 0,037 1,64
140—320 22,7 0,7964 161 186 248 298 312 68 —12 56 0,034 0,73
120—320 24,4 0,7946 150 176 248 298 310 70 <—14 41 0,032 0,62
Тенгинская нефть
200—300 16,8 0,8036 228 235 248 270 277 90 —16 99 0,019 0,71
180—320 24,1 0,8027 215 228 251 284 294 73 —13 88 0,016 0,95
Курганбайская н е ф т ь
120—280 22,3 0,8043 148 161 206 252 264 — —38 43 0,006 0,69
150—300 22,2 0,8191 170 189 225 273 285 88 —26 65 0,023 0,69
й СО 150-320 26,4 0,8203 171 189 231 283 297 80 —22 67 0,037 —
257. Групповой углеводородный состав керосиновых фракций
Температура отбора, °C Содержание углеводородов, % Температура отбора, °C Содержание углеводородов, %
аромати- ческих нафтеновых парафи- новых аромати- ческих нафтеновых парафи- новых
Дунгинская нефть Карамандыбасская не ф т ь
горизонта I? горизонта
200—250 250—300 200—300 9 9 9 22 17 19 69 74 72 200—250 250—300 200—300 9 13 11 17 15 16 74 72 73
Дун гинская нефть
нижнемеловая
карамандыоасская не ф т ь
200—250 6 18 76 X горизонта
250—300 11 13 76
200—300 9 15 76 200—250 17 28 55
250—300 18 28 54
Жетыбайская нефть 200—300 17 28 55
II г о р и 3 о н т а
200—250 10 22 68
250—300 12 19 69 карамандыоасская не ф т ь
200—300 11 20 69 ЛИ г о р И 3 о н т а
200—250 9 22 69
детыоаиская нефть 250—300 12 20 68
1Л Г О р И 3 о н т а 200—300 11 21 68
200—250 15 34 51
250—300 18 34 48
200—300 16 34 50 Узе н ь с к а я нефть
XV г о р и з о н т а
Жетыбайская нефть
XII горизонта 200—250 12 12 76'
200—250 250—300 10 12 21 16 69 72 250—300 200—300 12 12 8 10 80 78
200—300 11 18 . 71
Жет Узеньская несЬ т ь (смесь)
ыоаиская нефть
(смесь) 200—250 8 18 74
200—250 8 24 68 250—300 10 15 75
250—300 11 20 69 200—300 9 16 75
200—300 9 22 69
Тасбулатская нефть Тен гинская нефть
< го р И 3 о н т а
200—250 250—300 200-300 8 10 9 22 12 17 70 78 74 200—250 250-300 200—300 10 12 11 13 9 11 77 79 78
В о с т о чножетыбайская Курганбайск а я неф
нефть Г ь
200—250 11 24 65 200—250 12 44 44
250—300 14 17 69 250—300 23 35 42
200—300 12 20 68 200—300 17 40 43
о
со
о
я
ф
X
е
с
331
330
Продолжение табл. 258
332
Температура отбора, °C Выход (на нефть), % Цета- новое число Ди- зель- ный индекс Фракционный состав, °C о20 р4 V20- сСт Т50. сСт Температура, °C Со дер - жание серы, Кислот- ность, мг КОН на 100 мл топлива Анили- новая точка, °C
10% 50% 90% 98% засты- вания помут- нения вспыш- ки
Тасбулатская нефть X горизонта
150—350 28,5 55 69 199 259 306 317 0,8166 3,43 1,90 —13 —9 68 0,010 — 76,4
180—320 21,0 56 69,5 222 254 292 302 0,8178 3,50 1,95 — 15 — 13 84 — — 76,9
180—350 26,0 57 69,5 224 264 307 318 0,8213 3,97 2,19 —10 —7 86 0,010 0,95 80,4
200—300 15,3 57 — 233 249 269 283 0,8206 3,30 1,85 —19 —19 92 — — —
200—350 24,3 58 68,2 242 271 308 319 0,8237 4,49 2,49 —7 —6 96 0,020 1,20 79,8
240—350 19,5 60 70,0 263 281 310 318 0,8280 5,38 2,76 —4 —2 116 0,024 1,26 82,4
Т асбулатская н е ф т ь XV горизонт а
150—350 49,9 55 79,8 183 220 299 315 0,7886 2,37 1,46 -29 —16 58 0*016 0,46 76,8
180—350 38,3 55 79,7 214 243 299 320 0,7988 3,02 1,84 —23 —11 82 0,018 0,93 81,4
200—300 23,9 55 77,7 228 242 274 284 0,8003 3,05 1,85 —21 — 13 88 — 0,69 79,6
200—350 27,7 55 78,0 232 255 309 323 0,8050 3,82 2,13 —16 —6 93 — 1,16 82,4
215—350 27,7 58 — 241 264 310 326 0,8075 4,00 2,29 —10 —5 100 0,023 1,20 —
240-350 21,5 58 — 262 277 314 327 0,8113 4,93 2,67 —5 0 112 0,025 1,26 —
Восточножетыбайская нефть
150—320 22,5 59 72,0 203 257 306 316 0,8125 3,44 1,95 —13 —10 64 0,044 1,75 77,4
150—350 16,1 59 72,5 198 265 324 333 0,8140 3,80 2,11 —11 —5 68 0,053 2,04 79,0
180—350 25,3 57 228 273 327 334 0,8200 4,63 2,45 —7 —2 80 0,070 2,34 —
200—350 23,3 58 71,4 243 280 328 334 0,8240 5,31 2,75 —5 —1 95 0,073 2,63 82,4
240—350 18,0 59 59,0 259 295 328 334 0,8268 6,06 2,98 —2 1 117 0,081 2,92 83,6
К а рама ндыбасск. я нефть XII горизонта
150—350 25,6 49 197 272 321 334 0,8123 4,01 2,13 —12 —5 71 0,064 2,87 —
180—350 23,5 56 — 227 276 322 335 0,8180 4,82 2,43 —9 —2 88 0,068 3,35 —
200—350 21,9 62 — 246 277 322 335 0,8220 5,68 2,74 —6 —1 108 0,069 3,58 —
200—300 13,6 51 — 242 261 285 298 0,8154 4,12 2,16 — 14 —11 106 0,046 2,15 —
230—320 13,8 62 — 259 275 301 310 . 0,8207 6,85 2,80 —19 —5 117 0,064 3,46 —
Уз еньская нефть XV горизонта
180—320 150—350 180—350 200—300 250—350 250—350 20,6 28,7 25,2 14,8 22,9 15,0 56 58 61 60 61 — 221 208 224 242 246 296 256 264 243 263 283 308 301 323 329 291 329 337 318 339 341 304 342 344 0,8071 0,8071 0,809-5 0,8082 0,8148 0,8239 3,79 4,00 4,22 4,11 5,70 9,02 2,40 2,24 2,81 —11 —9 —4 —11 —3 9 —10 —2 —9 76 53 98 106 0,040 0,047 0,055 0,035 0,044 0,046 2,04 1,90 2,44 2,55 —
Узеньская нефть (смесь)
150—350 180—320 180—350 200—350 240—300 250—350 26,3 19,7 24,1 21,9 8,1 16,4 58 59 62 61 55 61 78,0 78,7 78,3 77,6 77,2 198 222 225 240 252 270 265 260 273 278 258 291 320 302 324 324 269 330 333 311 332 336 276 336 0,8044 0,8061 0,8095 0,8130 0,8026 0,8193 3,76 3,67 4,51 5,16 4,01 6,51 2,05 2,10 2,40 2,57 .2,14 3,21 —9 —12 —7 —5 —11 3 —4 —5 —1 0 —6 5 64 80 86 96 104 124 0,051 0,041 0,065 0,035 0,065 1,56 2,10 0,71 0,94 2,72 82,4 83,6 83,9 88,0
Тенгинская нефть
150—350 180—320 180—350 200—300 200—350 240—350 33,4 24,1 30,3 16,8 28,2 19,3 48 50 51 55 57 78,6 77,1 83,6 210 224 231 235 242 261 261 238 266 248 272 274 312 284 313 270 315 319 325 294 326 277 326 328 0,8025 0,8027 0,8084 0,8036 0,8108 0,8232 3,61 3,45 4,33 3,33 4,63 5,12 2,04 1,94 2,34 2,49 — 11 —16 —10 —16 —6 —3 —6 —13 -5 —20 —3 1 75 88 90 99 98 117 0,019 0,016 0,024 0,026 1,19 0,95 1,25 0,71 1,55 1,63 81,8 80,4 83,6
Курганбайск а я нефть
СО оэ ОО 150—280 150—350 180—300 180—350 200—300 200—350 240—350 18,2 32,4 18,3 28,5 15,7 25,9 18,4 47 47 49 50 49 51 50 62,6 62,4 61,5 60,7 184 192 220 231 228 242 267 225 247 242 267 245 271 285 255 307 278 312 275 312 316 266 321 287 324 283 326 327 0,8140 0,8270 0,8269 0,8335 0,8304 0,8380 0,8444 2,29 3,55 3,31 4,25 3,53 4,79 6,05 1,37 1,88 1,82 2,27 1,98 2,47 3,03 —37 —20 —24 —14 -22 —13 —10 -35 —13 —23 —11 -21 —9 —5 62 69 85 90 92 96 99 0,019 0,040 0,029 0,041 0,034 0,084 0,096 0,69 | 0,75 0,87 1,29 71,8 74,2 75,0 77,8
259. Характеристика исходных фракций и углеводородов, полученных из них
карбамидной депарафинизацией
Исходные фракции и углеводороды Выход. % р420 сСт Анилиновая точка, °C Температура застывания, °C Дизельный индекс
на фрак- цию на нефть
Дунгинская нефть I горизонта
Фракция 200—250 °C 100,0 7,9 0,7891 2,16 73,6 —32 —
Углеводороды, не образующие 77,0 6,1 0,8000 2,30 70,4 —47 70,4
комплекс с карбамидом 1,8 11
Углеводороды, образующие 23,0 0,7562 — — —
комплекс с карбамидом
Фракция 250—300 °C 100,0 8,5 0,8173 3,93 79,0 —13 —
Углеводороды, не образующие 71,4 6,1 0,8351 4,36 74,2 —34 61,8
комплекс с карбамидом
Углеводороды, образующие 28,6 2,4 0,7724 — — 6 —
комплекс с карбамидом
Фракция 300—350 °C 100,0 8,0 0,8269 9,13 91,6 10 —
Углеводороды, не образующие 70,9 5,7 0,8431 10,87 86,2 —10 66,4
комплекс с карбамидом
Углеводороды, образующие комплекс с карбамидом 29,1 2,3 0,8351 4,36 74,2 27 —
Фракция 240—350 °C 100,0 18,3 0,8195 5,57 86,8 —3 76,2
Углеводороды, не образующие 73,0 13,4 0,8381 6,53 80,2 —25 64,3
комплекс с карбамидом
Углеводороды, образующие комплекс с карбамидом 27,0 4,9 0,7783 — 16 —
Дунгинская нефть нижнемеловая
Фракция 200—250 °C Углеводороды, не образующие 100,0 77,7 И,7 9,1 0,7891 0,7955 2,29 — —29 —46 —
комплекс с карбамидом
Углеводороды, образующие комплекс с карбамидом 22,3 2,6 0,7557 —. — —9 —
Фракция 250—300 °C 100,0 12,5 0,8160 4,47 — —8 —
Углеводороды, не образующие комплекс с карбамидом 74,8 9,4 0,8357 —. — —31 —
Углеводороды, образующие комплекс с карбамидом 25,2 3,1 0,7715 —. — 9 —
Фракция 300—350 °C 100,0 9,8 0,8202 8,73 — 11 —
Углеводороды, не образующие комплекс с карбамидом 72,6 7,1 0,8373 — — —15 —
Углеводороды, образующие комплекс с карбамидом 27,4 2,7 0,7900 —- — 27 —
Фракция 240—350 °C 100,0 24,5 0,8154 5,36 85,8 —3 77,5
Углеводороды, не образующие комплекс с карбамидом 74,3 18,2 0,8354 6,84 82,0 —22 66,5
Углеводороды, образующие комплекс с карбамидом 25,7 6,3 0,7788 18
334
Продолжение табл. 259
Исходные фракции и углеводороды Выход, % Р4° V2(b сСт Анилиновая точка, °C Температура застывания, °C Дизельный индекс
на фрак- цию на нефть
Жет ы байская нефть II горизонта
Фракция 240—350 °C Углеводороды, не образующие комплекс с карбамидом Углеводороды, образующие комплекс с карбамидом 100,0 74,1 25,9 14,6 10,8 3,8 0,8171 0,8319 0,7773 5,40 5,87 — —15 —25 18 —
Ж е т ы б а й с к а я неф т ь (смесь)
Фракция 240—350 °C 100,0 17,9 0,8213 6,42 — —4
Углеводороды, не образующие комплекс с карбамидом 60,9 11,9 0,8398 7,93 86,4 —22 75,0
Углеводороды, образующие комплекс с карбамидом 39,1 6,0 0,7575 — — 15 —
Тасбулатская нефть X горизонта
Фракция 240—350 °C 100,0 14,5 0,8280 5,38 82,4 —4 70,0
Углеводороды, не образующие комплекс с карбамидом 73,9 10,4 0,8515 5,97 80,4 —34 60,0
Углеводороды, образующие комплекс с карбамидом 26,1 4,1 0,7767 — — 17 -—
Тасбулатская нефть XV г Of и з о н т а
Фракция 240—350 °C 100,0 21,5 0,8113 4,93 —5
Углеводороды, не образующие комплекс с карбамидом 68,8 14,9 0,8238 5,28 — —29 —
Углеводороды, образующие комплекс с карбамидом 31,2 6,6 0,7803 — — 12 ~~
Восточножетыбайская н е ф т ь
Фракция 200—350 °C 100,0 23,3 0,8240 5,31 82,4 —12 71,4
Углеводороды, не образующие комплекс с карбамидом 76,0 17,7 0,8430 5,82 74,6 —39 70,0
Углеводороды, образующие комплекс с карбамидом 24,0 5,6 0,7756 — — 17 —
Фракция 240—350 °C 100,0 18,0 0,8268 6,06 83,6 —2 59,0
Углеводороды, не образующие комплекс с карбамидом 75,5 13,6 0,8465 6,43 76,0 —32 58,5
Углеводороды, образующие комплекс с карбамидом 24,5 4,4 0,7808 19
335
Продолжение табл. 259
Исходные фракции и углеводороды Выход, % ₽4° v20» сСт Анилиновая точка, °C Температура застывания, °C Дизельный индекс
на фрак- цию на нефть
Узеньская нефть XV горизонта
Фракция 180—350 °C 100,0 25,2 0,8094 4,22 — —4
Углеводороды, не образующие 85,5 21,5 0,8143 4,49 — —22 —
комплекс с карбамидом Углеводороды, образующие 14,5 3,7 0,7560 — — 18 —
комплекс с карбамидом 15,0 9,02
Фракция 250—350 °C 100,0 0,8239 — 9 —
Углеводороды, не образующие 75,4 11,3 0,8340 — — —22 —.
комплекс с карбамидом Углеводороды, образующие 24,6 3,7 0,7956 — — 24 —
комплекс с карбамидом
Узеньская нефть (смесь)
Фракция 180—350 °C 100,0 24,1 0,8095 4,51 83,9 —7 78,3
Углеводороды, не образующие 79,4 19,1 0,8180 4,61 — —19 72,1
комплекс с карбамидом Углеводороды, образующие 20,6 5,0 0,7897 — — 17 .—
комплекс с карбамидом
Фракция 200—350 °C 100,0 21,9 0,8130 5,16 — —5 77,6
Углеводороды, не образующие 80,0 17,5 0,8211 5,36 — —16 71,4
комплекс с карбамидом Углеводороды, образующие 20,0 4,4 0,7863 — 19 —
комплекс с карбамидом
Кург анбайская нефть
Фракция 200—250 °C 100,0 8,7 0,8094 2,19 64,4 —40 —
Углеводороды, не образующие 82 7,1 0,8261 2,24 59,6 <—60 —
комплекс с карбамидом Углеводороды, образующие 18 1,6 0,7597 — — —10 —
комплекс с карбамидом
Фракция 250—300 °C 100,0 7,0 0,8380 3,85 68,6 -21 —
Углеводороды, не образующие 80 5,6 0,8600 4,23 50,6 —56 —
комплекс с карбамидом Углеводороды, образующие 20 1,4 0,7725 — — 6 —
комплекс с карбамидом
Фракция 300—350 °C 100,0 10,2 0,8503 8,75 80,4 3 —
Углеводороды, не образующие 76 7,8 0,8775 10,59 72,0 —49 —
комплекс с карбамидом Углеводороды, образующие 24 2,4 0,7879 23 —
комплекс с карбамидом
Фракция 240—350 °C 100,0 18,4 0,8444 6,05 77,8 —10 60,7
Углеводороды, не образующие 77 14,2 0,8686 6,95 68,0 —55 47,9
комплекс с карбамидом Углеводороды, образующие 23 4,2 0,7821 16 —
комплекс с карбамидом
336
260. Характеристика сырья для каталитического крекинга
। Содержа- 1 ние смо- листых веществ, % Дунгинская нефть I горизонта 350-490 | 23,8 |0,8602| 370 | 15,81[ 4,61 | 37 [ 0,13 [ 8-10~5 | 0 | 80 | 7 1 4 | 7 [ 2 Дунгинская нефть нижнемеловая 350—490 | 18,6 |0,8452| 327 | 12,06] 5,81 ] 34 | 0,07 | Следы | 0 | 88 [ 4 | 4 | 3 I 1 Жетыбайская нефть II горизонта 350-500 | 25,8 ]0,8554| 360 | 10,80| 4,48 ] 43 | 0,10 | — ] 0,06 | 85 | 7 | 3 | 4 1 Жетыбайская нефть (смесь) 350—500 [ 30,2 |0,8555| 360 | 14,06[ 4,14 | 41 | 0,14 | — | 0,05 [ 83 | 6 | 5 | 4 | 2 Тасбулатская нефть X горизонта 350—490 | 32,5 |0,8483| 340 | 11,99| 3,80 1 40 | 0,11 | З-Ю"6 1 0 | 85 | 6 | 4 | 4 | 1 Тасбулатская нефть XV горизонта 350—490 33,0 0,8530 343 12,70 4,11 39 0,17 1,210'4 0 88 I 4 3 4 1 1
Содержание ароматических углеводородов, % I II и III IV । группа группы группа
&с 6 g S о «е >.
Коксуе- мость, %
Содержание, % । Темпепа- 20 V50, v100. тура за- *4 т сСт сСт стывания, °C серы ванадия
Темпера- Выход тура (на отбора, нефть), °C %
22—160
337
П родолжение табл. Со дер: ние ci ЛИСТ! вещее % Восточножетыбайская нефть 350-490 ] 25,7 |0,8596] 360 | 13,72| 4,46 | 41 | 0,12 ] 910"® [0,07 | 81 ] 7 [ 5 | 5 | 2 Карамандыбасская нефть XII горизонта 350—500 [ 29,5 |0,8656[ 360 ( 16,28| 4,73 | 42 | 0,12 | — | 0,05 | 78 | 10 | 5 | 4 | 3 Узеньская нефть XV горизонта 350—500 [ 24,1 ]0,8613| 401 ] 17,21] 7,61 | 44 [0,18| — | 0,03 [ 85 | 6 | 4 | 5 | - Узеньская нефть (смесь) 350-490 | 26,6 [0,8526] 360 | 13,13| 4,30 | 40 [0,10| — | 0,07 [ 82 | 7 1 5 [ 4 | 2 Тенгинская нефть 350-500 [ 31,0 |0,8518] 355 | 14,43] 3,78 | 40 | 0,04 | Следы | 0 | 85 | 6 j 4 | 3 | 2 Курганбайская нефть 350—490 | 28,1 |0,8881| 340 1 17,42] 4,82 | 35 | 0,21 ] 7-Ю~5 | 0,04 | 67 | 14 | 7 | 10 | 2
Содержание ароматических углеводородов, % IV группа
И и Ш группы
I группа
га га •©• X О. о, га 2 ti m ag «» g§..= 6 g S 3° SgggSS. и и •© >•
Коксуе- мость, о/ /0
Содержание, % | ванадия
серы
Темпера- тура за- стывания, °C
^100» сСт
V50. сСт
=5
Выход (на нефть), 0/ /0
|s§-u g >>\О о " ь S
338
261. Фракционный состав сырья для каталитического крекинга (°C)
Выход, объемн. % Фракция 350—490 °C дунгинской нефти I гори- зонта Фракция 350—490 °C дунгинской нефти нижне- меловой Фракция 350—490 °C тасбулатской нефти X го- ризонта Фракция 350—490 °C восточноже- тыбайской нефти XIII го- ризонта Фракция 350—490 °C узеньской нефти (смеси) Фракция 350—490 °C курган- байской нефти
342 366 318 350 338 342
5 376 374 366 371 376 357
10 388 384 379 385 387 374
20 399 390 390 396 400' 389
30 409 396 399 404 409 400
40 416 405 408 413 420 410
50 435 413 419 426 433 418
60 444 422 429 436 444 432
70 452 435 437 444 454 443
80 469 446 445 456 467 454
90 484 463 456 471 484 475
95 496 475 463 486 500 485
98 503 482 470 495 504 489
К. к. 503 482 470 495 504 489
262. Характеристика мазутов и остатков
Мазут и остаток Выход (на нефть), % ’о20 ... Р4 ВУ60 ВУво ВУюо Температура, °C Со дер- жание серы, % Коксуе- мость, %
застыва - ния вспышки в открытом 1 тигле
Дунгинская нефть I горизонта
Мазут топочный 40 69,5 0,8784 6,33 2,45 1,87 25 140 0,17 5,20
100 53,0 0,8962 31,19 6,39 3,61 31 216 0,21 6,63
Остаток выше 350 °C 53,0 0,8962 31,19 6,39 3,61 31 216 0,21 6,63
» 400 °C 48,6 0,9029 — 8,76 4,71 35 236 0,22 7,П
» 450 °C 39,7 0,9240 12,97 44 256 0,28 9,46
» 490 °C 29,2 0,9581 — 62* 324 0,30 14,56
Дунгинская нефть нижнемеловая
Мазут топочный 100 25,6 0,8775 — 2,98 2,25 42 224 0,14 2,78
Остаток
выше 350 °C 30,2 0,8712 — 2,37 1,78 40 214 0,12 2,38
» 400 °C 25,6 0,8775 — 2,98 2,25 42 224 0,14 2,78
» 450 °C 16,5 0,8918 -— 5,22 3,16 44 260 0,16 3,93
» 490 °C 11,6 0,9098 — 13,40 6,80 48 312 0,18 6,24
Жет ы б а й ска я неф т ь 11 горизонта
Мазут топочный 100 52,4 0,8722 7,35 2,40 1,83 41 178 0,23 3,03
Остаток
выше 300 °C 52,4 0,8722 7,35 2,40 1,83 41 178 0,23 3,03
» 350 °C 46,9 0,8771 12,60 3,27 2,17 43 216 0,27 3,11
» 400 °C 40,6 0,8990 — 9,63 4,01 43 252 0,29 4,73
» 450 °C 31,2 0,9167 — —. 6,04 43 278 0,32 5,27
» 500 °C 21,1 0,9180 — — 7,41 47 335 0,37 7,06
* Температура размягчения.
22*
339
Продолжение табл. 262
Мазут и остаток Выход (на не(£ть), Р4° ВУ50 ВУ80 ВУюо Температура, °C Содер- жание серы, % Коксуе- мость, %
застыва- ния вспышки в открытом тигле
Жет ы байская нефть (смесь)
Мазут топочный 100 Остаток 64,1 0,8837 — 3,70 2,38 42 200 0,11 3,72
выше 320 °C 64,1 0,8837 — 3,70 2,38 42 200 0,11 3,72
» 350 °C 58,8 0,8861 11,50 4,36 2,73 43 207 0,12 3,87
» 400 °C 52,9 0,8908 20,00 5,42 3,22 47 228 0,15 4,42
» 450 °C 40,3 0,9033 — 9,92 5,30 53* 252 0,17 4,61
» 490 °C 31,2 0,9170 — 10,80 6,41 46 305 0,18 6,34
Тасбулатская нефть X горизонта
Остаток выше 350 °C 66,5 60,5 0,8749 0,8784 — 2,70 3,17 1,89 2,10 43 46 224 242 0,16 0,19 1,92 2,01
» 400 °C
» 450 °C 45,9 0,8887 — 4,70 2,90 48 272 0,21 2,90
» 490 °C 34,0 0,9009 — 9,98 5,36 49 322 0,25 4,40
Тасбулатская нефть XV горизонта
Мазут топочный Остаток выше 350 °C 40 32,7 32,7 18,7 12,7 0,8700 0,8700 0,8861 0,9069 3,56 3,56 2,10 2,10 3,90 12,22 1,68 1,68 2,48 6,09 41 41 49 43 205 205 237 322 0,20 0,20 0,21 0,24 1,52 1,52 2,50 4,99
» 450 °C 490 °C
Восточножетыбайск а я н е ф т ь
Мазут топочный 100 59,5 0,9092 27,27 8,49 5,05 41 224 0,25 7,60
Остаток
выше 350 °C 65,4 0,9045 21,75 6,32 3,58 42 208 0,24 6,46
» 450 °C 48,7 0,9224 — 15,73 8,97 44 260 0,28 9,41
» 490 °C 39,7 0,9367 — 17,67 10,20 32 324 0,31 10,20
Карамандыбасск а я н е ф т ь XII гори зонт а
Остаток
выше 300 °C 78,8 0,9001 — 5,29 3,03 39 185 0,26 5,84
» 350 °C 70,5 0,9100 — 7,17 3,61 43 209 0,28 6,88
» 450 °C 64,4 0,9178 — 10,30 5,20 44 227 0,30 7,40
» 500 °C 41,0 0,9418 — — ; 15,30 53* 314 0,38 11,73
Уз еньская н е ф т ь XV гори 3 о н т
Мазут топочный 40 68,8 0,8870 — 4,07 2,63 42 200 0,19 4,10
Остаток
выше 350 °C 60,7 0,8950 — 6,16 3,02 47 239 0,21 4,84
» 400 °C 52,6 0,9050 — 8,30 4,10 49 245 5,02
» 450 °C 44,4 0,9150 — 11,20 6,18 50 271 5,98
» 500 °C 36,6 0,9210 — 21,37 9,00 51 312 0,24 8,10
* Температура размягчения.
340
Продолжение табл. 262
Мазут и остаток Выход (на нефть), % 20 Р4 ВУ60 ВУво ВУюо Температура, °C Содер- жание серы, % Коксуе- мость, %
застыва- ния вспышки в открытом тигле
Мазут топочный 40 У з е г 66,6 [ьска 0,9155 я не ф т ь 5,70 (с м е с 3,19 Ь) 42 212 0,17 5,20
Остаток выше 350 °C 66,6 0,9155 — 5,70 3,19 42 212 0,17 5,20
» 450 °C 51,2 0,9254 — 16,80 8,70 45 251 0,18 6,82
» 490 °C 40,0 0,9406 — .— 15,70 49 312 0,23 9,00
» 500 °C 36,5 0,9414 — — 16,10 55* 320 0,27 9,23
Тенгинская нефть
Мазут топочный 100 200 55,9 30,6 0,8868 0,9146 — 4,17 16,90 2,66 8,50 42 40 230 320 0,17 3,42 5,20
Остаток
выше 350 °C 61,6 0,8832 — 3,70 2,35 40 218 0,12 3,10
» 400 °C 55,9 0,8868 — 4,17 2,66 42 230 — 3,42
» 450 °C 46 ?0 0,8956 — 6,91 3,73 43 248 0,14 4,16
» 500 °C 30,6 0,9146 — 16,90 8,50 40 320 0,17 5,20
Кург а н б а некая нефть
Мазут топочный
40 90,5 0,8960 3,80 1,99 1,61 15 84 0,24 5,6
100 58,1 0,9359 — 8,60 5,03 31 212 0,51 8,8
200 51,0 0,9460 — 13,80 8,50 35 230 0,54 9,5
Остаток
выше 350 °C 58,1 0,9359 — 8,60 5,03 31 212 0,51 8,8
» 400 °C 51,0 0,9460 — 13,80 8,50 35 230 0,54 9,5
» 450 °C 38,8 0,9645 — — 15,65 37 267 0,60 12,1
» 490 °C 30,0 0,9986 — — 31,74 43* 319 0,71 16,6
* Температура размягчения.
263. Характеристика сырья для деструктивных процессов
Остаток после отбора фрак- ций до температуры, °C Выход (на нефть), % ,20 Р4 ВУюо Темпера- тура за- стывания, °C Содержа- ние серы, % Коксуе- мость, % Содержа- ние ванадия, %
Дунгинская нефть I горизонта
350 53,0 0,8962 3,61 31 0,21 6,63 0,2-Ю-4
450 39,7 0,9240 12,97 44 0,28 9,46 2,5-Ю"4
490 29,2 0,9581 — 62* 0,30 14,56 4,5-Ю-1
Дунгинская нефть нижнемеловая
350 30,2 0,8712 1,78 40 0,12 2,38 —
450 16,5 0,8918 3,16 44 0,16 3,93 —
490 11,6 0,9098 6,80 48 0,18 6,24 1,8-10~*
* Температура размягчения.
341
Продолжение табл. 263
264. Групповой углеводородный состав дистиллятной части нефтей, определенный адсорбционным методом
Темпера- тура отбора, °C Выход (на нефть), % Парафино-нафтеновые углеводороды Ароматические углеводороды Промежу- точная фракция и смолистые вещества, %
I группа II и III группы IV группа сум- марно, %
20 nD % л20 nD % л20 nD % „20 nD %
Дунгинская нефть I горизонта
200-250 7,9 1,4351—1,4390 91
250—300 8,5 1,4300—1,4560 91
300—350 8,0 1,4316—1,4590 90
350—400 4,4 1,4400—1,4782 83
400—450 8,9 1,4411—1,4790 81
450—490 10,5 1,4421—1,4880 78
1,4970—1,5260
1,5021—1,5200
1,5000—1,5163
1,5000—1,5290
1,4950-1,5295
1,4977—1,5285
5
4
3
8
6
8
1,5411—1,5646
1,5649—1,5850
1,5442—1,5885
1,5342—1,5882
1,5340—1,5832
1,5315—1,5870
4
5
5
5
4
2
1,5930—1,5960
1,5960—1,6220
1,5920—1,6241
1,5928—1,6280
2
3
6
9
9
9
10
16
16
19
1
3
3
Дунгинская нефть нижнемеловая
200—250 11,7 1,4310—1,4395 94 — 1,5595—1,5865 6 — —
250—300 12,5 1,4400—1,4842 89 1,4967—1,5132 3 1,5660—1,5870 6 1,5920—1,5905 2
300—350 9,8 1,4455—1,4860 89 1,4900—1,4971 2 1,5443—1,5680 5 1,5910—1,6028 4
350—400 5,5 1,4542—1,4720 88 1,4962—1,5275 4 1,5310—1,5890 4 1,5905—1,6025 3
400—450 8,2 1,4592—1,4860 88 1,4940—1,5290 4 1,5325—1,5860 4 1,5901—1,5951 3
450—490 4,9 1,4670—1,4900 86 1,4910—1,5300 5 1,5320—1,5890 3 1,5980—1,6040 4
Жетыбайская нефть II горизонта
6
11
11
11
11
12
1
1
2
200—250 8,9 1,4325—1,4892 90 1,4998—1,5242
250—300 7,5 1,4420—1,4862 88 1,4932—1,5152
300—350 5,5 1,4518—1,4760 86 1,4951—1,5060
350—400 6,3 1,4458—1,4890 86 1,5005—1,5290
400—450 9,0 1,4516—1,4750 86 1,4978—1,5282
450—500 10,5 1,4582—1,4820 84 1,4918—1,5225
4
5
6
7
6
6
1,5585—1,5770
1,5730—1,5898
1,5800—1,5900
1,5370—1,5800
1,5350—1,5745
1,5440—1,5860
6
7
4
2
3
4
1,5962—1,6128
1,5970—1,6258
1,5940-1,6250
1,5960—1,6150
3
4
4
4
10
12
13
13
13
14
1
1
1
2
Продолжение табл. 264
GO
►й*
Темпера* тура отбора, °C Выход (на нефть), % Парафино -нафтеновые углеводороды Ароматические углеводороды Промежу- точная фракция и смолистые вещества, %
I группа II и III группы IV группа сум- марно, %
„20 D % „20 "о % ’„20 nD % л20 nD %
200—250 14,6 1,4408—1,4600 91 Кетыбайска 1,5019—1,5090 я н е 6 [> т ь IX гори 1,5378—1,5878 зонте 3 9
250—300 17,7 1,4480—1,4790 85 1,5110—1,5245 6 1,5338—1,5870 9 1,5930—1,5965 4 15
300—350 16,1 1,4530—1,4795 85 1,5072—1,5240 4 1,5330—1,5855 5 1,5935—1,6220 5 14 1
350—400 6,4 1,4605—1,4820 83 1,4990—1,5270 6 1,5333—1,5800 5 1,5918—1,6360 5 16 1
400—450 8,4 1,4630—1,4796 82 1,4980—1,5215 6 1,5320—1,5867 5 1,5910—1,6540 5 16 2
450—500 8,6 1,4680—1,4845 81 1,5000—1,5280 7 1,5370—1,5890 6 1,5910—1,6600 3 16 3
200—250 7,9 1,4302—1,4500 X 90 (етыбайска 1,5300 я н е < 7 > т ь XII гори 1,5356—1,5535 ЗОНТ 3 а 10
250—300 7,9 1,4410—1,4529 89 1,4970—1,5125 3 1,5308—1,5790 8 - 11
300—350 8,4 1,4465—1,4560 89 1,4915—1,5080 2 1,5500—1,5868 5 1,6100 3 10 1
350—400 5,0 1,4562—1,4890 88 1,4955—1,5270 4 1,5310—1,5840 3 1,5930—1,6477 4 11 1
400—450 9,9 1,4597—1,4862 88 1,4958—1,5300 4 1,5570—1,5843 2 1,5972—1,6550 5 11 1
450—500 10,7 1,4650—1,4890 86 1,4920—1,5252 5 1,5360—1,5843 4 1,5990—1,6670 4 13 1
200—250 8,4 1,4345—1,4400 92 Жетыбай 1,4950—1,5140 с к а я 4 нефть (смес 1,5370—1,5890 ь) 4 8
250—300 7,4 1,4440—1,4535 89 1,4958—1,5130 3 1,5460—1,5850 8 11
300—350 8,8 1,4446—1,4636 88 1,4940—1,5075 3 1,5335—1,5900 9 12
350—400 5,9 1,4550—1,4840 85 1,4916—1,5290 6 1,5338-—1,5860 4 1,5975—1,6420 4 14 1
400—450 12,6 1,4600—1,4872 85 1,4970—1,5284 6 1,5305—1,5820 3 1,5915—1,6520 5 14 1
450—490 8,5 1,4670—1,4865 81 1,4910—1,5265 8 1,5350—1,5860 5 1,5933—1,6500 3 16 3
200—250 6,3 1,4313—1,4870 86 'асбулатскг 1,4940—1,5205 я не 5 фть X гори 1,5551—1,5868 зонта 9 14
250-300 9,0 1,4390—1,4811 86 1,4950—1,5222 4 1,5604—1,5852 9 1,5905 1 14
300—350 9,0 1,4450—1,4841 86 1,4900—1,5205 4 1,5657—1,5829 7 1,5895 3 14
350—400 6,0 1,4452—1,4870 85 1,4924—1,5260 6 1,5470—1,5880 4 1,5898—1,6296 4 14 1
400—450 14,6 1,4510—1,4800 84 1,4900—1,5261 6 1,5420—1,5850 5 1,5990-1,6325 4 15 1
450—490 11,9 1,4630—1,4870 83 1,5084—1,5158 6 1,5321—1,5840 5 1,5970—1,6018 5 16 1
Т асбулатска я п е ф ть XV горизонта
200-250 12,9 1,4328-1,4370 92 1,4910—1,5288 4 1,5398—1,5728 4 — — 8 —
250—300 11,0 1,4398—1,4528 90 1,4920—1,5272 5 1,5545—1,5772 5 — — 10 —
300—350 8,0 1,4470—1,4790 89 1,4972—1,5040 2 1,5375—1,5828 4 1,5960—1,5990 5 И —
350—400 4,5 1,4550—1,4740 88 1,4965—1,5296 5 1,5310—1,5830 2 1,5995—1,6435 4 И 1
400—450 9,5 1,4560-1,4823 88 1,4930—1,5250 4 1,5315—1,5870 3 1,6027—1,6465 4 11 1
450-490 6,0 1,4600—1,4870 86 1,4922—1,5275 6 1,5320—1,5820 3 1,6055—1,6500 4 13 1
Восточножетыбайская нефть
200—250 6,9 1,4365—1,4419 89 1,4965—1,5060 3 1,5402—1,5697 8 — — 11 —
250—300 7,4 1,4427—1,4563 86 1,4984—1,5283 4 1,5640—1,5839 10 — —• 14 —
300—350 9,0 1,4484—1,4610 84 1,4960—1,5098 4 1,5670—1,5724 11 — —— 15 1
350—400 5,9 1,4458—1,4820 83 1,4980—1,5260 5 1,5340—1,5822 5 1,6108 5 15 2
400—450 10,8 1,4545—1,4860 82 1,4908—1,5300 6 1,5320—1,5836 5 1,5929—1,6200 5 16 2
450—490 9,0 1,4590—1,4846 78 1,4900—1,5258 9 > 1,5300—1,5810 6 1,5934—1,6320 4 19 3
Карамандыбасская нефть IX горизонта
200—250 6,7 1,4345—1,4525 91 1,4908—1,5165 4 1,5412—1,5720 5 — — 9 —
250—300 /8,8 1,4428—1,4527 87 1,4985—1,5090 3 1,5510—1,5690 10 —— — 13 —
300—350 8,8 1,4460—1,4570 87 1,4950—1,4990 2 1,5350—1,5878 7 1,5910—1,6030 4 13 —
350—400 4,4 1,4500—1,4757 85 1,4980—1,5242 6 1,5455—1,5870 3 1,5930—1,6425 5 14 1
400—450 9,9 1,4590—1,4825 85 1,4975—1,5280 6 1,5460—1,5840 4 1,5970—1,6690 4 14 1
450—490 10,3 1,4650—1,4890 84 1,4910—1,5265 5 1,5400—1,5834 4 1,5914—1,6680 5 14 2
Карамандыбасская нефть X горизонта
200—250 5,1 1,4420—1,4510 83 1,4900—1,5200 10' 1,5690 7 — — 17
250—300 12,5 1,4300—1,4539 82 1,4950—1,5295 9 1,5745—1,5900 • 8 — — 17 1
300—350 14,6 1,4590—1,4605 80 1,4970—1,5222 9 1,5320—1,5864 7 1,6000 2 18 2
350—400 9,3 1,4270—1,4735 79 1,4912—1,5306 10 1,5321—1,5871 5 1,5980—1,6019 4 19 2
400—450 8,9 1,4338—1,4830 78 1,4925—1,5300 10 1,5900 5 — 5 20 2
450—500 12,8 1,4420—1,4882 77 1,4930—1,5240 10 1,5318—1,5845 5 5 20 3
Продолжение табл. 264
9ic
Темпера- тура отбора, °C Выход (на нефть), % Парафино -нафтеновые углеводороды Ароматические углеводороды Промежу- точная фракция и смолистые вещества, %
I группа II и III группы 17 группа сум- марно, %
20 nD % 20 nD % „20 nD % „20 nD %
Карамандыбасская нефть XII горизонта
200—250 6,6 1,4430—1,4658 90 1,4910—1,5295 7 1,5550 3 — — 10
250—300 7,0 1,4490—1,4790 88 1,5030—1,5295 8 1,5430—1,5880 3 1,5932 1 12
300—350 8,3 1,4485—1,4700 83 1,4917—1,5060 10 1,5730 3 1,5947 3 16 1
350—400 6,1 1,4459—1,4635 80 1,4940—1,5200 10 1,5320—1,5785 4 1,6025—1,6069 4 18 2
400—450 7,2 1,4516—1,4738 79 1,4942—1,5225 10 1,5305—1,5790 4 1,5930—1,6070 4 18 3
450—500 16,2 1,4576—1,4770 76 1,4932—1,5250 10 1,5373—1,5792 5 1,5938—1,6080 5 20 4
Узеньская нефть XV горизонта
200—250 7,9 1,4368—1,4418 91 1,4920—1,5090 5 1,5385—1,5810 4 1 — — 9
250—300 6,9 1,4430—1,4515 89 1,5270 6 1,5468—1,5608 5 j —' — 11
300—350 8,1 1,4520—1,4680 87 1,4972—1,5180 6 1,5330—1,5720 4 • 1,5918—1,6385 2 12 1
350—400 8,1 1,4580—1,4842 86 1,5000—1,5180 5 1,5347—1,5880 4 1,6020—1,6388 4 13 1
400—450 8,2 1,4655—1,4858 86 1,5008—1,5300 6 1,5340—1,5855 3 |1,5980—1,6560 4 13 1
450—500 7,8 1,4680—1,4848 82 1,4942—1,5272 7 1,5308—1,5850 5 |1,5940—1,6455 4 16 2
Узеньская н е ф т ь XVI горизонта
200—250 6,6 1,4335—1,4490 92 1,4905—1,5114 4 1,5310—1,5506 4 — — 8 —
250—300 5,8 1,4407—1,4900 90 1,5022—1,5140 4 1,5340—1,5795 6 — — 10
300—350 7,6 1,4445—1,4700 88 1,5032—1,5232 2 1,5462—1,5584 9 — — 11 1
350—400 6,9 1,4580—1,4840 86 1,4955—1,5260 5 1,5321—1,5885 4 1,6082—1,6350 4 13 1
400—450 450—500 9,7 10,9 1,4614—1,4800 1,4678—1,4865 86 82 1,4917—1,5265 1,4945—1,5260 7 8 1,5324—1,5774 1,5306—1,5870 3 3 1,5915—1,6390 1,5966—1,6340 3 5 13 16 1 2
200—250 7,4 1,4322—1,4446 92 У з е н ь с к 1,4320—1,4920 а я н 5 ефть (смесь 1,5430—1,5780 3 — — 8 —
250—300 6,2 1,4411—1,4590 89 1,4964—1,5090 2 1,5325—1,5690 8 — — 10 1
300—350 8,3 1,4468—1,4758 86 1,4930—1,5050 3 1,5310—1,5838 9 — — 12 2
350—400 5,6 1,4489—1,4890 86 1,4955—1,5280 5 1,5325—1,5855 4 1,5920—1,6357 3 12 2
400—450 9,8 1,4520—1,4785 85 1,4900—1,5258 6 1,5303—1,5850 4 1,5974—1,6420 3 13 2
450—500 14,7 1,4550—1,4840 78 1,4905—1,5288 9 1,5318—1,5860 6 1,5950—1,6490 4 19 3
Тенгинская нефть
200—250 8,9 1,4335—1,4850 90 1,4930—1,5250 3 1,5602—1,5885 4 — — 10 —
250—300 7,9 1,4406—1,4888 88 1,4972—1,5256 5 1,5390—1,5895 3 1,5945—1,6000 3 11 1
300—350 11,4 1,4425—1,4810 88 1,4910—1,5267 5 1,5340—1,5480 1 1,5915—1,6285 5 11 1
350—400 5,7 1,4500—1,4822 87 1,4980—1,5370 5 1,5368—1,5880 3 1,6110—1,6240 3 11 2
400—450 9,9 1,4530—1,4802 86 1,4940—1,5213 6 1,5340—1,5880 3 1,5970—1,6470 3 12 2
450—500 15,4 1,4590—1,4860 84 1,4950—1,5275 6 1,5310—1,5890 5 1,5900—1,6690 2 13 3
Курганбайская нефть
200—250 8,7 1,4215—1,4420 88 1,4935—1,5110 7 1,5450—1,5750 5 — — 12 —
250—300 7,ftt 1,4190—1,4542 77 1,4910—1,5220 11 1,5342—1,5895 8 1,5918—1,5979 4 23 —
300—350 10,2 1,4490—1,4645 75 1,4968—1,5190 9 1,5567—1,5882 7 1,6022—1,6270 9 25 —
350—400 7,1 1,4389—1,4785 72 1,5050—1,5265 12 1,5342—1,5826 5 1,5938—1,6091 10 27 1
400—450 12,2 1,4451—1,4842 68 1,5012—1,5290 14 1,5340—1,5812 6 1,5913—1,6129 10 30 2
450—490 8,8 1,4467—1,4863 61 1,4912—1,5278 15 1,5320—1,5900 И 1,5987—1,6131 10 36 3
265. Содержание парафина в 50-градусных масляных фракциях
Температура отбора, °C Содержание парафина, Температура плавления парафина, °C Температура отбора, СС Содержание парафина, % Температура плавления парафина, °C
Дунп I 350—400 400—450 450—490 Дунг НИИ 350—400 400—450 450—490 Ж е т ы II 350—400 400—450 450—500 Ж е т ы IX 350—400 400—450 450—500 Ж е т ы 350—400 400—450 450—490 Т а с б у X 350—400 400—450 450—490 Т а с б у XV 350—400 400—450 450—490 В о с т о ч 350—400 400—450 450—490 н с к а я не горизонта 38,1 40,0 23,6 «некая не н е м е л о в 36 36 26 5 а й с к а я н горизонт 40,2 42,3 33,6 5 а й с к а я н горизонт 35,0 40,0 43,0 тайская н (смесь) 35,2 39,0 35,9 татская н горизонт 34,9 39,0 35,0 датская н горизонт 35,9 46,5 49,0 ножетыба нефть 32,0 40,0 33,0 ф т ь 41 50 58 ф т ь я 40 59 60 е ф т ь а 39 51 61 е ф т ь а 41 50 60 е ф т ь 42 53 61 е ф т ь а 40 50 60 е ф т ь а 40 49 54 й с к а я 41 53 60 К а р а м а н IX 350—400 400—450 450—490 К а р а м а н X 350—400 400—450 450—490 К а р а м а н XII г 350—400 400—450 450—500 У з е н XV 350—400 400—450 450—500 У з е н XVI г 350—400 400—450 450—500 У з е н ь с к 350—400 400—450 450—500 Т е н г 350—400 400—450 450—500 К у Р г а I 400—450 450—490 lbi6accKaf горизонт 35,0 52,0 56,0 I ы б а с с к а горизонт 29,0 33,5 30,0 дыбасска оризонта 32,0 38,5 34,8 ь с к а я н е ( горизонт 35,4 43,2 45,1 ь с к а я не оризонта 35,5 46,8 35,0 а я нефть 35,9 38,1 36,5 инская не 38,3 38,5 42,5 «байская I 21,2 1 35,3 нефть а 42 48 55 я нефть а 43 54 61 я нефть 42 50 60 j) т ь • а 44 53 57 ф т ь 39 49 61 (смесь) 42 53 60 ф т ь 41 52 57 нефть 1 51 I 55
348
266. Структурно-групповой состав 50-градусных фракций нефтей
Темпера- тура отбора, °C 20 р4 „20 nD М Распределение углерода, % Среднее число колец в молекуле
СА СН ^кол СП Кд Кн Ко
Дунгинская нефть I горизонта
200—250 0,7891 1,4410 175 5 21 26 74 0,10 0,50 0,60
250—300 0,8173 1,4548 202 7 30 37 63 0,16 0,75 0,91
300—350 0,8269 1,4604 256 6 25 31 69 0,20 0,80 1,00
350—400 0,8381 1,4681 300 10 18 28 72 0,30 0,82 1,12
400—450 0,8532 1,4751 360 9 21 30 70 0,39 1,03 1,42
450—490 0,8756 1,4899 420 14 17 31 69 0,74 1,12 1,86
Дунгинская нефть нижнемеловая
200—250 0,7891 1,4415 175 6 19 -25 75 0,13 0,42 0,55
250—300 0,8160 1,4566 210 7 22 29 71 0,19 0,59 0,78
300—350 0,8202 1,4584 255 6 18 24 76 ' 0,20 0,59 0,79
350—400 0,8324 1,4687 270 7 23 30 70 0,23 0,80 1,03
400—450 0,8396 1,4670 320 6 23 29 71 0,23 0,96 1,19
450—490 0,8612 1,4776 410 7 23 30 70 0,30 1,48 1,78
Жетыбайская нефть II горизонта
200—250 0,7896 1,4422 180 7 16 23 77 0,14 0,38 0,52
250—300 0,8137 1,4556 208 7 21 28 72 0,19 0,55 0,74
300—350 0,8239 1,4600 255 7 20 27 73 0,22 0,64 0,86
350—400 0,8400 1,4680 290 8 20 28 72 0,29 0,87 1,16
400—450 0,8482 1,4725 360 8 20 28 72 0,34 0,99 1,33
450—500 0,8646 1,4803 440 8 21 29 71 0,43 1,40 1,83
Жетыбайская нефть IX горизонта
200—250 0,8151 1,4530 173 8 37 45 55 0,17 0,80 •0,97
250—300 0,8435 1,4690 202 13 38 51 49 0,32 0,98 1,30
300—350 0,8487 1,4724 248 12 29 41 59 0,36 0,99 1,35
350—400 0,8591 1,4788 280 14 25 39 61 0,46 1,03 1,49
400—450 0,8632 1,4815 325 13 22 35 65 0,51 1,06 1,57
450—500 0,8734 1,4890 400 15 17 32 68 0,72 1,10 1,82
Жетыбайская нефть XII горизонта
200—250 0,7923 1,4435 172 7 20 27 73 0,15 0,43 0,58
250—300 0,8143 1,4550 209 9 21 30 70 0,22 0,57 0,79
300—350 0,8220 1,4605 252 8 19 27 73 0,24 0,59 0,83
350—400 0,8370 1,4660 280 10 21 31 69 0,35 0,72 1,07
400—450 0,8440 1,4701 336 9 21 30 70 0,37 0,84 1,21
450—500 0,8577 1,4782 418 9 20 29 71 0,78 0,93 1,71
Жет ыбайская нефть (смесь)
200—250 0,7968 1,4452 180 7 22 29 71 0,14 0,51 0,65
250—300 0,8201 1,4576 208 9 25 34 66 0,23 0,66 0,89
300—350 0,8288 1,4620 254 7 24 31 69 0,23 0,74 0,97
350—400 0,8403 1,4702 280 12 18 30 70 0,41 0,80 1,21
400—450 0,8484 1,4735 360 9 19 28 72 0,40 0,87 1,27
450—490 0,8648 1,4818 430 10 19 29 71 0,51 1,24 1,75
349
Продолжение табл. 266
Продолжение табл. 266
Темпера- тура отбора, °C Л20 Р4 „20 nD м Распределение углерода, % Среднее число колец в молекуле
СА СН г кол сп Кд КН Ко
Тасбулатская нефть X горизонта
200—250 0,8033 1,4520 190 12 12 24 76 0,27 0,30 0,57
250—300 0,8190 1,4600 205 13 11 24 76 0,36 0,33 0,69
300—350 0,8269 1,4646 252 13 11 24 76 0,40 0,35 0,75
350—400 0,8302 1,4662 280 13 11 24 76 0,42 0,41 0,83
400—450 0,8422 1,4729 320 13 11 24 76 0,50 0,45 0,95
450—490 0,8590 1,4830 390 14 14 28 72 0,70 0,70 1,40
Тасбулатская нефть XV горизонта ;
200—250 0,7920 1,4440 173 8 14 22 ' 78 0,18 0,38 0,56
250—300 0,8069 1,4520 212 8 15 23 77 0,21 0,41 0,62
300—350 0,8261 1,4630 265 9 15 24 76 0,30 0,51 0,81
350—400 0,8366 1,4656 280 7 25 32 68 0,24 0,88 1,12
400—450 0,8506 1,4745 328 10 22 32 68 0,37 1,07 1,44
450—490 0,8649 1,4800 400 9 23 32 68 0,40 1,38 1,78
Восточножетыбайская н е ф т ь
200—250 0,8007 1,4480 175 9 22 31 69 0,20 0,49 0,69
250—300 0,8268 1,4623 208 12 24 36 64 0,31 0,64 0,95
300—350 0,8410 1,4710 245 15 20 35 65 0,44 0,64 1,08
350—400 0,8485 1,4742 280 13 22 35 65 0,45 0,80 1,25
400—450 0,8610 1,4805 360 12 19 31 69 0,52 1,02 1,54
450—490 0,8704 1,4862 400 13 18 31 69 0,63 1,11 1.74
Кар амандыбасская н е ф т ь IX гори зонта
200—250 0,7905 1,4418 180 5 20 25 75 0,12 0,44 0,56
250—300 0,8151 1,4560 213 9 19 28 72 0,24 0,52 0,76 j
300—350 0,8252 1,4610 256 8 19 27 73 0,25 0,67 0,92 Я
350—400 0,8409 1,4685 280 9 25 34 66 0,37 0,87 1,18
400—450 0,8465 1,4710 335 7 25 32 68 0,30 1,02 1,32 1
450—490 0,8656 1,4792 410 6 27 33 67 0,31 1,61 1,92
Карамандыбасская н е ф т ь X горизонта
200—250 0,8010 1,4480 185 8 21 29 71 0,17 0,50 0,67 1
250—300 0,8325 1,4650 215 10 29 39 61 0,30 0,83 1,13 .
300—350 0,8413 1,4691 260 11 25 36 64 0,34 0,86 1,20
350—400 0,8533 1,4752 300 11 24 35 65 0,44 0,98 1,42
400—450 0,8609 1,4783 360 11 22 33 67 0,48 1,05 1,53 ‘
450—500 0,8740 1,4860 410 11 23 34 66 0,56 1,43 1,99 1
Карамандыбасская нефть XII горизонта
200—250 0,8025 1,4472 180 7 27 34 66 0,13 0,63 0,76
250—300 0,8222 1,4572 210 6 30 36 64 0,17 0,82 0,99
300—350 0,8322 1,4628 250 7 28 35 65 0,20 0,89 1,09
350—400 0,8452 1,4705 280 9 28 37 63 0,32 0,97 1,29
400—450 0,8527 1,4747 360 9 21 30 70 0,37 1,06 1,43
450—500 0,8743 1,4856 400 11 23 34 66 0,51 1,49 2,00
Темпера- тура отбора, °C 20 р4 л20 nD м Распределение углерода, % Среднее число колец в молекуле
СА СН Скол СП Кд кн Ко
Узеньская нефть XV горизонта
200—250 250—300 300—350 350—400 400—450 450—500 0,7965 0,8106 0,8237 0,8393 0,8513 0,8661 1,4450 1,4533 1,4603 1,4686 1,4778 1,4815 170 212 245 288 362 405 8 8 9 10 9 10 21 19 19 20 21 21 29 27 28 30 30 31 71 • 73 72 70 70 69 0,16 0,20 0,25 0,30 0,40 0,47 0,52 0,62 0,65 0 79 0,97 1,33 0,68 0,82 0,90 1,09 1,37 1,80
200—250 0,7870 У з е н ь 1,4410 с к а я 175 н е ф т 7 ь XVI 16 гори 23 зонт 77 а 0,14 0,36 0,50
250—300 0,8030 1,4500 202 8 17 25 75 0,18 0,49 0,67
300—350 0,8187 1,4575 240 7 18 25 75 0,22 0,58 0,80
350—400 0,8350 1,4670 280 10 17 27 73 0,35 0,62 0,97
400—450 0,8470 1,4725 358 9 21 30 70 0,37 0,88 1,25
450—500 0,8661 1,4815 420 9 21 30 70 0,47 1,34 1,81
200—250 0,7934 Уз 1,4430 еньск 183 а я н 6 ф т ь 19 (с м е с 25 -ь) 75 0,14 0,43 0,57
250—300 0,8060 1,4514 215 7 23 30 70 0,18 0,52 0,70
300—350 0,8224 1,4610 250 7 19 26 74 0,22 0,62 0,84
350—400 0,8360 1,4670 293 7 22 29 71 0,26 0,81 1,07
400—450 0,8479 1,4780 333 8 22 30 70 0,33 0,99 1,32
450—500 0,8630 1,4810 400 10 23 33 67 0,50 1,22 1,72
200—250 0,7918 1,4428 Т е н г 175 и н с к 7 а я не 20 ф т ь 27 73 0,14 0,45 0,59
250—300 0,8147 1,4545 218 7 22 29 71 0,18 0,60 0,78
300—350 0,8197 1,4580 256 6 18 24 76 0,19 0,61 0,80
350—400 0,8364 1,4669 290 9 21 30 70 0,31 0,78 1,09
400—450 0,8455 1,4712 360 8 20 28 72 0,33 0,92 1,25
450—500 0,8642 1,4803 455 8 21 29 71 0,44 1,37 1,81
200—250 0,8094 1,4539 < у р г а 173 н б а й 17 ск а я 18 н е ф т 35 ь 65 0,29 0,52 0,81
250—300 0,8380 1,4691 200 18 27 45 55 0,40 0,72 1,12
300—350 0,8503 Г, 4772 244 18 22 40 60 0,51 0,70 1,21
350—400 0,8700 1,4853 280 16 26 42 58 0,57 1,08 1,65
400—450 0,8830 1,4930 342 17 23 40 60 0,70 1,22 1,92
450—490 0,9048 1,5025 420 19 22 41 59 0,98 1,57 2,55
350
351
3
267. Характеристика дистиллятных базовых масел и групп углеводородов, полученных адсорбционным методом
Исходная фракция и смесь углеводородов Выход, % 20 р4 „20 nD М V50. сСт v100> сСт ИВ Темпера- тура за- стывания, °C Содер- жание серы,
на фрак- цию на нефть
Дунгинская нефть I горизонта
Фракция 350—450 °C 100,0 13,3 0,8491 1,4730 320 10,32 3,47 —, 31 0,05
Фракция 350—450 °C после депарафинизации 61,6 8,2 0,8749 1,4863 325 15,23 4,22 96 —15 —-
Нафтено-парафиновые углеводороды 48,2 6,4 0,8463 1,4659 330 12,30 3,84 128 —12 0,04
Нафтено-парафиновые углеводороды и I группа ароматических углеводородов 53,4 7,1 0,8528 1,4720 330 13,13 3,85 102 —12 0,07
Нафтено-парафиновые углеводороды, I, II и III группы ароматических углеводородов 57,4 7,6 0,8598 1,4762 340 13,98 4,00 98 —13 0,11
Нафтено-парафиновые; I, II, III и IV группы аро- матических углеводородов Фракция 450—490 °C 60,6 8,0 0,8680 1,4821 335 14,87 4,15 95 —14 0,16
100,0 10,5 0,8756 1,4899 420 28,56 6,87 119 44
Фракция 450—490 °C после депарафинизации 58,5 6,1 0,8976 1,5005 430 49,71. 8,79 72 —24 —
Нафтено-парафиновые углеводороды 42,6 4,5 0,8658 1,4759 440 31,86 7,03 101 —20 0,08
Нафтено-парафиновые углеводороды и I группа ароматических углеводородов 48,5 5,1 0,8718 1,4813 440 36,88 7,71 96 —20 0,09
Нафтено-парафиновые углеводороды I, II и III группы ароматических углеводородов 53,8 5,6 0,8817 1,4885 435 41,18 8,16 90 —20 0,19
Нафтено-парафиновые углеводороды, I, II, III и IV группы* ароматических углеводородов 56,3 5,9 0,8887 1,4940 435 45,46 8,46 80 -22 0,20
Дунгинская нефть нижнемеловая
Фракция 350—450 °C 100,0 13,7 0,8367 1,4657 290 8,29 3,10 — 31 0,05
Фракция 350—450 °C после депарафинизации 61,4 8,4 0,8595 1,4817 280 10,87 3,45 110 .—17 —
Нафтено-парафиновые углеводороды 50,0 6,9 0,8365 1,4620 285 9,56 3,21 135 —12 —
Нафтено-парафиновые углеводороды и I группа 53,6 7,4 0,8412 1,4682 287 10,00 3,31 124 —13 —
ароматических углеводородов Нафтено-парафиновые, I, II и III группы арома- 57,5 7,9 0,8494 1,4735 292 10,40 3,38 116 —13 —
тических углеводородов Нафтено-парафиновые, I, II, III и IV группы аро- 60,1 8,3 0,8576 1,4797 296 10,68 3,42 112 —14 —
матических углеводородов
23—160
Фракция 450—490 °C Фракция 450—490 °C после депарафинизации Нафтено-парафиновые углеводороды Нафтено-парафиновые и I группа ароматических 100,0 69,3 54,7 59,9 4,9 3,4 2,7 3,0 0,8612 0,8862 0,8600 0,8630 1,4776 1,4955 1,4735 1,4782 410 415 425 418 21,27 35,28 26,95 27,72 6,07 7,31 6,60 6,60 90 117 111 44 —14 —10 —10 0,08
углеводородов Нафтено-парафиновые, I, II и III группы арома- 64,2 3,2 0,8688 1,4828 415 30,17 6,88 103 —11 —
тических углеводородов Нафтено-парафиновые, I, II, III и IV группы аро- 67,3 3,3 0,8769 1,4890 410 32,34 7,03 97 —11 0,09
матических углеводородов
Жет ы байская нефть (смесь)
Фракция 350—460 °C 100,0 20,6 0,8472 1,4734 320 10,71 3,36 — 36 0,12
Фракция 350—46.0 °C после депарафинизации 58,2 12,0 0,8773 1,4888 340 17,34 4,31 — —24 —
Нафтено-парафиновые углеводороды Нафтено-парафиновые и I группа ароматических 45,0 49,2 9,3 10,2 0,8527 0,8550 1,4695 1,4710 360 355 13,80 14,45 4,05 4,10 114 100 —22 —23
углеводородов Нафтено-парафиновые, I и II группы ароматиче- 52,4 10,9 0,8626 1,4762 350 15,06 4,19 96 —24 ' —
ских углеводородов Нафтено-парафиновые, I, II и III группы арома- 55,1 11,4 0,8693 1,4818 350 15,78 4,30 92 —24 0,14
тических углеводородов Фракция 460—490 °C 100,0 6,4 0,8659 1,4823 430 26,20 6,75 — 52 0,16
Фракция 460—490 °C после депарафинизации 61,3 3,9 0,8902 1,4942 450 47,50 9,23 95 —17 —
Нафтено-парафиновые углеводороды 45,5 2,9 0,8640 1,4753 450 33,83 7,22 104 —16 —
Нафтено-парафиновые и I группа ароматических 49,7 3,2 0,8670 1,4768 445 34,50 7,29 94 —16 —
углеводородов Нафтено-парафиновые, I и II группы ароматиче- 53,8 3,5 0,8727 1,4818 440 37,02 7,62 92 — 17
ских углеводородов Нафтено-парафиновые, I, II и III группы арома- 56,4 3,6 0,8760 1,4840 438 40,39 8,10 92 —17 0,15
тических углеводородов
Тасбулатская нефть X горизонта
Фракция 350—450 °C 100,0 20,6 0,8403 1,4714 315 7,12 3,03 — 33 0,13
Фракция 350—450 °C после депарафинизации 54,0 Н,1 0,8714 1,4858 320 11,74 3,50 85 —26
Нафтено-парафиновые углеводороды 41,3 8,5 0,8392 1,4635 330 9,84 3,22 108 —22 , —
Нафтено-парафиновые и I группа ароматических 45,0 9,3 0,8434 1,4670 327 10,26 3,28 102 —22 —
углеводородов со Нафтено-парафиновые, I, II и III группы арома- 48,6 10,0 0,8504 1,4725 325 10,59 3,37 99 —22 —
Ц тических углеводородов
Продолжение табл. 267
Исходная фракция и смесь углеводородов Выход, % Р420 „20 nD Л1 v50’ сСт v100’ сСт ИВ Темпера- тура за- стывания, °C Содер- жание серы, %
на фрак- нию на нефть
Нафтено-парафиповые, I, II, III и IV группы аро- 52,9 10,9 0,8664 1,4849 322 11,19 3,41 85 —25 0,12
магических углеводородов 11,9 0,8590 1,4830 400 5,58 0,14
Фракция 450—490 °C 100,0 — — 49
Фракция 450—490 °C после депарафинизации 61,8 7,4 0,8827 1,4932 415 36,10 7,58 95 —17 —
Нафтено-парафиновые углеводороды 46,7 5,6 0,8640 1,4753 425 28,42 6,58 104 — 14 —
Нафтено-парафиновые и I группа ароматических 51,6 6,2 0,8659 1,4774 422 29,20 6,64 100 —16 —
углеводородов Нафтено-парафиновые, I, II и III группы арома- 55,7 6,6 0,8720 1,4825 420 30,96 6,82 98 — 16 —
тических углеводородов Нафтено-парафиновые, I, II, III и IV группы аро- 59,5 7,1 0,8807 1,4901 417 34,33 7,32 95 — 17 0,14
матических углеводородов
Т асбулатская нефть XV горизонта
Фракция 350—450 °C 100,0 14,0 0,8461 1,4705 300 8,84 3,11 — 32 0,13
Фракция 350—450 °C после депарафинизации 56,5 7,9 0,8668 1,4828 290 12,25 3,63 — —25 —
Нафтено-парафиновые углеводороды 46,2 6,5 0,8428 1,4653 310 10,33 3,47 132 —19 —
Нафтено-парафиновые и I группа ароматических углеводородов 49,9 7,0 0,8475 1,4680 310 11,11 3,54 119 — 19 —
Нафтено-парафиновые, I, II и III группы арома- тических углеводородов 51,8 7,3 0,8529 1,4715 310 11,42 3,56 111 —20 —
Нафтено-парафиновые, I, II, III и IV группы аро- матических углеводородов 54,1 7,6 0,8595 1,4764 300 11,80 3,58 99 —21 0,12
Фракция 450—490 °C 100,0 6,0 0,8649 1,4800 410 33,69 6,06 — 47 0,18
Фракция 450—490 °C после депарафинизации 65,0 3,9 0,8880 1,4932 430 42,67 8,23 — —20 —
Нафтено-парафиновые углеводороды 50,4 3,0 0,8630 1,4750 450 32,88 7,38 109 —16 —
Нафтено-парафиновые и I группа ароматических углеводородов 54,6 3,3 0,8667 1,4782 450 33,78 7,50 107 —16 —
Нафтено-парафиновые, I, II и III группы арома- тических углеводородов 58,3 3,5 0,8731 1,4820 440 35,21 7,67 104 —16 —
Нафтено-парафиновые, I, II, III и IV группы аро- матических углеводородов 61,2 3,7 0,8809 1,4880 430 37,00 7,85 101 — 17 0,15
Восточножетыбайская нефть
Фракция 350—450 °C 100,0 16,70 0,8544 1,4760 300 10,73 3,56 — 35 0,15
Фракция 350—450 °C после депарафинизации 59,6 9,95 0,8824 1,4922 340 15,12 4,46 — —23 —
11афтено-парафиновые углеводороды 41,2 6,87 0,8452 1,4659 320 11,52 3,75 139 — 17 —
Нафтено-парафиновые и I группа ароматических 48,7 8,13 0,8552 1,4700 322 12,56 3,85 126 — 17 —
углеводородов Нафтено-парафиновые, I, II и III группы арома- 52,9 8,84 0,8630 1,4780 325 13,20 3,96 118 — 18 —
тических углеводородов Нафтено-парафиновые, I, II, III и IV группы аро- 57,0 9,52 0,8740 1,4865 330 13,72 4,04 114 — 19 0,13
матических углеводородов
Фракция 450—490 °C 100,0 9,00 0,8704 1,4862 400 — 6,34 — 49 0,17
Фракция 450—490 °C после депарафинизации 54,1 4,90 0,9013 1,5000 410 46,11 8,92 91 —20 —
Нафтено-парафиновые углеводороды 35,0 3,16 0,8630 1,4752 420 29,82 7,04 118 —15 —
Нафтено-парафиновые и I группа ароматических 42,5 3,84 0,8712 1,4820 417 31,74 7,30 112 —15 —
углеводородов Нафтено-парафиновые, I, II и III группы арома- 47,9 4,34 0,8830 1,4900 415 36,35 7,74 101 —16 —
тических углеводородов Нафтено-парафиновые, I, II, III и IV группы аро- 51,3 4,65 0,8920 1,4946 413 39,89 8,11 94 —16 0,15
матических углеводородов
Карамандыб а с с к а я нефть XII гор ИЗОН т а
Фракция 350—450 °C 100,0 13,3 0,8510 1,4732 290 9,14 3,12 30 0,20
Фракция 350—450 °C после депарафинизации 65,2 8,7 0,8776 1,4886 310 12,82 3,72 90,6 —26 —
Нафтено-парафиновые углеводороды 45,5 6,1 0,8456 1,4661 320 10,12 3,36 123,6 —20 —
Нафтено-парафиновые и I группа ароматических 54,7 7,3 0,8547 1,4716 320 10,94 3,49 115,1 —21 —
углеводородов Нафтено-парафиновые, I, II и III группы арома- 60,2 8,0 0,8646 1,4788 315 11,41 3,55 108,7 —23
тических углеводородов Нафтено-парафиновые, I, II, III и IV группы аро- 64,2 8,5 0,8748 1,4861 310 12,00 3,60 95,4 —24 0,24
матических углеводородов
Фракция 450—500 °C 100,0 16,2 0,8745 1,4856 410 28,11 6,66 — 48 0,28
Фракция 450—500 °C после депарафинизации 63,0 10,2 0,9044 1,5020 420 50,23 9,08 78,4 —22
Нафтено-парафиновые углеводороды 40,3 6,5 0,8754 1,4795 440 34,72 7,51 101,8 —20 —
Нафтено-парафиновые и I группа ароматических 51,4 8,3 0,8833 1,4852 435 37,76 7,85 96,8 —22 —
со углеводородов СЛ СЛ
Продолжение табл. 267
Исходная фракция и смесь углеводородов Выход, % р42° л20 nD м V50. сСт 00» сСт ив Темпера- тура за- стывания, °C Содер- жание серы, %
на фрак- цию на нефть
Нафтено-парафиновые, I, II и III группы арома- тических углеводородов Нафтено-парафиновые, I, II, III и IV группы аро- матических углеводородов 57,5 60,9 9,3 9,9 0,8905 0,8989 1,4905 1,4980 430 420 40,70 44,71 8,20 8,62 93,8 88,9 —22 —22 —-
Узеньская нефть (смесь)
Фракция 350—460 °C 100,0 18,3 0,8453 1,4700 340 11,11 3,76 — 38 0,16
Фракция 350—460 °C после депарафинизации 52,7 9,7 0,8756 1,4859 345 17,42 4,56 85 —22 —
Нафтено-парафиновые углеводороды 39,9 7,3 0,8510 1,4685 360 13,60 4,07 121 — 19 —
Нафтено-парафиновые углеводороды и I группа ароматических углеводородов 45,6 8,4 0,8577 1,4728 360 14,48 4,21 114 —20 —
Нафтено-парафиновые углеводороды, I, II и III группы ароматических углеводородов 48,7 9,3 0,8646 1,4775 355 15,33 4,34 109 —22 —
Нафтено-парафиновые, I, II, III и IV группы аро- матических углеводородов 51,2 9,4 0,8707 1,4820 355 16,30 4,45 99 —22 0,19
Фракция 460—490 °C 100,0 8,3 0,8698 1,4825 450 — 7,65 — 49 0,22
Фракция 460—490 °C после депарафинизации 57,6 4,8 0,8942 1,4950 430 44,47 8,63 90 —21 —
Нафтено-парафиновые углеводороды 40,5 3,3 0,8688 1,4770 455 32,55 7,79 121 —17 —
Нафтено-парафиновые и I группа ароматических Х ГГ’ Тг д О /Л ТТ ГЛ ГЛ С\ ГТ ГЛ D 47,7 3,9 0,8747 1,4808 455 35,55 8,03 114 —17 —
у 1 лсьидиридиь Нафтено-парафиновые, I, II и III группы арома- тических углеводородов 52,2 4,3 0,8827 1,4870 440 39,38 8,25 102 — 17 —
Нафтено-парафиновые, I, И, III и IV группы аро- матических углеводородов 55,6 4,6 0,8895 1,4913 435 43,66 8,55 91 —18 0,24
Тенгинская нефть
Фракция 350—450 °C 100,0 15,6 0,8417 1,4693 310 9,19 3,22 — 32 0,04
Фракция 350—450 °C после депарафинизации 59,8 9,3 0,8667 1,4830 330 12,33 3,76 99 —20 —
Нафтено-парафиновые углеводороды 48,8 7,6 0,8444 1,4662 355 10,72 3,46 119 —13 —•
ММШМЙВШМ
Нафтено-парафиновые и I группа ароматических 53,1 8,3 0,8507 1,4702 340 11,31 3,56 114 —13
углеводородов Нафтено-парафиновые, I, II и III группы арома- 55,3 8,6 0,8532 1,4722 335 11,60 3,60 110 -15
тических углеводородов Нафтено-парафиновые, I, II, III и IV группы аро- 58,9 9,2 0,8642 1,4812 330 12,14 3,65 100 —17 0,05
матических углеводородов 100,0
Фракция 450—500 °C 15,4 0,8642 1,4803 455 16,89 7,72 45 0,08
Фракция 450—500 °C после депарафинизации 56,7 8,7 0,8899 1,4950 430 41,51 8,39 96 —22 —
Нафтено-парафиновые углеводороды 42,2 6,5 0,8645 1,4756 450 31,38 7,49 119 —20
Нафтено-парафиновые и I группа ароматических 48,2 7,4 0,8710 1,4800 445 34,22 7,59 107 —20 —
углеводородов Нафтено-парафиновые, I, II и III группы арома- 51,8 8,0 0,8770 1,4846 440 36,75 7,75 99 —20
тических углеводородов Нафтено-парафиновые, I, II, III и IV группы аро- 55,1 8,5 0,8850 1,4916 435 39,28 8,10 98 —21 0,09
, магических углеводородов 4
К ург анб айс к а я не ф т ь
Фракция 350—450 °C 100,0 19,3 0,8831 1,4934 318 11,62 3,84 26 0,23
Фракция 350—450 °C после депарафинизации 77,9 15,0 0,9041 1,5038 320 14,78 4,12 94 —20
Нафтено-парафиновые углеводороды 46,9 9,1 0,8557 1,4700 340 11,55 3,72 133 —19 0,30
Нафтено-парафиновые и I группа ароматических 58,5 11,3 0,8664 1,4778 325 12,38 3,77 113 —19 0,06
углеводородов Нафтено-парафиновые, I, II и III группы арома- 65,9 12,7 0,8782 1,4854 320 13,17 3,84 100 —19
0,13
тических углеводородов Нафтено-парафиновые, I, II, III и IV группы аро- 77,5 14,9 0,9021 1,5020 315 14,64 4,09 94 —20
0,31
матических углеводородов
Фракция 450—490 °C 100,0 8,8 0,9048 1,5025 415 40,18 8,30 45 0,31
Фракция 450—490 °C после депарафинизации 76,3 6,7 0,9256 1,5150 418 67,27 10,87 73 —20
Нафтено-парафиновые углеводороды 37,5 3,3 0,8743 1,4785 440 36,09 8,01 112 —15 0,05
Нафтено-парафиновые и I группа ароматических 51,8 4,5 0,8841 1,4854 440 41,48 8,40 96 -15 0,07
углеводородов Нафтено-парафиновые, I, II и III группы арома- 63,6 5,6 0,9017 1,4970 430 49,65 9,06 82 -16
0,23
тических углеводородов Нафтено-парафиновые, I, II, III и IV группы аро- 74,3 6,5 0,9213 1,5118 410 61,92 73 —18
10,27 0,46
матических углеводородов
СО Сл
268. Выход гача после депарафинизации масляных фракций
Темпера- тура отбора, °C Выход гача, % Темпера- тура плавления гача, °C Темпера- тура отбора, °C Выход гача, % Темпера- тура плавления гача, °C
на фракцию на нефть на фракцию на нефть
Дунгинская нефть I горизонта Восточножетыбайская нефть
350—450 38,4 5,1 46 350—450 40,4 6,7 47
450—490 41,5 4,4 53 450—490 45,9 4,1 57
Дунгинская нефть нижнемеловая Карам андыбасская нефть XII горизонта
350—450 38,6 5,3 44 350—450 34,8 4,6 46
450—490 30,7 1,5 57 450—500 37,0 6,0 58
Жетыбайская нефть (смесь) У з.е н ь с к а я гефть (смесь)
350—450 41,8 8,6 49 350—450 47,3 8,6 48
450—490 Та 39,7 | 2,5 сбулатская не X горизонта 59 ф т ь 450—490 Т 42,4 | 3,5 енгинская нес 57 т ь
350—450 46,0 9,5 45 350—450 40,2 6,3 1 47
450—490 Та | 38,2 | 4,5 сбулатская не XV горизонта 56 ф т ь 450—500 | 43,3 | 5,2 Курганбайская н | 56 е ф т ь
350-450 43,5 6,1 44 350—450 22,1 4,3 45
450—490 35,0 2,1 58 450—490 23,7 2,1 58
269. Структурно-групповой состав дистиллятных базовых масел
и групп углеводородов
Исходная фракция и смесь углеводородов Распределение углерода, % Среднее число колец в молекуле
СА сн с ^кол сп КА кн Ко
Дунгинская нефть I г оризонта
Фракция 350—450 °C 10 24 34 66 0,35 1,00 1,35
Фракция 350—450 °C после депарафи- 14 26 40 60 0,54 1,32 1,86
низации
Нафтено-парафиновые углеводороды 0 34 34 66 0 1,58 1,58
Нафтено-парафиновые и I группа аро- 5 30 35 65 0,20 1,40 1,60
магических углеводородов
Нафтено-парафиновые, I, II и III труп- 7 29 36 64 0,29 1,38 1,67
пы ароматических углеводородов
Нафтено-парафиновые, I, II, III и IV 12 25 37 63 0,45 1,33 1,78
группы ароматических углеводоро-
’ дов
358
Продолжение табл. 269
Исходная фракция и смесь углеводородов Распределение углерода, % Среднее число колец в молекуле
СА сн ^кол сп КА «н Ко
Фракция 450—490 °C 14 17 31 69 0,74 1,12 1,86
Фракция 450—490 °C после депарафи- низации 16 23 39 61 0,87 1,63 2,50
Нафтено-парафиновые углеводороды 0 34 34 66 0 2,19 2,19
Нафтено-парафиновые и I группа аро- матических углеводородов 5 30 35 65 0,25 1,97 2,22
Нафтено-парафиновые, I, II и III груп- пы ароматических углеводородов 10 26 36 64 0,55 1,80 2,35
Нафтено-парафиновые, I, II, III и IV группы ароматических углеводоро- дов 13 24 37 63 0,70 1,70 2,40
нижнемеловая
Дунгинская нефть
Фракция 350—450 °C 6 24 30 70 0,23 0,88 1,11
Фракция 350—450 °C после депарафи- низации 17 19 36 64 0,55 0,85 1,40
Нафтено-парафиновые углеводороды 0 35 35 65 0 1,27 1,27
Нафтено-парафиновые и I группа аро- матических углеводородов 8 25 33 67 0,27 1,03 1,30
Нафтено-парафиновые, I, II и III груп- пы ароматических углеводородов 11 23 34 66 0,39 0,94 1,33
Нафтено-парафиновые, I, II, III и IV группы ароматических углеводоро- дов 14 21 35 65 0,52 0,86 1,38
Фракция 450—490 °C 7 23 30 70 0,30 1,48 1,78
Фракция 450—490 °C после депарафи- низации 16 19 35 65 0,82 1,26 2,08
Нафтено-парафиновые углеводороды 0 30 30 70 0 1,80 1,80
Нафтено-парафиновые и I группа аро- матических углеводородов 6 25 31 69 0,31 1,53 1,84
Нафтено-парафиновые, I, II и III груп- пы ароматических углеводородов 10 22 32 68 0,48 1,41 1,89
Нафтено-парафиновые, I, II, III и IV группы ароматических углеводоро- дов 13 21 34 66 0,65 1,30 1,95
359
Продолжение табл. 269
Продолжение табл. 269
Распределение углерода. Среднее число колец
% в молекуле
Исходная фракция и смесь углеводородов СА сн ^кол сп КА Кн ко ,
Жетыбайская нефть (смесь)
Фракция 350—450 °C 11 19 30 70 0,44 0,79 1,23
Фракция 350—450 °C после депарафи- 15 23 38 62 0,63 1,30 1,93 ;
низации 1,72 1,72 1
Нафтено-парафиновые углеводороды 0 34 34 66 0
Нафтено-парафиновые и I группа аро- 1 34 35 65 0,12 1,66 1,78 ;
матических углеводородов Нафтено-парафиновые, I, II и III груп- ^Д1ы ароматических углеводородов 5 32 37 63 0,20 1,65 1,85
0,38 1,52 1,90 '
Нафтено-парафиновые, I, II, III и IV 10 28 38 62
группы ароматических углеводоро- дов 0,51 1,75
Фракция 450—490 °C 10 19 29 71 1,24
Фракция 450—490 °C после депарафи- 12 27 39 61 0,66 1,82 2,48
низации 2,18 2,18 1
Нафтено-парафиновые углеводороды 0 33 33 67 0
Нафтено-парафиновые и I группа аро- 1 33 34 66 0,10 2,13 2,23
матических углеводородов Нафтено-парафиновые, I, II и III труп- 5 30 35 65 0,28 1,96 2,24
пы ароматических углеводородов Нафтено-парафиновые, I, II, III и IV 8 29 37 63 0,42 1,88 2,30
группы ароматических углеводоро- дов
Тасбулатская нефт ь X горизонта
Фракция 350—450 °C 12 11 23 77 0,47 0,47 0,94
Фракция 350—450 °C после депарафи- 14 24 38 62 0,56 1,17 1,73
низации
Нафтено-парафиновые углеводороды 0 31 31 69 0 0,92 0,92
Нафтено-парафиновые и I группа аро- 3 29 32 68 0,11 1,28 1,39
матических углеводородов Нафтено-парафиновые, I, II и III труп- 7 25 32 68 0,29 1,14 1,43
пы ароматических углеводородов Нафтено-парафиновые, I, II, III и IV 11 23 34 64 0,55 1,02 1,57
группы ароматических углеводоро- дов
Фракция 450—490 °C 14 14 28 72 0,70 0,70 1,40
Фракция 450—490 °C после депарафи- 15 19 34 66 0,76 1,27 2,03
низации
Нафтено-парафиновые углеводороды 0 33 33 67 0 2,12 2,12
Нафтено-парафиновые и I группа аро- 3 30 33 67 0,17 1,92 2,09
матических углеводородов Нафтено-парафиновые, I, II и III труп- 7 27 34 66 0,35 1,76 2,11
пы ароматических углеводородов Нафтено-парафиновые, I, II, III и IV 12 22 34 66 0,60 1,52 2,12
группы ароматических углеводоро- дов
Исходная фракция и смесь углеводородов Распределение углерода, % Среднее число колец в молекуле
СА СН Скол СП Кд Кн Ко
Тасбулатская нефть XV гор и з о н т а
Фракция 350—450 °C 8 26 34 66Т 0,30 1,03 1,33
Фракция 350—450 °C после депарафи- 13 27 40 60* 0,48 1,17 1,65
низации 1
Нафтено-парафиновые углеводороды 0 33 33 67< 0 1,48 1,48
Нафтено-парафиновые и I группа аро- 2 32 34 66 0,07 1,47 1,54
матических углеводородов 31 ч
Нафтено-парафиновые, I, II и III груп- 4 35 65 0,16 1,45 1,61
пы ароматических углеводородов Нафтено-парафиновые, I, II, III и IV 8 30 38 62 0,31 1,32 1,63
группы ароматических углеводоро- дов
Фракция 450—490 °C 9 23 32 68 0,40 1,38 1,78
Фракция 450—490 °C после депарафи- 12 25 37 63 0,65 1,76 2,41
низации
Нафтено-парафиновые углеводороды 0 32 32 68 0 2,10 2,10
Нафтено-парафиновые и I группа аро- 3 30 33 67 0,17 2,00 2,17
матических углеводородов Нафтено-парафиновые, I, II и III груп- 5 29 34 66 0,27 1,97 2,24
пы ароматических углеводородов Нафтено-парафиновые, I, II, III и IV 8 26 36 64 0,50 1,81 2,31
группы ароматических углеводоро- дов
Восточножетыбайская нефть
Фракция 350—450 °C 12 23 35 65 0,42 1,02 1,44
Фракция 350—450 °C после депарафи- низации 16 24 40 60 0,66 1,27 1,93
Нафтено-парафиновые углеводороды 0 34 34 66 0 1,50 1,50
Нафтено-парафиновые и I группа аро- матических углеводородов 5 34 39 61 0,23 1,47 1,70
Нафтено-парафиновые, I, II и III груп- пы ароматических углеводородов 8 30 38 62 0,32 1,42 1,74
Нафтено-парафиновые, I, II, III и IV группы ароматических углеводоро- дов 14 26 40 60 0,58 1,22 1,80
Фракция 450—490 °C 13 18 31 69 0,63 1,11 1,74
Фракция 450—490 °C после депарафи- низации 14 28 42 58 0,73 1,98 2,71
Нафтено-парафиновые углеводороды 0 34 34 66 0 2,06 2,06
Нафтено-парафиновые и I группа аро- матических углеводородов 7 27 34 66 0,35 1,74 2,09
Нафтено-парафиновые, I, II и III груп- пы ароматических углеводородов 11 26 37 63 0,47 1,78 2,25
Нафтено-парафиновые, I, II, III и IV группы ароматических углеводоро- дов 12 27 39 61 0,63 1,88 2,51
360
351
Продолжение табл. 269
Исходная фракция и смесь углеводородов Распределение углерода, % Среднее число колец в молекуле
СА сн Скол сп Кд КН «о
Карамандыбасскау нефть XII г о ip и з о н т а
Фракция 350—450 °C 9 24 33 67 0,33 1,92 2,25
Фракция 350—450 °C после депарафи- 15 26 41 59 0,57 1,28 1,85
низации 1,54 1,54
Нафтено-парафиновые углеводороды 0 35 35 65 0
Нафтено-парафиновые и I группа аро- 3 34 37 63 0,13 1,55 1,68
магических углеводородов Нафтено-парафиновые, I, II и III труп- 9 29 38 62 0,34 1,43 1,77
пы ароматических углеводородов Нафтено-парафиновые, I, II, III и IV 13 28 41 59 0,50 1,35 1,85
группы ароматических углеводоро-
Фракция 450—500 °C 11 23 34 66 0,51 1,49 2,00
Фракция 450—500 °C после депарафи- 15 28 43 57 0,78 2,00 2,78
низации 2,57 2,57
Нафтено-парафиновые углеводороды 0 39 39 61 0
Нафтено-парафиновые и I группа аро- 4 37 41 59 0,19 2,51 2,70
магических углеводородов Нафтено-парафиновые, I, II и III труп- 8 34 42 58 0,42 2,31 2,73
пы ароматических углеводородов Нафтено-парафиновые, I, II, III и IV 13 30 43 57 0,67 2,07 2,74
группы ароматических углеводоро- дов
Продолжение табл. 269
Исходная фракция и смесь углеводородов Распределение углерода, % Среднее число колец в молекуле
СА СН с кол сп КА Кн Ко
Тенгинская нефть
Фракция 350—450 °C 8 21 29 71 0,32 0,85 1,17
Фракция 350—450 °C после депарафи- низации 13 23 36 64 0,52 1,13 1,65
Нафтено-парафиновые углеводороды 0 33 33 67 0 1,49 1,49
Нафтено-парафиновые и I группа аро- матических углеводородов 3 31 34 66 0,13 1,44 1,57
Нафтено-парафиновые, I, II и III груп- пы ароматических углеводородов 5 30 35 65 0,20 1,38 1,58
Нафтено-парафиновые, I, II, III и IV группы ароматических углеводоро- дов 12 24 36 64 0,48 1,15 1,63
Фракция 450—500 °C 8 21 29 71 0,44 1,37 1,81
Фракция 450—500 °C после депарафи- низации 13 24 37 63 0,71 1,67 2,38
Нафтено-парафиновые углеводороды 0 33 33 67 0 2,18 2,18
Нафтено-парафиновые и I группа аро- матических углеводородов 3 32 35 65 0,18 2,08 2,26
Нафтено-парафиновые, I, II и III груп- пы ароматических углеводородов 7 29 36 64 0,37 1,93 2,30
Нафтено-парафиновые, I, II, III и IV группы ароматических углеводоро- дов 12 24 36 64 0,62 1,69 2,31
Узеньская
Фракция 350—460 °C
Фракция 350—460 °C после депарафи-
низации
Нафтено-парафиновые углеводороды
Нафтено-парафиновые и I группа
ароматических углеводородов
Нафтено-парафиновые, I, II и III груп-
пы ароматических углеводородов
Нафтено-парафиновые, I, II, III и IV
группы ароматических углеводоро-
дов
Фракция 460—490 °C
Фракция 460—-490 °C после депарафи-
низации
Нафтено-парафиновые углеводороды
Нафтено-парафиновые и I группа аро-
матических углеводородов
Нафтено-парафиновые, I, II и III груп-
пы ароматических углеводородов
Нафтено-парафиновые, I, II, III и IV
группы ароматических углеводоро-
дов
нефть (смесь)
7 1 23 30 70 0,26 I 1,06 1,32
11 27 38 62 0,50 I 1,49 1,9»
0 34 34 66 0 1,71 1,71
2 33 35 65 0,09 1,71 1,8»
6 31 37 63 0,23 1,67 1,90
9 29 38 62 0,38 1,57 1,95.
10 23 33 67 0,50 1,22 1,72
12 28 40 60 0,61 2,04 2,65
0 35 35 65 0 2,35 2,35
2 35 37 63 0,11 2,35 2,4»
7 31 38 62 0,38 2,13 2,51
9 31 40 60 0,50 2,13 2,68
К ург анб айск а я нефть
Фракция 350—450 °C 18 23 41 59 0,70 1,20 1,90
Фракция 350—450 °C после депарафи- низации 20 29 49 51 0,80 1,53 2,33
Нафтено-парафиновые углеводороды 0 37 37 63 0 1,83 1,83
Нафтено-парафиновые и I группа аро- матических углеводородов 6 35 41 59 0,20 1,71 1,91
Нафтено-парафиновые, I, II и III груп- пы ароматических углеводородов 12 32 44 56 0,41 1,69 2,10
Нафтено-парафиновые, I, II, III и IV группы ароматических углеводоро- дов 19 30 49 51 0,75 1,56 2,31
Фракция 450—490 °C 19 22 41 59 0,98 1,57 2,55
Фракция 450—490 °C после депарафи- низации 20 29 49 51 1,05 2,09 3,14
Нафтено-парафиновые углеводороды 0 39 39 61 0 2,55 2,55
Нафтено-парафиновые и I группа аро- матических углеводородов 4 37 41 59 0,21 2,51 2,72
Нафтено-парафиновые, I, II и III груп- пы ароматических углеводородов 11 34 45 55 0,59 2,36 2,95
Нафтено-парафиновые, I, II, III и IV группы ароматических углеводоро- дов 19 30 49 51 0,96 2,16 3,12
362
363
270. Характеристика остаточных базовых масел, полученных адсорбционным методом
Остаток и смесь углеводородов Выход, % р420 20 nD М v50> сСт v100» сСт V50 ив ввк Температура застывания, СС Содер- жание серы,
на оста- ток на нефть
v100
Дунгинская нефть I горизонта
Остаток выше 490 °C Нафтено-парафиновые и I группа аромати- 100,0 24,1 29,2 2,8 0,9581 0,9196 1,5150 660 485,2 45,54 10,7 88 0,839 62 (т. размягч.) —19 0,30 0,24
ческих углеводородов зации после депарафини-
Дунгинская нефть нижнемеловая
Остаток выше 490 °C Нафтено-парафиновые и I группа аромати- ческих углеводородов после депарафини- зации 100,0 24,1 11,6 2,8 0,9098 0,8718 1,4818 620 370,0 101,3 49,94 17,85 5,7 112 0,800 48 —12 0,18
Жетыбайс кая тефть (смесь)
Остаток выше 500 °C Нафтено-парафиновые и I группа аромати- ческих углеводородов после депарафини- зации 100,0 19,3 28,6 5,5 0,9250 0,8849 1,4892 635 149,1 54,09 21,84 6,8 100 0,806 47 -16 0,19
Тасбулатская нефть X горизонта
Остаток выше 490 °C Нафтено-парафиновые, I, II и III группы ароматических углеводородов после депа- рафинизации 100,0 36,9 34,0 4,7 0,9009 0,9001 1,5017 620 178,2 39,00 24,09 7,1 101 0,813 49 —16 0,25 0,20
Восточножетыбайская нефть
Остаток выше 490 °C Нафтено-парафиновые, I, II и III группы ароматических углеводородов после депа- рафинизации 100,0 37,7 39,7 14,9 0,9363 0,9200 1,5090 600 272,3 130,9 32,5 8,4 96 0,847 -21 0,31
Карамандыбасская нефть XII горизонта
Остаток выше 490 °C 100,0 41,0 0,9418 — — — — — — — 53 (т. размягч.) 0,38
Нафтено-парафиновые и I группа аромати- ческих углеводородов после депарафини- зации 18,6 7,6 0,9010 1,4990 630 193,6 24,45 7,9 89 0,834 —20 —
Нафтено-парафиновые, I и II группы аро- матических углеводородов после депара- финизации 26,5 10,9 0,9149 1,5050 650 355,8 37,00 8,7 86 0,850 —16
Узеньская нефть (смесь)
Остаток выше 490 °C 100,0 40,0 0,9406 — — 116,0 49 0,23
Нафтено-парафиновые, I и II группы аро- 14,4 5,7 0,8932 1,4938 610 114,6 19,09 6,0 111 0,818 —19 0,39
матических углеводородов после депара- финизации
Курганбайская нефть
Остаток выше 490 °C Нафтено-парафиновые и I группа аромати- 100,0 12,9 30,0 3,9 0,9986 0,9215 1,5090 590 285,8 235,1 30,86 9,2 83 0,850 43 (т. размягч.) —21 0,71 0,45
ческих углеводородов после депарафини- зации
271. Выход петролатума после депарафинизации парафино-нафтеновых
и ароматических углеводородов, выделенных
из деасфальтенированных остатков
Смесь углеводородов Остаток Выход петролатума, о/ /о Температура плавления
выше, °C на остаток на нефть петролатума, °C
Дунгинская нефть I горизонта
Нафтено-парафиновые и I группа аро- матических углеводородов 490 29,3 8,7 61
Дунгинская нефть нижнемеловая
Нафтено-парафиновые и I группа аро- матических углеводородов 490 45,5 5,2 57
Жетыбайска я нефть (смесь)
Нафтено-парафиновые и I группа аро- матических углеводородов 500 43,0 ,2.3 55
Тасбулатская н е ф т ь X горизонта
Нафтено-парафиновые, I, II и III груп- пы ароматических углеводородов 490 54,4 18,4 52
Тасбулатская н е ф т ь Х\ Т горизонта
Нафтено-парафиновые, I, II и III груп- пы ароматических углеводородов 490 36,9 4,7 64
Восточножетыбайская нефть
Нафтено-парафиновые, I и II группы ароматических углеводородов 490 36,1 14,3 59
Карамандыбасская нефть XII гор и з о н т а
Нафтено-парафиновые, I и II группы ароматических углеводородов 500 30 12,4 64
Узеньская нефть (смесь)
Нафтено-парафиновые, I и II группы ароматических углеводородов 490 37,3 14,9 65
Курганбайская н е ф т ь
Нафтено-парафиновые и I группа аро- матических углеводородов 490 28,2 8,4 57
366
272. Структурно-групповой состав остаточных базовых масел
Смесь углеводородов Распределение углерода, % Среднее число колец в молекуле
СА СН с кол сп Ка Кн Ко
Дунгинская нефть I горизонта
Нафтено-парафиновые и I группа аро- матических углеводородов после де- парафинизации 19 16 35 65 1,99 1,67 3,66
Дунгинская нефть нижнемеловая
Нафтено-парафиновые и I группа аро- матических углеводородов после де- парафинизации 3 24 27 73 0,63 1,90 2,53
Жетыбайска я не ф т ь (смесь)
Нафтено-парафиновые и I группа аро- матических углеводородов после де- парафинизации 6 25 31 69 0,50 2,52 3,02
Тасбулатская г е ф т ь X горизонта
Нафтено-парафиновые, I, II и III груп- пы ароматических углеводородов после депарафинизации 14 19 33 67 1,05 2,08 3,13
Тасбулатская н е ф т ь XV горизонта
Нафтено-парафиновые, I, II и III груп- пы ароматических углеводородов после депарафинизации 9 19 28 '72 0,86 2,62 3,48
Восточножетыбайская нефть
Нафтено-парафиновые, I и II группы ароматических углеводородов после депарафинизации 14 28 42 58 1,00 3,08 4,08
Карамандыбасская нефть XII г о риз о н т а
Нафтено-парафиновые, I и II группы ароматических углеводородов 29 40 60 0,88 3,40 4,28
Узеньская неф т ь (смесь)
Нафтено-парафиновые, I и II группы ароматических углеводородов после депарафинизации | ю 25 35 65 0,60 2,51 3,11
Курганбайская н е ф т ь
Нафтено-парафиновые и I группа аро- матических углеводородов после депарафинизации 13 31 44 56 0,92 3,23 4,15
367
368 Я 24-160
273. Потенциальное содержание базовых дистиллятных и остаточных масел
Температура отбора, °C Выход (на нефть) дистиллятной фракции или остатка, % Характеристика базовых масел Содержание базового масла, %
₽42° V50- сСт v100. сСт V50 у юо ИВ ввк температура застывания, °C на дистил- лятную фракцию или остаток на нефть
Дунгинская нефть I гори зонта
350—450 13,3 0,8680 14,87 4,15 95 0,813 —14 60,6 8,0
450—490 10,5 0,8817 41,18 8,16 — 90 0,818 —22 56,3 5,9
Остаток выше 490 29,2 0,9196 485,2 45,54 10,7 88 0,839 —19 24,1 2,8
Дунгинская нефть нижнемеловая
350—450 13,7 0,8576 10,68 3,42 112 —14 60,1 8,3
450-490 4,9 0,8769 32,34 7,03 97 —11 67,3 3,3
Остаток выше 490 11,6 0,8719 101,3 17,85 5,7 112 0,800 —12 24,1 2,8
Жет ы байская нефть (смесь)
350—460 460—490 Остаток выше 500 20,6 6,4 28,6 0,8715 0,8830 0,8849 15,78 40,39 149,1 4,30 8,10 21,84 6,8 92 92 100 0,806 —24 — 17 — 16 55,1 56,4 19,3 11,4 3,6 5,5
350—450 14,0 0,8595 Т а с б у 11,80 л а т с к а 3,58 я н е ф т I X гор 99 и з о н т а -21 54,1 7,6
450—490 6,0 0,8809 37,00 7,85 101 —17 61,2 3,7
Остаток выше 490 34,0 0,9001 178,2 24,09 7,1 101 0,813 —16 36,9 4,7
• Восточножетыбайская нефть
350—450 450 —490 Остаток выше 490 16,7 9,0 39,7 0,8740 0,8920 0,9200 13,72 39,89 272,3 4,04 8,11 32,5 8,4 114 94 96 0,847 — 19 —16 —21 57,0 51,3 37,7 9,5 4,6 14,9
Карамандыбасская нефть XII горизонта
350—450 450—500 Остаток выше 500 13,3 16,2 41,0 0,8748 0,8989 0,9149 12,00 44,71 355,8 3,60 8,62 37,00 8,7 95 89 86 0,850 —24 —22 —16 64,2 60,9 26,5 8,5 9,9 10,9
Узеньская нефть (смесь) h
350—450 450—490 Остаток выше 490 18,3 8,3 40,0 0,8707 0,8895 0,8932 16,30 43,66 114,6 4,45 8,55 19,09 6,0 99 91 111 0,818 —22 —18 —19 51,2 55,6 14,4 9,4 4,6 5,7
Тенгинская нефть
350—450 450—500 15,6 15,4 0,8642 0,8850 12,14 39,28 3,65 8,10 — 100 98 0,810 0,823 —17 —21 58,9 55,1 9,2 8,5
Кург анб айс к а я нефть
350—450 450—490 Остаток 19,3 8,8 30,0 0,9021 0,9213 0,9215 14,64 61,92 285,8 4,09 10,27 30,86 9,2 94 73 83 0,859 0,869 0,850 —21 —18 —21 77,5 74,3 12,9 14,9 6,5 3,9
СО со выше 490
274. Характеристика нефтей применительно к получению ?
из них дорожных битумов (ГОСТ 11954—66) „ и
Нефть Содержание, % 2,5П А + сс А + Сс — 2,5П 1
асфаль- тенов СМОЛ сили- каге- левых пара- фина
Дунгинская I горизонта 4,07 10,91 14,9 37,25 14,98 —22,27
Дунгинская нижнемеловая 0,56 2,15 8,9 22,25 2,71 —19,54 «
Жетыбайская (смесь) 1,70 19,40 23,4 58,50 21,10 —37,40
Тасбулатская X горизонта » 0,60 5,45 33,7 84,2 6,15 —78,05 : &
Тасбулатская XV горизонта 0,28 1,83 12,7 31,75 2,11 —29,64
Восточножетыбайская 1,70 16,61 19,9 49,75 18,31 —29,44 Г .
Карамандыбасская XII горизон- та 0,83 15,56 20,3 50,75 16,39 —34,36
Узеньская (смесь) 1,11 15,30 21,0 52,50 16,41 —36,09
Тенгинская 0,95 15,20 22,7 56,75 16,15 —40,60 м
Курганбайская 4,45 6,23 16,3 40,75 10,65 —30,10
При меч ание. Получать битумы из этих нефтей не рекомендуется. *
275. Шифр нефтей согласно технологической классификации (ГОСТ 912—66)
Нефть Шифр нефти
класс тип группа подгруппа вид
Дунгинская I горизонта I L м2 Hi П3
Дунгинская нижнемеловая I Tt м4 Их П3
Жетыбайская (смесь) I т2 м2 Их Из
Тасбулатская X горизонта I Т2 м2 Их П3
Тасбулатская XV горизонта I Ь — Их Из
Восточножетыбайская I Ti м2 Их П3
Карамандыбасская XII горизон- та I Т3 м2 Их П3
Узеньская (смесь) I Т2 м2 Их Из
Тенгинская I Т2 — Их Из
Курганбайская I Т2 м2 И2 п3
370
371
277. Разгонка (ИТК) дунгинской нижнемеловой нефти в аппарате АРН-2 и характеристика полученных фракций
№ фрак- ции Температура выкипания фракции при 760 мм рт. ст., °C Выход (на нефть), % Р|° „20 п£> м ^20» сСт V50. сСт Vioo> сСт Темпера- тура застывания, °C Содержа- ние серы, %
отдельных фракций суммарный
1 До 28 0,7 0,7 — —
(газ до С4)
2 28—64 4,2 4,9 0,6368 1,3860 — — — — — 0
3 64—90 3,1 8,0 0,7043 1,3955 93 — — — — 0
4 90—98 3,0 11,0 0,7244 1,4056 — — — — — 0
5 98—108 2,8 13,8 0,7495 1,4185 100 — — — — 0
6 108—122 3,0 16,8 0,7347 1,4120 — — — — — 0
7 122—132 2,9 19,7 0,7484 1,4210 116 — — — — 0
8 132—152 3,2 22,9 0,7600 1,4290 — 0,89 — — — 0
9 152—167 2,9 25,8 0,7649 1,4311 136 1,13 — — — 0
Ю 167—172 2,8 28,6 0,7685 1,4320 — 1,22 —. — —63 0
И 172—184 3,0 31,6 0,7703 1,4333 141 1,46 — — —57 0
12 184—195 3,1 34,7 0,7744 1,4360 — 1,69 — — -52 0
13 195—212 3,3 38,0 0,7788 1,4375 165 1,90 1,20 — —34 0
14 212—225 3,0 41,0 0,7855 1,4408 — 2,26 1,39 — —29 0,003
15 225—238 3,6 44,6 0,7929 1,4444 183 2,63 1,60 — —24 —
16 ' 238—252 3,4 48,0 0,8015 1,4502 — 3,09 1,81 — —19 -— .
17 252—261 3,1 51,1 0,8163 1,4575 193 3,55 1,98 — —22 0,008
18 261—277 2,9 54,0 0,8183 1,4590 — 4,03 2,20 — —12 —.
19 277—291 3,0 57,0 0,8153 1,4579 215 4,72 2,49 1,25 —5 —
20 291—300 3,0 60,0 0,8133 1,4562 .— 5,46 2,79 1,36 0 0,011
21 300—315 3,1 63,1 0,8137 1,4568 233 6,48 3,19 1,50 5 —
22 315—328 2,9 66,0 0,8173 1,4584 265 7,98 3,77 1,73 10 0,035
23 328—350 3,8 69,8 0,8242 1,4620 270 — 4,56 1,94 15 —
24 350—386 3,0 72,8 0,8313 1,4690 — —. 5,68 2,30 21 0,04
25 386—406 3,1 75,9 0,8326 1,4698 280 — 6,86 2,66 28 —
26 406—418 2,8 78,7 0,8400 1,4708 — — 8,93 3,17 34 0,05
27 418—436 3,0 . 81,7 0,8466 1,4711 320 — 12,39 3,99 37 —
28 436—460 2,9 84,6 0,8562 1,4761 — — 17,68 4,76 43 0,08
29 460—490 3,8‘ 88,4 0,8651 1,4804 400 — 22,47 6,17 45 0,09
30 Остаток 11,6 100,0 — — — — — — — 0,18
278. Разгонка (ИТК) жетыбайской нефти (смеси) в аппарате АРН-2 и характеристика полученных фракций
Содержа- ние се^ы,
№ фрак- ции Температура выкипания фракции при 760 мм рт. ст., °C Выход (на нефть), % Р?° „20 nD м V20, сСт v50« сСт V100’ сСт Температура, °C L
застывания вспышки
отдельных фракций суммарный
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 До 28 (газ до С4) 28—114 114—134 134—160 160—182 182—208 208—225 225—242 242—263 263—283 283—296 296—313 313—331 331—350 350—384 384—406 406—416 416—430 430—440 440—448 448—460 460—478 473—478 Остаток . 0,2 4,0 3,2 3,5 3,1 3,4 3,1 3,0 3,0 2,8 2,5 3,0 3,2 3,2 3,8 3,3 3,4 3,0 2,5 2,1 2,5 2,9 3,5 31,8 0,2 4,2 7,4 10,9 14,0 17,4 20,5 23,5 26,5 29,3 31,8 34,8 38,0 41,2 45,0 48,3 51,7 54,7 57,2 59,3 61,8 64,7 68,2 100,0 0,6990 0,7388 0,7541 0,7668 0,7783 0,7910 0,8007 0,8205 0,8183 0,8184 0,8198 0,8280 0,8333 0,8363 0,8375 0,8402 0,8436 0,8493 0,8550 0,8610 0,8628 0,8654 1,4018 1,4150 1,4226 1,4298 1,4360 1,4424 1,4466 1,4596 1,4570 1,4572 1,4578 1,4620 1,4658 1,4695 1,4699 1,4715 1,4725 1,4750 1,4770 1,4792 1,4810 1,4825 118 119 124 142 160 178 189 198 218 238 250 235 270 315 320 322 355 360 400 410 450 490 1,34 1,77 2,23 2,90 3,00 4,04 5,02 6,42 8,39 10,93 1,43 1,68 1,78 2,36 2,78 3,09 3,78 4,73 5,99 7,08 8,12 9,50 11,47 14,92 1,00 1,22 1,38 1,63 1,93 2,38 2,71 2,85 2,92 3,27 3,72 4,19 5,01 5,65 6,76 <—60 —61 —42 —30 —23 —25 —10 —1 3 9 15 22 27 31 35 39 44 47 49 52 41 58 76 90 98 122 136 152 168 176 186 196 204 210 216 226 235 238 245 Следы » 0,003 0,012 0,018 0,035 0,055 0,097 0,108 0,110 0,140 0,168
279. Разгонка (НТК) тасбулатской нефти X горизонта в аппарате АРН-2 и характеристика полученных фракций
№ фрак- ции Температура выкипания фракции при 760 мм рт. ст., °C Выход (на нефть), % „20 Р4 20 Пр Af ^20» сСт ^50> сСт V100 ’ сСт Температура, °C Содержа- ние серы, %
отдельных фракций суммарный застывания ВСПЫШКИ
1 До 28 (газ до С4) 0,3 0,3 — — — — — — —
2 28—115 2,8 3,1 0,7060 1,4112 100
3 115—161 3,2 6,3 0,7707 1,4329 119 0,85 — <—68 19 0
4 161—201 3,5 9,8 0,7811 1,4382 143 1,28 0,89 ''—59 о
5 201—232 3,0 12,8 0,7977 1,4473 169 1,98 1,20 —34 53 о
6 232—250 2,7 15,5 0,8112 1,4550 185 2,64 1,50 —24 о
7 250—270 3,0 18,5 0,8324 1,4679 190 3,20 1,77 0,95 —23 98 0
8 270—285 3,0 21,5 0,8307 1,4662 205 4,14 2,27 1,14 —7 0
9 285—300 3,0 24,5 0,8230 1,4619 225 5,27 2,71 1,31 1 131 0
10 300—316 3,0 27,5 0,8231 1,4610 239 6,52 3,24 1,53 5 0,01
11 316—330 3,0 30,5 0,8265 1,4628 250 7,92 3,89 1,70 10 152 0,02
12 330—352 3,1 33,6 0,8331 1,4661 269 9,99 4,53 1,91 16 0,03
13 352—385 3,0 36,6 0,8382 1,4692 275 5,30 2,13 19 168
14 385—400 2,9 39,5 0,8342 1,4668 280 6,12 2Д9 26 0,08
Г5 400—412 3,0 42,5 0,8373 1,4679 300 7,09 2,67 30 189
16 412—421 2,8 45,3 0,8403 1,4688 310 8,21 2,90 32 0,10
17 421—430 3,0 48,3 0,8384 1,4666 315 9,43 3,27 38 204
18 430—440 2,9 51,2 0,8443 1,4700 325 10,99 3,67 41 0,10
19 440—450 2,9 54,1 0,8505 1,4739 340 4,19 43 220
20 450—464 2,8 56,9 0,8550 1,4760 360 —- 4,71 47 0,11
21 464—476 3,0 59,9 0,8574 1,4770 400 5,29 50 233
22 476—484 3,0 62,9 0,8613 1,4790 420 6,00 52
23 484—490 3,1 66,0 0,8627 1,4810 440 - 6,72 53 0,13
24 Остаток 34,0 100,0 — —
280. Разгонка (ИТК) тасбулатской нефти XV горизонта в аппарате АРН-2 и характеристика полученных фракций
№ фрак- ции Температура выкипания фракции при 760 мм рт. ст., °C Выход (на нефть), % Р1° я20 м ^20» сСт V50* сСт V100’ сСт Темпера- тура застывания, °C Содержа- ние серы, 07 /о
отдельных фракций суммарный
1 До 28 0,3 0,3 — — — — — — — —
2 (газ до С4) 28—82 3,2 3,5 0,7063 1,3973 100 — — — — Следы
3 82—119 3,2 6,7 0,7240 1,4078 по — — — — »
4 119—130 2,9 9,6 0,7326 1,4128 117 — — — — »
5 130—138 2,9 12,5 0,7368 1,4150 120 — — — — »
6 138—146 3,0 15,5 0,7420 1,4178 122 — — — — 0,006
7 146—153 2,9 13,4 0,7478 1,4208 128 — — — — —•
8 153—160 3,0 21,4 0,7512 1,4226 130 1,02 — — — —
9 160—166 2,8 24,2 0,7540 1,4240 135 1,10 — — — 0,008
10 166—174 3,0 27,2 0,7585 1,4262 140 1,20 — — — —
11 174—185 3,2 30,4 0,7640 1,4288 145 1,32 —. — — —
12 185—193 3,2 33,6 0,7685 1,4308 152 1,47 — — — 0,013
13 193—204 2,9 36,5 0,7767 1,4350 157 1,67 1,09 — —43 —
14 204—214 2,8 39,3 0,7803 1,4366 164 1,92 1,22 — —28 —
15 214—226 3,2 42,5 0,7874 1,4406 170 2,18 1,35 — —31 0,013
16 226—239 3,1 45,6 0,7935 1,4440 180 2,54 1,53 — —24 —
17 239—251 2,7 48,3 0,7984 1,4472 187 2,94 1,72 0,94 -21 ——
18 251—266 3,8 • 51,6 0,8144 1,4558 193 3,28 1,86 0,98 —20 0,016
19 266—276 3,0 54,6 0,8089 1,4530 208 3,89 2,23 1,13 —8 —
20 276—292 3,0 57,6 0,8100 1,4536 215 4,41 2,51 1,24 —2 —
21 292—307 3,0 60,6 0,8109 1,4542 222 5,78 3,05 1,43 2 0,016
22 307—325 3,1 63,7 0,8183 1,4588 230 7,49 3,54 1,64 8 —
23 325—344 3,0 66,7 0,8284 1,4642 240 10,38 4,32 1,95 14 —
24 344—395 3,1 69,8 0,8339 1,4672 280 — 5,45 2,25 21 0,115
25 395—403 3,0 72,8 0,8341 1,4684 287 — 6,79 2,71 28 —
26 403—418 3,0 75,8 0,8399 1,4694 298 -— 8,65 3,06 33 —
27 418—440 2,9 78,7 0,8435 1,4732 330 — 12,00 3,85 39 0,130
28 440—452 2,9 81,6 0,8553 1,4742 360 — 16,00 4,56 42 —•
29 452—471 3,0 84,6 0,8652 1,4792 400 — — 5,58 47 —
30 471—496 3,1 87,7 0,8690 1,4830 420 — — 6,55 49 0,140
31 Остаток 12,3 100,0 — — — —- —, —•
w 231. Разгонка (ИТК) восточножетыбайской нефти в аппарате АРН-2 й характеристика полученных фракций
№ фрак- ции Температура выкипания фракции при 760 мм рт. ст., °C Выход (на нефть), % р20 20 Пд М V20. сСт v50. с Ст v10(b с Ст Температура, °C Содержа- ние серы, %
отдельных фракций суммар- ный застывания вспышки
1 До 28 (газ до С4) Следы — — — — — — — — — —
2 28—100 3,0 3,0 0,7000 1,3954 — — — — — —
3 100—142 2,9 5,9 0,7387 1,4110 114 0,80 —— — — 17 0,004
4 142-173 3,1 9,0 0,7590 1,4260 — 1,15 — — — 32 —
5 173—200 2,9 11,9 0,7798 1,4357 150 1,52 0,98 — —54 54 0,016
6 200—226 3,1 15,0 0,7920 1,4435 — 2,05 1,25 — . —40 70 —
7 226-246 3,0 18,0 0,8036 1,4498 182 2,63 1,57 — —26 83 0,021
8 246—272 2,9 20,9 0,8125 1,4546 1 3,40 1,80 — —19 97
9 272—288 2,8 23,7 0,8214 1,4593 208 4,36 2,18 —. —8 ПО 0,047
10 288—302 2,8 26,5 0,8221 1,4600 — 5,35 2,70 1,00 —4 121 —
11 302—320 2,8 29,3 0,8230 1,4608 235 6,99 3,33 1,30 3 130 0,065
12 320—335 2,8 32,1 0,8320 1,4660 —— 8,80 4,10 1,70 9
13 335—352 2,9 35,0 0,8389 1,4702 268 10,39 4,94 2,07 13 146 0,109
14 352—380 3,0 38,0 0,8450 1,4726 — — 6,20 2,40 21 —. —
15 380—402 3,0 41,0 0,8510 1,4760 280 — 7,92 2,91 28 162 0,11
16 402—414 2,8 43,8 0,8525 1,4780 — — 9,70 3,40 34 — —
17 414—430 2,9 46,7 0,8536 1,4788 360 — 11,83 3,96 39 198 0,12
18 430—444 3,0 49,7 0,8595 1,4810 — — 15,00 4,60 44 —
19 444—456 3,0 52,7 0,8652 1,4834 370 — 17,99 5,30 48 209 0,15
20 456—468 3,0 55,7 0,8684 1,4855 —. — — 5,70 48 — —
21 468—480 2,7 58,4 0,8718 1,4868 405 — — 6,67 48 224' 0,18
22 480—490 1,9 60,3 0,8758 1,4889 — — — 7,20 49 — —
23 Остаток 39,7 100,0 0,9367 324 0,31
377
282. Разгонка (ИТК) карамандыбасской нефти XII горизонта в аппарате АРН-2 и характеристика полученных фракций
№ фрак- ции Температура выкипания фракции при 760 мм рт. ст., °C Выход (на нефть), % pla «20 nD м v20. сСт V50. сСт V] оо . сСт Темпера- тура застывания, °C Содержа- ние серы, о/ /0
отдельных фракций суммарный
1 н. к.—135 3,0 3,0 0,7460 1,4160 100 — — — <—60 Следы
2 135—180 3,0 6,0 0,7600 1,4280 130 1,1 — — —49 0,008
3 180—212 3,1 9,1 0,7860 1,4360 152 1,7 1,1 — —38 —
4 212—240 3,1 12,2 0,7980 1,4460 170 2,6 1,6 — —29 —
5 240—260 3,0 15,2 0,8240 1,4570 188 3,5 1,9 — -21 0,019
6 260—280 3,0 18,2 0,8200 1,4570 206 4,4 2,3 1,1 —13 —
7 280—300 3,0 21,2 0,8240 1,4580 220 5,5 2,8 1,3 —5 —
8 300—318 3,0 24,2 0,8290 1,4590 240 7,5 3,5 1,5 2 0,064
9 318—334 3,0 27,2 0,8360 1,4640 256 9,9 4,3 1,8 7 —
10 334—354 3,0 30,2 0,8390 1,4680 270 12,5 5,4 2,1 14 —
11 354—380 3,0 33,2 0,8450 1,4720 280 — 6,7 2,5 22 0,095
12 380—404 3,0 36,2 0,8440 1,4710 285 — 8,5 2,9 29 —
13 404—428 3,0 39,2 0,8480 1,4740 290 — 10,9 3,5 35 —
14 428-446 3,0 42,2 0,8520 1,4770 340 — 14,0 4,2 41 0,140
15 446—460 3,0 45,2 0,8600 1,4800 370 — 18,0 5,0 44 —
16 460—470 3,0 48,2 0,8690 1,4840 380 — 22,0 5,8 47 —
17 470—480 3,0 51,2 0,8730 1,4850 400 — — 6,7 49 0,180
18 480—488 3,0 54,2 0,8770 1,4870 440 —- — 7,6 — —
19 488—494 3,0 57,2 0,8800 1,4900 — — —
20 Остаток 42,8 10Q,0 тт- — —— — 0,37
378 37S>
283. Разгонка (НТК) узеньской нефти (смеси) в аппарате АЙН-2 й характеристика полученных фракций
№ фрак- ции Температура выкипания фракции при 760 мм рт. ст. °C Выход (на нефть), % Р1° 20 nD м • v20>/ --вСУ ^50» сСт V100- сСт Температура, °C Содержа- ние серы, %
отдельных фракций суммарный застывания ВСПЫШКИ
1 н. к.—85 2,2 2,2 0,6909 1,3990 — — Следы
2 85—120 2,4 4,6 0,7382 1,4125 103 0,76 — — — — »
3 120—150 2,5 7,1 0,7524 1,4210 — 0,92 — — — 18 »
4 150—180 2,2 9,3 0,7638 1,4270 — 1,14 —-- — <—60 — »
5 180—210 2,9 12,2 0,7755 1,4325 '160 1,60 —— — —44 46 »
6 210—230 2,7 14,9 0,7863 1,4386 — 1,80 1,36 — —34 — 0,019
7 230—250 4,0 18,9 0,7959 1,4436 — 2,70 1,66 — —20 95 —
8 250—275 2,7 21,6 0,8156 1,4538 212 3,28 1,85 — —13 — —
9 275—300 3,5 25,1 0,8146 1,4530 —— 5,00 2,52 1,27 —3 — 0,030
10 300—312 2,8 27,9 0,8160 1,4550 — 5,60 3,20 1,40 4 133 —
11 312—325 2,8 30,7 0,8177 1,4565 264 7,71 3,64 1,61 8 — —
12 325—350 2,7 33,4 0,8304 1,4628 — — 5,01 2,05 17 152 0,063
13 350—380 3,3 36,7 0,8366 1,4660 — — 6,18 2,40 22 — —
14 380-410 3,2 39,9 0,8389 1,4663 280 — 7,70 2,80 29 — —
15 410—424 2,8 42,7 0,8407 1,4682 — — 9,51 3,60 36 195 —
16 424—440 3,1 45,8 0,8481 1,4715 — 12,39 4,01 41 — —
17 440—450 3,0 48,8 0,8577 1,4746 385 — 15,97 4,79 44 — 0,07
18 450—460 2,9 51,7 0,8631 1,4787 — — 19,83 5,20 47 — —
19 460—474 3,2 54,9 0,8672 1,4822 400 — — 5,84 48 218 0,08
20 474—482 3,1 58,0 0,8701 1,4858 — — — 6,65 50 220 —
21 482—490 2,0 60,0 0,8730 1,4871 434 — — 7,05 50 — 0,14
22 Остаток 40,0 100,0 312 0,23
284. Разгонка (НТК) тенгинской
нефти в аппарате АРН-2 и характеристика
полученных фракций
№ фрак- ции Температура выкипания фракции при 760 мм рт. ст., °C Выход (на нефть), % Р1° 20 м V20. сСт V50» сСт V100’ сСт Темпера- тура застывания, °C Содержа- ние серы, о/ /0
отдельных фракций суммарный
1 н. к,—119 2,9 2,9 0,7405 1,4013 87 <—60 Следы
2 119—158 3,0 5,9 0,7635 1,4280 123 —— — То же »
3 158—191 3,0 8,9 0,7750 1,4328 146 1,40 — — —54 »
4 191—208 3,0 11,9 0,7842 1,4390 163 1,85 — —42 0,008
5 208—225 2,9 14,8 0,7920 1,4434 172 2,24 1,15 — —33 —
6 225—243 3,0 17,8 0,7985 1,4470 188 2,93 1,30 — —25 0,013
7 243—252 3,0 20,8 0,8108 1,4505 200 3,67 1,60 — —16 —
8 252—264 2,8 23,6 0,8120 1,4540 205 4,50 1,98 — —8 0,018
9 264—282 2,9 26,5 0,8185 1,4568 219 5,25 2,22 — —2 —
10 282—303 3,0 29,5 0,8235 1,4593 235 6,07 2,60 — 5 0,022
И 303—317 3,0 32,5 0,8260 1,4607 245 6,90 3,38 — 12 —
12 317—335 2,9 35,4 0,8306 1,4634 255 8,03 4,03 — 18 —
13 335—352 2,9 38,3 0,8340 1,4650 265 9,16 5,05 23 0,027
14 352—372 3,0 41,3 0,8378 1,4668 285 — 6,10 2,57 32 —
15 372—389 3,0 44,3 0,8409 1,4687 300 .— 7,24 3,00 37 —
16 389—407 3,0 47,3 0,8443 1,4700 320 8,90 3,20 41 —
17 407—423 2,9 50,2 0,8480 1,4718 340 .— 10,70 3,72 44 0,036
18 423—434 2,9 53,1 0,8506 1,4730 360 — 12,50 4,24 47 —
19 434—448 3,0 56,1 0,8542 1,4750 380 15,43 4,80 51 —
20 448—459 3,0 59,1 0,8584 1,4762 400 . 18,70 5,30 — 0,045
21 459—465 3,0 62,1 0,8622 1,4780 418 .— — 5,80 — —
22 465—481 3,0 65,1 0,8660 1,4800 440 6,77 —
23 481—497 2,9 68,0 0,8697 1,4813 — — 0,090
24 Остаток 32,0 100,0 •— — — — — — —
285. Разгонка (ИТК) курганбайской нефти 6 апйаратё АРН-2
и характеристика полученных фракций
№ фрак- ции Температура выкипания фракции при 760 мм рт. ст., °C Выход (на нефть), % „20 nD м V2(h сСт V&0, сСт v100» сСт Темпера- тура застывания, °C Содержа- ние серы, %
отдельных фракций суммарный
1 До 28 (газ до С4) 0,2 — — — — — — — —
2 28—95 2,5 2,7 0,6945 1,3980 90 __
3 9^—123 3,0 5,7 0,7361 1,4150 108
4 123—145 3,1 8,8 0,7538 1,4250 120 .
5 145—168 2,9 11,7 0,7681 1,4330 130
6 168—189 3,0 14,7 0,7841 1,4410 145 1,33 0,91 —62
7 189—215 3,0 17,7 0,7982 1,4482 162 1,81 1,17 — —48 0,006
8 215—228 3,2 20,9 0,8100 1,4550 176 2,30 1,48 —39
9 228—243 3,2 24,1 0,8191 1,4600 187 2,98 1,71 — —37 0,028
10 243—276 2,9 27,0 0,8364 1,4690 195 3,80 1,99 0,91 —36
11 276—294 2,9 29,9 0,8361 1,4689 203 4,44 2,39 1,36 —16 0,035
12 294—304 3,1 33,0 0,8391 1,4715 221 5,87 2,96 1,39 —7
13 304—320 2,9 35,9 0,8451 1,4750 235 7,49 3,45 1,63 1 0,077
14 320—331 3,2 39,1 0,8553 1,4810 251 9,75 4,35 1,87 6
15 331—354 3,4 42,5 0,8642 1,4870 268 13,48 5,38 2,16 12 0,190
16 354—366 3,6 46,1 0,8732 1,4912 280 19,35 7,09 2,61 17 0,22
17 366—402 3,1 49,2 0,8728 1,4910 300 — 9,85 3,34 25
18 402—416 3,0 52,2 0,8792 1,4932 315 12,71 3,88 28 0,34
19 416—423 2,8 55,0 0,8862 1,4972 340 — 16,21 4,68 30
20 423—426 3,1 58,1 0,8922 1,5012 360 — 21,01 5,55 36 0,35
21 426—452 3,3 61,4 0,8980 1,5039 380 27,46 6,46 39
22 452—461 2,9 64,3 0,8996 1,5050 410 . 37,04 8,06 45 0,36
23 461—484 2,9 67,2 0,9058 1,5080 500 46,07 12,02 46
24 484—491 3,0 70,2 0,9097 1,5120 — —— 47 0,38
25 Остаток 29,8 100,0 — — — —
Западно-Сибирская низменность представляет собой одну из крупнейших
нефтегазоносных провинций мира. Нефтяные месторождения Западно-Сибирского
нефтегазоносного бассейна расположены в Тюменской, Омской, Томской и Ново-
сибирской областях.
По геологическому строению Западная Сибирь представляет собой молодую
эпигерцинскую платформу, с запада, юга и востока ограниченную складчатыми
сооружениями, а на севере открывающуюся в область Ледовитого океана. Оса-
дочные образования платформенного чехла сложены исключительно терригено-
выми породами мезозойского возраста (песчаники, алевролиты, глины). В раз-
резе выделяются следующие нефтегазоносные толщи: юрская — Ю-I и Ю-П, го-
терив-валанжинская от Б-I до Б-ХХП и готерив-барремская от A-I до A-XL
Все нефтяные месторождения Западной Сибири сгруппированы в соответст-
вии с тектонической схемой в десять нефтегазоносных областей, из которых наи-
большее промышленное значение имеют Приуральская, Среднеобская и Каймы-
совская нефтегазоносные области.
Все нефтяные и нефтегазовые месторождения приурочены к сводам, куполо-
видным поднятиям и валам, на которых располагаются складки, аккумулирую-
щие углеводороды. Большая часть месторождений расположена на трех сво-
дах — Шаимском, Сургутском и Нижневартовском.
Приуральская нефтегазоносная область ограничена с запада Уральским гор-
ным сооружением, а с востока Красноленинским сводом. Нефтяные месторожде-
ния — Шаимское, Мортымьинское, Убинское и др. — открыты в южной части
области и расположены на Шаимском незамкнутом мегавале. Во всех открытых
месторождениях нефтяные залежи приурочены к юрской системе (горизонты
Ю-I и Ю-П).
Среднеобская нефтегазоносная область расположена в среднем течении реки
Оби от Ханты-Мансийска на западе до Александровска на востоке. В этой обла-
сти выделяются два крупных положительных тектонических элемента — Сургут-
ский и Нижневартовский своды, а также два куполовидных поднятия — Салым-
ское и Верхнесалымское, расположенные к западу и юго-западу от Сургутского
свода. Кроме того, к северу от Нижневартовского свода выделяется крупный
Варьеганский вал. С Нижневартовским и Сургутским сводами связаны основные
запасы нефти Западной Сибири, причем больший процент относится к место-
рождениям Тюменской области. Залежи нефти на всех площадях Среднеобской
нефтегазоносной области относятся к нижнему отделу меловой системы. К апт-
скому и барремскому ярусам пласты от A-I до A-XI, к готеривскому от Б-I до»
Б-VII и к валанжинскому пласты от Б-VIII до Б-ХХ.
Из месторождений,. расположенных на Сургутском своде, наибольшее зна-
чение имеют Усть-Балыкское и Западно-Сургутское, из месторождений, располо-
» женных на Нижневартовском своде, — Самотлорское и Советско-соснинское-мед-
ведевское.
Каймысовская нефтегазоносная область занимает территорию Тюменской,
Томской и Новосибирской областей. Верхнедемьянский мегавал расположен в
Тюменской области. Он осложнен двумя складками — Айяунской и Тайлаковской,
с которыми связаны нефтяные месторождения. На Айяунском месторождении
залежи нефти приурочены к меловой системе (верхний отдел, 'сеноманский
ярус).
В Северной нефтегазоносной области Западно-Сибирского нефтегазоносного
бассейна открыт ряд крупных газовых месторождений, из которых на трех
382
имеются небольшие нефтяные оторочки. Каждое из этих месторождений приуро-
чено к антиклинальным складкам, расположенным на валообразном или сводо-
вом поднятии. На Часельском мегавале расположено Русское месторождение, на
Пурпейском своде — Губкинское, на Новопортовском валу открыты залежи ново-
портовской нефти.
В зависимости от географического расположения нефтяных месторождений,
геологического возраста и глубины залегания нефти Западной Сибири значи-
тельно различаются по физико-химической характеристике и по качеству полу-
чаемых из них нефтепродуктов.
Нефти месторождений Приуральской нефтегазоносной области (убинская,
мортымьинская, шаимская и др.) являются малосернистыми (0,23—0,55%), смо-
листыми (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 °C, составляет 47,5—58,8%.
Нефти в пределах Среднеобской нефтегазоносной области различаются меж-
ду собой в зависимости от приуроченности их к различным тектоническим эле-
ментам (свод, мегавал).
Нефти основных месторождений Сургутского свода (усть-балыкская, запад-
но-сургутская, минчимкинская), расположенных в западной части области, яв-
ляются наиболее тяжелыми (относительная плотность р|° достигает 0,900; выход
светлых фракций до 350 °C не превышает 43%), смолистыми (смол силикагеле-
вых 23%) и сернистыми (серы от 1,5 до 2,0%).
Нефти месторождений, расположенных в восточной части области, на Ниж-
невартовском своде (самотлорская, советско-соснинская-медведевская, аганская
и др.), по сравнению с нефтями, Сургутского свода имеют меньшую относитель-
ную плотность (не более 0,875), содержат больше фракций, выкипающих до
350°С (от 58 до 63%), и являются менее сернистыми (0,56—1,10%) и менее
смолистыми (силикагелевых смол не более 12%).
Среди нефтей Западной Сибири особое положение по физико-химическим
характеристикам и углеводородному составу занимают нефти Северной и Кай-
мысовской областей (русская, губкинская, новопортовская, айяунская).
Нефть Русского месторождения — одна из первых нефтей, полученных из
сеноманских, отложений с глубины 892—870 м. Нефть является малосернистой
(серы 0,35%), смолистой (смол силикагелевых 9,6%, асфальтенов 1,01%) и ма-
лопарафинистой (парафина 0,50%). Нефть тяжелая (относительная плотность
р!° 0,932). Содержание светлых фракций невысокое: до 200 °C — 2,2% и до
350 °C —30,2%.
Нефти двух других месторождений северной области, находящихся на Пур-
пейском своде (губкинская) и Новопортовском валу (новопортовская), изъяты
из верхней юры с глубины 2885—2830 и 1913—1905 м. Эти нефти также являют-
ся малосернистыми (серы 0,13—0,14%), но содержат значительно больше пара-
фина (7,65—8,80%) и светлых фракций (до 350 °C — 69,0—62,2%).
Нефть Айяунского месторождения, расположенного на Верхнедемьянском
мегавале Каймысовской области, получена, как и русская нефть, из сеноманских
отложений с глубины 992—984 м. Айяунская нефть является тяжелой (относи-
тельная плотность р4° 0,958) и малопарафинистой (парафина 0,80%). В отличие
от русской нефти она содержит больше серы (1,50%) и асфальто-смолистых ве-
ществ (смол силикагелевых 26,9%, асфальтенов 6,90%) и меньше светлых фрак-
ций (до 350 °C — 14,8%).
Нефти Западной Сибири значительно различаются по качеству в зависимости
от приуроченности залежей к тем или иным стратиграфическим подразделениям
вне зависимости от расположения месторождений на сводах и валах. Нефти
юрских горизонтов отличаются малым содержанием серы (0,2—0,6%) и высоким
выходом светлых фракций, выкипающих до 350 °C (от 55 до 68%). Нефти ва-
ланжинского и готерив-барремского горизонтов, по сравнению с нефтями юрского
горизонта, содержат больше серы (до 2,0%), смол силикагелевых (до 23%) и
значительно меньше фракций, выкипающих до 350°C (от 39 до 52%).«Из нефтей
валанжинского горизонта лишь мегионская, самотлорская и советская имеют за-
метно меньшее содержание серы (1,10—0,93%) и более высокое содержание
фракций, выкипающих до 350 °C, —58—62%.
383
Нефти сеноманских отложений отличаются весьма малым выходом светлых
фракций (до 350 °C—14—30%) и более высокими плотностями (относительная
плотность р|° 0,932—0,958); нефти малопарафинистые (0,5—0,8%).
Бензиновые фракции западно-сибирских нефтей имеют низкие октановые
числа (25—67) вследствие высокого содержания парафиновых углеводородов.
В бензиновых фракциях из нефтей, расположенных на Шаимском мегавале
и Нижневартовском своде, значительно выше содержание нафтеновых углеводо-
родов (30—47%), что предопределяет лучшие качества сырья для каталитическо-
го риформинга по сравнению с аналогичными фракциями нефтей, расположенных
на Сургутском своде (содержание нафтеновых углеводородов 20—29%). Наи-
большим содержанием нафтеновых углеводородов отличаются бензиновые фрак-
ции губкинской (26—47%) и особенно новопортовской (55—65%) нефтей.
Легкие керосиновые дистилляты большинства нефтей Западной Сибири от-
личаются невысоким содержанием серы (до 0,10%), отсутствием меркаптановой
серы и хорошими фотометрическими свойствами.
Осветительный керосин марки КО-20 можно получать без предварительной
очистки (содержание серы до 0,1%) из шаимской, мортымьинской, советской и
Самотлорской нефтей. Керосиновые дистилляты нефтей Сургутского свода нуж-
даются в очистке, так как содержание серы колеблется в них от 0,2 до 0,8%.
Вследствие высокой температуры застывания дизельных фракций из нефтей
Западной Сибири можно получать в основном летние дизельные топлива, кото-
рые характеризуются высокими цетановыми числами (45—60). Исключение со-
ставляют дизельные дистилляты, выделенные из нефтей сеноманского яруса, це-
тановые числа которых значительно ниже (33—38).
Ч4з большинства нефтей Западной Сибири могут быть получены топочные
мазуты марок 40, 100 и 200. Мазуты из нефтей Сургутского свода содержат
больше серы (2,3—2,7%) по сравнению с мазутами из остальных нефтей. Наи-
меньшим содержанием серы отличаются мазуты русской нефти (0,41—0,49%).
Выход их составляет 54—75%, считая на нефть.
Большинство нефтей Западной Сибири является хорошим сырьем для по-
лучения дистиллятных и остаточных базовых масел. Особенно следует отметить
усть-балыкскую и Самотлорскую нефти, из которых получаются высокоиндекс-
ные масла с большим выходом.
Из изложенного следует, что нефти Западной Сибири являются хорошим
сырьем для получения топлив и масел.
Продолжение табл. 286
8
от
Нефть Система, отдел, ярус, горизонт Глубина перфорации, 9 рГ м V20. сСт ^50> сСт Температура застывания» °C атура :и в закры- гле, °C Давление насыщенных паров, мм рт. ст.
м с обра- боткой без обра- ботки Темпер вспыши ТОМ ТИ1 при 38,°C при 50 °C
Северо-пимская Меловая система, нижний от- дел, готерив-барремский ярус, горизонт Bi 2097—2089
Быстринская Меловая система, нижний от- 2093—2087
дел, готерив-барремский ярус,
горизонт Bi 2080—2075
Вынгинская Меловая система, нижний от-
дел, готерив-барремский ярус, горизонт Bi+Bn Меловая система, нижний от- дел, валанжин-готеривский ярус, горизонт Бц 2085—2080
Минчимкинская 2108—2107
Вершинная Меловая система, нижний от- дел, валанжинский ярус, го- ризонт Бх . 2360—2354
Усть-балыкская Меловая система, нижний от- дел, готерив-барремский ярус, горизонт Bi 2500—2046
Усть-балыкская Меловая система, нижний от- дел, готерив-барремский ярус, горизонт Bui 2107—2096
Усть-балыкская Меловая система, нижний от- дел, готерив-барремский ярус, 2112—2106
Усть-балыкская Меловая система, нижний от- дел, готерив-барремский ярус, горизонт Biv+Bv 2105—2082
Усть-балыкская Меловая система, нижний от- дел, валанжинский ярус, го- 2221—2218
ризонт Bix
84 0,8733 272 27,00 10,00 — — — — ' —
14 0,8876 308 47,58 16,93 —20 —7 <—35 93 173
425 0,8982 356 97,57 21,46 —22 —1 — 28 84
28 0,8950 368 137,3 19,99 —16 —1 <—35 69 143
418 0,8562 248 9,29 4,20 — — — — —
62 0,8706 308 25,20 9,43 —19 —13 <-35 188 209
65 0,8998 — 65,56 18,57 —20 — —18 14 60
72 0,8888 —— 59,80 18,63 —25 — —20 43 135
63 0,8646 292 30,49 11,45 —30 -12 <—35 22 82
63 0,8651 — 32,86 13,88 —20 — То же
•1 ГС „ —-
ьо * Усть-балыкская Меловая система, нижний от- 2278—2268 63 0,8668 39,74 10,55 —18 -15 <—35 108 148
дел, валанжинский ярус, го-
Усть-балыкская ризонт Бх Юрская система, средний отдел, горизонт Ю-И " < — 2517—2499 76 0,8836 288 26,12 11,35 — 18 -12 То же 169 193
Усть-балыкская Смесь 0,8704 284 25,13 9,76 —20 —16 —30 99 177
Тепловская Меловая система, нижний от- дел, готерив-барремский ярус, 2290—2276 43 0,8752 270 54,03 10,97 0 —3 —30 144 208
Каркатеевская горизонт Б Vi Меловая система, нижний от- 2431—2425 18 0,8814 275 53,87 12,10 —8 — 1 —2 116 195
дел, валанжинский ярус, го-
Мамонтовская ризонт Бх Меловая система, нижний от- 2409—2397 251 0,8777 257 29,35 9,13 —20 —11 —30 175 245
дел, валанжинский ярус, го-
Мамонтовская ризонт Бх Меловая "систейа, нижний от- 2377—2366 240 0,8637 264 28,07 10,27 —22 —18 <—20 115 209
дел, валанжинский ярус, го-
Южно-балыкская ризонт Бх Меловая система, нижний от- 2448—2434 235 0,8730 221 34,03 12,32 —11 —7 <—35 117 197
дел, валанжинский ярус, го-
Западно-сургутская ризонт Бх Меловая система, нижний от- — .48 0,8884 307 41,72 14,71 —8 —3 То же 88 155
дел, готерив-барремский ярус,
♦ Западно-сургутская горизонт Bi Меловая система, нижний от- 2100—2098 50 0,8922 379 72,73 22,22 —25 —6 —35 68 163
дел, готерив-барремский ярус, горизонт Бц+Бш 11,52 -15 —12 <—35 104 148
Западно-сургутская Меловая система, нижний от- 2063—2051 151 0,8806 312 45,65
дел, валанжинский ярус, го- ризонт Бх
‘ б) Салымское куполовидное поднятие
Салымская Меловая система, нижний от- 2314—2302 51 0,8490 240 9,81 4,80 —44 —15 <—35 341 457
дел, валанжинский ярус, го-
со ОО •ч ризонт Б VI 1-
Продолжение табл. 286
Нефть Система, отдел, ярус, горизонт Глубина перфорации, м № скважины Р4° М v20. сСт V50. сСт Температура застывания, °C Температура вспышки в закры- том тигле, °C Давление насыщенных паров, мм рт. ст.
с обра- боткой без обра- ботки при 38 °C при 50 °C
в) Варьеганский вал
Северо-варьеганская Меловая система, нижний от- 2395—2384 9 0,8200 190 6,78 2,08 —22 —20 То же 352 374
дел, валанжинский ярус, ризонт Бх го-
Аганская г) Меловая система, нижний дел, валанжинский ярус, ризонт Буш Меловая система, нижний Ни от- ж н е в а р 2231—2217 т о в с 9 кий 0,8397 :во д 206 6,31 3,41 —15 —8 » 136 273
Локосовская го- от- 2181—2172 37 0,8749 240 19,51 7,75 —5 » 172 226
Локосовская дел, валанжинский ярус, ризонт Буш Меловая система, нижний го- от- 2222—2217 39 0,8583 190 11,55 5,09 —28 —12 » 185 > 205
Ватинская дел, валанжинский ярус, ризонт Б:х Меловая система, нижний го- от- 0,8307 202 5,00 2,70 —37 —14 » 288 353
Самотлорская дел, валанжинский ярус, ризонт Бх Меловая система, нижний дел, валанжинский ярус, ризонт Буш Меловая система, нижний го- от- 2116—2091 17 0,8466 216 7,28 3,65 —20 —14 » 192 202
Самотлорская ГО: от- 2216-2211 4 0,8501 210 7,36 3,75 —17 —9 94 102
* Самотлорская дел, валанжинский ярус, ризонт Бх го- — Смесь 0,8426 194 6,13 3,33 <—33 —33 <—35 279 311
Мегионская Меловая система, нижний от- 2178—2175 1 0,8567 250 ' 7,60 3,78 —39 —18 —27 153 190
дел, валанжинский ярус, го-
Мегионская ризонт Буш Юрская система, верхний отдел, 2454—2444 1 0,8560 241 7,14 3,19 —35 —17 —22 125 165
келовей-оксфордский ярус, го-
Советско-соснин- ризонт Ю-1 Меловая система, нижний от- 2135— 1 0,8393 213 5,64 2,96 -52 —43 <—35 195 295
ская-медведев- .., дел, валанжинский ярус, го- 2129,5
ская* » Советско-соснин- ризонт Буш — Смесь 0,8400 191 5,50 3,15 <—35 —14 11 176 211
ская-медведев- ская*
IV. Северные области Западно-сибирского нефтегазоносного бассейна
Русская
Губкинская
Новопортовская
а) Часельский мегавал
Меловая система, верхний от- дел, сеноманский ярус, гори- зонт ПК-1 892—870 12 0,9324 367 —. 63,13 —25 —22 120 — —
б) Пурпейский свод
Юрская система, верхний отдел, келовей-оксфордский ярус, го- ризонт Ю-1 2885—2830 38 0,8112 180 3,16 2,09 —35 —15 <—35 268 387
в) Новопортовский вал
Юрская система, верхний отдел, келовейский ярус, горизонт Ю-П 1913—1905 8 ' 0,8537 212 7,29 2,94 —8 0 —24 186 211
V. Каймысовская нефтегазоносная область
Верхнедемьянекий мегавал
Айяунская
Меловая система, верхний от-
дел, сеноманский ярус
992—984
1 0,9578 470
616,2 —И
4 125
со * Во всех последующих таблицах для краткости нефть называется советской.
Продолжение табл. 286
3 90
Нефть Парафин » Содержание, % .Коксуемость, % Зольность, % Кислотное число, мг КОН на 1 г нефти Содержание, % Выход фрак- ций, вес. %
содержание, % температура плавления, °С1 ”1 серы азота смол серно- кислотных смол силика- гелевых 1 асфальтенов нафтеновых кислот фенолов
ДО 200 °C До 350 °C
Убинская, Ю-П 3,65 51 0,23 0,09 18 10,54 1,49 2,68 0,02 27,2 51,1
Мортымьинская, Ю-П 3,46 54 0,55 0,13 18 7,32 0,95 2,40 0,003 0,08 27,3 57,8
Шаимская, Ю-П 2,89 55 0,46 0,10 14 10,19 0,82 2,08 0,062 0,46 0,043 0,011 32,0 58,8
Тетеревская, Ю-П 1,58 50 0,29 0,09 — 10,00 1,13 — — —— . 18,8 47,5
Каменная, Ю-П 1,18 50 0,17 0,02 — 3,96 Следы —. — 40,0 68,0
Тевлинская, Bxvi, валанжин Северо-пимская, Bi, готерив- баррем 2,80 54 0,63 0,10 16,0 10,00 1,10 2,88 0,010 0,06 26,5 53,9
3,91 50 1,27 0,14 — 15,91 3,69 —. — — — — 17,2 42,6
Быстринская, Bi, готерив-бар- рем 3,16 52 1,84 0,15 >50 16,00 2,50 5,87 0,013 0,02 — — 16,1 36,2
Вынгинская, Bi + Бц, готерив- баррем Минчимкинская, Бц, валанжин- готерив 3,60 57 1,83 0,19 50 21,20 1,65 5,83 — 0,03 — — 13,5 35,9
2,94 59 1,99 0,19 40 20,02 1,83 5,20 0,040 0,05 0,007 0,005 13,5 34,4
Вершинная, Бх, валанжин Усть-балыкская, Бт, готерив- баррем Усть-балыкская, Бщ, готерив- баррем Усть-балыкская, Biv, готерив- баррем Усть-балыкская, Biv + Bv, готе- рив-баррем 1,22 57 0,99 0,15 —. 12,50 1,12 — 22,4 51,5
3,79 54 1,40 0,20 32 11,93 2,43 3,24 0,170 0,26 0,002 0,004 18,8 43,8
3,60 50 1,63 0,18 36 13,60 2,59 6,00 0,056 — — — 16 34
2,90 53 2,00 0,18 36 11,26 2,55 5,45 0,069 — —— — . 15 32
2,14 52 1,55 0,17 50 13,17 2,14 4,82 0,057 0,12 0,008 0,006 18,2 40,0
Усть-балыкская, Bix, валанжин 1,74 55 1,68 0,16 46 15,81 2,47 5,35 0,13 — 16 34
Усть-балыкская, Бх, валанжин Усть-балыкская, Ю-П 1,24 59 1,77 0,17 44 15,44 2,56 4,43 0,160 0,09 19,4 43,2
1,25 56 2,06 0,19 30 14,00 1,90 3,61 0,09 16,9 40,5
Усть-балыкская (смесь) 2,25 56 1,53 0,19 44 11,10 2,30 5,01 0,027 0,14 0,0009 19,3 42,8
Тепловская, Буь готерив-бар- рем , 2,77 59 1,59 0,15 34 18,32 2,74 5,28 0,024 0,05 0,050 0,040 1в;в 41,8
Каркатеевская, Бх, валанжин 3,50 50 1,63 0,27 40 18,00 2,40 5,12 0,070 0,02 0,008 0,020 19,7 41,2
Мамонтовская, Бх, валанжин 2,31 52 1,52 0,20 32 17,75 2,61 4,98 0,01 21,2 44,8
Мамонтовская, Бх, валанжин 3,41 51 1,57 0,26 30 17,74 2,89 5,17 0,010 0,092 0,018 0,012 18,6 42,8
Южно-балыкская, Бх, валан- жин Западно-сургутская, Бг, готе- 2,31 51 1,54 0,21 36 14,91 7,09 7,33 0,030 0,19 0,014 0,014 17,6 41,5
2,60 53 2,00 0,18 60 14,70 2,90 6,18 15 34
рив-баррем 3,33
• Западно-сургутская, Бп+Бш, 54 1,98 0,19 52 19,06 2,35 3,80 0,011 0,03 __ 16,5 36,8
готерив-баррем • < «
Западно-сургутская, Бх, валан- жин Салымская, B'vi, валанжин 2,38 52 1,73 0,16 56 13,50 2,90 4,91 0,020 0,004 — — 17,0 40,0
2,05 58 0,66 0,09 14 10,20 1,09 2,72 0,004 0,23 0,012 0,036 27,8 52,2
Северо-варьеганская, Бх, ва- 3,21 49 0,23 0,13 11 5,00 0,47 1,22 0,004 0,034 0,008 0,006 36,9 65,8
ланжин
Аганская, Буш, валанжин Локосовская, Буш, валанжин 2,67 53 1,05 0,12 16 6,60 0,85 1,78 0,040 0,20 0,030 0,0068 31,2 59,0
2,24 54 1,67 0,15 40 11,66 3,40 4,58 0,015 0,09 20 40
(до
Локосовская, Бгх, валанжин 3,10 54 1,46 0,16 18 9,15 0,75 2,43 0,021 0,15 21,7 300°C) 48,0
Ватинская, Бх, валанжин 3,81 50 0,89 0,13 14 7,10 0,95 1,78 0,003 0,04 0,010 0,0051 32,7 60,6
Самотлорская, Буш, валанжин ’ Самотлорская, Бх, валанжин 2,40 50 0,92 0,10 16 10,20 1,67 2,48 0,017 0,04 0,010 0,0061 30,0 60,2
2,80 50 0,89 0,10 26 14,37 2,35 2,83 0,020 0,09
• Самотлорская смесь 2,30 50 0,96 0,12 14 10,00 1,36 1,94 0,010 0,038 0,011 0,006 30,6 58,2
Мегионская, Буш, валанжин 2,28 52 1,10 0,15 21 11,65 1,13 2,20 0,027 0,07 0,030 27,2 59,0
’Мегионская, Ю-1 2,17 59 0,56 0,14 18 6,57 2,59 3,12 0,036 0,04 0,010 28,4 62,3
Советско-соснинская-медведев- ская, Буш, валанжин* Советско-соснинская-медведев- 2,27 50 0,93 0,10 20 8,56 1,36 2,42 0,010 0,31 0,013 0,010 31,0 63,2
3,20 50 0,77 0,12 14 7,79 1,40 2,34 0,010 0,075 0,044 0,006 32,3 61,2
ская (смесь)*
Русская, ПК-I, сеноман 0,50 50 0,35 0,10 20 9,00 1,01 3,18 0,060 0,54 0,0007 0,0034 2,2 30,2
Губкинская, Ю-1 7,63 54 0,13 0,10 6 2,30 Следы 0,57 0,004 0,067 0,0090 0,0038 38,9 69,0
Новопортовская, Ю-П 8,80 50 0,14 0,05 10 5,00 0,14 0,90 0,003 0,035 0,0032 0,0022 22,9 62,2
Айяунская, сеноман 0,80 49 1,50 0,27 >60 26,90 6,90 8,97 0,093 1,60 0,0078 0,0192 14,8
* Во всех последующих таблицах для краткости нефть называется советской.
ё 287. Разгонка нефтей по ГОСТ 2177—66
Нефть н. к., °C Отгоняется (в %) до температуры, °C
120 140 150 160 180 200 220 240 260 280 300
Убинская, Ю-П Мортымьинская, Ю-П ’лШаимская, Ю-Н Тевлинская, Бхуг, валанжин Быстринская, Bj, готерив-баррем Вынгинская, Б1 + Б11, готерив-баррем Минчимкинская, Би, валанжин-готе- рив Усть-балыкская, Бг, готерив-баррем Усть-балыкская, Бщ, готерив-баррем Усть-балыкская, Biv, готерив-баррем Усть-балыкская, Biv+Bv, готерив- баррем Усть-балыкская, Bix, валанжин Усть-балыкская, Бх, валанжин Усть-балыкская, Ю-П Усть-балыкская (смесь) Тепловская, Bvi, готерив-баррем Каркатеевская, Бх, валанжин Мамднтодская,_Бх,валанжин Южно-балыкская, Бх, валанжин Западно-сургутская, Бг, готерив-б< рем Западно-сургутская, Бп+Бщ, го рив-баррем Западно-сургутская, Бх, валанжиг Салымская, Bvi, валанжин Северо-варъеганская, Бх, валанжи Аганская, Буш, валанжин Локосовская, Буш, валанжин Локосовская, Bix, валанжин Ватинская, Бх, валанжин Самотлорская, Буш, валанжин Самотлорская, Бх, валанжин Самотлорская (смесь) Мегионская, Буш, валанжин ♦Мегионская, Ю-1 Советская, Буш, валанжин Советская (смесь) Русская, ПК-1, сеноман Губкинская, Ю-1 Новопортовская, Ю-П м со со 58 75 57 45 88 106 80 57 115 . 103 82 76 60 63 97 63 70 J32 , 70 ip- 93 те- 95 100 бб- н 40 58 80 65 43 56 70 45 72 70 46 53 44 66 12 9 15 16 6 2 7 9 1 4 6 7 8 6 8 8 8 8 4 ( п 28 18 К и 1( 1 1 1 2 1 16 14 19 20 9 4 9 13 5 8 9 9 11 9 12 11 . ю И 1{ 8 н 2! 28 1 5 28 2 К ) 1 3 2, 3 1 7 1 3 2 3 2 2 2 5 1 18 16 21 22 10 5 10 15 7 10 10 10 12 10 14 13 12 14 И € 8 8 28 3 21 11 18 ) 2Z 3 18 7 1! 3 28 1 Г 2 1. 2 2' 2 2‘ 3 3 9 2 21 18 23 24 12 6 11 17 8 11 11 11 13 11 16 15 14 18 П 1( 21 31 2' п К 28 2 ) 2 3 21 7 И 5 1 2 1 2 3 3 3 2 26 22 27 28 16 9 13 19 11 13 14 14 15 14 18 18 17 18 18 11 11 Н 28 38 28 18 18 38 2( 28 3 з. 3 2. 7 2 з 3 3 3 1 3 2 2 30 28 31 32 18 14 15 22 16 15 16 16 18 16 20 20 19 <чг 28 28 18 К 1( 21 41 31 28 2 3Z 38 3 38 2 3, 2 2' 3 28 2 38 2 3 3 4 3 3 34 32 35 36 21 18 18 25 20 18 19 20 24 20 24 23 22 21 24 18 11 28 з: 41 38 2Z 28 1 38 ) 3' ) 38 5 3< 3. 3 3 5 4 7 4 4 3 3 38 37 39 40 , 24 5 24 22 29 22 20 23 23 27 23 28 27 26 28 21 21 . 2 2Z 3' 48 41 28 28 41 48 5 3( 9 41 2 3' 1 48 2 48 2 4, 5 41 1 3 42 41 43 44 28 26 26 32 26 23 27 28 30 26 33 30 29 28 38 28 24 28 4 51 48 31 31 48 ) 4‘ 9 4. 4' 4! ) 48 5 58 5 48 2 3 5. 7 4 46 46 47 48 30 29 29 36 30 28 31 31 34 30 35 34 32 31 31 28 2' 31 48 58 58 38 38 58 48 2 48 5 2 4' 5 58 3 5‘ 3 5. 5 2 5 2 4 50 52 52 50 34 31 32 42 34 32 36 34 38 34 38 40 38 1 36 38 34 32 36 49 60 56 40 44 ) 56 3 54 5 54 56 52 9 56 1 59 2 56 3 16 3 60 3 54 j
288. Изменение кинематической вязкости (в сСт) нефтей
в зависимости от температуры
289. Изменение условной вязкости нефтей в зависимости от температуры
V20 Нефть ВУ20 ВУзо ВУ40 ВУМ
v30 V50 , Убинская, Ю-П 1,56 1,41 1,32 1,25
— / Мортымьинская, Ю-П J Шаимская, Ю-П 1,71 1,56 1,50 1,33 1,38 1,24 1,22 1,20
Убинская, Ю-П 6,80 5,22 4,32 3,64 Тетеревская, Ю-П 2,02 1,62 1,45 1,35
Мортымьинская, Ю-П 8,38 6,22 4,86 3,26 Каменная, Ю-П 1,28 1,21 1,15 1 ,11
Шаимская, Ю-П 6,80 4,38 3,51 2,98 I Тевлинская, Бхух, валанжин 1,88 1,57 1,42 1,35
Тетеревская, Ю-П 11,67 7,48 5,70 4,60 Северо-пимская, Бг, готерив-баррем 3,91 2,81 2,17 1,86
Каменная, Ю-П 3,94 3,11 2,50 2,09 Быстринская, Бт, готерив-баррем 6,49 4,20 3,10 2,57
Тевлинская, Bxvi, валанжин 10,18 7,00 5,40 4,62 f Вынгинская, Bi + Бц, готерив-баррем 13,03 6,81 4,31 3,12
Северо-пимская, Бг, готерив-баррем 27,00 18,80 13,20 10,00 Минчимкинская, Бц, валанжин-готе- 18,53 7,22 4,16 2,80
Быстринская, Бт, готерив-баррем 47,58 30,00 21,29 16,93 рив
Вынгинская, Бх + Бц, готерив-баррем 97,57 49,93 30,95 21,46 1 Вершинная, Бх, валанжин 1,79 1 ,b3 1,40 1,31
Усть-балыкская, Bj, готерив-баррем 2,65 2,51 1,80
Минчимкинская, Би, валанжин-готе- 137,3 53,23 29,68 19,99 Усть-балыкская, Бщ, готерив-баррем 9,42 5,31 3,73 2,77
рив Усть-балыкская, Biv, готерив-баррем 8,10 5,03 3,52 2,78
Вершинная, Бх, валанжин 9,29 6,48 5,13 4,20 Усть-балыкская, Biv+Bv, готерив- 4,26 3,03 2,33 2,00
Усть-балыкская, Бг, готерив-баррем 25,20 17,48 16,29 9,43 баррем
Усть-балыкская, Бщ, готерив-баррем 65,56 38,52 26,36 18,57 Усть-балыкская, Бтх, валанжин 4,57 3,19 2,42 2,25
Усть-балыкская, Bjy, готерив-баррем 59,80 36,45 24,70 18,63 Усть-балыкская, Бх, валанжин 5,46 2,92 2,19 1,91
Усть-балыкская, biv + bv, готерив- 30,49 20,70 14,62 11,45 Усть-балыкская, Ю-П 3,69 2,98 2,34 2,00
баррем Усть-балыкская (смесь) 3,57 2,69 2,20 1,83
Усть-балыкская, Bix, валанжин 32,86 22,00 15,40 13,88 » Тепловская, Бух, готерив-баррем 7,33 3,46 2,35 1,95
Усть-балыкская, Бх, валанжин 39,74 19,78 13,38 10,55 Каркатеевская, Бх, валанжин 7,27 3,47 2,22 1,63
Усть-балыкская, Ю-П 26,12 20,31 14,62 11,35 Мамонтовская, Бх, валанжин 3,95 2,76 2,26 1,89
Усть-балыкская (смесь) 25,13 17,81 13,05 9,76 Южно-балыкская, Бх, валанжин 4,72 3,32 2,56 2,21
Тепловская, Bvi, готерив-баррем 54,03 24,19 14,84 10,97 Западно-сургутская, Бх, готерив-бар- 5,85 3,54 2,77 2,34
Каркатеевская, Бх, валанжин 53,87 25,65 16,45 12,10 рем
Мамонтовская, Бх, валанжин 28,07 18,52 13,96 10,27 Западно-сургутская, Бц+Бш, готе- 9,83 5,41 3,53 3,22
Южно-балыкская, Бх, валанжин 34,03 23,18 16,71 12,32 рив-баррем
Западно-сургутская, Бг, готерив-бар- 41,72 26,21 18,74 14,71 Западно-сургутская, Бх, валанжин 6,23 3,23 2,48 2,01
рем Салымская, Бух, валанжин 1,84 1,60 1,47 1,37
Западно-сургутская, Бц+Бш, готе- 72,73 39,33 24,84 22,22 Северо-варьеганская, Бх, валанжин 1,56 1,35 1,22 1,15
рив-баррем Аганская, Буш, валанжин 1,51 1,41 1,31 1,23
Западно-сургутская, Бх, валанжин 45,65 22,31 16,07 11,52 Локосовская, Буш, валанжин 2,89 2,20 1,85 1,65
Салымская, Bvi, валанжин 9,81 7,26 5,90 4,80 Локосовская, Bix, валанжин 2,01 1,70 1,52 1,40
Северо-варьеганская, Бх, валанжин 6,78 5,25 3,82 2,08 Ватинская, Бх, валанжин 1,39 1,29 1,21 1,17
Аганская, Буш, валанжин 6,31 5,19 4,15 3,41 Самотлорская, Буш, валанжин 1,60. 1,44 . 1,33. 1,05-
Локосовская, Буш, валанжин 19,51 13,46 9,92 7,75 Самотлорская, Бх, валанжин 1Л1 1,46 1,34 1,27
Локосовская, Bix, валанжин 11,55 8,25 6,39 5,09 Самотлорская (смесь) Т~49 1Ж 1,29 Г, 22
Ватинская, Бх, валанжин 5,00 3,94 3,25 2,70 Мегионская, Буш, валанжин 1,63 1,45 1,35 1,26
Самотлорская, Буш, валанжин 7,28 5,64 4,43 3.65 Мегионская, Ю-1 1,58 1,42 1,31 1,21
Самотлорская, Бх, валанжин 7,36 5,79 4,47 3,75 Советская, Буш, валанжин 1,44 1,34 1,24 1,19
Самотлорская (смесь) 6,13 4,61 4,03 3,33 Советская (смесь) 1,43 1,34 1,26 1,21
Мегионская, Буш, валанжин 7,60 5,75 4,65 3,78 ч Русская, ПК-I, сеноман — 28,16 15,13 8,54
Мегионская, Ю-1 7,14 5,38 4,25 3,19 \ Губкинская, Ю-1 1,21 1,16 1,12 1,П
Советская, Буш, валанжин 5,64 4,50 3,50 2,96 v Новопортовская, Ю-П 1,59 1,34 1,23 1,19
Советская (смесь) 5,50 4,48 3,71 3,15 Айяунская, сеноман — — 170,5 82,61
Русская, ПК-I, сеноман __ 203,7 112,1 63,13
Губкинская, Ю-1 3,16 2,56 . 2,23 2,09
Новопортовская, Ю-П 7,29 4,49 3,49 2,94
Айяунская, сеноман — 1263 616,2
394
395
290. Изменение относительной плотности нефтей в зависимости от температуры
г
______________________________________________________________________________
Плотность р*
Нефть >
при 20 °C при 30 °C при 40 °C при 50 °C
Убинская, Ю-П 0,8383 0,8311 0,8238 0,8166
Мортымьинская, Ю-П 0,8417 0,8346 0,8275 0,8204
Шаимская, Ю-П 0,8269 0,8196 0,8122 0,8048
Тетеревская, Ю-П 0,8497 0,8426 0,8355 0,8284
Каменная, Ю-П 0,8151 0,8076 0,8001 0,7931
Тевлинская, Bxvi, валанжин 0,8508 0,8438 0,8368 0,8298 г
Северо-пимская, Бг, готерив-баррем 0,8733 0,8666 0,8599 0,8532
Быстринская, Бг, готерив-баррем 0,8876 0,8810 0,8744 0,8678
Вынгинская, Бг + Бы, готерив-баррем 0,8922 0,8857 0,8793 0,8751
Минчимкинская, Бы, валанжин-готе- 0,8950 0,8886 0,8822 0,8758
рив Вершинная, Бх, валанжин 0,8562 0,8497 0,8427 0,8357 1
Усть-балыкская, Бг, готерив-баррем 0,8706 0,8639 0,8571 0,8504
Усть-балыкская, Бш, готерив-баррем 0,8998 0,8934 0,8870 0,8806
Усть-балыкская, Бгу, готерив-баррем 0,8888 0,8822 0,8756 0,8690
Усть-балыкская, Biv + v, готерив- 0,8646 0,8578 0,8509 0,8441
баррем Усть-балыкская, Бтх, валанжин 0,8651 0,8583 0,8514 0,8446 1
Усть-балыкская,-Бх, валанжин 0,8668 0,8599 0,8531 0,8462
Усть-балыкская, Ю-П 0,8836 0,8696 0,8556 0,8416
Усть-балыкская (смесь) 0,8704 0,8637 0,8577 0,8513
Тепловская, Bvi, готерив-баррем 0,8752 0,8673 0,8618 0,8551 г
Каркатеевская, Бх, валанжин 0,8814 0,8748 0,8682 0,8615
Мамонтовская, Бх, валанжин 0,8637 0,8568 0,8500 0,8431
Южно-балыкская, Бх, валанжин 0,8730 0,8663 0,8596 0,8529
Западно-сургутская, Бг, готерив-бар- 0,8884 0,8818 0,8752 0,8686
Западно-сургутская, Бп+Бщ, готе- 0,8922 0,8857 0,8793 0,8751
рив-баррем
Западно-сургутская, Бх, валанжин 0,8806 0,8740 0,8674 0,8608
Салымская, Bvi, валанжин 0,8490 0,8419 0,8348 0,8277
Северо-варьеганская, Бх, валанжин 0,8200 0,8126 0,8052 0,7978
Аганская, Буш, валанжин 0,8397 0,8312 0,8250 0,8169
Локосовская, Буш, валанжин 0,8749 0,8682 0,8615 0,8548 )
Локосовская, Bix, валанжин 0,8583 0,8514 0,8444 0,8374
Ватинская, Бх, валанжин 0,8307 0,8225 0,8163 0,8091
Самотлорская, Буш, валанжин 0,8466 0,8395 0,8324 0,8252
Самотлорская, Бх, валанжин 0,8501 0,8418 0,8358 0,8278
Самотлорская (смесь) 0,8426 0,8353 0,8280 0,8207
Мегионская, Буш, валанжин 0,8567 0,8498 0,8428 0,8359
Мегионская, Ю-1 0,8560 0,8490 0,8421 0,8351
Советская, Буш, валанжин 0,8393 0,8321 0,8248 0,8176
Советская (смесь) 0,8400 0,8316 0,8245 0,8175
Русская, ПК-I, сеноман 0,9324 0,9249 0,9174 0,9099
Губкинская, Ю-1 0,8112 0,8037 0,7948 0,7858
Новопортовская, Ю-П 0,8537 0,8467 0,8397 0,8327
Айяунская, сеноман 0,9578 0,9521 0,9464 0,9407
396
т 291. Элементный состав нефтей
Содержание, %
Нефть с н О S N
Убинская, Ю-П Мортымьинская, Ю-Н Шаимская, Ю-П 86,35 85,92 85,80 86,33 86,08 86,23 85,85 85,47 85,22 84,92 13,21 13,18 13,28 13,18 0,02 0,22 0,36 0,11 0,23 0,55 0,46 0,29 0,09 0,13 0,10 0,09
Тетеревская, Ю-П 13,52 0,21 0,17 0,02
Каменная, Ю-П Тевлинская, Bxvi, валанжин Северо-пимская, Бг, готерив-баррем Быстринская, Бг, готерив-баррем Вынгинская, Бх + Бц, готерив-баррем Минчимкинская, Бы, валанжин-готе- 12,79 12,62 12,32 12,31 12,45 0,25 0,12 0,22 0,45 0,45 0,63 1,27 1,84 1,83 1,99 0,10 0,14 0,15 0,19 0,19
рив Вершинная, Бх, валанжин Усть-балыкская, Бг, готерив-баррем Усть-балыкская, Бш, готерив-баррем Усть-балыкская, Biv, готерив-баррем 85,95 85,63 85,75 84,95 12,73 12,73 12,38 12,50 0,18 0,04 0,06 0,37 0,99 1,40 1,63 2,00 1,55 0,15 0,20 0,18 0,18 0,17
Усть-балыкская, Biv+Бу, готерив- 85,47 12,54 (), 21
баррем Усть-балыкская, Bix, валанжин Усть-балыкская, Бх, валанжин Усть-балыкская, Ю-П Усть-балыкская (смесь) Тепловская, Bvi, готерив-баррем Каркатеевская, Бх, валанжин Мамонтовская, Бх, валанжин К5жно-балыкская, Бх, валанжин Западно-сургутская, Бг, готерив-бар- 85,49 85,47 84,77 85,37 85,65 85,29 85,60 Ж,65 85,02 12,61 12,50 12,39 12,69 12,51 12,52 12,33. 12,40 12,63 0,06 0,09 0,59 0,22 0,10 0,29 —0,24 0,20 " 0,17 1,68 1,77 2,06 1,53 1,59 1,63 1,57 Г, 54 2,00 0,16 0,17 0,19 0,19 0,15 0,27 0.26- 6,21 0,18
рем Западно-сургутская, Бц + Бш, готе- 84,90 12,33 0,60 1,98 0,19
рив-баррем Западно-сургутская, Бх, валанжин Салымская Bvi, валанжин Северо-варьеганская, Бх, валанжин Аганская, Буш, валанжин Локосовская, Буш, валанжин Локосовская, Bix, валанжин Ватинская, Бх, валанжин Самотлорская, Буш, валанжин Самотлорская, Бх, валанжин » Самотлорская (смесь) Мегионская, Буш, валанжин 85,04 85,61 86,11 85,66 84,90 85,05 85,90 85,90 85,90 86,23 86,65 12,60 13,29 13,26 12,79 12,80 12,90 12,95 12,93 12,92 12,79 12,85 0,47 0,35 0,27 0,38 0,47 0,44 0,13 0,15 0,19 0,25 0,25 1,73 0,66 0,23 1,05 1,67 1,46 0,89 0,92 0,89 0,63 1,10 0,16 0,09 0,13 0,12 0,16 0,15 0,13 0,10 0,10 0,10 0,15
Мегионская, Ю-1 85,84 13,05 0,41 0,56 0,14
Советская, Буш, валанжин Советская (смесь) Русская, ПК-I, сеноман Губкинская, Ю-Г Новопортовская, Ю-П Айяунская, сеноман 85,64 12,99 0,34 0,93 0,10
85,70 87,11 86,10 86,35 86,45 13,08 12,12 ' 13,42 13,02 11,53 0,33 0,32 0,25 0,44 0,25 0,77 0,35 0,13 0,14 1,50 0,12 0,10 0,10 0,05, 0,27
‘ 397
292. Содержание ванадия и никеля в нефтях
Нефть Содержание, вес. %
ванадия никеля
Мортымьинская, Ю-П 0,00052 0,0019
Тевлинская, Bxvi, валанжин 0,00074
Быстринская, Бт, готерив-баррем 0,0052 —
Минчимкинская, Бп, валанжин-готерив 0,0056
Усть-балыкская, Biv + Bv, готерив-баррем 0,0038 0,0013
Усть-балыкская, Bix, валанжин 0,0048 0,0011
Усть-балыкская, Бх, валанжин 0,0089 0,0021
Усть-балыкская (смесь) 0,0120
Тепловская, Bvi, готерив-баррем 0,0013
Каркатеевская, Бх, валанжин 0,0040 -
Мамонтовская, Бх, валанжин 0,0037 .
Южно-балыкская, Бх, валанжин 0,0062
Западно-сургутская, Bi, готерив-баррем 0,0017
Западно-сургутская, Бц+Бщ, готерив-баррем 0,017 0,0023
Салымская, Bvi, валанжин 0,0084 <0,0001
Северо-варьеганская, Бх, валанжин 0,0002
Аганская, Bvin, валанжин 0,00085
Локосовская, Bvin, валанжин 0,0135
Локосовская, Bix, валанжин 0,0072 •
Ватинская, Бх, валанжин 0
Самотлорская, Bvin, валанжин 0,0015
Самотлорская (смесь) 0,0018
Мегионская, Bvin, валанжин 0,00013 -
Мегионская, Ю-1 0,0005
Советская (смесь) 0,00013 -
Русская, ПК-I, сеноман 0,0027
Губкинская, Ю-1 0,0002
Айяунская, сеноман 0,0060 -
_____________293. Состав золы нефтей (вес. %, считая на нефть)
Элементы Усть- балыкская, Б,, гетер ив« баррем Западно- сургут- ская, валанжин Самотлор- ская, ®vnr валанжин Самотлор - ская (смесь) Мегион- ская, БУПГ валанжин Советская (смесь) Русская, ПК-1, сеноман
V 9,0-IO"3 3,3-10"* 1,9-Ю-з 7,8-10"* 2,8-10-з 1,3-10-* 2,7-Ю-з
Мо — — 4,9-10-з 0,9-10"* 1 — 4,0-10-* Следы
Ni 3,0 10-3 1,7-10-* 1,0-10"3 4,0-10"* 1,5-Ю-з 3,2-10-* 1,0-IO"3
Fe 2,2-IO"2 4,0-10"* 2,3-10-з 4,2-10"* 3,2-Ю-з 7,7-10"* 2,4-Ю-3
Мп 0,5 10-* о,з-ю-* 7,810-з 1,8-10"5 1,0-10-5 0,8-Ю-з 0,8-10-*
Сг 2,6-10"* - 1 6,910"* 6,6-10-s 3,0-10-5 1,6-10'*
Си 1,0-IO"3 2,2-Ю-з 7,3-10-з 1,0-Ю-5 8,0-10-5 1,0-Ю"* 1,8-10"*
Mg 4,0-IO”3 4,0-10-3 1,5-10"* 1,9-10"* 8,0-10"* 2,9-10-*- 5,4-10-*
Pb —- —- 1,8-10-* 3,7-10-з —. — 1 9,0-10~*
Sb —. —. 6,0-10-* —. —. 5,4-10"*
Si 9,210-3 1,010-3 9,0-10-* ... 3,0-Ю-з 4,0-10-* 3,6-10-з
Al 8,510-» 1,7-10-з 2,9-10-* 1,4-10"* 2,0-10-» 1,8-10-* 8,1-10"*
Sn — 0,2-10-* 4,5-10-5 0,6-10"*
Ca 3,4-Ю-з 1,3-Ю-з 0,9-10"* 8,6-10-* 1,0-Ю-3 5,0-10-* 4,2-10"*
P — -— 2,4-10"* 2,4-10"* — 2,6-10"*
Ba —— — 2,7-10"* 3,2-10-5 __ .. 2,4-Ю-3
Ti 2,0-10~* 0,4-10"* 6,8- Ю"5 1,0-Ю"5 5,0-Ю-з 1,8-10-*
Na 4,4-10-з 4,0-10"* —— 1,2-10"* 3,2-Ю-з
Co —, Следы — —
Zn — " — —. — —_, 2,8-10-5 —
Зола 0,17 — 0,017 0,010 0,027 0,010 0,060
3 98
294. Состав газов (до Cj), растворенных в нефтях,
и низкокипящих углеводородов (до С5)
Фракция Выход (на нефть), % Содержание индивидуальных углеводородов, вес. %
с2н„ с3нв «30-С4Н10 M-CiHio «30-С5Н12 И-С5Н12
Мортымьинская нефть, Ю-П
До С4 | 0,58 1 0,9 I 20,4 | Ю,7 | 59,0 | — 1
Шаимская нефть, Ю-П
До С4 I 3,50 | 1 1 25,8 I 17,2 I 55,8 I —
До С6 1 5,88 1 1 0,7 1 15,4 1 Ю,2 | 33,2 1 13,4 1 27,1
Тевлинская нефть, Bxvi валанжин
До С4 | 1,24 | 1,5 | 22,8 I 13,1 | 62,6 | —
Усть-балыкская нефть, Bi, готерив-баррем
До С4 | 1,05 | 1 Ь6 I 24,2 I 21,9 1 52,3 1 12,5
До С5 1 1,44 1 1 1,2 1 17,6 1 16,0 1 38,2 1 14,5
Усть-балыкская нефть, Бш, готерив-баррем
До С4 I 0,15 I 0,9 I 9,4 I 11,2 I 78,5
До С5 1 0,55 1 0,2 | 2,4 | 2,9 1 20,6 | 28,5 I 45,4
Уст ь-б алыкская нефть, Bvi, г о т е р и в-б а р р е м
До С4 1 0,37 | 1 0,6 1 13,8 I 19,2 I 66,4 —
До С6 1 0,66 1 0,2 1 5,0 1 7,0 1 24,3 1 20,1 | 43,4
Усть-балыкская нефть, Biv + Bv, г 0 т е р и в-б а р р е м
До С4 | 0,87 | 1,8 | 19,9 | 15,3 | 63,0 1 - Г —
Усть-балыкская не ф т ь, Bix, валанжин
До С4 | 0,99 I 1,0 I 17,7 I 16,4 1 64,9 —-
До Сб 1 2,48 1 0,4 1 7,1 1 6,5 1 26,0 I 23,5 | 36,5
Усть-балыкская нефть, Бх, валанжин
До С4 I 0,94 I 1 I 21,8 I 17,1 | 60,0
До 1 2,06 | 1 0,5 1 9,8 1 7,7 1 27,2 | 22,1 | 32,7
Усть-балыкская нефть, Ю-П
До С4 I 1,91 | 1,7 | 18,7 । 43,2 1 36,4 | - | (смесь) 1 —
Уст ь-б алыкская нефть
До С4 | 0,90 | 0 | 8,6 | 18,9 | 72,5 | — Тепловская нефть, Bvi, готерив-баррем 1 —
До С4 | 0,60 | 3,3 | 18,9 | 26,3 Каркатеевская нефть, Бх, 1 51,5 | — | валанжин —
До С4 | 0,50 | 3,7 | 14,8 | 17,4 Мамонтовская нефть, Бх, I 64,0 | - | валанжин
До С4 [ 0,30 | 0,6 | 9,5 | 16,4 Ю ж н о-б а л ы к с к а я нефть, Бх 1 73,5 | - | , валанжин
До С4 | 0,77 | 0,3 | 14,1 | 14,8 | 70,8 | - | 1 —
Западно-сургутская нефть, Bi, готерив-баррем
До С4 1 0,83 ] I 1,0 I 12,7 I 19,4 1 66,9 " 1 !<
До с5 1 2,44 | 1 0,4 1 4,4 1 6,6 1 22,9 1 23,7 1 42,0
. Западно-сургутская нефть, Бп+Бш, готерив-баррем
До С4 I 0,30 I 1,5 I 14,2 I 19,9 I 64,4 I — I —
До С4 | 1,00 I 0,4 I 4,3 I 6,0 | 19,6 | 23,1 | 46,6
399
Продолжение табл. 294
Фракция Выход (на нефть), % Содержание индивидуальных углеводородов, вес. %
С2Нв с3нв изо-С4Н1о « -C4Hio U30-C5H12 Н-С5Н12
Западно-сургутская нефть, Е х, валанжин
До С4 1,07 0,9 11,7 19,3 68,1
До С5 3,39 0,3 3,7 6,1 21,6 26,5 41,8
Салы мекая нефть Бух, валанжин
До С„ 1,56 2,1 21,7 18,9 57,3 — —
С е в е р о-в а р ь е г а н ск а я нефть, Бх, валанжин
До С4 2,95 0,6 21,8 14,7 62,9 — -
Аганская нефть, Буш, валанжин
До С4 0,88 0,7 22,2 16,1 61,0 1 — i —
Локосовска я нефть, Буш, валанжин
До С4 0,50 0,5 13,5 21,7 64,3
До с6 1,34 0,3 5,0 8,0 23,9 23,6 39,2
Локосовская нефть, Бтх, валанжин
До с4 0,88 1,1 13,6 19,8 65,5 — 1 —
Ватинская нефть Бх, валанжиг
До С4 2,52 0,8 24,9 16,4 57,9 1 — 1 —
Самотлорска я нефть, Буш, валанжин
До С4 1,06 0,6 21,8 17,0 60,6 — 1 —
Самотлорская неф ть, Бх, валанжин
До С4 0,90 Следы 10,2 18,4 71,4 -
До С5 2,40 » 3,7 6,6 25,5 25,6 38,6
Самотлорская г ефть (смесь)
До С4 1,50 0,8 25,3 16,5 57,4 — -
Мегионская нефть, Буш, валанжин
До С4 0,6 0 19,6 17,8 62,6
До С6 0,8 0 13,6 12,3 43,5 16,5 14,1
Мегионская нефть, Ю-1
До С4 0,5 0 18,0 18,4 63,6 -
До С5 0,8 0 12,4 12,7 43,6 22,5 8,8
Советская нефть, Буш, валанжин
До С4 1,38 0,8 15,4 21,1 62,7 — —
До с5( 1,95 0,6 10,9 15,0 44,5 11,5 17,5
Советская нефть (см е с ф)
До С4 1,50 0,3 13,8 22,8 63,1 - -
Губки некая нефть, Ю-1
До С4 3,11 2,1 30,1 15,9 51,9 — -
Новопортовска я нефть, Ю-И
До С4 1 1,20 | 5,6 29,4 22,1 42,9 — —
400
295. Потенциальное содержание (в вес. %) фракций в нефтях
I© ОО О С© оо СЧ 00 СЧ 00 СО О СО СО тр <30 1© О ”Ф СО О СО Ь- 00 —• "Ф г- о
НИЖНВ1ГВЯ O СЧСОСО^РЮ1©с©СОГ*аО<©5С5Ф — счсО’Фсог-ооффсчсо-фс© —<-ч сч— — — — — —сч — сч сч сч
waddBp-eKdaxox *IAg ‘BBMoaoiruai СО ООСЧФФЮФЮФЮЬ-СЧ’ФЮСЧ—ФФООСЧЮООФ'СЧСЧЮФ О СЧСОСОтртргр^сОСОГ^ООООФО —>C4C0xPCDb~00O — СОтр<© — _ — — — - — — СЧ сч сч сч сч
(чээнэ) "ВВЯЭМГЦГВр-ЧХЭД <3i ЮГ^СЧСО—СОФ’ФФГ*’ФООФСОСОФЬ'ФСОФСОСЧФГ*ООФ О СОСО’Ф'ф1©1©СОФЬ.Г-.оОООФ —' — СЧСОЮСОООФФСЧСО’ФСО ——————— — — СЧ сч сч сч сч
п-ся ‘ввяэягпгвр-чхэд 05 00Ф1©СЧ<©00 — ’’ФООСЧО — 00СОСЧ00ФФЬ-00<©5чф©1©сЮ — — СО тртрЮ I© Ю СО СО со Ь- оо оо 00 о О о СЧ СО *Ф 1© со оо О —< СЧ тр —, — —,««__|__1СХ}СЧСЧСЧ
НИЖНВ1ГВЯ 4Хд ‘ВВЯЭЯШГВр-ЧХЭД 05 С©Ь-О5ФСЧСОФ00тРФ—COtPCOC4QO©L©CO©tPOOC4C5L©05 о тр гр *ф 1© 1© 1© <© СО Iх- 00 ©5 05 Ф — СЧ СЧ Ф1 1© СО 00 ©5 Ф СЧ СО 1© СО — — — — —< — — -нСЧСЧСЧСЧСЧ
waddBp-and -эхол ‘Ад + Л1д ‘БВЯЭМН1ГВ9-ЧХЭХ О тРЮООСЧООСЧСОтрОЗЮСЧтРСООО’ФФСЧ’фООСЧСЧЮООФСЧХ© О СЧСЧСЧСОтр101©СОСОГ-.ООСО©5ф-СЧСОтрЮГ-0О©5фСЧСО-Ф ^—.^^—.^^^.— СЧСЧСЧСЧ
waddBp -aHdaxoj 4^д ‘ВВЯЭЯ1Ч1ГВ9-ЧХЭД О фР 1© сч 00 тр 00 СО со О тр со СО тр 1© сч оо СЧ 00 СО ©5 00 СО — О О 00 — СЧ &Ч СО со тр "Ф 1© 1© со СО Г» 00 ©5 О О СЧ СО 1© со 00 О СЧ ’Ф со Г- — —> _ — СЧ сч сч сч сч
НИЖНВ1ГВЯ *Хд ‘KBHHHmdag С01©С0Фтр00трф1©ФС01©Ф00,’ФФСЧФР-’-сО’фС>О.1©СЧСЧ j СЧСЧСО^тр-^ЮСОСОЬ-ООООО—СЧСО1©Ь-а0ФСЧ’Ф1©[''-©5 — — — —< — —. — — счсчсчсчсчсчео
aadaxoj -нижнв1гва ‘Нд * ввионииииннидо 05СЧС0С5С0Г-СЧфСЧ0000СЧО©ОСЧС01©С©а0С5—’ф 1 I I 1— C4C4C4C0C0Tpl©l©l©C©t"--00 00© —• сч со тм© с© 00 05 г*—* ^ч »—ч чч чч *“Н ЧЧ ЧЧ
wsddBp -aHdaxox ‘^д+^д ‘ввмэнихннд Ф—Tp©5©rpr-OC4rpO — СССС^О-^оООЮ^СССЧ^С) 1 — — — — счсчсчсососО’Ф’Ф’Фьосоь-ооффсчсО’Ф^Г'^ооф — — —. — — — —. СЧ
wsddBp-HHdaxoj *1д ‘ввмэниЦхэнд 1© СОО О О СЧ 00 СЧ С5 <05 О О О 1© 00 СЧ С© Ь* 05 —< — СО СО СО 05 1 _ — СЧ СО СО Тр т}”чмо 1© со Г- 00 05 05 05 —. СЧ СО ’Ф СО О 00 05 О — —• — —- сч сч
waddep -aHdaxoj Лд ‘ввяэкии-одааээ ^1©01©Ь*ОСОС51©ООООСЧС51©СЧОСЧОООСЧОО’—ФООСО 1 ОО’-4 — ^C4C4COOO’xfrf<l©CO{^QOC5 — СЧ-^ЮЬ-ОООСЧСОЮ — —— СЧСЧСЧСЧ
нижнвтгва ЛЛХд *ввяэни1гаэх СЧ 00505СО — СОЮСО — 001ОСОСЧО500СО1©СЧО5Г^.1©СЧО>00СО1О — СО СО Th со Ь-Г"-00 05 О О СЧ СЧ тН Ю с© 05 СЧ гр СО 00 05 —« СО 1© — СЧСЧСЧСЧСЧСЧООСОСО
1Г01 ‘ввннэивЯ С00500тра0г-С0с00с0г^0 — О 05 О СЧ О — О О О О О О I СО СО Ю Ь* 00 05 Ф СЧ СО Ю00 05 СЧ Ю ь. оо — СО СО 00 О СЧ Тр со 00 о т___-__|_СЧСЧСЧСЧсСС0С0С'0тГ'хГ|-'^'’^,’^1©
П-(И ‘BBHoaadaxaj, 1© N О N С0СЧ1©СЧОС01©С0СЧО00СЧ00С0СЧ001©С0ФС0''Ф 1 о о — — сч СЧ со СО Тр 1© С© со Ь- 05 О О СЧ СО 1© г- 00 О СЧ TF 1© г- _ —— ^-СЧСЧСЧСЧСЧ
II-0J ‘ВВЯЭИИВП1 Ю /со 05^5 00 —СЧ О 05 00 1"- 00 с© 1© СЧ С© 00 1© СЧ О О 00 СЧ 00 00 СО 1 С*- СЧ о о" — \СЧ СО ’Чр Тр 1© ь? 05 — СЧСО ’Ф СО 00,0' сч" ”Ф 1© ь?00 о L, т— *—1 — .-чт-чт-н — --< сч сч сч сч сч сч со со со со со со Тр
II-OI ‘BBMOHHqwiqxdoyv СО ООООСЧОЮСОСЧООСО — 1© СЧ СЧ СЧ — СЧФФСО — — 00 о о Ф СЧСОтРЮС©СОГ'-ООС5Ф — СЧС01©СОЬ'©5 — С0 1©Ь-©5 — СЧ 1© г- — _ч_н^_м^^,_СЧСЧСЧСЧСЧСОСОСОСО
П-СН ‘ВВЯЭНИ9Л Ф СЧ ©5 оо -ф С5 ф ю С© <зо О тр Тр хр Тр Ф 1© 1© 00 СЧ — О 00 — ’’Ф I | тр1©С©Ь-00 00ФФ — СЧСО'ФСОГ-ООО — СО’ФЬ-ООФ — С01© Ч — —.-чч~^чг-.-чСЧСЧСЧСЧСЧСЧС0С0С0С0
Эо ‘iqdKiBdanwax otf вэхэвноло "’мЦ '° J 0б\о О СЧ|ф ОЮОЮОЮФО СЧФФЮФООФФФОФ ОФФ счхетсосоь-ооаоФФФФ — счсчсогртр1©соь-ооС5Ф — счсо^ю w. —1 — — сч сч сч сч сч сч Е
26—160
401
€Ofr
*95
3 w й!£м1§ — о2оо^отсл>&.^ыюкэ“ООсо!ооооо^а>сх>й ю асОООООС1ООО0’ООЮООСлОСЛОСЛООЮО0 00 г Отгоняется до температуры, °C <
tOtOtOtOtO*— — — — СД Ж Ю *— ФООЧОСЛ^Ю^- ©©©00*4dddd4KCOtOtO О Ъ> ЬО ООО tO d © ГО О 00 о СП ю 4к ЬО © d оо со © to 00 00 © 4к со Мамонтовская, Б^, валанжин
Ю hO ЬО tO >—1 ►— — — — 4* ьо — о оо *4 d 4к со to >—© о © со оо *4 d d d d d 4к 4к со to о OMdOOodtoood4^toootootootodtooo4^odOtooo оо Южно-балыкская, валанжин
ЮЮ — ь- — .-Н-Н-И- — н->- — •— ©©OONdd^UbO — ©0©OOOo-4dddd4K4K.COtObO О СЛ СЛ 4к 4^ d 4к 4^ СО tO “4 ЬО 4к ЬО ЬО 00 ‘ d tO d © © 4* СО Западно-сургут- ская, 4* готерив-баррем
4к to ~-© оо-ч d 4* со to —© © оо оо-4-4 d d d d 4к 4к со to to — OAt0OWO4^-i*MO*s]>-a)OOOCnOCn-40Md-^ — Западно-сургут- ская, Б^, валан- жин
COCOCOCOtObObObObOtO — — — —* — — — й- — d d co © ©-4 d 4» ьо © оо оо-ч d 4к co ьо »—© © © оо Oo d d d — 00 © ^ 00 d 00 О ЬО 4к 00 © © d © © ЬО 4к d © 4к 4к ЬО 00 ЬО © d Салымская, Бур валанжин
4».4к4к4кСОСОСОСОСОЬОЬОЬОЬОЬОЬОЬО — — ^- — — — — — -4 4k to О 00 d 4K to C> oo d d 4k to О О 00-4 d d 4K co bO О 00 00 to © © © 00 co CO*4dddd4KtOh5©*—bo*—»-****-№•—ЬО-44к © Северо-варьеган- ская, Б^, валан- жин
UKCOCOCOCOCObOtOtOtOtOtO*--- — *— — к- •— •— *- *—c©-4dco — c©-4dco)—©©*4ddcocoto>—©c©oo-4dd © © © to *- »— to to — —* to CO 4k 4k 4K © <y> © >— *— Co d d *4 co — 00 © Аганская, Бущ, валанжин
WMMMMMtO — © OO *4 d CO — О 00 d d 4k CO bO — О О © © 00 00 *4 *4 d СЛ СЛ 4к о d CO О О СЛ “4 О 4к оо СЛ О — СО СО СИ СО 4к о СЛ — -4 to Сл © О СО © Локосовская, Bjx> валанжин
4ь 4к СО СО СО СО СО ГО ЬО ЬО ЬО tO ЬО ЬО О 00 d 4к to О оо-4 СЛ СО ЬО — <О 00 00 d СЛ 4к СО to toСО-4-4 tO о — to 4к d -4 С© со — СО сл d -4 со 4к — СО 4к СЛ -4 00 О О Ю 00 4к СЛ Ватинская, Б^, валанжин
COCOCOCOCOCOtObOtObOtOtO — — ’— — '— — —» — *—*- со м d со to о оо d 4к со —• о со оо d d 4-со со to »—о со оо d d ►— ©©©©OOtOdQOOddOO—004к0000ОС04к©Ч — СОЧ — Самотлорская, Byjjj, валанжин
• CO CO CO CO CO CO tO tO ЬО ЬО ЬО ЬО — — — — — ~ — © *4 d 4k to О 00 d СЛ CO — О co "4 d d 4k co to to — О CO 00 "4 d *- d 00 ObO CO d4 © — co 4k d -4 © d —• сл d co О CO 4k -4 co — © d Самотлорская (смесь)
cocococotototototo — — — — — — «- d45Ktoocc>-4dCo — <©*4ddcoto*—oc©oo*4dddcototo о -4 d 00 4 — ЬО tO — © © — © tO CO 4к d *4 CO © ^-CO d — © © 00 d Мегионская, Бущ» валанжин
4k CO CO CO CO to to to to — — ~ H- — — О ood CO О 00 d CO — 00 d d 4K to C> О CO *4 d СЛ 4k 4K co to to о ©©©кэ©4к©ООСоЬоСл4к4к©4к©4к4к4к©©©4к©©00 d Мегионская, Ю-1
4K4KCOCOCOCOtOtOtOtOtO — — — — — — -* to О “4 d CO — 00 d 4k to О 00 “4 d 4к co — О О co оо *4 d d 4K 4k — to’©-4dt00 00 4KtOOobo'4*40^400CDOOOddOtOO 4K Советская, Бущ, валанжин
4K4KCOCOCOCOCOtOtObObObOtO*-*-*— — — —
ЮОООО^ЮОСОО)ДК1*-О^^ФМ^К)“ОФООЧС501
OOOOOWM^ 00 000 0-^t0t£)00cj A WUi-tOO d
Советская (смесь)
Продолжение табл. 295
ОО^СЛ^СО^Р) 1 1 1 1 1 1 И 1 1 1 1 1 1 1 1 1 СО *4 to © © to 4К *4 1 Русская, ПК-1» сеноман
4к,^4к4к4кСОСОСОСОСОЬОЬЭЬОЬОЬОЬО----—— © 4к ЬО © 00-4 d 00 — 00-4 d 4к Ю tO © 00 *4 d 4к СО ЬО © 00 00 со Губкинская, Ю-1
© d d -4 Оо © © © •— © d •ч d 4Kd — -4 СО — 00 ~4 СЛ 05 СК> М СЛ н—
cocotototoboto*- — 4к — © -4 4к bo © >Ч d 4к со со — © © ©00 *4 *4 d d d 4к со со Новопортовская,
d 00 4к с© © О »— rfx. Ю-П
00 4к d © •4 d to © 4К Оо to •4 «— d 4К d со to
JO— © ©© | | | | СО ЬО 00 СО bo 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 Айяунская, сено- ман
ZQt
о <*СЛФФ Ф Ф Ф Ф Ф Ф Ф Ф © оо со © © со © со со со to to to to Отгоняется до
S ©cp-oo чослдсою-офсочосл^соЮ’-©©©*4© g © © © ООО©©©©©©©©©©©©©©©©©©© ж температуры, °C
to *4 *4 *4 *4 © О © © © © СЛ Сл СЛ СЛ СЛ Ф Ф Ф Ф Ф Ф Ф СО СО СО | © Ф ЬО©Ю-4СЛСО—©00©ФЬО — ©>*4©ФСО — ©00© Убинская, Ю-П
© ♦**> 00 00 00 — О О СЛ © 4 О О tO 00 — СЛ 00 ЬО Сл Ф Ф о ЬО сл
to *4 *4 -4'4‘4'4*4-4©©С5©©©СЛСлСЛСЛФФФФФОЭ О| О 00 00 -4 © Ф КЭ — © 4 © со ЬО © 4 © СО — ©4© СО — О ОО 4© to to © Ф 00 Ф СИ 4 О 00 О О 00 © СО 4 СО ЬО © СЛ — ЬО Мортымьинская, Ю-П
— 00 00 4 4 4 4 4 4 © © © © © СЛ СЛ СЛ СЛ СЛ Ф Ф Ф Ф Ф 00] | — © © 4 сл со ю © оо © сл со © оо © ф со © © 4 © ф to Шаимская, Ю-П
to 00 сл о to сл оо to СЛ 00 00 © О 00 00 сл 00 © cd to о о to сл
to 4 4 4 4 4 4 © © © © СЛ СЛ СЛ СЛ Ф Ф Ф Ф Ф СО СО СО СО СО ЬО — ©4© Ф СО — 00 © Ф — © 4 Ф ЬО © 4 СЛ СО О 00 © Ф ЬО — 00 ЬО©00Ф 00 © © 00 Ф © 00СЛ — 4 Ф 00СЛ ОО © 00 05© ©4 © — Тетеревская, Ю-П
— 00 00 00 © © © © © 4 4 4 4 4 4 © © © © © © © © © © © ©©©-4 © © Ф ЬО — © 00 © Ф СО — © 00 © Ф СО — © 00 © Ф tO ©©to© ©С0©©Ю00©ФС0©ЬО4О©00©10©©©©© Каменная, Ю-П
to 4 4 4 4 4 ©©©©©©©©©©© Ф Ф Ф Ф Ф CO CO — | | © © Ф ЬО © 00 4 © СО — © 4 © СО Ю © 00 © Ф № — © 4 © — to СО ©-4 © — СО© © © © © © © ЬО со сл © © о — со Тевлинская, ^ХУГ валанжин
СО *4© ©©©©©©©©© Ф,Ф ФФФСОСОСОСОСОСОЮЬО ©| ©© ©ФЬО©00©ФЬО© 00 05 ф ЬО — ©*4©ФЬОО©*4 © ©© ©©©©©О©©©©©©©©©*4©©— Ф00© Севере -пимская, Бр готерив- баррем
©©©© © © © © Ф Ф Ф Ф Ф Ф СО СО СО СО СО СО СО ЬО tO tO ЬО ЬО 4 ЬО © © © Ф to — © © © Ф © — ©00 © Ф © — © © 4 © Ф © ©© —— — © © © *4 — СЛ Ф — © © — ЬО © — 4 — Ф — 4 СО — Быстринская, Бр го тер ив -баррем
Ф> Ф © % ^ © © © © Ф Ф Ф Ф Ф Ф © © © © © © ьо to to ЬО to to © | | © © Ф CO — © © © Ф © — © -4 © Ф to — ©00 © Ф © — -Ч W ° 00 00 ЬЭ 05 СО О Ф- СЛ О ЬЭ 05 00 СО >Ь- 00 ЬЭ 05 О СЛ 00 4^ 00 Вынгинская, Б1 + Б1Г готеРив‘ баррем
Ф © © © ©©©ФФФФФФ©©©©©©ЮЬОЬОЬОЬОЬОЬО — © © © СО—©004©СОЬО©©4©ФЬО — ©00©©СОЮ© 4 СО©Ф Ф © ЬО © — © © © 4 tO 4 © Ф © © 00 ЬО © ЬО 00 ЬО 00 Минчимкинская, Бц, валанжин- готерив
ЬО 4 9S 4 4 ©©©©©©©©©©© Ф Ф Ф ф ф СО СО СО СО 4 | | ЬО — О © © © Ф ЬО — ©©© ЬО — © 4 Ф ЬО © © © Ф ЬО ЬО © ©Ф ©ОФ Ф ОО© О 00©©© 00 О “4 00 05 4 © 05 © Вершинная, Б^> валанжин
© © © © © © СГ1©-© фффффф©со©© ©-©ЬО ©'1 0^05 © W^_Q_©05©j^^O'©, © Ф ©to © О © — w ©ЬстФ© — © 00©"4 О Ф 4 to Усть -балыкская, Bj, готерив- баррем
© © © © ©© ©©©©©ФФФФФФ©©©©©©ЮЬОЬО to 4 Ф to © © 4 © W — © © © © ф to О © © © © — © © *4 © © Ф *4 © *4 © © © © © © © <Х5 to © О © Ф *4 О Ф © ЬО Ф © © Усть-балыкская, BIV + Bv, готе- рив-баррем
© © ©©©©©©©©© ф Ф Ф Ф Ф © ©©©©©© ЬО ©| | © Ф ЬО © © *4 © © ЬО О ©©© © — © © © Ф © — © © © tO Ф © © Ф © © © О ЬО © 05 © tO Ф © О W *4 tO © О © Усть-балыкская, Б^> валанжин
© © ©©©©©©©© Ф Ф Ф Ф ф ©©©©©© ьо ЬО to © | |© ©©©©©ФЬОО©©ФЬОО©©Ф© - ©©-4© Ф © О© ©СЛ О О О о ©О Ф Ф ©05© 00© 00 ©СЛ to *4 Усть-балыкская, Ю-П
©©©© ©©©©©©©©ФФФФФФ©©©©©©ЬОЬО © © Ф ЬО ©©©©©ФЬО — © “4 © Ф ЬО — ©"4©©ЬОО©*4 Ь0©©0 © © © © © © Ф © ©-4 © ©© © © *4-4 © © © © © Усть-балыкская, (смесь)
$005©© ©©©©©©© Ф Ф Ф Ф Ф Ф Ф ©©©©©© ЬО ЬО ©WtO© © © ©© Ф ЬО — © © ©© © — © © *4 © © Ю О © *4 ©•4 ЬО© © © © © ©© О © © *4 ©©"©ЬО*© № © ©1о © ЬО © Тепловская, Бур готерив-баррем
© ©©©©©©©© Ф Ф Ф Ф Ф ©©©©©©© to ЬО ©| | j ф ЬО О © © Ф to © © ©© © — © "4 © Ф ЬО — О © *4 О ©—Ь0©Ф©©00©©©©Ь0©©©Ф©ФО*4Ф Каркатеевская, Б^, валанжин
Продолжение табл. 295
eot
*92
S Ю tO tO bOtO tO — — — — — — — 1— — — — — — “ СЛ4^ WbD-ФФаЧ ОСЛ^>^ WWtO-ООФЩСОСОЧ ЬО ОООООООООООСЛООМООСЛОСЛОСЛООМОО 00 р Отгоняется до температуры, °C <
ЮМЮЮЮн--*------- © 4ь to — © © -О © © 4ь Ю ГО — О © © 00 -4 © © СП © 4ь со to to © ©to©©to©©4btoo©o©to4btoo©do©oto©©©4b со Мамонтовская, Б^, валанжин
to to to to — — — — — — U— >— 4>to-o©“4©4b©to — oo©©©-4©©©©©4b^©to © О -4 СП © 00 ©io 00 © 4ь to 00 too to ©io ©to CO 4ьО © ©to 00 <X> Южно >балыкская, валанжин
tOtO- — - — — — — - — - — — О <O 00 “4 О © 4ь © Ю — О О © 00 ©-4 ©© ©© 4ь 4b. © tO Ю © ©4b©^.4b©4b4b4b©t0-44bt04bt0t000—©t0©004b.— © Западно-Сургут- ская, Бу 4- Бщ, готерив-баррем
tOtOtO — — — — — — — — — — 4ь tO — © 00-4 © 4ь © tO — О О 00 00-4-4 © © © © 4ь 4ь © tO tO — О 4ь to © CO © “4 4* 4ь to © -4 — 00 О © О © © © — ^4 © tO © 4ь — Западно-сургут- ская, Бд-. валан- жин
©©©©tototototobo— — — — — — — — — — © © © О © “4 © 4b tO О 00 00 "4 © 4ь © to — О О © 00 00 © © © — C0O4bQ0O00OtO4*4b00OO©OOt04b’©O4b4bt000t0© © Салымская, Бур валанжин
4b.4b4b.4b©©©©©tOtOtOtOtOtOtO — — — — — — — — -4 4ь tO © © © 4b tO © © © © 4b bO О © © "4 © © 4ь CO tO © © © tO Северо-варьеган- ская, Б^» валан- жин
4b. CO CO CO CO CO bo bOfrO bo bO to ~ — —' — — — — © ~4 © © — © -4 © © — © © -4 © © CO © to — © © © -4 © © © О © tO — — tO tO — — Ю © 4ь 4ь. 4ь © © © — — © © © “4 © — oo © Аганская, Буцр валанжин
©tOtOtObOtOtO — — — — — — — — — O00“4©©—000©©4b©tO—00©©0000*4*4©©©4ь © © © © ©© *4 © 4». 00 © © — CO CO© CO 4^ © © —-4 tO © © © © © Локосовская, BjX’ валанжин
4b4b©©©©©tOtOtOtOtOtO — — — — — — — — — — Ю © 00 © 4b. tO © 00 “4 ©© tO— © 00 00 ©© 4b. © bO bO *—© *4-4 tO © — tO4*©-4©© — ©©©-4©4b.—©4b.©-400©0t000£b © Ватинская, Б^, валанжин
©©©©©©totototototo — — — — — — — — — — © “4 ©© tO О 00 © 4ь © — © © 00 ©© 4b. ©© tO—©© 00 © © — ©©0©©0t0©000©©00 - 00 4b.00 00©©4h.©*4 — 00^4 — Самотлорская, Бущ. валанжин
©©©©©©(OtOtOtOtOtO — — — — — — — — — — ©-4 © 4x tO © © © © © — © ©-4 © © 4b © tO bO — © © ©-4 © — ©©©tO©©-4© — ©4b.©-4©CH — СЛ©сОС>©4ь-4© — © СЛ Самотлорская (смесь)
©©©WtObOtOtOtO — — — — — — — — ©4b.tO©©-4©© - © -4 © © © bO — 0©©-4©©©©t0t0 © “4 © ©-4 — tO tO — © © — © tO © 4ь ©-4 © © — ©© — © © © © Мегионская, Бущ. валанжин
4b.©©©©tOtObOtO — — — — —— — О ©©©©©©© — ©©© 4b. tO © О © *4 ©© 4ь. 4ь © to tO — © ©©© tO © 4ь ©©© © © 4b-4ь © 4b. © 4ь. 4b. 4b. ©©© 4b. ©© © © Мегионская, Ю-1
4b4b.©©©©tOtOtObOtO — — — — — — — — tO ©-4 ©©—©© 4ь tO ©© “4 © 4ь ©— ©©©©-4 ©© 4ь 4ь • — io © *4 © to ©00 4b io © © ©“4-4 0-4 © i© ©©©©©© tO © 4ь Советская, Бущ, валанжин
ьооосо^юоосфдю^- оч^^исою-оФозчоо)
ОООООСОЬЭДООООФсО-МОЮООИ^ИСЛь-ЮО ©
Советская (смесь)
П родолжение табл. 295
I | | I 1 | [| 1 I l | | [ 1 | 1 | 1 ©-4tO©©tO4b.-4 Русская, ПК’1» сеноман
4b4b4b4b4b©©©W©bOtOtObOtOtO — — — — ©©4b.tO©©“4©W—©-4©4btOtO©©-4© 4b ©tO О © © © Губкинская, Ю-1
©©©4©©OO — О © -4 © 4b. СП — -4 © — © -4©©© -4 © —
©©tototototo — — — — — — — — — 4ь — © -4 4ь tO — © -4 © 4ь © © — © © © © -4 -4 © © © 4ь © © Новопортовская,
Ю-П
©©4ь — ©<0© — 4b©4b©0-4©to©4b©tO -4 —©4b © © to
-МГ®5=°| I | I 1 | | 1 [ I I [ [ | | © to© © to Illi 1 1 1 Айяунская, сено- ман
О 2 СП ф ф ффффффФФСОСОСОСОСОСОСОСОСОСОЬОЬОЮ*© S Ф © 00 N СОЬЭ-ОфСрЧ^СЛ^ WW*-00004CJ |ооо ©фффффффоффффффффффффо ж Отгоняется до температуры, °C
Ю ММ М М Ф О Ф Ф 03 Ф СЛ СЛ СЛ СП СЛ Ф Ф Ф Ф Ф Ф Ф со со СО | Оз 4* Ю О О М СЛ СО *- О 00 Ф Ф ЬО — О М ФФ со *- О 00 о 03 Ф оо 00 00>-*ФФСЛС>МФФ1000*—СЛООЮСЛФФОЬЭСЛ Убинская, Ю-П
to ммммммффффофслслслслфффффсо О| ©00 00 М Оз Ф tO *- Ф М СП СО tO О М Ф СО *- С© М СП СО Ф Ъэ МСО tO СОФФ 00Ф О1М о ООО Ф ООО 00М 00 ЬО ФСЛ •— № Мортымьинская, Ю-П
>— 00 00 М М М М М М Ф О О оз Оз Си СЛ СИ СЛ СЛ Ф Ф Ф Ф Ф 00 | | — О СО М СЛ СО ЬО Ф 00 03 СЛ СО О 00 Ф Ф СО О со М 03 Ф ЬО ЬО 00 СЛ Ф Ю СЛ 00 ГО СЛ 00 00 О Ф 00 оо СЛ 00 О С© tO о О to СП Шаимская, Ю-П
to М М М МММОФОФСлСЛфелФФФФФСОСОСОСОСОЬО — 0ОМФ Ф СО ►— 00 оз 4* н- со М Ф to С© м СЛ СО О 00 03 4^ ЬО •— 00 to оо оо ф ооффоофооосл»-мфоослЬэфоофслфмф — Тетеревская, Ю-П
*—00 00 00 00 00 00 00 00 М М М М М М Ф ф Ф Ф Ф О СЛ СЛ СЛ Q1 СЛ О С© 00 м ФСЛФЬО^-ФООФФСО»—©ООФФСО*—С©00ФФЮ слельо© СЛ СО о СЛ ЬО ООО ф со о to М о Ф 00 Ф ЬО СЛ о о о о Каменная, Ю-П
to М М М М М Ф Ф Ф ф оз СЛ СЛ СЛ СЛ СЛ СЛ Ф Ф Ф Ф Ф со со ~-| | 00 ФФЬООООМСЛСО»— ©МСЛСОЮФООФФЬО»— <©м <© — to сосл М <© СО СЛ Ф 00 00 00 с© © to СО СЛ оз с© о — со Тевлинская, ^xvr валанжин
СО МФ ФФФФСЛСЛСЛСЛСЛ Ф,Ф ФФФСОСОСОСрСОСОЬОЮ о । ооо ффьофооффьэф оо ф фьо—©мффьофоом О О О О О ФФФФ О О ОО Ф СОФФ СЭМ О о Ф00 о Северв-пимская, Бр готерив- баррем
СОФФСЛ СЛ СЛ СЛ СЛ ф ф ф Ф ф ф со со со СО СО СО СО to to to to to MtOOOO ф Ф tO *— <© 00 Ф Ф CO ►— C©00 ф Ф CO ►— Ф 00 M СЛ Ф CO СЛ СЛ *— *— и-СЛС©СОМ*-СЛФ—‘СЛСЛ*-Ю<©*—М*-Ф*-МСО*~ Быстринская, Бр готерив-баррем
ф- Ф СлЯЕ^СлСЛСлСлФФФФФФСОСОСОСОСОСОЬОЮЮЬОГОЬО О| | <© ^5^ 03 Ф СО и- с© 00 Ф Ф со *— с© М СЛ Ф to —* <© Q0 оз Ф СО *— М СО 0 ° 00 00 to Ф <© О Ф СЛ фТо Ф 00 Т© Ф 00 to Ф Ф СП 00 Ф 00 Вынгинская, Б1 + Б1Г готеРив" баррем
Ф СЛ СЛ СП СЛСЛСЛФФФФФФСОСОСОСОСОСОЬОЬОЬОЬОЬОЬОЬО 00ФСЛ СО н-о 00 м СЛ СО to О С© М СЛ Ф to *-<© 00 ф СЛ со to о МОЭФ© Ф 00 to 03 •— ел С© со м to М с© Ф с© со оо to оо to do to 00 Минчимкинская, Бу, валанжин- готерив
to M 92 M M ф Ф Ф Ф Ф ф СЛ СЛ СЛ СЛ СЛ ф Ф ф ф Ф co co CO CO M | j tO '"5^ - ОФООО)ФЮ-ЮФСЛЮ - ООМФЮОООФФЮ io 00 ФФФО Ф Ф ООО 000 о'сссл OOOM 00 ФМ 00 Ф00 Вершинная, Б^, валанжин
СО Ф ф Ф СЛ СЛ QLCH-Q1 ФФФФФФСОСОСОСО C0XQ ЬО со-J- ,._-_^ф40Т©-9оиФФЬ^фчроф СЛ С0^2^00Ф СЛ Ф Ф 00 То О О СО СО фдегф 00 >— СЛФССГм О Ф м to Усть- балыкская, Бр готерив- баррем
СОФФФ ФХЛ СЛ СЛ СЛ СЛ СЛ Ф Ф Ф Ф Ф Ф со со со со со со to to to to М Ф to О 00 м СЛ СО — О 00 Ф СЛ Ф to о 00 Ф СЛ СО О 00 М Ф ФФМСЛ М00ООСЛ00С0Сле©КЭОФФФМФФ00ЬЭФСЛФ Усть-балыкская, BIV + Bv, готе- рив-баррем
со ф ф ф ф сл ел ел ел сл сл ф ф ф ф ф со co со со со со со to СО | | ф Ф to о с©м СЛ СО to О 00 ФСЛ со •— с© 00 ФФ СО •— О 00 оо to ф оо do ф ел ф © о ьосл ф о to ф ф Ф сом to ф о сл Усть-балыкская, Б^, валанжин
со ф ф ф ф сл ел ел сл ел ф ф ф ф ф со со со со со со to to to О | | С© Ф СО о 00 Ф Ф to о 00 Ф Ф to о 00 ф Ф СО ф 00 М СЛ Ф Ф ФСЛ 00 СЛ © Ф Ф Ф ф Ф Ф Ф ф ф сл 00 СО 00 Ф ел to м Усть-балыкская, Ю-И
СОФФФ ФСЛСЛСЛСЛСЛСЛСЛФФФФФФСОСОСОСОСОСОЮЮ СОФФГО Ф <© 00 ФСЛ Ф to *-С© М Ф Ф to С© М СЛ со to Ф <© м ЮООСО© СЛСООСОФФФОФМФСОООФООММООФСОФС© Усть-балыкская, (смесь)
СОФФФ СЛ СЛ сл СЛ СЛ СЛ СЛ Ф Ф Ф Ф Ф Ф Ф СО СО со со со со to to ФСОЮФ С© 00 ф ел Ф to *—С© 00 ф СЛ СО — Ф 00 м ел ел to Ф с© м w ~4 ю оо оооослослоооомослоогэоюслЬоьэсльзсл Тепловская, Бур готерив-баррем
ФФФСЛСЛСЛСЛСЛФФФФФСОСОСОСОСОСОСОЮЬО
^МОООО^ЬЗООО(7)СЛ W-<£J4O5^N 1-ОСОЧ
О*-ЬЭС0^^^0000йООЬ5Сла)С>^(£|^ОЧ>^
Каркатеевская,
Б^, валанжин
/ Продолжение табл. 295
404
Отгоняется до температуры, °C Мамонтовская, . Б^, валанжин Южно-балыкская, валанжин Западно-сургут- ская, Бу + Бщ, готерив-баррем Западно-сургут- ская, Б^, валан- жин Салымская, Бур валанжин Северо - вар ьеган - ская, Б^, валан- жин Аганская, Бущ, валанжин Локосовская, Бх» валанжин Ватинская, Б^, валанжин Самотлорская, Буш» валанжин Самотлорская (смесь) Мегионская., Буцр валанжин Мегионская, Ю-1 Советская, Бущ, валанжин Советская (смесь) Русская] ПК-1, сеноман Губкинская, Ю-1 Новопортовская, Ю-П Айяунская, сено- ман |
260 27,0 25,8 22,5 25,4 38,6 49,0 42,9 32,0 43,9 41,8 41,2 38,6 42,2 44,4 43,8 10,2 51,3 37,4 3,0
270 28,7 27,0 23,8 27,2 40,2 51,0 44,9 34,0 45,8 43,8 42,9 40,8 44,4 46,8 45,7 12,1 53,6 40,4 4,0
280 30,2 28,7 24,8 28,4 41,8 52,9 46,7 35,9 47,7 45,6 44,8 43,2 46,5 49,0 47,6 14,2 55,8 43,2 4,8
290 32,0 30,3 26,6 30,0 43,6 54,9 48,6 37,7 49,5 47,6 46,7 45,5 48,8 51,0 49,6 16,2 57,9 46,0 6,0
300 33,6 32,0 28,2 31,6 45,3 56,9 50,3 39,3 51,3 49,6 48,6 48,0 51,0 53,0 51,6 18,6 60,0 48,7 7,0
310 35,2 34,0 29,9 32,8 46,8 58,7 52,0 40,8 53,2 51,6 50,4 50,0 53,4 55,0 53,5 20,7 61,9 51,4 8,4 .
320 37,2 35,6 31,4 34,5 48,0 60,5 53,7 42,3 55,0 53,8 52,3 52,2 55,6 57,0 55,6 23,1 63,9 54,1 10,0
330 39,0 37,6 33,2 36,2 49,6 62,2 55,5 44,3 56,9 56,0 54,2 54,4 58,0 59,2 57,5 25,3 65,7 56,8 11,6
340 40,8 39,4 35,5 38,0 51,0 63,9 57,2 46,1 58,8 58,2 56,2 56,7 60,0 61,2 59,2 27,8 67,6 59,5 13,2
350 42,8 41,5 36,8 40,0 52,2 65,8 59,0 48,0 60,6 60,2 58,2 59,0 62,3 63,2 61,2 30,2 69,0 62,2 14,8
360 44,2 43,4 38,6 42,0 53,8 67,3 60,6 50,1 62,4 62,0 60,2 61,1 64,0 65,5 63,3 32,7 70,7 64,8 16,6
370 46,0 45,0 40,6 43,8 55,0 69,1 62,5 52,3 64,1 63,8 62,1 63,5 66,0 67,5 64,8 35,3 72,3 67,3 18,0
380 47,6 46,6 42,0 45,5 56,2 70,6 64,2 54,3 65,8 65,4 64,2 65,8 67,6 69,5 66,7 37,8 73,7 69,6 20,0
390 49,2 48,0 44,0 47,1 57,6 72,2 66,1 56,3 67,6 67,0 66,3 68,0 69,2 71,5 68,4 40,3 75,0 71,9 21,7
400 51,0 49,3 45,8 48,7 59,0 73,8 68,0 58,5 69,3 68,6 68,2 69,6 70,8 73,0 70,4 43,0 76,1 74,2 24,0
410 52,8 50,8 47,6 50,2 60,4 75,4 69,8 60,3 71,0 70,1 70,2 71,2 72,0 75,0 72,2 45,7 77,5 76,3 26,0
420 54,4 52,3 49,5 51,8 62,0 76,9 71,6 62,5 72,6 71,7 72,0 73,5 73,6 77,0 74,0 48,6 78,7 78,4 28,0
430 55,8 53,8 51,5 53,3 63,4 78,4 73,2 64,0 74,2 73,2 73,7 75,2 75,2 79,0 76,0 51,5 79,9 80,3 30,0
440 57,6 55,0 53,4 54,8 64,6 79,9 74,8 66,0 75,8 74,8 75,4 76,9 76,6 80,7 77,6 55,0 80,9 82,2 32,0
450 59,2 56,6 55,0 56,0 66,0 81,5 76,5 68,0 77,5 76,2 77,0 78,2 78,0 82,4 79,0 58,6 82,1 84,1 34,0
460 60,7 58,2 56,5 57,6 67,0 83,0 78,0 70,0 79,0 77,6 78,6 79,6 79,8 84,4 81,2 61,2 83,3 85,8 36,0
470 62,5 60,0 58,4 58,4 69,4 84,5 79,6 72,0 80,6 79,2 80,2 80,6 81,3 86,0 83,4 63,8 84,5 87,5 38,4
480 64,0 62,0 60,0 60,0 70,5 — 81,1 74,8 82,2 80,6 81,8 81,3 82,2 87,0 86,0 — 85,3 89,2 40,4
(до (до
485 °C) 485 °C)
490 65,6 64,0 —- 61,6 72,6 —- 82,6 76,0 83,5 82,1 83,4 84,4 —. — — 87,2 — 42,8
500 67,5 — — — 73,7 — 84,0 — 84,5 83,8 85,0 — 86,2 — — — 88,5 — 45,0
Остаток 32,5 36,0 40,0 38,4 26,3 15,5 16,0 24,0 15,5 16,2 15,0 18,7 13,8 13,0 14,0 36,2 11,5 10,8 55,0
• 296. Характеристика фракций, выкипающих до 200 °C
Темпера- тура отбора, °C Выход (на нефть), о/ /о рр Фракционный состав, °C Содержа - ние серы, % Октановое число Кислот- ность, мг КОН на 100 мл фракции Давление насыщен- ных паров (при 38 °C)• мм рт. ст.
н. к. 10% 50% 90% без ТЭС с 0,6 г ТЭС на 1 кг фракции с 2,7 г ТЭС на 1 кг фракции
Мортымьинская нефть, Ю-Н
28—85 5,4 0,6707 36 46 65 81 0 68,0 80,5 90,9 0 466
28—90 5,9 0,6813 38 52 72 89 — 64.3 78,3 89,3 — —-
28—100 7,6 0,6919 39 59 79 98 ——. 60,6 76,2 87,6 —— 1
28—110 9,4 0,7025 41 66 86 107 — 57,0 74,0 85,9 —
28—120 11,0 0,7130 42 72 92 115 Следы 53,4 71,8 84,2 0 309
28—130 12,9 0,7169 47 74 96 121 52,2 70,4 —. — —
28—140 14,6 0,7208 52 76 100 127 51,0 69,0 — —
28—150 16,6 0,7248 58 78 105 132 Следы 49,7 67,7 — 0 171
28—160 18,5 0,7293 60 80 110 142 __ 48,4 66,4 .— —-
28—170 20,6 0,7338 62 83 115 151 — 47,1 65,0 — —
28—180 22,4 0,7383 64 86 120 163 — 45,8 63,6 —
28—190 24,4 0,7428 66 88 125 172 44,5 61,2 — — —
28—200 26,7 0,7473 67 90 130 182 Следы 43,2 60,3 — 0,70 116
Шаимская нефть, Ю-П
28—85 7,6 0,6669 30 43 65 83 », 71,5 81,7 91,5 0,80 431
28—90 8,9 0,6736 34 46 70 88 — 70,0 81,0 90,9
28—100 10,5 0,6803 38 49 76- 102 68,5 80,3 90,2 —
28—110 12,3 0,6871 42 53 82 107 67,0 79,6 89,5 — —
28—120 14,3 0,6939 45 57 87 112 0,01 65,5 77,5 88,8 1,30 343
28-130 16,1 0,6992 45 59 92 119 — 62,8 76,2 — —
28—140 18,0 0,7045 46 60 97 120 — 60,0 74,7 —. —
28—150 19,7 0,7099 47 62 102 134 0,03 57,2 73,0 — 1,74 261
28—160 21,1 0,7143 49 63 108 144 54,1 70,0 —.
28-170 23,3 0,7187 51 65 114 154 50,9 67,1 —
28—180 25,0 0,7231 53 67 120 164 — 47,8 64,2 .— 1,90
28—190 26,7 0,7275 55 69 126 175 — 44,6 61,1 — —.
28-200 28,5 0,7321 56 70 132 185 0,05 41,5 58,1 — 2,50 233
v> |
Продолжение табл. 296
406 11 40 7
Темпера- тура отбора, °C Выход (на нефть), % Р|" Фракционный состав, °C Содержа- ние серы, % Октановое число Кислот- ность, мг КОН на 100 мл фракции Давление насыщен- ных паров (при 38 °C), мм рт. ст.
н. К. 10% 50% 90% без ТЭС с 0,6 г ТЭС на 1 кг фракции с 2,7 г ТЭС на 1 кг фракции
Тевлинская нефть, Bxvi, валанжин
28—85 5,9 0,6900 30 42 62 75 0 70,4 83,2 92,1 — 432
28—100 8,1 0,7050 34 48 70 87 67,4 81,8 90,0 —
28—110 9,6 0,7150 37 50 76 98 » 65,4 80,4 87,9
28—120 11,3 0,7200 41 55 82 107 64,3 78,7 85,0 323
28—130 13,0 0,7259 42 59 89 119 » 61,5 76,4 83,0
28—140 14,7 0,7300 44 64 97 131 » 58,6 74,0 —
28—150 16,4 0,7344 45 68 104 142 Следы 56,0 71,5 — — 220
28—160 18,3 0,7388 46 69 109 151 — 54,9 68,8 — —
28—170 20,0 0,7431 47 71 114 159 — 53,8 66,1 — —
28—180 21,7 0,7464 48' 72 119 167 — 52,7 63,4 — — —
28—190 23,5 0,7510 49 74 124 176 — 51,7 60,7 — .
28—200 25,3 0,7552 50 76 129 185 Следы 50,2 58,0 — — 126
М и н ч и мкинская не ф т ь, Бп , в а л а н ЖИН-ГО1 е р и в
70-85 2,2 0,6660 — 0,02 59,2 76,1 86,5 0 286
70—100 3,3 0,6760 — — — — — 55,8 72,0 83,9 — —
70—110 4,2 0,6869 — — — — — 52,4 68,0 81,3 — —
70—120 5,0 0,6970 56 67 86 112 0,03 49,0 63,9 78,5 Следы 194
70—130 5,8 0,7043 62 70 93 120 — 47,7 63,3 — — —
70—140 6,8 0,7116 69 73 99 128 — 46,5 62,7 — — —
70—150 8,0 0,7190 75 76 106 136 0,04 45,2 62,0 — 0,08 97
70—160 8,9 0,7236 76 78 112 145 — 43,8 60,1 — — —
70—170 10,0 0 7281 76 81 118 154 — 42,4 58,2 — — —
70—180 11,2 0,7327 77 83 124 163 — 41,0 56,3 — — —
70—190 12,3 0,7372 78 86 130 172 — 39,6 54,4 — — —
70—200 13,5 0,7418 78 88 136 181 0,065 38,2 52,5 — 0,12 65
Уст ь-б алы некая нефть, Bi, готе р и в-б а р р е м
28—85 3,4 0,6640 37 47 61 78 0,01 62,4 77,3 88,0 0 537
28—100 4,6 0,6733 38 50 67 85 — 59,2 74,9 85,6 — —-
28—110 5,4 0,6826 40 53 73 92 — 56,1 72,5 83,3 —
28—120 6,3 0,6919 41 57 80 . 99 0,02 53,0 70,0 81,0 Следы 288
28—130 7,4 0,6963 44 60 86 108 — 50,5 67,9
28—140 8,5 0,7007 47 63 92 117 — 48,0 65,8 —— —
28—150 9,8 0,7051 50 66 99 127 0,02 45,5 63,7 — Следы 191
28—160 11,2 0,7110 52 69 104 135 — 44,0 61,6 __ ——
28—170 12,8 0,7170 54 72 ПО 144 — 42,5 59,5 - — __
28—180 14,3 0,7229 56 75 115 152 — 41,0 57,4 —-
28—190 15,9 0,7288 58 78 121 161 .— 39,5 55,3 —
28—200 17,8 0,7348 60 80 126 170 0,03 38,0 53,2 — Следы 178
У с т ь-б а л ы к с кая не фть, Biv + Бу, г о т е р и в-б а р р е м
28—85 3,9 0,6847 50 58 71 80 0 0 346
28—100 5,5 0,6920 54 63 78 92 — —
23—110 6,6 0,6993 58 68 85 104 — —
28—120 7,3 0,7066 62 73 91 117 Следы 56,0 71,8 83,2 0 228
28—130 8,7 0,7097 63 76 97 125 — 52,9 69,1 —
28—140 9,9 0,7128 64 79 103 133 — 49,7 66,4 — __
28—150 11,1 0,7158 65 83 108 140 0,005 46,5 63,7 0 173
28—160 12,3 0,7181 67 85 113 149 — 44,2 61,0 .
28—170 13,5 0,7204 69 87 118 159 — 42,0 58,3
28—180 14,9 0,7227 71 89 123 168 — 39,8 55,6 — _—
28—190 16,3 0,7250 73 92 128 178 — 37,6 52,9 —
28—200 17,3 0,7272 75 95 134 188 0,03 35,4 50,0 — 0,07 118
с т ь-б а ЛЫКСК! 1 я н е ф т ь, Бх, I а л а н ж и н
28—85 4,3 0,6735 38 50 62 80 Следы 65,0 80,2 88,4 — 478
28—120 8,4 0,6927 53 62 88 115 0,01 53,4 76,9 82,5 233
28—150 11,9 0,7255 56 71 102 143 0,02 45,5 61,0 — —— 173
28—200 18,5 0,7500 67 88 139 190 0,04 39,5 54,3 — —* 97
Продолжение табл. 296
Темпера- тура отбора, °C Выход (на нефть), % Р|« Фракционный состав, °C Содержа- ние серы, о/ /о Октановое число Кислот- ность, мг КОН на 100 мл фракции Давление насыщен- ных паров (при 38 °C), мм рт. ст.
н. к. 10% 50% 90% без ТЭС с 0,6 г ТЭС на 1 кг фракции с 2,7 г ТЭС на 1 кг фракции
Уст ь-б алыкская нефть, ю-н
28—85 3,7 0,6619 34 45 63 80 0,21 64,2 79,8 91,3 0 375
28—100 4,5 0,6726 39 51 71 92 — 60,8 77,2 88,8 — —
28—110 5,3 0,6833 45 57 80 104 — 57,3 74,5 86,3 —г —
28—120 6,1 0,6940 50 63 88 115 0,22 53,8 71,8 83,8 Следы 228 ’
28—130 6,9 0,7006 51 65 92 123 — 52,2 69,6 — — —
28—140 7,7 0,7072 53 68 98 130 — 50,6 67,4 —— — —
28—150 8,9 0,7138 54 70 103 138 0,23 49,0 65,3 — 0,10 168
28—160 10,1 0,7207 56 73 110 149 — 47,2 63,1 — —
28—170 Н,1 0,7276 57 77 116 159 — 45,4 60,9 —-• — —
28—180 12,8 0,7345 59 81 123 169 — 43,6 58,7 — — ——
28—190 13,9 0,7413 61 84 130 180 — 41,8 56,5 — — —
28—200 15,0 0,7481 63 87 137 190 0,26 40,0 54,4 0,24 128
Усть-балыкская нефть (смесь)
28—85 4,2 0,6776 40 52 61 80 Следы 64,0 78,3 89,8 0 283
28—100 5,5 0,6875 48 56 72 96 — 59,0 75,7 87,0 — —
28—110 6,8 0,6952 52 60 79 105 —— 55,0 73,1 84,0 — —
28—120 7,5 0,7040 56 64 86 ИЗ Следы 51,8 70,5 82,0 0 224
28—130 9,1 0,7076 57 67 90 120 — 50,4 68,0 — —
28—140 10,4 0,7112 59 70 94 127 — 49,0 65,3 — — —
28—150 11,1 0,7148 60 74 98 135 Следы 47,6 62,6 — Следы 136
28—160 12,8 0,7202 63 77 105 146 — 45,0 59,9 — — —
28—170 14,1 0,7256 66 80 113 157 —• 42,3 57,2 — —
28—180 15,4 0,7310 69 82 120 168 — 39,6 54,5 — — —
28—190 17,1 0,7364 72 85 128 179 — 37,0 51,8 — — ——
28—200 18,4 0,7420 75 88 135 190 0,03 34,8 49,1 Следы по
Тепловская нефть, Бу I, г о т е р и в-б а р р е м
28—85 3,9 0,6833 43 56 68 80 — — 0,84
28—100 5,4 0,6950 48 61 75 91 —. — — — —
28—110 7,1 0,7082 53 66 80 101 — — — —
28—120 7,6 0,7120 58 70 90 112 0,06 60,0 74,5 — 1,40 318
28—130 8,9 0,7178 60 73 97 117 — 57,0 72,0 — ——
28—140 9,6 0,7202 62 75 103 128 — 54,1 69,5 — — *
28—150 11,4 0,7263 64 78 НО 139 0,07 50,0 67,0 — 1,40 184
28—160 12,4 0,7300 65 79 116 149 — 46,0 65,0 — — —
28—170 14,2 0,7350 67 81 124 159 43,0 62,0 —. — —
28—180 15,6 0,7393 68 82 129 169 — 40,0 59,0 — — —
28—190 16,9 0,7435 69 83 134 179 — 37,0 56,0 — — 111
28—200 18,2 0,7462 70 84 139 188 0,08 35,0 54,0 — 1,68 —
Каркатеевска я нефть, Бх, валанжин
28—85 4,7 0,6792 36 48 58 81 0 65,6 79,0 89,0 0 394
28—100 6,3 0,6883 40 51 69 82 — 62,7 77,0 87,2 — —
28—110 7,5 0,6962 45 54 78 92 59,9 74,9 85,4 — —
28—120 8,8 0,7041 50 56 89 112 0,035 57,0 72,0 84,0 Следы 273
28—130 9,9 0,7110 51 58 94 121 — 53,6 69,6 — — —
28—140 11,3 0,7179 53 60 99 130 — 50,2 67,2 — —
28—150 12,5 0,7247 54 62 105 140 0,052 46,0 64,8 — 0,28 177
28—160 13,9 0,7302 55 64 111 151 —. 44,3 62,6 — — —-
28—170 15,1 0,7357 56 66 117 160 42,6 60,3 — — —
28—180 16,5 0,7412 57 68 123 171 — 40,9 58,0 — — —
28—190 17,8 0,7467 58 • 70 129 180 — 39,2 55,6 — — —-
28—200 19,2 0,7522 59 72 135 194 0,075 37,5 53,5 — 0,51 111
Мамонтовска я нефть, Бх, валанжин
28—85 4,9 0,6680 38 44 58 80 0 66,0 81,0 91,0 0 472
28—100 6,5 0,6790 42 48 68 94 0 62,8 78,6 88,0 — ——
28—110 7,7 0,6860 45 52 76 105 0 59,2 76,2 85,3 —. —
28—120 8,9 0,6954 48 55 84 118 0 55,6 73,8 82,5 0 313
28—130 9,9 0,7014 49 56 90 126 0 53,6 70,4 — — —
о 28—140 11,3 0,7074 51 58 96 134 0 51,8 68,0 — — —
410
Продолжение табл. 296
Темпера- тура отбора, °C Выход (на нефть), % Р|0 Фракционный состав, °C Содержа- ние серы, % Октановое число Кислот- ность, мг КОН на 100 мл фракции Давление насыщен- ных паров (при 38 °C), мм рт. ст.
И. к. 10% 50% 90% без ТЭС с 0,6 г ТЭС на 1 кг фракции с 2,7 г ТЭС на 1 кг фракции
28—150 12,5 0,7150 53 60 102 142 0 50,0 66,3 0 265
28—160 13,7 0,7197 54 62 107 151 0 48,5 64,2
28—170 14,9 0,7244 55 65 113 160 0 47,0 62,2 __ J
28—180 16,1 0,7291 57 67 118 169 0,020 45,5 60,1 -
28—190 17,3 0,7305 58 70 125 178 0,030 44,5 58,3
28—200 18,3 0,7386 60 72 130 187 0,040 43,2 56,0 — 1,00 179
Ю ж н о-б а л ы к с к а я нефть, Бх, валанжин
28—85 4,2 0,6795 43 55 68 80 Следы 66,2 80,0 89,5 0 442
28—100 5,4 0,6867 51 62 75 89 63,4 77,1 86,0
28—110 6,4 0,6931 57 67 80 97 — 60,6 74,2 83,1 ,
28—120 7,2 0,6998 61 71 85 108 0,01 57,8 71,2 80,8 Следы 253
28—130 8,2 0,7049 62 75 91 116 —. 55,9 69,8
28—140 9,4 0,7100 63 78 96 124 —. 54,0 68,4 —
28—150 10,4 0,7151 64 82 102 132 0,02 52,0 67,0 Следы 193
28—160 11,6 0,7186 65 84 108 142 50,0 65,6
28—170 12,8 0,7221 66 85 113 151 48,0 64,2
28—180 14,0 0,7256 67 86 119 160 —. 46,0 62,8
28—190 15,4 0,7291 68 88 124 169 44,0 61,4
28 —200 16,8 0,7325 69 89 130 180 0,03 42,0 60,0 — 0,78 123
Западно-сургутская нефть, Бп+Бш, готери в-б аррем
28—85 4,2 0,6619 50 57 69 80 0,01 . — — 0
28—100 5,8 0,6729 60 70 84 97 —. —1 —
28—120 7,9 0,6839 68 82 98 113 0,04 52,5 68,0 82,2 0 —
28—130 8,9 0,6934 73 88 105 122 — 49,0 64,8
28—140 10,0 0,7029 78 95 111 133 — 45,5 61,7
28—150 10,9 0,7124 82 101 118 142 0,06 42,0 58,5 — 0 «—
ft* ...
«ай»1*"1" Фг
28—160 12,0 0,7175 83 104 123 151 38,6 53,5 — —
28—170 13,1 0,7225 85 106 129 160 — 35,2 48,6 — —
28—180 14,1 0,7276 86 109 134 169 — 31,8 43,7 — — —
28—190 15,1 0,7326 87 111 139 178 — 28,4 38,8 —— — —
28—200 16,2 0,7377 88 114 145 187 0,10 25,0 33,7 — 0 —
Запади о-сургутск а я неф т ь, Бх, валанжин
28—85 3,6 0,6536 40 48 63 79 0 59,0 72,8 83,5 0 249
28—100 4,9 0,6659 41 51 69 88 — 56,0 70,3 81,9 — —•
28—110 5,9 0,6782 42 54 76 97 — 53,1 67,8 80,4 — —
28—120 6,8 0,6906 43 57 82 106 0,01 50,2 65,2 78,9 0 74
28—130 7,7 0,6947 45 62 89 116 — 47,8 63,0 — —- —
28—140 9,0 0,6988 47 67 96 127 —- 45,4 60,9 — — —
28—150 9,9 0,7029 50 72 102 137 0,02 43,0 58,7 — Следы 64
28—160 11,1 0,7106 51 73 108 142 — 41,4 56,6 — — —
28—170 12,3 0,7183 52 75 114 148 — 39,8 54,4 — — —-
28—180 13,3 0,7260 53 76 120 153 — 38,2 52,3 — — —
28—190 14,6 0,7337 54 78 126 159 — 36,6 50,1 — — —
28—200 15,9 0,7412 55 80 132 165 0,03 35,0 48,0 — Следы 0
Салы мекая нефть, Буг, валанжин
28—85 6,8 0,6633 24 43 66 75 0 67,0 79,3 91,0 0 617
28—100 9,0 0,6734 29 47 71 86 — 64,0 77,0 89,0 — ——
28—110 10,6 0,6808 35 52 76 98 —. 60,0 74,7 87,8 — —
28—120 11,4 0,6855 40 56 82 109 0 57,5 72,2 84,3 Следы 351
28—130 13,9 0,6949 43 59 87 116 — 55,5 70,7 1 ~ — —
28—140 15,4 0,7044 45 61 93 123 — 54,0 69,1 1 — —-
28—150 17,2 0,7139 48 64 98 130 0 52,0 67,5 — 0,39 333
28—160 18,8 0,7201 50 65 103 140 — 50,0 66,0 — — —
28—170 20,8 0,7263 53 67 108 150 — 48,0 64,5 — —-
28—180 22,6 0,7325 56 68 113 160 — 47,5 62,9 — —
28—190 24,4 0,7387 58 69 118 170 — 45,0 61,4 — —
28—200 26,2 0,7448 60 70 122 180 Следы 42,5 59,8 — 0,58 271
ЯВЯ5В
-412
Продолжение табл. 296
Темпера- тура отбора, °C Выход (на нефть), % Pf Фракционный состав, °C Содержа- ние серы, 07 /0 Октановое число КИСЛОТ- НОСТЬ, мг КОН на 100 мл фракции Давление насыщен- ных паров (при 38 °C), мм рт. ст.
н. к. 10% 50% 90% без ТЭС с 0,6 г ТЭС на 1 кг фракции с 2,7 г ТЭС на 1 кг фракции
28—62 5,8 0,6565 С е в р о-в а р ь е г а н с кая не ф Т ь, Бх , в а л а ь 1 Ж и н - . - . •
28—85 10,3 0,6728 31 44 63 82 0 69,0 79,1 93,4 0 314
28—100 13,2 0,6838 32 47 69 91 — 67,3 77,3 91,3 — —
28—110 15,3 0,6900 34 49 75 99 — 65,6 75,5 89,2 —
28—120 17,2 0,6988 35 52 82 108 1 1 63,8 73,4 87,0 — 250
28—130 19,3 0,7035 37 53 86 117 — 62,4 71,3 86,6 Следы —
28—140 21,3 0,7100 38 54 89 126 — 61,0 70,0 86,2 — —
28—150 23,6 0,7140 40 55 93 136 0 59,6 68,5 85,6 — 173
28—160 25,6 0,7218 41 56 96 146 — 58,5 64,0 — — —
28—170 27,7 0,7266 42 57 100 156 — 57,4 59,0 — —
28—180 29,7 0,7315 43 58 103 166 — 56,3 60,3 — •— —
28—190 31,8 0,7366 44 59 107 176 — 55,2 59,0 — — —
28—200 34,0 0,7420 45 60 ПО 187 0 54,0 58,0 — Следы 106
28—62 5,2 0,6575 А г а н с кая н ф т ь, Б1 mi, вал 0,03 а н ж и н
28—85 8,7 0,6796 33 40 53 90 — 69,2 82,4 92,5 Следы 540
28—100 11,2 0,6920 36 46 67 100 — 66,8 80,2 91,0 —— —
28—110 13,0 0,6980 38 50 79 109 — 64,2 78,2 88,3 — —
28—120 14,7 0,7035 40 54 92 118 0,05 62,0 76,2 — Следы 297
28—130 16,5 0,7082 41 55 95 126 — 60,2 74,9 — —
28—140 18,5 0,7140 42 56 98 134 — 58,4 73,6 — — —
28—150 20,4 0,7198 43 58 100 142 0,055 56,5 72,3 — Следы 187
28—160 22,3 0,7250 44 60 - 106 152 — 55,6 70,2 —— '— —
28—170 24,2 0,7300 45 64 112 161 — 54,7 68,0 — — —
28—180 26,2 0,7349 46 69 117 170 — 53,8 65,9 —— — —
28—190 28,3 0,7401 47 73 122 180 — 52,9 63,7 — —- —
28—200 30,3 0,7445 48 77 128 190 0,06 52,0 61,6 — 0,10 137
Локосовская нефть, Bix, в а ланжия
28—85, 6,3 0,6551 35 43 60 81 0 64,0 80,2 91,8 0 394
28—100 7,6 0,6696 40 51 71 91 — 61,0 78,1 89,0 — —
28—110 8,5 0,6841 45 59 81 102 — 57,0 75,0 86,0 — —.
28—120 9,4 0,6987 50 68 92 112 Следы 54,0 73,1 84,0 0 324
28—130 10,4 0,7032 51 69 93 118 —. 53,0 71,2 — . — —
28—140 П,4 0,7077 52 70 94 125 — 51,0 69,1 — -— —
28—150 13,1 0,7120 52 71 95 130 Следы 49,4 67,2 — 0 206
28—160 14,6 0,7175 53 71 102 140 —— 47,0 65,3 — —
28—170 15,9 0,7230 53 72 109 151 —. 44,0 63,4 — —— —
28—180 17,5 0,7285 54 72 116 162 — 42,0 61,5 — — —
28—190 19,1 0,7340 55 73 123 173 -а— 41,0 59,0 — — •—
28—200 20,8 0,7396 56 74 В а т и 130 некая 184 нефть, 0,02 5х, вал 39,6 а н ж и н 58,0 — о 156
28—62 5,3 0,6690 — — 0 — — —
28—85 9,5 0,6850 38 48 67 73 Следы 65,0 79,3 89,4 — 372
28—100 12,0 0,6948 41 52 73 92 —— 62,7 77,3 87,7 — —
28—110 13,8 0,7005 45 57 79 101 — 60,4 75,4 86,0 0,05 —
28—120 15,6 0,7068 48 61 85 114 0,02 58,0 73,4 84,5 * 259
28—130 17,4 0,7122 49 63 91 120 — 57,1 72,8 — •
28—140 19,2 0,7180 50 64 97 133 — 56,1 72,2 — 0,09 . —
28—150 21,0 0,7235 51 66 103 142 0,03 55,2 71,0 — Следы 227
28—160 22,8 0,7288 52 67 108 151 — 53,9 69,4 — — —
28-170 24 ;6 0,7345 53 68 112 160 —- 52,7 67,9 — —
28—180 26,4 0,7385 54 69 117 169 .— 51,4 66,3 — — 1
28—190 28,4 0,7445 55 70 121 178 — 50,2 64,8 — •— —
28—200 30,2 0,7475 56 С 71 а м о т л ( 126 р с к а я 187 нефть, 0,06 Бут, в 48,9 а л а н ж и 63,2 н 0,18 161
28-62 5,7 0,6582 — — — •— 0 69,3 — — 0
28—85 9,5 0,6753 37 51 64 82 Следы 67,4 80,3 90,8 0 311
28—100 11,9 0,6835 42 56 71 92 —-- 64,7 77,3 87,8 — " ,—•
28—110 13,7 0,6905 45 59 77 99 — 62,2 74,5 85,2 — —
± 28—120 ОЭ 15,3 0,6965 48 63 83 106 Следы 59,2 71,7 82,5 0 234
Продолжение табл. 296
Темпера- тура отбора, °C Выход (на нефть), % Р|° Фракционный состав, °C Содержа- ние серы, % Октановое число Кислот- ность. мг кон на 100 мл фракции Давление насыщен- ных паров (при 38 °C), мм рт. ст.
н. к. 1 10% 50% 90% без ТЭС с 0,6 г ТЭС на 1 кг фракции с 2,7 г ТЭС на 1 кг фракции
28—130 17,0 0,7026 51 66 89 114 57,0 ' 70,8 .
28—140 18,7 0,7079 55 69 95 123 — 54,8 69,9 — —
28—150 20,4 0,7145 58 72 101 132 Следы 52,5 69,1 1 1- 0 146
28—160 21,9 0,7197 58 73 106 142 — 51,2 67,5 —.
28—170 23,7 0,7255 58 74 112 151 — 49,9 65,9 — —
28—180 25,4 0,7306 59 75 117 161 0,007 48,6 64,3
28—190 27,1 0,7350 60 77 122 170 0,008 47,3 62,8 —
28—200 28,9 0,7398 60 78 V С а м 127 о т л о р 180 к а я не 0,01 Ф Т Ь ( С N 46,0 е с ь) 61,2 — Следы 121
28—62 5,6 0,6280 — 0 74,2 —
28—85 8,9 0,6455 35 45 / 63 80 — 67,4 80,0 89,1 Следы 350
28—100 11,4 0,6600 39 50 69 88 — 65,4 78,3 87,8 — —
28—110 13,0 0,6745 42 55 74 96 — 63,5 76,6 86,6 — —.
28—120 14,6 0,6890 46 60 80 104 Следы 61,5 75,0 85,5 0,08 243
28—130 16,4 0,6987 48 62 85 111 — 59,6 72,9 — —
28—140 18,2 0,7083 51 65 90 125 — 57,7 70,8 в — —-
28—150 19,9 0,7180 53 67 95 135 Следы 55,8 68,6 0,24 150
28—160 21,8 0,7227 54 68 100 145 — 55,0 67,7 — —_
28-170 23,6 0,7274 55 69 106 156 54,2 66,6 — —
28-180 25,4 0,7321 56 70 111 165 — 53,4 65,6 — —
28—190 27,2 0,7368 57 72 117 174 0,009 52,5 64,7 . —
28—200 29,1 0,7416 58 73 М е г и о 122 некая 185 нефть, 0,015 Буш, в а 51,6 л а н ж и i 63,8 •— 0,43 138
28—85 ‘ 4,9 0,6618 41 52 70 80 0. 64,2 77,4 88,8 0 —
28—100 7,4 0,6757 43 56 76 91 — 62,1 75,9 87,8 —м 1
28—110 10,1 0,6896 45 61 82 100 — 60,0 74,5 86,7 — —
28—120 10,9 0,7035 47 65 87 109 0 57,8 73,1 85,6 0
28—130 12,7 0,7110 53 68 93 118 — 55,6 70,3 —
28—140 14,6 0,7185 59 71 99 128 — 53,4 67,5 — —
28—150 16,5 0,7259 65 74 104 137 0 51,2 64,5 — 0
28—160 18,4 0,7300 65 77 111 148 — 49,1 63,3 *— —
28—170 20,4 0,7341 66 80 118 157 — 47,2 61,8 — —
28—180 22,5 0,7382 67 83 125 166 —. 45,3 60,3 — —
28—190 24,6 0,7423 67 85 131 177 — 43,4 58,8 — — —
28—200 26,6 0,7465 68 88 137 187 Следы 41,5 57,3 0 —
Мегионская н ефть, Ю-1
28—85 3,5 0,6905 48 59 68 80 0 66,8 79,0 88,0 0 330
28—100 5,9 0,6986 54 65 76 90 — 63,8 76,7 86,5 — ——
28—110 7,9 0,7067 60 71 84 100 —. 60,9 74,4 84,3 —
28—120 9,5 0,7147 66 78 91 ПО 0 58,0 72,1 82,5 0 135
28—130 11,5 0,7216 70 82 98 120 — 55,6 69,9 —. — —
28—140 13,9 0,7285 74 86 105 131 — 53,3 67,7 — — —
28—150 16,0 0,7354 78 90 113 141 Следы 51,0 65,5 — 0 79
28—160 18,3 0,7399 79 92 118 150 — 49,2 63,9 — —. —
28—170 20,8 0,7444 80 95 124 159 —. 47,4 62,4 — 1 —
28—180 23,3 0,7489 82 97 129 168 — 45,6 60,9 — — —
28—190 25,5 0,7534 83 100 135 176 — 43,8 54,9 — — ——
28—200 27,9 0,7579 84 103 140 185 Следы 42,0 57,7 — Следы 39
Советская нефть, Бз /ц, валанжин
28—85 6,1 0,6746 30 40 58 78 0 67,0 77,5 88,8 0 356
28—100 8,4 0,6817 33 44 64 86 — 63,0 75,0 87,0 —
28—110 10,4 0,6888 37 47 70 95 ' — 59,0 71,5 85,0 — Ml 1
28—120 12,3 0,6960 40 50 76 104 0 55,2 68,5 82,8 0 161
28—130 14,3 0,7004 42 51 82 114 — 54,0 67,5 — — —
28—140 16,3 0,7048 44 53 88 125 53,0 66,0 — . — —л.
28—150 18,6 0,7091 47 55 95 135 Следы 51,3 64,8 — Следы 127
28—160 20,6 0,7134 48 58 99 143 — . 50,0 63,7 — > М-1*
28-170 22,8 0,7177 49 60 103 151 —— 49,0 62,3 — » *П*
28—180 25,0 0,7220 50 62 107 159 -11 48,0 60,5 — >
* 28—190 27,6 0,7263 51 63 112 167 — 47,0 59,0 —. *—
Си 28—200 29,6 0,7305 52 65 117 173 Следы 46,2 57,1 •— > 84
Продолжение табл. 296
Темпера- тура отбора, °C Выход (на нефть), % pf0 Фракционный состав, °C Содержа- ние серы, % Октановое число КИСЛОТ - ность, мг КОН на 100 мл фракции Давление насыщен- ных паров (при 38 °C), мм рт. ст.
н. к. 10% 50% 90% без ТЭС с 0.6 г ТЭС на 1 кг фракции с 2,7 г ТЭС на 1 кг фракции
28—62 4,7 0,6500 Со в е т с к а я н е ф т 1 (с м е с 0 >) 71,8 83,0 95,3 — 582
28—85 7,8 0,6674 34 46 63 88 — 70,8 80,0 93,5 0 426
28—90 8,9 0,6738 38 50 69 94 — 69,0 79,0 92,5 — —
28—100 10,5 0,6808 43 54 75 100 — 67,1 78,3 91,5 — —
28—110 12,4 0,6880 47 58 80 106 — 65,2 76,8 90,5 Следы —
28—120 14,7 0,6952 52 62 86 113 0 63,4 75,4 89,5 — 315
28—130 16,4 0,7007 53 63 92 122 — 60,7 74,0 — — —
28—140 18,5 0,7062 54 65 97 131 — 58,0 72,5 — — —
28—150 20,5 0,7117 55 66 103 141 Следы 55,2 71,0 — 0,40 250
28—160 22,5 0,7175 57 69 108 149 — 53,5 69,6 — — —
28—170 24,5 0,7235 59 72 114 157 — 51,5 68,2 — — —
28—180 26,9 0,7285 60 75 119 165 — 49,8 66,8 — ' — —
28—190 28,7 0,7345 61 78 124 172 — 48,2 65,8 — — —
28-200 30,8 0,7405 62 80 130 ' 180 Следы 46,5 64,0 — 0,85 198
28—85 10,4 0,6815 42 49 Г у б к и ь 63 I с к а я н 81 е ф т ь, К 0 70,2 83,7 94,8 0 523
28—100 14,0 0,6900 45 56 71 80 — 68,5 82,3 — — —
28—110 16,6 0,6958 47 61 77 : 98 — 67,2 81,0 — — —
ю" '1 Д
160
28—120 19,0 0,7015 50
28—130 21,3 0,7069 51
28—140 23,5 0,7120 - 53
28—150 25,7 0,7173 .54
28—160 27,9 0,7225 54
28—170 30,0 0,7264 54
28—180 31,9 0.7310 55
28—190 33,9 0,7355 56
28—200 35,8 0,7395 56
66 84 106 0 66,0 79,6 ___ 0 248
66 88 112 — 64,6 78,3 — — —
67 92 118 —. 63,9 77,0 — — —
68 98 130 — 63,2 75,7 0 212
69 102 139 0 61,4 74,6 — — —
70 106 148 — 59,6 73,5 .- —
73 ПО 157 — 57,7 72,4 — —
74 114 167 — 55,8 71,3 .— — —
75 118 176 0 54,0 70,2 — 0 116
Новопортовская нефть, Ю-П
28-85 4,9 0,7100 43 51 66 77 0 76,0 —, . 0
28—100 6,6 0,7190 46 58 74 90 — 75,4 —
28—110 7-8 0,7254 48 64 82 102 — 74,8 — — —
28—120 - 9,0 0,7320 50 70 92 114 0 74,2 90,4 100,0 Следы 84
28—130. .10,5 0,7391 53 74 97 121 !•' 73,6 88,3 —
28—140- 11,8 0,7440 56 78 102 129 — 73,1 86,2 —— ' .
28—150 .13,2 0,7505 : 82 ? 108 136 Следы 72,6- 7 84,0 0,023 21
28—160 ' 14-,6 - 0,7565 ' 60 84 112 144 — 72,2 • 83,3 __
28—170 16,2 0,7648 62 86 117 153 — 71,8 82,6 —
28—180 17,9 . 0,7700 64 87 121 161 — 71,3 81,9 1 ь—
28—190 19,8 0,7795 66 88 126 170 — 70,8 81,2 __
-28-7*200 21,7 0,7875 68 90 130 179 0,01 7Q.4 80,4 — 0,047 0
297. Групповой углеводородный состав фракций, выкипающих до 200 °C
Темпера- тура отбора, °C Выход (на нефть), о/ /0 ₽4° 20 nD Содержание углеводородов, %
аромати- ческих нафте- новых парафиновых
всего нормаль- ного строения изострое- ния
Убинская нефть, Ю-П
н. к.—60 4,0 0,6613 1,3776 0 19 81 46 35
60—95 4,9 0,7173 1,4018 3 35 62 30 32
95—122 4,1 0,7377 1,4127 7 29 64 26 38
122—150 5,4 0,7590 1,4240 10 23 67 25 42
150—200 8,8 0,7887 1,4382 18 17 65 24 41
н. к,—200 27,2 0,7468 1,4185 9 24 67 27 40
Мортымьинская нефть, Ю-П
28—60 2,2 0,6510 1,3730 0 6 94 36 58
60—95 4,5 0,7118 1,3982 3 44 53 28 25
95—122 4,8 0,7332 1,4100 6 42 52 24 28
122—150 5,1 0,7571 •1,4215 10 39 51 22 29
150—200 10,1 0,7893 1,4385 18 33 49 20 29
28—200 26,7 Д 0,7473 Ш 1,4171 а и м ска 10 i нефть 35 , Ю-1 55 24 31
28—60 4,1 0,6360 1,3580 0 0 100 ___
60—95 5,6 0,7010 1,3950 2 42 56 —_
95—122 4,6 0,7280 1,4085 4 40 56
122—150 5,4 0,7530 1,4208 11 36 53
150—200 8,8 0,7890 1,4294 16 33 51
28—200 28,5 0,7321 1,4139 8 36 56 — —
Тетеревская нефть, Ю-П
н. к.—60 0,5 0,6605 1,3782 0 16 84 __
60—95 2,7 0,7111 1,3977 4 40 56 30 26
95—122 3,3 0,7363 1,4100 6 43 51 27 24
122—150 4,3 0,7581 1,4227 14 21 65 27 38
150—200 8,0 0,7864 1,4385 17 29 54 24 30
н. к.—200 18,8 0,7701 1,4302 12 32 56 —
Каменная нефть, Ю-П
н. к.—60 3,6 0,6677 1,3879 0 24 76 35 41
60—95 7,1 0,7180 1,3989 8 26 66 33 33
95—122 9,0 0,7425 1,4159 13 28 59 28 31
122—150 9,2 0,7750 1,4309 19 18 63 25 38
150—200 П,1 0,7909 1,4421 22 16 62 < 24 38
н.к,—200 40,0 0,7530 1,4180 15 22 63 26 37
Тевлинская нефть, Bxvi, валанжин
28—60 2,5 0,6528 1,3663 0 13 87 49 38
60—95 4,8 0,7155 1,4000 3 22 75 41 34
95—122 4,1 0,7392 1,4155 5 23 72 30 42
122—150 5,0 0,7611 1,4275 14 20 66 27 39
150—200 8,9 0,7932 1,4435 22 24 54 - 21 33
28—200 25,3 0,7552 1,4242 12 21 67 30 37
418
Продолжение табл. 197
Темпера- тура отбора, °C Выход (на нефть), % Р1° «20 nD Содержание углеводородов, %
аромати- ческих нафте- новых парафиновых
всего нормаль- ного строения изострое- ния
Север о-.пи мекая нефть, Bi, готерив-баррем •
н. к.—60 0,4 0,6559 1,3776 — 13 87 46 41
60—95 1,9 0,6900 1,3892 1 20 79 41 39
95—122 2,7 0,7067 1,4080 2 25 73 30 43
122—150 4,2 0,7250 1,4300 6 22 72 29 43:
150—200 8,0 0,7600 1,4382 12 28 60 24 36;
н. к.—200 17,2 0,7310 1,4315 7 25 68 29 39
Б ы ст р ин с к ая нефть, Bi, готери в-б а р р е м
н. к.—60 1,5 0,6456 1,3697 0 0 100 51 49
60—95 2,6 0,7001 1,3932 4 27 69 35 34
95—122 2,7 0,7222 1,4047 5 28 67 37 30;
122—150 3,0 0,7431 1,4153 7 27 66 39 27
150—200 6,3 0,7725 1,4317 13 26 61 36 25
н. к.—200 16,1 0,7410 1,4133 7 25 68 38 30
Вынгинская нефть, Бг+Бц, го тер и в-б а р р е м
н. к.—95 2,7 0,6820 1,3904 2 20 78 31 47
95—122 1,4 0,7382 1,4135 5 15 80 29 51
122—150 2,9 0,7552 1,4233 9 14 77 27 50
150—200 6,5 0,8101 1,4379 10 14 76 24 52
н. к.—200 13,5 0,7860 1,4293 8 15 77 26 51
Минчимкинская нефть, Бп, валанжин-готерив
70—95 2,9 0,6700 1,3818 1 24 75 43 32
95—122 2,3 0,7190 1,4000 3 27 70 31 39
122-150 2,8 0,7405 1,4150 5 31 64 27 37
150—200 5,5 0,7738 1,4318 12 19 69 25 44
70—200 13,5 0,7418 1,4158 7 24 69 30 39
Вершинная нефть, Бх, валанжин
н. к.—60 2,3 0,6580 1,3758 0 12 78 47 31
60—95 3,1 0,6969 1,3930 1 30 69 39 за
95—122 3,1 0,7250 1,4056 3 31 66 32 34
122—150 4,5 0,7428 1,4169 7 28 65 28 37
150—200 9,4 0,7769 1,4340 15 24 61 25 36
н. к,—200 22,4 0,7412 1,4120 8 26 66 33 33
Усть-балыкская нефть, Бт, готерив-баррем
28—60 1,4 0,6370 1,3455 0 0 100 __
60—95 2,9 0,6802 1,3869 3 29 68 ___
95—122 2,3 0,7128 1,4011 8 25 67
122—150 3,2 0,7330 1,4122 10 23 67 — __
150—200 8,0 0,7627 1,4284 19 23 58 —
28—200 17,8 0,7348 1,4135 12 22 66 — —
27*
419
Продолжение табл. 297
Темпера- тура отбора, °C Выход (на нефть), % Р4° «20 nD Содержание углеводородов, %
аромати- ческих нафте- новых парафиновых
всего нормаль- ного строения изострое- ния
Усть-балыкская нефть, Бту + Бу, г о т е р и в-б а р р е м
28—60 1,5 0,6461 1,3608 0 0 100 47 53
60—95 3,2 0,6986 1,3916 1 30 69 34 35
95—122 2,8 0,7230 1,4048 3 28 69 29 40
122—150 3,6 0,7350 1,4168 9 29 62 27 35
150—200 6,2 0,7669 1,4309 14 33 53 20 33
28—200 17,3 0,7272 1,4132 8 28 64 28 36
Усть-балыкская нефть, Бх, валанжин
28—60 3,7 0,6558 1,3728 0 12 88 —
60—95 1,4 0,7047 1,3960 3 27 70 —— —
95—122 3,3 0,7291 1,4078 6 26 68 —
122—150 3,5 0,7490 1,4200 12 20 68
150—200 6,6 0,7815 1,4360 19 16 65 —
28—200 18,5 0,7500 1,4168 10 19 71 —
Усть-балыкская нефть, Ю-П
28-60 1,9 0,6486 1,3743 0 10 90 46 44
60—95 2,3 0,7109 1,3984 5 27 68 36 32
95—122 2,0 0,7354 1,4100 7 26 67 27 40
122—150 2,7 0,7501 1,4198 11 23 66 26 40
150—200 6,1 0,7799 1,4362 18 23 59 21 38
28—200 15,0 0,7481 1,4171 11 22 67 28 39
Уст ь-б алыкская нефть (смесь)
28—60 2,6 0,6531 1,3792 0 11 89 48 41
60—95 2,5 0,7060 1,3963 2 31 67 23,5 43,5
95—122 2,8 0,7289 1,4065 4 30 66 21,5 44,5
122—150 3,2 0,7463 1,4172 7 25 68 21 47
150—200 7,3 0,7769 1,4335 13 23 64 20 44
28—200 18,4 0,7420 1,4133 7 24 69 25 44
Тепловская нефть, Бут, гр т ер и в-б а р р е м
28—60 2,2 0,6568 1,3822 0 11 89 48 41
60—95 2,7 0,7072 1,3965 1 33 66 36 30
95-122 2,9 0,7305 1,4058 2 22 76 29 47
1*22—150 3,6 0,7487 1,4172 7 20 73 27 46
150—200 6,8 0,7765 , 1,4328 13 17 70 26 44
28—200 18,2 0,7462 1,4151 6 20 74 30 44
К а р к а т е е в с к а я нефть, Бх, валанжин
28.—60 -2,3 0,6547 1,3777 0 11 89 52 37
60—95 .3,4 0,7020 1,3984 2 29 69 37 32
95—12? -3,4 0,7360 : 1,4120 6 22 72 34 38
122,-150 .3,4 0,7610 1,4239 9 15 76 31 45
150—200 .6,7 0,7877 1,4389 16 13 71 22 -49
28—200 19,2 0,7522 1,4198 9 18 : 73 32 41
Продолжение табл. 297
Темпера- тура отбора, °C Выход (на нефть), % „20 nD Содержание углеводородов, %
аромати- ческих нафте- новых парафиновых
всего нормаль- ного строения изострое- ния
Мамонтовская нефть, Бх, валанжин
28—60 2,1 0,6298 1,3640 — 6 94 34 60
60—95 3,9 0,6920 1,3945 4 29 67 26 41
95—122 3,1 0,7340 1,4038 7 26 67 38 29
122—150 3,4 0,7545 1,4226 .11 23 66 40 26
150—200 5,8 0,7795 1,4380 18 21 61 39 22
28—200 18,3 0,7386 1,4130 10 22 68 30 38
Южно-балыкская нефть, Бх, валанжин
28—60 2,0 0,6595 1,3760 0 11 89 39 50
60—95 3,0 0,7048 1,3952 3 27 70 36 34
95—122 2,4 0,7305 1,4076 7 23 70 40 30
122—150 3,0 0,7500 1,4181 12 19 69 41 28
150—200 6,4 0,7780 1,4348 19 16 65 47 18
28—200 16,8 0,7325 1,4120 11 19 70 42 28
Западно-сургутская нефть, Бп+Бщ, г о т е р и в-б а р р е м
28—60 1,8 0,6508 1,3724 0 6 94 35 59
60—95 3,5 0,6858 1,3883 . 1 30 69 29 40
95—122 2,8 0,7220 1,4073 3 30 67 26 41
122—150 2,8 0,7512 1,4210 5 29 66 24 42
150—200 5,3 0,7727 1,4340 15 26 59 19 40
28—200 16,2 0,7377 1,4149 7 25 68 25 43
Запад н о-с у р г у т с к а я нефть, Бх, валанжин
28—60 1,3 0,6398 1,3671 0 0 100 39 61
60—95 3,1 0,6820 1,3803 1 23 76 40 36
95—122 2,5 0,7218 1,4030 3 22 75 33 42
122—150 3,0 0,7450 1,4158 6 21 73 29 44
150—200 6,0 0,7709 1,4300 13 24 63 27 36
28—200 15,9 0,7412 1,4121 7 21 72 32 40
Салымская нефть, Буг, валанжин
28—60 4,3 0,6450 1,3740 0 14 86 50 36
60—95 4,1 0,6889 1,3919 3 20 77 44 33
95—122 4,0 0,7292 1,4080 7 29 64 31 33
122—150 4,8 0,7533 1,4177 12 24 64 29 35
150—200 9,0 0,7823 1,4352 18 19 63 25 38
28—200 26,2 0,7448 1,4145 10 21 69 34 35
С е в е р о-в а р ь е г а н с к а я нефть, Бх, валанжин
28—60 5,5 0,6552 1,3715 0 11 89 54 35
60—95 6,7 0,6595 1,3735 2 41 57 33 24
95—122 5,5 0,7322 1,4138 6 38 56 29 27
122—150 5,9 0,7578 1,4273 10 34 56 20 36
150—200 10,4 0,7910 1,4441 21 28 51 17 34
28—200 34,0 0,7420 1,4195 10 30 60 29 31
421
Продолжение табл. 297
Продолжение табл. 297 Содержание углеводородов, %
Содержание углеводородов, % Темпера- тура отбора, Выход (на нефть), % парафиновых
Темпера- тура Выход (на 20 „20 парафиновых р4° „20 nD аромати- ческих нафте- нормаль-
отбора, нефть), р4 nD аромати- нафте- новых всего изострое-
°C % ческих новых нормаль- изостоое- но го ния
всего но го строения
строения
Аганская нефть. Bvttt. валанжин
мегионская нефт Ь,
28—60 4,9 0,6545 1,3718 0 16 84 46 38 1,3826 80
60—95 5,5 0,7055 1,3999 2 42 56 33 23 28—60 1,3 0,6653 0 20 —
95—122 4,6 0,7335 1,4170 6 38 56 25 31 60—95 3,5 0,7035 1,3974 4 22 74 — ——
122—150 5,4 0,7566 1,4285 13 32 55 23 32 95—122 5,6 0,7331 1,4108 7 25 68 —
150—200 9,9 0,7897 1,4430 24 23 53 22 31 122—150 5,6 0,7563 1,4222 14 19 67 — —
28—200 30,3 0,7445 1,4230 И 31 58 27 31 150—200 11,9 0,7911 1,4434 22 24 54 —
28—200 27,9 0,7592 1,4260 14 23 63 — —-
Локосовская не ф т ь, Бтх, валанжин
28—60 4,0 0,6507 1,3716 0 6 94 51 43 Советская нефть, Буш валанжин
60—95 3,2 0,7080 1,3982 2 32 66 32 34
95—122 2,4 0,7272 1,4060 3 31 66 . 28 38 28—60 2,6 0,6513 1,3729 0 0 100 — —
122—150 3,5 0,7431 1,4155 6 28 66 26 40 60—95 5,0 0,6862 1,3900 1 37 62 — —
150—200 7,7 0,7770 1,4345 15 20 65 23 42 95—122 5,0 0,7149 1,4035 4 37 59 — —
28—200 20,8 0,7396 1,4100 7 22 71 33 38 122—150 6,0 0,7409 1,4200 10 36 54 — —
150—200 11,0 0,7825 1,4370 22 35 43 — —
Ватинская нефть, Бх, валанжин 28—200 29,6 0,7305 1,4100 12 36 52 — —
28—60 4,9 0,6585 1,3735 0 16 84 51 33
60—95 6,3 0,7075 1,3960 3 30 67 36 31 Спйетская н е <Ь т ь (смесь
95—122 4,7 0,7405 1,4155 6 31 63 30 33
122—150 5,1 0,7645 1,4284 9 31 60 28 32 I 28—60 60—95 4,5 0,6530 0 11 89 49 40
150—200 9,2 0,7924 1,4440 13 29 58 25 33 5,3 0,6994 1,3938 2 36 62 33 29
28—200 30,2 0,7475 1,4202 7 29 64 33 31 95—122 5,1 0,7280 1,4080 5 33 62 25 37
122—150 5,6 0,7501 1,4190 10 31 59 23 36
Самотлорская не фть, Ьупь валанжин 1150—200 10,3 0,7911 1,4397 21 28 51 21 30
28—60 5,6 0,6580 1,3783 0 15 85 51 34 i 28—200 30,8 0,7405 1,4150 10 33 57 28 29
60—95 5,6 0,7092 1,3963 3 35 62 31 31
95—122 4,5 0,7345 1,4125 7 30 63 28 35 гь, Ю-1
122—150 4,7 0,7555 1,4270 13 28 59 26 33 ; 1уокинская нефг
150—200 28—200 8,5 28,9 0,7838 0,7398 1,4430 1,4156 22 8 23 29 55 63 23 30 32 33 28—60 60—95 5,4 7,3 0,6620 0,6995 1,3735 1,4025 0 2 16 28 84 70 52 30 32 40
V Самотлорская нефть (см есь) 95—122 122—150 6,7 6,3 0,7318 0,7583 1,4190 1,4299 5 13 46 47 49 40 23 20 26 20
28—60 5,4 0,6272 1,3705 0 14 86 44 42 150—200 10,1 0,7855 1,4415 21 36 43 21 22
60—95 5,1 0,6980 1,3960 2 38 60 31 29 ! 28—200 35,8 0,7395 1,4225 9 35 56 28 28
95—122 4,5 0,7340 1,4125 7 32 61 25 36 ;
122—150 4,9 0,7575 1,4240 12 30 58 24 34 фть, Ю-П
150—200 9,2 0,7880 1,4420 20 24 56 21 35 Н о в о п о р т о в с к а я не
28—200 29,1 0,7416 1,4165 10 27 63 28 35 28—60 2,1 0,6500 1,3714 0 38 62 18 44
Мегионская небть. Bvttt. валанжин 60—95 3,9 0,7265 1,4060 2 67 31 4 27
95—122 3,3 0,7610 1,4306 5 66 29 3 26
28—60 2,2 0,6412 1,3679 0 0 100 — — 122—150 3,9 0,7905 1,4477 31 51 18 1 17
60—95 4,4 0,6947 1,3941 2 38 60 — — 150—200 8,5 0,8318 1,4640 39 52 9 0 9
95—122 4,5 0,7284 1,4077 4 38 58 — — 28—200 21,7 0,7875 1,4450 28 53 19 1 18
122—150 5,4 0,7514 1,4198 11 34 55 — —-
150—200 10,1 0,7823 1,4378 21 30 49 —— —
28—200 26,6 0,7465 — И 31 58 — — 423
422
298. Содержание индивидуальных углеводородов (в вес. %, считая на фракцию)
во фракции 28—60 °C
Углеводород Нефть
тевлин- ская, BXVb валанжин северо- варьеган- ская, Бх, валанжин аганская, BVIII, валанжин самотлор- ская (смесь) советская (смесь) ново- портов- ская, Ю-П
Пропан 0,3 1,9 о,1 -т- 0,4 . —
я-Бутан 7,2 19,7 9,3 9,7
я-Пентан 29,1 27,6 14,9 27,2 24,0 4,4
я-Гексан 13,4 6,5 18,8 13,7 16,0 12,2
я-Гептан — 0,3 2,5 1,9 — 1,4
Всего парафиновых угле- водородов нормального строения 50,0 56,0 45,6 42,8 50,1 18,0
Изобутан 2,0 4,6 2,9 — 2,5 —
2-Метилбутан (изопен- тан) 13,7 15,2 9,9 15,8 16,3 1,0
2,2-Диметилбутан — 0,9 — — 0,2 1,0
2,3-Диметилбутан 1,2 0,9 0,9 1,4 | 11,4 3,0
2-Метилпентан 11,2 7,9 Н,7 12,1 19,0
З-Метилпентан 8,8 3,6 6,7 8,3 6,0 12,8
2,4-Диметилпентан — — 0,5 — — 1,0
2,3-Диметилпентан — — 0,6 0,8 — 0,8
2-Метилгексан — — 1,6 1,5 — 1,7
З-Метилгексан — — — 1,5 1,5
З-Этилпентан — 0,3 3,1 0,7 — 1,3
2,2-Диметилгексан — — 0,3 — — 0,6
Всего парафиновых угле- водородов изостроения 36,9 33,4 38,2 42,1 . 36,4 43,7
Всего парафиновых угле- водородов 86,9 89,4 83,8 84,9 86,5 ; 61,7
424
Продолжение табл. 298
Нефть
Углеводород тевлин- ская, BXVI> валанжин северо- варьеган- ская, Бх, валанжин аганская, BVIII> валанжин самотлор- ская (смесь) советская (смесь) ново- портов- ская, Ю-П
Циклопентан 6,0 6,0 4,3 2,9 3,1 j-20,3
Метилциклопентан 5,5 3,5 9,6 7,6 7,2
1,3-Диметилциклопентан (цис-) — — — 0,3 — —
1,3-Диметилциклопентан (транс-) — — — 0,6 — —
1,2-Диметилциклопентан (транс-) — — 0,7 0,4 — —
1,2-Диметилциклопентан (цис-) — — 0,2 — — 2,7
Этилциклопентан — — — 0,3 — —
Всего пятичленных на- фтеновых углеводоро- дов 11,5 9,5 14,8 12,1 10,3 23,0
Циклогексан 1.6 1,1 0,5 2,1 2,6 13,6
Метилциклогексан — — — 0,9 — —
Всего шестичленных на- фтеновых углеводоро- дов 1,6 1,1 0,5 3,0 2,6 13,6
Неидентифицированные — — 0,9 — — —
Всего нафтеновых угле- водородов 13,1 10,6 15,3 15,1 12,9 36,6
Бензол — — — — 0,6 1,7
Всего ароматических уг- леводородов — — — — 0,6 1,7
425
299. Содержание индивидуальных углеводородов
- „„ — — ... Нефть
X к ® + о а « х — 0 •S
Углеводород ж Т л А з . я а X S X . * ® >я а >н S ч Е<о о. 5 ю u & is 3 о Ч S я о Ю'-' 0 X 3g Й2 s о о Ч Я Л* к й Хя (1W * Я . Д х к я
Q. го 0 Ч Н Я [Q ® н я в я и X 01 к* Го Я a S
Ж О нИ п ^3 4- а X О А
Этан 0,015 0,030 —
Пропан 0,160 0,007 0,173 0,360 0,077 0,004 0,006
н-Бутан 0,650 0,180 0,656 0,644 0,912 0,101 0,128
н-Пентан 0,540 0,770 0,714 0,369 0,758 0,471 0,300
«-Гексан 0,540 1,113 1,042 0,503 0,829 0,721 1,075
н-Гептан 1,540 2,242 0,871 0,852 0,840 0,997 1,087
н-Октан 0,660 1,180 0,328 0,826 0,999 0,996 1,005
н-Нонан 0,060 0,418 0,006 0,476 0,586 0,683 0,839
н-Декан — — — — — 0,032 0,170
Всего парафиновых угле- 4,150 5,910 3,805 4,060 5,001 4,005 4,610
водородов нормального строения
Изобутан 0,200 0,050 0,150 0,820 0,229 0,024 0,025
2-Метилбутан (изопен- > тан) 2,2-Диметилбутан 0,290 0,342 0,601 0,172 0,464 0,290 0,158
0,002 0,028 0,005 — 0,003 0,004 —
2,3-Диметилбутан 0,290 0,030 0,611 jo,348 0,455 0,410 0,580
2-Метилпентан; 0,120 0,378 —- ——
З-Метилпентан. 0,050 0,401 0,294 0,181 0,251 0,237 0,338
2,2-Диметилпентан 0,032 —• 0,035 0,018 0,040 0,029 0,035
2,4-Диметилпентан —- 0,251 — 0,053 — — —
3,3-Диметилпентан 0,310 —— 0,304 0,176 0,269 0,216 0,201
2,3-Диметилпентан 0,020 — — — — — —
2-Метилгексан З-Метил гексан Jo,646 0,555 0,740 j 0,471 0,327 0,314 0,323 0,371
З-Этилпентан. — — — —— — —
2,2-Диметилгексан, 0,073 —. 0,090 0,065 0,047 0,067 0,041
2,5-Диметилгексан jo,075 0,542 0,016 0,025 0,024
2,4-Диметилгексан 0,555
2,2,3-Триметилпентан — — — — — —
3,3-Диметилгексан — —. —• — —- • — —
2,3-Диметилгексан 0,914 —. 0,507 0,530 0,688 0,873 0,692
2-Метилгептан 4-Метилгептан — jo,614 0,154 — jo,255 — —
З-Метилгептан, 0,290 0,432 0,323 0,234 — 0,439 0,333
2,3,5-Триметилгексан — —. — — — — —
2,2-Диметилгептан —— —• 0,202 0,386 0,358 0,423 0,395
2,2,3-Триметилгептан —— — — — —• — —
0,069 0,128 0,041 0,034
2-Метил-4-этилгексан —. — — — ——. ——
2,5-Диметилгептан — —• — jo,136 0,125 0,123 0,192
2,6-Диметил гептан — 0,195 — —
3,3-Диметилгептан — —. — — 0,317 0,396 —
3,3-Диэтилгептан —— —. —— 0,024 0,020 — —
2,4-Диэтилгексан — —. — — — — —
2-Метил-З-этилгексан — —— —— — — — —
3,5-Диметилгептан —. 0,098 — — — — —
2,3-Диметилгептан — 0,084 — — — — —
(в вес. %, считая на нефть) в бензиновых фракциях (28—150°C)
Нефть
гговская, аланжин X з 5 “ Хя «И | X * я х х х £ Я э-варье- ая, жин - X S ® X ► * Я * * X 0 1 О s к' X я s S | X я X Q О _ Ч д’ S3- ГК я X X ® нм О>— g-2
о” О . X 2 . х Q.X « Q Hl U д g х§ чш § X ® о й X
1 X X я ч £ и д ч >ч Зрз S и х Ч я я У 0 0 Я Ч я U3 0 Lx§ КЙ д 1 s Sit §а х.о’Т 0 Я
0,034 . 0,009
0,060 0,006 0,355 0,104 — 0,120 — 0,023 — —
0,410 0,230 1,183 1,080 — 0,824 — 0,525 0,081
0,650 0,799 1,627 1,520 1,754 0,849 0,440 1,781 1,295 2,748 0,092
1,110 0,932 1,796 1,444 1,897 1,235 1,370 1,627 1,335 2,795 0,385
1,120 1,107 1,751 1,247 1,469 0,984 1,760 1,216 1,639 1,244 0,049
0,880 0,901 1,448 1,520 0,918 0,835 1,490 0,945 1,167 1,042 0,119
0,390 0,152 0,264 0,597 0,449 0,565 0,780 0,387 0,737 — 0,008
0,080 0,015 — — — — — — 0,054 — —
4,700 4,142 8,458 7,512 6,487 5,421 5,840 5,‘956 6,775 7,910 0,653
0,080 0,025 0,330 0,252 0,222 0,134 0,005
0,380 0,402 0,859 0,840 0,694 0,548 0,126 0,971 0,902 1,477 0,021
0,003 0,012 0,049 0,004 0,009 0,062 0,021
jo,470 0,632 0,942 0,067 0,724 j 1,000 0,666 0,656 0,193 0,978 jo,734 0,340 1,628 0,063 0,399
0,300 0,325 0,549 0,470 0,755 0,354 0,420 0,707 0,441 0,911 0,512
0,020 0,209 0,078 — — 0,056 — — 0,042 —— 0,125
— — — — — — 0,025 0,021
0,290 0,245 0,379 — — 0,418 — — 0,389 0,176
— — 0,057 — 0,367 —> 0,210 0,317 0,632 0,291 0,224
0,430 0,430 0,613 0,744 0,398 0,632 0,836 }о,474 0,609 0,714 0,412 0,655 — 0,763 0,539 0,379 0,339
— — — 0,016 0,273 0,039 0,080 0,027
0,060 0,065 0,083 — — 0,039 —. 0,061 0,006 0,036
0,020 0,040 0,069 0,253 0,224 jo,015 1,407 0,315 0,186 jo,025 0,188 0,215 0,076 0,072 0,175 0,119
— — 0,745 0,108 — — — 0,056
0,620 0,626 0,859 0,834 — 0,573 0,021 —— 1,133 0,119 0,047
— 0,312 0,398 0,510 Jo,173 jl,030 0,358 —— 0,502 0,071
— — — 0,289 0,265 0,200 — 0,197 0,073
0,180 — 0,105 0,362 0-,306 — 0,462 0,315 0,466 0,343 0,168
— — —. — — — —. 0,057 0,059
0,310 0,206 0,165 0,144 0,143 0,061 0,353 — 0,014 0,641 0,038 0,086
— 0,005 0,004 0,147 0,084 0,072 0,062 — 0,023
— — —— —— 0,021 — —• -а— — — —
jo, по 0,060 0,039 — 0,143 }о,133 0,364 0,252 0,084 0,186 0,155 jo,283 0,057
— — — — — — — — 0,031 —
— — —-, — —, 0,063 0,057 —
— — — —- —- — 0,168 — 0,019 —
— — — 0,054 0,041 —• 0,105 0,072 — — —
427
426
Нефть
. к вг W £ аз . S к о- со
Углеводород МОрТЫМЬИ! ская, Ю-1* тевлинска: ^xvr вал жин усть-балы ская, BIV + Бу, гот рив-барре| усть-балы ская, Ю-1 усть-балы ская (смесь)** тепловска Бур готе баррем каркатеев ская, Б^, ланжин
3,4-Диметилгептан . 0,294 — — 0,122
4-Этилгептан — 0,139 — 0,273 0,233 0,238 0,205
4-Метилоктан Я —. — — 0,009 0,006 —
З-Этилгептан —. 0,069 — — — —
2-Метилоктан — — — 0,042 — 0,014 0,027
З-Метилоктан 0,181 0,036 — 0,013 — —
2,2,4-Т риметилгепт ан — —. — — 0,025 0,187 0,048
2,4-Диметилоктан * • ' — — 0,013 0,026 —
2,3,6-Триметилгептан .— — — — 0,025 0,040 0,085 -
2,5,5-Т риметилгептан — — — 0,049 — — —•
2,6-Диметилоктан — — — — 0,038 0,104 0,336
2,7-Диметилоктан • •— — — 0,084 — 0,043 0,119
2,3-Диметилоктан — — — 0,024 — — —
3,4-Диметилоктан — — — 0,09 — — —
5-Метилнонан — —— —• — — — —
4-Метилнонан —— — —. —— — —
2-Метилнонан —- — — — 0,014 0,065
Неидентифицированные — 0,01-3 — — — — 0,174
Всего парафиновых угле- 3,312 5,766 3,790 4,326 4,335 4,592 4,600
водородов изостроения Всего парафиновых угле- 7,462 11,676 7,595 8,386 9,336 8,597 9,210
водородов
Циклопентан 0,090 0,205 0,082 0,070 0,049 0,040 0,111
Метилциклопентан 0,444 0,389 0,380 0,195 0,289 0,282 0,262
1,1 - Диметилциклопентан 0,560 —. 0,300 0,149 0,176 0,202 0,383
1 -Метил-2-пропилцикло- — — — — — 0,022 —
пентан (транс-) 1,3-Диметилциклопентан „ —, jo,036 — — —
(цис-) 1,3-Диметилциклопентан — 0,139 — — 0,043 —
(транс-) 1,2-Диметилциклопентан 0,070 0,320 0,037 0,055 0,033 0,052 0,021
(транс-) 1,2-Диметилциклопентан 0,079 0,139 0,012 0,015 0,009 0,025 0,068
(Цис-) Этилциклопентан 0,377 — —, —. — —
1,1,3-Триметилциклопен- 0,054 0,055 —- — 0,016 —.
тан
1,2,4-Триметилциклопен- 0,237 — — — — —
тан (цис-, транс-) 1,2,3-Т риметилциклопен- —. — — — — —
тан (цис-, транс-) 1,2,3-Триметилциклопен- 0,022 . — — — — — —
тан 0,166
1,1,2-Триметилциклопен- 0,094 — — — — —
тан 0,011
1,2,4-Т риметилциклопен- 0,410 — 0,006 0,029 — —
тан (цис-, цис-)
428
Продолжение табл. 299
Нефть
1 Мамонтовская, 1 Б^, валанжин южно-балык- ская, Б^, ва- ланжин** салымская, Бур валан- жин** северо-варье- гакская, Б^, валанжин аганская, Буир валан- жин локосовская, Б|х« валан- жин** ватинская, Б^. валанжин самотлорская (смесь) советская (смесь) губкинская, Ю-1 новопортов- ская* Ю-П
0,280 0,168 0,082 0,072 0,021 0,021 0,436 0,006 0,059
0,240 0,096 0,063 0,091 0,102 0,287 0,042 0,042 0,378 —. 0,039
0,020 0,007 — — 0,014 0,189 0,100 0,087 0,013 0,086
— — — 0,054 — — — 0,028 — — 0,023
0,030 0,003 0,005 —- — — 0,231 —. 0,067 —. —
— — 0,181 0,183 0,287 — 0,143 — 0,025 0,035
0,220 0,186 — — 0,039 — —< 0,138 — —
— — 0,015 0,036 — 0,084 0,094 — — —. ,—
0,030 0,015 0,015 —. — 0,039 — — 0,003 —
— — — —. —- 0,031 — г 0,055 —~ —
0,110 0,027 0,019 —. — 0,021 — — — —г —
0,030 0,033 — — — — —. 0,226 — —
0,030 0,006 — — — —— 0,273 — — » ——
— 0,015 0,005 — — — — — — —* —-
— — —— —> —• —— — —» — •.
0,010 — — —- — — — — — —. •—
— 0,006 — — —— — —- — — —. —
— — — 0,127 — — 0,126 0,086 — 0,052 0,251
4,270 4,147 6,092 6,563 6,447 5,341 7,660 6,658 7,344 8,256 3,537
8,970 8,289 14,550 14,075 12,934 10,762 13,500 12,614 14,119 16,166 4,190
0,060 0,098 0,080 0,384 0,224 0,100 0,162 0,139 -
0,470 0,401 0,607 1,062 0,897 0,522 0,840 1,036 0,816 1,296 0,93J
0,160 0,261 0,111 — 0,367 0,301 — — 0,553 0,154 0,066
— — — — — — — — . — —• 0,249
— — 0,906 — — jo,440 0,289 — 0,272 0,255:
— — — 0,471 — — 0,306 — 0,058 0,430
0,030 0,070 0,036 0,960 0,571 0,029 0,250 0,422 0,041 0,228 0,057
0,010 0,020 0,016 — 0,061 0,017 0,251 0,172 0,065 0,148 0,224
— —— 1,231 ' — 0,336 0,189 0,130 0,056'
0,110 — — — — 0,013 — — : — 0,111 0,102
— — — — 0,347 — 0,147 0,172 . —. 0,163
— — — —— 0,122 — 0,168 0,229 — 0,020 —-
— . — — 0,163 —. 0,150 0,042 — 0,044
— — — — 0,082 — . — 0,100 : 0,089
— — — — — 0,050 0,084 — — 0,047 —
423'
Нефть
Углеводород мортымьин- ская, Ю-1 тевлинская, ®XV1’ 1 жин усть-балык- ская, Bjy + + Бу, готе- рив-баррем* усть-балык- ская, Ю-Ii** усть-балык- ская . (смесь)** тепловская, Бур готерив- : баррем каркатеев- ская, Б^, ва- ланжин
1-,2,3-Триметилциклопен-
тан (цис-, цис-) 1,2,4-Триметилциклопен- —_ 0,084 0,039 0,026 0,048 —
тан (цис-, цис-, цис-) 1 -Метил-З-этилциклопен- — 0,181 — —
тан (транс-, цис-)
1,2,3-Триметилциклопен- тан (цис-, цис-, цис-) Изопропилциклопентан — — 0,012 — 0,014 — —
—- — —. 0,046 0,030 0,032 0,081
н-Пропилциклопентан — — — 0,112 — 0,119 0,111
1,1,2,4-Тетраметилцикло- — — —. — — — —
пентан (цис-, транс-) 1,2-Диэтилциклопентан — __ — 0,135
(транс-) Бутилциклопентан —. — —. — — —
1,1 -Диэтилциклопентан — — — 0,073 —. — —.
1,2-Диэтилциклопентан —- — —. — — — - 0,058
; (цис-) 1,3-Диэтилциклопентан — — —. 0,062 — — —
Всего пятичленных нафте- 1,823 2,126 0,868 0,868 0,841 0,817 1,230
новых углеводородов Циклогексан 0,490 0,150 0,350 0,059 0,326 0,276 0,285
Метилциклогексан 1,658 0,418 0,666 0,626 0,695 0,696 0,682
1 (4-Диметилциклогексан —• — —. — 0,052 —
' (транс-) 1 j 1 - Диметилциклогексан 0,057 |о,168 jo,024
ГД-Диметилциклогексан ‘ 0,019 — — — —
(Ч«с-) 1,2-Диметилциклогексан 0,11 0,036 0,114 0,130 jo,024
(транс-)
Г,4-Димстилциклогексан — —-- —— —- ——
. (Цис-) 1Д-Диметилциклогексан —. jo,139 , || jo,065 0,230
(транс-) 1 Д-Диметилциклогексан 0,221 0,185 0,136 0,212 0,077
(zpc-)
Этйлциклогексан 0,005 0,125 0,012 . — 0,030 0,149 0,018
1,1,3-Триметилциклогек- — 0,153 0,003 —. 0,011 —
сан
1,3,5-Триметилциклогек- — — — — —. — —-.
сан (транс-) 1,2,3-Триметилциклогек- —_ __ 0,046 0,049
сан (транс-) 1,2,3-Триметилциклогек- - 0,065 >
0,024
сан (цис-)
Изопропилциклогексан — — — — —. — —
н-Пропилциклогексан —- —— —'' — . — — —
430
______________ Продолжение табл. 299
Нефть
Мамонтовская, Бд-» валанжин * 1 южно-балык- ская, Б^, ва- ланжин** । салымская, Бур валан- жин** северо-варье- ганская, Б^, , валанжин аганская, । Byjjj» вал ан 'жни [локосовская, 1 Bjx» валан- жин** ватинская, Б^, валан- жин самотлорская (смесь) советская (смесь) Губкинская, Ю-1 новопортов- Ькая, Ю-П
— — ’ — ; '— . 0,061 —' 0,042 — — — 0,033
—• — — 0,108 — 0,031 0,021 0,086 — 0,063 0,040
— — ; — : — 0,286 — 0,420 0,072 — 0,176 0,030
— — > — : — i 0,143 0,007 0,021 0,086 — 0,020
0,030 0,021 0,023 —. 0,061 0,025 0,021 —. 0,165 0,126 —-4
0,110 0,084 0,162 — — — 0,063 0,014 0,192 0,019 —.
— — — — 0,041 — 0,084 — — —
— — — — 0,021 — 0,084 — 0,110 — 0,004
— — — — — 0,084 — 0,008
* — 11 — — 0,041 — 0,021 — — 0,158 0,016
— — — 0,072 — — 0,021 — • 0,071 — 0,012
0,980 0,955 1,035 5,357 3,325 1,245 3,440 3,335 2,152 3,322 2^591
0,370 0,329 0,801 0,260 0,387 0,408 0,505 0,332 0,599 1,125 0,909
0,780 0,652 0,968 1,500 0,816 0,742 -— 0,821 1,434 1,919 1,880
0,030 0,099 0,028 — 0,004 0,525 — 0,347
0,128 0,172 jo,692
—- 0,245 0,344
jo,O72
0,100 0,092 — . 0,326 0,069 0,042 0,428 0,227 0,676 0,169
— 0,022 — — jo,163 - - 0,189 : — jo,116 0,158 0,094
— — — ; — — 0,143
0,220 0,112 0,089 0,145; 0,224 0,118 0,042 0,172 0,474 0,025 0,055
0,110 0,060 0,108! 0,102 0,161 0,252 0,041 0,233 0,268
— — . — — 0,143 — 0,189 .0,128 — 6,050 , ч
— — — ' — : — — —- : — . — • 0,613 о.Ц1
0,048 — — — 0,041 0,042 -- 0,028 — . —
0,092 — — — 0,021 0,063 0,063 ; — — • — • i—
— — ! ___ 0,049 0,021 0,280
— 0,162 — —, 0,016 — — —
431
Нефть
. Я К 2 "i" <U tg балык- ь)** 0 . S сс Л Я 0
Углеводород S’? I2 со я S « я . ! а £ 5 м i о id . s зт §2 Я (V So , •0 ь- S 0 Л о X „ Ф ГА X fa ®
О.Й ч >а "и S J3 к ь я О id Л СС О) Н Я 2В О X U Ч X к S сх« ® ях 2
S о >.о + о. и id о Ч
1,2,4-Триметилциклогек- — — — — — — —
сан (транс-, транс-) 1-МёТил-2-пропилцикло- — — —. — — — —
гексан
1,3,5-Триметилциклогек-- ; — — — — — — - —
сан (цис-, цис-) 1,1,4-Триметилциклогек- — — —. — — — —
сан
1,2,4-Триметилциклогек- —> — —. — — — —
сан (транс-, цис-) 1,2,3-Триметилциклогек- — — —. — — — —
сан (транс-, транс-) t ,2,4-Т риметилциклогек- — — — — — —
сан (цис-, цис-) 1,1,2-Т риметилциклогек- — — —. — — — . —
сан
Неидентифицированные — — —- — . — — 0,020
Всего шестичленных на- 2,560 1,153 1,031 0,976 1,467 1,539 1,36
фтеновых углеводоро-
дов
Всего нафтеновых угле- 4,383 3,279 1,899 1,844 2,308 2,356 2,59
водородов
Бензол 0,100 0,042 0,007 0,023 0,050 0,115 0,040
Толуол 0,041 0,555 0,087 0,228 0,104 0,080 0,016
Этилбензол 0,005 0,181 —. 0,070 0,039 0,041 0,115
п-Ксилол ж-Ксилол 0,004 0,005 jo,278 — |о,О7О 0,050 0,081 0,137
о-Ксилол 0,100 0,181 0,012 0,072 0,113 0,043 0,057
Изопропилбензол . —, 0,055 — — — 0,011 0,024
«-Пропил бензол — 0,014 —- 0,007 — 0,014 0,044
1-Метил-З-этилбензол — —. — |0,029 0,068
1 -Метил-4-этилбензол —— —. — —
1,3,5-Триметилбензол •— 0,042 —- — —. 0,011 0,017
1 -Метил-2-этилбензол —— 0,055 —— — 0,011 0,034
1,2,4-Триметил бензол — — — — 0,011 0,024
Изобутилбензол —— 0,042 — —— — — —.
2-Метил-4-этилбензол — — ——. — —
трет-Бутилбензол —» — — — — — —
Неидентифицированные — — —. — — — 0,024
Всего ароматических уг- 0,255 1,445 0,106 0,570 0,356 0,447 0,700
леводородов
* До 122 °C. •• До 150 °C.
432
___________________Продолжение табл. 299
Нефть
мамонтовская, Б^, валан- жин южно-балык- ская, Б^, ва- ланжин** салымская, Бур валан- жин** северо-варье- ганская, Б^, валанжин , .5 Я ® М х Кх 2 >s «и £ и , « ® й 3 8я» О *1 X я в » X * я К х tQ самотлорская (смесь) советская (смесь) губкинская, Ю-1 новопортов- ская, Ю-П
— — — — — — — 0,028 — — 0,062
— — — — — — — 0,028 — — 0,008
— — — 0,199 — — 0,084 0,057 — — —
— — . — 0,344 — — 0,084 0,114 — — 0,156
— — — 0,091 — — 0,022 0,057 — — —
— — — 0,036 — — 0,042 — — — —
— — — — — — — — —- — 0,043
— — — — — —— — 0,028 — — 0,023
— — — — 0,735 — 0,700 0,072 0,407 — 0,436
1,76 1,346 2,385 3,027 2,958 1,672 2,760 2,736 3,298 4,891 4,941
2,74 2,301 3,420 8,384 6,283 2,917 6,200 6,071 5,450 8,213 7,532
0,090 0,072 0,153 0,036 0,102 0,072 0,021 0,028 0,049 0,123 0,086
0,230 0,217 0,340 0,579 0,428 0,063 0,200 0,374 0,229 0,487 0,029
0,100 0,085 0,100 0,091 0,143 0,025 0,168 0,215 0,035 0,057 0,030
0,120 0,123 0,158 0,218 0,061 0,184 }0,028 0,063 0,250 0,043 0,215 }о,247 0,031 0,209 0,279 0,829
0,06 0,056 0,054 0,109 0,122 0,133 0,168 0,143 0,129 0,050 0,134
0,030 0,012 0,015 —- 0,021 —. 0,105 0,043 0,055 0,014
0,040 0,012 0,010 0,018 0,021 — 0,126 0,028 0,055 0,004
0,050 0,015 — 0,018 — —— 0,084 0,028 }о,О65 — 0,023
—-- 0,018 —— — 0,021 0,028 —— 0,027
0,010 0,003 —. 0,018 — —. —. 0,014 0,017
0,030 — — 0,018 0,020 — 0,010 0,028 0,028 0,023
0,020 0,006 — — — — 0,063 — 0,022 - -
— — —. 0,018 0,061 0,021 0,028 '
— 0,009 — — 0,020 — — — — —
— — —- — — —-- — — — —. —-
0,010 — — — — — — — — 0,164 —
0,790 0,610 0,830 1,141 1,183 0,321 1,300 1,215 0,931 1,121 1,478
28—160
433
300. Содержание индивидуальных ароматических углеводородов
во фракциях 122—145 °C
Углеводород Выход, вес. % Углеводород Выход, вес. %
на фракцию на нефть на фракцию на нефть
Убинская нефть, Ю-П Вынгинская н ефть, Bi+Бц,
готерив-баррем
Этилбензол п-Ксилол д-Ксилол о-Ксилол 2 1 4,0 3,0 0,088 0,044 0,176 0,132 Этилбензол п-Ксилол .м-Ксилол о-Ксилол 2,0 1,0 3,0 3,0 0,046 0,023 0,069 0,069
Мортымьинская нефт ь, Ю-П Минчимкинская неф т ь, Би,
Этилбензол 2,6 0,107 валанжин -готер и в
п-Ксилол 0,9 0,004 Этилбензол 1,3 0,026
ж-Ксилол 3,5 0,144 ж-Ксилол 0,6 0,012
о-Ксилол 2,1 0,086 о-Ксилол 1,9 0,038
Шаимская нефть, Ю-П Вершинная нефть, Бх,
- валанжин
Этилбензол 1,4 0,050 Этилбензол 3,0 0,117
п-Ксилол 0,7 0,020 п-Ксилол 0,8 0,031
.и-Ксилол 2,4 0,090 л-Ксилол 2,3 0,089
о-Ксилол 1,9 0,070 о-Ксилол 2,2 0,086
Тетеревская нефть, Ю-П Усть-балыкская нефть,
Этилбензол 1,5 0,039 Biv + Бу, готерив-баррем
п-Ксилол 1,1 0,037 Этилбензол 2,6 0,078
.и-Ксилол 2,5 0,062 п-Ксилол 0,9 0,027
о-Ксилол 3,0 0,075 л-Ксилол 2,9 0,087
о-Ксилол 1,5 0,045
Каменная нефть, Ю-П
Этилбензол 1,0 0,073 Уст ь-б а л ы к с к а я нефть, Бх,
п-Ксилол 3,0 0,219 валанжин
м-Ксилол 7,0 0,511 Этилбензол 3,7 0,110
о-Ксилол 9,0 0,656 п-Ксилол 1,0 0,029
л-Ксилол 3,3 0,096
Север о-п и м с к а я неф т ь, Bi, о-Ксилол 2,7 0,079
готерив-баррем Усть-балыкская нефт ь, Ю-П
Этилбензол п-Ксилол jh-Ксилол о-Ксилол 0 0,9 2,0 3,0 0 0,031 0,070 0,105 Этилбензол п-Ксилол л-Ксилол о-Ксилол 4,0 0,8 3,0 2,5 0,084 0,017 0,063 0,053
Быстринская нефт ь, Bj, Уст ь-б алыкская нефть
г о т ер и в-б а р р е м (смесь)
Этилбензол 2,0 0,050 Этилбензол 3,0 0,084
п-Ксилол 1,0 0,025 п-Ксилол 0,7 0,019
м-Ксилол 1,0 0,025 л-Ксилол 2,0 0,056
о-Ксилол 1,0 0,025 о-Ксилол 2,0 0,056
434
Продолжение табл. 300
Углеводород Выход, вес. % Углеводород Выход, вес. %
на фракцию на нефть на фракцию на нефть
Тепловская нефть, Bvi, Аганская нефть, Буы,
готерив баррем валанжин
Этилбензол 1,5 0,040 Этилбензол 5,4 0,240
п-Ксилол 0,7 0,019 п-Ксилол 0,6 0,027
А-Ксилол 2,2 0,059 А-Ксилол 2,7 0,120
о-Ксилол 1,8 0,049 о-Ксилол 1,7 0,077
Каркатеевск а я нефт ь, Бх, Локосовская нефть, Bix,
валанжин валанжин
Этилбензол 4,0 0,116 Этилбензол 2,0 0,052
п-Ксилол 1,4 0,047 п-Ксилол 0,5 0,013
м-Ксилол 3,0 0,870 А-Ксилол 2,0 0,052
о-Ксилол 4,0 0,116 о-Ксилол 1,0 0,026
Мамонтовская нефт ь, Бх, Ватинская нефть, Бх,
валанжин -валанжин
Этилбензол 2,0 0,052 Этилбензол 2,3 0,096
п-Ксилол 3,0 0,078 п-Ксилол 0,8 0,034
а-Ксилол 4,0 0,104 А-Ксилол 2,3 0,096
о-Ксилол 3,0 0,078 о-Ксилол 2,1 0,088
Ю ж н о-б алыкская неф ть, Бх,
валанжин Самотлорская нефть , Ьуш,
-валанжин
Этилбензол п-Ксилол ж-Ксилол о-Ксилол 5,0 2,0 2,5 0,8 0,130 0,052 0,065 0,021 Этилбензол п-Ксилол А-Ксилол о-Ксилол 5,8 0,7 2,8 2,2 0,220 0,027 0,106 0,084
Западно-сургутская нефть,
Бы + Бш, г о т е р и в-б а р р е м Мегионская нефть, Буш,
Этилбензол 2,0 0,046 валанжин
п-Ксилол 0,4 0,009 Этилбензол 4,0 0,144
м-Ксило'л 1,6 0,037 п-Ксилол 1,0 0,036
о-Ксилол 0,8 0,018 А-Ксилол 3,0 0,108
о-Ксилол 3,0 0,108
Западно-сургутская нефть,
Бх, валанжин Мегионская нефть, Ю-1
Этилбензол 2,8 0,076 Этилбензол 2,4 0,120
п-Ксилол 0,6 0,016 п-Ксилол 0,7 0,035
л-Ксилол 1,9 0,051 А-Ксилол 2,3 0,115
о-Ксилол 1,5 0,041 о-Ксилол 2,5 0,125
Салымская нефть, Bvi, Советская нефть, 1 Ivni,
валанжин вала н ж ин
Этилбензол 1,0 0,040 Этилбензол 2,0 0,096
п-Ксилол 3,2 0,128 п-Ксилол 0,5 0,024
л-Ксилол 2,0 0,080 А-Ксилол 2,0 0,096
О-Ксилол 6,0 0,240 о-Ксилол 1,0 0,048
28*
435
Продолжение табл. 300
Углеводород Выход, вес. % Углеводород Выход, вес. %
на фракцию на нефть на фракцию на нефть
Советская н ефть (смесь) Губкинская нефть, Ю-1
Этилбензол 2,0 0,052 Этилбензол 8,0 0,416
п-Ксилол 0,7 0,032 п-Ксилол 0,4 0,021
.и-Ксилол 3,0 0,138 м- Ксилол 2,9 0,151
о-Ксилол 3,0 0,138 о-Ксилол 0,6 0,031
' и 301. Характеристика фракций, служащих сырьем для каталитического риформинга
Темпера- тура отбора, °C Выход (на нефть), о/ /О Р420 Содержа- ние серы, % Содержание углеводородов, %
аромати- ческих нафте- новых парафиновых
всего нормаль- ного строения 4 изострое- I ния ?
1 " Мортымьинская нефть, Ю-П
62—85 3,0 0,7019 0 2 41 57 29,5 27,5 1
62—105 6,0 0,7118 0 3 . 44 53 27 26 1
85—105 3,0 0,7192 0 4 44 52 25 27 1
85—120 5,6 0,7245 0 5 43 52 24,5 27,5
85—180 17,0 0,7542 Следы 10 39 51 22 29 1
105—120 2,6 0,7328 0 6 42 52 23,5 28,5 i
105—140 6,2 0,7432 Следы 7 42 51 23 28
120—140 3,6 0,7490 9 40 51 22,5 28,5 '
i \ 140—180 7,8 0,7769 15 35 50 20,5 29,5
Шаимская нефть , Ю-И
Г- 62—85 3,2 0,6970 » 0 43 57 —
62—105 7,0 0,7050 » 3 41 56
й. 85—105 3,8 0,7130 0,01 4 41 55 —
85—120 6,7 0,7200 0,02 6 40 54 —
'4 85—180 17,4 0,7480 0,05 9 37 54 —
105—120 2,9 0,7300 0,03 6 39 55
105—140 6,6 0,7400 0,04 8 38 54 —
120—140 3,7 0,7475 0,045 9 37 54 —-
। 140—180 7,0 0,7740 0,06 14 34 52 —
Каменная нефть, Ю-П 3
1 62—85 4,5 0,7121 0 7 26 67 34 33 1
62—105 9,7 0,7250 0 9 . 27 64 33 31
F • 85—105 5,2 0,7312 0 10,5 27,5 62 31 31 j
85—120 9,9 0,7365 0 12 28 60 29,5 30,5 1
1 ' 85—180 27,6 0,7650 0 18 21,5 60,5 25,5 35 1
105—120 4,7 0,7479 0 13,5 28 58,5 27,5 31 1
105—140 11,5 0,7471 0 14 27 59 27 32
1 120—140 6,8 0,7538 0 15 26 59 27 32
ь 140—180 10,9 0,7865 0 21 16,5 62,5 24 38,5
436
Продолжение табл. 301
Темпера- тура отбора, СС Выход (на нефть), % рГ Содержа- ние серы, % Содержание углеводородов, %
аромати- ческих нафте - новых парафиновых
всего нормаль- ного строения изострое- ния
Тевлинская нефть, Bxvi, валанжин
62—85 3,2 0,7110 0 3 21 76 42 34
62—105 6,2 0,7225 » 4 22 74 39 35
62—140 12,0 0,7369 » 6 23 71 31 40
85—105 3,0 0,7305 » 4 23 73 35 38
85—120 5,4 0,7364 » 5 23 72 31 41
85—180 15,8 0,7602 0,01 14 20 66 27 39
105—120 2,4 0,7433 Следы 8 22 70 29 41
105—140 5,8 0,7512 » 11 21 68 28 40
120—140 3,4 0,7571 » 13 20 67 27 40
140—180 7,0 0,7812 0,02 19 21 60 23 37
Минчимкинская нефть, Бц, валанжин-готерив
70—85 2,2 0,6660 0 1 24 75 44 31
70—105 3,7 0,6745 0 1 25 74 40 34
70—140 6,8 0,7116 Следы 2 27 71 35 36
85—105 1,5 0,7043 » 2 26 72 35 37
85—120 2,8 0,7128 » 3 27 70 32 38
85—180 9,0 0,7418 0,04 5 26 69 30 39
105—120 1,3 0,7238 0,01 3 28 69 30 39
105—140 3,1 0,7300 0,02 4 29 67 29 38
120—140 1,8 0,7350 0,03 4 30 66 28 38
140—180 4,4 0,7610 0,08 9 24 67 26 41
Усть-балыкская нефть, Бт, г о т е р и в-б а р р е м
62—85 " 1,9 0,6269 Следы 2 24 74 II 1 —
62—105 3,5 0,6875 0,01 4 28 68 — —
85—105 1,6 0,7002 0,02 5 27 68 —— —.
85—120 2,9 0,7094 0,02 6 27 67 1 1 —
85—180 1 10,9 0,7379 0,03 11 23 66 I1 —-
105—120 1,3 0,7148 0,02 8 25 67 —.
105—140 3,5 0,7240 0,02 '9 24 67 — —
120—140 2,2 0,7276 0,02 10 23 67
140—180 5,8 0,7507 0,03 14 23 63 — —’
Усть-балыкская нефть Biv + Б у, г о т е р и в-б а р р е м
62—85 2,3 0,7001 0,003 1 28 71 36 35
62—105 4,4 0,7118 0,004 2 29 69 33 36
85—105 2,1 0,7179 0,005 2 29 69 30,5 38,5
85—120 3,4 0,7209 0,006 3 28 69 29 40
85—180 11,0 0,7435 0,03 9 29 62 27 35
105—120 1,3 0,7288 0,007 4 28 68 28,5 39,5
105—140 3,9 0,7354 0,009 6 29 65 28 37
120—140 2,6 0,7400 0,01 7 29 64 27,5 36,5
140—180 5,0 0,7579 0,07 12 32 56 24 32
437
Продолжение табл. 3
Темпера- тура отбора, °C Выход (на нефть), % о20 р4 Содержа- ние серы, % Содержание углеводородов, %
аромати- ческих нафте- новых парафиновых
всего нормаль- ного строения изострое- ния
Усть-балыкская нефть, Ю-П
62—85 1,6 0,6948 0,22 4 27 69 36 33
62—105 2,8 0,7040 0,23 6 26 68 35 33
85—105- 1,2 0,7167 0,24 6 27 67 32 35
85—120 2,4 0,7250 0,25 7 26 67 29 38
85—180 9,1 0,7529 0,27 12 23 65 25,5 39,5
105—120 1,2 0,7318 0,26 8 26 66 27 39
105—140 2,8 0,7415 0,27 9 25 66 26,5 39,5
120—140 1,6 0,7452 0,27 10 24 66 26 40
140—180 5,1 0,7608 0,31 15 23 62 23,5 38,5
Уст ь-б а л ы к ск а я нефть (смесь)
62—85 1,4 0,7000 0 2 29 69 24 45
62—105 3,3 0,7080 0 2,5 31 66,5 22,5 44
85—105 1,9 0,7150 0 3 31 66 22 44
85—120 3,3 0,7210 0 3,5 30,5 66 21,5 44,5
85—180 11,2 0,7470 Следы 11,5 24,5 64 21 43
105—120 1,4 0,7320 0 4 29,5 66,5 21,5 45
105—140 4,3 0,7370 0 5 25 70 21 49
120—140 2,9 0,7410 Следы 6 26 68 21 47
140—180 5,0 0,7620 » 10 23,5 66,5 20,5 46
Тепловская нефть, Bvi, готерив-баррем
62—85 1,3 0,7000 0,04 0,5 30 69,5 38 31,5
62—105 3,3 0,7163 0,06 1 29 70 34 36
85—105 2,0 0,7216 0,06 1,5 27 71,5 32,5 39
85—120 3,7 0,7268 0,07 2 23,5 74,5 30 44,5
85—180 11,7 0,7502 0,09 7 20 73 27 46
105—120 1,7 0,7336 0,07 2,5 21,5 76 28,5 47,5
105—140 3,7 0,7393 0,08 4 21 75 28 47
120—140 2,0 0,7438 0,08 5,5 20,5 74 27,5 46,5
140—180 6,0 0,7651 0,11 10,5 18,5 71 26,5 44,5
Каркатеевская нефть, Бх, валанжин
62—85 2,2 0,6975 0 1 28 71 39 32
62—105 4,3 0,7090 0 3 29 68 35 33
85—105 2,1 0,7180 0,020 4 26 70 33 37
85—120 4,1 0,7295 0,070 5,5 23,5 71 32 39
85—180 11,8 0,7600 0,075 9 15,5 75,5 30 45,5
105—120 2,0 0,7390 0,072 6 21 73 32 41
105—140 4,5 0,7502 0,073 7,5 18,5 74 32 42
120—140 2,5 0,7560 0,074 8 17 75 31 44
140—180 5,2 0,7780 0,070 12 14 74 25 49
438
Продолжение табл. 301
Темпера- тура отбора, °C Выход (на нефть), % ₽4° Содержа- ние серы. % Содержание углеводородов, %
аромати- ческих нафте- новых парафиновых
всего нормаль- ного строения изострое- ния
Мамонтовская нефть, Бх, валанжин
62—85 2,3 0,6865 0 3 28 69 42 27
62—105 4,7 0,7035 0 5 28 67 37 30
85—105 2,4 0,7190 0 6 27 67 34 33
85—120 4,0 0,7415 0 6 27 67 31 36
85—180 11,2 0,7533 0,010 11 23 66 26 40
105—120 1,6 0,7380 0 8 25 67 28 39
105—140 4,0 0,7463 0 9 25 66 27 39
120—140. 2,4 0,7510 0 10 24 66 26 40
140—180 4,8 0,7700 0,015 14 22 64 24 40
JO-ж н о-б а л ыкек а я нефть, Бх, валанжин
62—85 1,8 0,7035 Следы 3 25 72 35 37
62—105 3,4 0,7132 0,013 4 26 70 33 37
85—105 1,6 0,7210 0,020 5 25 70 32 38
85—120 3,0 0,7266 0,023 6 24 70 31 39
85—180 9,8 0,7520 0,050 12 19 69 27 42
105—120 1,4 0,7330 0,030 8 22 70 30 40
105—140 3,6 0,7412 0,041 9 22 69 29 40
120—140 2,2 0,7455 0,045 10 21 69 28 41
140—180 4,6 0,7680 0,083 16 18 66 22 44
Западно-сургутская нефть, Бц+Бш, готерив-баррем
62—85 2,1 0,6715 Следы 1 28 71 33 38
62—105 4,4 0,6908 0,010 2 29 69 30,5 38,5
85—105 2,3 0,7065 0,040 2 30 68 29 39 4
85—120 3,7 0,7154 0,050 3 29 68 28,5 39,5
85—180 9,9 0,7460 0,100 . 5 27 68 25 43
105—120 1,4 0,7256 0,070 4 29 67 27 40
105—140 3,5 0,7384 0,080 4 30 66 26 40
120—140 2,1 0,7448 0,090 5 27 68 25,5 42,5
140—180 4,1 0,7642 0,110 11 27 62 23 39
Западно-сургутская нефть , Бх, валанжин
62—85 2,1 10,6708 I 0,010 1 20 79 40 39
62—105 3,9 0,6961 0,020 1 23 76 39 37
85—105 1,8 0,7105 0,020 2 22 76 36 40
85—120 3,2 0,7180 0,030 2 23 75 35 40
85—180 9,7 0,7442 0,040 6 21 73 29 44
105—120 1,4 0,7274 0,020 3 22 75 32,5 42,5
105—140 3,6 0,7393 0,030 5 21 74 30,5 43,5
120—140 2,2 0,7418 0,030 6 20 74 30 44
140—180 4,3 0,7610 0,050 10 23 67 27,5 39,5
439
Продолжение табл. 301
Темпера- тура отбора, °C Выход (на нефть), % Р^° Содержа- ние серы, % Содержание углеводородов, %
аромати- ческих нафте- новых парафиновых
всего нормаль- ного строения изострое- ния
Салымская нефть, Bvi, валанжин
62—85 2,2 0,6870 0 2 18 80 45,5 34,5
62—105 5,2 0,7025 0 3,5 21 75,5 40,5 35
85—105 3,0 0,7149 0 5 24 71 36 35
85—120 4,6 0,7232 0 5,5 26 68,5 34 34,5
85—180 15,8 0,7550 0 12 24 64 29 35
105—120 1,6 0,7312 0 7 28,5 64,5 32 32,5
105—140 5,6 0,7418 0 9,5 26,5 64 30 34
120—140 4,0 0,7475 Следы 10,5 25,5 64 29,5 34,5
140—180 7,2 0,7731 » 16 21 63 26,5 36,5
С e в e p о -варьеганская нефть, Бх, валанжин
62—85 4,5 0,6936 0 3 47 50 39 11
62—105 8,4 0,7068 0 4 44 52 36 16
62—140 15,5 0,7252 0 6 40 54 31 23
85—105 3,9 0,7190 0 5 41 54 33 21
85—120 6,9 0,7265 0 6 39 55 31 24
85—180 19,4 0,7555 0 10 34 56 23 33
105—120 3,0 0,7360 0 6 38 56 28 28
105—140 7,1 0,7452 0 8 36 56 24 32
120—140 4,1 0,7518 0 9 35 56 22 34
140—180 8,4 0,7782 0 16 31 53 18 35
Аганская нефт ь, Буш, валанжин
62—85 3,5 0,7010 0,040 1 47 52 35 17
62—105 7,0 0,7118 0,050 3 41 56 32 24
! - 62—140 13,3 0,7285 0,060 5 39 56 27 29
85—105 3,5 0,7210 0,050 4 40 56 29 27
85—120 6,0 0,7280 0,060 5 39 56 27 29
85—180 17,5 0,7550 0,065 13 32 55 23 32
105—120 2,5 0,7364 0,058 7 37 56 25 31
105—140 6,3 0,7455 0,060 10 35 55 24 31
120—140 3,8 0,7517 0,062 12 33 55 23 32
140—180 7,7 0,7773 0,090 20 27 53 22 31
j i Локосовская не фть, Bix, валанжин
< > 62—85 2,2 0,7000 Следы 2 27 71 36 35
62—105 4,0 0,7121 » 2 32 66 30 36
85—105 1,8 9,7210 » 2,5 31,5 66 28 38
85—120 3,1 0,7280 » 3 31 66 29 37
i 85—180 11,2 0,7500 0,020 6 28 66 24 42
105—120 1,3 0,7321 0,010 3 31 66 27 39
( 105—140 3,3 0,7401 0,020 4 30 66 26 40
’ i 120—140 2,0 0,7450 0,025 4 30 66 26 40
1 140—180 6,1 0,7630 0,030 10 24 66 23 43
440
Продолжение табл. 301
Темпера- тура отбора, °C . Выход (на нефть), %' р!° Содержа- ние серы. % Содержание углеводородов, %
аромати- ческих нафте- новых парафиновых
всего нормаль- ного строения изострое- ния
Ватинская нефть, Бх, валанжин
62—85 4,2 0,7042 0,028 3 28 69 38 31
62—105 7,6 0,7150 0,034 4 30 66 35 31
62—140 13,9 0,7335 0,047 5 31 64 31 33
85—105 3,4 0,7275 0,042 5 31 64 32 32
85—120 6,1 0,7350 0,050 5 31 64 31 33
85—180 16,9 0,7622 0,080 9 31 60 28 32
105—120 2,7 0,7445 0,056 6 31 63 30 33
105—140 6,3 0,7530 0,065 7 31 62 29 33
120—140 3,6 0,7598 0,075 8 31 61 29 32
140—180 7,2 0,7825 0,130 11 30 59 26 33
Самотлорская нефть, Буш, валанжин
62—85 3,8 0,6950 Следы 3 32 65 34 31
62—105 7,0 0,7076 » 4 32 64 31 33
62—140 13,0 0,7275 0,006 6 31 63 30 33
85—105 3,2 0,7209 0,005 5 32 63 29 34
85—120 5,8 0,7287 0,007 6 31 63 29 34
85—180 15,9 0,7535 0,015 12 28 60 26 34
105—120 2,6 0,7370 0,012 8 30 62 28 34
105—140 6,0 0,7455 0,013 10 29 61 27 34
120—140 3,4 0,7515 0,014 12 28 60 27 33
140—180 6,7 0,7728 0,018 19 25 56 24 32
ы
Самотлорска я нефть (смесь)
62—85 3,3 0,6895 Следы 2 35 63 34 22
62—105 6,5 0,7078 » 4 34 62 31 31
62—140 12,6 0,7300 0,007 6 33 61 26 35
85—105 3,2 0,7215 0,005 5 34 61 28 33
85-120 5,7 0,7291 0,008 6 33 61 26 35
85—180 16,5 0,7558 0,016 12 29 59 24 35
105—120 2,5 0,7376 0,013 7 32 61 25 36
105—140 6,1 0,7465 0,014 9 31 60 24 36
120—140 3,6 0,7528 0,015 11 30 59 24 35
140—180 7,2 0,7762 0,019 17 26 57 22 35
Мегионская нефть, Буц ь валанжин
62—85 2,7 0,6805 0 1 33 66
62—105 6,0 0,7011 0 2 39 59
85—105 3,3 0,7152 0 3 39 58
85—120 6,0 0,7259 Следы 4 38 58 -
85—180 17,6 0,7489 » 11 34 55
105—120 2,7 0,7320 » 6 36 58
105—140 6,4 0,7391 » 8 36 56
120—140 3,7 0,7455 » 9- 37 54
140—180 7,9 0,7698 0,02 17 32 . 51 1' —
4411
Продолжение табл. 301
Содержание углеводородов, %
Темпера- тура отбора, °C Выход (на нефть), % Содержа- ние серы, % парафиновых
₽4° аромати- ческих нафте- новых всего нормаль- ного строения изострое- ния
Мегионская нефть, Ю-1
62—85 2,0 0,6989 0 3 22 75 — —
62—105 5,4 0,7112 0 5 21 74 — —
85—105 3,4 0,7175 0 5 24 71 — —
85—120 6,0 0,7280 0 6 25 69 — —
85—180 19,8 0,7568 0,06 13 19 68 — —
105—120 2,6 0,7371 0,01 8 24 68 — —
105—140 7,0 0,7442 0,03 9 24 67 — —
120—140 4,4 0,7495 0,05 11 22 67 — —
140—180 9,4 , 0,7769 0,08 18 23 59 — —
Советская нефть, Буш валанжин
62-85 3,3^ '0,6811 0 1 33 66 — ——
62—105 6,7 0,6932 0 1 38 61 — —
85—105 3,7 0,7059 Следы 3 37 60 — —
85—120 6,2 0,7199 3 38 59 — —
85—180 18,9 0,7455 » 9 37 54 — —
105—120 2,8 0,7268 » 4 38 58 — —
105—140 6,8 0,7357 » 6 36 58 — —
120—140 4,0 0,7430 » 8 37 55 — ’ —
140-180 8,7 0,7646 0,01 19 36 45 — —
С оветска я нефть (смесь)
62—85 3,1 0,6903 0 1 32 67 35 32
62—105 6,8 0,6943 0 2 34 64 34 30
62—180 22,2 0,7366 0 7 32 61 24 37
85—105 3,7 0,7150 0 4 33 63 28 35
85-120 6,9 0,7200 0 5 33 62 26 36
85—180 19,1 0,7507 Следы 10 31 59 23 36
105—120 3,2 0,7292 0 6 32 62 24 38
105—140 7,0 0,7388 0 8 32 60 24 36
105—180 15,4 0,7605 Следы 12 30 58 22 36
120—140 3,8 0,7463 9 9 31 60 22 38
442
Продолжение табл. 301
Темпера- тура отбора, °C Выход (на нефть), % ₽4° Содержа- ние серы, Содержание углеводородов, %
аромати- ческих нафте- новых парафиновых
всего нормаль- ного строения изострое- ния
140—160 4,0 0,7668 Следы 14 30 56 22 34
140—180 8,4 0,7765 » 16 29 55 22 33
160—180 4,4 0,7859 » 19 29 52 21 31
Губкинская нефть, Ю-1
62—85 4,8 0,6948 0 2 26 72 33 39
62—105 9,6 0,7060 0 3 32 65 29 36
62—140 17-, 9 0,7250 0 5 43 52 25 27
85—105 4,8 0,7173 0 4 38 58 26 32:
85—120 8,6 0,7255 0 5 43 52 24 28
85—180 21,5 0,7525 0 11 47 42 21 21
105—120 3,8 0,7363 0 7 46 47 23 24
105—140 8,3 0,7455 0 9 46 45 22 23
120—140 4,5 0,7532 0 12 47 41 21 20
140—180 8,4 0,7758 0 18 40 42 21 21
Новопортовская не Ф ть, Ю-И
62—85 2,6 0,7225 0 2 63 35 6 29
62—105 4,9 0,7350 0 3 64 33 5 28
62—140 9,5 0,7562 Следы 11 61 28 3 25
85—105 2,3 0,7460 » 4 66 30 4 26
85—120 4,1 0,7545 » 6 65 29 3 26
85—180 13,0 0,7925 0,01 24 56 20 2 16
105-120 1,8 0,7646 Следы 9 64 27 2 25.
105—140 4,6 0,7765 » 18 58 24 2 22
120—140 2,8 0,7844 . 0,01 25 55 20 1 19
140—180 6,1 0,8163 0,01 35 51 14 1 13
443
302. Характеристика легких
Нефть Температура отбора, °C Выход (на нефть), % Фракционный состав, °C f
« 4 X 0х О о 8 8
Мортымьинская, Ю-П 120—220 19,5 0,7846 131 150 179 210 220
Шаимская, Ю-П 120—230 19,4 0,7822 146 154 175 213 228
Тевлинская, Bxvi, валанжин 120—230 19,3 0,7920 140 150 177 212 222
Минчимкинская, Бы, валан- 120—230 11,9 0,7751 142 154 173 218 228
жин-готерив
Усть-балыкская, Bi, готе- 120—230 16,7 0,7668 142 150 178 218 227
рив-баррем Усть-балыкская, Biv + Бу, 120—230 13,8 0,7735 142 155 183 220 230 i
готерив-баррем Усть-балыкская, Ю-П 120—230 13,5 0,7713 143 150 182 218 231 у
Усть-балыкская (смесь) 120—230 15,3 0,7756 140 150 173 210 225
Тепловская, Bvi, готерив- баррем 120—230 15,0 0,7770 141 153 180 214 230 7
Каркатеевская, Бх, валан- 120—230 14,1 0,7865 140 151 182 217 226
жин 120—240 15,4 0,7896 141 154 186 220 236
Мамонтовская, Бх, валан- 120—240 15,0 0,7845 140 143 181 218 236
ЖИН
Южно-балыкская, Бх, ва- 120—240 14,7 0,7818 141 154 180 220 238
ланжин
Западно-сургутская, 120—240 12,2 0,7750 145 158 174 218 238
Бы + Бш, готерив-баррем Западно-сургутская, Бх, ва- 120—230 13,3 0,7732 141 156 175 217 229
ланжин
Салымская, Bvi, валанжин 120—240 22,0 0,7838 140 150 178 217 230
Северо-варьеганская, Бх, 120—230 22,8 0,7902 125 150 176 214 223
валанжин 120—240 24,8 0,7946 130 153 180 222 235
Аганская, Буш, валанжин Локосовская, Bix, валан- 120—230 21,6 0,7865 142 146 180 218 229
120—230 16,7 0,7780 130 143 173 210 225
жин
Ватинская, Бх, валанжин 120—230 20,1 0,7925 134 148 177 216 225
120—240 22,0 0,7958 138 151 181 220 234
Самотлорская, Буш, валан- 120—230 19,6 0,7850 120 146 174 208 220
ЖИН 1 - 120—240 21,5 0,7897 130 150 179 220 228
Самотлорская (смесь^ 120—230 19,9 0,7881 125 140 167 210 223
120—240 21,7 0,7917 130 145 173 220 235
Мегионская, Буш, валан- 120—240' 23,ТГ 0,7859 ~Т39" ТЫ Т80 220 240
ЖИН
Мегионская, Ю-1 120—230 25,6 0,7917 139 150 178 215 230
Советская, Буш, валанжин Советская (смесь) 120—240 26,3 0,7794 125 135 164 202 230
120—230 21,8 0,7890 131 150 178 219 226
Русская, ПК-I, сеноман 120—240 23,8 0,7935 142 155 186 230 237
170—280 14,2 0,8900 — — Им —
Губкинская, Ю-1 200—315 19,7 0,9018
120—230 22,5 0,7850 136 144 172 212 230
Новопортовская, Ю-П 120—240 24,5 0,7869 138 146 175 223 238
120—230 19,2 0,8370 140 149 170 210 232
Айяунская, сеноман 120—240 21,6 0,8424 143 155 180 218 241 Л
200—315 8,7 0,8840 — — — — — 1
444
керосиновых дистиллятов >
Температура, СС XX ящего S и о 2 2" о & Содержание серы, % S и « s я смолы, 1 дистил-
о ё сх^ «3 2 * >> . Z О* С-
V20> сСт V-40. сСт начала крис таллизации вспышки в закрытом тигле Теплота его (низшая), кк Высота неко пламени, мм Содержание ческих углеь ДОВ, % общей меркаптано- вой КИСЛОТНОСТЬ КОН на 100 тиллята Иодное’ числ иода на 100 тиллята Фактические мг на 100 мл лята
1,30 6,11 —60 28 10 365 15,0 0,03 0 0,60 0,5 5
1,41 5,27 —60 29 10 364 —. 12,5 0,06 0 0,90 0,9 5
1,32 5,32 —62 — 10 330 25 0,01 0
1,37 4,94 —60 29 10 387 28,5 9,2 0,12 Следы 0,66 4,7 4
1,30 6,09 —60 29 10317 — 14,0 0,04 0 0,15 0 5
1,39 6,30 —60 29 10 386 — 11,0 0,10 0 1,41 — 5
1,35 6,57 —60 2.8 10 388 17,0 0,39 .0 0,50 5
1,32 5,97 —60 28 10 383 — 11,0 0,06 0 0,50 2,0 4
“4,33 4,46 —60 28 10 385 28 15,0 0,15 0 0,28 1,7 4
1,51 4,69 —60 40 10 352 25 16,0 0,12 0 0,79 0 10
1,60 5,35 —54 — 10 338 24 17,5 0,14 0 0,98 0 11
1,42 6,12 <—60 35 10 343 25 16,2 0,04 0 1,60 1,6
1,30 4,63 —62 28 10 368 25 16,6 0,10 0,005 1,17 1,2 5
1,49 — —60 30 10 395 24 12,0 0,12 0 0 — 5
1,40 4,67 —60 29 10 388 25 16,0 0,07 0 0,50 1,0 4
1,36 4,30 —60 34 10 355 14,0 0,05 0 0,70 0 5
1,35 5,45 <—60 30 10 330 25 0 0
1,41 6,04 —58 36 10 320 24,5 12 0 0 Следы 3
1,32 5,43 —60 29 10 325 26 19-, 4 0,14 0 0,20 1,3 3
1,40 6,48 —60 30 10 355 — 11,0 0,06 0 0,30 1,0 4
1,43 5,57 <—60 28 10 287 25 21,0 0,15 0 0,23 1,25 1
1,51 5,71 —60 29 —. 22,0 0,17 0,25
1,40 4,88 <—60 27 10 317 25 — 0,05 0 0,69
1,47 5,38 То же 33 — 24,5 2,1 0,06 0 0,70 0,4 16,5
.1,36.. 4J52 .. .10.320. .25,3. — 0,04 0 0,53
U3. .5,03 —60 ' —60 34 10 318 25 2ДГ 0,05 “ 0 0,60 0,42 15,0
1,45 4,80 29 10 300 — 2о;о" 0,10 О' Следы 1,2
1,35 5,29 —60 29 10 309 — 0,09 0,002 4
1,29 5,23 —60 28 10 348 — 16,5 0,02 0 0,94 7
1,25 5,21 —60 33 10 333 26 16,8 0,032 0 0,67 0,95 5
1,30 —• —57 36 10 339 25 17,5 0,037 0 0,78 1,02 5
6,5 243,4 <—60 , 10 151 — 0,15 0
10,98 — То же — 10 083 — — 0,18 0 :
1,27 5,18 « — 10 342 26 10,0 0 0 0,20 3
1 5,40 —59 30 10 320 24 12,4 0 0 0,20 0,4^ •— \ 3
1,40 5,45 <—60 30 10 170 17 — 0,020 0,0001 0,71 9,5
1,55 То же 33 10 150 16,5 —- 0,021 0,83
11,06 —• » —.. 10 066 — — 0,20 0 — к “
i445
• 303. Характеристика керосиновых ДИСТИЛЛЯТОВ j
“л Фракционный состав, °C Температура, °C к с х О ч X серы, 00 мл
л о;
Нефть се - Ct св X X „20 р4 X г л ° о X X X а <D 2 а я - <У S X я * о S н о к go S
Е о £ ЬО Н о о о X 3^0 CQo'- X X о4- О о4- О to а? О ОО , О) отгон* ДО 27 % S х О X X X 2 X CJ X о о 2 4S CQ ES X X О ч: 6^ s U X s к
Мортымьинская, Ю-П 150—280 26,3 3,8152 165 175 215 260 274 95 —39 54 20 <27 0,05 1,40
150—320 34,5 3,8195 172 184 230 283 300 88 —25 55 18 То же 0,10 2,47
Шаимская, Ю-П 150—280 22,8 3,8112 174 187 227 270 278 90 —33 45 21 <24 0,07 3,05
150—320 29,8 3,8187 176 190 247 303 310 66 —20 56 19 То же 0,08 3,42
Тевлинская, Бхух, валан- 15Q-=280~ 23,4 3,8185 165 182 215 254’ 263 — —42 56 20 <23 0,06 —
жин (50—320 30,7 0,8300 168 189 230 282 290 82 —31 62 19 То же 0,10 —
Минчимкинская, Бц, ва- ГоО—280 15,8 0,8019 168 180 215 252 264 — —36 — 23 <27 0,31 1,09
ланжин-готерив 150—320 21,8 0,8163 172 188 243 291 309 72 —24 63 21 То же 0,48 1,87
Усть-балыкская, Бх, готе- 150—280 21,6 0,7952 168 180 217 260 272 96 —36 44 21 <25 0,05 0,45
рив-баррем Усть-балыкская, Biv + 150—320. -28.1- 0.8108 -.172. .182.. 236 286 300 76 —26 54 18 То же 0,06 0,60
150—280 16,4 0,7862 160 176 20Г 248 270 98 —42 52 23 » 0722" 2,12
+Бу, готерив-баррем 150—320 23,0 0,8036 164 183 224 278 290 86 —30 67 20 0,35 2,47
Усть-балыкская, Ю-П 150—280 17,7 0,8096 175 182 220 260 276 94 —39 57 22 <26 0,71 1,81
150—320 24,0 0,8230 176 195 244 295 302 68 —27 64 20 То же 0,84 3,00
\/ Усть-балыкская (смесь) 150—280 18,3 0,8000 168 175 203 249 262 — —38 57 24 » 0,19 1,32
150—320 25,7 0,8101 172 180 226 268 278 92 —28 64 21 » 0,27 2,10
Тепловская, Бух, готерив- 150—280 17,5 0,8053 176 190 220 260 270 •98 —38 60 22,5 <26 0,28 0,98
баррем 150—320 25,2 0,8163 185 196 248 300 314 74 —23 — 20 То же 0,42 1,40
Каркатеевская, Бх, ва- 150—280 17,0 0,8089 166 180 215 255 268 — —39 64 20,5 <24 0,19 1,26
ланжин 150—320 23,0 0,8205 173 192 240 290 305 76 —25 — 20 То же 0,40 1,48
Мамонтовская, Бх, ва- 150—280 17,4 0,8071 168 183 215 258 278 96 —20 57 20 <26 0,13 1,70
ланжин 150—320 24,4 0,8225 174 188 237 293 298 74 —16 —— 18 То же 0,22 1,96
Южно-балыкская, Бх, ва- 150—280 17,5 0,8078 174 180 216 258 270 98 —39 58 21 <25 0,21 2,35
ланжин 150—320 24,4 0,8198 180 186 235 288 300 78 —31 65 19 То же 0,25 2,41
Западно-сургутская, 150—280 13,6 0,7928 175 180 218 250 260 — <—20 44 23 <27 0,35 0,98
Бп+Бщ, готерив-бар- 150—320 20,2 0,8031 178 183 236 282 309 80 То же 56 20 То же 0,57 1,40
рем ---
Г //5 <5
Западно-сургутская, Бх 150—280 17,4 0,797' 157 171 207 248 268 — —42 58 26 <26 0,15 1,68
валанжин 150—320 23,5 0,8101 162 182 230 288 300 80 —29 84 24 То жх 0,33 1,87
, Салымская, Бух, валан- 150—280 23,0 0,8041 160 180 210 258 270 98 —38 63 21 0,05 0,78
ЖИН 150—320 29,2 0,8135 168 184 230 290 300 80 —25 67 20 » 0,10 1,17
Северо-варьеганская, Бх 150—280 26,4 0,8156 168 181 214 260 266 — —40 — 21 <25 Следь —
валанжин 150—320 34,0 0,826С 170 185 230 290 305 77 —28 58 19,5 То ж 0,01 —
Аганская, Буш, валан- 150—280 25,4 0,8178 170 187 219 267 274 95 —36 21 28 0,30 0,43
жин 150—320 32,4 0,829С 178 194 243 307 320 68 —21 67 19 27 0,42 —
Локосовская, Бхх, валан- 150—280 21,9 0,8031 165 177 216 258 270 98 <— П 55 24 <26 0,09 1,32
ЖИН 150—320 28,3 0,816С 168 180 234 288 306 80 То ж< 60 21 То ж 0,15 2,37
Ватинская, Бх, валанжин 150—280 24,2 0,8155 170 182 215 256 270 98 <—3 59 22 <27 0,22 0,37
150—320 31,5 0,826С 178 190 235 298 300 74 —31 — 21 То ж< 0,32 0,42
Самотлорская, Буш, ва- 150—280 24,1 0,8112 170 182 211 250 265 — —42 — 23 25 0,25 0,73
ланжин 150—320 32,3 0,8256 172 183 230 287 300 78 —28 58 21 24 0,37 1,39
t Самотлорская (смесь) ‘‘150—280 23, Т 0,8152 168 181 210 W 265 •— —40 "31-, 6 (Г,'T9 0,63
150-32(1 30,9 0,8278 (70 Т83" "228" 285" '303" "78” -30" 56" "20"' <73 0,29 0,70
Мегионская, Буш, ва- 150—280 26,1 0,8099 167 177 214 254 266 —— ~Т2 43 ”71— 28' илг Следы
ланжин 150—320 35,1 0,8239 172 180 230 280 292 82 —32 52 20 26 0,21 »
Мегионская, Ю-1 150—280 30,0 0,8215 166 182 212 250 270 98 —44 45 22 27 0,16 »
150—320 39,0 0,8341 171 186 250 280 318 74 —20 56 20 <26 0,18 0,24
Советская, Буш, валан- 150—280 29,0 0,8123 165 174 212 254 266 — —48 50 20 <27 0,06 0,30
жин 150—320 37,0 0,8315 175 185 220 265 305 92 —20 57 18 То ж« 0,10 1,11
Советская (смесь) 150—280 25,6 0,8162 176 188 216 258 270 98 —40 51 22 23 0,06 1,23
150—320 33,6 0,8297 190 190 236 292 310 74 —24 74 20 21 0,07 1,40
160—260 19,8 0,8143 180 186 208 242 255 — —44 45 21 — 0,04( 1,19
180—240 11,6 0,8152 192 198 206 231 238 — —44 46 21 — 0,047 1,21
180—260 15,4 0,8214 196 203 213 246 255 — —40 48 19 — 0,06Е 1,25
240—260 3,8 0,8400 — — — —. —. — —27 138 — — 0,08С 2,68
Губкинская, Ю-1 150—280 27,0 0,8113 167 182 214 260 270 98 —28 — 22 <27 0,01С 0,44
150—320 35,1 0,8212 170 184 230 290 301 76 —25 60 21 То же 0,017
Н, вопортовская, Ю-П / 150—280 28,8 0,8617 168 182 225 260 270 98 —30 — 15 55 0,035 0,95
150—320 39,7 0,8681 179 190 248 291 300 70 —25 63 14 45 0,04С 1,19
304. Групповой углеводородный состав керосиновых фракций
Темпера- тура отбора, °C Содержание углеводородов, % Темпера- тура отбора, °C Содержание углеводородов, %
аромати- ческих нафтено - вых парафино- вых аромати- ческих нафтено- вых парафи- новых
У б и 200—250 250—300 200—300 300—350 Морты 200—250 250—300 200—300 Шаи 200—250 250—300 200—300 Т е т е । 200—250 250 —300 200—300 Ка» 200—250 250—300 200—300 300—350 Т е в л I 200—250 250—300 200—300 Север 200—250 250—300 200—300 300—350 некая 16 19 18 23 мьинск 14 22 18 мекая 18 21 19 ) е в с к а я 14 20 17 е н н а я 22 24 23 30. I н с к а я вала! 20 25 23 о-п и м с к о т е р и в 19 25 22 29 нефть, Р 38 36 37 26 а я нефт 36 31 34 нефть, 31 34 33 нефть, 40 35 38 нефть, : 29 30 29 31 нефть, т ж и н 28 26 27 а я неф -баррем 24 24 24 16 о-п 46 45 45 51 ь, Ю-П 50 47 48 Ю-П 51 45 48 Ю-П 46 45 45 О-П 49 46 48 39 Bxvi, 52 49 50 т ь, Bi, 57 51 54 55 М и н ч и 1 в а 200—250 250—300 200—300 300—350 В е р I 200—250 250—300 200—300 У с т ь-б г 200—250 250—300 200—300 Усть Biv + 200—250 250—300 200—300 У с т ь-б г 200—250 250—300 200—300 Уст ь-б а 200—250 250—300 200—300 Тепл г 200—250 250—300 200—300 л к и н с к л а н ж и н 20 28 24 33 ц и н н а я в а л а н 18 25 22 л ы к с к о т е р ив- 15 18 16 -балыке Bv, готе 22 25 24 лыкск 25 30 « 28 I ы к с к а 1 22 24 23 о в с к а я отерив- 20 24 22 i я нефт -г о т ер и 27 25 26 17 нефть, ж и н 39 22 30 1 я нефт баррем 20 22 21 кая н е < р и в-б а ] 26 19 21 1 я нефт 36 28 31 нефть 22 22 22 нефть, баррем 23 21 22 ь, Бы, в 53 47 50 50 Бх, 43 53 48 ь, Бт, 65 60 63 |> т ь, > р е м 52 56 55 ь, Ю-П 39 42 41 ' (смесь) 56 54 55 Bvi, 57 55 56
Б ы с т г 200—250 250—300 200—300 300—350 В ы н г 200—250 250—300 200—300 р и н с к а о т е р и в 19 25 22 31 и н с к а я •отерив 16 23 .20 я нефт баррем 23 25 24 27 нефть Б -баррем 19 13 16 ь, Bi, 58 50 54 42 i+Бц, 65 64 64 Ка р к а 200—250 250—300 300—350 200—300 М а м о 200—250 250—300 200—300 300—350 т е е в с к в а л а н 22 26 32 24 ч т о в с к а в а л а н 20 25 23 30 1 я нефт ж и н 38 26 23 .30 я нефт ж и н 34 30 32 22 ь, Бх, 40 48 45 46 ь, Бх, 46 45 45 48
448
Продолжение табл. 304
Темпера- тура отбора, Содержание углеводородов, % Темпера- Содержание углеводородов, %
аромати- нафтено- парафи- тура отбора, аромати- нафтено - парафи-
сс ческих вых новых СС ческих вых новых
Южно-балыкская неф ть, Бх, Самотлорская нефть, Буш.
валанжин валанжин
200—250 19 40 41 200—250 18 28 54
250—300 21 32 47 250—300 27 19 54
200—300 20 35 45 200—300 23 23 54
нефть, 300-350 37 27 36
Запади o-cvprv т с к а я нефть (смесь)
Би + Бш, готерив-баррем £амотл орская
200—250 250—300 200—300 21 25 23 35 38 36 44 37 41 200—250 250-300 200—300 300—350 20 26. 23 41 31 28 29 21 49 46 48 38
Западно-сургутская Бх. валанжин нефть, Мегионская н ё ф т ь, Буш,
валанжин
200—250 250—300 200—300 21 25 23 35 38 36 44 37 41 200—250 250—300 200-300 25 28 '27 33 25 29 42 47 44
Салымская нефть, Bvi, Меги опекая нефть, Ю-1
200—250 200—250 21 39 40
17 25 58 250—300 23 33 44
250—300 25 23 52 200—300 22 36 42
200-300 21 24 55
300—350 28 22 50 Советская и ефть, bvin,
в а л а н ж и н
С е в е р о -варьеганская нефть, 200—250 17 34 49
Бх, валанжин 250—300 22 33 45
200—250 17 38 45 200—300 19 34 47
250—300 20 33 47 Советская нефть (смесь)
200—300 18 36 46 200—250 19 34 47
Аганская н е d) т ь. Б VIII, 250—300 26 33 41
валанжин 200—300 22 34 44
200—250 300—350 37 23 40
20 26 54 150—280 18 32 50
250—300 29. 28 43 150—320 20 34 46
200—300 24 27 49 Ю-1
300—350 35 24 41 Г у б к и н с к а я нефть,
200—250 19 38 43
Локо с о в с к а г нефть , Bix, 250—300 25 17 58
вала а ж и н 200—300 23 27 50
200—250 12 29 59 300—350 27 28 45
250—300 26 19 55 Новопортовск а я неф ть, Ю-П
200—300 19 24 57 200—250 23 69 8
300—350 36 31 33 250—300 24 47 29
нефть, 200—300 24 57 19
ватинская Бх,
валанжин Айяунская не фть, сеноман
200—250 19 33 48 200—250
250—300 28 27 45 24 71 5
200—300 23 30 47 250—300 38 о 33 г 46 16
300—350 38 22 40 200—300 55 12
300—350 43 30 27
29—160
449
„ 305. Характеристика дизельных топлив и их компонентов
Темпера- тура отбора, °C Выход (на нефть), % Цета- новое число Дизель- ный индекс Фракционный состав, °C pF V20* сСт V50. сСт Температура, °C Содержа- ние серы, % Кислот- ность, . мг кон на 100 мл топлива Анилино- вая точка °C
10% 50% 90% 96% засты- вания помут- нения вспыш- ки
Мортымьинская нефть, Ю-П
150—350 40,6 56 59,1 190 243 317 322 0,8289 3,60 1,93 —28 <—6 57 0,15 3,17 —
. 180—350 34,8 58 —— 217 259 319 327 0,8347 4,45 2,37 —21 То же 77 0,18 4,40
200—350 30,5 59 57,0 237 270 320 330 0,8396 5,27 2,64 — 16 » 96 0,21 5,64
220—320 20,6 59 59,6 245 270 2S8 303 0,8370 4,97 2,58 — 15 » — 0,18 6,00 ——
220—350 26,7 59 — 253 280 320 328 0,8428 6,42 3,17 —10 » — 0,24 — ——
/ / Шаимская нефть, Ю-П
150—350 35,6 52 200 257 317 325 0,8241 3,10 2,00 —25 -21 68 0,08 3,92 -
180—350 30,3 55 — 220 267 321 328 0,8253 4,20 2,30 —21 — 17 84 0,10 4,50
200—350- 26,8 59 60,3 245 278 325 331 0,8336 5,24 2,76 —18 — 13 100 0,12 5,00 —
230—350 21,6 >59 59,3 265 290 327 333 0,8385 6,00 3,20 -ч —7. 125. 0,14 6,50 —
Тевлинская нефть , Bxvi, валанжин
150—350 36,3 50 57 187 270 318 325 0,8380 3,51 1,93 —32 —23 69 0,14 — 67,0
180—350 31,0 51 56 218 274 320 326 0,8448 4,38 2,31 —26 —21 79 0,19 — 69,0
200—350 27,4 53 54 235 279 322 327 0,8485 5.16 2,60 —22 —20 — 0,23 — 69,4
240—320 14,7 54 — 256 270 292 298 0,8500 5,55 2,72 —21 —19 — 0,24 — —
230—350 22,1 — 54 260 283 323 328 0,8536 6,64 3,19 —20 — 18 — 0,27 — 72,2
240—350 20,3 54 55 270 290 325 329 0,8554 7,23 3,36 —15 —14 111 0,29 — —
М и н ч нмкинская н е ф т ь, Бп, валанжин -готе р и в
150—350 26,4 54 61,3 196 260 315 324 0,8270 3,75 2,27 —26 —17 68 0,39 2,40 70,5
180—350 23,2 55 236 273 319 326 0,8351 4,47 2,50 —20 —15 —-. 0,68 2,65 —
200—350 20,9 56 58,7 242 278 320 322 0,8389 4,92 2,83 —18 —14 — 0,74 2,84 71,7
240—320 11,7 57 59,0 262 276 300 308 0,8389 4,92 2.73 — 19 —16 0,74 72,0
230-350 17,5 — 56,9 263 285 320 325 0,8451 5,78 2,98 —16 —10 0,84 3,33 72,0
240—350 16,3 57 56,3 266 288 320 329 0,8475 6,05 3,15 —15 —9 122 0,89 3,50 72,2
У с т ь-б а ч ы к с к а я нефть, Bi, готерив-баррем
150—350 33,0 50 X— 188 250 328 320 0,8209 3,53 1,78 —28 — 15 58 0,06 0,70
200—350 25,0 52 — 234 270 325 328 0,8336 5,13 2,67 —22 —13 94 0,07 1,70
230-320 14,9 55 — 255 272 296 302 0,8356 5,25 2,75 —20 —12 113 . 0,06 3,58 __
230—350 19,8 55 У< 260 т ь-б 286 а л ы I 327 {с к а 336 я не 0,8446 фть, ' 6,89 5iv + 3,23 □ V, г -11 отер —8 и в-б а 123 ) р е м \ 0,08 / 4,47
150—350 28,0 57 65,1 185 252 318 322 0,8096 3,56 1,94 —32 — 16 69 0,51 2,82
200—350 21,8 58 60,1 223 272 318 323 0,8290 5,04 2,58 —29 — 13 76 0,81 3,52 __
230—320 13,0 57 60,8 258 261 290 300 0,8303 5,25 2,75 —25 —10 79 0,72 2,47
230—350 18.,0 59 56,7 270 292 322 У с т I 326 з-б а л 0,8443 ы к с к а 7,00 я не 3,34 ф т ь, —20 Ю-П —9 104 0,93 4,59 —
150—320 17,7 50 — 195 244 295 300 0,8230 3,45 1,58 —36 —27 64 0,84 3,00
150—350 29,7 55 — 196 256 322 330 0,8318 3,52 1 90 —30 —19 86 0,89 3,63
180—350 25,8 55 — 220 271 324 332 0,8449 5,71 2,18 —19 — 16 90 0,90
, 200—350 23,6 56 — 243 282 325 333 0,8462 5,87 2,50 —16 — 14 95 0,92 3,99
230—320 13,3 56 260 280 296 304 0,8469 6,37 2,61 —12 — 11 103 0,93
230—350 19,0 57 262 290 У 326 с т ь-б 332 алы 0,8538 к с к а я 7,79 неф 3,14 г ь (с —11 м е с ь —10 ПО 0,98 — —
150—290 20,0 46 — 178 210 256 270 0,8009 2,20 1,45 —35 —18 60 0,20 -
150—350 30,8 56 62,1 183 243 310 320 0,8200 3,60 2,02 —24 — 15 78 0,40 3,96 —
180—350 26,5 57 — 210 270 310 321 0,8269 4,52 2,30 —20 —14 82 0,46
200—350 23,5 58 61,1 222 275 312 322 0,8318 5,28 2,55 — 17 —13 85 0,59 5,28
230—320 14,0 57 61,0 250 267 294 296 0,8310 5,20 2,50 —18 —14 0,57 2,90
230-350 л. W. 19,1 59 57,8 253 278 318 328 0,§417 6,36 3,04 —13 —8 120 0,70 6,60 —
Продолжение табл. 305
ьэ Темпера- тхра отбора, °C Выход (на нефть), % Цета- новое число Дизель- ный индекс Фракционный состав, СС р1° сСт V50. сСт Температура, °C Содержа- ние серы, % Кислот- ность, мг К^Н на 00 мл топлива Анилино вая точка, СС
10% 50% 90% 96% засты- вания помут- нения вспыш- ки
Тепловска я нефть, Bvi, г о т е р и в-б а р р е к
150—350 200—350 240—320 , 230—350 240—350 29,8 23,0 12,7 18,6 17,3 53 57 56 59 58 57 56 59 53 55 203 243 267 268 272 263 278 282 286 290 315 320 304 321 320 320 328 314 327 330 0,8230 0,8360 0,8375 0,8421 0,8432 4,20 6,05 6,61 8,45 9,00 2,32 3,00 3,10 3,51 3,70 —26 —20 — 17 —15 —14 —20 —14 —10 —10 —9 72 123 0,50 0,60 0,62 0,65 0,68 1,82 2,24 2,66 2,90 3,08 70,8 66,8 71,8 67,0 68,0
Каркатеевская нефть, Бх, в алан Ж И н
150—350 200—350 230—350 240—320 240—350 28,2 21,5 17,8 11,3 16,5 53 55 55 54 55 59 56 56 56 53 198 247 260 262 268 262 283 293 275 295 322 328 329 300 330 334 335 333 310 334 0,8320 0,8445 0,8518 0,8437 0,8535 4,54 6,67 8,31 6,58 8,72 2,43 3,12 3,60 3,05 3,81 —26 —19 —15 —20 — 14 —17 —13 —10 — 14 —9 74 128 0,60 0,69 0,80 0,68 0,85 1,68 1,96 3,01 1,95 3,08 68,9 70,1 71,2 69,8
Намонтовска я нефть, Бх, в а л а н ж и н
150—350 200—350 240—320 240—350 30,0 24,2 13,0 18,6 52 57 57 58 56 54 56 58 199 240 258 266 258 276 273 290 320 323 298 328 330 332 304 332 0,8320 0,8426 0,8400 0,8540 4,07 5,73 5,35 7,93 2,31 2,94 2,90 3,93 —23 —21 —21 —19 —16 — 12 — 14 —8 70 124 0,38 0,55 0,53 0,78 2,70 2,95 3,44 3,69 65,0 66,0 68,5 69,0
Ю Ж НО -б а л ы к с к а я нефть, Бх, валанжин
150—350 200—350 240—320 30,3 23,9 12,9 52 55 54 54,5 56 53,5 194 246 261 253 277 274 312 318 297 322 326 301 0,8311 0,8460 0,8453 3,51 5,19 5,00 1,82 2,54 2,31 —39 —28 —26 —24 —20 —17 71 0,27 0,44 0,40 3,52 4,70 4,31 66,1 70,5 69,0
240—350 18,8 55 53 270 294 326 | 330 0,8550 6,95 3,16 —20 — 13 128 0,48 6,27 71,4
Зап адно-сургутская нефть, Бц + Бш, готерив -б а р р е м
150-300 17,0 47 — 182 227 266 285 0,7990 2,50 —. —38 — 50 0,46 1,20
150—350 25,6 56 56 186 250 318 321 0,8120 4,11 2,18 —21 — 19 67 0,57 2,46 —
180—350 22,4 57 — 212 266 320 323 0,8179 4,98 2,64 — 19 — 17 73 0,59 —
200—350 20,3 59 61,5 235 277 322 324 0,8231 5,51 2,86 — 18 —15 79 0,61 4,92
230—320 11,9 59 — 259 275 291 295 0,8160 4,70 2,51 —22 — 112 0,58 —
230—350 17,3 59 59,5 261 288 324 331 0,8284 6,66 3,23 — 16 —11 115 0,64 8,61
240—350 16,4 60 — 268 296 330 339 0,8298 6,80 3,31 -15 —8 120 0,66 — \ —
Западно-сургутская нефт ь, Бх , в а л а н ж и н
150—320 23,5 48 — 182 230 288 300 0,8109 2,79 1,51 —36 —29 84 0,33 1,87
150—350 29,0 57 63,5 185 249 310 321 0.8187 3,10 1,80 —30 — 18 90 0,50 2,41
200—350 23,0 59 62 237 262 315 323 0,8332 4,76 2,46 —20 —16 98 0,65 2,94 —
230—320 13,3 58 — 244 270 289 302 0,8308 4,48 2,33 —22 —17 118 0,60 2,85
230—350 18,8 59 61 256 276 316 325 0,8382 5,80 2,86 —18 —14 126 0,75 3,75 —
Салымская нефт ь, Bvi , валанжин
150—350 33,4 57 65 187 242 300 320 0,8195 3,20 2,00 —29 — 17 65 0,14 1,37
200—350 24,4 59 64 230 270 320 324 0,8315 5,30 2,75 — 18 — 13 98 0,25 1,76 —
230—320 14,6 57 64 256 270 296 300 0,8327 5,40 2,82 —17 — 14 НО 0,26 1,56 —
240—350 17,2 59 63 266 288 320 330 0,8400 6,53 3,50 — 10 —9 114 0,44 1,96 —
Север о-в аръеганская нефть, Бх , валанжин
150-350 39,3 54,0 59,5 190 246 321 327 0,8325 3,44 1,93 —30 —20 70 0,03 70,2
180—350 33,2 52 57,5 216 264 322 328 0,8399 4,42 2,30 —25 — 15 0,06 — 70,7
200—350 28,9 54 57 237 276 330 332 0,8445 5,19 2,56 —22 — 12 — 0,085 72,3
240—320 15,6 56 58 265 280 305 308 0,8471 5,88 2,80 —20 — 13 — 0,10 __ —
230—350 22,9 —. —. 265 279 310 326 0,8512 6,86 3,11 — 15 — 11 0,13 __
240—350 20,9 56 55,5 272 288 318 328 0,8538 7,42 3,32 —14 —10 — 0,15 74,3
Продолжение табл. 305
4* Темпера- тура отбора, °C Выход (на нефть), % Цета- новое ЧИСЛО Дизель- ный индекс Фракционный состав, °C ₽г v20. сСт V50. сСт Температура, °C Содержа- ние серы, % Кислот- ность, мг кон на 100 мл топлива Анилино вая точка, °C
10% 50% 90% 96% засты- вания помут- нения вспыш- ки
Аганская нефть, Буш валанжин
150—350 37,7 56 54 196 246 313 324 0,8370 3,62 2,00 —27 —20 — 0,52 1,20 64,0
180—350 31,9 — 51 236 265 314 323 0,8445 4,28 2,26 —23 —19 86 0,63 2,40 62,8
200—350 27,8 56 50 242 270 316 324 0,8502 4,93 2,47 —21 —17 — 0,71 —. 64,1
240—320 14,7 56 50,5 260 276 293 302 0,8538 5,40 2,54 — 19 —16 121 0,76 66,4
230—350 21,8 57 262 280 312 319 0,8583 6,21 2,83 — 17 —12 0,83 —• —
240—350 20,0 57 49,5 264 283 316 321 0,8610 6,95 3,05 —15 —11 — 0,87 3,19 67,6
Л о к о с о в с к а я нефть, Bi х, валанжин
150—350 34,0 53 59,0 182 242 308 320 0,8280 3,15 2,15 —26 —19 65 0,24 3,43 —
180—350 29,6 53 60,0 210 258 312 321 0,8370 4,00 2,32 —22 — 17 72 0,32 3,65 —
200—350 26,3 54 55,5 238 274 316 322 0,8423 4,70 2,61 —20 — 15 78 0,43 3,86 —
230—320 15,3 56 55,5 253 270 292 310 0,8415 4,65 2,55 —23 —16 >80 0,47 2,64 —
230—350 21,0 57 56,0 260 276 318 322 0,8463 6,50 3,09 —19 —13 То же 0,58 4,45 —
Ватинская н е ф т ь, Бх, валанжин
150—350 37,1 50 52,0 190 234 292 302 0,8340 3,58 2,01 —35 —31 65 0,37 0,46 59,8
180—350 31,7 51 50,0 227 266 318 323 0,8415 4,13 2,31 —25 —21 — 0,41 —> —
200—350 27,9 52 50,0 238 275 320 324 0,8465 4,95 2,60 —22 —20 — 0,50 0,51 62,9
240-320 14,9 54 50,0 265 277 303 306 0,8495 5,35 2,75 —18 —10 — 0,55 0,60 63,8
230—350 22,4 53 49,0 268 285 322 329 0,8545 6,20 3,10 —13 —И — 0,61 — —
240—350 20,5 52 48,0 270 290 323 332 0,8575 6,65 3,26 —12 — 10 — 0,68 0,69 65,1
Самотлорска я неф т ь, Б VIII, валанжин
150—350 38,7 50 55,0 190 250 320 324 0,8350 4,11 2,21 -34 —21 65 0,47 1,62 64,2
180—230 180—240 9,5 11,4 197 198 205 206 322 226 225 231 0,8040 0,8075 2,00 2,17 1,32 1,43 —55 —53 —49 —47 — 0,18 0,21 — —
180—350 33,7 — — 200 255 321 328 0,8422 5,00 2,46 —29 —24 — 0,54 — —
200—350 30,2 51 48,0 220 274 322 330 0,8475 5,78 2,66 —25 — 17 103 0,58 1,85 59,9
230—300 13,6 —. — 245 266 289 293 0,8410 4,75 2,40 —30 —25 —. 0,52 —
230—350. —24,2 51 47,0 260 284 324 0,8559 7,42 3,06 —19 — 15 — 0,67 —
240—350 15,9 — — 263 278 300 308 *0,8496 6,22 2,77 —24 — 17 121 0,60 2,08 60,9
240—300 11,7 .— — 248 269 290 294 0,8437 5,15 2,52 —28 —23 — 0,55 — —
240—350 22,3 51 46,0 268 290 326 331 0,8586 8,05 3,25 — 17 — 12 — 0,70 2,31 61,3
Самотлорская нефть (смесь)
150—350 36,8 50 56 190 251 322 329 0,8365 3,37 1,95 —36 —21 67 0,39 1,10
180—240 10,9 •— 57 198 207 226 233 0,8132 1,98 1,30 —55 —50 48 0,17 0,62 58,4
180—350 31,3 49 51 220 260 324 330 0,8443 4,15 2,25 —27 — 15 — 0,50 1,23 61,8
200—350 27,6 51 51,5 236 271 319 331 0,8460 4,80 2,44 —23 — 12 105 0,57 1,51 64,5
240—300 *10,8 — — 250 269 288 293 0,8455 4,40 2,31 —25 —14 — 0,52 —
240—320 14,5 52 —-. 259 274 296 304 0,8512 5,06 2,55 —22 —11 125 0,60 1,89
240—350 . 20,4 51 50 261 277 1 319 322 0,8587 6,35 3,09 —15 —10 — 0,75 2,05 67,0
Мегионская нефть, Буш, валанжин
150—350 41,9 50 52,5 187 243 304 318 0,8330 3,03 1,75 —38 —21 68 0,26 Следы 58,3
160—350 40,0 51 -— 200 250 311 319 0,8342 3,52 2,00 —34 —20 87 0,29 »
200—350 31,8 53 52,0 233 268 316 320 0,8459 4,62 2,48 —26 —19 95 0,46 > 62,7
240—350 24,5 55 51,3 260 280 317 322 0,8549 6,80 2,97 —15 —11 106 0,68 » 66,2
Мегионская нефть, Ю-1 -
150—350 46,3 44 50,5 192 250 312 319 0,8411 3,23 1,80 —35 —21 60 0,19 0,48 60,0
170—350 41,0 46 — 210 259 313 320 0,8460 3,82 2,20 -32 —20 78 0,22 0,60 —
200—350 33,9 48 50,0 238 268 314 321 0,8510 4,87 2,58 —29 — 19 96 0,27 0,72 63,8
240—320 17,6 50 49,1 255 270 292 300 0,8559 5,96 2,76 —25 —21 113 0,28 1,44 65,2
230—350 26,7 50 —- 258 275 316 323 0,8609 7,00 3,09 —22 —16 114 0,30 1,75 ——
240—350 24,3 50 47,0 261 280 317 '323 0,8628 7,43 3,27 —21 —16 115 0,30 1,78 64,0
сл сл
Продолжение табл. 305
Vi Темпера- тура отбора, ‘С Выход (на нефть), % Цета- новое число Дизель- ный индекс Фракционный состав, °C Р4° v20- сСт V50- сСт Температура, °C Содержа- ние серы, % Кислот- ность, мг КОН на 100 мл топлива Анилино- вая точка, °C
10% 50% 90% 96% засты- вания помут- нения вспыш- ки
Советская нефть, Буш, валанжин
150—350 43,2 50,0 — 180 240 300 310 0,8390 3,68 1,94 —29 —25 61 0,15 3,70 —
200—350 32,2 56,5 — 238 266 310 315 0,8516 5,31 2,50 —23 —19 102 0,25 4,10 —
240—320 17,0 58,0 — 260 270 280 300 0,8537 5,60 2,58 —19 — 18 118 0,32 5,90 —
240—350 23,2 59,0 — 270 284 310 318 0,8592 7,67 3,38 —14 —13 123 0,45 6;2S . —
Советская нефть (смесь)
150—350 39,2 52,0 58,0 192 252 320 330 0,8356 2,85 1,94 —32 —23 63 0,10 2,01 74,0
160—260 19,8 53,0 58,0 186 208 242 250 0,8143 1,68 1,16 —46 —44 45 0,043 1,19 ' 58,4
180—240 11,6 52,0 56,0 198 206 231 236 0,8152 1,72 1,20 —46 —44 46 0,047 1,21 58,4
180—260 15,4 52,0 57,0 203 213 246 248 0,8214 2,03 1,40 —42 —40 48 0,065 1,25 59,0
180—350 32,8 51,0 48,0 205 255 321 332 0,8420 3,80 2,38 —25 —22 84 0,14 2,73 —
200—350 28,9 53,0 50,0 238 278 323 333 0,8250 4,72 2,70 —22 —17 101 0,16 3,02 69,0
240—260 3,8 52,0 49,0 — — — — 0,8400 3,10 2,01 —31 —27 — 0,08 2,68 60,3
240—320 15,6 52,0 50,0 268 282 306 312 0,8505 5,35 2,82 —20 —14 119 0,19 2,95 64,5
230—350 23,2 53,0 46,0 267 292 331 335 0,8546 6,21 3,00 —17 —13 120 0,20 3,13 64,0
240—350 21,2 53,0 47,0 274 295 332 336 0,8564 6,97 3,11 —15 —8 124 0,21 3,15 63,0
260—350 17,4 53,0 48,0 288 304 338 340 0,8640 8,52 3,63 —12 —8 138 • 0,23 4,02 67,2
Русская нефть ПК-1, сеноман
170—350 30,2 — 33,0 252 296 338 341 0,9041 12,40. 5,40 —57 —51 — 0,18 3,70 | 58,2
200—350 28,0 34,0 34,0 268 302 340 344 0,9058 14,21 5,81 —59 —53 114 0,19 4,62 61,2
240—320 16,4 34,0 34,0 283 298 316 318 0,9038 12,50 5,31 —58 —52 128 0,18 5,54 60,0
. 240—350 23,5 35,0 33,0 292 312 321 338 0,9092 17,81 6,81 —54 —48 — 0,20 6,90 59,2
Гу бкинская нефть, Ю-1
150—350 40,2 53,0 74,0 186 241 315 330 0,8278 3,23 1,84 —27 —23 — 0,02 0,51 64,8
200—350 30,1 58,0 68,0 235 270 320 332 0,8395 4,40 2,48 —14 —13 99 0,034 — 68,1
240—320 17,3 61,0 68,0 259 278 302 308 0,8425 4,80 2,67 — 12 —9 — 0,039 0,82 68,3
230—350 24,5 62,0 70,0 263 280 323 329 0,8455 5,34 2,93 —8 —6 — 0,046 — —
240—350 22,4 62,0 69,0 270 287 330 332 0,8477 5,76 3,14 —5 —4 — 0,050 1,03 69,0
4 о в о портовская не ф т ь, Ю-П
150—350 47,8 45,0 42,0 177 263 315 319 0,8702 3,95 2,24 —37 —32 — 0,06 1,43 59,4
180—350 43,1 — 42,7 213 274 319 322 0,8704 4,37 2,43 -32 —26 — 0,064 1,62 60,6
200—350 39,3 50,0 46,0 234 278 320 324 0,8698 4,85 2,60 —27 —20 98 0,069 1,77 66,4
240—320 22,3 52,0 43,8 255 277 300 304 0,8695 4,90 2,63 —23 — 18 112 0,070 1,91 62,0
230-350 32,8 — — 243 281 321 325 0,8670 5,70 2,91 —19 — 15 — 0,077 — —
240—350 30,4 51,0 48,4 261 286 322 328 0,8657 6,10 3,05 — 16 — 12 — 0,081 2,15 68,3
А й я у н с к а я нефть, сено м а н
200—350 14,8 38,0 35,0 258 300 333 338 0,8950 11,10 5,30 <—60 <—55 108 0,33 15,25 53,4
240—320 8,8 39,0 38,0 270 286 310 316 0,8870 9,78 4,20 То же То же 112 0,22 12,94 54,8
240—350 13,6 36,0 34,0 276 304 331 334 0,9000 13,30 5,80 —62 <—53 119 0,38 18,94 55,0
и.
306. Характеристика углеводородов, не образующих комплекс с карбамидом
307. Характеристика углеводородов, образующих комплекс с карбамидом
Нефть Темпера- тура отбора, °C Выход, вес. % л20 nD Темпера- тура за- стывания, СС
на фракцию на нефть
Тевлинская, Bxvi, валанжин 240—350 9,0 1,8 0,8422 1,4722 2
Минчимкинская, Бц, валанжин- 240—350 15,0 2,4 0,7869 1,4402 13
готерив
Усть-балыкская (смесь) 200—350 20,0 4,7 0,7907 1,4416 6
Тепловская, Bvi, готерив-бар- 240—350 23,0 4,0 0,7659 1,4542 0
рем
Каркатеевская, Бх, валанжин 240—340 13,4 2,2 0,8454 1,4390 15
Мамонтовская, Бх, валанжин 240—350 17,2 3,2 0,8006 1,4467 6
Южно-балыкская, Бх, валан- жин 240—350 16,0 3,0 0,8268 1,4571 1
Салымская, Bvi, валанжин 200—275 23,5 3,1 0,7721 1,4321 19
275—350 15,0 1,7 0,7871 1,4400 9
Северо-варьеганская, Бх, ва- 240—350 9,7 2,0 0,7838 1,4445 1 2
ланжин
Аганская, Буш, валанжин 240—350 38,4 7,7 0,7551 1,4268 —21
Локосовская, Bix, валанжин 200—350 8,0 2,1 0,7984 1,4462 5
Ватинская, Бх, валанжин 240—350 22,0 4,5 0,7580 1,4244 6
Самотлорская, БуП1, валанжин 240—350 12,1 2,7 0,7797 1,4400 19
Самотлорская (смесь) 240—350 13,0 2,6 0,7892 1,4376 20
Советская (смесь) 240—350 28,0 5,9 0,8297 1,4502 —6
Новопортовская, Ю-П 240—350 21,7 6,6 0,8260 1,4733 6
459
t 308. Характеристика сырья для каталитического крекинга
МР
Нефть Темпера- тура отбора, СС Выход (на нефть), % р|° м V50» сСт vioo. сСт Температура застывания, °C Содержание, % Коксуемость, % Содержание пара- фине -нафтеновых углеводородов, % Содержание арома- тических углеводо- родов, % Содержание смо- листых веществ, %
i серы смол сер- нокислот- ных ванадия I группа II И III группы IV группа
, Мортымьинская, Ю-П 350—490 21,9 0,9009 360 28,20 5,99 31 0,75 8 — 0,015 66 11 17 . 5 1
Шаимская, Ю-П 350—480 23,0 0,8879 366 25,00 4,30 17 0,62 7 — 0,010 67 13 20 — —
Тевлинская, Bxvi, ва- ланжин 350—480 24,2 0,9067 360 27,30 5,70 22 0,81 6 — 0,016 61 15 17 6 1
Минчимкинская, Бц, валанжин-готерив 350—500 23,9 0,9038 332 24,02 5,28 22 1,75 10 — 0,046 55 14 28 2 1
Усть-балыкская, Бх, готерив-баррем 350—460 22,6 0,8971 335 23,91 5,08 23 0,93 8 — 0,021 64 7 17 11 1
Усть-балыкская, Biv+Bv, готерив- баррем 350—500 27,4 0,9114 365 25,97 6,13 16 1,89 10 — 0,130 52 18 29 1 1
Усть-балыкская, Ю-П 350—480 29,1 0,9176 357 27,00 6,63 27 2,33 14 0,080 48 18 31 3 —
Усть-балыкская (смесь) 350—500 24,0 0,8990 353 23,80 5,92 26 1,66 10 0 0,064 53 18 17 11 1
Тепловская, Bvi, го- терив-баррем 350—500 21,9 0,9023 346 17,51 5,15 22 1,50 10 3,6-10-* 0,030 54 12 32 — 2
Каркатеевская, Бх, валанжин 350—470 22,8 0,9050 358 21,10 5,50 18 1,82 22 3,4-Ю-4 0,070 50 16 29 4 1
Мамонтовская, Бх, ва- ланжин 350—500 24,7 0,9090 357 33,03 6,62 28 1,71 10 0,087 50 15 29 5 1
Южно-балыкская, Бх валанжин 350—490 22,5 0,9125 340 19,98 5,53 20 1,72 8 — 0,089 48 19 26 5 2
Западно-сургутская, Бп+Бш, готерив- баррем 350—480 23,2 0,9075 331 18,'27 4,74 23 1,37 14 1,0-10-* 0,097 54 15 29 — 2
Западно-сургутская, Бх, валанжин 350—490 21,6 0,9064 325 16,49 4,78 22 1,81 — — 0,046 53 18 27 —. 2
Салымская, Буь ва- ланжин 350—500 21,5 0,8862 362 21,23 5,31 28 0,79 8 2,2-Ю"4 0,011 66 12 16 5 1
Северо-варьеганская, Бх, валанжин 350—470 18,7 0,8962 350 23,08 5,51 25 0,49 3 — 0,048 61,5 15 12 10,5 1
Агапская, Буш, ва- ланжин 350—500 25,0 0,9170 340 26,50 5,65 17 1,72 12 — 0,034 46 21 21 10 2
Локосовская, Бхх, ва- ланжин 350—485 28,0 0,9030 335 15,23 5,15 22 1,70 10 — 0,049 44 21 29 4 2
Ватинская, Бх, ва- ланжин 350—500 23,9 0,9165 334 22,02 5,70 24 1,42 11 — 0,24 48 18 26 7 1
Самотлорская, Буш, валанжин 350—500 23,6 0,9118 345 32,30 6,45 27 1,55 10 1,910-* 0,05 46,5 19 24,5 9 1
Самотлорская (смесь) 350—500 26,8 0,9170 355 31,00 6,25 20 1,64 8 2,1 • 10-* 0,09 46 18 27 8 1
Советская (смесь) 350—485 24,8 6,9145 352 24,70 6,20 21 1,38 io 1,6-ю-* 6,11 43 17 28 10 2
Русская, ПК-1, сено- ман 350—470 33,5 0,9360 383 58,50 8,90 -26 0,27 8 — 0,039 48 16 21 13 1
Губкинская, Ю-1 350—500 19,5 0,8927 358 20,21 5,89 34 0,22 2 «•—«а 0,04 65 13 15 6 1
Новопортовская, Ю-П 350—480 27,0 0,8745 357 20,21 5,20 31 0,17 4 — 0,09 70 11 7 9 3
Айяунская, сеноман 350—500 30,2 0,9370 370 65,20 91,20 —19 1,12 10 0,16 к 46 20 22 10 2
462
> 309. Фракционный состав сырья для каталитического крекинга
Выход, объемн. % Фракция 350—480 °C тевлинскоЙ нефти, BXVI> , валанжин Фракция 350—500 СС минчим- кинской нефти, Бц, валанжин- готерив Фракция 350—500 СС усть-ба- лыкскОЙ нефти (смеси) Фракция 350—500 °C тепловской нефти, BVI> готерив- баррем Фракция 350—470 СС каркатеев- ской нефти, Б^, валанжин Фракция 350—500 °C Мамонтов- ской нефти, Бх, валанжин Фракция 350—490 °C южно- балыкской нефти, Бх> валанжин Фракция 350—500 сС салымской нефти, BVb валанжин Фракция 350—470 °C севере- вapьeгaн- ской нефти, Бх, валанжин Фракция 350—500 °C аганской нефти, БУШ’ валанжин Фракция 350—485 оС локосов- ской нефти, Б1Х- валанжин
н. к. 358 346 350 348 352 352 358 350 360 346 362
5 366 380 366 374 364 362 372 356 381 384 370
10 377 392 372 390 378 372 390 364 383 394 378
20 385 398 382 398 392 384 404 376 391 404 387
30 390 408 392 406 404 ' 390 414 390 400 416 398
40 406 415 400 414 416 402 424 398 408 422 408
50 415 426 410 422 428 412 436 408 420 434 416
60 422 437 420 438 444 422 450 414 427 444 424
70 438 447 432 450 452 436 462 420 439 454 438
80 450 456 442 460 464 454 474 430 448 470 450
90 464 468 454 472 470 470 480 446 456 480 468
95 468 476 476 488 476 482 488 464 463 492 470
98 474 487 486 492 477 492 492 486 469 496 474
к. к. 475 496 495 497 478 498 494 495 471 500 478
Продолжение табл. 309
Выход, объемн. % Фракция 350—500 fC ватинской нефти, Бх, валанжин Фракция 350—500 С Самотлорской нефти, БуШ1 валанжин Фракция Зг0—500 С Самотлорской нефти (смеси) 1 Фракция 350—485 С советской нефти (смеси) Фракция 350—470 СС русской нефти, ПК-1, сеноман Фракция 350—500 С губкинской нефти, Ю-1 Фракция 350—480 СС новолортов- ской нефти, Ю-П Фракция 350—500 °C айяунской нефти, сеноман
н. к. 332 379 378 350 379 374 352 354
5 394 389 390 380 394 . 396 362 376
10 404 394 392 393 400 400 372 393
20 408 401 400 402 410 410 379 401
зо 416 410 409 408 418 414 384 412
40 422 419 418 411 426 422 390 421
50 434 424 423 423 436 428 403 430
60 444. 446 446 430 448 440 420 440
70 456 454 455 442 456 449 433 450
80 464 457 461 457 461 460 449 460
90 482 471 477 473 466 480 466 472
95 491 481 479 480 469 485 475 479
98 498 486 489 482 470 493 480 485
О с*э К. к. 500 491 498 488 471 498 483 498
310. Элементный состав сырья для каталитического крекинга
' 311. Характеристика мазутов и остатков
Нефть Темпера- тура отбора, °C Содержание, % i 1 Мазут и остаток Выход (на нефть), % ₽420 ВУ50 ВУуо ВУюо Температура, ‘С Содержание Серы, % Коксуемость, %
С Н о S N засты- вания ВСПЫШ- КИ
Тевлинская, Bxvi, валанжин 350—480 86,67 12,38 0,03 0,81 0,11 Мортымьинская неф ть, Ю-П
Мазут флотский 5 95,2 0,8524 1,31 — —• —6 —— 0,57 2,45
Минчимкинская, Бц, валанжин-готе- 350—500 8b, 19 12,69 0,31 1,75 0,06 Мазут топочный
рив 40 37,7 0,9339 — 8,00 3,50 24 244 1,11 9,80
200 30,0 0,9450 —- —— 6,50 28 271 1,24 10,25
Усть-балыкская, Biv+By, готерив- 350—500 85,32 12,40 0,28 1,89 0,11 у Остаток
баррем ' выше 300 °C 52,8 0,9148 8,94 2,69 1,92 17 191 0,83 5,57
1 » 350 °C 42,2 0,9280 — 5,71 2,72 21 228 1,05 7,16
Усть-балыкская, Ю-П 350—480 85,10 12,40 0,04 2,33 0,13 , » 400 °C 32,3 0,9422 — 11,64 5,25 26 261 1,20 9,82
> 450 °C 24,0 0,9551 — — 15,15 31 302 1,31 12,87
Усть-балыкская (смесь) 350—500 85,70 12,38 0,19 1,66 0,07 » 490 °C 20,3 0,9622 — 68,08 21,86 34 332 1,39 15,17
Тепловская, Буь готерив-баррем 350—500 85,74 12,61 0,07 1,50 0,08 Шаимская н е ф т ь, Ю-П
Каркатеевская, Бх, валанжин 350—470 85,42 12,48 0,13 1,82 °-15 i I Мазут топочный
1 40 34,8 0,9289 — 8,00 3,55 23 239 1,00 8,58
Мамонтовская, Бх, валанжин 350—500 85,30 12,66 0,22 1,71 0,11 1 100 29,6 0,9366 — 13,90 4,98 25 262 1,06 9,63
1 200 26,9 0,9420 " 17,20 6,97 27 278 1,09 9,77
Южно-балыкская, Бх, валанжин 350—490 85,61 12,37 0,19 1,72 0,11 1 Остаток
1 выше 300 °C 50,8 0,9090 7,00 2,80 1,70 18 182 0,80 7,00
Западно-сургутская, Би+ш, готерив- 350—480 85,79 12,64 0,11 1,37 0,09 | 1 » 350 °C 41,2 0,9200 — 4,50 2,40 21 224 0,90 8,00
баррем ) » 400 °C 31,2 0,9350 — 11,70 5,00 25 260 1,03 8,95
; » 450 °C 22,8 0,9490 — —• 11,30 29 300 1,15 10,17
Западно-сургутская, Бх, валанжин 350—490 85,40 12,71 0,01 1,81 0,07 I » 480 °C 18,2 0,9573 — 65,24 23,19 32 322 1,25 11,13
Салымская, Bvi, валанжин 350—500 86,35 12,75 0,05 0,79 0,06 i
I 1евлинск а я нефть, Bxvi валанжин
Северо-варьеганская, Бх, валанжин 350—470 86,50 12,81 0,09 0,49 0,11 t Мазут топочный
40 40,2 0,9445 42,20 8,00 3,98 22 265 1,35 8,26
Аганская, Буш, валанжин 350—500 85,65 12,40 0,12 1,72 0,11 100 33,6 0,9532 159,00 15,50 8,70 23 284 1,46 10,02
200 32,6 0,9542 180,00 19,00 9,50 24 286 1,48 10,38
Локосовская, Bix, валанжин 350—485 85,56 12,59 0,05 1,70 0,10 Остаток
выше 300 °C 55,4 0,9280 9,85 3,88 2,26 18 216 1,10 6,23
Ватинская, Бх, валанжин 350—500 85,50 12,82 0,15 1,42 0,11 , » 350 °C 46,1 0,9380 23,80 5,00 2,80 20 247 1,24 7,35
» 400 °C 36,5 0,9494 83,00 12,40 5,90 23 277 1,41 9,16
Самотлорская, Буш, валанжин 350—500 86,05 12,16 0,14 1,55 0,10 » 450 °C 27,5 0,9642 — 38,20 12,50 26 306 1,56 12,35
г » 480 °C 21,9 0,9821 —. 116,4 34,40 28 340 1,62 15,20
Самотлорская (смесь) 350—500 86,03 12,09 0,13 1,64 0,11
Советская (смесь) 350—485 85,86 12,60 0,06 1,38 0,10 । Минчимкинска я нефть, Бц, валанжин-готер! I в
Мазут топочный
Русская, ПК-I, сеноман 350—470 87,47 12,08 0,12 0,27 0,06 40 74,0 0,9348 36,5С 7,08 3,41 10 214 2,63 9,15
Я юо 63,0 0,9405 111,00 15,40 6,50 20 261 2,80 11,45
Губкинская, Ю-1 350—500 86,66 13,00 0,07 0,22 0,05 4 ?* 200 59,0 0,9463 161,00 20,10 9,60 24 275 2,94 12,00
| Остаток
Новопортовская, Ю-П 350—480 86,40 13,26 0,13 0,17 °,04 1 выше 300 °C 73,2 0,9355 41,50 7,46 3,42 10 217 2,65 9,30
» 350 °C 65,6 0,9381 90,06 13,15 5,28 18 251 2,85 10,90
Айяунская, сеноман 350—500 86,24 12,12 0,43 1,12 0,09 1 » 400 °C 57,7 0,9485 180,00 26,00 10,78 25 280 2,96 12,15
I » 450 °C 49,8 0,9623 —• — 19,50 30 309 3,08 13,70
k » 500 °C 41,7 0,9788 — — 34,93 34 346 3,50 17,78
4 64
30—160
465
Продолжение табл. 311
Мазут и остаток Выход (на нефть). % р*° ВУ60 ВУво ВУюо Температура, сС Содержание серы, % Коксуемость,
засты- вания вспыш- ки
Усть-балыкская нефть, Bi, готерив-баррем
Мазут топочный 40 Остаток 56,4 0,9489 48,20 8,00 4,20 23 214 2,28 10,00
выше 300 °C 64,3 0,9381 20,09 4,20 2,39 17 187 2,01 8,00
» 350 °C 56,2 0,9421 48,24 8,00 4,22 23 215 2,29 10,00
» 400 °C 47,9 0,9589 — 19,80 8,11 28 245 2,55 10,63
» 450 °C 37,2 0,9692 — — 22,80 35 292 2,99 11,60
Усть-балыкская неф т ь, Bi v + Bv, г о т е р и в-б а р р е м
Мазут флотский 12 Мазут топочный 85,9 0,9145 3,36 1,82 1,49 —8 112 1,57 6,61
40 60,4 0,9522 54,38 8,00 3,62 8 230 1,88 10,00
100 55,0 0,9598 — 15,50 5,20 12 252 2,10 11,31
200 48,8 0,9682 — 33,80 9,50 15 276 2,54 11,93
Остаток
выше 300 °C 68,2 0,9412 29,90 4,25 2,49 4 200 1,69 8,58
» 350 °C 60,0 0,9528 55,81 8,50 3,78 9 232 1,89 10,00
» 400 °C 51,5 0,9642 — 25,20 7,20 14 266 2,32 11,51
» 450 °C 43,0 0,9762 — — 21,31 19 300 2,89 12,82
» 500 °C 32,6 0,9974 — 187,4 54,96 26 344 2,94 22,72
Уст ь-б алыкская неф ть, Ю-П
Мазут флотский
5 94,2 0,9012 2,35 —— — —5 70 2,18 4,00
12 96,2 0,8960 2,17 — — —9 57 2,10 3,81
Мазут топочный
40 60,0 0,9530 8,00 3,10 13 244 3,16 7,20
100 54,0 0,9597 — 13,00 4,00 14 264 3,20 8,00
200 41,7 0,9738 — 31,62 7,20 16 296 3,30 10,05
Остаток
выше 350 °C 59,5 0,9538 — 8,25 3,11 13 246 3,17 7,22
» 400 °C 50,0 0,9638 — 18,41 4,62 14 274 3,22 8,98
» 450 °C 39,2 0,9760 35,96 9,30 16 300 3,35 10,97
» 480 °C 30,4 0,9942 — — 29,50 19 324 3,60 13,42
Усть-балыкская нефть (смесь)
Мазут топочный 40 100 56,0 50,8 0,9534 0,9630 — 8,00 15,50 4,20 6,00 9 10 230 248 2,46 2,68 10,07 10,80
200 49,6 0,9642 — 17,00 6,50 11 257 2,70 10,95
Остаток выше 350 °C 57,2 0,9508 7,18 4,00 9 228 2,42 9,85
» 400 °C 49,0 0,9655 —— 17,70 7,00 11 260 2,72 11,00
» 450 °C 42,0 0,9765 — 19,30 13 288 2,94 11,99
» 500 °C 33,2 0,9864 . — — 47,56 16 326 3,12 12,98
Продолжение табл. 311
Мазут и остаток Выход (на нефть), % Р4° ВУ50 ВУ80 ВУюо Темпе] с засты- вания )атура, С вспыш- ки Содержание, серы, % Коксуемость, %
Тепловская нефть, Bvi, готерив-баррем
'Лазут топочный
40 59,2 0,9469 37,73 8,00 3,68 18 230 1,76 9,80
100 50,2 0,9605 125,20 15,50 8,35 23 268 1,96 11,01
200 54,5 0,9538 75,01 11,50 6,50 21 250 1,82 10,48
Остаток
выше 350 °C 58,2 0,9478 40,12 8,60 4,80 19 234 1,78 10,00
» 400 °C 50,2 0,9605 125,20 15,50 8,35 23 268 1,96 11,01
» 450 °C 43,2 0,9718 — 34,20 14,00 25 301 2,42 12,36
» 500 °C 36,3 0,9838 — 92,73 25,13 28 344 3,15 <16,39
Каркатеевская нефть, Бх, валанжин
Мазут топочный 40 94,5 0,8942 2,35 1,45 1,39 2 113 1,90 5,85
100 91,5 0,8997 2,95 1,73 1,48 6 130 2,00 6,24
Остаток выше 300 °C 67,1 0,9374 92,10 5,08 3,25 18 226 2,20 8,35
350 °C 58,8 0,9502 107,00 11,50 5,30 20 254 2,47 9,40
» 400 °C 49,2 0,9670 213,80 33,50 11,40 24 289 2,60 11,50
450 °C 39,8 0,9840 — 63,30 20,65 26 326 2,85 15,05
470 °C 36,0 0,9906 — 96,07 27,29 28 340 2,92 16,71
Мамонтовская нефть, Бх, валанжин
Мазут топочный 100 200 Остаток 52,2 55,0 0,9583 0,9550 15,50 12,30 __ 8,63 6,50 17 15 265 230 2,56 2,50 11,20 10,31
выше 350 °C 57,2 0,9523 10,50 — 5,38 14 221 2,44 10,00
» 400 °C 49,0 0,9612 — — 11,72 18 275 2,60 12,03
450 °C 40,8 0,9716 —. — 22,40 21 303 2,82 14,70
500 °C 32,5 0,9823 — — 59,08 24 318 3,10 17,17
Ю ж н о-б а л ы к с к а я нефть, Бх, валанжин
Мазут топочный 40 73,0 0,9440 30,50 8,00 2,80 3 180 1,84 9,30
100 66,9 0,9528 67,00 15,50 4,28 7 207 1,88 9,55
200 61,6 0,9620 109,00 25,50 6,50 11 229 2,05 9,80
Остаток
выше 350 °C 58,5 0,9672 — 37,00 9,20 13 242 2,03 9,95
400 °C 50,7 0,9800 — 86,20 21,80 20 274 2,20 10,42
» 450 °C 43,4 0,9945 — — 56,00 28 303 2,50 11,29
» 490 °C 36,0 1,018 160,3 45 338 2,73 12,34
Продолжение табл. 311
Мазут и остаток Выход (на нефть), % р!° ВУ50 ВУ80 ВУюо Температура, СС Содержание серы, % Коксуемость, %
засты- вания ВСПЫШ- КИ
Запади о-сург '''* Мазут флотский 12 Мазут топочный 40 100 200 Остаток выше 300 °C » 350 °C » 400 °C » 450 °C » 480 °C Запади ; Мазут флотский i 1 12 Мазут топочный 40 100 200 ’ Остаток выше 350 °C » 400 °C » 450 °C » 490 °C Сал • Мазут флотский . 5 12 Мазут топочный 40 100 200 Остаток выше 350 °C ! » 400 °C ; » 450 °C » 500 °C Север о-в Мазут топочный , 100 200 > Остаток выше 300 °C » 350 °C » 400 °C » 450 °C » 470 °C Г 408 у т с к 91,0 64,8 59,5 57,6 71,8 63,2 54,2 45,0 40,0 о-с у р 92,2 94,6 60,0 54,0 55,2 60,0 51,3 44,0 38,4 ымсв 72,0 76,8 44,7 39,5 34,0 47,8 41,0 34,0 26,3 а р ь е 25,7 20,5 43,1 34,2 26,2 18,5 15,5 а я и 0,9041 0,9518 0,9600 0,9640 0,9390 0,9545 0,9690 0,9821 0,9867 Г у Т с К 0,8939 0,8895 0,9556 0,9645 0,9649 0,9556 0,9700 0,9786 0,9824 а я и 0,8935 0,8875 0,9315 0,9400 0,9497 0,9290 0,9375 0,9497 0,9640 таись 0,9494 0,9586 0,9184 0,9343 0,9485 0,9622 0,9678 е ф т ь, 5,82 111,30 25,25 а я и 2,60 2,41 65,20 65,20 е ф т ь, 3,00 2,45 44,50 31,00 а я и 4,90 16,78 Бц + 8,00 15,50 19,20 4,50 9,43 36,92 134,90 е ф т ь, 8,00 15,50 13,26 8,00 25,31 Bvi, 1,72 1,55 8,00 15,00 26,00 5,50 12,70 26,00 61,38 е ф т ь 11,48 2,34 4,01 10,41 Бш, 3,76 5,21 6,50 2,61 4,11 8,85 30,89 45,08 Бх, 4,20 6,80 6,50 4,20 10,71 24,40 36,08 вала 1,38 1,25 3,41 4,42 6,50 2,90 4,00 6,50 23,78 Бх, 4,13 8,00 1,61 2,20 3,92 12,25 20,70 готе; —8 10 13 15 5 И 16 21 23 вала —5 —8 15 17 17 15 19 22 26 н ж и н —5 —8 12 13 15 10 13 15 18 вала 19 21 15 17 19 21 22 и в-б 103 206 223 233 179 212 244 280 302 и ж и и 70 56 222 230 244 222 261 295 322 132 111 250 270 296 237 264 296 340 и ж и и 286 308 211 249 283 317 330 ippe 2,10 2,50 2,57 2,65 2,36 2,54 2,72 3,05 3,60 1,85 1,80 2,33 2,45 2,41 2,33 2,48 2,75 3,10 0,77 0,76 1,15 1,21 1,40 1,10 1,18 1,40 1,54 0,61 0,63 0,51 0,56 0,61 0,64 0,65 м 7,00 10,02 10,50 11,50 j 8,91 1 10,21 1 12,05 1 16,35 I 18,06 I 5,80 5,50 8,00 9,38 9,00 8,00 10,54 12,10 16,36 3,95 3,60 : 7,02 7,81 j 8,99 6,50 7,35 8,99 9,72 8,81 9,68 5,95 7,40 8,80 10,00 10,55
Продолжение табл. 311
Мазут и остаток Выход (на нефть), % Р40 Ву50 ВУ»о ВУ100 Температура, °C Содержание серы, % Коксуемость, %
засты- вания вспыш- ки
Аганская нефть, 2VIII, валанжин
Мазут топочный
40 36,8 0,9553 42,00 7,65 4,11 21 258 2,00 7,23
100 31,6 0,9657 — 15,01 6,14 23 277 2,16 8,40
200 29,7 0,9697 — 18,81 8,00 24 284 2,19 9,00
Остаток
выше 300 °C 49,7 0,9311 12,22 2,92 2,15 15 214 1,64 5,80
» 350 °C 41,0 0,9470 23,51 5,11 3,16 19 243 1,97 6,70
» 400 °C 32,0 0,9650 — 14,20 5,90 23 275 2,14 8,25
» 450 °C 23,5 0,9814 — 67,81 20,55 27 311 2,21 11,83
» 500 °C 16,0 0,9961 — 197,2 37,00 34 346 2,49 16,26
Локосовская нефть, Bix вал а н ж и н
Мазут топочный
40 44,4 0,9532 — 8,00 2,90 14 250 2,75 7,90
100 37,5 0,9640 80,56 15,34 4,89 16 276 2,92 8,39
200 35,2 0,9673 — 17,70 6,50 17 285 2,96 9,32
Остаток
выше 350 °C 52,0 0,9430 19,38 4,01 1,90 И 224 2,63 7,28
» 400 °C 41,5 0,9578 — 11,21 3,62 15 260 2,82 8,10
» 450 °C 32,0 0,9712 — 20,34 9,01 18 296 3,04 10,50
» 485 °C 24,0 0,9827 — 57,34 19,18 20 326 3,34 14,01
Ватинская н е ф т ь, Бх, вала н ж и н
Мазут топочный
40 34,9 0,9558 — 8,00 3,55 14 250 1,93 8,00
100 29,2 0,9645 — 15,50 5,71 18 268 2,06 10,51
200 26,9 0,9679 120,50 18,89 7,53 -20 276 2,11 11,‘03
Остаток
выше 300 °C 48,7 0,9335 • 13,60 2,68 1,86 8 204 1,66 7,20
» 350 °C 39,4 0,9489 26,00 4,95 2,63 12 237 1,82 8,05
» 400 °C 30,7 0,9626 92,00 13,40 4,96 17 263 2,02 9,80
» 450 °C 22,5 0,9760 — 63,00 12,95 24 294 2,23 14,52
» 500 °C 15,5 0,9950 — 137,20 36,35 30 345 2,38 20,49
Самотлорская нефть, Буш, валанжин
Мазут топочный 100 30,5 0,9608 66,08 12,08 5,11 22 258 2,00 9,41
Остаток 50,4 0,9258 6,37 2,70 1,38 9 180 1,71 5,90
выше 350 °C 39,8 0,9434 19,90 5,10 2,63 16 220 1,87 7,00
» 400 °C 31,4 0,9590 60,85 10,62 4,70 22 254 1,99 8,71
» 450 °C 23,8 0,9745 254,50 29,94 10,20 28 290 2,13 11,13
» 500°С 16,2 0,9952 — 221,40 51,34 37 348 2,30 12,23
Самотлорская нефть (смесь)
Мазут топочный 40 37,2 0,9416 39,32 7,80 3,58 16 248 1,97 7,80
100 29,4 0,9542 61,60 15,10 6,33 19 274 2,09 9,42
200 26,8 0,9603 69,82 21,00 8,00 20 283 2,25 10,00
469
Продолжение табл, 311
Мазут и остаток Выход (на нефть), % Р4° ВУ50 ВУео ВУюо Температура, °C Содержание серы, % Коксуемость, %
засты- вания ВСПЫШ- КИ
Остаток выше 300 °C 51,4 0,9232 15,10 3,50 1,95 8 191 1,75 5,43
» 350 °C 41,8 0,9355 29,52 5,90 2,66 13 233 1,90 6,80
» 400 °C 31,8 0,9496 54,50 11,53 5,30 18 265 2,05 8,90
» 450 °C 23,0 0,9705 279,0 35,60 12,15 22 298 2,16 10,75
» 500 °C 15,0 0,9959 — 216,4 58,69 28 344 2,35 12,54
М е г 1 опекая нефть, Буш валанжин
Мазут флотский 5 60,3 0,9210 3,74 1,82 1,47 —6 162 1,86 4,69
Мазут топочный 8,94
40 35,0 0,9578 , 8,00 3,85 15 248 1,92
100 32.1 0,9620 — 15,00 4,90 16 257 1,89 8,83
200 28,8 0,9682 — 28,03 7,32 17 270 2,38 10,95
Остаток
выше 300 °C 52,0 0,9322 5,60 2,50 1,69 1 191 1,88 5,13
» 350 °C 41,0 0,9489 24,70 5,09 2,60 11 229 1,90 7,50
» 400 °C 30,4 0,9657 — 5,85 21,09 17 264 2,27 9,51
» 450 °C 21,8 0,9845 — — 23,11 20 300 2,83 12,08
» 480 °C 18,7 ’0,9972 Мегионе кая 91,77 н е ф т 29,31 ь, Ю-1 20 320 3,06 14,93
Мазут флотский 5 58,6 0,9185 3,00 1,68 1,37 —5 136 0,82 5,47
Мазс'т топочный
40 32,4 0,9634 — 8,00 3,25 19 230 1,45 9,00
100 29,0 0,9679 — 15,50 4,01 22 241 1,55 9,23
Остаток
выше 350 °C 37,7 0,9517 — 4,30 2,22 15 212 1.31 9,86
» 400 °C 29,2 0,9695 — — 4,30 23 244 1,54 9,23
» 450 °C 22,0 0,9851 — — 32 275 1,71 15,71
» 500 °C Сов 13,8 е т с к 1,0048 1 я не ф т ь, Буш, вала 49 Н Ж И I 334 i 1,86 20,84
Мазут флотский 5 67,9 0,9005 2,90 1,65 1,33 —6 138 0,98 3,80
Мазут топочный
40 31,0 0,9562 — 8,00 4,12 22 270 2,12 8,00
100 27,0 0,9630 — 13,00 6,36 26 282 2,52 10,05
200 26,8 0,9642 — — 6,50 27 284 2,53 10,15
Остаток
выше 300 °C 47,0 0,9320 6,38 2,58 1,70 13 220 1,14 4,73
» 350 °C 36,8 0,9475 — 4,62 2,55 19 252 1,58 7,21
> 400 °C 27,0 0,9630 — 13,00 6,36 26 282 2,52 10,05
» 480 °C Мазут топочный 13,0 Сов 1,0099 е т с к а я не ф т ь ( 78,80 смесь 42 >) 336 3,01 21,29
40 38,4 0,9488 —— 8,00 2,72 21 253 1,50 7,32
100 33,6 0,9582 । 15,50 3,80 25 274 1,62 7,92
200 27,6 0,9701 — 27,50 6,50 28 294 1,71 9,58
470
Продолжение табл. 311
Мазут н остаток Выход (на нефть), % ₽4° ВУ5о ВУ80 ВУюо Температура, СС Содержание серы, % Коксуемость,, %
засты- вания ВСПЫШ- КИ
Остаток выше 300 °C 48,4 0,9330 8,12 3,19 1,81 15 214 1,38 6,25
» 350 °C 38,8 0,9482 — 7,52 2,65 21 252 1,48 7,30
» 400 °C 29,6 0,9664 — 23,63 5,35 27 286 1,68 8,05
» 450 °C 21,0 0,9880 — — 20,03 32 316 1,85 14,20
» 485 °C 14,0 1,0021 — — 82,79 37 336 2,70 18,91
Р усекая не ф т ь, ПК-1, сеноман
Мазут флотский 12 97,0 0,9332 12,00 3,27 2,09 —21 140 0,36 3,46
Мазут топочный 7,95
'40 75,2 0,9382 68,00 3,50 1 229 0,41 Ь ,51
100 63,4 0,9397 —. 13,75 6,10 6 260 0,46 6,72
200 54,3 0,9420 — 23,75 9,10 9 284 0,49 7,60
Остаток
выше 300 °C 81,4 0,9369 42,39 5,85 2,87 —2 213 0,40 4,84
• » 350 °C 69,8 0,9490 — 10,47 4,45 3 243 0,42 6,03
» 400 °C 57,0 0,9406 — 20,00 8,05 8 277 0,48 7,30
» 450 °C 41,4 0,9540 — 39,28 15,13 13 320 0,57 8,80
» 470 °C 36,2 0,9656 — 51,76 18,31 17 340 0,59 10,83
Губкинская нефть, Ю-1
Мазут топочный
100 20,8 0,9316 — 15,00 4,55 37 284 0,49 8,85
200 16,9 0,9403 — 27,00 8,05 38 307 0,55 10,15
Остаток
выше 300 °C 40,0 0,9010 4,55 1,99 1,50 29 199 0,31 4,60
» 350 °C 31,0 0,9135 10,60 3,38 2,13 33 237 0,38 6,30
» 400 °C 23,9 0,9255 32,41 7,04 3,40 36 268 0,46 7,60
» 450 °C 17,9 0,9375 — 23,85 6,75 38 300 0,53 9,85
» 500 °C 11,5 0,9549 — 42,62 15,27 40 344 0,64 11,30
Новопортовская нефть, Ю-П
Мазут топочный
100 18,3 0,9355 — 15,00 5,55 37 294 0,52 6,75
200 16,0 0,9417 24,00 8,00 38 302 0,52 8,45
Остаток
выше 300 °C 51,7 0,8917 3,03 1,70 1,40 26 198 0,43 3,23
» 350 °C 37,8 0,9026 7,55 2,50 1,81 31 235 0,50 3,86
» 400 °C 25,8 0,9180 25,80 5,25 2,94 35 269 0,52 4,95
» 450 °C 15,9 0,9419 — 24,35 7,90 38 303 0,53 8,50
» 480 °C 10,8 0,9570 —. 42,00 16,25 39 330 0,53 12,64
Айяунская нефть, сеном а н
Мазут топочный
100 98,7 0,9563 —. 15,00 —10 179 1,52 9,10
200 91,4 0,9590 — 31,00 8,70 —1 207 1,63 9,92
выше 300 °C 93,0 0,9582 27,00 —4 205 1,62 9,60
» 350 °C 85,2 0,9613 — 49,80 13,00 6 234 1,70 11,02
» 400 °C 76,0 0,9650 —— 82,00 24,10 16 272 1,78 14,30
» 450 °C 66,0 0,9700 — —. 37,00 26 308 1,90 16,31
» 500 °C 55,0 0,9776 — 59,16 40 350 2,01 18,00
471
• 312. Характеристика сырья для деструктивных процессов
Остаток после отбора фракций до температуры, °C Выход (на нефть), % р ВУюо Темпера- тура застывания, °C Содержание, % Коксу- емость, о/ /в
серы ванадия
Мортымьинская нефть, Ю-П
350 42,2 0,9280 2,72 21 1,05 — 7,16
450 24,0 0,9551 15,15 31 1,31 12,87
490 20,3 0,9622 21,86 34 1,39 — 15,17
Шаимская нефть, Ю-П
350 41,2 0,9200 2,40 21 0,90 — 8,00
450 22,8 0,9490 11,30 29 1,15 — 10,17
480 18,2 0,9573 23,19 32 1,25 — 11,13
Т е в л и н с к а я нефть, БхVi, валанжин
350 46,1 0,9380 2,80 20 1,24 — 7,35
450 27,5 0,9642 17,50 26 1,56 12,35
480 21,9 0,9821 34,40 28 1,62 — 15,20
Минчимкинская
нефть, Бц, валанжин-готерив
350 65,6 0,9381 5,28 18 2,85 — 10,90
450 49,8 0,9623 19,50 30 3,08 — 13,70
500 41,7 0,9788 34,93 34 3,50 — 17,78
Усть-балыкская нефть, Bi, готери в-б а р р е м
350 I 56,2 I 0,9421 I 4,22 I 23 I 2,29 I — I 10,00
450 I 37,2 | 0,9692 | 22,80 | 35 | 2,99 | — | -11,60
Усть-балыкская нефть, Biv + Бу,
готери в-б а р р е м
350 60,0 0,9528 3,78 9 1,89 — 10,00
450 43,0 0,9762 21,31 19 2,89 — 12,82
500 32,6 0,9974 54,96 26 2,94 — 22,72
Усть-балыкская нефть , Ю-П
350 59,5 0,9538 3,11 13 3,17 — 7,22
450 39,2 0,9760 9,30 16 3,35 — 10,97
480 30,4 0,9942 29,50 19 3,60 — 13,42
Усть-балыкская нефть (смесь)
350 57,2 0,9508 4,00 9 2,42 0,014 9,85
450 42,0 0,9765 19,30 13 2,94 0,020 11,99
500 33,2 0,9864 47,56 16 3,12 0,028 12,98
Т е п л о в ская нефть, Bvi, готери в-б а р р е м
350 58,2 0,9478 4,80 19 1,78 0,0045 10,00
450 43,2 0,9718 14,00 25 2,42 0,0065 12,36
500 36,3 0,9838 25,13 28 3,15 0,0078 16,39
472
Продолжение табл. 312
Остаток после отбора фракций до температуры, СС 4 Выход (на нефть), % р20 ВУ109 Темпера- тура застывания, Содерж серы ание, % ванадия Коксу- емость, %
Каркатеевская неф ть, Бх, валанжин
350 58,8 0,9502 5,30 20 2,47 0,0055 9,40
450 39,8 0,9840 20,65 26 2,85, 0,0069 15,05
470 36,0 0,9906 27,29 28 2,92 0,0082 16,71
Мамонтовская нефть, Бх, валанжин
350 57,2 0,9523 5,38 14 2,45 0,006 10,00
450 40,8 0,9716 22,40 21 2,82 0,009 14,70
500 32,5 0,9823 59,08 34 3,10 0,012 17,17
Южно-б алыкская нефть, Бх, валанжин
350 58,5 0,9672 9,20 13 2,03 0,012 9,95
450 43,4 0,9945 56,0 28 2,50 0,015 11,29
490 1 36,0 1,0180 160,3 - 45 2,73 0,018 12,34
Западно-сургутская нефть, Би + Бш, готери в-б а р р е м
350 63,2 0,9545 4,11 11 2,54 — 10,21
450 45,0 0,9821 30,89 21 3,05 — 16,35
480 40,0 0,9867 45,80 23 3,60 — 18,06
3 ап а днО-су р г у т с к а я нефть, Бх, валанжин
350 60,0 0,9556 4,20 15 2,33 — 8,00
450 44,0 0,9786 24,40 22 2,75 — 12,10
490 38,4 0,9824 36,08 26 3,10 —. 16,36
Салымская нефть, Bvi, валанжин
350 47,8 0,9290 2,90 10 1,10 0,0012 6,50
450 34,0 0,9497 6,50 15 1,40 0,0013 8,99
500 26,3 0,9640 23,78 18 1,54 0,0014 9,72
С е в е р о-в арьеганская нефть, Бх, вал а н ж и н
350 34,2 0,9343 2,20 17 0,56 0,00057 7,40
450 18,5 0,9622 12,25 21 0,64 — 10,00
470 15,5 0,9678 20,70 22 0,65 — 10,55
Ага некая нефть, Буш, в а л а н ж и н
350 41,0 0,9470 3,16 19 1,97 0,0021 6,70
450 23,5 0,9814 20,55 27 2,21 0,0072 11,83
500 16,0 0,9961 37,00 34 2,49 0,0078 16,26
Локосовская нефть, Bix, валанжин
350 52,0 0,9430 1,90 11 2,63 0,005 7,28
450 32,0 0,9712 9,01 18 3,04 — 10,50
485 24,0 0,9827 19,18 20 3,34 — 14,01
473-
Продолжение табл. 312
Остаток после отбора фракций до температуры, °C Выход (на нефть), % ВУ100 Темпера- тура застывания, СС Содфжание, % Коксу- емость, %
серы ванадия
Ватинска! нефть , Бх, валанжин
350 39,4 0,9489 2,63 12 1,82 — 8,05
450 22,5 0,9760 12,95 24 2,23 —~ 14,52
500 15,5 0,9950 36,35 30 2,38 — 20,49
Самотлорска я нефть, Буш, валанжин
350 39,8 0,9434 2,63 16 1,87 0,0023 7,00
450 23,8 0,9745 10,20 28 2,13 0,0051 11,13
500 16,2 0,9952 51,34 37 2,30 0,0070 12,23
С амотлорская нефть (смесь)
350 41,8 0,9355 2,66 13 1,90 0,0036 6,80
450 23,0 0,9705 12,15 22 2,16 0,0069 10,75
500 15,0 0,9959 58,69 28 2,35 0,0099 12,54
Мегионская нефть Буш, в а л а н ж и н
350 41,0 0.9489 2,60 И 1,90 — . 7,50
450 21,8 0,9815 23,11 20 2,83 — 12,08
480 18,7 . 0,9972 29,31 20 3,06 — 14,93
Мегионская нефт ь, Ю-1
350 37,7 0,9517 2,22 15 1,31 — 9,86
Советская не ф т ь (с м е с ь)
350 38,8 0,9482 2,65 21 1,48 0,00359 7,30
450 21,0 0,9883 20,03 32 1,83 0,0048 13,52
485 14,0 1,0022 82,79 37 2,70 0,0059 18,91
Русская нефть, ПК-1, сеноман
350 69,8 0,9390 4,45 3 0,42 0,0029 6,03
450 41,4 0,9540 15,13 13 0,57 0,0058 8,80
470 36,2 0,9656 18,31 17 0,59 0,0061 10,83
Г убкинская нефть, Ю-1
350 31,0 0,9135 2,13 33 0,38 0,00085 6,30
450 17,9 0,9375 6,75 38 0,53 0,00152 9,85
500 11,5 0,9549 15,27 40 0,64 0,00181 11,30
И овопортовская нефт ь, Ю-П
350 37,8 0,9026 1,81 31 0,50 0,00009 3,86
450 15,9 0,9419 7,90 38 0,53 0,00016 8,50
480 10,8 0,9570 16,25 39 0,53 0,00068 12,64
Айяунская нефть, сеноман
350 85,2 0,9613 13,00 6 1,70 — 11,02
450 66,0 0,9700 37,00 26 1,90 — 16,30
500 55,0 0,9776 59,16 40 2,01 — 18,00
474
313. Элементный состав сырья для деструктивных процессов
—1 в Содержание, %
отбора фракций
до температуры, °C с н о S N
Тевлинская нефть, Bxvi, валанжин
350 86,75 11,72 0,05 1,24 0,24
450 86,82 11,28 0,07 1,56 0,27
480 86,86 11,16 0,08 1,62 0,28
Минчимкинская нефть, Бц, валанжин-готер и в
350 84,80 11,78 0,23 2,85 0,34
450 85,00 11,25 ’ 0,27 3,08 0,40
500 85,10 10,70 0,29 3,50 0,41
Усть-балыкская нефть (смесь)
350 85,38 11,65 0,25 2,42 0,30
450 85,20 11,30 0,21 2,94 0,35
500 85,12 11,13 0,18 3,12 0,45
Тепловская нефть, Bvi, готерив-баррем
350 85,58 12,23 0,24 1,78 0,17
450 85,67 11,38 0.26 2,42 0,27
500 86,01 10,12 0,30 3,15 0,42
К арк атеев с к а я неф т ь, Бх, валанжин
350 85,45 11,85 0,14 2,47 0,09
450 ’ 85,58 11,26 0,16 2,85 0,15
470 85,70 10,98 0,22 2,92 0,18
Мамонтовская нефть, Бх, валанжин
350 85,24 11.87 0,02 2,44 0,43
450 85,61 11,01 0,09 2,82 0,47
500 86,00 10,10 0,27 3,10 0,53
Ю ж н о-б а л ы к с к а я нефть, Бх, валанжин
350 86,05 11,31 0,24 2,03 0,37
450 86,17 10,62 0.25 2,50 0,46
490 86,33 10,10 0,27 2,73 0,57
Салы мекая нефть, Bvi, валанжин
350 85,84 12,58 0,28 1,10 0,20
450 86,12 12,02 0,22 1,40 0,24
500 86,26 11,73 0,17 1,54 0,30
Север о-в арьеганская н ефть, Бх, валанжин
350 86,82 12,10 0,12 0,56 0,40
450 86,92 11,84 0,15 0,64 0,45
470 86,96 11,76 0,16 0,65 0,47
475
314. Групповой углеводородный состав дистиллятной части нефтей, определенный адсорбционным методом
Темпера- тура отбора, СС Выход (на нефть), % Па р аф и но - н афте но вые углеводороды Ароматические углеводороды Промежуточ- ная фракция и смолистые вещества, %
I группа II группа HI группа IV группа суммарно, %
„20 п£) % 20 nD о/ /0 20 nD о/ /о „20 nD % „20 nD ы /0
Убинская нефть, Ю-П
н. к,—200 27,2 — 91 — — — — — — — — 9 —
200—250 8,2 1,4426—1,4820 84 1,4910—1,5290 6 1,5425—1,5490 10 — — — — 16 —
250—300 8,0 1,4450—1,4826 81 1,4915-1,5291 5 1,5430—1,5410 14 — — — — 19 —
300—350 7,7 1,4530—1,4840 77 1,4920—1,5293 7 1,5411 — 1,5500 3 1,5598—1,5882 13 —• — 23 —
350—400 9,6 1,4570—1,4860 74 1,4929—1,5299 9 1,5412—1,5496 4 1,5610—1,5890 6 1,5900-1,6130 7 26 —
400—450 8,4 1,4656—1,4862 60 1,4936—1,5298 8 1,5390—1,5500 10 1,5612—1,5860 13 1,5901—1,6230 9 40 —
450—490 7,3 1,4670—1,4883 50 1,4948—1,5300 9 1,5391—1,5500 12 1,5610—1,5890 14 1,5911—1,6240 14 49 1
Мортымьинская нефть*, Ю-П
28—200 26,7 — 90 — — — — — — — 10 —
200—250 9,7 1,4380—1,4675 86 1,4918— 1,5225 3 1,5360—1,5480 11 — — — — 14 ——
250-300 10,2 1,4400—1,4775 78 1,4915— 1,5235 7 1,5375—1,5528 15 — — — — 22 —
300-350 10,6 1,4530—1,4875 74 1,4968— 1,5250 9 1,5465—1,5650 17 — — — — 26 —
350—400 9,9 1,4650—1,4820 67 1,4975— 1,5263 10 1,5470—1,5755 22 — — — — 32 1
400—450 8,3 1,4755—1,4855 65 1,4985— 1,5269 10 1,5480—1,5760 16 — — 1,5920—1,5975 7 33 2
450—490 3,4 1,4788—1,4865 58 1,4982— 1,5295 14 1,5535-1,5810 17 — — 1,5920—1,5995 8 39 3
Ша и м с к а я нефть, Ю-П
28—200 28,5 92 - — — — — — — 8 —
200—250 8,8 1,4320—1,4798 82 1,4902— 1,5288 7 1,5302—1,5340 11 — — — —— 18
250—300 8,4 1,4449—1,4895 79 1,4972— 1,5245 11 1,5332—1,5580 10 — — — — 21 —
300-350 9,6 1,4479—1,4902 73 1,4930— 1,5190 10 1,5330—1,5612 17 — —- —. — 27 —
350—400 10,0 1,4575—1,4850 69 1,4948— 1,5218 11 1,5377—1,5622 20 — — —1 —— 31 —.
400-450 8,4 1,4680—1,4825 67 1,4950— 1,4950 12 1,5355—1,5750 21 — — — — 33 —
450—480 4,6 1,4800—1,4902 55 1,4902— 1,5282 22 1,5362—1,5808 23 — — — — 45 —
Продолжение табл. 314
Темпера- тура отбора, сС Выход (на нефть), % Парафине -нафтеновые углеводороды Ароматические углеводороды Промеж уточ- ная фракция и смолистые вещества, %
I группа II группа III группа IV группа суммарно, о/ /0
20 nD % „2° nD % 20 , nD % „20 nD % „20 nD %
Тетере вская нефт ь, Ю-П
н. к.—200 18,8 88 — — — — — — — 12 —
200—250 8,6 1,4354—1,4850 86 1,4904—1,5202 7 1,5370—1,5420 7 — — — — 14 —
250—300 9,1 1,4426—1,4823 80 1,4930—1,5215 9 1,5320—1,5480 11 — — — — 20
300—350 11,0 1,4490—1,4835 71 1,4985—1,5127 11 1,5465—1,5500 3 1,5540—1,5780 1b — — 29
Каменная нефть, Ю-П
н. к.—200 200—250 40,0 10,0 1,4380—1,4840 85 78 1,4910—1,5120 7 1,5300—1,5460 4 1,5501—1,5720 11 — — 15 22 —
250—300 9,5 1,4465—1,4850 76 1,4922-1,5190 6 1,5312—1,5475 6 1,5508—1,5800 12 — — 24 —
300—350 8,5 1,4500—1,4864 70 1,4965—1,5210 4 1,5320—1,5490 5 1,5515—1,5900 2.1 — — 30
Тевлинская нефть, Bxvi, валанжин
28—200 200—250 25,3 9,0 1,4395—1,4715 88 80 1,4965—1,5160 10 1,5435 5 1,5668—1,5680 5 — — 12 20 —
250—300 9,1 1,4504—1,4721 75 1,5087—1,5229 11 1,5490 3 1,5629—1,5814 11 — — 215 —
300—350 9,3 У 4510—1,4735 71 1,4935—1,5280 17 1,5375—1,5442 4 1,5715—1,5820 8 — — 29 1 1
350—400 9,6 1,4626—1,4870 67 1,4960—1,5274 13 1.5335—1,5448 5 1,5720—1,5828 9 1,5928—1,6004 b 32
400 450 9,0 1,4730—1,4882 60 1,5005—1,5298 14 1,5358-1,5455 5 1,5752—1,5838 14 1,5935—1,6035 6 39
450—480 5,6 1,4742—1,4885 49 1,4992—1,5292 20 1,5312—1,5475 5 1,5798—1,5890 17 1,5960—1,6060 7 49 2
Северо-пимская нефть, Бг, готерив-баррем
Н. к,—20С 200—25С 17,2 8,1 1,4390—1,4665 93 81 1,4905-1,5228 7 1,5305—1,5432 5 1,5510—1,5600 7 — 7 19 —
250—ЗОС 8,7 1,4488—1,4765 75 1,4925—1,5276 8 1,5460—1,5473 7 1,5513—1,5700 10 —— —- 25 —
300—35С 8,6 1,4518—1,4810 71 1,4930—1,5300 9 1,5394—1,5510 8 1,5612—1,5730 12 29
н. к,—200 16,1 93
200—250 5,8 1,4370—1,4808 81
250—300 6,5 1,4442—1,4823 75
300—350 7,8 1,4503—1,4868 69
350—400 8,2 1,4580—1,4795 63
400—450 8,4 1,4616—1,4900 50
450—500 9,7 1,4681 — 1,4910 41
Быстринская нефть, Bi, готерив-баррем
1,4918—1,5295 10 1,5322—1,5620 9
1,4946—1,5185 9 1,5374—1,5580 16 ___
1,5020—1,5198 7 1,5340—1,5578 24
1,4920—1,5199 10 1,5375—1,5520 18 1,5540—1,5620
1,4935—1,5270 15 1,5318—1,5521 23 1,5542—1,5612
1,4912—1,5280 17 1,5320—1,5586 24 1,5548—1,5814
9
12
10
Вынгинская нефть. Бг, г о т е р и в-б а р р е м
1,5946—1,6060 6
7
19
25
31
37
50
57
н. к,—200 13,5 — 92
200—250 7,4 1,4396—1,4810 84
250—300 7,7 1,4440—1,4835 77
300—350 7,3 1,4516—1,4851 71
350—400 8,6 1,4555—1,4870 59
400—450 8,7 1,4644—1,4813 49
450—490 6,1 1,4692—1,4875 33
1,4910—1,5300 16 —
1,4918—1,5280 20 1,5340—1,5410 3
1,4923—1,5280 22 1,5370—1,5395 7
1,4927—1,5258 16 1,5392—1,5490 8
1,4930—1,5284 25 1,5342—1,5498 8
1,4936—1,5292 25 1,5356—1,5499 11
— — — — 8
— —- — — 16
— — — — 23
— — — 29
1,5603— 1,5760 17 — 41
1,5542— 1,5860 17 1,5965 1 51
1,5540— 1,5892 17 1,5970—1,6010 12 65
Минчимкинская нефть, Бц, валанжин-г отерив
28—200 200—250 13,5 5,9 1,4425—1,4845 93 80 1,4972—1,5195 9 1,5335—1,5490 8 1,5510—1,5520
250—300 7,4 1,4450—1,4705 72 1,4940—1,5160 И 1,5465—1,5500 3 1,5511—1,5575
300—350 7,6 1,4524—1,4614 67 1,4901—1,5160 12 1,5405—1,5495 10 1,5505—1,5609
350—400 7,9 1,4579—1,4734 58 1,4935—1,5119 13 1,5433—1,5489 10 1,5585—1,5600
400—450 7,9 1,4695—1,4852 56 1,5055—1,5248 14 1,5300-1,5475 10 1,5572—1,5595
450—500 8,1 1,4798—1,4895 46 1,5046—1,5298 15 1,5333—1,5470 13 1,5545—1,5765
3 7 20
14 — — 28
11 — — 33
19 — — 42
18 1,5900—1,5925 1 43
21 1,5905—1,5970 3 52
1
2
2
Вершинная нефть, Бх, валанжин
н. к.—200 22,4 92 — — — 8
200—250 8,8 1,4432—1,4850 75 1,4939—1,5262 11 1,5297—1,5339 14 . 25
250—300 9,4 1,4475—1,4911 60 1,5000—1,5293 13 1,5433—1,5503 18 1,5533—1,5600 9 40
300—350 10,9 1,4500—1,4915 56 1,5002—1,5295 15 1,5435—1,5507 19 1,5540—1,5620 10 44
Продолжение табл. 314
Темпера- тура отбора, СС Выход (на нефть), % Парафино-нафтеновые углеводороды Ароматические углеводороды Промежуточ- ная фракция и смолистые вещества, %
1 группа II группа III группа IV группа о Б. те S S у О4
л20 nD % „20 Лр % „20 % 20 nD % „20 %
Усть-балыкская нефть, Bi, готерив-баррем*
28—200 17,8 __ 88 — — — — — — — — 12 1 к —
200—250 9,0 1,4472— 1,4810 85 1,5102—1,5237 9 1,5460—1,5520 6 — — — 10 1 о
250—300 7,9 1,4525— 1,4738 82 1,5095—1,5285 7 1,5502—1,5520 11 — —• — — 1о
300—350 8,1 1,4598— 1,4805 73 1,4998—1,5255 7 1,5332—1,5755 20 —— — — 21 па
350—400 8,3 1,4682— 1,4815 71 1,5012—1,5142 6 1,5492—1,5835 23 — —. — —— 2У
400—450 10,7 1,4708— 1,4875 64 1,5162—1,5299 7 1,5325—1,5835 17 — — 1,5950 — 1,6012 11 35 1
450—460 3,6 1,4728- 1,4895 61 1,5028—1,5270 8 1,5308—1,5705 18 — —. 1,5910 — 1,6038 12 Зо 1
Уст ь-б а л ы к с к а я нефть, BivH-Bv , г о т е р и в-б а р р е м*
28—200 17,3 92 . — — — —-— — — — 8 —
200—250 6,3 1,4288- 1,4830 78 1,4912—1,5272 9 1,5385—1,5635 13 — —- — 22
250—300 7,3 1,4415— 1,4848 75 1,4930—1,5118 9 1,5395—1,5720 16 — — — -— 2о О А
300—350 8,2 1,4508- 1,4875 66 1,4945—1,5078 9 1,5382—1,5729 25 — —- •— □4 Л л
350—400 8,5 1,4642- 1,4882 60 1,4698—1,5185 13 1,5490—1,5740 27 —- — — 4U
400—450 8,5 1,4672— 1,4870 54 1,4945—1,5280 18 1,5368—1,5745 28 — — — 4о Л
450—500 10,5 1,4822- 1,4900 44 1,4935—1,5300 20 1,5355—1,5680 34 — —— — 54 2
Усть-балыкская неф т ь* , Ю-П
28—200 15,0 89 • — — — — — — — —‘ 11 ОК —
200—250 7,2 1,4376- -1,4734 75 1,4970—1,5270 25 — — — — — 2о ол
250—300 7,7 1,4444- -1,4755 70 1,5005—1,5290 20 1,5312—1,5495 10 —- — — — 3U А О
300—350 8,7 1,4512- -1,4896 57 1,4920—1,5254 15 1,5356—1,5480 28 — — —— 43 1
350—400 9,5 1,4608- -1,4898 54 1,4954—1,5260 16 1,5365—1,5420 29 —— —— — 45 Л с 1 о
400—450 10,8 1,4615- -1,4868 52 1,5048—1,5275 17 1,5330—1,5600 29 — — —-• 4о r-Q 2 о
450—480 8,8 1,4678- -1,4900 39 1,5050—1,5295 19 1,5380—1,5600 39 — ОО 3
091-te
Уст ь-б алынекая нефть ;с м е с ь)
28—20Q 18,4 — 93 - 7
200—25С 6,7 1,4406—1,4781 78 1,4943—1,5266 7 1,5446 6 1,5581 — 1,5637 9 22
250—300 7,8 1,4419—1,4800 76 1,4962—1,5242 8 1,5460 6 1,5560—1,5646 10 24
300—350 9,0 1,4533—1,4880 70 1,4908—1,5163 9 1,5461 7 1,5590—1,5690 14 30
350—40С 8,2 1,4554—1,4820 61 1,4912—1,5290 16 1,5462 6 1,5700—1,5760 17 39
400—45С 7,0 1,4560—1,4830 53 1,4920—1,5293 18 1,5470 6 1,5710—1,5720 8 1,5910—1,5930 14 46 1
450—500 8,8 1,4562—1,4835 47 1,4924—1,5298 Т.епловская 17 н 1,5474 е ф т ь, Bvi, г 6 о т 1,5720—1,5860 р и в-б а р р е м 10 1,5920—1,5940 17 50 3
28—200 18,2 — 94 6
200—250 7,2 1,4460—1,4825 80 1,4920—1,5008 8 1,5365—1,5370 12 20
250—300 7,8 1,4472—1,4845 76 1,4950—1,5052 8 1,5365—1,5490 16 . 24
300—350 8,0 1,4505—1,4885 66 1,4962—1,5265 9 1,5368—1,5445 25 . 34
350—400 8,0 1,4591—1,4869 61 1,4974—1,5298 15 1,5341—1,5489 14 1,5559—1,5604 10 - 39
400—450 7,0 1,4675—1,4875 53 1,4983—1,5268 12 1,5342—1,5465 11 1,5566—1,5765 22 45 2
450—500 6,9 1,4752—1,4895 49 1,4990—1,5263 Каркатеев 15 с к 1,5310—1,5382 а я нефть, Б 8 X, 1,5590—1,5900 валанжин 22 1,5910—1,5983 3 48 3
28—200 19,2 — 91 — — 9
200—250 6,3 1,4422—1,4835 78 1,5038—1,5139 22 . 22
250—300 6,9 1,4470—1,4818 74 1,5108—1,5299 19 1,5352—1,5410 7 . 26
300—350 8,3 1,4500—1,4833 68 1,5125—1,5295 18 1,5362—1,5521 9 1,5612—1,5830 5 32
350—400 9,6 1,4600—1,4883 54 1,4938—1,5236 18 1,5421—1,5625 14 1,5620—1,5826 14 46
400—450 9,4 1,4655—1,4877 48 1,4909—1,5254 16 1,5327—1,5504 15 1,5637—1,5824 16 1,5910—1,5915 4 51 1
450—470 3,8 1,4586—1,4864 45 1,4914—1,5216 Мамонтов 14 с к 1,5376—1,5539 я нефть, Б: 16 ч, 1,5640—1,5835 валанжин 18 1,5912—1,5940 5 53 2
28—200 18,3 — 90 — —. 10
200—250 7,0 1,4286—1,4848 80 1,4920—1,5290 10 1,5320—1,5508 5 1,5520—1,5540 5 20
250—300 8,0 1,4451—1,4857 75 1,4929—1,5291 8 1,5331—1,5548 7 1,5580—1,5600 10 — 25
300—350 9,2 1,4510—1,4863 70 1,4935—1,5282 11 1,5342—1,5560 8 1,5583—1,5620 11 30
350—400 8,2 1,4610—1,4882 61 1,4941—1,5270 16 1,5390—1,5531 8 1,5588—1,5631 12 1,5610—1,5900 3 39
400—450 8,2 1,4680—1,4884 50 1,4968—1,5275 14 1,5395—1,5503 10 1,5590—1,5640 20 1,5643—1,5962 4 48 2
450—500 8,3 1,4711—1,4890 41 1,4990-1,5300 15 1,5399—1,5500 8 1,5592—1,5681 26 1,5650—1,5981 7 56 3
Продолжение табл. 314
Темпера- тура отбора, °C Выход (на нефть), % Парафине-нафтеновые углеводороды Ароматические углеводороды Промежуточ- ная фракция и смолистые вещества, %
1 группа 11 группа 111 группа IV группа суммарно, %
„20 л£> % 20 ПР % „20 ПР % 20 nD % „20 «Р %
Южно-б алыкская нефть, эх, валанжин 11 19 24 32 43 49 59
28—200 200—250 250—300 300—350 350—400 400—450 450—490 16,8 6,4 8,0 9,5 7,8 7,3 7,4 1,4356—1,4850 1,4422—1,4861 1,4515—1,4878 1,4621—1,4885 1,4680—1,4890 1,4693—1,4899 89 81 76 68 57 49 38 1,4910—1,5280 1,4920—1,5285 1,4941—1,5290 1,4949—1,5293 1,4961—1,5300 1,4993—1,5305 10 8 12 18 19 20 1,5320—1,5519 1,5335—1,5503 1,5348—1,5513 1,5353—1,5501 1,5362—1,5523 1,5400—1,5509 9 8 9 10 8 9 1,5573—1,5601 1,5585—1,5620 1,5590—1,5621 1,5595—1,5670 1,5600—1,5708 8 11 12 17 23 1,5830—1,5900 1,5943—1,5902 1,5950—1,5993 3 5 7 2 3
Западно-сургутская нефть, Бы+Бш, готери в-б а р р е м*
28—200 200—250 16,2 5,0 1,4362—1,4750 93 86 1,4948—1,5220 5 1,5420—1,5720 9 — — — 1 1 1 7 14 28 1 1 1
250—300 6,7 1,4409—1,4768 72 1,4968—1,5185 3 1,5430—1,5725 25 — - 29
300—350 8,6 1,4518—1,4760 71 1,4965—1,5145 4 1,5460—1,5785 25 —- 42
350—400 9,0 1,4645—1,4798 58 1,4968—1,5270 17 1,5410—1,5745 25 — 44 1
400—450 9,2 1,4748—1,4835 55 1,4990—1,5245 14 1,5412—1,5775 30 51 3
450—480 5,0 1,4762—1,4845 46 1,4988—1,5268 16 1,5472—1,5820 35
Запади о-сургут ская нефть, Бх валанжин*
28—200 200—250 15,9 7,0 1,4350—1,4805 93 79 1,4912—1,5200 8 1,5320—1,5610 13 — — 1 1 1 1 1 1 21 25 —
250—300 7,6 1,4422—1,4809 75 1,4918—1,5230 12 1,5340—• 1,5720 13 33
300—350 8,4 1,4522—1,4832 67 1,4922—1,5249 14 1,5350—1,5726 19 — 40 1
350—400 8,7 1,4607—1,4857 59 1,4947—1,5277 15 1,5372—1,5767 25 46 2
400—450 7,3 1,4636—1,4860 52 1,5080—1,5288 19 1 >5388—1,5788 27 ол 50 3
450—490 5,6 1,4740—1,4869 47 1,5074-1,5289 20 1>5394—1,5800 30
28—200 26,2 —— 90
200—250 9,0 1,4340—1,4800 83 1,4960—1,5129 7
250—300 8,5 1,4455-1,4835 75 1,4915—1,5068 10
300—350 6,9 1,4535—1,4875 72 1,5008—1,5130 8
350—400 6,8 1,4598—1,4755 69 1,4990—1,5132 11
400—450 7,0 1,4655—1,4760 66 1,4998—1,5188 13
450—500 8,7 1,4728—1,4802 61 1,5000—1,5200 16
Салымская нефть, Bvi, валанжин*
1,5480—1,5920 10 — 10 17
1,5510—1,5921 5 __ 25
1,5598—1,5750 20 — 28
1,5530—1,5880 20 — 31
1,5600—1,5890 14 — - 1,5935—1,5950 6 33
1,5601—1,5895 15 — — 1,5936—1,5963 7 38
Север о-в ар ьеганская нефть, Бх, валанжин
28—200 200—250 34,0 10,1 1,4325—1,4578 90 83 1,5098—1,5296 10 1,5420—1,5490 7 — — — — 10 17
250—300 9,9 1,4515—1,4632 80 1,4909—1,5212 7 1,5309—1,5409 8 1,5515—1,5760 5 20
300—350 8,9 1,4575—1,4635 72 1,4995—1,5220 10 1,5320—1,5420 10 1,5560—1,5860 8 28
350—400 8,0 1,4641—1,4790 68 1,4986—1,5259 13 1,5340—1,5461 4 1,5558—1,5780 7 1,5900—1,5980 8 32
400—450 7,7 1,4728—1,4805 58 1,4992—1,5270 17 1,5362—1,5482 5 1,5563—1,5885 8 1,5915—1,6165 П 41 1
450—470 3,0 1,4745—1,4885 54 1,4995—1,5285 15 1,5380—1,5500 4 1,5590—1,5900 10 1,5929—1,6183 15 44 2
Ага некая нефть, Буш,
28—200
200—250
250—300
300—350
350—400
400—450
450—500
30,3
9,8
9,3
8,7
9,0
8,5
7,5
1,4412—1,4640
1,4477—1,4790
1,4559—1,4795
1,4623—1,4800
1,4665—1,4833
1,4700—1,4898
89
80
71
64
57
45
34
1,4900—1,5249
1,4938—1,5261
1,4942—1,5293
1,4951—1,5280
1,4950—1,5285
1,4959—1,5300
15
17
14
19
21
22
1,5300—1,5408
1,5309—1,5448
1,5312—1,5460
1,5380—1,5475
1,5400—1,5490
1,5399—1,5501
валанжин
5 — — —
6 1,5500—1,5701 6
7 1,5510—1,5741 15
6 1,5543—1,5814 15 1,5900—1,5921 2
8 1,5563—1,5830 14 1,5931—1,5965 Н
9 1,5600—1,5900 21 1,5945—1,6000 12
11
20
29
36
42
54
64
28—200
200—250
250—300
300—350
350—400
400—450
450—485
20,8
8,9
8,7
8,7
10,5
9,5
8,0
1,4395—1,4806
1,4470—1,4816
1,4522—1,4827
1,4610—1,4831
1,4617—1,4852
1,4740—1,4863
93
88
74
64
53
42
38
Локосовская нефть, Би, валанжин
1,4910—1,5230
1,4920—1,5260
1,5038—1,5271
1,5042—1,5282
1,5080—1,5289
1,5086—1,5292
12
14
27
20
22
21
1,5310—1,5420
1,5314—1,5491
1,5497
1,5498
1,5382—1,5500
12
9
5
8
6
1,5514—1,5810
1,5520—1,5822
1,5525-1,5824
19
22
26
1,5911—1,5945 3
1,5918—1,5960 4
1,5920—1,5970 6
7
12
26
36
47
56
59
1
1
2
2
3
Продолжение табл. 314
Темпера- тура отбора, СС Выход (на нефть), % Парафино -нафтеновые углеводороды Ароматические углеводороды Промежуточ- ная фракция и смолистые вещества, %
I группа И группа III группа IV группа суммарно,
•о nD % и20 nD % „20 % „20 % 20 nD %
Ватинская нефть, Бх, валанжин
28—200 30,2 93 — — — — — — — — 7 19 оя —
200—250 9,3 1,4385—1,4830 81 1,4900—1,5215 13 1,5319—1,5475 6 — —
250—300 9,3 1,4495—1,4836 72 1,4905—1,5221 14 1,5322—1,5460 8 1,5500—1,5600 1,5505—1,5835 1,5495—1,5910 1,5499—1,5912 1,5509—1,5905 6 •
300-350 350—400 400—450 450—500 9,3 8,7 8,2 7,0 1,4500—1,4853 1,4581—1,4883 1,4693-1,4893 1,4710—1,4900 62 57 45 38 1,4910—1,5263 1,4900—1,5278 1,4909—1,5300 1,4917—1,5305 15 16 18 19 1,5330—1,5490 1,5340—1,5460 1,5323—1,5502 1,5317—1,5500 7 7 8 7 16 17 18 19 1,5918—1,5985 1,5913—1,6019 1,5914—1,6018 3 10 15 оо 43 54 60 1 2
Самотлорская нефть, Буш, валанжин О
28—200 28,9 200—250 9,9 1,4410—1,4648 92 82 1,4919—1,5260 14 1,5528—1,5545 4 — — — — о 18 97 —
250—300 9,7 300—350 10,6 350—400 8,4 400—450 7,6 450—500 7,6 1,4495—1,4772 1,4588—1,4730 1,4515—1,4815 1,4700—1,4888 1,4718—1,4855 73 63 56 46 36 1,4929—1,5085 1,5008—1,5235 1,4925—1,5256 1,5010—1,5278 1,4952—1,5235 18 19 21 19 20 1,5352—1,5503 1,5402—1,5688 1,5400—1,5748 1,5348—1,5730 1,5338—1,5410 6 8 9 7 9 1,5530—1,5690 1,5545—1,5800 1,5570—1,5900 1,5590—1,5808 1,5542—1,5840 3 10 12 18 20 1,5900—1,5920 1,5930—1,5945 1,5960—1,6015 2 9 13 Z1 37 44 53 62 1 2
С а м о т л о рская нефть (смесь)
28—200 29,1 200—250 9,0 250—300 9,0 300—350 9,6 350—400 10,0 400—450 8,8 450—500 8,0 1,4399—1,4422 1,4488—1,4815 1,4527—1,4817 1,4530—1,4818 1,4680—1,4846 1,4728—1,4895 90 80 74 59 54 44 38 1,4914—1,5266 1,5123—1,5278 1,4977—1,5274 1,5118-1,5270 1,5020—1,5255 1,4955—1,5302 15 16 16 15 18 16 1,5329—1,5499 1,5371—1,5475 1,5372—1,5478 1; 5335—1,5498 1,5318—1,5455 1,5338—1,5500 5 5 9 8 9 8 1,5625—1,5693 1,5769—1,5810 1,5768—1,5848 1,5522—1,5878 1,5565—1,5875 5 14 17 19 21 1,5909 1,5930—1,5942 1,5938—1,5955 1,5918—1,6035 2 6 9 15 10 20 26 41 46 55 60 1 2
Мегионская нефть Буш, валанжин*
28—200 26,6 89 1 1
200—250 9,5 1,4380—1,4812 75 1,4980—1,5225 9 1,5308— 1,5625 16 11 25
250—300 11,3 1,4438—1,4820 72 1,4985—1,5275 8 1,5335— 1,5630 20 28
300—350 11,0 1,4500—1,4840 70 1,5062—1,5285 6 1,5365— 1,5755 24 30
350—400 10,6 1,4678—1,4875 68 1,5080—1,5290 6 1,5368— 1,5761 26 32
400—450 8,6 1,4802—1,4892 63 1,5085—1,5292 9 1,5372— 1,5872 19 1,5918—1,5925 8 36 1
450—480 3,1 1,4828—1,4898 56 1,4920—1,5294 9 1,5310— 1,5885 24 — — 1,5960—1,5980 10 43 1
Мегионская нефть, Ю-1*
28—200 27,9 200—250 11,6 1,4502—1,4770 86 79 1,4958—1,5228 9 1,5328—1,5715 12 — — — — 14 21
250—300 11,0 1,4528—1,4780 77 1,4970—1,5275 11 1,5405—1,5725 12 23
300—350 11,3 1,4612—1,4835 76 1,4985—1,5290 13 1,5408—1,5720 11 24
350—400 8,5 1,4708—1,4888 72 1,5000—1,5294 4 1,5445—1,5795 9 1,5905—1,6125 15 28
400—450 7,2 1,4845—1,4889 67 1,5003—1,5300 10 1,5495-1,5792 6 1,5915—1,6160 17 33
450—500 8,2 1,4846—1,4892 66 1,5005—1,5302 10 1,5790—1,5880 5 — — 1,6022—1,6188 19 34 —
Советская нефть, Буш валанжин
28—200 29,6 200—250 11,2 1,4442—1,4750 88 83 1,4982—1,5285 12 1,5398—1,5535 5 — — — — 12 17 —
250—300 10,8 1,4448—1,4780 78 1,5010—1,5235 13 1,5375—1,5670 9 22
300—350 10,2 1,4505—1,4798 60 1,5112—1,5238 23 1,5370—1,5796 17 __ 40
350—400 9,8 1,4545—1,4805 55 1,5150—1,5240 25 1,5390—1,5800 17 1,5968—1,6004 2 44 1
400—450 9,4 1,4700—1,4860 45 1,4962—1,5265 26 1,5395-1,5845 18 , 1,5985—1,5995 9 53 2
450—480 4,6 1,4875—1,4900 36 1,4960—1,5282 29 1,5395—1,5882 19 — — 1,5986—1,5998 14 62 2
Советская нефть (смесь)
Оо
28—200 30,8 .— 90
200—250 9,7 1,4440—1,4798 81 1,4930—1,5130 15 1,5318—1,5460 4 - -
250 —300 9,6 1,4456—1,4808 74 1,4936—1,5133 20 1,5332—1,5467 5 1,5520—1,5690
300—350 9,6 1,4523—1,4783 63 1,4963—1,5190 19 1,5351—1,5472 5 1,5685—1,5743
350-400 9,2 1,4583—1,4866 50 1,4969—1,5199 19 1,5489—1,5499 8 1,5683—1,5746
400—450 8,6 1,4719—1,4880 41 1,5048—1,5295 15 1,5352—1,5468 14 1,5538—1,5880
450-485 7,0 1,4682—1,4900 35 1,5052—1,5275 23 1,5335—1,5472 9 1,5570—1,5882
1 —
13 —
15 1,5963
19 1,5990
15 1,5992—1,6180
— 10
— 19
— 26
- 37
7 49
9 57
15 62
1
2
3
Продолжение табл. 314
Ароматические углеводороды , 1, X СС -
Темпера- «0 я®4-. углеводороды I группа II группа III группа IV группа _ 8 “> Я <-> « ease
отбора, °C Выход ( нефть), „20 о „20 riD / „20 '0 Пр /о „20 nD /а „20 Пр а X /о ? и *1- ? Я и 5 * W ш Ж S Я
Русская нефть, ПК-1, сеноман
170—200 2,2 С )9 — — — — — 1
200—250 6,1 1,4754—1,4805 16 1,5050—1,5230 14 — — — 14 —
250—300 10,3 1,4760—1,4815 73 1,5060—1,5234 13 1,5312—1,5380 14 — — 27 —•
300—35( ) 11,6 1,4766—1,4852 52 1,5064—1,5269 14 1,5314—1,5398 12 1,5664—1,5854 12 — — 38 —
350—401 12,8 1,4777—1,4872 53 1,5087—1,5288 16 1,5320—1,5402 8 1,5648—1,5873 12 1,5945—1,6060 и 47 —
400—451 15,6 1,4850—1,4920 47 1,5085—1,5292 16 1,5335—1,5433 8 1,5650—1,5864 14 1,5965—1,6075 14 52 1
450—471 1 5,2 1,4855—1,4938 42 1,5092—1,5300 18 1,5368—1,5475 7 1,5650—1,5885 14 1,5935—1,6210 17 56 2
Губкинская нефть, Ю-1
91 — — 9
28—20 0 35,8 — —— 19
200—25 0 10, 1,4408—1,4716 81 1,4923—1,5253 8 1,5424 3 1,5623—1,5673 8 — —
250—30 0 н,( 5 1,4450—1,4570 75 1,4914—1,5137 9 1,5334 3 1,5640—1,5750 13 — — 25
300—35 0 9, 5 1,4530—1,4738 73 1,4928—1,5164 7 1,5460 6 1,5624—1,5745 14 — — 27
350—40 0 7, 1 1,4471—1,4884 69 1,4930—1,5170 10 1,5466 7 1,5600—1,5865 12 1,5925 2 31 ——
400—45 >0 6, 0 1,4685—1,4885 65 1,4900—1,5175 14 1,5302-1,5518 4 1,5592—1,5890 8 1,5900—1,6008 8 34 1
450—51 )0 6, 4 1,4675—1,4898 60 1,4980—1,5218 15 1,5515 5 1,5822—1,5900 9 1,5943—1,6010 9 38 2
Новопортовская нефть, Ю-П
28—200 21,7 - 71
200—250 — —— 28 — • -
11,7 1,4408—1,4650 77 1,5210—1,5300 6 1,5332—1,5508 1 ,5668—1,5880 1 ,5930—1,5990 € 2г
250-300 14,1 1,4550—1,4830 76 1,4955-1,5200 7 1,5308—1,5480 7 1 ,5628—1,5880 € 1,5940 4 24
300—350 3,5 1,4548—1,4848 75 1,5000—1,5289 8 1,5301—1,5495 4 1 ,5670—1,5858 6 1 ,5925—1,5990 7 25
350—400 2,0 1,4598—1,4796 74 1,4976—1,5159 11 1,5380—1,5430 2 1,5670—1,5851 5 1 ,5980—1,6000 8 26
400—450 9,9 1,4672—1,4772 73 1,4935-1,5298 11 1.5335—1,5502 2 1,5665—1,5839 3 1,5938—1,6109 8 24 3
450—480 5,1 1,4725—1,4875 66 1,4995—1,5240 10 1,5422—1,5500 6 1,5548—1,5825 4 1,5918—1,6000 10 30 4
А й я у н с кая нефть, с е н Оман
200—250 2,3 1,4624—1,4774 76 1,4904-1,5058 24 — — — — —. — 24
250—300 4,7 ,4686—1,4777 62 1,4997—1,5248 34 1,5367—1,5380 4 — - 38
300—350 7,8 ,4689—1,4779 57 1,4952—1,5254 16 1,5380—1,5483 6 1, 5541—1,5554 21 —. 43
350—400 ?,2 ,4696—1,4903 50 1,5103—1,5280 19 1,5401—1,5500 6 1, 5561—1,5865 16 1, 5922—1,6025 8 49 1
400—450 К 5,0 1 ,4752—1,4907 47 1,5105—1,5296 20 1,5385—1,5498 5 1,5530—1,5865 16 1,5932—1,6055 10 51 2
450—500 1 ,0 1 ,4753—1,4912 39 1,5184—1,5298 21 1,5335—1,5498 4 1,5542—1,5878 19 1,5932—1,6117 13 57 4
315. Содержание парафина в 50-градусных масляных фракциях
Температура отбора, СС Содержание парафина, % Температура плавления парафина, °C Температура отбора, Со дер жание парафина, % Температура плавления парафина, сс
Север о-в а рьеганска я нефть,
Тевлинская нефть, dxvi, Б х валанжин
валанжин
300—350 0,68 350—400 12,09 47
46 400—450 15,40 55
350—400 5,04 47 450—470 11,00 49
400—450 8,70 52
450—480 10,10 54 Аганская нефть, Bvin,
в а л а и ж и н
Минчимкинская нефть, Би, 350—400 2,96 49
валанжин-готерив 400—450 9,30 54
350—400 7,47 43 450—500 8,00 57
400—450 450—500 9,95 9,20 49 56 Л о к о с о в в ская неф а л а н ж и н т ь, Bix,
Усть-балыкская нефть 350—400 13,49 38
(смесь) 400—450 10,21 46
400—450 8,90 1 52 450—485 8,05 51
450—500 8,00 1 57 Ватинская нефт ь, Бх,
Т е п л о в ская нефть, Bvi, в а л а н ж и н
ГОТ ери в-б а р р е м 350—400 7,81 46
400—450 8,01 50 400—450 8,93 54
450—500 7,89 56 450—500 15,86 59
Каркатеевская не фть, Бх, Самотлорская неф ть, Bviii,
валанжин Е а л а н ж и н
350—400 12,71 44 350—400 3,10 47
400—450 10,78 50 400—450 5,31 57
450—470 8,43 62 450—500 5,91 61
Мамонто в с к а я не фть, Бх, Самотлорская нефть
валанжин (смесь)
350—400 2,66 34 350—400 10,2 42
400—450 4,16 45 400—450 11,3 54
450—500 6,14 55 450—500 9,4 61
Ю ж н о-б алыкская н валанжин е ф т ь, Бх, Советская нефть (с м е сь)
350—400 9,11 46 350—400 6,20 50
400—450 4,09 55 400—450 6,80 54
450—490 3,48 60 450—485 9,00 59
Западно-сургутская нефть, Бх, валанжин Губкинская неф ть, Ю-1
350 -400 400—450 450—490 ’0.89 5,35 4,81 42 54 59 350—400 400—450 450—500 14,30 15,77 10,68 49 57 59
С а л ы м ская нефть, Bvi, Новопортовская Ю-П нефть,
валанжин
350—400 400—450 450—500 4,92 8,50 12,15 41 46 50 350—400 400—450 450—480 18,00 13,10 11,60 50 54 57
316. Структурно-групповой состав 50-градусных фракций нефтей
Распределение углерода, % Среднее число колец
И Темпера* в молекуле
В отбора, nD Af
сС СА сн Скол СП КА Кн кО
Убинская нефть, Ю-П
| 200—250 0,8150 1,4548 177 11 32 43 57 0,20 0,70 0,90
250—300 0,8357 1,4650 218 12 28 40 60 0,41 0,69 1,10
300—350 0,8552 1,4762 265 13 31 44 56 0,50 0,90 1,40
350—400 0,8754 1,4858 300 14 31 45 55 0,53 1,37 1,90
400—450 0,8912 1,4956 378 15 27 42 58 0,75 1,55 2,30
450—490 0,9062 1,5042 438 16 26 42 58 0,90 1,80 2,70
Мортымьинская нефть, Ю-П
200—250 0,8212 1,4547 180 6 42 48 52 0,14 0,94 1,08
250-300 0,8390 1,4672 218 11 33 44 56 0,32 0,85 1,17
300—350 0.8625 1,4787 264 12 31 43 57 0,40 1,15 1,55
Я 350-400 0,8879 1,4951 324 16 25 41 59 0,68 1,21 1,89
400—450 0,9059 1,5044 375 17 26 43 57 0,83 1,50 2,33
450—490 0,9180 1,5098 415 18 24 42 58 0,89 1,86 2,75
Шаимская нефть, Ю-П
1 200—250 0,8121 1,4512 180 6 35 41 59 0,14 0,76 0,90
| 250—300 0,8317 1,4612 215 7 36 43 57 0,18 1,00 1,18
1 300—350 0,8510 1,4718 264 9 32 41 59 0,27 1,19 1,46
1 350—400 0,8709 1,4825 318 11 30 41 59 0,41 1,63 2,04
| 400—450 0,8911 1,4950 372 14 28 42 58 0,65 1,65 2,30
450—480 0,9092 1,5035 412 15 31 46 54 0,74 2,19 2,93
Тетерев ская нефть, Ю-П
200—250 0,8203 1,4580 177 12 30 42 58 0,27 0,68 0,95
250—300 0,8358 1,4667 217 13 27 40 60 0,35 0,75 1,10
300—350 0,8509 1,4756 264 14 26 40 60 0,45 0,89 1,34
350—400 0,8745 1,4906 308 19 19 38 62 0,70 0,90 1,60
400—450 0,8854 1,5003 350 23 12 35 65 0,77 0,89 1,66
450—500 0,8997 1,5104 418 26 7 33 67 1,39 0,54 1,93
Каменная н е ф т ь Ю-П
200—250 0,8170 1,4570 176 13 27 40 60 0,29 0,59 0,88
250—300 0,8390 1,4688 218 14 28 42 58 0,32 0,81 1,13
300—350 0,8598 1,4782 262 15 27 42 58 0,43 1,09 1,52
• 350—400 0,8703 1,4890 330 17 17 34 66 0,68 0,89 1,57
400—450 0,8856 1,4974 360 20 16 36 64 0,86 0,99 1,85
450—500 0,8991 1,5068 420 22 12 34 66 1,17 0,91 2,08
Тевлинская нефть , Bxvi, валанжин
200—250 0,8245 1,4616 176 16 32 48 52 0,26 0,79 1,05
250—300 0,8485 1,4750 214 18 28 46 54 0,44 0,80 1,24
300—350 0,8677 1,4660 260 19 24 43 57 0,60 0,93 1,53
350—400 0,8901 1,4971 308 20 25 45 55 0,74 1,29 2.03
400—450 0,9108 1,5080 372 21 26 47 53 0,90 1,40 2,30
450—480 0,9238 1,5170 413 22 25 47 53 1,17 1,74 2,91
489
488
Продолжение табл. 316
Темпера- тура отбора, °C Р1» „20 nD м Распределение углерода, % Среднее число колец Л в молекуле Л Продолжение табл. 316
Темпера- тура отбора, СС 20 nD М Распределение углерода, % Среднее число колец в молекуле
сд сн Скол сп Кд «Н Ко "1
СА сн Скол сп Кд КН Ко
Север о-п и м с к а я нефт ь, Bi, г о т е р и в-б а р_р е м
Усть-балыкская не Ф Т Ь, Biv + Бу, готерив-баррем
200—250 0,8083 1,4495 174 6 35 41 59 0,15 0,73 0,88 Я
250—300 0,8308 1,4680 215 12 28 40 60 0,31 0,64 0,95 200—250 0,8053 1,4511 185 10 20 30 70 0,22 0,47 0,69
300—350 0,8510 1,4854 265 13 26 39 61 0,42 0,64 1,06 Я 250—300 0,8321 1,4661 220 12 23 35 65 0,38 0,59 0,97
350—400 0,8730 1,4940 340 18 16 34 66 0,73 0,64 1,37 300—350 0,8603 1,4791 264 14 28 42 58 0,45 1,06 1,51
400—450 0,8970 1,5020 380 19 27 46 54 0,90 1,75 2,65 Я 350—400 0,8850 1,4910 308 15 31 46 54 0,54 1,52 2,06
450—490 0,9201 1,5171 420 24 18 42 58 1,28 1,48 2,76 Я 400—450 0,9110 1,5070 361 19 29 48 52 0,84 1,79 2,63
450—500 0,9228 1,5151 426 21 25 46 54 1.Н 1,92 3,03
Быстринская нефть, Бг, готери в-б аррем
Усть-балыкская нефть, (смесь)
200—250 0,8059 1,4530 179 10 18 28 72 0,30 0,40 0,70 Я
250—300 0,8313 1,4639 218 13 29 42 58 0,40 0,70 1,10 Я 200—250 0,8040 1,4468 182 4 32 36 64 0,09 0,72 0,81
300—350 0,8578 1,4775 264 15 28 43 57 0,50 1,00 1,50 Я 250—300 0,8310 1,4656 226 10 30 40 60 0,24 0,92 1,16
350—400 0,8833 1,4918 320 16 28 44 56 0,70 1,30 2,00 300—350 0,8560 1,4775 265 12 30 42 58 0,38 1,38 1,76
400—450 0,9000 1,5000 340 17 30 47 53 0,80 1,60 2,40 350—400 0,8812 1,4922 310 17 24 41 59 0,66 1,13 1,79
450—500 0,9155 1,5100 395 18 30 48 52 1,00 1,80 2,80 Я 400—450 0,8996 1,5037 352 21 18 39 61 0,89 0,92 1,81
450—500 0,9120 1,5118 413 22 16 38 62 1,15 0,89 2,04
Вынгинская нефть, Бх+Бц, готери в-б аррем
200—250 0,8277 1,4566 176 8 32 40 60 0,10 0,80 0,90 | Тепловская не Ф т ь, Bvi, готерив-баррем
250—300 0,8431 1,4670 217 10 37 47 53 0,20 1,11 1,31 Я 200—250 0,8082 1,4520 183 11 23 34 66 0,20 0,60 0,80
300—350 0,8706 1,4817 260 12 37 49 51 0,40 1,49 1,89 250—300 0,8359 1,4648 222 12 30 42 58 0,30 1,00 1,30
350—400 0,8877 1,4917 310 14 34 48 52 0,60 1,58 2,18 'fl 300—350 0,8585 1,4779 284 14 29 43 57 0,40 1,10 1,50
400—450 0,9063 1,5069 365 19 27 46 54 0,90 1,60 2,50 Я 350—400 0,8837 1,4915 308 16 30 46 54 0,60 1,40 2,00
450—490 0,9234 1,5175 410 23 22 45 55 1,20 1,70 2,90 Я 400—450 0,9051 1,5046 348 19 29 48 52 0,80 1,70 2,50
450—500 0,9193 1,5158 392 24 24 48 52 1,10 1,70 2,80
Минчимкинекая нефть, Бц, валан ж и н-г о те р И в
200—250 0,8050 1,4525 178 14 17 31 69 0,27 0,36 0,63 Я Каркатеевская нефть, Бх, валан ЖИН
250—300 0,8355 1,4675 217 15 23 38 62 0,37 0,68 1,05 Я 200—250 0,8158 1,4560 204 8 24 32 68 0,20 0,70 0,90
300—350 0,8670 1,4825 259 16 29 45 55 0,51 1,12 1,63 Я 250—300 0,8420 1,4690 240 12 28 40 60 0,30 0,90 1,20
350—400 0,8830 1,4940 280 20 25 45 55 0,67 1,11 1.78 Я 300—350 0,8681 1,4845 281 16 26 42 58 0,50 1,10 1,60
400—450 0,9034 1,5050 340 21 27 48 52 0,88 1,60 2,48 Я 350—400 0,8920 1,4988 327 20 23 43 57 0,80 1,20 2,00
450—500 0,9236 1,5155 413 22 26 48 52 1,07 2,01 3,081 Я 400—450 0,9102 1,5100 386 22 22 44 56 1,00 1,40 2,40
450—470 0,9280 1,5220 430 26 19 45 55 1,30 1,80 2,90
Вершинная нефть, Бх, валанжин
200—250 0,8159 1,4552 176 12 29 41 59 0,29 0,62 0,91 Я Мамонтовская нефть, эх, валанжин
250—300 0,8415 1,4685 216 13 32 45 55 0,43 0,81 1,24 Я 200—250 0,8095 1,4515 186 8 27 35 65 0,19 0,59 0,78
300—350 0,8684 1,4834 262 16 30 46 54 0,51 1,13 1,64 Я 250—300 0,8395 1,4680 226 12 27 39 61 0,32 0,80 1,12
350—400 0,8985 1,4994 302 18 30 48 52 0,68 1,54 2,22 Я 300—350 0,8662 1,4825 260 17 27 44 56 0,50 0,95 1,45
400—450 0,9201 1,5127 332 22 30 52 48 0,91 1,73 2,64 Я 350—400 0,8911 1,4975 306 20 26 46 54 0,75 1,23 1,98
450—485 0,9330 1,5188 375 23 32 55 45 1,01 2,12 3,13 Я 400—450 0,9100 1,5100 350 23 24 47 53 1,00 1,32 2,32
450—500 0,9210 1,5170 410 25 23 48 52 1,20 1,50 2,70
Уст ь-б алы некая нефть, Bi, готерив-баррем
200—250 0,8055 1,4556 182 14 13 27 73 0,31 10,31 0,62 Я Ю ж н о-б алыкская не Ф т ь, Бх, валан жин
250—300 0,8341 1,4669 218 15 22 37 63 0,38 0,64 1,01 200—250 0,8100 1,4530 182 11 25 36 64 0,20 0,66 0,86
300—350 0,8607 1,4809 268 16 24 40 60 0,51 0,94 1,45 Я 250—300 0,8405 1,4700 220 16 26 42 58 0,38 0,80 1,18
350—400 0,8846 1,4932 314 17 26 43 57 0,65 1,30 1,95 Я 300—350 0,8720 1,4878 267 19 24 43 57 0,60 0,96 1,56
400—450 0,9041 1,5070 370 20 22 42 58 0,92 1,36 2,28 Я 350—400 0,8950 1,4970 314 20 25 45 55 0,79 1,29 2,08
450—460 0,9109 1,5116 390 23 18 41 59 1,13 1,30 2,43 Я 400—450 0,9124 1,5000 354 22 26 48 52 0,95 1,57 2,52
450—490 0,9275 1,5185 385 24 25 49 51 1,10 1,75 2,85
490
491
Продолжение табл. 316
Темпера- тура отбора, СС PJO 20 «о м Распределение углерода, % Среднее число колец в молекуле
СА СН 4<ол сп «А кн Ко
Западно-сургутская нефть, Бх, валанжин
200—250 0,8003 1,4469 182 6 24 30 70 0,22 0,37 0,59
250—300 0,8318 1,4652 220 11 25 36 64 0,35 0,65 1,00
300—350 0,8578 1,4774 257 14 28 42 58 0,44 1,05 1,49
350—400 0,8855 1,4928 298 16 29 45 55 0,60 1,37 1,97
400—450 0,9109 1,5111 333 23 23 46 54 0,90 1,39 2,29
450—490 0,9270 1,5200 360 26 23 49 51 1,17 1,55 2.72
Салымская нефть, Буг, валанжин
200—250 0,8132 1,4525 176 8 34 42 58 0,26 0,47 0,73
250—300 0,8335 1,4650 215 12 29 41 59 0,31 0,77 1,08
300—350 0,8560 1,4775 260 13 24 37 63 0,48 0,74 1,22
350—400 0,8710 1,4850 310 14 21 35 65 0,54 1,19 1,73
400—450 0,8850 1,4905 355 15 26 41 59 0,59 1,55 2,14
450—500 0,9000 1,4992 380 16 28 44 56 0,69 1,87 2,56
Север о-в арьеганская нефть, Бх, вал а н ж и н
200—250 0,8218 1,4605 176 14 27 41 59 0,26 0,72 0,98
250—300 0,8459 1,4720 215 15 31 46 54 0,36 0,94 1,30
300—350 0,8662 1,4831 265 16 28 44 56 0,50 1,12 1,62
350—400 0,8858 1,4935 315 17 27 44 56 0,65 1,33 1,98
400—450 0,9030 1,5030 373 18 26 44 56 0,81 1,67 2,48
450—470 0,9154 1,5100 421 19 26 45 55 0,98 1,94 2,92
А г а н с к а я нефть, Буш вал а н ж и н
200—250 0,8245 1,4605 177 15 31 46 54 0,30 0,72 1,02
250—300 0,8520 1,4758 216 18 29 47 53 0,43 0,91 1.34
300—350 0,8747 1,4890 261 19 28 47 53 0,62 1,04 1,66
350—400 0,8980 1,5023 294 22 25 47 53 0,80 1,27 2,07
400—450 0,9183 1,5150 345 25 23 48 52 1,09 1,41 2,50
450—500 0,9327 1,5260 420 29 15 44 56 1,51 1,31 2,82
Локосовская нефть, Бхх, валанжин
200—250 0,8100 1,4526 175 10 27 37 63 0,23 0,59 0,82
250—300 0,8400 1,4672 208 12 35 47 53 0,30 0,94 1,24
300—350 0,8620 1,4786 260 13 31 44 56 0,40 1,20 1,60
350—400 0,8860 1,4930 305 17 25 42 58 0,62 1,08 1,70
400—450 0.9050 1,5094 345 23 17 40 60 0,96 0,86 1,82
450—485 0,9225 1,5200 413 26 12 38 62 1,19 0,76 1,95
Ватинская нефть, Бх, валанжин
200—250 0,8208 1,4610 177 17 22 39 61 0,31 0,59 0,90
250—300 0,8471 1,4750 213 19 24 43 57 0,50 0,70 1,20
300—350 0,8735 1,4881 249 20 27 47 53 0,60 1,05 1,65
350—400 0,8958 1,5018 291 23 25 48 52 0,80 1,20 2,00
400—450 0,9160 1,5130 348 24 24- 48 52 1,00 1,50 2,50
450—500 0.9343 1,5230 400 25 25 50 50 1,22 1,89 3,11
492
Продолжение табл. 316
Темпера- тура отбора, СС РГ 20 nD М Распределение углерода, % Среднее число колец в молекуле
СА СН ^кол сп Ка Кн Ко
Самотлорская нефть, Буш, валанжин
200—250 0,8168 1,4597 176 18 20 38 62 0,39 0,51 0,90
250—300 0,8462 1,4740 212 19 26 45 55 • 0,50 0,73 1,23
300—350 0,8740 1,4878 252 20 26 46 54 0,57 1,12 1,69
350—400 0,8955 1,5010 310 21 25 46 54 0,78 1,22 2,00
400—450 0,9124 1,5112 347 23 24 47 53 1,00 1,42 2,42
450—500 0,9280 1,5190 400 24 24 48 52 1,20 1,78 2,98
Самотлорская нефть (смесь)
200—250 0,8215 1,4610 180 17 21 38 62 0,31 0,54 0,85
250—300 0,8485 1,4768 218 20 22 42 58 0,65 0,52 1,17
300—350 0,8725 1,4895 261 20 23 43 57 0,69 0,89 1,58
350—400 0,8973 1,5040 316 22 21 43 57 0,88 1,09 1,97
400—450 0,9200 1,5170 370 25 20 45 55 1,18 1,34 2,52
450—500 0,9351 1,5256 410 28 19 47 53 1,42 1,58 3,00
Мегионская нефть, Буш, валанжин
200—250 0,8180 1,4576 182 13 24 37 63 0,28 0,59 0,87
250—300 0,8420 1,4734 220 17 21 38 62 0,50 0,55 1,05
300—350 0,8700 1,4868 262 19 20 39 61 0,58 0,74 1,32
350—400 0,8902 1,5010 308 23 17 40 60 0,88 0,89 1,77
400—450 0,9224 1,5171 346 25 17 42 58 1,11 0,97 2,08
450—480 0,9304 1,5206 370 26 19 45 55 1,17 1,12 2,29
Советская н е ф т ь Б Уш, вал анжин
200—250 0,8252 1,4588 176 11 38 49 51 0,23 0,85 1,08
250—300 0,8545 1,4805 212 22 24 46 54 0,32 0,91 1,23
300—350 0,8781 1,4957 260 25 17 42 58 0,79 0,70 1,49
350—400 0,9018 1,5140 316 32 6 38 62 1,26 0,42 1,68
400—450 0,9265 1,5289 375 35 5 40 60 1,67 0,52 2,19
460—480 0,9391 1,5359 410 37 4 41 59 1,90 0,66 2,56
Советская нефть (смесь)
200—250 0,8220 1,4590 176 13 33 46 54 0,21 0,70 0,91
250—300 0,8480 1,4756 219 17 28 45 55 0,50 0,72 1,22
300—350 0,8730 1,4980 265 19 25 44 56 0,62 0,90 1,52
350—400 0,8943 1,5005 312 21 23 44 56 0,80 1,22 2,02
400—450 0,9160 1,5141 373 24 21 45 55 .1,10 1,40 2,50
450—485 0,9314 1,5260 400 30 15 45 55 1,50 1,20 2,70
Русская н е ф т ь, ПК-1 сеноман
200—250 0,8871 1,4804 166 6 76 82 18 0,20 1,80 2,00
250—300 0,9018 1,4922 202 14 60 74 26 0,40 1,90 2,30
300—350 0,9171 1,5048 246 19 48 67 33 0,60 1,90 2,50
350—400 0,9286 1,5148 317 21 37 58 42 0,90 1,90 2,80
400—450 0,9390 1,5240 405 24 29 53 47 1,20 2,10 3,30
450—470 0,9455 1,5310 457 27 22 49 51 1,50 2,00 3,50
493
j 317. Характеристика дистиллятных базовых масел и групп углеводородов,
полученных адсорбционным методом
Исходная фракция и смесь углеводородов Выход, % Р20 „20 nD V50» сСт *100. сСт ИВ м Темпера- тура застыва- ния, °C Содер- жание серы, %
на фрак- цию на нефть
Мортымьинская нефть, Ю-П
" Фракция 350—420 °C Фракция 350—420 °C после депарафинизации 100,0 86,0 13,6 11,7 0,8919 0,8989 1,4957 1,5019 16,75 18,81 4,03 4,75 81 22 —26 0,62
Нафтено-парафиновые углеводороды 47,1 6,4 0,8589 1,4688 14,46 4,19 113 — —18 —
Нафтено-парафиновые и I группа ароматических 54,5 7,4 0,8603 1,4721 15,08 4,27 ПО — —22 —
углеводородов Нафтено-парафиновые, I и II группы ароматиче- 82,3 11,2 0,8943 1,4982 17,80 4,40 85 — —24 —
ских углеводородов Нафтено-парафиновые, I, II и III группы арома- 85,4 11,6 0,8980 1,5016 18,54 4,68 82 — —25 —
тических углеводородов 0,98
» Фракция 420—490 °C 100,0 8,3 0,9145 1,5082 44,34 9,10 — — 34
Фракция 420—490 °C после депарафинизации 88,8 7,4 0,9191 1,5092 66,00 9,92 66,5 —24 —
Нафтено-парафиновые углеводороды 43,5 3,6 0,8643 1,4754 31,49 7,20 НО — — 16 —
Нафтено-парафиновые и I группа ароматических 59,1 4,9 0,8842 1,4808 36,80 7,58 93 — —18 —
углеводородов Нафтено-парафиновые, I и II группы ароматиче- 67,5 5,6 0,8968 1,4851 42,50 8,20 85 —20 —
ских углеводородов Нафтено-парафиновые, I, II и III группы аромати- 82,0 6,8 0,9150 1,4946 54,85 9,38 72 —— -21 —
ческих углеводородов Нафтено-парафиновые, I, II, III и IV группы аро- 88,1 7,3 0,9185 1,5088 59,50 9,74 67 —— —24 —
матических углеводородов
Шаимская нефть, Ю-П
Фракция 350—420 °C 100,0 13,4 0,8760 1,4878 11,58 2,99 — — 17 0,47
Фракция 350—420 °C после депарафинизации 85,2, 11,4 0,8911 1,4980 15,55 4,11 65 —- —20 —
Нафтено-парафиновые углеводороды 49,2 6,6 0,8440 1,4662 12,14 3,70 ПО — —18 —
Продолжение табл. 317
Исходная фракция и смесь углеводородов Выход, % Р1° 20 V50. сСт V100> сСт ив м Темпера- - тура застыва- ния, °C Содержа- ние серы, %
на фрак- цию на нефть
Нафтено-парафиновые и I группа ароматических 65,0 8,7 0,8564 1,4769 12,84 3,83 103 — —20 —
углеводородов Нафтено-парафиновые, I, II и III группы аромати- 82,9 11,1 0,8870 1,4963 15,25 4,09 75 — —22 —
ческих углеводородов I группа ароматических углеводородов 15,8 2,1 0,9032 1,5070 18,35 4,44 — — —31 —
II и III группы ароматических углеводородов 17,9 2,4 1,00 1,5697 59,55 7,36 — —21 —
Фракция 420—480 °C 100,0 9,6 0,9009 1,5009 — 7,41 — —— —34 0,80
Фракция 42С—480 °C после депарафинизации 88,4 8,5 0,9101 1,5069 51,67 8,80 64 —— —16 —
Нафтено-парафиновые углеводороды 41,7 4,0 0,8616 1,4740 29,74 6,84 106 —13 —
Нафтено-парафиновые и I группа ароматических 59,5 5,7 0,8783 1,4850 35,15 7,47 99 — —14 —
углеводородов Нафтено-парафиновые, I, II и III группы арома- 79,2 7,6 0,8985 1,5002 45,94 8,50 79 — —16 —
тических углеводородов I группа ароматических углеводородов 17,8 1,7 0,9191 1,5151 56,59 9,25 — — — 15 —
II и III группы ароматических углеводородов 19,7 1,9 0,9667 1,5620 219,5 16,78 — — —16 —
Тевлинская нефть, Bxvi, валанжин
Фракция 350—450 °C 100 18,6 0,9002 1,5025 18,78 4,55
Фракция 350—450 °C после депарафинизации 90,7 16,9 0,9108 1,5100 25,08 5,57
Нафтено-парафиновые углеводороды 56,5 10,7 0,8600 1,4730 17,50 4,73
Нафтено-парафиновые, I и II группы ароматиче- 70,0 13,0 0,8791 1,4864 18,81 4,88
ских углеводородов Нафтено-парафиновые, I, II и III группы арома- 73,2 13,6 0,8848 1,4910 19,70 4,94
тических углеводородов 14,0 0,8885 1,4938 20,25 5,00
Нафтено-парафиновые, I, II, III и часть IV груп- 75,2
пы ароматических углеводородов 100 5,6 0,9238 1,5170 65,21 10,48
Фракция 450—480 °C
Фракция 450—480 °C после депарафинизации 87,2 . 4,9 0,9417 1,5238 95,10 12,67
Нафтено-парафиновые углеводороды 35,0 2,0 0,8725 1,4769 43,39 8,91
335 18 0,75
72 329 —24 —
106 378 —21 —
92 362 —22 —
88 350 —22 —
85 345 —22 —
413 31 0,96
48 400 —21 —
103 448 —20 —
й Нафтено-парафиновые и часть I группы аромати- 51,7 2,9 0,8920 1,4920 52,10 9,30 85 440 —20
о о ческих углеводородов Нафтено-парафиновые и I группа ароматических 54,1 3,1 0,8964 1,4960 54,30 9,61 80 438 —20
углеводородов
Нафтено-парафиновые, I, II и III группы арома- 79,2 4,5 0,9312 1,5167 83,00 11,70 51 408 —21
тических углеводородов
Минчимкинская нефть, : 5ц, валанжин-г отерив
Фракция 350—450 °C 100,0 15,8 0,8937 1,5010 13,30 3,78 319 20
Фракция 350—450 °C после депарафинизации 91,2 14,4 0,9042 1,5042 14,22 3,94 82 290 —17
Нафтено-парафиновые углеводороды 46,2 7,3 0,8560 1,4700 10,98 3,49 115 306 —10
Нафтено-парафиновые углеводороды и I группа 60,5 9,5 0,8698 1,4821 12,00 3,67 103 300 —16 ___
ароматических углеводородов Нафтено-парафиновые, I и II группы ароматиче- 65,3 10,3 0,8764 1,4864 12,31 3,68 102 298 — 16
ских углеводородов Нафтено-парафиновые, I, II и III группы арома- 88,5 14,0 0,9023 1,5021 13,88 3,90 85 293 —17
тических углеводородов I группа ароматических углеводородов 14,3 2,2 0,9196 1,4982 16,62 4,22 __ __ —32
II группа ароматических углеводородов 4,8 0,8 0,9560 1,5367 22,89 5,14 58 —
III группа ароматических углеводородов 23,2 3,7 0,9875 1,5553 27,81 5,33 ——
IV группа ароматических углеводородов 2,7 0,4 — — —— —.
Фракция 450—500 °C 100,0 8,1 0,9236 1,5155 45,60 8,70 415 31
Фракция 450—500 °C после депарафинизации 90,5 7,3 0,9313 1,5194 59,58 9,31 35,5 395 —20
Нафтено-парафиновые углеводороды 31,9 2,6 0,8770 1,4810 27,88 6,58 109 425 —20
Нафтено-парафиновые и I группа ароматических 48,5 3,9 0,8933 1,4925 30,41 6,76 98 420 —22 —
углеводородов
Нафтено-парафиновые, I и II группы аромати- 60,8 4,9 0,9066 1,5021 33,40 6,92 85 415 —22
ческих углеводородов Нафтено-парафиновые, I, II и III группы арома- 83,5 6,7 0,9270 1,5165 51,60 8,45 47 410 —23
тических углеводородов I группа ароматических углеводородов 16,6 1,3 0,9269 1,5140 33,34 6,88 81
II группа ароматических углеводородов 12,3 1,0 0,9706 1,5458 60,27 8,88 27 .
III группа ароматических углеводородов 22,7 1,8 0,9981 1,5618 140,20 13,56 __ —5
IV группа ароматических углеводородов и смоли- 7,0 0,6 — — — —-
стые вещества ч.
Продолжение табл. 317
СО .
Выход, % Темпера- Содер-
(1° 20 V50. сСт V100, ИВ м тура застыва- ния. жание
Исходная фракция и смесь углеводородов на нефть nD сСт седэы.
фрак- цию ес
Усть-балыкская нефть, Бь готерив-баррем
Фракция 350—400 °C 100,0 8,3 0,8846 1,4932 12,46 3,49 — 314 16 0,34
Фракция 350—400 °C после депарафинизации 90,3 7,5 0,8955 1,4993 14,07 3,79 56,5 320 —26 ——
Нафтено-парафиновые углеводороды Нафтено-парафиновые и I группа ароматических 42,3 69,4 3,5 5,8 0,8377 0,8716 1,4640 1,4826 10,03 11,50 3,20 3,45 96 84 350 335 —20 —23 0,10
углеводородов Нафтено-парафиновые, I, II и III группы арома- 90,0 7,4 0,8950 1,4990 13,89 3,77 56,5 325 —26 —
тических углеводородов Фракция 400—460 °C 100,0 14,3 0,9076 1,5079 34,76 7,02 — 376 29 1,11
Фракция 400—460 °C после депарафинизации 91,4 13,1 0,9200 1,5148 49,00 8,50 63,5 385 —22 —
Нафтено-парафиновые углеводороды 40,5 5,8 0,8596 1,4738 25,80 6,04 98 409 —14 —16 —
Нафтено-парафиновые и I группа ароматических 58,2 8,3 0,8766 I,4860 29,23 . 6,38 86 407
углеводородов Нафтено-парафиновые, I, II и III группы арома- 77,0 11,0 0,9025 37,88 7,40 76 395 — 19 0,26
тических углеводородов
Усть-балыкская нефть, Biv + Бу готери в-б appei И
Фракция 350—400 °C 100 8,5 0,8850 1,4910 11,04 3,37 — 308 2 1,65
Фракция 350—400 °C после депарафинизации 91,3 7,8 0,8952 1,4975 13,78 3,92 92,5 300 —24 —
Нафтено-парафиновые углеводороды 47,0 4,0 0,8428 1,4632 10,71 3,42 111,0 355 —18 —
Нафтено-парафиновые и I группа ароматических 62,4 5,3 0,8678 1,4784 11,20 3,51 108,6 340 —23
углеводородов Нафтено-парафиновые, I, II и III группы арома- 90,6 7,7 0,8940 1,4975 13,42 3,86 95,3 320 —24 —
тических углеводородов Фракция 400=—450 °C 100,0 8,5 0,9110 1,5070 30,31 6,43 361 20 —
Фракция 400—450 °C после депарафинизации 91,3 7,8 0,9149 1,5104 35,32 7,10 80,3 зьо —23
Нафтено-парафиновые углеводороды 37,5 3,2 0,8626 1,4692 21,41 5,69 122 400 —17
й Нафтено-парафиновые и I группа ароматических 57,6 4,9 0,8836 1,4925 25,00 6,17 ЮЗ 380 —19
углеводородов
Нафтено-парафиновые, I и II группы ароматиче- 80,0 6,8 0,9038 1,5019 31,70 6,70 85 375 —22
ских углеводородов
Нафтено-парафиновые, I, II и часть III группы 88,5 7,5 0,9130 1,5083 34,35 7,00 81,4 360 —23
ароматических углеводородов
Фракция 450—500 °C 100,0 10,4 0,9228 1,5151 66,84 11,53 ___ 426 26 —
Фракция 450—500 °C после депарафинизации 91,2 9,5 0,9330 1,5180 78,91 11,76 63 400 —21
Нафтено-парафиновые углеводороды 32,8 3,4 0,8665 1,4715 32,47 7,59 116,7 460 —14
- Нафтено-парафиновые и I группа ароматических 55,3 5,8 0,8860 1,4859 39,08 8,35 106 440 —16 НИИ»
углеводородов'
Нафтено-парафиновые, I и II группы аромати- 73,0 7,6 0,9091 1,5001 50,02 9,20 84,7 435 —17
ческих углеводородов
Нафтено-парафиновые. I, II и III группы арома- 91,0 9,4 0,9317 1,5174 77,34 11,65 64,3 410 -21
тических углеводородов
Уст ь-б алыкская нефть, Ю-П
Фракция 350—400 °C 100,0 9,5 0,8968 1,4987 10,72 3,28 16 2,18
Фракция 350—400 °C после депарафинизации 91,2 8,7 0,9011 1,5000 12,13 3,56 81 —35
Нафтено-парафиновые углеводороды 44,8 4,2 0,8433 1,4630 9,57 3,23 120 —22 0,12
Нафтено-парафиновые и I группа ароматических 59,4 5,6 0,8636 1,4735 10,10 3,25 103 — —26 0,90
углеводородов
Нафтено-парафиновые,. I и II группы ароматиче- 84,2 8,0 0,8960 1,4939 11,22 3,40 85 —34
ских углеводородов
Нафтено-парафиновые, I, II и III группы арома- тических углеводородов I группа ароматических углеводородов 89,1 8,5 0,9005 1,4982 11,80 3,50 82 — —34
14,6 1,4 0,9182 1,5086 13,93 4,30 —35 1,80
II и III группы ароматических углеводородов 29,7 2,9 0,9657 1,5410 19,13 4,53 ___ —32 4,95
Фракция 400—450 °C 100,0 10,8 0,9203 1,5100 27,42 6,45 28 2,33
Фракция 400—450 °C после депарафинизации 92,5 10,0 0,9266 1,5118 34,55 6,70 74 —27
Нафтено-парафиновые углеводороды 44,5 4,8 0,8756 1,4840 22,25 5,50 99 —20 0,30
Нафтено-парафиновые и I группа ароматических 49,8 5,4 0,8817 1,4867 23,55 5,65 96 ___ —22 1,12
углеводородов
Нафтено-парафиновые, I и II группы ароматиче- 64,6 7,0 0,8990 1,4996 27,10 6,00 85 —24 2,10
ских углеводородов
Нафтено-парафиновые, I, II и III группы арома- 90,2 9,7 0,9244 1,5100 33,64 6,80 76 —28
ф. тических углеводородов
Продолжение табл. 317
Исходная фракция и смесь углеводородов Выход, % РГ „20 nD V50. Ст V100» сСт ив м Темпера- тура застыва- НИН, СС Содержа- ние серы, %
на фрак- цию на нефть
I группа ароматических углеводородов 5,3 0,6 0,9148 1,5067 31,10 6,23 —- — —27 2,26
II группа ароматических углеводородов 14,8 1,6 0,9793 1,5410 54,68 7,86 —— — —25 —
III группа ароматических углеводородов 25,6 2,7 0,9852 1,5518 66,55 8,97 — — —24 —
Фракция 450—480 °C 100,0 8,8 0,9319 1,5225 68,03 10.72 — — 35 2,50
Фракция 450—480 °C после депарафинизации 90,5 8,0 0,9429 1,5238 85,44 11,94 51 — —21 —
Нафтено-парафиновые углеводороды 27,8 2,4 0,8692 1,4806 36,95 8,14 ПО — —15 —
Нафтено-парафиновые и I группа ароматических 45,5 4,0 0,8888 1,4924 45,31 8,80 92 — —17 —
углеводородов Нафтено-парафиновые, I и II группы ароматиче- 52,3 4,6 0,8950 1,4982 48,40 9,00 85 — -16 —
ских углеводородов Нафтено-парафиновые, Г, II и III группы арома- 82,0 7,2 0,9287 1,5190 67,32 10,47 61 — —19 —
тических углеводородов I группа ароматических углеводородов 17,7 1,6 0,9207 1,5115 61,88 10,28 — — — 13 —
II группа ароматических углеводородов 6,8 0,6 0,9653 1,5415 103,70 13,08 — — —26 —
III группа ароматических углеводородов 29,7 2,6 0,9851 1,5565 120,40 13,20 — 1 — —26 1 —
Усть-балыкская нефть (смесь)
Фракция 320—400 °C 100,0 13,3 0,8745 1,4890 7,56 2,73 — 298 10 1,21
Фракция 320—400 °C после депарафинизации 90,3 12,0 0,8835 1,4930 7,81 2,81 117 280 —25 1,30
Нафтено-парафиновые углеводороды 52,4 7,0 0,8300 1,4590 6,84 2,50 — 310 — —
Нафтено-парафиновые и I группа ароматических 65,0 8,7 0,8486 1,4720 7,19 2,55 — 300 — —
• углеводородов Нафтено-парафиновые, I и II группы ароматиче- 70,4 9,4 0,8556 1,4780 7,29 2,61 — . 290 — 0,62
ских углеводородов Нафтено-парафиновые, I, II и III группы арома- 85,8 11,4 0,8775 1,4901 7,68 2,70 — 285 — 18 0,80
тических углеводородов I группа ароматических углеводородов 12,6 1,7 0,9297 1,4180 10,93 3,15 — — — —
II группа ароматических углеводородов III группа ароматических углеводородов IV группа ароматических углеводородов и смо- 5,4 15,4 4,5 0,7 2,0 0,6 0,9462 1,0040 1,5360 1,5712 12,15 17,42 3,36 3,70 — — — —
листые вещества Фракция 400—450 °C 100,0 7,0 0,8996 1,5037 23,44 5,62 352 27 1,47
Фракция 400—450 °C после депарафинизации 91,2 6,4 0,9092 1,5087 27,52 6,12 86 344 —20 1,60
Нафтено-парафиновые углеводороды 43,8 3,1 0,8534 1,4702 17,90 4,87 112 375 —16 —
Нафтено-парафиновые и I группа ароматических 62,0 4,4 0,8720 1,4823 19,96 5,21 108 360 — 0,71
углеводородов Нафтено-парафиновые, I и II группы аромати- 67,5 4,7 0,8785 1,4862 21,00 5,38 106 355 — 0,90
ческих углеводородов Нафтено-парафиновые, I, II и III группы арома- 75,6 5,3 0,8892 1,4940 23,20 5,60 97 350 —16 1,20
тических углеводородов Нафтено-парафиновые, I, II, III и IV группы аро- 89,7 6,2 0,9060 1,5060 26,80 6,00 86,5 348 — 16 1,50
матических углеводородов I группа ароматических углеводородов 18,2 1,3 0,9168 1,5083 28,43 6,06 — —21
II группа ароматических углеводородов 5,5 0,3 0,9636 1,5394 55,48 8,50 — —20 . —
III группа ароматических углеводородов 8,2 0,6 1,0140 1,5743 101,60 10,53 — — —15 —
IV группа ароматических углеводородов 14,0 0,9 1,0360 1,6000 218,70 16,80 — — —6 —
Смолистые вещества 1,5 0,2 — —. — — — .
Фракция 450—490 °C 100,0 6,3 0,9115 1,5155 —— 8,44 412 32 1,62
Фракция 450—490 °C после депарафинизации 92,4 5,8 0,9202 1,5140 51,91 9,07 73 406 —25 1,91
Нафтено-парафиновые углеводороды 41,5 2,6 0,8665 1,4760 29,38 6,85 111 418 —15
Нафтено-парафиновые и I группа ароматических 58,1 3,7 0,8776 1,4879 33,62 7,27 99 414 — —
углеводородов Нафтено-парафиновые, I и II группы ароматиче- 63,7 4,0 0,8820 1,4904 35,60 7,50 96 412 —
ских углеводородов Нафтено-парафиновые, I, II и III группы арома- 78,5 5,0 0,8982 1,5046 42,88 8,20 84 410 —16 .
тических углеводородов Нафтено-парафиновые, I, II, III и IV группы аро- 89,4 5,7 0,9160 1,5130 49,60 8,91 77 408 —17 1,90
матических углеводородов I группа ароматических углеводородов 16,6 1,1 0,9184 1,5086 47,38 8,70 —— —18
II группа ароматических углеводородов 5,6 0,3 0,9614 1,5385 93,86 12,30 — —16
III группа ароматических углеводородов 14,8 1,0 1,0120 1,5720 201,60 16,08 — — —8
IV группа ароматических углеводородов 10,9 0,7 1,0350 1,5940 938,60 31,50 —. —8
Смолистые вещества 3,0 0,1 — — — — —
Продолжение табл. 317
502
Исходная фракция и смесь углеводородов Выход, % Р|° 20 nD V50' сСт V100- сСт ИВ м Темпера- тура застыва- ния, °C Содер- жание се|эы.
на фрак- цию на нефть
Тепловская Фракция 350—450 °C Фракция 350—450 °C после депарафинизации Нафтено-парафиновые углеводороды Нафтено-парафиновые и I группа ароматических нефть, Бvi, готерив-баррем
100,0 89,8 44,5 56,5 15,0 13,4 6,7 8,5 0,8936 0,9025 0,8427 0,8553 1,4960 1,5015 1,4654 1,4730 13,20 14,66 11,08 11,71 3,91 4,04 3,50 3,60 77 112 105 ' 328 300 340 338 18 —28 —15 —20 1,23
углеводородов Нафтено-парафиновые, I и II группы ароматиче- 67,5 10,2 0,8664 1,4802 12,40 3,70 100 335 —18 —
ских углеводородов Нафтено-парафиновые, I, II и III группы арома- 85,0 12,8 0,8936 1,4480 14,15 3,95 85 320 —24 0,31
тических углеводородов I и II гпуппы ароматических углеводородов III группа ароматических углеводородов 23,0 17,5 А О 3,5 2,5 а а 0,9200 1,0127 1,5140 1,5776 17,34 46,96 4,22 6,04 — — —42 —15 —
IV группа ароматических углеводородов и смо- 4,0 0,0
листые вещества Фракция 450—500 °C 100,0 6,9 0,9193 1,5158 42,33 8,01 — 392 32 1,92
Фракция 450—500 °C после депарафинизации Нафтено-парафиновые углеводороды Нафтено-парафиновые и I группа ароматических 90,0 36,7 55,6 6,2 2,5 3,8 0,9262 0,8649 0,8832 1,5155 1,4754 1,4860 46,11 27,46 32,03 8,28 6,66 6,97 70 109 99 380 430 420 —27 —17 —21 —
углеводородов Нафтено-парафиновые, I и II группы ароматиче- 62,0 4,3 0,8885 1,4912 33,90 7,22 94 408 —23 —
ских углеводородов Нафтено-парафиновые, I, II и часть III группы 72,5 5,0 0,9020 1,4989 38,12 7,60 85 400 —24 0,50
ароматических углеводородов Нафтено-парафиновые, I, II и III группы арома- 84,5 5,8 0,9149 1,5100 43,80 8,12 75 396 —25 —
тических углеводородов I и II группы ароматических углеводородов 25,3 1,8 0,9329 1,5210 55,64 9,50 — — —28 о —
III группа ароматических углеводородов 22,5 1,5 0,9998 1,5660 138,40 14,05 — —-о
IV группа ароматических углеводородов и смо- 5,5 0,4 — —' —“
листые вещества
Каркатеевская нефть, Бх валанжин
Фракция 350—450 °C 100,0 19,0 0,9011 1,5038 19,31 4,86 360 14 1,69
Фракция 350—450 °C после депарафинизации 90,5 17,2 0,9137 1,5100 22,89 5,19 65 350 —31 ——
Нафтено-парафиновые углеводороды 41,6 7,9 0,8540 1,4680 14,79 4,20 106 365 —22 —
Нафтено-парафиновые и I группа ароматических 62,3 11,8 0,8739 1,4816 16,95 4,50 89 360 —26 —-
углеводородов
Нафтено-парафиновые, I и II группы ароматиче- 66,7 12,7 0,8779 1,4850 17,60 4,57 85 357 —27 0,41
ских углеводородов
Нафтено-парафиновые, 1, II и III группы арома- 86,7 16,5 0,9055 1,5029 20,91 4,95 68 353 —30 ——
тических углеводородов
I группа ароматических углеводородов 20,7 3,9 0,9178 1,5090 24,06 5,51 81 —38
II и III группы ароматических углеводородов 24,4 4,7 1,0020 1,5670 — 8,27 — —17 —
IV группа ароматических углеводородов и смоли- 3,8 0,7 — — •— 1 — — —— — -—
стые вещества
Фракция 450—470 °C 100,0 3,8 0,9280 1,5220 47,10 8,68 — 430 27 2,00
Фракция 450—470 °C после депарафинизации 93,6 3,6 0,9348 1,5256 72,75 11,02 60 410 —25 —
Нафтено-парафиновые углеводороды 38,6 1,5 0,8657 1,4752 37,01 7,84 100 458 — 14 —
Нафтено-парафиновые и I группа ароматических 52,1 2,0 0,8866 1,4874 45,40 8,64 87 435 — 17 -—
углеводородов
Нафтено-парафиновые, I и часть II группы аро- 57,2 2,2 0,8901 1,4921 47,01 8,80 85 429 — 18 0,52
матических углеводородов
Нафтено-парафиновые, I, 11 и III группы арома- 83,3 3,2 0,9200 1,5150 65,50 10,35 64 420 —24 -—
тических углеводородов
Нафтено-парафиновые, I, 11, III и IV группы аро- 88,3 3,4 0,9282 1,5200 69,25 10,70 62 412 —24 0,80
матических углеводородов I группа ароматических углеводородов 13,5 0,5 0,9761 1,5100 60,37 10,30 80 412 -20
II и III группы ароматических углеводородов 31,2 1,2 — 1,5614 232,70 18,78 —• — —
IV группа ароматических углеводородов и смоли- 10,6 0,4 — —* — — — — —
стые вещества
Мамонтовская нефть, Бх, валанжин
Фракция 350—450 °C 100,0 16,4 0,8936 1,5000 14,52 3,95 — 300 18 1,46
Фракция 350—450 °C после депарафинизации 89,0 14,6 0,9062 1,5066 18,05 4,50 64 322 —30 —
Нафтено-парафиновые углеводороды 45,2 7,4 0,8507 1,4699 12,48 3,73 103 335 —20 —ИМ
Нафтено-парафиновые и I группа ароматических углеводородов 60,6 9,9 0,8690 1,4785 13,91 3,90 85 330 -25 0,34
Продолжение табл. 317
Исходная фракция и смесь углеводородов Выход, % (%> „ 20 nD V50r сСт VlOO, сСт ИВ м Темпера- тура застыва- ния, °C Содер- жание се|?ы,
на фрак- цию на нефть
Нафтено-парафиновые, I, II и III группы арома- тических углеводородов 82,0 13,4 0,9015 1,5003 15,90 4,20 71,5 329 —28 1,15
Нафтено-парафиновые, I, II, III и IV группы ароматических углеводородов 85,5 14,0 0,9057 1,5033 16,69 4,35 68 328 —28 1,32
I группа ароматических углеводородов 15,4 2,5 0,8997 1,5060 — — — — —
II и III группы ароматических углеводородов 21,4 3, о 1,0109 1,5732 — — — —- —
IV группа ароматических углеводородов и смоли- стые вещества 7,0 1,2 —
Фракция 450—500 °C 100,0 8,3 0,9210 1,5170 56,68 11,06 — 410 34 1,98
Фракция 450—500 °C после депарафинизации 91,0 7,6 0,9297 1,5206 77,07 11,40 58,5 400 —22 —
Нафтено-парафиновые углеводороды 31,8 2,6 0,8666 1,4760 32,84 7,25 103 460 —14 —
Нафтено-парафиновые и I группа ароматических углеводородов 50,9 4,2 0,8875 1,4885 37,40 7,85 92,5 435 —15 0,55
Нафтено-парафиновые, I, II и часть III группы ароматических углеводородов 59,1 4,9 0,8972 1,4955 46,31 8,65 85 428 —16 —
Нафтено-парафиновые, I, II и III группы арома- тических углеводородов 81,0 6,7 0,9206 1,5138 66,73 10,50 64,5 420 —17 1,39
Нафтено-парафиновые, I, II, III и IV группы аро- матических углеводородов 83,7 7,0 0,9240 1,5160 70,20 10,80 61,5 410 — 19 1,73
I группа ароматических углеводородов 19,1 1,6 0,9195 1,5090 59,63 9,92 70 — —• —
II и III группы ароматических углеводородов 30,1 2,5 1,007 1,5675 276,90 19,70 54 —• — —
IV группа ароматических углеводородов и смо- листые вещества 10,0 0,9
Ю ж н о-б а л ы к с к а я нефть, Бх, валанжин
Фракция 350—450 °C 100,0 15,1 0,9032 1,5050 17,09 4,15 — 335 15 1,60
Фракция 350—450 °C после депарафинизации 91,5 13,8 0,9110 1,5098 20,00 4,78 60 325 —24 —
Нафтено-парафиновые углеводороды 41,7 6,3 0,8476 1,4680 13,29 3,92 105 360 —20
Нафтено-парафиновые и I группа ароматических 61,0 9,2 0,8677 1,4804 14,73 4,12 91,5 350 —21
углеводородов Нафтено-парафиновые, I и II группы ароматиче- 67,5 10,2 0,8740 1,4838 15,70 4,37 85 345 —21,5 1,00
ских углеводородов Нафтено-парафиновые, I, II и III группы арома- 76,0 11,5 0,8840 1,4910 17,01 4,45 78 340 —22,5
тических углеводородов Нафтено-парафиновые, I, II, III и IV группы аро- 88,7 13,4 0,9029 1,5047 19,01 4,56 63 330 —23,5 1,40
матических углеводородов I группа ароматических углеводородов 19,3 2,9 0,9105 1,5073 20,61 4,90 — - —26
II и III группы ароматических углеводородов 15,0 2,3 0,9914 1,5635 46,98 6,92 — — —28 —
IV группа ароматических углеводородов 12,7 1,9 1,0306 1,5933 78,57 8,66 — — —28
Смолистые вещества 2,8 0,4 — — — — — —
Фракция 450—490 °C 100,0 7,4 0,9275 1,5185 48,02 8,05 — 385 30 2,00
Фракция 450—490 °C после депарафинизации 92,4 6,8 0,9300 1,5198 49,51 8,60 62,5 370 —20
Нафтено-парафиновые углеводороды 35,0 2,6 0,8613 1,4720 26,40 6,20 100,5 420 —17
Нафтено-парафиновые и I группа ароматических 56,0 4,2 0,8820 1,4880 31,40 6,68 85 390 — 18 1,03
углеводородов Нафтено-парафиновые, I, II и III группы арома- 76,5 5,7 0,9088 1,5077 41,38 7,81 72 385 —19
тических углеводородов Нафтено-парафиновые, I, II, III и IV группы аро- 88,7 6,6 0,9255 1,5165 48,00 8,40 65 380 . —19,1
матических углеводородов . I группа ароматических углеводородов 21,0 1,6 0,9156 1,5093 49,00 8,91 —20
II и III группы ароматических углеводородов 20,5 1,5 0,9911 1,5612 131,60 13,89 — — —21 —
IV группа ароматических углеводородов 12,2 0,9 1,0426 1,6001 762,30 29,37 — — —21 —
Смолистые вещества 3,7 0,2 — — — 1 — — — — —
Бц + Бш, готери в-б а р р е м
Западно-сургутская нефть,
Фракция 350—400 °C Фракция 350—400 °C после депарафинизации 100,0 87,2 9,0 7,8 0,8817 0,9002 1,4925 1,4980 10,35 11,65 3,15 3,42 70 — 18 —29 1,93
Нафтено-парафиновые углеводороды 44,6 4,0 0,8429 1,4625 8,93 2,94 89 —• —24 —•
Нафтено-парафиновые и часть I группы арома- тических углеводородов 55,5 5,0 0,8597 1,4742 9,26 3,00 86 — —26 —
Нафтено-парафиновые и I группа ароматических углеводородов 62,2 5,6 0,8702 1,4814 9,82 3,10 81 — —27 —
Нафтено-парафиновые, I, II и III группы арома- тических углеводородов 86,5 7,7 0,8994 1,4976 11,50 3,40 72 — —29 2,20
505
Продолжение табл. 317
Исходная фракция и смесь углеводородов Выход, % Р^° „20 nD V50. сСт v100- сСт ив м Темпера- тура застыва- ния, °C Содер- жание серы, %
на фрак- цию на нефть
Фракция 400—450 °C 100,0 9,2 0,9107 1,5037 25,43 5,96 28
Фракция 400—450 °C после депарафинизации 90,0 8,3 0,9219 1,5094 33,76 6,60 61 —. —31 —
Нафтено-парафиновые углеводороды 46,6 4,3 0,8623 1,4695 22,00 5,35 92 — —23 —
Нафтено-парафиновые и I группа ароматических 60,6 5,6 0,8854 1,4870 22,50 5,41 89 — —26 —
углеводородов
Нафтено-парафиновые, I и II группы ароматиче- 67,4 6,2 0,8941 1,4919 23,50 5,50 85 —- —27 —
ских углеводородов
Нафтено-парафиновые, I, II и часть III группы 82,0 7,5 0,9091 1,5030 25,40 5,66 75 — —29
ароматических углеводородов Нафтено-парафиновые, I, II и III группы арома- 89,2 8,2 0,9173 1,5080 32,60 6,56 65 — —32 —
тических углеводородов
Фракция 450—480 °C 100,0 5,0 0,9273 1,5112 40,26 8,26 р— — 31 2,48
Фракция 450—480 °C после депарафинизации 91,4 4,6 0,9317 1,5150 58,01 9,40 59 — —26 —
Нафтено-парафиновые углеводороды 36,1 1,8 0,8656 1,4720 26,43 6,31 105 — —17 —
Нафтено-парафиновые и I группа ароматических 52,1 2,6 0,8903 1,4868 30,67 6,80 98,5 —— — 19 —
углеводородов
Нафтено-парафиновые, I и II группы аромати- 68,0 3,4 0,9073 1,5002 36,60 7,40 86 — —21 —
ческих углеводородов
Нафтено-парафиновые, I, II и часть III группы 86,5 4,3 0,9244 1,5137 50,20 8,66 65 — —23 —
ароматических углеводородов Нафтено-парафиновые, I, II и III группы арома- 4,5 0,9298 1,5147 55,80 9,20 61 -26
90,0
тических углеводородов
Запади о-сург
Фракция 350—400 °C
Фракция 350—400 °C после депарафинизации
Нафтено-парафиновые углеводороды
утекая нефть, ох, валанжин
100,0 8,7 0,8855 1,4928 9,10 3,00 298 11 1,43
87,5 7,6 0,8895 1,4958 10,18 3,20 87 300 —30 —
45.5 4,0 0,8356 1,4604 8,58 2,91 101 340 —26
Нафтено-парафиновые и I группа ароматических
углеводородов
Нафтено-парафиновые, I, II и III группы арома-
тических углеводородов
I группа ароматических углеводородов
II и III группы ароматических углеводородов
Фракция 400—450 °C
Фракция 400—450 °C после депарафинизации
Нафтено-парафиновые углеводороды
Нафтено-парафиновые и I группа ароматических
углеводородов
Нафтено-парафиновые, I и II группы ароматиче-
ских углеводородов
Нафтено-парафиновые, I, II и III группы арома-
тических углеводородов
I группа ароматических углеводородов
II и III группы ароматических углеводородов
Фракция 450—490 °C
Фракция 450—490 °C после депарафинизации
Нафтено-парафиновые углеводороды
Нафтено-парафиновые и I группа ароматических
углеводородов
Нафтено-парафиновые, I и II группы ароматиче-
ских углеводородов
Нафтено-парафиновые, I, II и III группы арома-
тических углеводородов
I группа ароматических углеводородов
II и III группы ароматических углеводородов
60,8 5,3 0,8560 1,4708 9,04 2,98 93 332 —27 1,59
84,6 7,4 0,8868 1,4940 9,85 3,14 89,5 315 —40 1,87
15,3 1,3 0,9086 1,5018 11,79 3,42 __ —29 ——
23,8 2,1 0,9684 1,5604 — 22,32 — —— —32 —
100,0 7,3 0,9109 1,5111 18,48 5,31 — 333 23 1,89
88,6 6,5 0,9145 1,5130 27,52 6,04 80 320 —27 —
39,4 2,9 0,8562 1,4680 17,58 4,80 115 380 —21
57,4 4,2 0,8706 1,4800 20,19 5,10 96 371 —23 1,02
73,3 5,4 0,8941 1,4976 24,15 5,60 85 360 —27 —
81,0 5,9 0,9027 1,5040 25,70 5,80 82,5 355 —28 2,02
18,0 1,3 0,9170 1,5080 28,38 6,12 —26
23,6 1,7 0,9820 1,5548 37,25 6,38 —. .1 —28 —
100,0 5,6 0,9270 1,5200 40,11 7,23 360 29 2,27
91,3 5,1 0,9355 1,5240 55,35 9,17 60,5 380 —24
35,8 2,0 0,8580 1,4715 28,72 6,66 107 430 —20 —
54,6 3,1 0,8808 1,4830 32,65 6,94 91 408 —22 1,38
65,1 3,7 0,8964 1,4945 36,55 7,40 85 400 —24 —•
84,8 4,7 0,9228 1,5142 47,70 8,56 73 396 -25 2,54
18,8 1,1 0,9213 1,5066 46,11 8,23 —24
30,2 1,6 0,9988 1,5600 207,70 15,56 — — —26 —
Салымская нефть, Bvi, валанжин 5
Фракция 350—450 °C 100,0 13,8 0,8780 1,4883 11,80 3,58 335 20 0,75
Фракция 350—450 °C после депарафинизации 90,0 12,4 0,8850 1,4958 13,91 • 3,97 96 327 —28 —
Нафтено-парафиновые углеводороды 54,7 7,5 0,8430 1,4660 11 ,'33 3,52 107 350 —23 —
Нафтено-парафиновые и I группа ароматических углеводородов 70,6 9,7 0,8565 1,4723 12,00 3,65 104 340 —25 0,28
СП 5 Нафтено-парафиновые, I, II и III группы арома- тических углеводородов 75,3 10,4 0,8620 1,4758 12,35 3,70 102 335 —26 0,62
Продолжение табл. 317
О
Исходная фракция и смесь углеводородов Выход, % pf° „20 nD сСт V100’ сСт ив м Темпера- тура застыва- ния, сС Содер- жание се^ы,
на фрак- цию на нефть
Нафтено-парафиновые, I, II, III и IV группы аро- матических углеводородов I группа ароматических углеводородов II и III группы ароматических углеводородов IV группа ароматических углеводородов Смолистые вещества Фракция 450—500° С Фракция 450—500 °C после депарафинизации Нафтено-парафиновые углеводороды Нафтено-парафиновые и I группа ароматических углеводородов Нафтено-парафиновые, I, II и III группы арома- тических углеводородов Нафтено-парафиновые, I, II, III и IV группы аро- матических углеводородов I группа ароматических углеводородов 11 и III группы ароматических углеводородов IV группа ароматических углеводородов Смолистые вещества Севе р'о-в а р ь е Фракция 350—450 °C Фракция 350—450 °C после депарафинизации Нафтено-парафиновые углеводороды Нафтено-парафиновые и I группа ароматических углеводородов Нафтено-парафиновые, I и II группы ароматиче- ских углеводородов Нафтено-парафиновые, I, II и III группы арома- тических углеводородов Нафтено-парафиновые, I, II, III и IV группы аро- матических углеводородов Фракция 450—470 °C Фракция 450—470 °C после депарафинизации Нафтено-парафиновые углеводороды Нафтено-парафиновые и I группа ароматических углеводородов Нафтено-парафиновые, I и II группы ароматиче- ских углеводородов Нафтено-парафиновые, I, II и часть III группы ароматических углеводородов Нафтено-парафиновые, I, II и III группы арома- тических углеводородов Нафтено-парафиновые, I, II, III и IV группы аро- матических углеводородов I группа ароматических углеводородов II и III группы ароматических углеводородов IV группа ароматических углеводородов 83,7 15,9 4,7 8,4 6,3 100,0 90,0 50,3 67,2 73,5 80,3 16,9 6,3 6,8 9,7 - а н с к 100,0 87,4 52,4 66,5 70,4 76,6 86,4 100,0 92,2 47,2 61,4 65,2 70,0 75,3 90,2 14,2 13,9 14,9 11,5 2,2 0,7 1,1 0,9 7,7 6,9 3,9 5,2 5,6 6,1 1,3 0,4 0,5 0,8 а я н 15,7 13,7 8,2 10,4 п,о 12,0 13,5 3,0 2,8 1,4 1,8 1,9 2,1 2,2 2,7 0,4 0,4 0,5 0,8722 0,9111 0,9921 1,0473 0,9000 0,9100 0,8634 0,8754 0,8850 0,8970 0,9204 0,9999 1,0480 е ф т ь, 0,8943 0,9065 0,8625 0,8721 0,8752 0,8808 0,9000 0,9154 0,9238 0,8732 0,8848 0,8872 0,8937 0,8985 0,9190 0,9286 0,9893 1,4850 1,5067 1,5544 1,6024 1,4992 1,5067 1,4730 1,4810 1,4880 1,4970 1,5100 1,5650 1,6033 Бх, в 1,4980 1,5066 1,4740 1,4818 1,4844 1,4882 1,5020 1,5100 1,5153 1,4795 1,4880 1,4901 1,4945 1,4975 1,5125 1,5142 1,5646 13,00 18,23 35,66 55,53 42,05 46,66 26,37 31,87 35,80 36,74 46,86 175,00 694,00 алан 19,20 22,41 18,07 19,03 19,38 20,12 21,8С 65,42 80,41 42,71 45,22 46,20 48,50 53,01 75,73 65,45 37,39 3,80 4,59 5,87 6,83 8,05 8,72 6,45 6,00 6,41 7,21 9,11 16,36 24,73 кин 4,82 5,20 4,80 4,89 4,92 4,99 5,13 10,15 11,22 8,69 8,92 8,95 9,00 9,40 11,00 10,09 22,58 99,5 75 —35 — ПО 83,5 100 92 88 85 94,5 72 103 95 92 85 74 45 100 96 93 85 79 50 330 380 368 400 390 385 373 345 340 380 375 370 365 360 421 410 470 455 450 445 440 425 —27 —35 36 —26 —18 —22 —24 —25 23 —27 —22 —25 —26 —27 —27 33 — 18 —18 — 17 — 17 —16 —16 — 19 —4 0,70 1,15 0,73 0,80 0,95
А г а н с к а я нефть, 5уш, валанжин
Фракция 350—450 °C 100,0 17,5 0,9081 1,5094 14,46 4,14 316 13 1,60
Фракция 350—450 °C после депарафинизации 90,8 15,9 0,9123 1,5124 16,59 4,25 58 310 —21
Нафтено-парафиновые углеводороды 38,4 6,7 0,8524 1,4675 10,83 3,47 119 340 — 18
Нафтено-парафиновые и I группа ароматических 59,2 10,4 0,8684 1,4810 12,21 3,62 92 320 —21
углеводородов Нафтено-парафиновые, I и II группы ароматиче- 67,5 11,8 0,8765 1,4868 12,70 3,69 86 318 —21
ских углеводородов Нафтено-парафиновые, I, II и III группы арома- 79,0 13,8 0,8911 1,4985 13,90 3,85 74 315 —22
тических углеводородов Нафтено-парафиновые, I, II, III и IV группы 86,2 15,1 0,9022 1,5060 15,01 4,00 64 312 —22
ароматических углеводородов I группа ароматических углеводородов 20,8 3,7 0,9073 1,5095 23,48 4,39 — —32
II группа ароматических углеводородов 6,3 1,4 0,9582 1,5400 26,87 5,55 —. —30
ш III группа ароматических углеводородов 11,5 2,0 1,0108 1,5765 35,39 6,18 — — — —
Продолжение табл. 317
Исходная фракция и смесь углеводородов Выход, % pf 20 п£> '’SO. сСт V'OO, сСт ИВ Л! Темпера- тура застыва- ния, сС Содер- жание ст
на фрак- цию на нефть
IV группа ароматических углеводородов и смо- листые вещества Фракция 450—500 С Фракция 450—500 °C после депарафинизации Нафтено-парафиновые углеводороды Нафтено-парафиновые и I группа ароматических углеводородов Нафтено-парафиновые, I и II группы ароматиче- ских углеводородов Нафтено-парафиновые, I, II и часть III группы ароматических углеводородов Нафтено-парафиновые, 1, 11 и III группы арома- тических углеводородв Нафтено-парафиновые, 1, II. III и часть IV груп- пы ароматических углеводородов I группа ароматических углеводородов II группа ароматических углеводородов III группа ароматических углеводородов IV группа ароматических углеводородов и смо- листые вещества 11,8 100,0 92,4 26,1 47,8 52,4 57,3 79,5 85,5 21,7 4,6 27,1 12,9 2,1 7,5 6,9 2,0 3,6 3,9 4,3 6,0 6,4 1,6 0,3 2,0 0,9 0,9327 0,9450 0,8800 0,9000 0,9050 0,9087 0,9310 0,9365 0,9162 0,9677 1,0029 1,5260 1,5330 1,4820 1,4980 1,5008 1,5040 1,5210 1,5260 1,5120 1,5402 1,5670 68,25 104,40 42,43 48,94 50,00 52,75 80,06 91,00 143,60 162,60 190,80 11,82 13,22 8,50 9,25 9,35 9,55 11,70 12,40 23,09 16,28 17,85 40 96 90 89 85 58 50 420 415 450 430 428 425 400 390 29 —20 —17 —18 —19 —19 —19 —20 6 1,96
Локосовс Фракция 350—400 °C Фракция 350—400 °C после депарафинизации кая нефть, Бгх, валанжин 305 300 340 10 -25 —18
100,0 91,2 44,0 64,0 10,5 9,6 4,6 6,7 0,8860 0,8970 0,8412 0,8573 1,4930 1,5030 1 4636 9,40 14,08 9,17 2,80 3,55 3,14 —
Нафтено-парафиновые углеводороды Нафтено-парафиновые и I группа ароматических 1,4761 9,99 3,17 — 330 —21 —21
углеводородов Нафтено-парафиновые, I и II группы ароматиче- 68,6 7,2 0,8620 1,4800 10,36 3,19 — 326
ских углеводородов Нафтено-парафиновые, I, II и III группы арома- 87,8 9,2 0,8868 1,4980 12,68 3,40 — 320 —23,5
1 х
0,90
1,40
1,48
1 группа ароматических углеводородов II группа ароматических углеводородов III группа ароматических углеводородов 20,0 4,6 19,2 2,1 0,5 2,0 0,8988 0,9598 1,0076 1,5064 1,5385 1,5737 13,52 21,06 30,98 3,56 4,70 5,14 — —39 —26 ___
IV группа ароматических углеводородов Фракция 400—450 °C 3,4 100,0 0,4 9,5 0,9050 1,5094 15,95 5,40 345 23 1,70
Фракция 400—450 °C после депарафинизации 92,7 8,8 0,9150 1,5118 32,27 6,56 70 340 —21 2,00
Нафтено-парафиновые углеводороды 33,5 3,2 0,8500 1,4700 19,25 5,16 114 380 —13 —-
Нафтено-парафиновые и I группа ароматических 56,3 5,4 0,8750 1,4865 22,48 5,50 97 373 —15 0,60
углеводородов 0,8828 365 —16 0,80
Нафтено-парафиновые, I и 11 группы ароматиче- 63,8 6,1 1,4911 24,15 5,60 95
ских углеводородов Нафтено-парафиновые, I, II и III группы арома- 85,4 8,1 0,9018 1,5060 28,60 6,30 76 355 —19 1,30
тических углеводородов Нафтено-парафиновые, I, II, III и IV группы аро- 90,1 8,5 0,9090 1,5095 30,89 6,40 72 350 —20 1,60
матических углеводородов I группа ароматических углеводородов 22,8 2,2 0,9084 1,5066 30,45 6,35 — — —24 —
II группа ароматических углеводородов 7,5 0,7 0,9588 1,5381 55,60 8,18 — — —21 —
III группа ароматических углеводородов 21,6 2,0 1,0029 1,5718 104,50 10,53 — —15 —
IV группа ароматических углеводородов 4,7 0,4 — — —— —— —- — —— —
Смолистые вещества 2,6 0,3 —— — —-- ч — —— —
Фракция 450—485 °C 100,0 8,0 0,9225 1,5200 — 8,26- —— 413 29 2,50
Фракция 450—485 °C после депарафинизации 93,3 7,5 0,9350 1,5242 75,08 11,02 53 408 —22 2,80
Нафтено-парафиновые углеводороды 30,9 2,5 0,8759 1,4844 37,24 7,74 95 440 —15 —-
Нафтено-парафиновые и I группа ароматических 51,4 4,1 0,8915 1,4945 42,85 8,46 91 425 — 15 0,90
углеводородов 0,8966 1,00
Нафтено-парафиновые, I и II группы ароматиче- 58,9 4,7 1,4982 45,19 8,70 89 418 —15
ских углеводородов 0,9015 1,20
Нафтено-парафиновые, I, II и часть III группы 65,0 5,2 1,5004 52,10 9,50 85 415 —16
ароматических углеводородов Нафтено-парафиновые, 1, II и III группы арома- 85,0 6,8 0,9230 1,5180 63,21 10,20 67 412 —17 1,40
тических углеводородов Нафтено-парафиновые, I, II, III и часть IV груп- 87,5 7,0 0,9281 1,5218 70,87 10,85 64 409 —17 1,70
пы ароматических углеводородов 0,9138
I группа ароматических углеводородов 20,5 1,6 1,5086 55,08 9,31 •WWW — —15
II группа ароматических углеводородов 7,5 0,6 0,9591 1,5388 104,5 12,91 — — —24 —
III группа ароматических углеводородов 26,1 2,1 1,0050 1,5701 277,7 19,58 — —- — 13 —•
IV группа ароматических углеводородов и смоли- 8,3 0,7 —- — 1 —— —— — —
ст стые вещества
Продолжение табл. 317
Исходная фракция и смесь углеводородов Выход, % Рр 20 nD 450* сСт VJOO. сСт ИВ М Темпера- тура застыва- ния, сС Со дер- жание серы, %
на фрак- цию на нефть
В а т и н с к Фракция 350—450 °C Фракция 350—450 °C после депарафинизации а я нефть, Бх, валанжин 68 320 315 19 —27 1,28
100,0 91,2 16,9 15,4 0,9054 0,9126 1,5070 1,5146 15,80 19,47 4,32 4,74
Нафтено-парафиновые углеводороды 42,0 7,1 0,8500 1,4695 12,89 3,81 102 335 —20 ——
Нафтено-парафиновые и I группа ароматических углеводородов 59,5 10,1 0,8700 1,4812 14,75 4,10 90 350 —22 —
Нафтено-парафиновые, I и II группы ароматиче- ских углеводородов 65,5 11,1 0,8789 1,4870 15,49 4,21 85 340 —23 —
Нафтено-парафиновые, I, II и III группы арома- тических углеводородов 84,0 14,2 0,9048 1,5055 17,85 4,51 69 330 —24 —
I группа ароматических углеводородов 17,5 3,0 0,9139 1,5127 19,14 4,08 — —— — 18 —
II группа ароматических углеводородов 6,0 1,0 0,9583 1,5386 28,19 5,12 — — —14 •—
III группа ароматических углеводородов 18,5 3,1 1,0123 1,5805 52,71 6,83 — — —7 —
IV группа ароматических углеводородов и смо- листые вещества 7,2 1,2 — — — —— — — —
Фракция 450—500 °C 100,0 7,0 0,9343 1,5230 74,50 11,15 400 30 1,84
Фракция 450—500 °C после депарафинизации 92,5 6,5 0,9443 1,5300 88,88 12,13 48 390 — 15 —
Нафтено-парафиновые углеводороды 29,3 2,1 0,8637 1,4751 36,78 7,79 100 460 —21 —
Нафтено-парафиновые и I группа ароматических углеводородов 45,0 3,2 0,8800 1,4885 48,51 9,05 87 450 — 18 —
Нафтено-парафиновые, I и часть II группы аро- матических углеводородов 46,5 3,3 0,8820 1,4900 50,02 9,12 85 445 —18 .—
Нафтено-парафиновые, I и II группы ароматиче- ских углеводородов 49,7 3,5 0,8855 1,4930 52,07 9,33 81 440 —17 —
Нафтено-парафиновые, I, II и III группы арома- тических углеводородов 70,5 4,9 0,9161 1,5125 72,00 10,85 58 422 —15 —
I группа ароматических углеводородов 15,7 1,1 0,9207 1,5151 66,31 10,20 —— —18 ——
II группа ароматических углеводородов 4,7 0,3 0,9512 1,5832 153,2 15,24 — — — 17
III группа ароматических углеводородов 20,8 1,4 0,9688 1,5681 244,0 20,33 — — — 15 —
IV группа ароматических углеводородов и смоли- 22,5 1,6 —• —- — — — — — —
стые вещества
33—160
Самотлорская I е ф т ь, Bviit, валанжин
Фракция 350—450 °C 100,0 16,0 0,9035 1,5064 20,51 4,75 324 21
Фракция 350—450 °C после депарафинизации 91,0 14,6 0,9122 1,5100 21,12 4,87 52 308 —27
Нафтено-парафиновые углеводороды 42,6 6,8 0,8539 1,4705 12,31 3,70 103 360 —20
Нафтено-парафиновые и I группа ароматических 60,7 9,7 0,8680 1,4825 13,78 3,90 88 352 -22 —
углеводородов Нафтено-парафиновые, I и часть II группы аро- 66,3 10,6 0,8740 1,4860 14,38 3,98 85 345 —22
матических углеводородов Нафтено-парафиновые, I, II группы ароматиче- 68,0 10,9 0,8760 1,4866 14,45 4,00 84 342 —22
ских углеводородов
Нафтено-парафиновые, I, II и III группы арома- 83,7 13,4 0,8950 1,4980 16,78 4,30 65 331 —24
тических углеводородов
Нафтено-парафиновые, I, II, III и IV группы аро- 89,0 14,3 0,9040 1,5055 19,30 4,64 57 323 —26
матических углеводородов
I группа ароматических углеводородов 18,1 2,9 0,9176 1,5120 21,06 4,91 — —32 ___
II группа ароматических углеводородов 7,3 1,2 0,9647 1,5415 38,25 6,71 — —
III группа ароматических углеводородов 15,7 2,5 1,0118 1,5822 60,79 7,50 —
IV группа ароматических углеводородов 5,3 0,9 —. — __
Смолистые вещества 2,0 0,3 . -
Фракция 450—500 °C 100,0 7,6 0,9280 1,5190 70,01 10,25 400 36 ___
Фракция 450—500 °C после депарафинизации ’ 94,0 7,1 0,9420 1,5310 97,00 12,56 38 390 —22
Нафтено-парафиновые углеводороды 30,0 2,3 0,8723 1,4779 42,20 8,66 102 470 —18
Нафтено-парафиновые углеводороды и I группа 49,6 3,8 0,8905 1,4905 47,45 8,90 87 440 —21
ароматических углеводородов Нафтено-парафиновые, I и часть II группы арома- 52,6 4,0 85 435 —21
0,8935 1,4925 48,50 9,00
тических углеводородов
Нафтено-парафиновые, I и II группы ароматиче- 58,6 4,5 0,9015 1,4990 52,41 9,18 76 430 —21
ских углеводородов Нафтено-парафиновые, I, II и III группы арома- 78,2 6,0 54 415 —22
0,9250 1,5183 74,93 11,00
тических углеводородов
I группа ароматических углеводородов 19,6 1,5 0,9264 1,5135 63,94 10,18 —22
II группа ароматических углеводородов 9,0 0,7 0,9621 1,5379 159,60 16,21
III группа ароматических углеводородов 19,6 1,5 1,0140 1,5782 407,70 22,92
Часть IV группы ароматических углеводородов 5,3 0,4 .
Часть IV группы ароматических углеводородов и 10,5 0,7
смолистые вещества
Продолжение табл. 317
Исходная фракция и смесь углеводородов Выход, % р20 „20 nD V&0. сСт v100> сСт ИВ м Темпера- тура застыва - НИЯ, °C Содер- жание серы, %
на фрак- цию на нефть
Самотлорская н е ф т ь (смесь)
Фракция 300—400 °C 100,0 19,6 0,8851 1,4960 7,00 2,50 — 289 2 1,20
Фракция 300—400 °C после депарафинизации 91,2 17,9 0,8970 1,5020 7,84 2,60 — 280 —28 1,43
Нафтено-парафиновые углеводороды Нафтено-парафиновые и I группа ароматических 47,5 62,9 9,3 12,3 0,8397 0,8579 1,4643 1,4760 6,52 6,93 2,42 2,50 — 310 298 —26 —30 0,42
углеводородов Нафтено-парафиновые, I, II и III группы арома- 73,8 14,5 0,8686 1,4834 7,16 2,55 — 290 —29 0,62
тических углеводородов Нафтено-парафиновые, I, И, III и часть IV труп- 85,5 16,8 0,8838 1,4950 7,71 2,58 — 285 —28 0,94
пы ароматических углеводородов I группа ароматических углеводородов 15,4 3,0 0,9045 1,5102 9,39 2,86 — 275 —40 0,80
II и III группы ароматических углеводородов 10,9 2,2 0,9258 1,5450 11,61 3,03 — 260 —35 1,67
Часть IV группы ароматических углеводородов 11,7 2,3 1,0260 1,5910 18,69 3,87 — 250 4 3,00
IV группа ароматических углеводородов и смоли- 5,7 I, I 1,0480 — — — — — — —
стые вещества 39,01 1,67
Фракция 400—450 °C 100,0 8,8 0,9200 1,5170 6,86 — 370 26
Фракция 400—450 °C после депарафинизации 90,1 7,9 0,9401 1,5258 50,10 8,30 50 362 —22 1,85
Нафтено-парафиновые углеводороды 33,1 2,9 0,8750 1,4790 27,80 6,60 110 422 —23 Следы
Нафтено-парафиновые и I группа ароматических 48,5 4,3 0,8890 1,4897 30,80 6,68 90 408 —26 0,58
углеводородов Нафтено-парафиновые, I и часть II группы аро- 52,3 4,6 0,8930 1,4920 31,60 6,72 85 402 —26 —
матических углеводородов Набтено-парафиновые, I и II группы ароматиче- 56,6 5,0 0,8980 1,4960 33,00 6,82 81 395 —26 0,92
ских углеводородов Нафтено-парафиновые, I, II и III группы арома- 66,6 5,8 0,9071 1,5030 36,41 7,12 72 390 —25 1,26
тических углеводородов Нафтено-парафиновые, I, II, III и часть IV труп- 81,3 7,1 0,9268 1,5160 44,61 7,84 57 375 —24 —
пы ароматических углеводородов I группа-ароматических углеводородов 15,4 1,4 0,9100 1,5114 36,87 7,05 66 390 —27 1,78
II группа ароматических углеводородов 8,1 0,7 0,9610 1,5410 74,71 9,15 27 370 —19 —
III группа ароматических углеводородов 10,0 0,8 1,0015 1,5707 103,8 11,60 —13 320 —12 3,30
Часть IV группы ароматических углеводородов 14,7 1,3 1,0256 1,5930 240,8 18,70 —42 330 5 —
IV группа ароматических углеводородов и смоли- 8,8 0,8 — — — — — — — —
стые вещества
Фракция 450—500 °C 100,0 8,0 0,9351 1,5256 85,20 11,70 — 410 38 1,92
Фракция 450—500 °C после депарафинизации 92,5 7,4 0,9449 1,5315 99,18 12,95 45 400 —19 2,15
Нафтено-парафиновые углеводороды 30,6 2,5 0,8746 1,4782 34,00 7,58 108 465 —18 Следы
Нафтено-парафиновые и I группа ароматических 44,8 3,6 0,8928 1,4928 45,03 8,75 92 450 —20 0,61
углеводородов
Нафтено-парафиновые, I и часть II группы аро- 50,3 4,0 0,8992 1,4984 49,84 9,22 85 445 —21 —
матических углеводородов
Нафтено-парафиновые, I, II и III группы арома- 68,0 5,5 0,9218 1,5166 71,63 10,97 63 440 —22 1,34
тических углеводородов
Нафтено-парафиновые, I, II, III и часть IV груп- 80,1 6,4 0,9342 1,5255 86,11 12,02 52 430 —22 —
пы ароматических углеводородов
I группа ароматических углеводородов 14,2 1,1 0,9195 1,5136 74,40 11,20 62 440 —21 1,94
II группа ароматических углеводородов 6,5 0,5 0,9617 1,5411 157,2 16,00 10 410 — —
III группа ароматических углеводородов 16,7 1,4 0,9914 1,5662 275,1 20,82 — — — —
IV группа ароматических углеводородов и смо- 24,5 1,9 — — — — — — — —
листые вещества
М е г и о и с к а я нефть, Буш, валанжин
Фракция 350—420 °C 100,0 14,6 0,9060 1,5008 12,63 3,45 314 17 —-
Фракция 350—420 °C после депарафинизации 91,5 13,4 0,9078 1,5069 13,91 3,81 63 300 —21 —
Нафтено-парафиновые углеводороды 40,6 5,9 0,8457 1,4685 10,07 3,33 114 330 —17 —-
Нафтено-парафиновые и I группа ароматических 58,2 8,5 0,8627 1,4797 11,25 3,47 99 321 — 18 —
углеводородов
Нафтено-парафиновые, I и II группы ароматиче- 71,2 10,4 0,8832 1,4932 12,30 3,60 83 317 —20 —
ских углеводородов
Нафтено-парафиновые, I, II и III группы арома- 83,4 12,2 0,9030 1,5066 13,27 3,70 66 312 —21 —
тических углеводородов
I группа ароматических углеводородов 17,6 2,6 0,9060 1,5087 14,86 4,00 — — —29 —
II и III группы ароматических углеводородов 25,2 3,7 0,9963 1,5676 29,13 5,36 — — —30 —
Фракция 420—480 °C 100,0 7,7 0,9290 1,5192 50,00 8,42 41 390 27 —
Фракция 420—480 °C после депарафинизации 94,5 7,3 0,9374 1,5241 67,84 9,95 103 380 —21 —
Нафтено-парафиновые углеводороды 32,5 2,5 0,8695 1,4804 31,70 7,07 94 440 —13 —
Продолжение табл. 317
СЛ
о>
Исходная фракция и смесь углеводородов Выход, % Pf 20 *V50» сСт V100« сСт ИВ м Темпера- тура , застыва- ния, °C Содер- жание серы, %
на Фрак- цию на нефть
Нафтено-парафиновые и I группа ароматических 50,6 3,9 0,8863 1,4943 37,80 7,78 83 429 —15 '—
углеводородов Нафтено-парафиновые, I и II группы ароматиче- 64,4 4,7 0,8978 1,5026 43,15 8,22 63 420 —16 —
ских углеводородов Нафтено-парафиновые, I, II и III группы арома- 77,9 6,0 0,9175 1,5152 54,95 9,12 50 409 —17 —
тических углеводородов Нафтено-парафиновые, I, II, III и IV группы аро- 88,2 6,8 0,9308 1,5218 62,48 9,63 — 395 — 16 —
матических углеводородов I группа ароматических углеводородов 18, 1 1,4 0,9184 1,5114 53,82 9,52 — — —18 —
II и III группы ароматических углеводородов 27,3 2,1 0,9821 1,5593 143,20 13,94 — — —22 —
IV группа ароматических углеводородов 10,3 0,8 1,0380 1,5973 1339,0 39,16 — — 6 —
Мегионская нефть, Ю-1
Фракция 350—420 °C 100,0 11,3 0,9045 1,5044 10,41 3,17 — 320 10 0,82
Фракция 350—420 °C после депарафинизации 90,9 10,3 0,9085 1,5100 12,43 3,55 66 300 —26 —
Нафтено-парафиновые углеводороды 41,2 4,6 0,8446 1,4664 8,70 2,95 105 340 —26 —
Нафтено-парафиновые и I группа ароматических 59,8 6,8 0,8610 1,4793 9,37 3,06 94 322 —32 —
углеводородов Нафтено-парафиновые, I, II и III группы арома- 71,0 8,1 0,8782 1,4903 10,02 3,15 83 315 —33 —
тических углеводородов Нафтено-парафиновые, I, II, III и IV группы аро- 85,2 9,7 0,9002 1,5052 11,25 3,35 72 305 —35 —
матических углеводородов I группа ароматических углеводородов 18,6 2,1 0,9034 1,5088 12,29 3,45 — — —41 —
II и III группы ароматических углеводородов 11,2 1,3 0,9797 1,5622 22,92 4,69 — — —33 —
IV группа ароматических углеводородов 14,2 1,6 1,0281 1,6069 28,35 4,81 — — —23 —
Фракция 420—500 °C 100,0 12,6 0,9248 1,5165 48,30 8,42 — 380 23 1,03
Фракция 420—500 °C после депарафинизации 92,7 11,7 0,9376 1,5270 61,42 9,30 41 360 —19 —
Нафтено-парафиновые углеводороды А 34,4 4,3 0,8692 1,4792 28,64 6,57 103 430 —13
Нафтено-парафиновые и I группа ароматических 52,3 6,6 0,8834 1,4901 33,56 7,13 94 415 —14
углеводородов Нафтено-парафиновые, I и II группы ароматиче- 62,0 7,8 0,8932 1,5001 38,80 7,60 82 400 —15
ских углеводородов Нафтено-парафиновые, I, II и III группы арома- 73,1 9,2 0,9089 1,5099 44,99 8,17 71 386 — 15
тических углеводородов Нафтено-парафиновые, I, II, III и IV группы аро- 85,7 10,8 0,9292 1,5232 55,36 9,09 59 380 — 16
матических углеводородов I группа ароматических углеводородов 17,9 2,3 0,9184 1,5124 45,86 8,20 — — —18
II и III группы ароматических углеводородов 20,8 2,6 0,9846 1,5646 160,50 13,93 — — — 18
IV группа ароматических углеводородов 12,6 1,6 1,0350 1,6103 702,20 28,95 6
Советская нефть, Буш, валанжин
Фракция 350—420 °C 100,0 14,6 0,8985 1,5090 12,66 3,66 — 14 1,19
Фракция 350—420 °C после депарафинизации 90,6 13,2 0,9122 1,5110 15,01 3,97 — — —23 —
Нафтено-парафиновые углеводороды 38,0 5,5 0,8477 1,4675 10,35 3,36 111 — — 17 —
Нафтено-парафиновые и I группа ароматических 58,0 8,5 0,8545 1,4797 11,43 3,52 98 — — 19 —
углеводородов Нафтено-парафиновые, I, II и III группы арома- 78,7 11,5 0,8968 1,5009 12,85 3,71 82 — —21 —
тических углеводородов Нафтено-парафиновые, I, II, III и IV группы аро- 84,0 12,2 0,9027 1,5060 13,52 3,79 78 — —22 —
матических углеводородов Фракция 420—480 °C 100,0 9,2 0,9280 1,5243 53,47 9,08 . 33 2,10
Фракция 420—480 °C после депарафинизации 92,2 8,5 0,9374 1,5260 71,16 10,22 38 — —22 —
Нафтено-парафиновые углеводороды 29,0 2,7 0,8672 1,4774 31,07 7,08 104,5 — — 14 —
Нафтено-парафиновые и I группа ароматических 48,5 4,6 0,8858 1,4884 36,64 7,56 92 — — 17 —
углеводородов Нафтено-парафиновые, I и II группы ароматиче- 63,1 5,8 0,9032 1,4998 42,86 8,10 79 — — 18 —
ских углеводородов Нафтено-парафиновые, I, II и III группы арома- 73,4 6,8 0,9172 1,5108 47,70 8,50 70 — 19 —
тических углеводородов Нафтено-парафиновые, I, II, III и IV группы аро- 84,2 7,8 0,9334 1,5215 59,17 9,45 58,5 -—, —21
матических углеводородов
Продолжение табл. 317
СЛ
00
Исходная фракция и смесь углеводородов Выход, % pF 20 nD V50. сСт V100. сСт ИВ м Темпера- тура застыва- ния, °C Содер- жание серы,
на фрак- цию на нефть
Советска я нефть (смесь)
Фракция 350—400 °C 100,0 9,2 0,8943 1,5005 10,62 3,23 312 8 1,20
Фракция 350—400 °C после депарафинизации 90,0 8,3 0,9023 1,5077 12,85 3,70 81 300 —23
Нафтено-парафиновые углеводороды 37,8 3,5 0,8495 1,4658 8,63 3,01 122 330 —22 —
Нафтено-парафиновые и I труппа ароматических углеводородов 57,5 5,3 0,8698 1,4760 9,55 3,10 94 320 —22 —
Нафтено-парафиновые, I и II группы ароматиче- ских углеводородов 63,6 5,9 0,8740 1,4830 10,10 3,20 89 315 —23 —
Нафтено-парафиновые, I, II и III группы арома- тических углеводородов 80,5 7,4 0,8930 1,4989 11,75 3,50 85 309 —23 —
Нафтено-парафиновые, I, II, III и IV группы аро- матических углеводородов 88,5 8,1 0,9001 1,5065 12,32 3,60 82 304 —23 0,54
I группа ароматических углеводородов 19,7 1,8 0,8846 1,5017 10,40 3,20 78 — —24 —
II и III группы ароматических углеводородов 23,0 2,1 0,9743 1,5518 — — — — — —
IV группа ароматических углеводородов 8,0 0,7 1,0059 1,5905 — — — — — —
Смолистые вещества 1,5 0,2 — — —— — —— —
Фракция 400—450 °C 100,0 8,6 0,9160 1,5141 26,24 5,78 — 363 23 1,52
Фракция 400—450 °C после депарафинизации 91,5 7,9 0,9240 1,5178 33,30 6,58 65 382 —20 —
Нафтено-парафиновые углеводороды 30,0 2,6 0,8642 1,4721 15,20 4,40 119 392 —11 —
Нафтено-парафиновые и I группа ароматических углеводородов 43,1 3,7 0,8766 1,4820 16,50 4,70 100 374 —16 —
Нафтено-парафиновые, I и II группы ароматиче- ских углеводородов 57,3 4,9 0,8897 1,4904 20,00 5,00 89 377 —16 —
Нафтено-парафиновые, I, II и часть III группы ароматических углеводородов 65,2 5,6 0,8970 1,4980 22,20 5,30 85 379 —17 0,78
Нафтено-парафиновые, I, II и III группы арома- тических углеводородов 76,3 6,6 0,9080 1,5070 25,00 5,64 78 380 — 18 —
Нафтено-парафиновые, I, II, III и IV группы аро- матических углеводородов 90,0 •7,7 0,9220 1,5165 31,40 6,40 67 381 —19
I группа ароматических углеводородов
II группа ароматических углеводородов
III группа ароматических углеводородов
IV группа ароматических углеводородов
Смолистые вещества
Фракция 450—485 °C
Фракция 450—485 °C после депарафинизации
Нафтено-парафиновые углеводороды
Нафтено-парафиновые и I группа ароматических
углеводородов
Нафтено-парафиновые, I и II группы ароматиче-
ских углеводородов
Нафтено-парафиновые, I, II и III группы арома-
тических углеводородов
Нафтено-парафиновые, I, II, III и IV группы аро-
матических углеводородов
I группа ароматических углеводородов
II и III группы ароматических углеводородов
IV группа ароматических углеводородов
Смолистые вещества
13,1 1,1 0,9117 1,5037 — — —
14,2 1,2 — — — —— — — —
19,0 1,7 —. 1,5698 98,90 10,00 — — —
13,7 1,1 1,0381 1,5938 — — — — — —
1,5 0,2 — ' — — — — — ——
100,0 7,0 0,9314 1,5260 66,24 10,10 — 400 37 1,74
91,2 6,4 0,9386 1,5315 82,00 11,50 48 390 —23 —
24,2 1,7 0,8690 1,4756 33,19 7,25 100 438 —16 —
45,5 3,2 0,8869 1,4928 38,60 7,78 89 435 —20 —
51,5 3,6 0,8930 1,4970 40,20 7,90 85 428 —20 —
71,0 5,0 0,9151 1,5131 49,18 8,58 68 410 —21 —
88,5 6,2 0,9340 1,5280 74,00 10,90 53 400 —22 0,91
21,3 1,5 0,9116 1,5085 49,56 8,77 72 — 19 —
25,5 1,8 0,9758 1,5536 96,54 11,32 — — — —
17,5 1,2 — —— — — — — — —
2,7 0,2 — — — — — — — —
Русека я нефть, ПК-I, сеном а н
Фракция 350—450 °C 100,0 28,4 0,9345 1,5196 46,60 7,70 37 360 —28 0,26
Нафтено-парафиновые углеводороды 49,8 14,1 0,8834 1,4809 29,11 6,20 75 375 —36 —.
Нафтено-парафиновые и I группа ароматических 66,2 18,8 0,8937 1,4887 30,80 6,28 64 370 —34 —
углеводородов Нафтено-парафиновые, I и II группы ароматиче- 73,9 21,0 0,8990 1,4947 33,54 6,56 58 368 —34 —
ских углеводородов Нафтено-парафиновые, I, II и III группы арома- 81,5 23,2 0,9048 1,5003 36,95 6,88 53 362 —31 —
тических углеводородов Нафтено-парафиновые, I, 11 и III группы арома- — — 0,9133 — 49,67 9,10 83 — —35 —
тических углеводородов с 0,4% присадки поли- метакрилата «Д» 1,5156 44,80 7,56 360
Нафтено-парафиновые, I, II, III и IV группы аро- 96,9 27,6 0,9296 40 —29 —
матических углеводородов 16,4 0,9182 1,5148 47,82 7,65
сп I группа ароматических углеводородов <о 4,7 — —28
Продолжение табл. 317
Исходная фракция и смесь углеводородов Выход, % Р1° „20 nD V50. сСт V100’ сСт ИВ м Темпера- тура застыва- ния, °C Содер- жание серы, %
на фрак- цию на нефть
II группа ароматических углеводородов 7,7 2,2 — 1,5450 1,5730 — — — — — —
III группа ароматических углеводородов 7,6 2,2 —• — — — — — —
IV группа ароматических углеводородов и смоли- стые вещества 18, Ь 5,2 1,0508 1,6090 20,86 — — —
Фракция 450—470 °C 100,0 5,2 0,9455 1,5310 200,00 19,20 22 457 — 18 0,35
Нафтено-парафиновые углеводороды 40,5 2,1 0,8770 1,4810 59,00 10,00 86 492 —29 —
Нафтено-парафиновые и часть I группы аромати- ческих углеводородов 47,2 2,4 0,8791 1,4828 56,00 10,26 81 490 —28 —
Нафтено-парафиновые и I группа ароматических углеводородов 64,8 3,4 0,8898 1,4891 70,00 11,00 68 487 —27 —
Нафтено-парафиновые и I группа ароматических углеводородов с 0,5% присадки полиметакрила- 0,8916 74,71 12,40 88 — —36 —
Нафтено-парафиновые, I и II группы ароматиче- ских углеводородов 69,4 3,6 0,8935 1,4920 72,71 11,20 65 480 —25 —
Нафтено-парафиновые, I, II и III группы арома- тических углеводородов 82,1 4,3 0,9097 1,5022 89,45 12,40 53 470 —22 —
Нафтено-парафиновые, I, II, III и IV группы аро- матических углеводородов 91,8 4,8 0,9283 1,5180 138,00 15,70 36 462 — 19 —
I группа ароматических углеводородов 17,6 1,0 0,9184 1,5068 92,40 12,48 49 — —29 —
II группа ароматических углеводородов 4,6 0,2 0,9735 1,5448 — — — —— — —
III группа ароматических углеводородов 12,7 0,7 1,003b 1,5700 684,90 28,20 —55 — —8 —
IV группа ароматических углеводородов и смоли- стые вещества 17,9 0,9 — — —
Губкинская нефть, Ю-1
Фракция 350—450 °C 100,0 13,1 0,8857 1,4943 14,39 4,13 — 330 30 0,18
Фракция 350—450 °C после депарафинизации 78,0 10,2 0,9010 1,5030 20,39 4,80 58 320 —26 —
Нафтено-парафиновые углеводороды 45,0 5,9 0,8440 1,4660 14,08 4,10 109 360 • —19
Нафтено-парафиновые и I группа ароматических 57,1 7,5 0,8638 1,4749 15,29 4,21 91 351 —22 —.
углеводородов Нафтено-парафиновые, I и II группы ароматиче- 59,6 7,8 0,8680 1,4782 15,77 4,30 90 340 —21 —
ских углеводородов Нафтено-парафиновые, I, II и III группы арома- 65,0 8,5 0,8790 1,4865 16,95 4,47 87 335 —19 —.
тических углеводородов Нафтено-парафиновые, I, II, III и часть IV груп- 66,9 8,7 0,8820 1,4890 17,30 4,53 85 331 —19 —
пы ароматических углеводородов Нафтено-парафиновые, I, II, III и IV группы аро- 75,0 9,8 0,8980 1,5010 19,31 4,75 73 326 —20 —
матических углеводородов I группа ароматических углеводородов 12,1 1,6 0,9064 1,5040 23,27 5,18 — — —29 —
II группа ароматических углеводородов 2,5 0,3 0,9645 1,5393 60,16 7,64 — — — 19 —
III группа ароматических углеводородов 5,4 0,7 1,0196 1,5862 134,60 10,78 — — —4 —
IV группа ароматических углеводородов 10,0 1,3 1,6125 1,6125 283,90 28,93 — — 0 —
Смолистые вещества 3,0 0,4 — —, — — — — — —
Фракция 450—500 °C 100,0 6,4 0,9096 1,5105 60,14 11,20 — 451 41 0,28
Фракция 450—500 °C после депарафинизации 85,0 5,4 0,9210 1,5190 101,1 13,17 46 445 —14 —
Нафтено-парафиновые углеводороды 42,7 2,7 0,8655 1,4765 43,27 8,84 103 485 —23 —
Нафтено-парафиновые и I группа ароматических vr ттоп/л ттмпп тт 60,5 3,9 0,8785 1,4845 52,00 9,65 90 475 —20 —
у к JkZ.D<JlLk,UyU1li,UD Нафтено-парафиновые, I и II группы ароматиче- 65,0 4,2 0,8834 1,4883 58,00 10,22 85 470 — 19 —
ских углеводородов Нафтено-парафиновые, I, II и III группы арома- 75,0 4,8 0,8975 1,5000 76,00 11,62 61 465 —16 —
тических углеводородов Нафтено-парафиновые, I, II, III и IV группы аро- 83,0 5,3 0,9160 1,5160 96,63 12,90 50 460 —15 —
матических углеводородов I группа ароматических углеводородов 17,8 1,2 0,9138 1,5088 81,01 .11,46 49 — —24 —.
II группа ароматических углеводородов 4,5 0,3 0,8630 1,5405 323,90 24,18 —7 — — —
III группа ароматических углеводородов 10,0 0,6 0,9976 1,5784 11,48 40,91 —61 — — —
IV группа ароматических углеводородов 8,0 0,5 — —• — — — — — ——
Смолистые вещества 2,0 0,1 — — — — — — — —
Новопортовская нефтр, Ю-П
Фракция 350—450 °C 100,0 21,9 0,8695 1,4850 14,75 4,39 — 353 29 0,16
Фракция 350—450 °C после депарафинизации 77,7 17,0 0,8973 1,5001 21,68 5,04 65 345 —23 —.
Нафтено-парафиновые углеводороды 48,9 10,7 0,8534 1,4700 15,43 4,29 100 363 —18,5 —
Продолжение табл. 317
Исходная фракция и смесь углеводородов Выход, % pi° 20 nD V50, сСт v100. сСт ив м Темпера- тура застыва- ния, °C Содер- жание серы.
на фрак - цию на нефть
Нафтено-парафиновые и I группа ароматических 58,7 12,9 0,8639 1,4779 16,65 4,50 96 362 —22,5
углеводородов
Нафтено-парафиновые, I и II группы ароматиче- 60,6 13,3 0,8667 1,4800 17,05 4,55 94 360 —22 —
ских углеводородов
Нафтено-парафиновые, I, II и III группы арома- 63,8 4,0 0,8717 1,4833 17,85 4,67 92 358 —23 —
тических углеводородов
Нафтено-парафиновые, I, II, III и IV группы аро- 72,6 15,9 0,8885 1,4950 20,32 4,99 85 353 —23 —
матических углеводородов 32,15
I группа ароматических углеводородов 9,8 2,2 0,9175 1,5121 6,16 —. — —29 —
II и III группы ароматических углеводородов 5,1 1,1 0,9881 1,5572 121,60 11,37 — — —8 —
IV группа ароматических углеводородов и смоли- 13,9 3,0 — — — —- — — — —
стые вещества
Фракция 450—480 °C 100,0 5,1 0,9010 1,5005 50,38 9,30 . 445 39 0,19
Фракция 450—480 °C после депарафинизации 85,0 4,3 0,9128 1,5107 75,90 11,50 65 442 —20 :—
Нафтено-парафиновые углеводороды 48,3 2,5 0,8650 1,4760 36,87 7,88 102 465 —21 —
Нафтено-парафиновые и I группа ароматических 60,0 3,1 0,8775 1,4829 43,28 8,70 98 462 —22 —
углеводородов Нафтено-парафиновые, I и II группы ароматиче- 65,5 3,3 0,8825 1,4866 46,20 9,05 96 460 —22 —
ских углеводородов Нафтено-парафиновые, I, II и III группы арома- 69,3 3,5 0,8880 1,4910 50,90 9,35 91 460 —22 —
тических углеводородов Нафтено-парафиновые, I, II, III и часть IV труп- 72,5 3,7 0,8945 1,4958 56,01 9,75 85 460 —23 —
пы ароматических углеводородов Нафтено-парафиновые, I, II, III и IV группы аро- 78,2 4,0 0,9035 1,5027 66,60 10,40 62 443 —
матических углеводородов I группа ароматических углеводородов 11,7 0,6 0,9169 1,5073 67,95 10,57 425 —
II и III группы ароматических углеводородов 1 9,3 0,4 0,9904 1,5606 677,80 30,19 — 400 — —
IV группа ароматических углеводородов и смоли- 15,7 0,8 — — — — —. — —- —
стые вещества
Айяунская нефть, сеноман
Фракция 350—450 °C
Нафтено-парафиновые углеводороды
Нафтено-парафиновые и I группа ароматических
углеводородов
Нафтено-парафиновые, I и II группы ароматиче-
ских углеводородов
Нафтено-парафиновые, I, II и III группы арома-
тических углеводородов
Нафтено-парафиновые, I, II, III и часть IV груп-
пы ароматических углеводородов
I группа ароматических углеводородов
II группа ароматических углеводородов
III группа ароматических углеводородов
IV группа ароматических углеводородов и смоли-
стые вещества
Фракция 450—500 °C
Нафтено-парафиновые углеводороды
Нафтено-парафиновые и часть I группы арома-
тических углеводородов
Нафтено-парафиновые и I группа ароматических
углеводородов
Нафтено-парафиновые, I и II группы ароматиче-
ских углеводородов
Нафтено-парафиновые, I, II, III и часть IV груп-
пы ароматических углеводородов
I группа ароматических углеводородов
II группа ароматических углеводородов
III и часть IV группы ароматических углеводоро-
дов
IV группа ароматических углеводородов и смоли-
стые вещества
100,0 19,2 0,9322 1,5182 42,00 7,16 34 351 —27 0,96
48,6 9,3 0,8693 1,4772 23,70 5,24 57 400 —36
68,0 13,1 0,8870 1,4882 26,10 5,48 49 380 —32 —
73,9 14,2 0,8927 1,4931 27,00 5,57 46 375 —28 —
82,1 15,8 0,9021 1,5020 30,00 5,90 41 370 —26 —
91,8 17,7 0,9127 1,5102 — 6,68 — 362 —23 —
19,4 3,8 0,9209 1,5138 33,12 6,23 35,5 —29 _-.
5,9 1,1 0,9732 1,5551 65,78 7,68 —105 —19 —.
8,2 1,6 1,0130 1,5863 102,50 9,39 —157 — —3 —
17,9 3,4 —• — — — — — — —
100,0 11,0 0,9398 1,5250 109,00 14,10 52 416 — 15 1,51
38,0 4,2 0,8765 1,4785 46,00 8,90 92 465 —24 —
51,8 5,7 0,8875 1,4870 52,20 9,50 85 460 —21 —
60,2 6,6 0,8950 1,4931 56,25 9,80 79 458 — 19 —
65,2 7,2 0,9000 1,4975 60,00 10,10 75 455 —17 —
93,6 10,3 0,9270 1,5180 88,88 12,46 56 430 —12 —
22,2 2,4 0,9264 1,5175 79,70 11,61 58 431 — 18
5,0 0,6 0,9726 1,5422 163,30 17,08 28 — —11 —
28,4 3,1 1,0142 1,5809 535,00 26,01 •— — —8 —
6,4 0,7 — — — — — — — —
318. Выход гача после депарафинизации масляных фракций
Выход гача, % Температура плавления гача, °C Выход гача, % Температура плавления гача, °C
Фракция, °C на фракцию на нефть Фракция, °C на фракцию на нефть
Мортымьинская нефть, Ю-П 350—420 I 14,0 I 1,9 I 47 420—490 1 11,2 | 0,9 1 55 Шаимская нефть, Ю-П 350—420 I 14,8 I 2,0 1 48 420—480 | 11,6 1 1,1 1 57 Тевлинская нефть, Bxvi, валанжин 350—450 I 9,3 I 1,7 I 51 450—480 | 12,8 | 0,7 | 56 Минчимкинск а я нефть, Би, валанжин-готерив М а м о 350—450 450—500 Ю ж н о- 350—450 450—490 Запад Бп+ 350—400 400—450 450—480 н т о в с к вала а балыке вала 8,5 7,6 н о-с у р г 5ш, гот 12,8 10,0 8,6 я н е ( н ж и н 0,7 кая н н ж и н 1,3 0,6 т с к а г ери в-б 1,2 0,9 0,4 [>ть, Бх, 44 54 ф т ь, Бх, 47 56 нефть,, а р р е м 42 51 55
350—450 450—500 8,8 9,5 1,4 0,8 49 55 Западно-сургутская нефть, Бх, валанжин
У с т ь-( 350—400 400—460 У с т ь-( 350—400 400—450 450—500 Уст ь-б а л ы к с готери 9,7 8,6 а л ы к с готери 8,7 8,7 8,8 а л ы к с к а я н з-б а р р 0,8 1,2 к а я н з-б а р р 0,7 0,7 0,9 а я не е ф т ь, Bi, е м 46 50 ф т ь, Biv, е м 46 52 55 ф т ь, Ю-П 350—400 400—450 450—490 Сал 350—450 450—500 Север 350—450 450—470 12,5 11,4 8,7 ы м с к а я вала 10,0 10,0 э-в а р ь е г Бх, вал 12,6 7,8 1,1 0,8 0,5 нефт н ж и н 1,4 0,8 а н с к а а н ж и 2,0 0,2 43 52 56 ь, Bvi, 44 50 я н е ф т ь, н 49 58
350—400 400—450 450—480 Уст 320—400 400—450 450—490 Теп 350—450 450—500 8,8 7,5 9,5 ь-б а л ы к (с м 9,7 8,8 7,6 л о в с к a s готери 10,2 10,0 0,8 0,8 0,8 ская е с ь) 1,3 0,6 0,5 з н е ф в-б а р р 0,7 45 53 54 нефть 39 53 55 ь, Bvi, е м 43 53 Ага 350—450 450—500 Локо 350—400 400—450 450—485 Ват 350—450 450—500 некая вала 9,2 7,6 с о в с к а вала 8,8 7,3 6,7 и н с к а я вала 8,8 7,5 нефть, н ж и н 1,6 0,6 я неф н ж и н 0,9 0,7 0,5 нефт н ж и н 1,5 0,5 Буш, 45 61 ть, Bix, 48 52 57 ь, Бх, 47 56
К арк атеев ск а я не валанжин ф т ь, Бх, Самотлорская неф валанжин ть, Буш,
350—450 450—470 9,5 6,4 1,8 0,2 45 61 350—450 450—500 9,0 6,0 1,4 0,5 49 60
524
Продолжение табл. 318
Фракция, °C Выход гача, % Температура плавления гача, °C Фракция, °C Выход гача, % Температура плавления гача, °C
на фракцию на Н ефть на фракцию на нефть
Советская нефть , Буш,
самотлорская нефть валанжин
(смесь)
350—420 9,4 1,4 46
350—400 8,8 1,7 38 420—480 7,8 0,7 55
400—450 450—500 9,9 7,5 0,9 0,6 53 59 Советская н ефть (смесь)
350—400 10,0 0,9 44
Мегионская нефть, Bvn, 400—450 8,5 0,7 52
валанжин 450—485 8,8 0,6 55
350—420 8,5 I 1,2 46 Губкинская нефть, Ю-1
420—480 5,5 1 0,4 53 350—450 22,0 2,9 51
450—500 15,0 1,0 57
Мегионская неф ть, Ю-1 Новопортовская нефть, Ю-П
350—420 9,1 I 1,0 44 350—450 22,3 4,9 53
420—500 7,3 1 0,9 56 450—480 15,0 0,8 59
319. Структурно-групповой состав дистиллятных базовых масел
и групп углеводородов
Исходная фракция и смесь углеводородов Распределение углерода, % Среднее число колец в молекуле
СА сн ^кол сп Кд Кн Ко
Шаимская не ф т ь, Ю-П
Фракция 350—420 °C 13 25 38 62 0,58 1,30 1,88
Фракция 350—420 °C после депарафи- низации 19 24 43 57 0,76 1,25 2,01
Нафтено-парафиновые углеводороды 0 30 30 70 0 1,48 1,48
Нафтено-парафиновые и I группа ароматических углеводородов 10 22 32 68 0,42 1,08 1,50
Нафтено-парафиновые, I, II и III группы ароматических углеводоро- дов 17 24 41 59 0,74 1,16 1,90
Фракция 420—480 °C 16 26 42 58 0,78 1,82 2,60
Фракция 420—480 °C после депарафи- низации 18 27 45 55 0,90 1,82 2,72
Нафтено-парафиновые углеводороды 0 33 33 67 0 2,08 2,08
Нафтено-парафиновые и I группа ароматических углеводородов 7 29 36 64 0,52 1,83 2,35
Нафтено-парафиновые, I, II и III группы ароматических углеводоро- дов 16 24 40 60 0,80 1,71 2,51
525
Продолжение табл. 319
Продолжение табл. 319
Исходная фракция и смесь углеводородов Распределение углерода, о/ /О Среднее число колец в молекуле Исходная фракция и смесь углеводородов Распределение углерода, % Среднее число колец в молекуле
СА сн Скол сп Кд КН Ко
СА сн 4<ол сп кА Кн Ко
Тевлинская неф т ь, Bxvi, валанжин —
Усть-балыкская нефть. Bi, готери в-б а pjp е м
Фракция 350—450 °C 20 25 45 55 0,80 1,44 2,24
Фракция 350—450 °C после депарафи- 24 25 49 51 0,91 1,43 2,34 Фракция 350—400 °C 17 26 43 57 0,65 1,30 1,95
низации Фракция 350—400 °C после депарафи- 19 27 46 54 0,73 1,52 2,25
Нафтено-парафиновые углеводороды 0 36 36 64 0 1,95 1,95 низации
Нафтено-парафиновые, I и II группы 11 29 40 60 0,40 1,72 2,12 1 Нафтено-парафиновые углеводороды 0 33 33 67 0 1,28 1,28
ароматических углеводородов ! Нафтено-парафиновые и I группа 6 32 38 62 0,40 1,56 1,96
Нафтено-парафиновые, I, II и III 14 29 43 57 0,55 1,61 2,16 , ароматических углеводородов
группы- ароматических углеводоро- Нафтено-парафиновые, I, II и III 18 27 45 55 0,72 1,44 2,16
дов группы ароматических углеводоро-
Нафтено-парафиновые, I, II, III и 15 29 44 56 0,61 1,57 2,18 j дов -
часть IV группы ароматических ут- Фракция 400—460 °C 21 21 42 58 0,93 1,43 2,36
леводородов Фракция 400—460 °C после депарафи- 22 25 47 53 1,07 1,70 2,77
Фракция 450—480 °C 22 25 47 53 1,17 1,74 2,91 i низации
Фракция 450—480 °C после депарафи- 24 30 54 46 1,21 2,26 3,47 Нафтено-парафиновые углеводороды 0 31 31 69 0 1,76 1,76
низации Нафтено-парафиновые и I группа 9 27 36 64 0,49 1,64 2,13
Нафтено-парафиновые углеводороды 0 38 38 62 0 2,51 2,51 ароматических углеводородов
Нафтено-парафиновые и часть I труп- 9 31 40 60 0,43 2,29 2,72 '> Нафтено-парафиновые, I, II и III 19 26 45 55 0,98 1,69 2,67
пы ароматических углеводородов группы ароматических углеводоро-
Нафтено-парафиновые и I группа 10 31 41 59 0,75 2,03 2,78 'I дов
ароматических углеводородов
Нафтено-парафиновые, I, II и III 18 34 52 48 0,93 2,42 3,35 Усть-балыкская нефть , Bi-v + Бу, готерив-баррем
группы ароматических углеводоро- Л
дов Фракция 350—400 °C 15 3-1 46 54 0,54 1,52 2,06
Фракция 350—400 °C после депарафи- 18 31 49 51 0,64 1,53 2,17
низации
Минчимкинская нефть, Ьц, валанжин-готерив Нафтено-парафиновые углеводороды 0 32 32 68 0 1,58 1,58
li , Нафтено-парафиновые и I группа 5 35 40 60 0,21 1,76 1,97
Фракция 350—450 °C 21 26 47 53 0,78 1,35 2,13 i ароматических углеводородов
Фракция 350—450 °C после депарафи- 22 30 52 48 0,79 1,44 2,23 1 Нафтено-парафиновые, I, II и III 17 29 46 54 0,64 1,53 2,17
низации группы ароматических углеводоро-
Нафтено-парафиновые углеводороды 0 42 42 58 0 1,82 1,82 | ДОВ
Нафтено-парафиновые и I группа 12 31 43 57 0,38 1,48 1,86 Д Фракция 400—450 °C 19 29 48 52 0,84 1,79 2,63
ароматических углеводородов Фракция 400—450 °C после депарафи- 21 28 49 51 0,92 1,78 2,70
Нафтено-парафиновые, I и II группы 14 31 45 55 0,53 1,36 1,89 i низации
ароматических углеводородов -Д Нафтено-парафиновые углеводороды 0 39 39 61 0 2,34 2,34
Нафтено-парафиновые, I, II, и III 20 31 51 49 0,70 1,51 2,21 з Нафтено-парафиновые и I группа 1 45 46 54 0,02 2,66 2,68
группы ароматических углеводоро- / ароматических углеводородов
дов Нафтено-парафиновые, I и II группы 15 33 48 52 0,68 2,00 2,68
Фракция -450—500 °C 22 26 48 52 1,07 2,01 3,08 ароматических углеводородов
Фракция 450—500 °C после депарафи- 24 28 52 48 1,13 2,01 3,14 Нафтено-парафиновые, I, II и часть 19 29 48 52 0,86 1,83 2,69
низации III группы ароматических углево-
Нафтено-парафиновые углеводороды 0 40 40 60 0 2,55 2,55 ! L дородов
Нафтено-парафиновые и I группа 10 34 44 56 0,32 2,44 2,76 Д | Фракция 450—500 °C 21 25 46 54 1,11 1,92 3,03
ароматических углеводородов S Фракция 450—500 °C после депарафи- 21 32 53 47 1,11 2,22 3,33
Нафтено-парафиновые, I и II группы 14 32 46 54 0,75 2,15 2,90 I | низации
ароматических углеводородов I Нафтено-парафиновые углеводороды 0 38 38 62 0 2,63 2,63
1 Нафтено-парафиновые и I группа 3 39 42 58 0,17 2,63 2,80
526 дЯ ! ароматических углеводородов
527
Продолжение табл. 319
Продолжение табл. 319
Исходная фракция и смесь углеводородов Распределение углерода, % Среднее число колец Я в молекуле w Исходная фракция и смесь углеводородов Распределение углерода, % Среднее число колец в молекуле
СА сн с кол сп КА КН К° 'i СА сн Скол сп *А Кн Ко
Нафтено-парафиновые, I и II группы 10 38 48 52 0,60 2,65 3,25 Тепловская нефть Буг, г о т е р и з-б а р рем
ароматических углеводородов
Нафтено-парафиновые, I, II и III 20 32 52 48 1,04 2,27 3,31 Фракция 350—450 °C 17 29 46 54 0,60 1,60 2,20
группы ароматических углеводоро- t Фракция 350—450 °C после депарафи- 19 31 50 50 0,70 1,60 2,30
ДОВ I низации 31 1,50
v Нафтено-парафиновые углеводороды 0 31 69 0 1,50
) Нафтено-парафиновые и I группа 5 30 35 65 0,20 1,50 1,70
1' ароматических углеводородов 11 0,40 1,40 1,80
Ij Нафтено-парафиновые, I и II группы 27 38 62
Фракция 320—400 °C 17 20 37 63 0 63 0,73 1,02 1,36 1,66 if ароматических углеводородов 0,60 1,60 2,20
Фракция 320-—400 °C после депарафи- 19 23 42 58 о’, 64 It Нафтено-парафиновые, I, II и III 18 28 46 54
низации группы ароматических углеводоро-
Нафтено-парафиновые углеводороды Нафтено-парафиновые и I группа ароматических углеводородов 0 9 29 25 29 34 71 66 0 0,32 1,15 1,04 1,15 1,36 дов Фракция 450—500 °C Фракция 450—500 °C после депарафи- 24 25 24 26 48 51 52 49 1,10 1,20 1,70 1,80 2,80 3,00
Нафтено-парафиновые, I и II группы 13 23 36 64 0,44 0,99 1,43 1 низации 35 2,20 2,20
ароматических углеводородов Нафтено-парафиновые углеводороды 0 35 65 и
Нафтено-парафиновые, I, II и III 18 22 40 60 0,61 0,89 1,50 7 Нафтено-парафиновые и I группа 6 32 38 62 0,30 2,00 2,30
группы ароматических углеводоро- дов ароматических углеводородов Нафтено-парафиновые, I и II группы 12 28 40 60 0,50 2,00 2,50
Фракция 400—450 °C 21 18 39 61 0,89 0,92 1 81 ароматических улеводородов 31 0,70 2,00 2,70
Фракция 400—450 °C после депарафи- 22 21 43 57 0^95 1,02 1,97 Нафтено-парафиновые, I, II и часть 14 45 55
низации III группы ароматических углево-
Нафтено-парафиновые углеводороды Нафтено-парафиновые и I группа 0 8 28 30 28 38 72 62 0 0,36 1,31 1,40 1,31 1,76 / 1 дородов Нафтено-парафиновые, I, II и III 20 26 46 54 0,90 1,90 2,80
ароматических углеводородов группы ароматических углеводоро-
Нафтено-парафиновые, I и II группы 11 28 39 61 0,57 1,32 1,89 ДОВ
ароматических углеводородов
Нафтено-парафиновые, I, II и III 14 26 40 60 0,62 1,28 1,90 Каркатеевская н ефть, Бх , валанжин
группы ароматических углеводоро-
ДОВ Фракция 350—450 °C 21 22 43 57 0,90 1,40 2,30
Нафтено-парафиновые, I, II, III и 21 21 42 58 0,87 1,08 1,95 Фракция 350—450 °C после депарафи- 23 25 48 52 1,00 1,60 2,60
IV группы ароматических углеводо- низации
родов Нафтено-парафиновые углеводороды 0 37 37 63 0 2,00 2,00
Фракция 450—490 °C 21 19 40 60 1,14 0,89 2,03 Нафтено-парафиновые и I группа 8 33 41 59 0,30 1,90 2,20
Фракция 450—490 °C после депарафи- 22 20 42 58 1,21 1,11 2,32 ароматических углеводородов 43 0,50 1,80 2,30
низации Нафтено-парафиновые, I и II группы 10 33 57
Нафтено-парафиновые углеводороды 0 34 34 66 0 2,04 2,04 ароматических углеводородов 0,90 1,60 2,50
Нафтено-парафиновые и I группа 11 24 35 65 0,57 1,50 2,07 Нафтено-парафиновые, I, II и III 18 27 45 55
ароматических углеводородов группы ароматических углеводоро-
Нафтено-парафиновые, I и II группы 12 24 36 64 0,61 1,55 2,16 ДОВ 2,90
ароматических углеводородов Фракция 450—470 °C 26 19 45 55 1,30 1,60
Нафтено-парафиновые, I, II и III 20 17 37 63 1,05 1,15 2,20 1 Фракция 450—470 °C после депарафи- 27 21 48 52 1,40 1,70 3,10
группы ароматических углеводоро- k низации 2,40
дов Нафтено-парафиновые углеводороды 0 35 35 65 0 2,40
Нафтено-парафиновые, I, II, III и 22 18 40 60 1,17 1,14 2,31 Нафтено-парафиновые и I группа 7 35 42 58 0,30 2,40 2,70
IV группы ароматических углеводо- ароматических углеводородов 11 0,60 2,20 2,80
родов Нафтено-парафиновые, I и часть 32 43 57
II группы ароматических углеводо-
4 родов 1 1 1
528
34—160
520
Продолжение табл. 319
Исходная фракция и смесь углеводородов Распределение углерода. % Среднее число колец в молекуле
СА сн скол СП кА % Ко
Нафтено-парафиновые, I, II и III группы ароматических углеводоро- дов 23 22 45 55 1,20 1,70 2,90
Нафтено-парафиновые, I, II, III и IV группы ароматических углеводо- родов Мамонтовская н 24 е ф т 23 з, Бх 47 , в a j 53 а н ж 1,30 и н 1,70 3,00
Фракция 350—450 °C 20 25 45 55 0,79 1,27 2,06
Фракция 350—450 °C после депарафи- низации 23 28 51 49 1,10 1,30 2,40
Нафтено-парафиновые углеводороды 0 36 36 64 0 1,62 1,62
Нафтено-парафиновые и I группа ароматических углеводородов 1 37 38 62 0,20 1,70 1,90
Нафтено-парафиновые, I, II и III группы ароматических углеводоро- дов 16 32 48 52 0,70 1,60 2,30
Нафтено-парафиновые, I, II, III и IV группы ароматических углево- дородов 19 31 50 50 0,97 1,38 2,35
Фракция 450—500 °C 25 23 48 52 1,20 1,50 2,70
Фракция 450—500 °C после депарафи- 27 22 49 51 1,28 1,84 3,12
Нафтено-парафиновые углеводороды 0 34 34 66 0 2,40 2,40
Нафтено-парафиновые и I группа ароматических углеводородов 4 36 40 60 0,10 2,65 2,75
Нафтено-парафиновые, I, II и часть III группы ароматических углеводо- родов 12 30 42 58 0,70 2,10 2,80
Нафтено-парафиновые, I, II и III группы ароматических углеводоро- дов 20 25 45 55 1,08 1,82 2,90
Нафтено-парафиновые, I, II, III и IV группы ароматических углеводо- родов Ю ж н о-б алыкская 22 неф 25 г ь, Б 47 х, в а 53 л а н 1,65 жин 1,35 3,00
Фракция 350—450 °C 21 25 46 54 0,83 1,42 2,25
Фракция 350—450 °C после депарафи- низации 24 25 49 51 0,95 1,50 2,45
Нафтено-парафиновые углеводороды 0 38 38 62 0 1,58 1,58
Нафтено-парафиновые и I группа ароматических углеводородов 8 32 40 60 0,30 1,65 1,95
Нафтено-парафиновые, I и II группы ароматических углеводородов 10 32 42 58 0,50 1,55 2,05
Нафтено-парафиновые, I, II и III , группы ароматических углеводоро- дов 15 29 44 56 0,60 1,53 2,13
Нафтено-парафиновые, I, II, III и IV группы ароматических углеводо- родов 21 26 47 53 0,86 1,56 2,42
530
Продолжение табл. 319
Исходная фракция и смесь углеводородов Распределение углерода, % Среднее число колец в молекуле
СА сн Скол сп КА КН Ко
Фракция 450—490 °C 24 25 49 51 1,10 1,75 2,85
Фракция 450—490 °C после депарафи- низации 25 26 51 49 1,15 1,75 2,90
Нафтено-парафиновые углеводороды 0 36 36 64 0 2,00 2,00
Нафтено-парафиновые и I группа ароматических углеводородов 12 27 39 61 0,70 1,52 2,22
Нафтено-парафиновые, I, II и III группы ароматических углеводоро- дов 21 33 44 56 1,04 1,64 2,68
Нафтено-парафиновые, I, II, III и IV группы ароматических углеводо- родов 23 26 49 51 1,12 1,73 2,85
Западно-сургутская нефть, Бх, валанжин "7
Фракция 350—400 °C 16 29 45 55 0,60 1,37 1,97
Фракция 350—400 °C после депарафи- низации 18 28 46 54 0,66 1,35 2,01
Нафтено-парафиновые углеводороды 0 30 30 70 0 1,43 1,43
Нафтено-парафиновые и I группа ароматических углеводородов 15 22 37 63 0,63 1,16 1,79
Нафтено-парафиновые, I, II и III группы ароматических углеводоро- дов 17 27 44 56 0,65 1,34 1,99
Фракция 400—450 °C 23 23 46 54 0,90 1,39 2,29
Фракция 400—450 °C после депарафи- низации 26 22 48 52 1,16 1,25 2,41
Нафтено-парафиновые углеводороды 0 28 28 72 0 1,47 1,47
Нафтено-парафиновые и I группа ароматических углеводородов 5 24 29 71 0,23 1,81 2,04
Нафтено-парафиновые, I и II группы ароматических углеводородов 16 19 35 65 0,70 1,58 2,28
Нафтено-парафиновые, I, II и III группы ароматических углеводоро- дов 19 25 44 56 0,85 1,48 2,33
Фракция 450—490 °C 25 24 49 51 1,17 1,55 2,72
Фракция 450—490 °C после депарафи- низации 27 24 51 49 1,23 1,75 2,98
Нафтено-парафиновые углеводороды 0 32 32 68 0 2,02 2,02
Нафтено-парафиновые и I группа ароматических углеводородов 5 37 42 58 0,12 2,45 2,57
Нафтено-парафиновые, I и II группы ароматических углеводородов 11 34 45 55 0,49 2,22 2,71
Нафтено-парафиновые, I, II и III группы ароматических углеводоро- дов 21 28 49 51 1,03 1,90 2,93
34*
531
Продолжение табл. 319 Продолжение табл. 319
Исходная фракция и смесь углеводородов Распределение углерода, % Среднее число колец в молекуле Распределение углерода, % Среднее число колец в молекуле
СА сн Скол сп Ка кн Ко Исходная фракция и смесь углеводородов СА сн с кол СП КА Кн Ко
Салымская нес Фракция 350—450 °C Фракция 350—450 °C после депарафи- низации Нафтено-парафиновые углеводороды Нафтено-парафиновые и I группа ароматических углеводородов Нафтено-парафиновые, I, II и III группы ароматических углеводоро- дов Нафтено-парафиновые, I, II, III и IV группы ароматических углеводо- родов Фракция 450—500 °C Фракция 450—500 °C после депарафи- низации Нафтено-парафиновые углеводороды Нафтено-парафиновые и I группа ароматических углеводородов Нафтено-парафиновые, I, II и III группы ароматических углеводоро- дов Нафтено-парафиновые, I, II, III и IV группы ароматических углеводо- родов Север о-в ар ьеганска Фракция 350—450°С Фракция 350—450 °C после депарафи- низации Нафтено-парафиновые углеводороды Нафтено-парафиновые и I группа ароматических углеводородов Нафтено-парафиновые, I и II группы ароматических углеводородов Нафтено-парафиновые, I, II и III группы ароматических углеводоро- дов Нафтено-парафиновые, I, II, III и IV группы ароматических углеводо- родов Фракция 450—470 °C Фракция 450—470 °C после депарафи- низации Нафтено-парафиновые углеводороды Нафтено-парафиновые и I группа ароматических углеводородов [) т ь, 14 18 0 2 5 13 16 19 0 3 9 14 я не 18 21 0 6 9 12 18 19 22 0 8 Bvi, 26 23 28 27 27 26 28 28 34 36 33 31 Ф т ь, 26 25 36 32 30 28 26 26 25 36 31 вала 40 41 28 29 32 39 44 47 34 39 42 45 Бх, 44 46 36 38 39 40 44 45 47 36 39 и ж и 60 59 72 71 68 61 56 53 66 61 58 55 в а л г 56 54 64 62 61 60 56 55 53 64 61 н 0,56 0,73 0 0,09 0,20 0,51 0,69 0,86 0 0,15 0,40 0,63 Н Ж И 1 0,71 0,89 0 0,23 0,40 0,52 0,80 0,98 1,04 0 0,28 1,35 1,19 1,21 1,23 1,23 1,31 1,87 1,75 1,94 2,08 2,03 1,88 г 1,54 1,44 2,00 1,89 1,76 1,69 1,50 1,94 1,94 2,52 2,34 1,91 1,92 1,21 1,32 1,43 1,82 2,56 2,61 1,94 2,23 2,43 2,51 2,25 2,33 2,00 2,12 2,16 2,21 2,30 2,92 2,98. 2,52 2,62 ( ( к / Нафтено-парафиновые, I и II группы ароматических углеводородов Нафтено-парафиновые, I, II и часть III группы ароматических углеводо- родов Нафтено-парафиновые, I, II и III группы ароматических углеводоро- дов Нафтено-парафиновые, I, II, III и IV группы ароматических углеводо- родов Аганская нефт Фракция 350—450 °C Фракция 350—450 °C после депарафи- низации Нафтено-парафиновые углеводороды Нафтено-парафиновые и I группа ароматических углеводородов Нафтено-парафиновые, I и II группы ароматических углеводородов Нафтено-парафиновые, I, II и III группы ароматических углеводоро- дов Нафтено-парафиновые, I, II, III и IV группы ароматических углеводо- родов Фракция 450—500 °C Фракция 450—500 °C после депарафи- низации Нафтено-парафиновые углеводороды Нафтено-парафиновые и I группа ароматических углеводородов Нафтено-парафиновые, I и II группы ароматических углеводородов Нафтено-парафиновые, I, II и часть III группы ароматических углеводо- родов Нафтено-парафиновые, I, II и III группы ароматических углеводоро- дов , Нафтено-парафиновые, I, II, III и часть IV группы ароматических уг- леводородов 9 11 13 19 ь, Б 24 26 0 10 14 20 23 29 31 0 13 14 16 24 28 30 29 28 26 VIII, 23 22 37 31 28 23 23 15 18 40 30 30 28 25 21 39 40 41 45 вала 47 48 37 41 42 43 46 44 49 40 43 44 44 49 49 61 60 59 55 н ж и 53 52 63 59 58 57 54 56 51 60 57 56 56 51 51 0,42 0,55 0,66 1,00 н 0,95 1,01 0 0,35 0,53 0,78 0,89 1,51 1,64 0 0,67 0,70 0,81 1,21 1,36 2,23 2,16 2,14 1,94 1,25 1,21 1,80 1,50 1,40 1,20 1,21 1,31 1,47 2,75 2,13 2,20 2,11 1,79 1,66 2,65- 2,71 2,80 2,94 2,20- 2,22 1,80’ 1,85- 1,93- 1,98: 2,10 2,82 3,11 2,75- 2,80 2,90; 2,92 3,00 3,02
532
533:
Продолжение табл. 319
Продолжение табл. 319
Исходная фракция и смесь углеводородов Распределение углерода, % Среднее число колец в молекуле
СА сн с ^кол сп Кд Кн Ко
Локосовская нефть, Six вал а н ж и н
Фракция 350—400 °C 17 25 42 58 0,62 1,08 1,70
Фракция 350—400 °C после депарафи- низации 21 22 43 57 0,78 0,99 1,77
Нафтено-парафиновые углеводороды 0 32 32 68 0 1,47 1,47
Нафтено-парафиновые и I группа ароматических углеводородов 9 26 35 65 0,35 1,22 1,57
Нафтено-парафиновые, I и II группы ароматических углеводородов 13 23 36 64 0,47 1,12 1,59
Нафтено-парафиновые, I, II и III группы ароматических углеводоро- дов 20 20 40 60 0,62 0,99 1,61
Фракция 400—450 °C 23 17 40 60 0,96 0,86 1,82
Фракция 400—450 °C после депарафи- низации 24 19 43 57 0,98 1,00 1,98
Нафтено-парафиновые углеводороды 0 32 32 68 0 1,58 1,58
Нафтено-парафиновые и I группа ароматических углеводородов 12 22 34 66 0,58 1,15 1,73
Нафтено-парафиновые, I и II группы ароматических углеводородов 14 22 36 64 0,61 1,24 1,85
Нафтено-парафиновые, I, II и III группы ароматических углеводоро- дов 21 16 37 63 0,96 0,94 1,90
Нафтено-парафиновые, I, II, III и IV группы ароматических углеводо- родов 23 18 41 59 0,97 0,95 1,92
Фракция 450—485 °C 26 12 38 62 1,19 0,76 1,95
Фракция 450—485 °C после депарафи- низации 27 15 42 58 1,34 0,94 2,28
Нафтено-парафиновые углеводороды 0 34 34 66 0 2,20 2,20
Нафтено-парафиновые и I группа ароматических углеводородов 11 27 38 62 0,59 1,64 2,23
Нафтено-парафиновые, I и II группы ароматических углеводородов 14 25 39 61 0,73 1,51 2,24
Нафтено-парафиновые, I, II и часть III группы ароматических углеводо- родов 15 24 39 61 0,74 1,51 2,25
Нафтено-парафиновые, I, II и III группы ароматических углеводоро- дов 24 16 40 60 1,27 0,99 2,26
Нафтено-парафиновые, I, II, III и часть IV группы ароматических уг- леводородов 25 16 41 59 1,31 0,96 2,27
Исходная фракция и смесь углеводородов Распределение углерода, % Среднее число колец в молекуле
СА СН с сп Кд Кн Ко
Ватинская нефть, Бх, валанжин
Фракция 350—450 °C 23 25 48 52 0,90 1,32 2,22
Фракция 350—450 °C после депарафи- низации 27 19 46 54 1,05 1,22 2,27
Нафтено-парафиновые углеводороды 0 33 33 67 0 1,63 1,63
Нафтено-парафиновые и I группа ароматических углеводородов 9 30 39 61 0,33 1,65 1,98
Нафтено-парафиновые, I и II группы ароматических углеводородов 12 30 42 58 0,52 1,53 2,05
Нафтено-парафиновые, I, II и III группы ароматических углеводоро- дов 21 24 45 55 0,89 1,32 2,21
Фракция 450—500 °C 25 25 50 50 1,22 1,89 3,11
Фракция 450—500 °C после депарафи- низации 29 23 52 48 1,40 1,80 3,20
Нафтено-парафиновые углеводороды 0 31 31 69 0 2,19 2,19
Нафтено-парафиновые и I группа ароматических углеводородов 10 24 34 66 0,60 1,67 2,27
Нафтено-парафиновые, I и часть II группы ароматических углеводоро- дов И 23 34 66 0,62 1,67 2,29
Нафтено-парафиновые, I и II группы ароматических углеводородов 13 22 35 65 0,68 1,63 1,31
Нафтено-парафиновые, I, II и III группы ароматических углеводоро- дов 22 22 44 56 1,12 1,73 2,85
Самотлорская нефть, Буш, валанжин
Фракция 350—450 °C
Фракция 350—450 °C после депарафи-
низации
Нафтено-парафиновые углеводороды
Нафтено-парафиновые и I группа
ароматических углеводородов
Нафтено-парафиновые, I и часть II
группы ароматических углеводоро-
дов
Нафтено-парафиновые, I и II группы
ароматических углеводородов
Нафтено-парафиновые, I, Г1 и III
группы ароматических углеводоро-
дов
Нафтено-парафиновые, I, II, III и
IV группы ароматических углеводо-
родов
22 24 23 28 45 52 55 48 0,92 1,00 1,28 1,52 2,20 2,52
0 35 35 65 0 1,72 1,72
11 25 36 64 0,46 1,34 1,80
12 25 37 63 0,50 1,33 1,83
13 25 38 62 0,52 1,40 1,92
17 28 45 55 0,70 1,50 2,20
22 24 46 54 0,91 1,34 2,25
534
535
Продолжение табл. 319
Продолжение табл. 319
Распределение углерода, Среднее число колец Ц
Исходная фракция и смесь углеводородов /0 в молекуле '•'Я
СА сн с кол сп Ка КН Ко
Фракция 450—500 °C 24 24 48 52 1,20 1,78 2,98
Фракция 450—500 °C после депарафи- 30 19 49 41 1,50 1,52 3,02
низации
Нафтено-парафиновые углеводороды 0 36 36 64 0 2,50 2,50
Нафтено-парафиновые и I группа 8 33 41 59 0,41 2,27 2,68 Л
ароматических углеводородов -Нафтено-парафиновые, I и часть 11 9 33 42 58 0,50 2.30 2,80
группы ароматических углеводоро- дов
Нафтено-парафиновые, I и II группы 13 30 43 57 0,70 2,14 2,84
ароматических углеводородов Нафтено-парафиновые, I, II и III 24 21 45 55 1,27 1,61 2,88
группы ароматических углеводоро- дов. Г
Самотлорска я нефть (смесь)
Фракция 300—400 °C 21 22 43 57 0,75 1,08 1,83
•Фракция 300—400 °C после депарафи- 23 25 48 52 0,80 1,19 1,99
низации
Нафтено-парафиновые углеводороды 0 31 31 69 0 1,35 1,35
Нафтено-парафиновые и I группа 9 29 38 62 0,31 1,25 1,56
ароматических углеводородов Нафтено-парафиновые, I, II и III 14 27 41 59 0,50 1,18 1,68
группы ароматических углеводоро- дов
Нафтено-парафиновые, I, II, III и 19 24 43 57 0,66 1,16 1,82
часть IV группы ароматических уг- леводородов
Фракция 400—450 °C 25 20 45 55 1,18 1,34 2,52
•Фракция 400—450 °C после депарафи- 27 27 54 46 1,22 1,77 2,99
низации.
Нафтено-парафиновые1 углеводороды 0 38 38 62 0 2,49 2,49
Нафтено-парафиновые и I группа 8 33 41 59 0,32 2,25 2,57
ароматических углеводородов -Нафтено-парафиновые, I и часть II 10 32 42 58 0,43 2,17 2,60
группы ароматических углеводоро- дов
Нафтено-парафиновые, I и II группы 12 32 44 56 0,52 2,10 2,62
ароматических углеводородов Нафтено-парафиновые, I, II» и III 15 33 48 52 0,71 2,10 2,81
группы ароматических углеводоро- дов t
Нафтено-парафиновые, I, II, III и 22 30 52 48 1,00 1,96 2,96
часть IV группы ароматических уг- леводородов
Исходная фракция и смесь углеводородов Распределение углерода, о/ /0 Среднее число колец в молекуле
СА сн с кол сп КА кн Ко
Фракция 450—500 °C 28 19 47 53 1,42 1,58 3,00
Фракция 450—500 °C после депарафи- низации 30 21 51 49 1,51 1,67 3,18
Нафтено-парафиновые углеводороды 0 39 39 61 0 2,71 2,71
Нафтено-парафиновые и I группа ароматических углеводородов 11 29 40 60 0,52 2,22 2,74
Нафтено-парафиновые, I и часть II группы ароматических углеводоро- дов 15 26 41 59 0,79 1,97 2,76
Нафтено-парафиновые, I, II и III группы ароматических углеводоро- 23 20 43 57 1,24 1,62 2,86
дов Нафтено-парафиновые, I, И, III и часть IV группы ароматических уг- леводородов 28 18 46 54 1,48 1,57 3,05-
Советская нефть (смесь)
Фракция 350—400 °C
Фракция 350—400 °C после депарафи-
низации
Нафтено-парафиновые углеводороды
Нафтено-парафиновые и I группа
ароматических углеводородов
Нафтено-парафиновые, I и II группы
ароматических углеводородов
Нафтено-парафиновые, I, II и III
группы ароматических углеводоро-
дов
Нафтено-парафиновые, I, II, III и
IV группы ароматических углеводо-
родов
Фракция 400—450 °C
Фракция 400—450 °C после депарафи-
низации
Нафтено-парафиновые углеводороды
Нафтено-парафиновые и I группа
ароматических углеводородов
Нафтено-парафиновые, I и II группы
ароматических углеводородов
Нафтено-парафиновые, I, II и часть
III группы ароматических углево-
дородов
Нафтено-парафиновые, I, II и III
группы ароматических углеводоро-
дов
Нафтено-парафиновые, I, II, III и
IV группы ароматических углеводо-
родов
21 24 23 21 44 45 . 56 55 0,80 0,99 1,22 1,16 2,02' 2,16
0 37 37 63 0 1,68 1,68'
2 41 43 57 0,10 1,90 2,06
8 36 44 56 0,20 1,81 2,01
17 27 44 56 0,66 1,36 2,02
23 22 45 55 0,86 1,24 2,16
24 21 45 55 1,10 1,40 2,56
25 23 48 52 1,20 1,60 2,86
0 39 39 61 0 2,19 2,16
6 34 40 60 0,21 2,01 2,22
11 31 42 58 0,52 1,89 2,41
15 28 43 57 0,71 1,78 2,46
20 25 45 55 0,88 1,70 2,58
24 23 47 53 1,01 1,77 2,78
537
536
Продолжение табл. 319
Продолжение табл. 319
Исходная фракция и смесь углеводородов Распределение углерода, % Среднее число колец в молекуле
СА СН Скол сп Кд Кн Ко
Фракция 450—485 °C 30 15 45 55 1,50 1,20 2,70
Фракция 450—485 °C после депарафи- низации 33 13 46 54 1,70 1,10 2,80
Нафтено-парафиновые углеводороды 0 36 36 64 0 2,40 2,40
Нафтено-парафиновые и I группа ароматических углеводородов 15 23 38 62 0,60 1,90 2,50
Нафтено-парафиновые, I и II группы ароматических углеводородов 17 22 39 61 0,80 1,70 2,50
Нафтено-парафиновые, I, II и III группы ароматических углеводоро- дов 23 18 41 59 1,10 1,50 2,60
Нафтено-парафиновые, I, II, III и IV группы ароматических углеводо- родов 31 14 45 55 1,50 1,20 2,70
Русская нефть, ПК-1, сеноман
Исходная фракция и смесь углеводородов Распределение углерода, % Среднее число колец в молекуле
СА СН ^кол СП КА КН Ко
Губкинская нефть, Ю-1
Фракция 350—450 °C 22 34 56 44 1,00 2,10 3,10
Нафтено-парафиновые углеводороды 0 47 47 53 0 2,70 2,70 ’
Нафтено-парафиновые и I группа ароматических углеводородов 4 45 49 51 0,10 2,70 2,80 j
Нафтено-парафиновые, I и II группы ароматических углеводородов 11 39 50 50 0,30 2,50 2,80 '
Нафтено-парафиновые, I, II и III группы ароматических углеводоро- дов 15 35 50 50 0,60 2,20 2,80 I
Нафтено-парафиновые, I, II, III и IV группы ароматических углеводо- родов 20 34 54 46 0,90 2,10 3,00 1
Фракция 450—470 °C 27 22 49 51 1,50 2,00 3,50 '
Нафтено-парафиновые углеводороды 0 36 36 64 0 2,70 2,70
Нафтено-парафиновые и часть I груп- пы ароматических углеводородов 3 34 37 63 0,13 2,67 2,80
Нафтено-парафиновые и I группа ароматических углеводородов 5 35 40 60 0,29 2,73 3,02
Нафтено-парафиновые, I и II группы ароматических углеводородов 8 33 41 59 0,47 2,58 3,05
Нафтено-парафиновые, I, II и III группы ароматических углеводоро- дов 13 31 44 56 0,70 2,58 3,28
Нафтено-парафиновые, I, II, III и IV группы ароматических углеводо- родов 21 25 46 54 1,22 2,13 3,35
Фракция 350—450 °C
Фракция 350—450 °C после депарафи-
низации
Нафтено-парафиновые углеводороды
Нафтено-парафиновые и I группа
ароматических углеводородов
Нафтено-парафиновые, I и II группы
ароматических углеводородов
Нафтено-парафиновые, I, II и III
группы ароматических углеводоро-
дов
Нафтено-парафиновые, I, II, III и
часть IV группы ароматических уг-
леводородов
Нафтено-парафиновые, I, II, III и
IV группы ароматических углеводо-
родов
Фракция 450—500 °C
Фракция 450—500 °C после депара-
финизации
Нафтено-парафиновые углеводороды
Нафтено-парафиновые и I группа
ароматических углеводородов
Нафтено-парафиновые, I и II группы
ароматических углеводородов
Нафтено-парафиновые, I, II и III
группы ароматических углеводоро-
дов
Нафтено-парафиновые, I, II, III и
IV группы ароматических углеводо-
родов
Новопортов
Фракция 350—450 °C
Фракция 350—450 °C после депарафи-
низации
Нафтено-парафиновые углеводороды
Нафтено-парафиновые и I группа
ароматических углеводородов
Нафтено-парафиновые, I и II группы
ароматических углеводородов
Нафтено-парафиновые, I, II и III
группы ароматических углеводоро-
дов
Нафтено-парафиновые, I, II, III и
IV группы ароматических углеводо-
родов
18 20 23 27 41 47 59 53 0,71 0,80 1,32 1,45 2,03 2,25
0 31 31 69 0 1,53 1,53
2 37 39 61 0,13 1,82 1,95
5 35 40 60 0,19 1,81 2,00
12 30 42 58 0,50 1,60 2,10
13 30 43 57 0,53 1,59 2,12
19 27 46 54 0,77 1,45 2,22
22 17 39 61 1,17 1,44 2,61
26 14 40 60 1,44 1,26 2,70
0 32 32 68 0 2,30 2,30
6 29 35 65 0,35 2,18 2,53
9 27 36 64 0,49 2,08 2,57
15 22 37 63 0,85 1,75 2,60
25 13 38 62 1,40 1,28 2,68
кая неф т ь, К )-П
14 21 35 65 0,60 1,15 1,75
18 26 44 56 0,75 1,55 2,30
0 34 34 66 0 1,78 1,78
6 30 36 64 0,28 1,60 1,88
8 28 36 64 0,32 1,57 1,80
9 29 38 62 0,43 1,52 1,95
16 25 41 59 0,69 1,45 2,14-
538
539>
Продолжение табл. 319
Исходная фракция и смесь углеводородов Распределение углерода, % Среднее число колец в молекуле
СА сн с кол сп КА кн Ко
Фракция 450—480 °C 15 25 40 60 0,80 1,95 2,75
Фракция 450—480 °C после депарафи- низации 20 21 41 59 1,13 1,65 2,78
Нафтено-парафиновые углеводороды 0 31 31 69 0 2,24 2,24
Нафтено-парафиновые и I группа ароматических углеводородов 4 28 32 68 0,20 2,05 2,25
Нафтено-парафиновые, I и II группы ароматических углеводородов 8 30 38 62 0,38 2,32 2,70
Нафтено-парафиновые, I, II и III группы ароматических углеводоро- дов 10 28 38 62 0,56 2,17 2,73
Нафтено-парафиновые, I, II, III и часть IV группы ароматических уг- леводородов 13 26 39 61 0,72 2,02 2,74
Нафтено-парафиновые, I, II, III и IV группы ароматических углеводо- родов Айяунская 16 неф! 24 ь, с 40 гном 60 а н 0,89 1,86 2,75
Фракция 350—450 °C L22 34 56 44 0,97 2,01 2,98
Нафтено-парафиновые углеводороды * 0 38 38 62 0 2,31 2,31
Нафтено-парафиновые и I группа ароматических углеводородов 8 34 42 58 0,32 2,13 2,45
Нафтено-парафиновые, I и II группы ароматических углеводородов 12 32 44 56 0,59 1,92 2,51
Нафтено-парафиновые, I, II и III группы ароматических углеводоро- дов 16 29 45 55 0,73 1,89 2,62
Нафтено-парафиновые, I, II, III и часть IV группы ароматических уг- леводородов 21 27 48 52 0,93 1,71 2,64
Фракция 450—500 °C 25 27 52 48 1,20 2,15 3,35
Нафтено-парафиновые углеводороды 0 39 39 61 0 2,80 2,80
Нафтено-парафиновые и часть I груп- пы ароматических углеводородов 4 38 42 58 0,19 2,71 2,90
Нафтено-парафиновые и I группа ароматических углеводородов 9 33 42 58 0,50 2,40 2,90
Нафтено-парафиновые, I и II группы ароматических углеводородов 12 30 42 58 0,64 2,28 2,92
Нафтено-парафиновые, I, II, III и часть IV группы ароматических уг- леводородов 22 25 47 63 1,20 1,94 3,14
540
• 320. Характеристика остаточных базовых масел и групп углеводородов, полученных адсорбционным методом Содер- жание серы, % ”11 Illi l.^lll 1
Темпера- тура за- стывания, °C Ю ь. О- 00 СЧ СО Ю Ю 1Л СО — —и— —’ со —’ —. — — Illi II 1111
ввк -ф о О Ю О -н СТ) СЧ Ю Ь- СО г- о сч 1 О — rf 1 1 I I О О — I 1 00 оо оо 00 1 1 1 1 г* оо оо 1 о о o' О ООО
ив 1 Ю U0 _ц , 1 g> S Ю S 1 1 1 | О Ch 00 г- оо оо
о ю о о СЧ О О О Г- О О Ю | Г- со СО СО | | | [OOr-rf* оо со ьГ СЧ О СО ь- оо сч
v100’ сСт со ®О СО О О 50 О СО со 00 ®со О О ’ф О | | — ®со М- О) со - >5 о Ю О СО io 1 1 СО СЧ со О) _ счеосч сч ю со —' счеосч сч сч
о ?• О Й О Ю Г- Г- ю со „ I со" ю г- о? 1 I I I ю СО оо J3 1 СО О) СЧ 1 1 О 00 сч со —< —< Г- СО к —< СЧ со
5- ""ill 1111 1 н | S S S ° д 1 1 1 fill t 1 со со со со ©"
с к счсо со ю оо • о со сч сч со Tt< СО —< Tt1 Я СЧЬ-’ФС) _ I 00 О СЧ — со 1 1 I 00 00 о * 1 Ю LO Ю 1 1 _ 1 'Ф тг Tt- Ю о - к -
о cw сч со со О) тГ LO м СО Ю О ’Ф СЧ к сч СО О СО о ь- оо сч сч А СО 00 О) СО СЧ О) 1 | о ю г- со О) сч 2 О) 00 00 О) О О 1 1 5 О оо 00 оо о __ О О О ООО S о о о о о
1 Выход, % | на нефть 1 44 w нсооою юг-оо сч СЧ со со ь- О СЧ LQ ОСЧ10СО — Д 00 СЧ СО io О) О СЧ —' —
на ос- таток О О СЧ 00 СЧ О О О otooooo о О —< СО СО со О ’’f О) г-- со О —- СЧ. ю — сч со о ’ сч ю
Остаток и смесь углеводородов • Остаток выше 490 °C Нафтено-парафиновые углеводороды после депарафинизации Нафтено-парафиновые и I группа ароматических углеводородов после депарафинизации Нафтено-парафиновые, I, II и III груп- пы ароматических углеводородов I группа ароматических углеводоро- дов II и III группы ароматических углево- дородов IV группа ароматических углеводоро- дов и концентрат смолистых соеди- нений Асфальтены Остаток выше 480 °C Нафтено-парафиновые углеводороды после депарафинизации Нафтено-парафиновые и часть I груп- пы ароматических углеводородов Нафтено-парафиновые и I группа ароматических углеводородов после депарафинизации Нафтено-парафиновые, I, II и III группы ароматических углеводоро- дов
541
Продолжение табл. 320
Остаток и смесь углеводородов Выход, % Л20 „20 nD м *50. сСт *100« с Ст V50 ИВ ввк мспис 1 uc Темпера- тура за- стывания, °C /Л. Содер- жание серы, %
на ос- таток на нефть
v100
Тевлинская нефть, Bxvi, валанжин
Остаток выше 480 °C Нафтено-парафиновые углеводороды 100,0 4,6 21,9 1,0 0,9821 0,8701 1,4792 660 161,0 34,40 (ВУюо) 23,96 6,70 106 0,7822 28 — 16 1,62
после депарафинизации Нафтено-парафиновые и I группа 25,6 5,5 0,8955 1,4932 635 218,9 27,65 7,95 95 0,8163 — 16
ароматических углеводородов Нафтено-парафиновые, I и II группы 36,6 7,9 0,9100 1,5010 620 345,0 37,00 9,38 88 0,8307 —17
ароматических углеводородов Нафтено-парафиновые, I, II и часть 41,1 9,0 0,9178 1,5058 610 433,0 40,10 10,82 85 0,8395 —18
III группы ароматических углево- дородов Нафтено-парафиновые, I, II и III 54,7 11,9 0,9410 1,5253 600 703,7 53,83 13,10 77 —20
группы ароматических углеводоро- дов I группа ароматических углеводоро- 21,0 4,5 0,9043 1,4990 309,8 34,52 92 —20
дов II группа ароматических углеводоро- 11,0 2,4 0,9657 1,5430 149,9 75,47
дов III группа ароматических углеводоро- 18,1 4,0 .
дов IV группа ароматических углеводоро- 34,8 7,7 — — —
дов и концентрат смолистых и сер- нистых соединений Асфальтены 5,0 1,1 — — — .—. — — —. —.
Минч Остаток выше 500 °C и м к и 100,0 иска 41,7 я не< 0,9788 т ь, Е >п, в г лани < и н-г о т е 34,93 р и в 34 3,50
Нафтено-парафиновые углеводороды 4,2 1,8 0,8878 1,4912 612 130,4 (ВУио) 19,80 6,59 108,5 0,8113 —12
после депарафинизации
Нафтено-парафиновые и I группа 20,8 8,7 0,8992 1,5005 595 155,0 22,01 7,45 92 0,8192 —7
ароматических углеводородов Нафтено-парафиновые, I и часть II 28,3 11,8 0,9085 1,5074 590 203,1 24,80 8,19 85 0,8292 —5
группы ароматических углеводоро-
дов Нафтено-парафиновые, I и II группы 36,0 15,0 0,9200 1,5150 587 282,2 30,51 9,34 81,5 0,8465 —3
ароматических углеводородов Нафтено-парафиновые, I, II и III 51,7 21,6 0,9461 1,5327 578 614,5 49,50 12,40 74,5 — 0
группы ароматических углеводоро- дов 16,6 6,9
I группа ароматических углеводоро- — — —*
дов II группа ароматических углеводоро- 15,2 6,3 — — — — — — — —• —
дов 15,7 6,6
III группа ароматических углеводоро- — — —
дов 4,5 1,9
Асфальтены —
Усть-балыкская нефть, Бг, готерив-баррем
Остаток выше 460 °C 100,0 33,6 0,9727 — — — 30,60 (ВУюо) — — — 38 3,25
Нафтено-парафиновые углеводороды Нафтено-парафиновые и I группа 15,3 26,6 5,1 9,0 0,8872 0,9065 1,4880 1,5001 — 112,0 220,6 18,26 27,04 6,13 8,15 104 90 0,8119 0,8320 —21 —25 0,43
ароматических углеводородов после
депарафинизации Нафтено-парафиновые, I и II группы 38,4 12,9 0,9318 1,5168 —- 377,0 38,03 9,92 86 0,8611 —14 —
ароматических углеводородов I группа ароматических углеводоро- 11,3 3,9. 0,9332 1,5138 — 254,0 28,94 8,47 — 0,8647 — —
дов II и III группы ароматических угле- 23,7 8,0 0,9798 1,5523 — — 84,34 — , — — 8 —
водородов
Продолжение табл. 320
Остаток и смесь углеводородов Выход, % ₽4° „20 nD М V50, сСт V100> сСт V50 ив ввк Темпера- тура за- стывания, °C Со дер жание серы, %
на ос- таток на нефть
v100
Усть-балыкская нефть, Biv + Бу, готерив-баррем
Остаток выше 500 °C Нафтено-парафиновые углеводороды 100,0 8,5 32,6 2,8 0,9974 0,-8783 1,4805 620 112,7 54,96 (ВУюо) 17,01 6,60 92,5 0,8015 26 —10 2,94
Нафтено-парафиновые, I группа аро- матических углеводородов после депарафинизации 21,5 7,0 0,9057 1,5011 600 201,8 25,40 7,93 90 0,8189 —16
Нафтено-парафиновые, I и II группы ароматических углеводородов 34,6 11,3 0,9280 1,5140 570 342,0 35,00 9,80 85 0,8551 —15 —
Нафтено-парафиновые, I, II и III группы ароматических углеводоро- дов 48,9 15,9 0,9500 1,5330 560 865,9 63,80 13,60 80 — 10
Концентрат смолистых соединений 39,7 13,0 — — —— — — — — — — —
Асфальтены 5,7 N 1,9 с т ь-б а л ы к ская неф ть, IC -II
Остаток выше 480 °C 100,0 30,4 0,9942 — — — 29,50 (ВУюо) — — — 19 3,60
Нафтено-парафиновые углеводороды 8,2 2,5 0,8810 1,4833 —- 87,92 15,39 5,72 но 0,8067 —12 —
Нафтено-парафиновые и I группа ароматических углеводородов пос- ле депарафинизации 17,5 5,3 0,9003 1,4978 — 133,5 18,98 7,05 94 0,8281 —15
Нафтено-парафиновые, I и часть II группы ароматических углеводоро- дов 23,0 7,0 0,9123 1,5049 — 175,0 22,20 7,88 85 0,8415 — 13
Нафтено-парафиновые, I и II группы ароматических углеводородов 28,8 8,8 0,9246 1,5115 — 220,2 24,71 8,92 76 0,8559 —12 —
Нафтено-парафиновые, I, II и III группы ароматических углеводоро- дов 53,7 16,4 0,9535 1,5395 796,9 56,23 14,19 70 —10
>__asa
35—160
I группа ДОВ ароматических углеводоро- 9,3 2,8 0,9287 1,5141 — 209,5 27,69 — — — — 15 —
II группа Дов ароматических углеводоро- 11,3 3,5 0,9668 1,5400 — 731,6 54,55 — — — 13 15 —
II [ группа дов ароматических углеводоро- 24,9 7,6 1,0054 1,5700 156,9
Уст ь-б а лык ск а я нефтг (смесь)
Остаток выше 490 °C 100,0 35,7 0,9835 — ' — 39,30 — — —. — .—
Нафтено-парафиновые углеводороды 12,0 4,3 0,8680 1,4785 630 110,6 (ВУ1Оо) 18,50 5,95 109 0,7866 15 3,07
Нафтено-парафиновые и I группа 25,6 9,2 0,8976 1,4967 618 162,0 22,28 7,28 99 0,8221 — 11 —
ароматических углеводородов после депарафинизации Нафтено-парафиновые, I и II группы 33,0 11,8 0,9090 1,5060 600 220,0 26,87 8,23 89 0,8342 — 16 0,63
ароматических углеводородов Нафтено-парафиновые, I, II и часть 40,5 14,5 0,9200 1,5150 585 303,7 33,00 9,20 85 0,8455 — 15 1,10
III группы ароматических углево- дородов Нафтено-парафиновые, I, II и III 47,1 16,9 0,9349 1,5235 570 402,7 37,80 10,60 77 0,8637 — 14 —
группы ароматических углеводоро- дов I группа ароматических углеводоро- 13,6 4,9 0,9214 1,5102 .— 248,0 28,53 — — — —. 1,80
дов II группа ароматических углеводоро- 7,4 2,6 0,9558 1,5388 — 951,2 62,80 — — — — —
дов III группа ароматических углеводоро- 14,1 5,1 0,9910 1,5642 — — 144,1 — — — — —
родов IV группа ароматических углеводо- 42,0 15,0 —' — — — — — — — — —
родов и концентрат смолистых со- единений Асфальтены 6,4 2,3 — — — — —. — — — — —
СЛ
Продолжение табл. 320
Остаток и смесь углеводородов Выход, % ₽4° 20 м V50’ сСт v100’ сСт V50 ив ввк Темпера- тура за- стывания, °C Содер жание серы, %
на ос- таток на нефть
v100
Тепловская нефть, Bvi, готерив-баррем
Остаток выше 500 °C 100,0 36,3 0,9838 — — — 25,13 (ВУ1О.) — — 0,8011 0,8257 28 3,15
Нафтено-парафиновые углеводороды Нафтено-парафиновые и I группа 12,9 23,2 4,7 8,4 0,8786 0,8975 1,4822 1,4954 595 580 101,3 141,1 16,88 20,31 5,97 5,94 106 96 —20 —21 0,80
ароматических углеводородов после
депарафинизации Нафтено-парафиновые, I и II группы 36,1 13,1 0,9171 1,5114 572 248,7 28,82 8,65 85 0,8400 —25 1,02
ароматических углеводородов I группа ароматических углеводоро- 10,3 3,7 0,9201 1,5163 — 247,9 28,80 — 86 — —24 —
дов 48,2 17,5
II, III и IV группы ароматических — —. — — —. — — — — —
углеводородов Концентрат смолистых соединений 15,4 5,6 .— — — — — — — — — —
Асфальтены 8,0 2,9 —• — — — —
Каркатеевская нефть, Бх , валанжин
Остаток выше 470 °C 100,0 36,0 0,9906 — — 27,29 (ВУюо) 17,50 — — — 28 2,92
Нафтено-парафиновые углеводороды 8,7 3,1 0,8813 1,4826 612 110,8 6,30 100 0,8051 — 18 —
Нафтено-парафиновые и I группа 27,8 10,0 0,9074 1,5058 595 219,0 26,87 8,15 90 0,8322 —21 0,90
ароматических углеводородов после
депарафинизации Нафтено-парафиновые, I и II группы 36,3 13,1 0,9201 1,5150 590 300,9 33,16 9,70 85 0,8454 —22 1,00
ароматических углеводородов I группа ароматических углеводоро- 19,1 6,9 0,9260 1,5122 — — — — — __ —24 —
дов II группа ароматических углеводоро- 8,5 3,1 0,9581 1,5433 — — — — — —10 —
дов III группа ароматических углеводоро- 18,5 6,6 0,9984 1,5682 — '— — — — — —
дов
IV группа ароматических углеводоро- 27,2 9,8 — — — — — — — — —
дов
Концентрат смолистых соединений 6,8 2,4 — — — — — —— — — —• —
Асфальтены 6,0 2,2 — — — — — — — — — —
Мамонтов ская нефть, Бх валанжин
Остаток выше 500 °C 100,0 32,5 0,9823 — —- — 59,08 (ВУюо) — — — 24 3,10
Нафтено-парафиновые углеводороды 11,3 3,7 0,8625 1,4758 690 145,3 20,33 7,16 93 0,7888 —16 —
Нафтено-парафиновые и I группа аро- 22,6 7,4 0,9119 1,5025 620 273,2 31,25 8,73 89 0,8368 —17 0,96
матических углеводородов после де- парафинизации
Нафтено-парафиновые, I и часть II 26,8 8,7 0,9231 1,5100 615 360,0 36,31 9,91 85 0,8480 — 18 —
группы ароматических углеводоро- дов
Нафтено-парафиновые, I и II группы 37,3 12,1 0,9440 1,5218 610 709,1 54,58 12,93 75,5 — —20 1,18
ароматических углеводородов ‘ I группа ароматических углеводоро- 11,3 3,7 0,9270 1,5118 —— 356,1 36,97 9,70 87 — —24 —
дов
II группа ароматических углеводоро- 14,7 4,7 0,9755 1,5490 — — 153,0 — — — 10 —
дов
III группа ароматических углеводоро- 1,8 0,6 — — — — — — — — — —
дов
IV группа ароматических углеводоро- 20,2 6,6 — —• — .— — — — — — —
дов
Концентрат смолистых соединений 26,0 8,4 — — — — — — — — —•
Асфальтены 8,0 2,6 — — — — — — — — — —
Южн о-б алыкская нефть, Б х, в а ланжин
Остаток выше 490 °C 100,0 36,0 1,0181 — — — 160,3 (ВУ1Оо) — — — 45 2,73
Нафтено-парафиновые углеводороды 9,1 3,3 0,8652 1,4768 550 50,51 9,80 5,15 99 0,7940 — 17 —
Нафтено-парафиновые и I группа ароматических углеводородов после депарафинизации Нафтено-парафиновые, I и II группы 19,6 7,0 0,8986 1,4965 535 103,4 15,78 6,59 90 0,8309 —18 —
23,6 8,5 0,9062 1,5025 530 133,0 18,40 7,25 85 0,8390 — 18 —
ароматических углеводородов
Си Продолжение табл. 320
QO Остаток и смесь углеводородов Выход, % р4° . „20 nD м V50. сСт v100’ сСт v100 ИВ ввк Темпера- тура за- стывания, °C Содер- жание серы, %
на ос- таток на нефть
Нафтено-парафиновые, I, II и часть 25,8 9,3 0,9100 1,5050 525 153,0 20,00 7,65 83 0,8427 — 18,5 —
III группы ароматических углево-
дородов Нафтено-парафиновые, I, II и III 45,1 16,3 0,9436 1,5304 520 426,9 37,35 11,45 68,5 0,8727 —20 2,09
группы ароматических углеводоро-
ДОВ I группа ароматических углеводоро- 10,5 3,7 0,9250 1,5113 — 224,4 26,44 — — — —22 —
дов 92,32
II и III группы ароматических угле- 25,5 9,3 0,9835 1,5597 — — — — — — •—
водородов IV группа ароматических углеводоро- 35,3 12,7 — — — — — — — — — —
дов и концентрат смолистых соеди- нений
Асфальтены 12,0 4,3 — — — — — —
Западно-сургутская нефть, Бц + Бш, готерив -б а р р е м
Остаток выше 480 °C 100,0 40,0 0,9867 — — — 45,08 (ВУюо) — 115 0,7945 23 3,60 0,26
Нафтено-парафиновые углеводороды 9,9 4,0 0,8712 1,4820 — 79,50 14,78 5,38 —12
Нафтено-парафиновые и I группа 20,5 8,2 0,9003 1,4990 — 139,9 20,50 6,80 100 0,8273 —18 1,17
ароматических углеводородов после
депарафинизации Нафтено-парафиновые, I и II группы 45,5 18,2 0,9350 1,5249 — 360,0 36,50 9,86 85 0,8640 — 16 —
ароматических углеводородов Нафтено-парафиновые, I, И и III 46,8 18,7 0,9379 1,5275 — 418,2 39,58 10,60 83 0,8661 — 15 2,80
группы ароматических углеводоро- дов I группа ароматических углеводоро- 10,6 4,2 0,9229 1,5137 — 203,3 25,47 — — — — 17 1,90
дов
....... -.......
Западно-сургутская нефть, Бх, валанжин
Остаток выше 490 °C Нафтено-парафиновые углеводороды 100,0 8,5 38,4 3,3 0,9824 0,8790 1,4847 600 102,7 36,08 (ВУюо) 17,01 6,04 106 0,8024 26 — 18 3,10 0,14
Нафтено-парафиновые и I группа 23,2 8,9 0,9020 1,5040 580 151,0 20,73 7,30 91 0,8334 —18 1,24
ароматических углеводородов после депарафинизации Нафтено-парафиновые, I и II группы 30,9 11,9 0,9160 1,5109 572 209,8 25,31 8,27 85 0,8443 —16 1,52
ароматических углеводородов Нафтено-парафиновые, I, II и III 49,2 18,9 0,9374 1,5273 565 448,2 39,27 11,40 72 0,8653 -15 2,44
группы ароматических углеводоро- дов I группа ароматических углеводоро- 14,7 5,6 0,9153 1,5090 191,6 23,77 —18
. дов II группа ароматических углеводоро- 7,7 3,0 0,9608 1,5431 871,4 62,94 —7
дов III группа ароматических углеводоро- 18,3 7,0 1,0034 1,5730 — 216,8 — 0 —
дов Остаток выше 500 °C Сал 100,0 ы м с к 26,3 а я н 0,9640 ефть, Bvi, вала н ж и н 23,78 18 1,54
Нафтено-парафиновые углеводороды 18,6 4,9 0,8790 1,4830 610 127,0 (ВУюо) 19,31 6,58 100 0,8003 —18
Нафтено-парафиновые и I группа 27,1 7,1 0,8932 1,4952 590 175,8 23,93 7,35 96 0,8094 —22 0,86
ароматических углеводородов после депарафинизации Нафтено-парафиновые, I и II группы 37,2 9,8 0,9170 1,5062 540 288,2 30,60 9,35 85 0,8426 — 16
ароматических углеводородов I группа ароматических углеводоро- 8,5 2,2 0,9257 1,5150 452,2 35,45 12,75 49,5 —30
дов II группа ароматических углеводоро- 10,1 2,7 0,9616 1,5410 105,6 76,51 19,70 . 3 —
дов III и IV группы ароматических угле- 23,5 6,2 — —
водородов Концентрат смолистых соединений 19,0 5,0
Асфальтены 4,5 1,2 — — — — — • — — — — —
549
Продолжение табл. 320
Остаток и смесь углеводородов Выход, % Р4° ' п20 nD м V50- сСт v100’ сСт V50 ив ввк Темпера- тура за- метывания, °C Со де р жание серы, %
на ос- таток на нефть
vioo
Сев е р о-в а -р ь е г а н с к а я нефть, Бх, валанжин
Остаток выше 470 °C 100,0 15,5 0,9678 — —- 158,0 20,70 (ВУ1ОО) — — 0,7917 22 0,65
Нафтено-парафиновые углеводороды 20,1 3,1 0,8751 1,4818 665 22,78 6,95 102 — 14 —
после депарафинизации Нафтено-парафиновые, I группа аро- 30,0 4,7 0,9035 1,5000 620 212,0 25,91 8,20 90 0,8269 — 16 —
матических углеводородов
А г а н с к а я нефть, Буш, вала н Ж И н
Остаток выше 500 °C 100,0 16,0 0,9961 — — — 37,00 (ВУюо) — — 0,7898 34 2,49
Нафтено-парафиновые углеводороды 4,9 0,8 0,8772 1,4820 660 160,0 22,88 7,00 100 — 16 —
Нафтено-парафиновые углеводороды 15,8 2,5 0,9000 1,5005 650 260,4 28,85 9,14 85 0,8164 — 14 —
и I группа ароматических углево- дородов после депарафинизации 1,5172 638 406,2 38,88 10,42 81,5 0,8397 — 11
Нафтено-парафиновые, I и II группы 27,0 4,3 0,9209 —,
ароматических углеводородов Нафтено-парафиновые, I, II и III 52,4 8,4 0,9518 1,5445 — 1658,0 86,58 19,10 — — —5 —
группы ароматических углеводоро- дов I группа ароматических углеводоро- 10,9 1,7 0,9148 1,5118 — 349,1 34,22 — — — — —
дов II группа ароматических углеводоро- 11,2 1,8 0,9514 1,5382 — 721,8 55,25 — — — — —
дов III группа ароматических углеводоро- 25,4 4,1 1,0050 1,5738 — — 269,3 — — —- — —
дов 37,2 5,9
IV группа ароматических углеводоро- — — — — — — — — — —
. дов и концентрат смолистых и сер- нистых соединений
Асфальтены 6,8 1,1 — — — — — — —
Локосовская нефть, Bix, валанжин
Остаток выше 485 °C Нафтено-парафиновые углеводороды 100,0 6,6 24,0 1,6 0,9827 0,8738 1,4787 660 96,50 19,18 (ВУ100) 16,36 5,80 105 0,7960 20 —15 3,34
Нафтено-парафиновые и I группа ароматических углеводородов после депар а финиз ации 23,6 5,7 0,9166 1,5075 572 190,7 23,98 8,00 86,5 0,8453 —20 1,48
Нафтено-парафиновые, I, II и III группы ароматических углеводоро- дов 39,1 9,4 0,9337 1,5220 505 354,5 34,69 10,40 76 0,8616 -13 2,04
I группа ароматических углеводоро- дов 17,0 4,1 0,9215 1,5095 — 123,1 35,03 — — — —24 —
II и III группы ароматических угле- водородов 15,5 3,7 0,9704 1,5540 — — 66,32 — — — —5 —
IV группа ароматических углеводоро- дов и концентрат смолистых соеди- нений 53,5 12,8
Асфальтены 3,0 В а 0,7 и н с к а я н е ф т ь, Бх, вала! г ж и н
Остаток выше 500 °C 100,0 15,5 0,9950 — — — 36,35 (БУщо) — — — 30 2,38
Нафтено-парафиновые углеводороды 4,4 0,7 0,8740 1,4805 670 136,9 20,25 6,74 100 0,7926 —23 —
Нафтено-парафиновые и I группа ароматических углеводородов после депарафинизации 20,3 3,2 0,9015 1,5040 630 219,8 26,82 8,45 89,5 0,8245 — 19
Нафтено-парафиновые, I и часть II группы ароматических углеводоро- дов 25,4 4,0 0,9091 1,5110 625 260,0 29,81 8,70 85 0,8325 —21 —
Нафтено-парафиновые, I и II группы ароматических углеводородов 30,6 4,8 0,9156 1,5168 620 326,2 33,29 9,81 81 0,8399 —21 —
Нафтено-парафиновые, I, II и III группы ароматических углеводоро- дов I группа ароматических углеводоро- ol ДОВ 54,8 8,5 0,9360 1,5310 600 972,2 59,87 16,23 58 0,8781 —22 —
15,9 2,5 0,9041 1,5068 — 250,6 28,35 8,85 83,5 — —27 —
Продолжение табл. 320
Остаток и смесь углеводородов Выход, % л20 nD м v50- сСт V1 00’ сСт V50 v100 ив ввк Темпера- тура за- стывания, °C Содер- жание серы, %
на ос- таток на нефть
II группа ароматических углеводоро- 10,3 1,6 0,9527 1,5424 — 825,3 51,05 16,15 46 — — —
ДОВ III группа ароматических углеводоро- 24,2 3,7 0,9843 1,5667 — — 103,1 — — — — —
ДОВ IV группа ароматических углеводоро- 35,4 5,5 — — — — — — — — — —
дов и концентрат смолистых соеди- нений Асфальтены 5,0 0,8 — — — — — — —- — — —
с Остаток выше 500 °C а м о т 100,0 лоре 16,2 кая ь 0,9952 ефть , Буп I, в а ланжин 51,34 37 2,30
Нафтено-парафиновые углеводороды 5,9 1,0 0,8800 1,4820 690 148,7 (ВУюо) 22,70 6,54 106 0,8236 — 10 —
Нафтено-парафиновые и I группа 18,3 3,0 0,9074 1,5016 620 234,1 27,74 8,32 88 0,8272 — 14 —
ароматических углеводородов после депарафинизации Нафтено-парафиновые, I и часть II 20,4 3,3 0,9120 1,5040 615 255,8 29,00 9,13 85 0,8325 —14 —
группы ароматических углеводоро- дов Нафтено-парафиновые, I и II группы 29,2 4,8 0,9290 1,5168 608 410,6 38,25 10,73 78 0,8551 — 11 —
ароматических углеводородов I группа ароматических углеводоро- 12,4 2,0 0,9138 1,5077 — 280,6 32,14 8,73 — — —17 —
дов II группа ароматических углеводоро- 10,9 1,8 0,9682 1,5448 — — 68,10 — — — — —
дов III группа ароматических углеводоро- 13,7 2,3 — — — — — — — — — —
дов IV группа ароматических углеводоро- 34,1 5,3 — — — — — — — — — —
дов, концентрат смолистых и сер- нистых соединений Асфальтены 8,0 1,3 — — __ — — — — — — —
Самотлорская нефть (смесь)
Остаток выше 500 °C 100,0 15,0 0,9959 — — — 58,69 (ВУ1Оо) 26,80 — — — 28 2,35
Нафтено-парафиновые углеводороды после депарафинизации 11,4 1,1 0,8858 1,4850 678 192,0 7,16 103 0,8041 — 12 0,36
Нафтено-парафиновые, I группа аро- матических углеводородов 19,4 2,9 0,9115 1,5075 635 280,0 32,00 8,75 90 0,8355 — 13 —
Нафтено-парафиновые, I группа и часть II группы ароматических уг- леводородов 22,0 3,3 0,9175 1,5122 630 329,5 34,50 9,28 85 0,8408 — 13 —
Нафтено-парафиновые, I и II группы ароматических углеводородов 25,2 3,8 0,9243 1,5165 620 402,9 38,00 10,60 79 0,8498 — 14 1,46
Нафтено-парафиновые, I, II и III группы ароматических углеводоро- дов 41,1 6,2 0,9547 1,5373 600 1093 65,15 16,90 70' — — 14 —
Нафтено-парафиновые, I, II, III и IV группы ароматических углеводо- родов 44,3 6,7 — — — — — — — — — —
I группа ароматических углеводоро- дов 8,0 1,8 0,9276 1,5163 600 355,6 34,84 10,02 83 0,8702 — —
II группа ароматических углеводоро- дов 5,8 0,9 0,9817 1,5488 — 2165 100,9 21,46 — — — —
III группа ароматических углеводо- родов 15,9 2,4 1,2293 1,5718 — — 217,1 — — — — —
IV группа ароматических углеводоро- дов 3,2 0,5 — — — — — — — — — —
Концентрат смолистых и сернистых соединений 42,7 6,4 — — — — — — — —- — —
Асфальтены 8,8 Меги 1,3 о н с к а я не ф т ь, Буш, вал < 1НЖИН — — — — —
Остаток выше 480 °C 100,0 18,7 0,9972 — — 29,31 (ВУюо) — — — 20 3,06
Нафтено-парафиновые углеводороды 12,4 2,3 0,8767 1,4858 610 95,98 15,56 6,15 100 0,8010 — 13
Нафтено-парафиновые и I группа сл ароматических углеводородов пос- ле депарафинизации 24,2 4,5 0,9005 1,5001 560 134,4 19,01 7,09 91 0,8290 —18 —.
554
Продолжение табл, 320
Выход, % Темпера- Содер-
20 20 00* сСт 4,0 ИВ ввк тура за- жание
Остаток и смесь углеводородов на ос- на р4. nD м сСт v100 стывания, серы,
таток нефть °C /о
Нафтено-парафиновые, I и II группы 33,5 6,3 0,9141 1,5102 550 203,5 23,32 8,75 80 0,8432 — 17 —
ароматических углеводородов Нафтено-парафиновые, I, II и III 51,8 9,7 0,9347 1,5275 542 329,9 31,44 10,49 70 0,8788 —12 —
группы ароматических углеводоро-
ДОВ I группа ароматических углеводоро- 11,8 2,2 0,9192 1,5070 — 176,4 22,11 — — — — 13 —
ДОВ II и III группы ароматических угле- 27,6 5,2 0,9868 1,5598 — — 71,70 — — — —6 —
водородов
М е г и о н с кая нефть, Ю-1
Остаток выше 500 °C 100,0 13,8 1,0048 — — — 220,1 (ВУ1Оо) — 100 0,8028 49 1,86
Нафтено-парафиновые углеводороды 7,5 1,0 0,8814 1,4834 620 128,8 19,20 6,70 —12 0
Нафтено-парафиновые и I группа 18,1 2,5 0,9019 1,5008 611 214,5 25,15 8,55 85 0,8260 —17
ароматических углеводородов после
депарафинизации Нафтено-парафиновые, I, II и III 41,5 5,7 0,9417 1,5314 580 642,9 46,55 13,80 58 — —11 —
группы ароматических углеводоро-
Д.ов I группа ароматических углеводоро- 10,6 1,5 0,9185 1,5098 — 286,5 29,27 — — — —14 —
дов II и III группы ароматических угле- 23,4 3,2 0,9871 1,5622 — — 117,1 — — — —3 —
водородов
Советская не ф т ь, Буш, вала и Ж И н
Остаток выше 480 °C 100,0 13,0 1,0099 — — — 78,80 (ВУ1Оо) 6,96 — 0,8030 42 3,01
Нафтено-парафиновые углеводороды 5,4 0,7 0,8854 1,4840 — 147,0 21,06 96 —13 —
Нафтено-парафиновые и I группа 1,6,7 2,2 0,9080 1,5024 — 234,9 27,30 8,61 84 0,8281 —17
ароматических углеводородов после депарафинизации
НМн
Нафтено-парафиновые, I, II и III группы ароматических углеводоро- дов I группа ароматических углеводоро- дов 45,4 11,3 5,9 1,5 0,9474 0,9229 1,5370 1,5090 — 737,1 255,3 51,98 28,39 14,20 65 81 0,9140 —8 —14 —
II и III группы ароматических угле- 28,7 3,7 0,9755 1,5620 — — 113,3 — — — —2 —
водородов 39,4 5,1
IV группа ароматических углеводоро- — — —. — — — — — — —
дов и концентрат смолистых соеди- нений
Асфальтены 11,2 1,5 — — — — — — — — — —
Советская нефть (смесь)
Остаток выше 485 °C 100,0 14,0 1,0021 — — — 82,79 (ВУ100) — — — 37 2,70
Нафтено-парафиновые углеводороды 11,4 1,6 0,8841 1,4845 580 115,4 17,62 6,56 96 0,8089 — 16 —
Нафтено-парафиновые и I группа 26,4 3,7 0,9124 1,5024 555 155,9 20,60 7,60 85 0,8430 — 17 —
ароматических углеводородов после депарафинизации
- Нафтено-парафиновые, I и II группы 32,8 4,6 0,9270 1,5120 550 274,0 28,75 9,55 74 0,8571 —15 —
ароматических углеводородов I группа ароматических углеводоро- 15,0 2,1 0,9290 1,5132 — 192,0 22,98 8,40 78 0,8631 — 18
дов
II и III группы ароматических угле- 20,8 2,9 — — — — — —. — — — —
водородов 10,0
IV группа ароматических углеводоро- 1,4 — — — — — — — — — —
дов
Концентрат смолистых соединений 30,0 4,2 —. — — — — — —
Асфальтены 10,0 1,4 — — — — — — — — — —
Русека я н е j) т ь, ПК-1, сеноман
Остаток выше 470 °C 100,0 36,2 0,9656 — — — 18,31 (ВУ100) 19,94 — — — 17 0,59
Нафтено-парафиновые углеводороды 31,5 11,4 0,8863 1,4824 630 135,2 6,78 97,5 0,8092 —3
Нафтено-парафиновые и I группа 47,8 17,3 0,8992 1,4939 625 197,6 24,27 8,73 85 0,8177 —5 —
сл ароматических углеводородов
Продолжение табл. 320
Остаток и смесь углеводородов Выход, % Р4° л nD м •V&0. сСт v100> сСт V50 ив ввк Темпера- тура за- стывания, °C Содер- жание серы, %
на ос- таток на нефть
v100
Нафтено-парафиновые и I группа — — 0,9061 1,4939 — 228,3 28,17 8,15 93 0,8296 — 15 —
ароматических углеводородов с 0,5% присадки полиметакрилата
«Д» Нафтено-парафиновые углеводороды 30,2 10,9 0,8894 1,4842 620 146,5 20,80 7,04 94 0,8125 — 18 —
после депарафинизации Нафтено-парафиновые и часть I труп- 44,2 16,0 0,9002 1,4935 618 194,1 24,24 8,02 85 0,8250 —21 —
пы ароматических углеводородов после депарафинизации 25,14 8,29 83,5 0,8261
Нафтено-парафиновые и I группа 46,5 16,8 0,9018 1,4950 615 208,0 —22 —
ароматических углеводородов Нафтено-парафиновые, I и II группы 53,2 19,2 0,9092 1,4984 610 254,1 28,06 9,05 79 0,8336 —20 0,63
ароматических углеводородов после депарафинизации 0,9250 1,5190 382,6 34,69 11,02
I группа ароматических углеводоро- 16,3 5,9 — 67 '— —17 —
ДОВ II группа ароматических углеводоро- 5,4 1,9 0,9722 1,5436 — 123,4 59,68 — — — — —
дов III группа ароматических углеводоро- 13,5 4,9 1,0092 1,5685 — — 221,9 — — — — —
дов 10,1
IV группа ароматических углеводо- 28,0 — — — -— — — — — —
родов и концентрат смолистых со- единений 1,5
Асфальтены 4,0 — — — — — — — —
Губкинская нефть, Ю-1
Остаток выше 500 °C Нафтено-парафиновые углеводороды 100,0 18,8 11,5 2,2 0,9549 0,8737 1,4800 696 180,1 15,27 (ВУюо) 24,89 7,3 100 0,7702 0,8065 40 — 16 0,64
Нафтено-парафиновые и I группа ароматических углеводородов после депарафинизации 34,7 4,0 0,8901 1,4940 690 289,5 32,51 8,9 89 —16
- у5-’"
Нафтено-парафиновые, Г и часть II 40,0 4,6 0,8975 1,5010 687 365,0 37,00 9,3 85 0,8144 — 15
группы ароматических углеводоро- дов Нафтено-парафиновые, I и II группы 43,9 5,1 0,9035 1,5054 685 454,8 42,12 10,8 82 0,8191 —14
ароматических углеводородов Нафтено-парафиновые, I, II и III 59,0 6,8 0,9254 1,5240 680 1086,0 68,54 15,9 70 —12
группы ароматических углеводоро- дов I группа ароматических углеводоро- дов 15,9 1,8 0,9089 1,5075 — 530,6 46,05 80 — —24
II и III группы ароматических угле- 24,3 2,8 0,9804 1,5617 246,2 11
водородов IV группа ароматических углеводоро- 30,3 3,5
дов и концентрат смолистых соеди- нений Асфальтены 1,2 0,1 — — — — — — — — — —
Новопортовская нефть, Ю-П
Остаток выше 480 °C 100,0 10,8 0,9570 — — — 16,25 — — — 39
Нафтено-парафиновые углеводороды 19,4 2,1 0,8833 1,4840 640 144,8 (ВУ100) 20,06 7,17 90 0,8004 —21
Нафтено-парафиновые и I группа ароматических углеводородов после депарафинизации 23,4 2,5 0,9019 1,4977 630 232,5 26,80 8,70 87 0,8203 —22
Нафтено-парафиновые, I и часть II группы ароматических углеводоро- дов 25,4 2,7 0,9067 1,5020 629 274,0 29,71 9,25 85 0,8268 —
Нафтено-парафиновые, I и II группы ароматических углеводородов 30,3 3,2 0,9150 1,5089 628 364,9 35,70 10,42 79 0,8332 —
Нафтено-парафиновые, I, II и III группы ароматических углеводоро- дов 38,9 4,2 0,9271 1,5185 615 481,1 39,21 12,21 63 0,8479 —21
I группа ароматических углеводоро- дов 4,0 0,4 — — — — — — — — —
II группа ароматических углеводоро- 6,9 0,7 0,9690 1,5492 — — 112,8 — — — 17
0,53
558
321. Выход петролатума после депарафинизации
парафино-нафтеновых и I группы ароматических углеводородов,
выделенных из деасфальтенированных остатков
Нефть Остаток выше, °C Выход петролатума, % Температура плавления петролатума, °C
на остаток на нефть
Мортымьинская, Ю-П 490 8,3 1,7 57 J
Шаимская, Ю-П 480 8,9 1,7 50
Тевлинская, Bxvi, валанжин 480 5,5 1,2 62
Минчимкинская, Бц, валанжин-готе- 500 4,0 1,6 55
рив 9,0 3,0
Усть-балыкская, Bi, готерив-баррем 460 44
Усть-балыкская, Biv+Bv, готерив- 500 5,7 1,9 50,5
баррем 480 3,9 1,3
Усть-балыкская, Ю-П 53
Усть-балыкская (смесь) 490 4,5 1,6 56,5
Тепловская, Bvi, готерив-баррем 500 5,2 1,9 60
Каркатеевская, Бх, валанжин 470 5,2 1,9 46
Мамонтовская, Бх, валанжин 500 6,7 2,2 44
Южно-балыкская, Бх, валанжин 490 7,6 2,7 51
Западно-сургутская, Бц+Бщ, готе- 480 4,7 1,9 53,5
рив-баррем 6,3 51,5
Западно-сургутская, Бх, валанжин 490 2,4
Салымская, Bvi, валанжин 500 15,8 4,1 40
Северо-варьеганская, Бх, валанжин 470 12,4 1,9 52
Аганская, Bviii, валанжин 500 3,6 0,6 56
Локосовская, Bix, валанжин 485 4,4 1,1 52
Ватинская, Бх, валанжин 500 4,8 0,7 61
Самотлорская, Bviii, валанжин Самотлорская (смесь) 500 1,4 0,3 59
500 4,2 0,6 55
Мегионская, Буш, валанжин 480 4,6 0,9 54
Мегионская, Ю-1 500 4,1 0,6 57
Советская, Bviii, валанжин Советская (смесь) 480 4,0 0,5 50
485 2,8 0,4 61
Русская, ПК-I, сеноман 470 1,3 0,5 —
Губкинская, Ю-1 500 9,5 1,1 53
Новопортовская, Ю-П 480 27,0 2,9 53
Айяунская, сеноман 500 1,8 1,0 46
322. Структурно-групповой состав остаточных базовых масел
и групп углеводородов
Смесь углеводородов Распределение углерода, % Среднее число колец в молекуле
СА сн скол сп кА КН Ко
\ Шаимская не ф т ь, Ю-П
Нафтено-парафиновые углеводороды после депарафинизации 0 30 30 70 0 3,13 3,13
Нафтено-парафиновые и часть I груп- пы ароматических углеводородов 5 25 30 70 0,39 2,66 3,05
559
Продолжение табл. 322
Продолжение табл. 322
Смесь углеводородов Распределение углерода, % Среднее число колец в молекуле
СА СН с кол сп кА Кн Ко
Нафтено-парафиновые и I группа аро- матических углеводородов 9 23 32 68 0,68 2,55 3,23
Нафтено-парафиновые, I, II и III груп- пы ароматических углеводородов Тевлинская неф 23 т ь, 10 Зх vi, 33 вал 67 а и ж 0,86 и н 2,43 3,29
Нафтено-парафиновые углеводороды после депарафинизации 0 27 27 73 0 2,67 2,67
Нафтено-парафиновые и I группа аро- матических углеводородов 6 29 35 65 0,42 3,09 3,51
Нафтено-парафиновые, I и II группы ароматических углеводородов 9 32 41 59 0,58 3,34 3,92
Нафтено-парафиновые, I, II и часть III группы ароматических углеводоро- дов И 31 42 58 0,81 3,31 4,12
Нафтено-парафиновые, I, II и III груп- пы ароматических углеводородов 21 23 44 56 1,61 2,59 4,20
Минчимкинская нефть, Б п, валанжин готерив
Нафтено-парафиновые углеводороды после депарафинизации 8 24 32 68 0,59 2,43 3,02
Нафтено-парафиновые и I группа аро- матических углеводородов 13 20 33 67 0,96 2,08 3,04
Нафтено-парафиновые, I и часть II группы ароматических углеводоро- дов 17 18 35 65 1,23 1,98 3,21
Нафтено-парафиновые, I и II группы ароматических углеводородов 20 17 37 63 1,46 1,95 3,41
Нафтено-парафиновые, I, II и III груп- пы ароматических углеводородов 28 15 43 57 2,02 1,94 3,96
Усть-балыкская нефть, Bi, готерив-баррем
Нафтено-парафиновые углеводороды после депарафинизации 0 35 35 65 0 3,20 3,20
Нафтено-парафиновые и I группа аро- матических углеводородов 9 30 39 61 0,70 3,15 3,85
Нафтено-парафиновые, I и II группы ароматических углеводородов 17 28 45 55 1,23 2,92 4,15
Усть-балыкская нефть , Bix + Бу, готерив-баррем
Нафтено-парафиновые углеводороды после депарафинизации 0 33 33 67 0 3,25 3,25
Нафтено-парафиновые и I группа аро- матических углеводородов 11 27 38 62 0,80 2,78 3,58
Нафтено-парафиновые, I и II группы ароматических углеводородов 15 30 45 55 1,10 3,06 4,16
Нафтено-парафиновые, I, II и III груп- пы ароматических углеводородов 27 19 46 54 1,86 2,33 4,19
560
f
1
Смесь углеводородов Распределение углерода, % Среднее число колец в молекуле
СА СН С кол сп кА кн Ко
Усть-балыкская нефть (с м е с ь)
Нафтено-парафиновые углеводороды после депарафинизации 0 27 27 73 0 1,53 1,53
Нафтено-парафиновые и I группа аро- матических углеводородов 9 23 32 68 0,70 2,09 2,79
Нафтено-парафиновые, I и II группы ароматических углеводородов 15 18 33 67 1,08 1,78 2,86
Нафтено-парафиновые, I, II и часть III группы ароматических углеводоро- дов 20 14 34 66 1,43 1,46 2,89
Нафтено-парафиновые, I, II и III груп- пы ароматических углеводородов Тепловская нефть 23 , Б v 14 I, го 37 т е р I 63 в-б а 1,64 р р е м 1,44 3,08
Нафтено-парафиновые углеводороды после депарафинизации 0 34 34 66 0 2,60 2,60
Нафтено-парафиновые и I группа аро- матических углеводородов 9 28 37 63 0,60 2,70 3,30
Нафтено-парафиновые, I и II группы ароматических углеводородов Каркатеевская н 17 е ф т 22 ь, Бх 39 , в а 61 л а н 1,30 ж и н 2,20 3,50
Нафтено-парафиновые углеводороды после депарафинизации 0 34 34 66 0 3,30 3,30
Нафтено-парафиновые и I группа аро- матических углеводородов 16 20 36 64 1,20 2,20 3,40
Нафтено-парафиновые, I и II группы ароматических углеводородов Мамонтовская н 20 е ф т I 17 з, Бх 37 , в а 63 л а н 1,50 кин 2,00 3,50
Нафтено-парафиновые углеводороды после депарафинизации 0 23 23 77 0 2,40 2,40
Нафтено-парафиновые и I группа аро- матических углеводородов 10 30 40 60 0,85 3,25 4,10
Нафтено-парафиновые, I и часть II группы ароматических углеводоро- дов 13 31 44 56 1,08 3,22 4,30
Нафтено-парафиновые, I и II группы ароматических углеводородов Ю ж н о-б алыкская 18 неф 33 г ь, Б 51 х, в 49 алан 1,60 ж и н 3,30 4,90
Нафтено-парафиновые углеводороды после депарафинизации 0 30 30 70 0 2,38 2,38
Нафтено-парафиновые и I группа аро- матических углеводородов 11 28 39 61 0,65 2,50 3,15
Нафтено-парафиновые, I и II группы ароматических углеводородов 14 26 40 60 0,90 2,32 3,22
36—160
561
Смесь углеводородов Распределение углерода, % Среднее число колец в молекуле
СА сн с сп Кд Кн Ко
Нафтено-парафиновые, I, II и часть III группы ароматических углеводоро- дов 17 26 43 57 1,30 2,15 3,45
Нафтено-парафиновые, I, II и III груп- пы ароматических углеводородов 26 19 45 55 1,48 2,25 3,73
Западно-сургутская не ф т ь, Бх, валанжин
Нафтено-парафиновые углеводороды после депарафинизации 0 31 31 69 0 1,48 1,48
Нафтено-парафиновые и I группа аро- матических углеводородов 16 17 33 67 1,05 1,90 2,95
Нафтено-парафиновые, I и II группы ароматических углеводородов 17 21 38 62 1,16 1,97 3,13.
Нафтено-парафиновые, I, II и III груп- пы ароматических углеводородов 26 15 41 59 1,42 2,23 3,65
Салымская нефть, Bvi, валанжин
Нафтено-парафиновые углеводороды 0 22 22 78 0 2,99 2,99
после депарафинизации
Нафтено-парафиновые и I группа аро- матических углеводородов 10 23 33 67 0,62 2,49 3,11
Нафтено-парафиновые, I и II группы ароматических углеводородов 12 32 44 56 0,81 3,04 3,85
Северо-варьеганская не Ф т ь, Бх, валанжин
Нафтено-парафиновые углеводороды после депарафинизации 0 28 28 72 0 3,05 3,05
Нафтено-парафиновые и I группа аро- матических углеводородов 11 27 38 62 0,78 2,74 3,52
Аганская нефть, Буш, валанжин
Нафтено-парафиновые углеводороды 0 30 30 70 0 3,10 3,10
после депарафинизации
Нафтено-парафиновые и I группа аро- матических углеводородов 12 21 33 67 1,00 2,27 3,27
Нафтено-парафиновые, I и II группы ароматических углеводородов Локосовская не 21 Ф т ь, 14 Bix, 35 вал 65 а н ж 1,69 и н 1,81 3,50
Нафтено-парафиновые углеводороды после депарафинизации 0 32 32 68 0 2,98 2,98
Нафтено-парафиновые и I группа аро- матических углеводородов 13 28 41 59 0,75 3,06 3,81
Нафтено-парафиновые, I, II и III груп- пы ароматических углеводородов 20 23 43 57 1,54 2,31 3,85.
562
Продолжение9табл. 322
Смесь углеводородов Распределение углерода, % Среднее число колец в молекуле
СА СН р кол сп Кд Кн Ко
Ватинская нефть, Бх, валанжин
Нафтено-парафиновые углеводороды 0 30 30 70 0 2,98 2,98
после депарафинизации Нафтено-парафиновые и I группа аро- 15 16 31 69 1,21 1,80 3,01
матических углеводородов Нафтено-парафиновые, I и часть II 20 12 32 68 1,51 1,59 3,10
группы ароматических углеводоро- дов 3,13
Нафтено-парафиновые, I и II группы 23 10 33 67 1,82 1,31
ароматических углеводородов Нафтено-парафиновые, I, II и III груп- 29 6 35 65 2,28 0,99 3,27
пы ароматических углеводородов
Самотлорская нефть, Буш, валанжин
Нафтено-парафиновые углеводороды 0 32 32 68 0 3,38 3,38
после депарафинизации Нафтено-парафиновые и I группа аро- 11 27 38 62 0,83 2,97 3,80
матических углеводородов Нафтено-парафиновые, I и часть II 11 29 40 60 0,87 3,03 3,90
группы ароматических углеводоро- дов
Нафтено-парафиновые, I и II группы 17 25 42 58 1,30 2,81 4,11
ароматических углеводородов
.Самотлорская нефть (с м е с ь)
Нафтено-парафиновые углеводороды 0 34 34 66 0 3,52 3,52
после депарафинизации Нафтено-парафиновые, I группа аро- 15 21 36 64 1,21 2,34 3,55
матических углеводородов Нафтено-парафиновые, I группа и 17 20 37 63 1,34 2,33 3,67
часть II группы ароматических уг- леводородов
Нафтено-парафиновые, I и II группы 20 18 38 62 1,49 2,31 3,80
ароматических углеводородов Нафтено-парафиновые, I, II и III груп- 29 16 45 55 2,22 2,09 4,31
пы ароматических углеводородов
Советская неф т ь (с м е с ь)
Нафтено-парафиновые углеводороды 0 36 36 64 0 2,80 2,80
после депарафинизации Нафтено-парафиновые и I группа аро- 10 34 44 56 0,70 3,20 3,90
матических углеводородов Нафтено-парафиновые, I и II группы 15 32 47 53 1,10 3,10 . 4,20
ароматических углеводородов
Русская нефт ь, ПК-I, сеноман
Нафтено-парафиновые углеводороды 0 38 38 62 0 3,70 3,70
Нафтено-парафиновые и I группа аро- 6 33 39 61 0,40 3,40 3,80
матических углеводородов
36*
563
Продолжение табл. 322
Смесь углеводородов Распределение углерода, % Среднее число колец в молекуле
СА сн с кол СП Кд Кн Ко
Нафтено-парафиновые углеводороды после депарафинизации 0 39 39 61 0 3,80 3,80
Нафтено-парафиновые и часть I груп- пы ароматических углеводородов после депарафинизации 4 36 40 60 0,30 3,60 3,90
Нафтено-парафиновые и I группа аро- матических углеводородов после де- парафинизации 6 35 41 59 0,40 3,60 4,00
Нафтено-парафиновые, I и II группы ароматических углеводородов Г убкинск 7 ЗЯ н 36 е ф т ь 43 , ю- 57 0,50 3,70 4,20
Нафтено-парафиновые углеводороды после депарафинизации 0 28 28 72 0 3,05 3,05
Нафтено-парафиновые и I группа аро- матических углеводородов 10 19 29 71 0,82 2,35 3,17
Нафтено-парафиновые, I и часть II группы ароматических углеводоро- дов 14 15 29 71 1,16 2,05 3,21
Нафтено-парафиновые, I и II группы ароматических углеводородов 16 14 30. 70 1,33 1,92 3,25
Нафтено-парафиновые, I, II и III груп- пы ароматических углеводородов Новопортовс 26 кая 5 неф 31 т ь, ] 69 О-Н 2,28 1,06 3,34
Нафтено-парафиновые углеводороды после депарафинизации 0 34 34 66 0 3,40 3,40
Нафтено-парафиновые и I группа аро- матических углеводородов 9 28 37 63 0,71 2,99 3,70
Нафтено-парафиновые, I и часть II группы ароматических углеводоро- дов 12 25 37 63 0,95 2,78 3,73
Нафтено-парафиновые, I и II группы ароматических углеводородов 15 22 37 63 1,20 2,56 3,76
Нафтено-парафиновые, I, II и III груп- пы ароматических углеводородов Айяунская 22 и е ф т 16 ь, с 38 н о м 62 а н 1,69 2,11 3,80
Нафтено-парафиновые углеводороды после депарафинизации 0 34 34 66 0 3,58 3,58
Нафтено-парафиновые и I группа аро- матических углеводородов 8 30 38 62 0,58 3,33 3,91
Нафтено-парафиновые, I и часть II группы ароматических углеводоро- дов 10 30 40 60 0,85 3,34 4,19
Нафтено-парафиновые, I и II группы ароматических углеводородов 12 31 43 57 0,92 3,48 4,40
Нафтено-парафиновые, I, II и III груп- пы ароматических углеводородов 15 29 44 56 1,14 3,38 4,52
564
323. Потенциальное содержание базовых дистиллятных и остаточных масел
350—400 8,3 0,8716 11,50 3,45 — 84 — —23 69,4
400—460 14,3 0,8766 29,23 6,38 — 86 — —16 58,2
Остаток выше460 33,6 0,9065 220,6 27,04 8,15 90 0,8320 —25 26,6
565
Продолжение табл. 323
Температура отбора, °C Выход (на нефть) дистиллятной фракции или остатка, % Характеристика базовых масел Содержание базового масла, %
р420 V50> сСт V100’ с Ст •V60 Уюо ИВ ввк температура застывания, °C
на дистиллят- ную фракцию или остаток на нефть
Усть-балыкская нефть Biv + Бу, готерив-баррем
350—400 8,5 0,8940 13,42 3,86 — 95 —. —24 90,6 7,7
400—450 8,5 0,9068 31,70 6,70 — 85 —- —22 80,0 6,8
450—500 10,4 0,9091 50,02 9,20 — 85 —• —17 73,0 7,6
Остаток выше 500 32,4 0,9051 201,8 25,40 7,93 90 0,8189 — 16 21,5 7,0
Усть-балыкская нефть, Ю-П
350—400 9,5 0,8960 11,22 3,40 — 85 — —36 84,2 8,0
400—450 10,8 0,8990 27,10 6,00 — 85 —. —24 64,6 7,0
450—480 8,8 0,8950 48,40 9,00 — 85 — —16 52,3 4,6
Остаток выше 480 30,4 0,9123 175,0 22,20 7,88 85 0,8415 — 13 23,0 7,0
Уст ь-б а л ы к с к ая нефть (смесь)
320—400 13,3 0,8775 7,68 2,70 — — —- — 18 85,8 11,4
4001-450 7,0 0,9060 26,80 6,00 — 86,5 —— — 16 89,7 6,2
450—490 •6,3 0,8982 42,88 8,29 — 84 —• — 16 78,5 5,0
Остаток выше 490 35,3 0,8976 162,00 22,28 7,28 99 0,8221 — 16 25,6 , 9,2
Тепловска я нефть, Evi, готерив-баррем
350—450 15,0 0,8936 14,15 3,95 — 85 — —24 85,0 12,8
450—500 6,9 0,9020 38,12 7,60 — 85 — —24 72,5 5,0
Остаток выше 500 36,3 0,9171 248,7 28,82 8,65 85 0,8400 —25 36,1 13,1
К аркатеевская нефть, Бх, вала н Ж И н
350—450 19,0 0,8779 17,60 4,57 — 85 — —27 66,7 12,7
450—470 3,8 0,8901 47,01 8,80 — 85 — — 18 57,2 2,2
Остаток выше 470 36,0 0,9201 300,9 33,16 9,70 85 мДЙтгий 0,8454 —22 36,3 13,1
Мамонтовская нефть, Бх, валанжин
350—450 16,4 0,8690 13,91 3,90 — 85 — —25 60,6 9,9
450—500 8,3 0,8972 46,31 8,65 — 85 — — 16 59,1 4,9
Остаток выше 500 32,5 0,9231 360,0 36,31 9,91 85 0,8480 —18 26,8 8,7
Ю ж н о-б алыкская нефть, Бх, вал а я ж и и
350—450 15,1 0,8740 15,70 4,37 — 85 • — —21,5 67,5 10,2
450—490 7,4 0,8820 31,40 6,68 — 85 — —18 56,0 4,2
Остаток выше 490 36,0 0,9062 133,0 18,40 7,25 85 0,8390 —18 23,6 8,5
Западно-сургутская нефть, Бц + Бщ, готерив-баррем
350—400 9,0 0,8597 9,26 3,00 — 86 — —26 55,5 5,0
400—450 9,2 0,8941 23,50 5,50 — 85 — —27 67,4 6,2
450—480 5,0 0,9073 36,60 7,40 — 86 — —21 68,0 3,4
Остаток выше 480 40,0 0,9350 360,0 36,50 9,86 85 0,8640 — 16 45,5 18,2
Бх, валанжин
Западно-сургутская нефть,
350—400 400—450 450—490 Остаток выше 490 8,7 7,3 5,6 38,4 0,8868 0,8941 0,8964 0,9160 9,85 24,15 36,65 209,8 3,14 5,60 7,40 25,31 .^27 г 90 85 85 85 0,8443 О Г- Ю со сч сч —' 1111 84,6 73,3 65,1 30,9 7,4 5,4 3,7 11,9
350—450 i 13,8 0,8722 С а л ы м 13,00 к а я не 3,80 ф т ь, Буг , валан 99,5 жин —27 83,7 11,5
450—500 7,7 0,8970 36,74 7,21 85 — —25 80,3 6,1
Остаток выше 500 26,3 0,8932 175,8 23,93 7,35 96 0,8094 —22 27,1 7,1
350—450 15,7 Севе 0,8808 j о-в а р ь 20,13 з г а н с к а 4,99 я нефт ь, Бх, £ 85 1 а л а н ж и н —27 76,6 12,0
450—470 3,0 0,8937 48,50 9,00 — 85 — —17 70,0 2,1
Остаток выше 470 15,5 0,9035 212,0 25,91 8,20 9 0,8269 — 16 30,0 4,7
ПродолжеНие табл. 323
ии Температура отбора, °C Выход (на нефть) дистиллятной фракции или остатка, % Характеристика базовых масел Содержание базового масла, %
Р4° V50’ сСт 'VlOO’ с Ст V50 Vico ИВ ввк температура застывания, °C
на дистиллят- ную фракцию или остаток на нефть
350—450 17,5 0,8765 А г а н с к 12,70 а я н е ф 1 3,69 ь, Буш, валан) 86 КИН —21 67,5 11,8
450—500 7,5 0,9087 52,75 9,55 — 85 — —19 57,3 4,3
Остаток выше 500 16,0 0,9000 260,4 28,85 9,14 85 0,8164 —14 15,8 2,5
350—400 10,5 0,8868 [ 0 К О С 0 Е 12,68 ская н 3,40 ф т ь, Бг к, в а л а I Ж И н —23,5 87,8 9,2
400—450 9,5 0,8828 24,15 5,60 — 85 — — 16 63,8 6,1
450—485 8,0 0,9015 52,10 9,50 — 85 — — 16 65,0 5,2
Остаток выше 485 24,0 0,9166 190,7 23,98 8,00 86 0,8453 —20 23,6 5,7
350—450 16,9 0,8789 Ватин 15,49 к а я не 4,21 фть, Бх, в а л ан я 85 < и н —23 65,5 11,1
450—500 7,0 0,8820 50,02 9,12 — 85 — — 18 46,5 3,3
Остаток выше 500 15,5 0,9091 260,0 29,81 8,70 85 0,8325 —21 25,4 4,0
350—450 16,0 С а 0,8740 мот л ор 14,32 ская н 3,98 е ф т ь, Бу in, вал 85 а н ж ,и н —22 66,3 10,6
450—500 7,6 0,8935 48,50 9,00 — 85 — —21 52,6 4,0
Остаток выше 500 16,2 0,9120 255,8 29,00 9,13 85 0,8325 — 14 20,4 3,3
300—400 19,6 0,8838 Само 7,71 Т Л 0 р С К 2,58 а я н е ф т ь (с м е с ь) —28 85,5 16,8
400—450 8,8 0,8890 30,80 6,68 — 90 —. —26 48,5 4,3
450—500 8,0 0,8928 45,03 8,75 — 92 — —20 44,8 3,6
Остаток выше 500 15,0 0,9115 280,0 - 32,00 8,75 90 0,8355 — 13 19,4 2,9
Мегионская нефть, Буш, валанжин
350—420 14,6 0,8832 12,30 3,60 — 83 —20 71,2 10,4
420—480 7,7 0,8978 43,15 8,22 83 —16 64,4 4,7
Остаток выше 480 18,7 0,9141 203,5 23,32 8,75 80 0,8432 — 17 33,5 6,3
Мегионская нефть, Ю-1
350—420 11,3 0,8782 10,02 3,16 — 83 —33 71,0 8,1
420—500 12,6 0,8932 38,80 7,60 — 82 —15 62,0 7,8
Остаток выше 500 13,8 0,9019 214,5 25,15 8,55 85 0,8260 —17 18,1 2,5
Советская нефть, Буш, валанжин
350—420 420—480 15,0 9,0 0,8820 0,9020 12,85 41,05 3,60 8,00 — 85 85 — —20 —18 75,5 60,4 11,0 5,6
Остаток выше 480 13,0 0,9050 Сое 25,00 е т с к а я нефть 85 (смесь) 0,8200 — 16 15,2 2,0
350—400 9,2 0,8930 11,75 3,50 — 85 —23 80,5 7,4
400—450 8,6 0,8970 22,20 5,30 — 85 — 17 65,2 5,6
450—485 7,0 0,8930 40,20 7,90 85 —20 51,5 3,6
Остаток выше 485 14,0 0,9124 155,9 20,60 7,60 85 0,8430 — 17 26,4 3,7
Русская нефть, ПК-1, сеноман
350—450 28,4 0,8990 33,54 6,56 —. 58 —34 73,9 21,0
450—470 5,2 0,9283 138,00 15,70 —, 36 —19 91,8 4,8
Остаток выше 470 36,2 0,9018 208,0 25,14 8,29 83,5 0,8261 —22 46,5 16,8
Губкинская нефть, Ю-1
350—450 13,1 0,8820 17,30 4,53 - 85 — 19 66,9 8,7
450—500 6,4 0,8834 58,00 10,22 85 — 19 65,0 4,2
Остаток выше 500 11,5 0,8975 365,0 37,00 9,3 85 0,8144 — 15 40,0 4,6
Нсвопортовская нефть, Ю-П
<695
350—450 21,9 0,8885 20,32 4,99 — 85 —23 72,6 15,9
450—480 5,1 0,8945 56,01 9,75 — 85 —22 72,5 3,7
Остаток выше 480 10,8 0,9067 274,0 29,71 9,25 85 0,8268 —20 25,4 2,7
Айяунская нефть, с е н о м а н
350—450 19,2 0,8870 26,10 5,48 — 49 —32 68,0 13,1
450—500 11,0 0,8875 52,20 9,50 85 —21 51,8 5,7
Остаток выше 500 55,0 0,9135 382,8 38,00 10,1 85 0,8353 —23 36,0 *19,8
• 324, Характеристика нефтей применительно к получению
из них дорожных битумов (ГОСТ 11954—66)
Нефть Содержание, % 2,5П А + Сс А + Ср— —2,5П
асфаль- тенов СМОЛ сили- каге- левых пара- фина
Убинская, Ю-П 1,49 10,54 3,65 9,13 12,03 2,90
Мортымьинская*, Ю-П 0,95 7,32 3,46 8,65 8,27 —0,38
Шаимская, Ю-П 0,82 10,19 2,89 7,22 11,01 3,79
Тетеревская, Ю-П 1,13 10,00 1,58 3,95 11,13 7,18
Каменная, Ю-П Следы 3,96 1,18 2,85 3,96 1,11
Тевлинская, Bxvi, валанжин 1,10 10,00 2,80 7,00 11,10 4,10
Северо-пимская, Bi, готерив-баррем 3,69 15,91 3,91 9,78 19,60 9,82
Быстринская, Bi, готерив-баррем 2,80 16,00 3,16 7,90 18,80 10,90
Вынгинская, Bi+Бц, готерив-баррем 1,65 21,20 3,60 9,00 22,85 13,85
Минчимкинская, Бц, валанжин-готе- 1,83 20,02 2,94 7,35 21,85 14,50
рив Вершинная, Бх, валанжин 1,12 12,50 1,22 3,05 13,62 10,57
Усть-балыкская, Бт, готерив-баррем. 2,43 11,93 3,79 9,48 14,36 4,88
Усть-балыкская, Бц, готерив-баррем 2,59 13,60 3,60 9,00 16,19 7,19
Усть-балыкская, Biv, готерив-баррем 2,55 11,26 2,90 7,25 13,81 6,56
Усть-балыкская, Biv + Bv, готерив- 2,14 13,17 2,14 5,35 15,31 9,96
б аррем
Усть-балыкская, Ю-П 1,90 14,00 1,25 3,13 15,90 11,77
Усть-балыкская (смесь) 2,30 11,10 2,25 5,63 13,40 7,77.
Тепловская, Bvi, готерив-баррем 2,74 18,32 2,77 6,92 21,06 14,14
Каркатеевская, Бх, валанжин 2,40 18,00 3,50 8,75 20,40 11,65
Мамонтовская, Бх, валанжин 2,89 17,74 3,41 8,53 20,63 11,90
Южно-балыкская, Бх, валанжин 7,09 14,91 2,31 5,77 22,00 16,21
Западно-сургутская, Бы + Бш, готе- 2,35 19,06 3,33 8,30 21,41 13,11
рив-баррем
Западно-сургутская, Бх, валанжин 2,90 13,50 2,38 5,95 16,40 10,45 .
Салынская, Bvi, валанжин 1,09 10,20 2,05 5,14 11,29 6,15
Северо-варьеганюкая, Бх, валанжин* 0,47 5,00 3,21 8,03 5,47 —2,56
Аганская, Буш, валанжин 0,85 6,60 2,67 6,68 7,45 0,77
Локосовская, Bix, валанжин 0,75 9,15 3,10 7,75 9,90 2,15
Самотлорская, Буш, 'валанжин 1,67. 10,20 2,40 . 6,00 1.1,87. . 5,87 ,
Самотлорская (смесь) 1,36 10,0 2,30 5,75 11,36 5,61
Мегионская, Буш, валанжин 1,13 11,65 2,28 5,70 12,78 7,08
Мегионская, Ю-1 2,59 6,57 2,17 5,43 9,16 3,73
Советская, Буш, валанжин 1,36 8,56 1,27 3,18 9,92 6,74 |
Советская (смесь) 1,40 7,79 3,20 8,00 9,19 1,19 |
Русская, ПК-I, сеноман 1,01 9,00 0,50 1,25 10,01 8,76 1
Губкинская*, Ю-1 Следы 2,30 7,63 19,08 2,30 —16,78 1
Новопортовская*, Ю-П 0,14 5,00 8,80 22,00 5,14 —16,86 ,
Айяунская, сеноман 6,90 26,90 0,80 2,00 33,8 1 31,8 j
* Из нефтей не могут быть получены дорожные битумы.
570
♦ 325. Шифр нефтей согласно технологической классификации (ГОСТ 912—66)
Нефть Шифр нефти
класс тип группа подгруппа вид
Мортымьинская, Ю-П II Тх м2 Их п2 „ / 1
Шаимская, Ю-П I Тт м2 Их П2
Тевлинская, Bxvi, валанжин II Т1 Мх Их П2
Минчимкинская, Бц, валанжин-готе- II т2 Мх Их
<рив Усть-балыкская, Бх, готерив-баррем II Т2 Мх Их п2
Усть-балыкская, Biv + Bv, готерив- II т2 Мх Их П2
баррем Усть-балыкская, Ю-П II Т2 Мх Их
Усть-балыкская -(смесь)__ —. Тепловская, Bvi, готерив-баррем „п Мх Их
II Т2 Мх Их п2
Каркатеевская, Бх, валанжин II Т2 Мх Их п2
Мамонтовская, Бх, валанжин II Т2 Мх Их п2.
Южно-балыкская, Бх, валанжин II Т2 Мх Их Па
Западно-сургутская, Бц + Бщ, готе- II т2 Мх Их П2
рив-баррем Западно-сургутская, Бх, валанжин II Т2 Мх Их П2
Салымская, Bvi, валанжин II Т1 м2 Их п2
Северо-варьеганская, Бх, валанжин I Тх м2 Их п2
Аганская, Bviii, валанжин II Т1 м2 Их П2
Локосовская, Бхх, валанжин II Т1 Мх -Их
Ватинская, Бх, валанжин II Тх М2 Их П2
Самотлорская, Bviii, валанжин II Тх м2 Их П2
Самотлорская (смесь) II Тх м? Их П2
Мегионская, Bviii, валанжин II Тх м2 Их П2
Мегионская, Ю-1 II Тх м2 Их П2
Советская, Bviii, валанжин II Тх м2 Их
Советская (смесь) II Тх м2 Их П2
Русская, ПК-1, сеноман I т2 Мх и2 Их
Губкинская, Ю-1 I Тх м2 Их п2
Новопортовская, Ю-П I Тх м2 Их п2
Айяунская, сеноман II т3 Мх и2 Их
571
СП
ьо
326. Разгонка (ИТК) убинской нефти (Ю-П) в аппарате АРН-2
и характеристика полученных фракций
№ фрак- ции Температура выкипания фракции при 760 мм рт. ст., °C Выход (на нефть), % ₽4° „20 nD м v60, сСт v100» сСт Содержание серы, %
отдельных фракций суммарный
1 н. к.——60 4,0 4,0 0,6613 1,3776 — — — —
2 60—95 4,9 8,90 0,7173 1,4018 92 — — 0
3 95—122 4,10 13,00 0,7377 1,4122 108 — — Следы
4 122—150 5,40 18,40 0,7590 1,4240 123 — — 0,02
5 150—200 8,80 27,20 0,7887 1,4382 145 —- — 0,04
6 200—250 8,20 35,40 0,8150 1,4548 177 1,57 0,87 0,05
7 250—300 8,00 43,40 0,8357 1,4650 218 2,73 1,35 0,08
8 300—350 7,70 51,10 0,8552 1,4762 265 4,79 1,97 0,18
9 350—400 9,60 60,70 0,8754 1,4858 300 8,39 2,90 0,32
10 400—450 8,40 69,10 0,8912 1,4956 378 18,13 5,61 0,50
11 450—490 7,30 76,40 0,9062 1,5042 438 42,34 10,08 0,61
12 Остаток 23,60 100,0 0,91
327. Разгонка (ИТК) мортымьинской нефти (Ю-П) в аппарате АРН-2
и характеристика полученных фракций
№ фрак- ции Температура выкипания фракции при 760 мм рт. ст., °C Выход (на нефть), % * А20 р4 „20 nD А м ^20> сСт V50, сСт ^100» сСт Температура, °C v Содержа- ние серы, %
отдельных фракций суммарный S застывания вспышки
1 До 28 (газ до С4) 0,58 0,58 — — — — — — — —
2 28—56 2,00 2,58 0,6451 1,3672 ___ . 0
3 56—78 2,25 4,83 0,7021 1,3900 86 0
4 78—92 2,38 7,21 0,7135 1,4011 о
5 92—107 2,38 9,59 0,7231 о
6 107—121 2,38 11,97 0,7350 1,4109 __ о
7 121—135 2,46 14,43 0,7479 118 о
8 135—149 2,57 17,00 0,7593 1,4234 0,98 о
9 149—162 2,57 19,57 0,7725 __ 1,11 о
10 162—174 2,54 22,11 0,7845 1,4334 — 1,30 о
11 174—186 2,57 24,68 0,7940 _— 148 1,49 о
12 186—200 2,64 27,32 0,8043 1,4425 1,68 1,08 —58 Следы
13 200—216 2,75 30,07 0,8122 — — 1,98 1,29 —51
14 216—230 2,75 32,82 0,8190 1,4530 2,39 1,51 —43 85 0,06
15 230—243 2,75 35,57 0,8243 — 187 2,92 1,78 —36 96
16 243—259 2,86 38,43 0,8290 1,4620 3,64 2,02 1,05 —28 107 0 15
17 259—272 2,96 41,39 0,8345 —. 4,43 2,33 1,22 —22 118
18 272—285 2,86 44,25 0,8400 1,4682 — 5,47 2,72 1,34 — 15 126 0 22
19 285—300 ' 3,00 47,25 0,8456 — 231 7,02 3,31 1,61 —8 137
20 300—312 2,90 50.15 0,8519 1,4715 .— 9,08 4,18 1,84 —3 147 0,29
21 312—326 2,96 53,11 0,8600 — — 12,10 5,05 2,08 4 155
22 326—340 2,89 56,00 0,8680 1,4820 15,25 6,09 2,28 9 163 0,38
23 340—355 3,10 59,10 0,8749 288 7,39 2,63 13 173
24 355—373 3,10 62,20 0,8821 1,4948 9,31 3,10 18 183 0,51
25 373—388 3,00 65,20 0,8886 — 13,20 3,74 22 192
26 388—404 3,07 68,27 0,8951 1,4960 340 18,63 6,90 27 201 0,65
27 404—420 3,10 71,37 0,9009 — 28,20 5,99 31 209
28 420—441 3,14 74,51 0,9078 1,5072 — 36,77 7,33 34 217 0,85
29 441—464 3,10 77,61 0,9145 1,5082 — 9,11 38 226
30 464—490 2,14 79,75 0,9207 1,5110 420 10,40 42 233 1 10
31 Остаток. 20,25 100,00 0,9622 — Ь39
Примечание.
10,31%; температура плавле’ния его
Содержание
парафина во фракции № 24—21,43%;
соответственно 37, 48, 51 и 57 °C.
во фракции № 26—18,32%;
во фракции № 28—13,02%; во фракции № 30-
573
cj 328. Разгонка (ИТК) шаимской нефти (Ю-П) в аппарате АРН-2
* и характеристика полученных фракций
№ фрак- ции Температура выкипания фракции при 760 мм рт. ст., °C Выход (на нефть), % р!° л20 nD Л1 V2Q. сСт V50. сСт V100- сСт Температура, °C Содержа- ние серы, %
отдельных фракций суммарный застывания вспышки
Г1 До 28 3,50 3,50 — — — __ — — — — —
2 (газ до С4) 28-47 2,31 5,81 0,6316 1,3573 72 — — — — — Следы
3 47—63 2,47 8,28 0,6404 1,3604 — — — —. — — —
> 4 63—85 2,83 11,11 0,6975 1,3821 — — — — —— — —
5 85—97 2,61 13,72 0,7125 1,3957 — — — — — — 0,01
6 97—116 2,73 16,45 0,7250 1,4022 106 — — — — — —
7 116—126 2,71 19,16 0,7386 1,4060 — — — — — — 0,04
8 126-145 2,71 21,87 0,7521 1,4139 — — — — — — —
9 145—160 2,71 24,58 0,7664 1,4218 134 — — — — — —
10 160—171 2,79 27,37 0,7783 1,4269 —— 1,23 — — — — 0,06
11 171—190 2,79 30,16 0,7862 1,4320 — 1,50 — — — —
12 190—205 2,79 32,95 0,7990 1,4399 — 1,82 1,22 — —53 71 —
13 205—220 2,90 35,85 0,8079 1,4478 172 2,25 1,40 — —43 80 —
14 220—240 2,99 38,84 0,8148 1,4525 — 2,63 1,70 — —35 92 0,08
15 240—258 2,94 41,78 0,8212 1,4562 — 3,40 2,00 — —30 100 —
16 258—272 2,95 44,73 0,8287 1,4601 — 4,07 2,35 — —24 109 —
17 272—292 2,76 47,49 0,8345 1,4642 221 5,25 2,90 — —18 120 —
18 292—310 3,44 50,93 0,8416 1,4679 — 6,85 3,32 1,49 — 12 132 0,15
19 310—326 3,10 54,03 0,8474 1,4708 — 9,10 4,00 1,60 —7 140 —
. 20 326—342 3,14 57,17 0,8535 1,4741 — 11,92 4,82 1,80 0 150 —
i 21 342—355 3,10 60,27 0,8602 1,4768 290 — 6,10 2,00 5 164 —
} 22 *355—372 3,11 63,38 0,8667 1,4811 — — 7,87 2,30 12 177 0,39
23 372—388 3,30 66,68 0,8740 1,4870 — — 10,40 2,90 17 190 —
24 388—406 3,19 69,87 0,8800 1,4903 — — 16,14 3,50 24 205 —
406—424 3,23 73,10 0,8879 1,4941 366 — 25,00 4,30 26 213 0,57
26 424—443 3,23 76,33 0,8955 1,4982 — — 35,62 5,70 31 235 —
27 443—465 3,30 79,63 0,9046 1,5011 — — 50,81 8,94 36 , 243 —
! 28 465—480 2,15 81,78 0,9126 1,5044 420 — 60,75 10,14 40 253 0,84
29 Остаток* 18,22 100,00 0,9573 1,25
во фракции № 28—8,95%;
температура плавления
Примечание. Содержание парафина во фракции № 24—5,52%; во фракции № 26—6,45%;
его соответственно 42, 55 и 58 *С.
№ фрак- ции
— -а О О Сл О СИ О Сл ND СО О км о OOOOOOONDCnO?* » 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 § SSSSSSggg010 Температура выкипания фракции при 760 мм рт. ст., °C
О О О 00 00 CD о СО СО -q со СЛ сл о 4*. сл СЛ о ’и* ю о' ’и- Q отдельных фракций Выход (на нефть), %
Р °0 ° О СО CD Q CD ОСЛОФ»-ОСЛ©фсО-»>)^ч)05 Z to q S 2
Р .° Р р р р р о о о о 1 Й Я Ч ® ® ю s С, С, "м 'о, 2 S 8_g 8 S § g й S 3 О ** ю о
1 о ® ® ii о & i t g "g g 2 s S §§ 8 s S S g § а
1 tfe W W to to — , — , ЬО cn CO 1 — co 1 о о о to 00 О I 00' -S' &
10,31 25,60 69,21 П <5 £??
3,60 6,26 9,11 0) п5 н©
о о о о о о о » Я л w to С о | | 1 1 1 W О М о 4^ СО Ч 1 1 Е s Д -
ND ►— № фрак- ции
я ^^^COCONDND — °SSg88Sgggg« 3 II 1 II 1 II 1 1 1 Ч н- (О О ОСЛФСЛОСЛОСЛЮСЛО Я OOOOOOOOND фракции при 760 мм рт. ст., СС Температура выкипания
ND >— t— — S>-bO*-CDCCCO^WWO ЬЭ 00 СЛ О Ф - О О СО СО -q СЛ отдельных фракций Выхо,д нефть)
С-Ч-ЧСЛ4^СОЬО — ►— О00^— <0-Ч05"Ч00ОФ>С0О ООООСЛСПСл^ОООоСЛМСЛ сум- марный , (на 5 %
о о о о о О О О О О о 1 00 00 00 00 00 00 -ЧМ-ЧМФ 1 СО СО -ч СЛ со ND Оо Сл СО ►— О СОСлф>.ОСлОСГ>ОоО)^-0 S^OiQDQoCOi^ — СО ►— сл •о ю о
>—* 1— Ь— )—1 1 ОСО'ЧФСЛСОЬО — со -ч а О
-O^COCONDNDi— —— СООСОЛ^ЧЧЧКОЧФ * £
фь ND 1 Р Р Р р г I | I I 1 1 — О — ND ND 4^ 1 1 1 1 1 4^ СО СО О О ►— П <2 og
0,82 1,05 1,69 3,00 4,77 8,54 я© Н о
OOOOOOOOOQ СЮ (О СЛ ф. н- н- О О О х! 4 I — ND о оо со -q О — Р Р СЛ ND g Содер- жание серы, о/ /0
характеристика полученных фракций
331. Разгонка (ИТК) тевлинской нефти (Bxvi, валанжин) в аппарате АРН-2
и характеристика полученных фракций
№ фракции Температура выкипания фракции при 760 мм рт. ст., °C Выход (на нефть), % 20 Р4 „20 nD м V20- сСт V30* сСт v100> сСт Температура за- стывания, °C Содержание се- ры, %
отдельных фракций суммар- ный
1 До 28 (газ доС4) 1,24 1,24 — — — — — — — —
2 28—58 2,35 3,59 0,6530 1,3665 — — — .— — —
3 58—80 2,76 6,35 0,7041 1,3945 88 — — — — —
4 80—98 2,66 9,01 0,7259 1,4075 96 — .— — — —
5 98—117 2,85 11,86 0,7390 1,4154 106 — —. — — —
6 117—133 2,77 14,63 0,7522 1,4220 116 — — — — —
7 133—149 2,81 17,44 0,7655 1,4230 125 0,93 — — — —
8 149—165 2,77 20,21 0,7785 1,4365 133 1,10 — — — —
9 165—181 2,88 23,09 0,7900 1,4428 144 1,27 0,72 — — —
10 181—202 3,73 26,82 0,8035 1,4470 155 1,56 0,98 — <—60 —
11 202—217 2,88 29,70 0,8155 1,4560 166 2,07 1,28 — —52 0,05
12 217—234 2,88 32,58 0,8250 1,4618 176 2,52 1,50 — —44 —
13 234—250 2,96 35,54 0,8335 1,4662 188 3,11 1,75 0,82 -37 0,11
14 250-266 3,00 38,54 0,8422 1,4710 200 3,88 2,11 1,02 -29 —
15 266—283 3,00 41,54 0,8480 1,4750 215 5,10 2,58 1,24 —22 0,23
16 283—299 2,93 44,47 0,8542 1,4785 230 6,85 3,21 1,44 —16 —
17 299—316 3,19 47,66 0,8605 1,4821 244 8,93 3,93 1,68 — 11 —
18 316—333 3,15 50,81 0,8677 1,4860 260 12,39 4,76 2,00 —5 0,41
19 333—349 3,05 53,86 0,8748 1,4895 275 16,83 6,08 2,31 1 —
20 349—367 3,22 57,08 0,8822 1,4935 290 24,11 8,20 2,71 6 0,54
21 367—384 3,22 60,30 0,8904 1,4974 307 37,20 10,96 3,30 12 —
22 384—400 3,22 63,52 0,8983 1,5010 326 — 15,93 4,12 16 0,72
23 400—418 3,27 66,79 0,8981 1,5048 349 — 22,64 5,32 20 —
24 418—436 3,27 70,06 0,9118 1,5082 375 — 31,80 6,80 24 0,85
25 436—452 2,81 72,87 0,9173 1,5123 395 — 45,00 8,35 27 0,91
26 452—474 3,81 76,68 0,9230 1,5161 410 — 62,10 10,18 30 0,95
27 474—480 1,42 78,10 0,9265 1,5193 422 — 76,60 11,58 33 0,98
28 Остаток 21,90 100,00 0,9821 — •— — — — — 1,62
332. Разгонка (ИТК) северо-пимской нефти (Бх, готерив-баррем) в аппарате
АРН-2 и характеристика полученных фракций
№ фрак- ции Температура выкипания фракции при 760 мм рт. ст., °C Выход (на нефть), % п20 nD м V50. сСт сСт Содер- жание серы, %
отдельных фракций сум- марный
1 н. к.—60 0,4 0,4 0,6559 1,3776
2 60—95 1,9 2,3 0,6900 1,3892 95 — — —
3 95—122 2,7 5,0 0,7067 1,4080 —. — — —
4 122—150 4,2 9,2 0,7250 1,4300 115 —. — 0,06
5 150—200 8,0 17,2 0,7600 1,4382 — —. — —
6 200—250 8,1 25,3 0,8083 1,4495 174 — — 0,21
7 250—300 8,7 34,0 0,8308 1,4680 215 — — 0,82
576
Продолжение табл. 332
№ фрак- ции Температура выкипания фракции при 760 мм рт. ст., °C Выход (на нефть), % ₽*> „20 "D м V50- сСт V100. сСт Со дер- жание серы, %
отдельных фракций сум- марный
8 300—350 8,6 42,6 0,8510 1,4854 265 1,00
9 350—400 9,4 52,0 0,8730 1,4940 340 10,00 3,58 1,21
10 400—450 10,0 62,0 0,8970 1,5020 380 30,80 6,88 1,63
11 450—490 8,0 70,0 0,9201 1,5171 420 81,71 12,72 1,92
12 Остаток 30,0 100,0 — — — — — 2,00
333. Разгонка (ИТК) быстринской нефти (Бц готерив-баррем) в аппарате АРН-2
и характеристика полученных фракций
№ фрак- ции Температура выкипания фракции при 760 мм рт. ст., °C Выход (на нефть), Р4° „20 nD м ^50’ сСт 'VlOO* сСт Содер- жание Т'
отдельных фракций сум- марный
1 н. к.—60 1,5 1,5 0,6456 1,3697
2 60—95 2,6 4,1 0,7001 1,3932 103 — 0,05
3 95—122 2,7 6,8 0,7222 1,4047 118 — 0,07
4 122—150 3,0 9,8 0,7431 1,4153 135 —- 0,08
5 150—200 6,3 16,1 0,7725 1,4317 163 — 0,09
6 200—250 5,8 21,9 0,8059 1,4530 179 1,40 0,79 0,23
7 250—300 6,5 28,4 0,8313 1,4639 218 2,28 1,17 0,65
8 300—350 7,8 36,2 0,8578 1,4775 264 4,28 1,89 1,00
9 350—400 8,2 44,4 0,8833 1,4918 320 8,66 4,05 1,60
10 400—450 8,4 52,8 0,9000 1,5000 340 20,52 5,04 2,03
11 450—500 9,7 62,5 0,9155 1,5100 395 43,75 7,86 2,24
12 Остаток 37,5 100,0 — — — — — 3,33
334. Разгонка (ИТК) вынгинской нефти (Bi + Бц, готерив-баррем)
в аппарате АРН-2 и характеристика полученных фракций
№ фрак- ции Температура выкипания фракции при 760 мм рт. ст., °C Выход (на нефть), % Р420 „20 nD м V50, сСт V100, сСт Содер- жание серы, %
отдельных фракций сум- марный
1 н. к.—60 1,1 1,1 0,6607 1,3786
2 50—95 1,6 2,7 0,7157 1,4023 92
3 95—122 1,4 4,1 0,7382 1,4135 106 0,03
4 122—150 2,9 7,0 0,7552 1,4233 122
5 150—200 6,5 13,5 0,8101 1,4379 141 0,12
6 200—250 7,4 20,9 0,8277 1,4566 176 1,70 0,91 0,23
7 250—300 7,7 28,6 0,8431 1,4670 217 3,11 1,46 0,77
8 300—350 7,3 35,9 0,8706 1,4817 260 5,62 2,18 0,91
9 350—400 8,6 44,5 0,8877 1,4917 310 10,75 3,37 1,24
10 400—450 8,7 53,2 0,9063 1,5069 365 20,05 5,13 1,51
И 450—490 6,1 59,3 0,9234 1,5175 410 54,50 9,76 1,98
12 Остаток 40,7 100,0 — — — — 2,15
37—160
577
сл 335. Разгонка (ИТК) минчимкинской нефти (Бц, валанжин-готерив) в аппарате АРН-2 и характеристика полученных фракций
№ фрак- ции Температура выкипания ’ фракции при 760 мм рт. ст., °C Выход (на нефть), % р£» «20 м *20» сСт *50» сСт V100. сСт Температура, Содержа- ние серы, %
отдельных фракций суммарный засты- вания вспыш- ки
1 70—95 2,85 2,85 0,6700 1,3818 — — — — — — —
2 95—120 2,18 5,03 0,7180 1,3985 108 — — — — — 0,03
3 120—150 2,95 7,98 0,7403 1,4148 — — ’ — <—60 .— —
4 150—200 5,54 13,52 0,7738 1,4318 — 1,35 0,93 — — — 0,07
5 200—235 4,06 17,58 0,8012 1,4507 172 2,10 1,44 — —45 — —
6 235—259 2,96 20,54 0,8177 1,4596 — 3,01 1,90 0,95 — — 0,42
7 259—277 2,74 23,28 0,8317 1,4657 — 4,05 2,40 1,15 —25 — —
8 277—295 2,77 26,05 0,8422 1,4718 227 5,30 2,86 1,37 — — 0,71
9 295—314 2,80 , 28,85 0,8518 1,4769 — 6,80 3,38 1,55 —7 — —
10 314—329 2,35 31,20 0,8599 1,4823 260 8,50 4,10 1,78 — — 0,98
11 329—360 4,70 35,90 0,8695 1,4872 — 13,62 5,42 2,14 8 — —
12 360—370 1,76 37,66 0,8784 1,4917 290 22,88 7,25 2,60 — — 1.11
13 370—394 3,74 41,40 0,8858 1,4968 — — 9,60 3,10 16 — —
14 394—405 1,80 43,20 0,8936 1,4980 — — 13,30 3,78 — — 1,47
15 405—423 2,70 45,90 0,8993 1,5002 333 — 18,50 4,60 20 — —
16 423—438 2,40 48,30 0,9056 1,5068 — — 26,60 5,61 — — 1,76
17 438—460 3,50 51,80 0,9131 1,5103 369 — 34,50 6,85 25 228 —
18 460—479 3,10 54,90 0,9212 1,5148 400 — 43,30 , 8,31 29 235 2,01
19 479—500 3,40 58,30 0,9300 1,5188 450 — 51,50 9,85 37 240 —
20 Остаток 41,70 100,00 0,9788 — — — — — — — 3,50
336. Разгонка (ИТК) вершинной нефти (Бх, валанжин) в аппарате АРН-2 и характеристика полученных фракции
№ фракции Температура выкипания фракции при 760 мм рт. ст. °C , Выход (на нефть), % 20 P/J П2О 4 м *50. сСт *юо, сСт Содержа- ние серы, %
отдельных фракции суммарный
1 н. к.—60 2,3 . 2,3 0,6580 1,3758 — — — —
2 60—95 3,1 5,4 0,6969 1,3930 90 — — —
3 95—122 3,1 8,5 0,7250 1,4056 105 — — —
4 122—150 4,5 13,0 0,7428 1,4169 126 — — —
5 150—200 9,4 22,4 0,7769 1,4340 147 — — 0,19
6 200—250 8,8 31,2 0,8159 1,4552 176 1,48 0,83 0,42
7 250—300 9,4 40,6 0,8415 1,4685 216 2,53 1,29 0,65
8 300—350 10,9 51,5 0,8684 1,4834 262 4,83 1,88 0,80
9 350—400 9,5 61,0 0,8985 1,4994 302 9,48 2,95 1,00
10 400—450 8,5 69,5 0,9201 1,5127 332 27,62 6,03 1,20
11 450—485 3,3 72,8 0,9330 1,5188 375 46,63 8,25 1,53
12 Остаток 27,2 100,0 — — — — — 1,96
g 337. Разгонка (ИТК) усть-балыкской нефти (Bj, готерив-баррем) в аппарате АРН-2 и характеристика полученных фракций
№ фрак- ции Температура выкипания фрак- ции при 760 мм рт. ст., °C Выход (на нефть), % Р1° Л20 м v20» ССт V60. сСт 400» сСт Температура, °C Содер- жание серы, %
отдельных фракций суммарный застывания вспыш» ки
1 До 28 (газ до С4) 1,05 1,05 — — — — — — — •— —
2 28—68 2,06 3,11 0,6501 1,3692 80 — — — — —— 0,01
3 68—94 2,06 5,17 0,6911 1,3917 — — — — . — — —
4 94—118 2,03 7,20 0,7115 — — — — — — — ——
5 118—139 2,32 9,52 0,7266 1,4090 122 — — — —
6 139—154 1,88 11,40 0,7406 — — — — — —— — 0,02
7 154—170 2,43 13,83 0,7530 1,4225 — 1,01 — —— <—60 —. —
8 170—186 2,52 16,35 0,7648 — — 1,19 —. —' То же — 0,03
9 186—200 2,47 18,82 0,7789 1,4344 160 1,44 — — . —60 54 —
10 200—215 2,52 21,34 0,7881 — — 1,92 — — —51 72 0,05
11 215—228 2,54 23,88 0,8018 1,4530 — 2,39 0,95 — —42 86 —
12 228—246 2,58 26,46 0,8119 — — 2,91 1,42 — —35 96 —
13 246—259 2,58 29,04 0,8217 1,4618 200 4,01 2,07 1,07 —27 106 —
14 259—274 2,58 31,62 0,8295 — — 4,70 2,43 1,25 —21 118 0,06
15 274—292 2,58 34,20 0,8387 1,4696 — 6,05 2,97 1,40 —14 126 —
16 292—310 2,69 36,89 0,8464 — — 7,90 3,64 1,69 —10 136 0,09
17 310—326 2,71 39,60 0,8552 1,4778 260 10,80 4,59 1,91 4 147 —
18 326—344 2,74 42,34 0,8639 — — 16,09 5,85 2,38 2 158 0,18
19 344—361 2,91 45,25 0,8726 1,4882 — 21,00 7,71 2,75 8 168 —
20 361—376 2,95 48,20 0,8802 — — — 10,02 3,45 14 179 0,27
21 376—395 3,02 51,22 0,8886 1,4955 320 — 12,85 4,23 19 192 —
22 395—410 3,06 54,28 0,8955 — — — 18,29 4,82 22 202 0,57
23 410—424 3,02 57,30 0,9019 1,5056 — — 24,90 5,77 25 214 —
24 424—440 2,95 60,25 0,9059 — 380 — 30,66 6,41 38 224 1,09
25 440—452 3,13 63,38 0,9086 1,5110 — . — 36,17 7,22 32 236 —-
26 452—460 3,02 66,40 0,9111 1,5118 390 — 37,37 7,92 34 246 1,37
27 Остаток 33,60 100,00 0,9727 — — ——' — — — — 3,25
Примечание. Содержание парафина во фракции № 24 — 10,20%;
44 и 50°С. _ ________ ____
во фракции № 26 — 5,45%; температура плавления его соответственно
338. Разгонка (ИТК) усть-балыкской нефти (Erv + 5v, готерив-баррем) в аппарате АРН-2 И характеристика пдлуЧеннЫХ
фракций
№ фрак- ции Температура выкипания фракции при 760 мм^рт. ст., Выход (на нефть), % рГ П2О D J м 40. сСт 40. сСт ЧОО. сСт Температура, °C Содержа- ние серы, %
отдельных фракций суммарный застывания вспышки
1 До 28 (газ до С4) 0,87 0,87 — — — — — __ — —
2 28—71 2,34 3,21 0,6708 1,3657 — — — —— — 0
3 71—96 2,58 5,79 0,7125 1,3971 95 —— — — —
4 96—124 2,79 8,58 0,7238 1,4082 — 0,77 —- — — 0,006
5 124—147 2,79 11,37 0,7403 1,4179 — 0,92 — —. ——
6 147—167 2,71 14,08 0,7570 — 139 1,19 0,82 ' " * — — 0,04
7 167—190 3,13 17,21 0,7672 1,4355 — 1,41 1,03 — — —
8 190—216 2,84 20,05 0,7843 —— — 1,85 1,20 — —55 90 0,12
9 216—236 2,88 22,93 0,7960 1,4492 182 2,48 1,48 — —48 102
10 236—258 2,96 25,89 0,8071 — —— 3,20 1,86 0,97 —43 112 0,41
11 258—280 2,52 28,41 0,8235 1,4631 — 4,70 2,35 1,21 —36 125
12 280—298 3,09 31,50 0,8336 — 230 6,16 2,95 1,33 —31 136 0,83
13 298—319 3,00 34,50 0,8480 1,4715 — 8,69 3,60 1,62 —23 147
14 319—338 3,09 37,59 0,8592 — — 11,61 4,67 1,88 —15 160 1,25
15 338—352 3,18 40,77 0,8701 1,4842 282 15,65 6,13 2,25 —10 171
16 352—370 3,18 43,95 0,8817 — — 25,45 8,00 2,71 —2 185 1,54
17 370—391 3,05 47,00 0,8923 1,4911 — — 11,11 3,43 3 195
18 391—410 3,35 50,35 0,9001 — 332 — 15,65 4,32 8 208 1,84
19 410—430 3,13 53,48 0,9085 1,5060 — — 22,19 5,79 13 218
20 430—448 3,09 56,57 0,9143 — — — 36,90 8,07 19 228 1,92
21 448—467 3,18 59,75 0,9183 1,5120 400 — 54,63 9,73 23 240
22 467—482 3,05 62,80 0,9215 1,5138 — — 66,20 11,54 26 251 2,14
23 482—500 4,61 67,41 0,9238 — 450 — — 13,80 30 262 —
24 Остаток 32,59 100,00 0,9974 — — — — — — — 2,94
Примечание. Содержание парафина во фракции № 18 — 6,04%; во фракции № 20 — 4,48%; во фракции № 22 — 3,52%; температура
плавления его соответственно 47,51 и 57°С.
’ 339. Разгонка (ИТК) усть-балыкской нефти (Бх, валанжин) в аппарате АРН-2 и характеристика полученных фракций
№ фрак- ции Температура выки- пания фракции при 760 мм рт. ст., °C Выход (на нефть), % „20 v20. еСт сСт ЧОО» сСт Температура, °C Содержайие серы, %
отдельных фракций суммарный застыва- ния вспышки
1 До 28 (газ до С4) 0,94 0,94 — — — — —- — — . —
2 28—64 2,31 3,25 0,6614 1,3749 — — — — Следы
3 64—93 2,47 5,72 0,7000 1,3940 —- — - ——
4 93—114 2,43 8,15 0,7241 1,4042 — — — 0,01
5 114—134 2,51 10,66 0,7439 —- 0,81 — —. — —— —
6 134—155 2,59 13,25 0,7605 1,4232 0,98 — — 0,03
7 155—173' 2,59 15,84 0,7718 — 1,21 0,84 — —60
8 173—193 2,71 18,55 0,7842 1,4399 1,54 1,09 — —55 0,19
9 193—212 2,59 21,14 0,7940 — 1,95 1,25 — —48
10 212—228 2,63 23,77 0,8033 1,4550 2,42 1,51 —42 89 0,46
11 228—248 2,67 26,44 0,8136 — 3,10 1,80 0,99 —34 103 —
12 248—266 2,83 29,27 0,8240 1,4650 3,84 2,27 1,19 —28 ИЗ 0,70
13 266—284 2,83 32,10 0,8336 — 5,50 2,79 1.34 —20 127 —
14 284—301 2,83 34,93 0,8442 1,4729 7,21 3,39 1,69 —15 140 1,30
15 301—317 2,90 37,83 0,8567 — 9,80 4,30 1,86 —6 150
16 317—334 2,87 40,70 0,8674 1,4840 14,15 5,61 2,25 —1 163 1,61
17 334—352 2,94 43,64 0,8770 — 20,30 7,30 2,51 6 171
18 352—370 2,99 46,63 0,8869 1,4945 — 9,22 3,12 12 182 1,72
19 370—384 2,90 49,53 0,8950 — — 12,59 3,83 18 191
20 384—402 2,90 52,43 0,9029 1,5042 — 17,70 4,53 23 200 1,80
21 402—418 2,94 55,37 0,9071 —. 22,39 5,70 28 211
22 418—434 3,03 58,40 0,9141 1,5118 34,45 7,06 31 220 1,94
23 434—452 2,90 61,30 0,9198 — 47,65 8,50 32 231
24 452—468 2,99 64,29 0,9250 1,5182 —. 60,80 10,38 34 242 2,21
25 468—480 1,95 66,24 0,9263 1,5190 70,52 11,48 35 245
26 Остаток 33,76 100,00 — — — — — — — 3,01
Примечание. Содержание парафина во фракции № 21 — 6,11%; во фракции № 23 — 5,34%; во фракции № 25 — 4,00%; температура плав-
ления его соответственно 46, 50 и 56’С.
340. Разгонка (ИТК) усть-балыкской нефти (Ю-Н) в аппарате АРН-2 и характеристика полученных фракций
№ фрак- 1^ЙИ Температура выкипания фракции.при 760 мм ст., Выход (на нефть), % р1° „20 м v20» сСт v50» сСт ЧОО. сСт Температура, °C Содержа- ‘ ние серы %
отдельных фракций суммарный застывания вспышки
1 \ До 28 1,91 1,91 — — — — — — — — —
2 (газ' до С4) 28—60 1,92 3,83 0,6486 1,3743 82 — — — — — 0,21
3 60—90 2,01 5,84 0,6956 1,3921 — — — —— —— ——• —
4 90—123 2,29 8,43 0,7276 1,4064 106 0,73 — — — — 0,23
5 123—144 2,12 10,25 0,7481 1,4171 — 0,91 — — — — —
6 144—163 2,22 12,47 0,7610 1,4263 — 1.И — — — — 0,28
7 163—180 2,22 14,69 0,7759 1,4328 — 1,37 — — — — —
8 180—200 2,26 16,95 0,7898 1,4408 163 1,65 1,02 — — — 0,47
9 200—217 2,47 19,42 0,8030 1,4480 — 2,14 1,21 — —51 — —
10 217—232 2,43 21,85 0,8174 1,4554 — 2,70 1,43 — —43 90 0,80
и 232—252 2,47 24,32 0,8278 1,4619 —— 3,48 1,60 —— —36 100 —
12 252—268 2,47 26,79 0,8390 1,4664 220 4,60 1,94 — —28 110 0,89
13 268—285 2,57 29,36 0,8458 1,4710 — 5,84 2,21 — —19 122 —
14 285—300 2^47 31,83 0,8531 1,4754 — 7,20 2,65 1,14 —13 135 0,97
15 300—314 2,50 34,33 0,8602 1,4790 — 9,22 3,23 1,50 —6 144 —
16 314—331 2,53 36,86 0,8678 1,4826 264 12,22 4,09 1,83 0 156 1,19
17 331—343 2,60 39,46 0,8754 1,4868 — 17,85 5,40 2,09 5 168 —
18 343—358 2^64 42,10 0,8830 1,4926 — 23,79 7,00 2,42 10 180 1,32
19 358—372 2,64 44,74 0,8900 1,4951 302 29,00 8,83 2,86 13 191 —
20 372—387 2,64 47,38 0,8978 1,4998 — — 11,61 3,40 17 202 2,22
21 387—401 2,74 50,12 0,9037 1,5005 — —— 16,10 4,03 20 212 —
22 401—413 2^67 52,79 0,9105 1,5050 338 — 20,79 4,99 22 224 2,27
23 413—425 2,74 55,53 0,9171 1,5082 — — 25,31 6,01 25 233 —
24 425—439 2,81 58,34 0,9225 1,5118 366 — 30,10 7,11 28 241 2,35
25 439—452 2,71 61,05 0,9269 1,5162 — — 34,55 8,30 31 248 —
26 452—460 2,50 63,55 0,9300 1,5180 — — — 9,51 33 254 2,45
27 460—472 3^00 66; 55 0,9326 1,5225 — — 68,03 10,75 35 260 2,50
28 472—480 3,02 69,57 0,9357 1,5260 412 — — 12,32 38 268 2,57
29 Остаток 30,43 100,00 0,9942 — — — 3,о0
с r Jic-Г z
/ £
ср 34*' Разгонка (ИТК) усть-балыкской нефти (смеси) в аппарате АРН-2 и характеристика полученных фракций
№ фрак- ции Температура выкипания фракции при 760 мм рт. ст., °C Выход (на нефть), % „20 м ’20. сСт v50» сСт ЧОО. сСт Температура, °C Содержа* ние серы, %
отдельных фракций суммарный застывания ВСПЫШКИ
1 До 28] 0,90 0,90 Г
(газ до С4) и»
2 28—53 2,10 3,00 0,6460 1,3743 .
3 53—89 2,41 5,41 0,6962 1,3924 - .
4 89—111 2,42 7,83 0,7223 1,4027 103
5 111—131 2,38 10,21 0,7365 1,4100
6 131—155 2,55 12,76 0,7500 0,94
7 155—174 2,62 15,38 0,7650 1,4275 1,12 <—50
8 174—190 2,62 18,00 0,7790 151 1,39
9 190—210 2,21 20,21 0,7896 1,4400 1’70 —43 74 0 09
10 210—223 2,65 22,86 0,8000 2,18 1,44 —36 84
11 223—247 2,16 25,02 0,8111 1,4537 2,80 1J1 . —30 97 0,27
12 247—265 3,32 28,34 0,8200 3,60 2,02 —24 Г 40
13 265—285 2,73 31,07 0,8300 1,4650 218 4’62 2,40 —19 120 0,52
14 285—300 2,72 33,79 0,8370 —. 5,96 2,80 1,42 —14 132 0’70
15 300—317 2,86 36,65 0,8447 1,4717 7,60 3,25 1,56 —8 142 0,89
16 317—333 3,31 39,96 0,8560 9,86 4^20 1,79 0 156
17 333—348 2,86 42,82 0,8659 1,4848 280 12,75 5; 50 2^20 6 170 1.Ю
18 348—365 2,69 45,51 0,8730 15,50 7,55 2,68 10 182
19 365—384 2,90 48,41 0,8818 1,4925 10,00 3,23 15 195 1,42
20 384—402 3,04 51,45 0,8900 — __ 15,50 4121 20 202
21 402—423 2,76 54,21 0,8979 1,5000 345 21^00 5Д5 25 213 1,63
22 423—444 2,93 57,14 0,9020 . 26,05 6,10 27 220
23 444—467 3,07 60,21 0,9082 1,5084 35,10 7,20 30 228 1,76
24 467—485 3,07 63,28 0,9112 1,5110 __ 42,12 8,40 32 236
25 485—500 3,52 66,80 0,9130 1,5127 410 — 62,08 9,75 36 245 2,10
26 Остаток 33,20 100,00 0,9864 — — — 3,12
Примечание. Содержание парафина
ления его соответственно §0, 55 и 6ГС.
во фракции № 21 — 9,65%;
во фракции № 23 — 7,16%;
во фракции № 25 — 8,80%; температура плав-
*
342. Разгонка (ИТК) тепловской нефти (Bvi, гбтёрйв-баррем) в аппарате АРН-2 и характеристика полученных фракций
№ фрак- ции Температура выкипания фракции при 760 мм рт. ст., °C Выход (на нефть), % Р^° „20 м чо. сСт сСт 400’ сСт Температура, °C Содержа- ние серы, %
отдельных фракций суммарный застывания вспышки
1 До 28 (газ до С4) 0,60 0,60 — — — — — — — —
2 28—60 2,16 2,76 0,6568 1,3752
3 60—93 2,55 5,31 0,7051 1,3952 93 — 0,06
4 93—110 2,47 7,78 0,7292 1,4042 102 о; 07
5 110—142 2,57 10,35 0,7425 — —
6 142—163 2,70 13,05 0,7595 1,4225 132 — <—60 0,10
7 163—178 2,66 15,71 0,7720 — —
8 178—195 2,78 18,49 0,7869 1,4382 158 1,78 1,18 —59 0,20
9 195—221 2,78 21,27 0,7968 — — 2,12 1,30
10 221—236 2,70 23,97 0,8089 1,4523 186 2,81 1,62 0,88 —35 0,36
И 236—256 2,78 26,75 0,8200 — — 3,50 2,12 1,03 —28
12 256—275 2,90 29,65 0,8283 1,4625 210 4,72 2,51 1,29 —22 0,53
13 275—294 2,82 32,47 0,8384 — 6,89 3,23 1,48 —17
14 294—308 2,78 35,25 0,8480 1,4722 242 9,65 3,96 1,62 —12 . — 0,72
15 308—326 2,70 37,95 0,8566 — 12,68 3,83 2,00 —7
16 326—344 2,82 40,77 0,8651 1,4833 272 16,24 5,83 2,19 —1 0,86
17 344—362 2,98 43,75 0,8729 — — 18,89 7,01 2,63 3
18 362—380 2,98 46,73 0,8834 1,4913 305 29,75 9,41 2,95 9 . 1,15
19 380—400 3,06 49,79 0,8910 —. ’2,36 3,71 15
20 400—425 2,94 52,73 0,8964 1,4990 340 —- ’8,88 4,78 20 ’>27
21 425—448 3,02 55,75 0,9073 — — —. 25,53 5,76 24 200
22 448—465 2,94 58,69 0,9147 1,5125 372 — 32,26 6,68 30 212 1,60
23 465—486 3,02 61,71 0,9190 1,5155 — — — 8,00 33 228 1'91
24 486—500 1,99 63,70 0,9238 1,5162 415 — 42,70 9,06 36 239 2^50
25 Остаток 36,30 100,00 0,9838 — — — —. — ЗД5
343. Разгонка (ИТК) каркатеевской нефти (Бх, валанжин) в аппарате АРН-2 и характеристика полученных фракций
№ фрак- ции Температура выкипания фракции при 760 мм gT. ст., Выход (на нефть), % Pj0 „20 М v20> сСт ^50» сСт •'100» сСт Температура, °C Содержа- ние серы, %
отдельных фракций суммарный застывания вспышки
1 До 28 (газ до С4) 0,50 0,50 — — — — — — — — —
2 28—60 2,25 2,75 0,6547 1,3777 68 — — — — — —
3 60—88 2,73 5,48 0,6967 1,3938 91 — — — — — —
4 88—113 3,00 8,48 0,7274 1,4085 100 — — — — — 0,07
5 113—138 2,97 11,45 0,7520 — 122 — — — — — —
6 138—159 2,87 14,32 0,7702 1,4308 142 1,14 —• — <—60 — 0,08
7 159—183 3,10 17,42 0,7845 — 162 1,50 1,01 — —58 — —
8 183—204 2,83 20,25 0,7990 1,4476 180 1,90 1,30 — —48 — 0,18
9 204—233 3,36 23', 61 0,8123 — 198 2,60 1,64 — —40 — —
10 233—258 3,33 26,94 0,8213 1,4647 211 3,32 2,03 1,07 —33 — —
11 258—281 3,18 30,12 0,8370 . — 234 5,32 2,71 1,31 —23 — 0,68
12 281—304 3,18 33,30 0,8495 1,4736 252 7,70 3,44 1,63 —16 — —
13 304—323 3,24 36,54 0,8604 — 268 10,68 4,58 1,80 —10 — —
14 323—343 3,40 39,94 0,8715 1,4868 286 15,15 6,50 2,14 —4 — 1,20
15 343—362 3,46 43,40 0,8817 — 306 21,41 9,52 2,62 2 — —
16 362—380 3,48 46,88 0,8895 1,4957 322 — 13,45 3,30 7 — 1,40
17 380—398 3,48 50,36 0,8970 — 345 — 17,00 4,25 12 — —
18 398—416 3,48 53,84 0,9038 1,5088 368 — 20,50 5,32 17 — 1,80
19 416—436 3,48 57,32 0,9105 — 390 — 25,53 6,45 22 220 1,85
20 436—452 3,32 60,64 0,9180 1,5170 409 — 36,02 7,62 25 237 2,01
21 452—470 3,36 64,00 0,9280 1,5222 433 — 47,90 8,71 27 257 2,09
22 Остаток 36,00 100,00 0,9906 — — — — 27,29 (ВУ;оо) 28 340 2,95
344. Разгонка (ИТК) Мамонтовской нефти (Бх, валанжин) в аппарате АРН-2 и характеристика полученных фракций
№ фрак- ции Температура выкипания фракции при 760 мм рт. ст., °C (Выход (на нефть), % pi0 „20 м v20< сСт '•’50» с Ст 400, сСт , Температура, °C Содержа- ние серы, %
отдельных фракций суммарный застывания вспышки
1 До 28 (газ до С4) 0,3 0,3 — — — — — — — —
2 28—62 2,6 2,9 0,6309 1,3660 — — — — — — —
3 62—91 2,9 5,8 0,6919 1,3901 — — — — — — 0
4 91—119 3,1 8,9 0,7278 1,4080 114 — — — — — —
5 119—144 3,1 12,0 0,7510 1,4200 — 0,87 — — <—60 — 0
6 144—172 3,3 15,3 0,7690 1,4300 145 1,00 — — —58 — —
7 172—200 3,3 18,6 0,7863 1,4390 — 1,43 1,13 — —52 — 0,04
8 200—223 3,4 22,0 0,8020 1,4475 178 1,95 1,35 — —44 — —
9 223—248 3,3 25,3 0,8175 1,4562 — 2,65 1,68 1,10 —37 — 0,19
10 248—270 3,4 28,7 0,8305 1,4640 213 3,70 2,20 ' 1,32 —30 — —
11 270—290 3,3 32,0 0,8420 1,4700 — 5,40 2,85 1,50 —23 — 0,55
12 290—310 3,2 35,2 0,8525 1,4729 248 7,50 3,65 1,72 —16 — —
13 310—326 3,2 38,4 0,8620 1,4760 — 10,12 4,52 1,98 —10 — 0,91
14 326—345 3,4 41,8 0,8711 1,4801 278 15,20 5,85 2,28 —2 — —
15 345—366 3,5 45,3 0,8815 1,4860 292 24,00 8,52 2,70 5 — 1,35
16 366—388 3,4 48,7 0,8912 1,4975 304 35,49 12,20 3,35 12 — —
17 388—408 3,5 52,2 0,8990 1,5030 320 — 16,47 4,29 19 — 1,54
18 408—428 3,3 55,5 0,9060 1,5067 342 — 27,40 5,95 25 — —
19 428—452 3,7 59,2 0,9135 1,5165 375 — 37,01 8,20 30 227 1,77
20 452—474 3,6 62,8 0,9190 1,5170 403 — 51,60 11,00 35 232 —
21 474—500 4,7 67,5 0,9231 1,5180 420 — 62,73 15,65 40 245 2,02
22 Остаток 32,5 100,0 0,9823 — — — — — — — 3,10
g 345. Разгонка (ИТК) южно-балыкской нефти (Бх, валанжин) в аппарате АРН-2 и характеристика полученных фракций
№ фрак- ции Температура выкипания фракции при 760 мм рт. ст., °C Выход (на нефть), % «20 м *20. сСт *50. сСт *юо. с Ст Температура, °C Содержа- ние серы, %
отдельных фракций суммарный застывания вспышки
1 До 28 (газ до С4) 0,77 0,77 — — — — — — — —
2 28—64 2,57 3,34 0,6603 1,3764 — — — — — — —
3 64—96 2,63 5,97 0,7094 1,3976 — — — — —. — 0,01
4 96—127 2,87 8,84 0,7332 1,4082 108 — — — — — 0,03
5 127—154 2,95 11,79 0,7545 1,4208 — — — — — — 0,07
6 154—180 3,04 14,83 0,7716 1,4310 — 1,14 — — — 0,11
7 180—203 3,00 17,83 0,7885 1,4412 159 1,54 1,01 — —58 •— 0,15
8 203—227 3,20 21,03 0,8033 1,4505 — 1,92 1,15 — —53 — —
9 227—252 3,25 24,28 0,8180 1,4585 192 2,55 1,40 0,85 —47 — 0,25
10 252—274 3,42 27,70 0,8320 1,4653 — 3,50 1,80 0,93 —38 —— 0,30
11 274—295 3,46 31,16 0,8460 1,4735 — 5,05 2,40 1,10 —28 — —
12 295—314 3,46 34,62 0,8588 1,4800 — 7,95 3,32 1,40 —18 — 0,54
13 314—332 3,46 38,08 0,8705 1,4870 263 11,81 4,77 1,84 —8 — 0,91
14 332—350 3,42 41,50 0,8812 1,4920 — 20,15 7,00 2,28 0 — —
15 350—370 3,46 44,96 0,8900 1,4960 — 28,85 8,92 2,80 7 — 1,45
16 370—394 3,50 48,46 0,8985 1,5030 — — 10,30 3,53 12 — —
17 394—419 3,75 52,21 0,9065 1,5065 339 \ — 18,87 4,60 18 — 1,68
18 419—445 3,62 55,83 0,9148 1,5109 — — 34,50 6,10 23 203 1,80
19 445—467 3,88 59,71 0,9225 1,5150 375 — 42,50 7,28 28 235 —
20 467—490 4,29 64,00 0,9342 1,5200 390 — 51,08 8,81 33 240 —
21 Остаток 36,00 100,00 1,0181 т—е —т -5— — 2,73
346. Разгонка (ИТК) западно-сургутской нефти (Бп+Бщ, готерив-баррем в аппарате АРН-2 и характеристика полученных
фракций
№ фрак- ции Температура выкипания фракции при 760 мм рт. ст., °C Выход (на нефть), % Р^° „20 м ’'во, сСт *50 • сСт *100. сСт Температура, °C Содержа- ние серы, %
отдельных фракций суммарный застывания вспышки
1 До 28 (газ до С4) 0,3 0,3 — — — — — — — —
2 28—78 3,3 3,6 0,6533 1,3729 — — — — — — Следы
3 78—102 2,8 6,4 0,6980 — 100 — — — — — —
4 102—132 2,9 9,3 0,7329 1,4129 — 1,06 — — <—61 — 0,07
5 132—163 3,2 12,5 0,7572 — —. 1,20 — — — — —
6 163—193 3,1 15,6 0,7728 1,4350 166 1,48 1,11 — —61 — 0,11
7 193—227 3,3 18,9 0,7879 — — 2,04 1,30 — —45 — —
8 227—259 3,2 22,1 0,7995 1,4535 — 2,84 1,67 0,92 -33 90 0,43
9 259—282 3,2 25,3 0,8108 — 218 3,91 2,23 1,17 —26 116 —
10 282—304 3,4 28,7 0,8219 1,4675 — 5,61 2,87 1,39 —18 135 0,62
11 304—324 3,4 32,1 0,8347 — — 7,98 3,64 1,68 —10 145 —
12 324—340 3,4 35,5 0,8488 1,4775 265 10,97 4,62 1,95 —1 156 0,78
13 340—362 3,4 38,9 0,8617 — — 15,40 6,20 2,30 6 166 — -
14 362—383 3,7 42,6 0,8760 1,4900 — 24,68 8,54 2,87 13 176 1,04
15 383—402 . 3,4 46,0 0,8902 — 312 — 12,78 3,56 20 186 —
16 402—420 3,5 49,5 0,9021 1,5001 — — 16,52 4,65 24 195 1,35
17 420—438 3,5 53,0 0,9120 — 345 — 24,35 5,70 28 203 —
18 438—460 3,5 56,5 0,9195 1,5100 — — 32,23 7,09 29 210 1,40
19 460—480 3,5 60,0 0,9252 1,5169 386 — 41,75 8,62 31 220 1,47
20 Остаток 40,0 100,0 0,9867 — — — — — — — 3,60
Примечание. Содержание парафина во фракции № 15—9,09%; во фракции № 17—8,11%; во фракции № 19 — 7,55%; температура плав-
ления его соответственно 46,50 и 58°С.
589
g 347. Разгонка (ИТК) западно-сургутской нефти (Бх, валанжин) в аппарате АРН-2 и характеристика полученных фракций
№ фрак- ции Температура выкипания фракции при 760 мм рт. ст., СС Выход (на нефть), % Р1° „20 м ^20. с Ст v50. сСт ноо. с Ст Температура, °C Содержа- ние серы, %
отдельных фракций суммарный застывания вспышки
1 До 28 (газ до С4) 1,07 1,07 — — — — — —
2 28—64 2,03 3,10 0,6395 1,3669 — — — — —. — 0
3 64—94 2,29 5,39 0,6885 1,3898 90 — — — — —
4 94—117 2,32 7,71 0,7195 1,4020 106 — — — — — 0,02
5 117—140 2,39 10,10 0,7430 — —— . —. — — 1 —
6 140—462 2,41 12,51 0,7560 1,4207 — 1,00 — — <—60 — 0,04
7 162—185 2,41 14,92 0,7692 — 1,31 — — —60 —
8 185—203 2,49 17,41 0,7820 1,4358 159 1,52 1,02 — —55 65 0,07
9 203—218 2,49 19,90 0,7918 — 1,92 1,11 —49 80 —
10 218—240 2,49 22,39 0,8055 1,4488 2,40 1,48 0,82 —40 92 0,24
11 240—260 2,98 25,37 0,8156 —— 198 3,03 1,64 0,91 —34 103 —
12 260—278 2,70 28,07 0,8266 1,4645 3,83 2,08 1,09 —25 116 0,59
13 278—296 2,75 30,82 0,8358 — — 5,11 2,60 1,19 —19 130 —
14 296—312 2,70 33,52 0,8440 1,4710 243 7,18 3,37 1,48 —11 142 6,81
15 312—330 2,70 36,22 0,8545 — — 9,32 4,39 1,60 —5 155 —
16 330—345 2,75 38,97 0,8627 1,4810 — 11,89 5,00 1,94 0 167 1,15
17 345—354 2,72 41,69 0,8711 — — 17,65 6,82 2,23 5 178 —
18 354—372 2,63 44,32 0,8800 1,4880 290 24,76 8,08 2,74 10 190 1,36
19 372—390 2,80 47,12 0,8898 — —. 10,50 3,35 14 200 —
20 390—408 2,80 49,92 0,8987 1,5040 — — 13,86 4,10 19 210 1,65
21 408—426 2,80 52,72 0,9066 — 325 — 16,55 4,82 22 220 —
22 426—446 2,80 55,52 0,9154 1,5130 19,71 5,70 26 228 1,98
23 446—470 2,84 58,36 0,9221 1,5178 —. 36,80 6,83 28 235 —
24 470—490 3,19 61,55 0,9300 1,5212 368 40,64 7,74 32 240 2,37
25 Остаток 38,45 100,00 0,9824 — — — — — — — 3,10
348. Разгонка (ИТК)
салымской нефти (Буь готерив-баррем)
в аппарате АРН-2 и характеристика полученных фракций
№ фрак- ции Температура выкипания фракции при 760 мм рт. ст., °C Выход (на нефть), % м *20. сСт *50. сСт *100. сСт Температура, °C Содержа- ние серы, %
отдельных фракций суммарный застывания вспышки
1 До 28 (газ до С4) 1,56 1,56 — — — — — — — — —
2 28—40 2,18 3,74 0,6404 1,3701 — — —— —
3 40—60 2,15 5,89 0,6650 1,3800 — —. .
4 60—80 2,30 8,19 0,6871 1,3906 — — —
5 80—102 2,45 10,64 0,7100 98 — — — __
6 102—120 2,38 13,02 0,7300 1,4109 — . —
7 120—130 2,49 15,51 0,7455 — 174 —
8 130—145 2,53 18,04 0,7579 1,4230 — 0,96 —— — ——
9 145—162 2,60 20,64 0,7690 1,4285 130 1,12 — <—60
10 162—176 2,60 23,24 0,7800 1,4349 — 1,30 — —. —57
11 176—190 2,75 25,99 0,7882 — 148 1,61 —. —54 __
12 190—206 2,83 28,82 0,7975 1,4470 — 2,01 1,29 — —49 78
13 206—222 2,79 31,61 0,8051 — 169 2,49 1,48 — —40 88 0,06
14 222—238 2,83 34,44 0,8132 1,4575 —. 3,14 1,81 — —32 100
15 238—254 2,87 37,31 0,8209 — 191 3,99 2,15 —. —26 111 0,15
16 254—265 1,98 39,29 0,8280 1,4633 — 4,83 2,54 1,24 —19 123
17 265—287 3,94 43,23 0,8365 — 216 6,00 3,08 1,42 — 11 138 0,32
18 287—305 3,17 46,40 0,8440 1,4729 — 7,62 3,64 1,54 —6 153 —
19 305—328 2,91 49,31 0,8503 — —. 11,03 4,51 1,80 —1 162 0,64
20 328—352 3,02 52,33 0,8580 1,4800 276 15,96 5,87 2,20 5 173 —
21 352—373 3,02 55,35 0,8650 1,4835 — 19,78 8,25 2,65 12 185 0,70
22 373—396 3,02 58,37 0,8730 1,4865 320 32,47 11,80 3,37 16 198 —
23 396—419 3,02 61,39 0,8800 — — — 16,00 4,18 21 204 —
24 419—439 2,94 64,33 0,8860 1,4908 360 20,98 5,28 25 212
25 439—461 3,06 67,39 0,8920 1,4939 —. 28,09 6,52 30 221 0,88
26 461—480 3,09 70,48 0,8991 1,4967 — 41,48 7,35 35 230 —
27 480—500 3,22 73,70 0,9020 1,4997 415 — 50,15 9,19 38 236 1,02
28 Остаток 26,30 100,00 0,9640 — — — — — — — 1,54
S 349 Разгонка (ИТК) северо-варьеганской нефти (Бх, валанжин) в аппарате АРН-2 и характеристика полученных фракций
№ фрак- ции Температура выкипания фракции при 760 мм рт. ст., °C Выход (на нефть), % Р1° „20 nD м ’го. сСт *60, сСт чао» сСт Температура, застывания, °C Содержа- ние серы, %
отдельных фракций суммарный
1 До 28 (газ до С4) 2,95 2,95 — — — — — — — —
2 28—35 2,58 2,53 0,6246 1,3518 — __ __
3 35—58 2,58 8,11 0,6643 1,3760 —— . __—
4 58—73 2,67 10,78 0,6825 1,3858 81 —
5 73—88 2,87 13,65 0,7020 1,3962 — __
6 88—102 2,84 16,49 0,7180 1,4062 98 —
7 102—119 3,25 19,74 0,7335 1,4149 — —
8 119—133 3,04 22,78 0,7482 1,4226 114 ' — __
9 133—148 3,25 26,03 0,7626 1,4295 0,95 ’
10 148—163 3,17 29,20 0,7756 1,4366 132 1.П
11 163—178 3,09 32,29 0,7872 1,4424 — 1,24 0,86 — __
12 178—193 3,29 35,58 0,7979 1,4484 150 1,52 1,08 — <—60 Следы
13 193—204 2,26 37,84 0,8070 1,4525 1,22 1,18 — —56 0,001
14 204—221 3,25 41,09 0,8152 1,4564 167 2,23 1,40 __ —50 —.
15 221—238 3,58 44,67 0,8246 1,4608 2,74 1,68 0,82 —42 0,008
16 238—255 3,29 47,96 0,8332 1,4656 192 3,50 2,00 1,02 —34
17 255—271 3,21 51,17 0,8406 1,4691 4,45 2,31 1,19 —25 0,060
18 271—286 3,08 54,25 0,8471 1,4732 218 5,88 2,80 1,38 —19
19 286—304 3,12 57,37 0,8546 1,4770 —- 7,63 3,52 1,60 —12 0,15
20 304—320 3,12 60,49 0,8618 1,4808 250 10,88 4,23 1,82 —4 ——
21 320—340 3,42 63,91 0,8690 1,4845 14,68 5,64 2,18 3 0,26
22 340—360 3,38 67,29 0,8761 1,4885 290 22,40 7,85 2,70 11
23 360—381 3,38 70,67 0,8844 1,4924 — 35,43 10,64 3,40 16 0,38
24 381—403 3,58 74,25 0,8918 1,4966 333 — 16,68 4,38 21
25 403—423 3,38 77,63 0,8992 1,5006 —. —, 24,99 5,93 26 8,0,50
26 423—445 3,47 81,10 0,9072 1,5048 389 — 40,85 7,82 30
27 445—470 3,40 84,50 0,9150 1,5098 420 ——. 10,09 33 0,57
28 Остаток 15,50 100,00 0,9678 — — — —• — — 0,65
38—160 593
350. Разгонка (ИТК)
аганской нефти (Буш,
валанжин-готерив) в
аппарате АРН-2 и характеристика полученных фракций
№ фрак- ции Температура выкипания фракции при 760 мм рт. ст., °C Выход (на нефть), % pf «20 nD м *20» сСт *50» сСт 400, сСт Температура, °C Содержа ние серы %
отдельных фракций суммарный застывания вспышки
1 До 28 (газ до С4) 0,88 0,88 — — — — — — — — —
2 28—34 2,52 3,40 0,6344 1,3610 — ——. — — 0
3 34—62 2,70 6,10 0,6729 1,3808 — 0,03
4 62—77 2,26 8,36 0,6973 1,3955 — —. — — — 0,04
5 77—93 2,48 10,84 0,7118 —. 95 — —. —
6 93—107 2,52 13,36 0,7252 1,4125 103 — — — — —- 0,06
7 107—125 3,20 16,56 0,7400 — — — —
8 125—140 2,80 19,36 0,7536 1,4275 120 —. — —— 0,065
9 440—163 2,48 21,84 0,7655 — — — — — — __
10 153—167 2,84 24,68 0,7774 1,4375 135 — — — . 0,09
11 167—183 3,04 27,72 0,7897 — — 1,40 — — <—60 —
12 183—199 3,12 30,84 0,8015 1,4485 154 1,85 1,15 — —51 — 0,18
13 199—212 2,72 33,56 0,8120 — — 2,28 1,34 — —42 — —
14 212—226 2,84 36,40 0,8210 1,4585 172 2,70 1,55 — —36 • — 0,34
15 226—241 2,88 39,28 0,8305 —— — 3,17 1,78 1,06 —30 — —.
16 241—255 2,64 41,92 0,8385 1,4679 194 3,70 2,04 1,16 —27 0,53
17 255—270 3,00 44,92 0,8463 —— —. 4,42 2,32 1,29 —23 —-
18 270—287 3,20 48,12 0,8542 1,4773 217 5,47 2,66 1,45 —19 — 0,76
19 287—305 2,88 51,00 0,8626 —— — 7,42 3,18 1,60 —14 — —
20 305—321 2,96 53,96 0,8697 1,4860 — 10,10 3,77 1,82 —10 — —
21 321—339 3,12 ' 57,08 0,8778 — — 13,93 4,73 2,08 —5 —.
22 339—355 2,72 59,80 0,8854 1,4950 270 21,60 5,90 2,37 —1 —. 1,32
23 355—374 3,41 63,21 0,8930 — — 29,54 7,45 2,78 3 — —.
24 374—391 3,22 66,43 0,9017 1,5043 300 —— 10,90 3,35 8 — 1,56
25 391—410 3,41 69,84 0,9090 — — — 19,55 4,21 13 — —
26 410—430 3,35 73,19 0,9170 1,5139 340 — 28,50 5,65 17 — 1,72
27 430—450 3,33 76,52 0,9236 1,5186 —— — 41,30 7,75 22 240 —
28 450—474 3,68 80,20 0,9303 1,5240 391 56,00 10,35 27 255 1,91
29 474—500 3,80 84,00 0,9355 1,5290 420 — 78,25 13,15 31 260 2,00
30 Остаток 16,00 100,00 0,9961 — — — — — 34 — 2,49
351. Разгонка (ИТК) локосовской нефти (Bix, валанжин) в аппарате АРН-2 и характеристика полученных фракций
№ фрак- ции Температура выкипания фракции при 760 мм рт. ст., °C Выход (на нефть), % «20 nD м *20. сСт *50. с Ст *100» сСт Температура, °C Содержа- ние серы, %
отдельных фракций суммарный застытания ^вспышки^
1 До 28 (газ до С4) 0,88 0,88 — — — . __ — — — —
2 28—41 1,97 2,85 0,6304 1,3645 —. .
3 41—60 2,09 4,94 0,6573 1,3741 — — — Следы
4 60—92 2,86 7,80 0,7023 1,3948 93
5 92—110 1,59 9,39 0,7219 1,4040 — — — __ . Следы
6 110—134 2,31 11,70 0,7385 .— — 0,80
7 134—152 2,35 14,05 0,7514 1,4220 — 1,00 — 0,02
8 152—168 2,53 16,58 0,7641 — — 1,Н — <—70
9 168—184 2,40 18,98 0,7765 1,4342 — 1,38 48 0,04
10 184—196 2,22 21,20 0,7853 —. — 1,61 1,01 . __ 60
11 196—217 3,38 24,58 0,7960 1,4493 — 1,85 1,30 • —50 75 0,09
12 217—236 3,00 27,58 0,8100 —- 175 2,27 1,48 0,82 —41 88
13 236—252 3,20 30,78 0,8221 1,4598 — 2,93 1,92 1,00 —30 100 0,24
14 252—269 3,10 33,88 0,8340 — — 3,64 2,25 1,11 —24 115
15 269—296 3,20 37,08 0,8463 1,4695 — 5,03 2,69 1,35 —18 128 0,57
16 296—306 3,00 40,08 0,8500 — — 7,00 3,23 1,47 —13 140
17 306—325 3,10 43,18 0,8570 1,4760 — 10,69 3,90 1,76 —8 150 1,08
18 325—340 2,90 46,08 0,8643 — 265 15,02 4,60 1,91 —3 162
19 340—354 3,33 49,41 0,8720 1,4885 — 19,54 6,18 2,25 3 170 1,24
20 354—375 3,39 52,80 0,8805 — — 23,30 7,95 2,73 8 184
21 375—388 3,09 55,89 0,8863 1,4934 — — 10,32 3,01 14 195 1,40
22 388—401 3,26 59,15 0,8938 —. — 12,36 3,50 18 206
23 401—420 3,38 62,53 0,9000 1,5050 325 14,38 4,63 21 220 1,58
24 420—438 3,28 65,81 0,9083 1,5102 —— — 16,35 5,96 24 231
25 438—455 3,30 69,11 0,9145 1,5138 — — 7,05 27 242 2,20
26 455—472 3,24 72,35 0,9205 1,5180 — — — 8,24 28 258
27 472—485 3,65 76,00 0,9274 1,5224 370 — 23,04 8,29 30 265 2,68
28 Остаток 24,00 100,00 0,9827 — — — — — 3^34
352. Разгонка (ИТК) ватинской нефти (БХ) валанжин) в аппарате АРН-2 и характеристика полученных фракций
№ фрак- ции Температура выкипания фракции при 760 мм рт. ст., °C Выход (на нефть), % Pi0 «20 nD м *20> сСт *50. сСт *100. сСт Температура, °C Содержа- ние серы, %
отдельных фракций суммарный застывания вспышки
1 До 28 (газ до С4) 2,52 2,52 — — — — — — — — — .
2 28—48 2,74 5,26 0,6597 1,3726 —— — — —. — — —
3 48—63 2,70 7,96 0,6810 1,3786 80 — — — 0,02
4 63—78 2,74 10,70 0,6982 1,3906 88 — — — — —
5 78—93 2,78 13,48 0,7171 —. — — — — — —. —
6 93—109 2,70 16,18 0,7338 1,4118 105 — — — — —. —
7 109—124 2,78 18,96 0,7470 — — — — — — — 0,06
8 124—141 2,95 21,91 0,7627 1,4275 120 1,18 — —. — — —
9 141—138 3,00 24,91 0,7751 1,4336 — 1,28 — — — — —
10 158—173 2,86 27,77 0,7860 138 1,40 — — —- — 0,14
11 173—189 3,00 30,77 0,7965 1,4465 148 1,53 1,01 — <—60 — —
12 189—206 3,08 33,85 0,8059 — 1,88 1,18 — —60 — —
13 206—223 3,12 36,97 0,8150 1,4575 170 2,28 1,40 0,70 —51 — —
14 223—240 3,16 40,13 0,8249 — — 2,80 1,61 0,83 —42 — 0,30
15 240—256 3,20 43,33 0,8328 1,4678 194 3,50 1,93 1,01 —33 — ——
16 256—274 3,24 46,57 0,8423 — — 4,44 2,34 1,12 —24 — ——
17 274—291 3,20 49,77 0,8517 1,4771 218 5,58 2,82 1,33 —16 — —.
18 291—308 3,16 52,93 0,8600 — — 7,18 3,49 1,50 —9 — 0,71
19 308—327 3,50 56,43 0,8697 1,4865 243 10,15 4,24 1,76 —4 — 0,80
20 327—344 3,20 59,63 0,8781 — — 15,45 5,32 2,08 3 — —
21 344—363 3,28 62,91 0,8866 1,4962 290 21,28 7,36 2,55 8 — 1,05
22 363—381 3,24 66,15 0,8951 —. — — 10,18 3,19 13 — —
23 381—402 3,46 69,61 0,9041 1,5056 310 — 13,72 3,94 18 —. 1,23
24 402—423 3,46 73,07 0,9128 — — — 19,01 5,08 22 217 —
25 423—448 4,00 77,07 0,9240 1,5160 360 — 34,62 6,92 28 240 1,50
26 448—471 3,75 80,82 0,9361 1,5231 386 — 61,27 9,56 33 256 1,70
27 471—500 3,68 84,50 0,9506 1,5302 410 — 86,46 12,44 38 265 1,95
28 Остаток 15,50 100,00 0,9950 — — — — — .— — 2,38
g 353. Разгонка (ИТК) Самотлорской нефти (Буш, валанжин) в аппарате АРН-2 и характеристика полученных фракций
о
№ фрак- ции Температура выкипания фракции при 760 мм^рт. ст., Выход (иа нефть), % Р1» „20 Лр м •*20» сСт v50. сСт ноо. сСт Температура, °C Содержа- ние серы, %
отдельных фракций суммарный застывания вспышки
1 До 28 (газ до CJ 1,10 1,10 — — — — — — — — —
2 28—44 2,72 Ь3,82 0,6444 1,3734 — — —. — 0
3 44—60 2,84 6,66 0,6695 1,3825 — — — — — —.
4 60—80 3,00 19,66 0,6921 1,3920 — — — — —. Следы
5 80—98 3,09 12,75 0,7139 — — — —. —. — —. —
6 98—116 3,09 15,84 0,7332 1,4114 108 — — — — — 0,01
7 116—133 2,84 18,68 0,7474 — —- —— — — — —
8 133—152 3,09 21,77 0,7608 1,4294 127 — — —— — — —
9 152—171 3,18 24,95 0,7732 — —— 1,17 — — —
10 171—190 3,30 28,25 0,7868 1,4445 148 1,43 1,00 __ <—60 — 0,06
11 190—208 3,30 31,55 0,7995 — 1,82 1,23 —58 — —
12 208—224 3,34 34,89 0,8109 1,4568 170 2,38 1,50 — —51 — —
13 224—241 3,34 38,23 0,8222 — — 3,02 1,79 0,96 —44 — 0,34
14 241—260 3,56 41,79 0 8325 1,4672 194 3,85 2,11 1,13 —36 — —
15 260—278 3,60 45,39 о 8433 — — 5,06 2,48 1,36 —28 — ——.
16 278—296 3,48 48,87 0 8527 1,4770 220 6,90 2,92 1,58 —21 — 0,65
17 296—313 3,52 52,39 0,8630 — — 9,23 3,58 1,83 —14 — —
18 313—329 3,52 55,91 0,8722 1,4865 250 11,88 4,45 2,11 —6
19 329—346 3,48 59,39 0,8810 — __ 14,71 5,80 2,46 2 —— 1,02
20 346—365 3,56 62,95 0,8888 1,4966 285 — 7,70 2,92 9 —. —.
21 365—387 3,60 66,55 0,8965 — 12,82 3,71 16 — —
22 387—411 3,76 70,31 0,9042 1,5065 325 — 21,60 4,80 22 — 1,42
23 411—435 3,60 73,91 0,9117 32,40 6,48 28 218 —
24 435—460 3,72 77,63 0,9195 1,5100 366 — 52,10 8,98 33 239 —
25 460—485 3,76 81,39 0,9270 1,5185 —. — 66,20 10,00 37 257 1,79
26 485—500 2,41 83,80 0,9338 1,5220 403 — 76,00 11,25 39 268 1,88
27 Остаток 16,20 100,00 0,9952 — — — — —• — — 2,30
354. Разгонка (ИТК) Самотлорской нефти (смеси) в аппарате АРН-2 и характеристика полученных фракций
№ фрак- ции Температура выкипания фракции при 760 мм рт. ст., °C Выход (на нефть), % рр „20 Л£> Л1 v20> сСт v50’ сСт •*100. сСт Температура, °C Содержа- ние серы, %
отдельных фракций суммарный застывания вспышки
1 До 28 1,50 1,50 — — — — — —
(газ до С4)
2 28—36 2,54 4,04 0,6150 1,3635 — — — — — —— ——
3 36—57 2,42 6,46 0,6422 1,3756 — — — — — — —
4 57—75 2,62 9,08 0,6784 1,3875 — — — — — —
5 75—95 2,90 11,98 0,7170 1,4000 — — — — — — —
6 95—112 2,90 14,88 0,7300 1,4104 —— — — — — — ——
7 112—130 3,02 17,90 0,7454 1,4185 — — — — — — —
8 130—147 3,02 20,92 0,7595 1,4266 — — — — — — —
9 147—163 2,94 23,86 0,7725 1,4338 —. — 1 — — — —
10 163—180 3,02 26,88 0,7855 1,4405 — 1,27 — — <—60 — 0,02
11 180—197 3,17 30,05 0,7990 1,4470 — 1,56 . — — —
12 197—215 3,29 33,34 0,8110 1,4540 — 1,88 1,26 —57 — 0,15
13 215—233 3,10 36,44 0,8213 1.4603 179 2,34 1,50 — —48 — —
14 233—250 3,18 39,62 0,8311 1,4665 — 2,96 1,77 — —40 — 0,32
' 15 250—270 3,26 42,88 0,8406 1,4724 205 3.75 2,09 — —32 — —
16 270—288 3,30 46,18 0,8496 1,4771 — 4,82 2,46 0,89 —24 — 0,58
17 288—305 3,34 49,52 0,8585 1,4820 233 6,26 3,05 1,20 —16 — —
18 305—323 3,26 52,78 0,8678 1,4862 — 8,50 3,91 1,58 —10 — 0,95
19 323—339 3;30 56,08 0,8749 1,4908 267 11,35 4,95 1,95 —4 — —.
20 339—357 3,42 59,50 0,8835 1,4955 — 15,15 6,62 2,36 2 — 1,20
21 357—375 3,58 63,08 0,8922 1,5012 — — 9,40 3,02 8 — —
22 375—393 3,78 66,86 0,9020 1,5066 326 — 12,70 3,85 14 — 1,40
23 393—412 3,78 70,64 0,9112 1,5117 — —. 25,70 5,12 19 — -
24 412—434 3,74 74,38 0,9200 1,5162 368 —. 34,67 6,88 24 1,68
25 434—457 3,69 78,07 0,9268 1,5210 387 — 56,03 8,95 29 243 1,80
26 457—478 3,45 81,52 0,9330 1,5250 405 77,55 10,95 34 262 —
27 478—500' 3,48 85,00 0,9380 1,5295 418 — 98,60 13,05 40 270 1,95
28 Остаток 15,00 100,00 0,9959 * — •W- 344 2,35
597
«я
355. Разгонка (ИТК) мегионской нефти (Bviii, валанжин) в аппарате АРН-2 и характеристика полученных фракций
№ фрак- ции Температура выкипания фракции при 760 мм рт. ст., °C Выход (на нефть), % Р^> й4” В 1,: м v20> сСт сСт поо- сСт Температура, °C Содержа- ние серы, %
отдельных фракций суммарный застывания вспышки
1 До 28 (газ до С4) 0,60 0,60 — — — — — — — —
2 28—63 2,56 3,16 0,6546 1,3720 88 — — — — — 0
3 63—87 2,52 5,68 0,6818 —— —- — — — — —
4 87—101 2,72 8,40 0,7158 1,4018 — — — —— — — 0
5 101—117 2,64 11,04 0,7305 — — — — — — — ——
6 117—133 2,72 13,76 0,7402 1,4148 116 — — — — — 0
7 133—149 2,72 16,48 0,7529 — — — — — — — 0
8 149—162 2,80 19,28 0,7650 1,4296 — 1,07 — — — — Следы
9 162—176 2,76 22,04 0,7756 — — 1,26 — — — — —
10 176—188 2,80 24,84 0,7875 1,4414 150 1,45 —— — — — 0,03
11 188—203 2,92 27,76 0,7984 — —. 1,81 — — —60 —
12 203—220 2,92 30,68 0,8097 1,4534 — 2,01 1,06 — —54 — 0,14
13 220—234 3,00 33,68 0,8179 1,4587 — 2,48 1,29 — —47 90 —
14 234—250 3,04 36,72 0,8268 1,4640 — 2,94 1,59 0,93 —40 97 0,24
15 250—267 3,00 39,72 0,8342 — 202 3,52 2,00 1,05 —34 107 —
16 267—279 3,00 42,72 0,8412 1,4726 — 4,37 2,38 1,18 —27 116 0,34
17 279—292 3,12 45,84 0,8490 — — 5,39 2,79 1,29 —20 126 —
18 292—306 3,04 48,88 0,8565 1,4778 — 7,33 3,40 1,49 —12 134 0,79
19 306—318 3,08 51,96 0,8649 —- — 9,58 3,97 1,71 — 7 145 ——
20 318—333 3,12 55,08 0,8729 1,4879 260 12,68 4,94 1,96 — 2 154 1,25
21 333—346 3,20 58,28 0,8809 —• — 18,09 6,35 2,38 4 165 —
22 346—361 3,12 61,40 0,8902 1,4978 — 23,87 8,19 2,87 9 177 1,54
23 361-374 3,24 64,64 0,8982 — — — 10,47 3,35 13 190 —
24 374—392 3,28 67,92 0,9067 1,5058 — — 14,79 4,10 17 200 1,78
25 392—410 3,28 71,20 0,9145 —. — — 24,18 4,82 21 212 —
26 410—426 3,32 74,52 0,9224 1,5171 — ,— 35,79 6,02 24 222 1,94
27 426—448 3,40 77,92 0,9269 — — — 45,50 6,41 26 235 —
28 448-480 3,38 80,30 0,9307 1,5206 370 — 56,97 9,13 27 246 2,17
29 Остаток 18,70 100,00 0,9972 — — — — — — — 3,06
356. Разгонка (ИТК) мегионской нефти (Ю-1) в аппарате АРН-2 и характеристика полученных фракций
№ фрак- ции Температура выкипания фракции при 760 мм^т. ст., Выход (на нефть), % 20 Р4 «20 пО м ^20, cCtJJ *50» сСт ноо» сСт Температура, °C Содержа- ние серы, %
отдельных фракций суммарный застывания вспышки
1 *До 28 (газ до С4) 0,50 0,С0 — — — — - — — — —
2 28—77 2,46 2,96 0,6860 1,3890 80 — — — — — 0
3 77—96 2,57 5,53 0,7071 — — — —— — —
4 96—108 2,57 8,10 0,7276 1,4080 — — — — — 0
5 108—121 2,65 10,75 0,7395 — —— — — — — —
6 121—134 2,57 13,32 0,7475 1,4182 180 0,85 — — — —— 0
7 134—147 2,69 16,01 0,7586 — 0,99 — —- — — —
8 147—159 2,65 18,66 0,7704 1,4308 — 1,07 — — — Следы
9 159—170 2,69 21,35 0,7812 —- — 1,19 — — —— — —
10 170—183 2,69 24,04 0,7902 1,4418 146 1,34 — —— •— — 0,09
11 183-195 2,92 26,96 0,8019 — 1,52 —• — —65 — —
12 195—206 2,73 29,69 0,8140 1,4549 1,75 1,09 — —60 69 0,15
13 206—217 2,85 32,54 0,8219 __ — 2,01 1,26 — —54 76 —
14 217—230 3,03 35,57 0,8319 1,4656 184 2,33 1,55 — —49 88 0,17
15 230—242 2,85 38,42 0,8387 2,81 1,76 — —43 96 —
16 242—256 2,97 41,39 0,8448 1,4743 3,50 2,03 1,03 —39 108 0,19
17 256—270 3,03 44,42 0,8490 4,32 2,38 1.12 —33 116 —
18 270—284 2,97 47,39 0,8538 1,4796 230 5,42 2,71 1,32 —28 126 0,27
19 284—297 3,00 50,39 0,8609 — —— 7,00 3,09 1,45 —22 134 —
20 297—310 3,03 53,42 0,8657 1,4826 8,43 3,64 1,60 —17 142 0,31
21 310—322 2,92 56,34 0,8732 __ 10,56 4,04 1,81 —12 15U —
22 322—336 2,97 59,31 0,8796 . 1,4923 276 13,46 4,62 2,04 — 7 158 0,61
23 336—350 3,03 62,34 0,8869 19,84 5,39 2,33 — 2 164 —
24 350—366 3,15 65,49 0,8955 1,5030 26,81 6,65 2,60 3 172 0,75
25 366—388 3,19 68,68 0,9029 — — 9,18 3,01 8 183 j —*
26 388—407 3,11 71,79 0,9090 1,5048 332 — 13,15 3,71 13 193 0,84
27 407—428 3,11 74,90 0,9161 — -1 17,68 4,91 18 206 —
28 428—450 3,11 78,01 0,9219 1,5139 __ — 35,93 6,52 21 216 0,96
29 450—475 3,70 81,71 0,9258 __ — 48,90 8,45 24 228 —"
30 475—500 4,50 86,21 0,9326 1,5191 400 — 72,49 11,63 27 246 1,10
31 Остаток 13,79 100,00
Примечание. Содержание парафина во фракции № 28 — 4,20%; во фракции № 30 — 3,43%; температура плавления его соответственно
и 48 и 50°С.
357. Разгонка (ИТК) советской нефти (Буш, валанжин) в аппарате АРН-2 и характеристика полученных фракций
№ фрак- ции Температура выкипания фракции при 7о0 ММ рТ. ст., Выход (на нефть), % Р|° „20 nD м v20» сСт ^50. сСт Ьюо, сСт Температура, °C Содержа- ние серы, %
отдельных фракций суммарный застывания вспышки
1 До 28 1,38 1,38
(газ до С4)
2 28—58 2,06 3,44 0,6510 1,3753 75 — — —. — — 0
3 58—72 2,10 5,54 0,6753 1,3782 —— — — __ — —
4 72—88 2,38 7,92 0,6925 1,3908 —— _- __ —
5 88—102 2,31 10,23 0,7049* — — — — —
6 102—115 2,38 12,61 0,7167 1,4050 108 — — —— Следы
7 115—128 2,38 14,99 0,7285 — — —
8 128—138 2,41 17,40 0,7372 1,4165 — —— — — — —
9 138-150 2,48 19,88 0,7497 —— —. — —— —
10 150—162 2,58 22,46 0,7657 1,4287 134 — — — Следы
и 162—173 2,44 24,90 0,7748 __ 1,19 — — — —
12 173—184 2,54 27,44 0,7875 1,4393 1,35 — — — ——
13 184—192 2,13 29,57 0,7973 1,4468 1,52 — — —60 0,02
14 192—206 2,55 32,12 0,8085 1,78 — —52 — —
15 206—217 2,58 34,70 0,8175 1,4566 166 2,01 — — —47 93 0,04
16 217—228 2,65 37,35 0,8250 2,50 — — —41 98 0,07
17 228—240 2,62 39,97 0,8325 1,4690 2,92 1,71 —35 105
18 240-252 2,55 42,52 0,8400 3,57 2,00 —31 111 0,11
19 252—264 2,65 45,17 0,8468 1,4769 __ 4,03 2,25 1,11 —25 121 0,21
20 264—274 2,69 47,86 0,8523 210 2,52 1,15 —21 127 —
21 274—289 2,76 50,62 0,8567 1,4812 3,05 1,39 —16 133 0,32
22 289—302 2,69 53,31 0,8621 3,59 1,63 —12 142 ——
23 302—315 2.69 56,00 0,8705 1,4870 ' 4.23 1,84 — 8 155 0,58
24 315—328 2,72 58,72 0,8770 __ 5,32 2,18 __ з 161 —
25 328—342 2,79 61,51 0,8832 1,4986 270 — 6,38 2,32 2 170 0,74
26 342—356 2,86 64,37 0,8891 - __ 8,38 2,85 6 180 —
27 356—370 3,00 67,37 0,8960 1,5076 12,04 3,23 12 192 1,03
28 370—386 3,10 70,47 0,9032 17,27 4,23 16 202 —
29 386—400 3,27 73,74 0,9108 1,5214 340 21,44 5,26 20 217 1,23
30 400—418 3,34 77,08 0,9229 — —— 6,85 25 228 —
31 418—434 3,27 80,35 0,9267 1,5292 — 54,78 8,89 31 242 1,81
32 434—452 3,27 83,62 0,9368 1,5328 — —• 10,48 35 260 —-
33 452—480 3,38 87,00 0,9394 1,5364 410 — 85,55 12,43 37 276 2,35
34 Остаток 13,00 100,00 1,0099 — — — — — — — —
П р и м е ч а и и е. Содержание парафина во фракции № 29— 13,42%; во фракции № 31 — 11,40%; во фракции № 33 — 5,05%; температура
плавления его соответственно, 31, 49 и 63°С.
358. Разгонка (ИТК) советской нефти (смеси) в аппарате АРН-2 и характеристика
полученных фракций
№ фрак- ции Температура выкипания фракции при 760 мм рт. ст. , °C Выход (на нефть), % Р^« 20 nD
отдельных фракций суммарный
1 До 28 1,50 1,50
(газ до С4)
2 28-50 2,66 4,16 0,6251 1,3598
3 50—70 2,95 7,11 0,6657 1,3768
4 70—88 2,90 10,01 0,7011 1 ,3948
5 88—106 3,09 13,10 0,7148 —
6 106—120 3,18 16,28 0,7316 1,4091
7 120—137 3,27 19,55 0,7458 —
8 137—154 3,23 22,78 0,7628 1,4254
9 154—168 3,18 25,96 0,7770 —
10 168—184 3,14 29,10 0,7921 1,4402
11 184—200 3,18 32,28 0,8035 —
12 200—216 3,27 35,55 0,8123 1,4551
13 216—235 3,50 39,05 0,8165 —
14 235—253 3,31 42,36 0,8263 1,4661
15 253—270 3,36 45,72 0,8401 —
16 270—288 3,23 48,95 0,8480 1,4763
17 288—304 3,46 52,41 0,8583 1,4820
18 304—322 3,68 56,09 0,8676 1,4861
19 322—342 3,68 59,77 0,8773 —
20 342—360 3,54 63,31 0,8850 1,4950
21 360—382 3,68 66,99 0,8935 —
22 382—402 3,77 70,76 0,9018 1,5038
23 402—423 3,68 74,44 0,9105 —
24 423—442 3,77 78,21 0,9172 1,5140
25 442—464 3,64 81,85 0,9258 1,5212
26 464—485 4,15 86,00 0,9338 1,5290
о 27 Остаток 14,0 100,00 1,0021 —
v20. сСт '’бо. сСт ''1Q0. сСт Температура, °C Содержа- ние;серы, %
застывания вспышки
— — — — — — —
— — — — — —
— — — — — —• —
— — — —. — —
. —
— — — — — — Следы
—— —-
— — — — — •— Следы
__ __ ——
1,29 — — —61 "1 1 0,035
1,41 —54 — —
L68 1,16 — —46 0,043
170 1,82 1,32 —43 — —
2,72 1,96 —33 — 0,076
3,60 2,30 1,13 —27 — —
220 5,00 2,72 1,25 —21 — 0,18
7,42 3,21 1,41 —15 — —
. 9,93 3,83 1,67 —10 0,66
273 15,27 4,98 2,05 — 2 — —
20,30 7,10 2,56 3 — 1,17
310 25,02 . 10,54 3,28 9 — —
18,30 4,25 14 1,33
348 20,70 5,80 20 208 —
367 37,50 7,30 24 223 1,54
385 56,30 9,34 31 230 1,70
407 70,50 11,43 37 242 1,98
— 1 — — — 2,70
359. Разгонка (ИТК) русской нефти (ПК-1, сеноман) в аппарате АРН-2 и характеристика полученных фракций
о
to
№ фрак- ции Температура выкипания фракции при 760 мм рт. ст., °C Выход (на не^ть), % «20 г 4 J -•} \ „20 м I V20* сСт v60’ сСт v100’ сСт Температура, °C Содержа- ние серы, %
отдельных фракций суммарный застывания ВСПЫШКИ
1 170—205 2,6 2,6 0,8763 1,4702 138 3,20 2,02 1,05 — 0,10
2 205-230 2,6 5,2 0,8844 1,4769 — 4,70 2,60 1,27 — — —
3 230—251 3,4 8,6 0,8908 1,4830 174 6,45 3,25 1,50 — — —
4 251-269 3,4 12,0 0,8999 1,4879 189 8,38 4,05 1,78 — — 0,17
5 269—285 3,3 15,3 0,9020 1,4924 — 11,00 4,90 2,10 —60 — —
6 285—300 3,3 18,6 0,9070 1,4961 — 15,40 5,92 2,37 —56 —— 0,19
7 300—314 3,0 21,6 0,9112 1,4990 227 21,84 7,11 2,70 —52 — —
8 314—328 3,2 24,8 0,9155 1,5024 — 32,00 8,70 3,00 —49 — —
9 328—340 3,0 27,8 0,9190 1,5053 257 42,61 10,76 ' 3,39 —45 .— 0,22
10 340—351 2,8 30,6 0,9221 1,5078 — — 13,00 3,75 —42 — —
11 351—362 3,1 33,7 0,9250 1,5105 291 — 16,55 4,20 —39 —— —
12 362—375 2,9 36,6 0,9274 1,5130 — — 21,00 4,65 —36 — 0,24
13 375—387 3,0 39,6 0,9300 1,5153 326 — 25,82 5,40 —33 — —
14 387—400 3,4 43,0 0,9324 1,5175 — — 34,00 6,38 —30 — —
15 400—410 2,7 45,7 0,9345 1,5196 360 — 46,60 7,70 —28 —— 0,26
16 410—420 2,9 48,6 0,9363 1,5215 384 — 60,40 9,90 —25 — —
17 420—430 2,9 51,5 0,9380 1,5232 — — 78,00 10,50 —24 —. 0,29
18 430—439 3,2 54,7 0,9400 1,5250 418 — 105,80 12,90 —22 231 —
19 439-450 3,9 58,6 0,9424 1,5275 437 — 145,30 15,28 —20 238 —
20 450—470 5,2 63,8 0,9455 1,5340 457 200,00 19,20 —18 248 0,35
21 Остаток 1 36,2 1 100,0 1 0,9656 1 — 17 340 0,59
360. Разгонка (ИТК) Губкинской нефти (Ю-1) в аппарате АРН-2 и характеристика полученных фракций
№ фрак- ции Температура выкипания фракции при 760 мм рт. ст., °C Выход (на нефть), % Р1° „20 м V20’ сСт *^50’ сСт ^100’ сСт Температура, °C Содержа- ние серы. %
отдельных фракций суммарный застывания вспышки
1 До 28 (газ до С4) 3,11 3,11 — — — — — — — — —
2 28—43 2,97 6,08 0,6520 1,3685 — — — — — — —
3 43-64 3,10 9,18 0,6770 1,3822 — — — — — —
4 64—80 3,38 12,56 0,6938 1,3980 —. — — — —
5 80—95 3,28 15,84 0,7095 1,4090 98 — — — — —
б 95—107 3,10 18,94 0,7240 1,4161 — — — — —
7 107—122 3,60 22,54 0,7385 1,4220 — — — — —
8 122—136 3,34 25,88 0,7527 1,4275 118 —— — — • —- — —
9 136—152 3,34 29,22 0,7645 1,4327 —— — — — — —
10 152—168 3,38 32,60 0,7760 1,4379 — 1,08 — — — — —
11 168—183 3,14 35,74 0,7868 1,4422 145 1,35 — — — —— —
12 183—201 3,34 39,08 0,7975 1,4455 1,64 — — —. — 0,007
13 201—218 3,18 42,26 0,8068 1,4507 2,03 1,18 — <-60 — —
14 218—236 3,42 45,68 0,8155 1,4545 179 2,45 1,40 — — — 0,013
15 236—251 3,38 49,06 0,8240 1,4585 2,95 1,71 0,97 —31 — —-
16 251—265 3,38 52,44 0,8325 1,4629 3,63 2,06 1,14 — — —
17 265—281 3,52 55,96 0,8400 1,4670 214 4,48 2,50 1,32 —14 — 0,04
18 281—297 3,34 59,30 0,8476 1,4710 5,67 3,08 1,50 —— — —
19 297—313 3,14 62,44 0,8544 1,4749 7,70 3,75 1,72 2 — —
20 313—331 3,42 65,86 0,8614 1,4785 258 11,23 4,80 1,98 — — 0,09
21 331—353 3,56 69,42 0,8687 1,4834 — — 6,65 2,40 16 — —
22 353—375 3,56 72,98 0,8763 1,4885 — — 9,70 3,00 —— —- 0,13
23 375—403 3,56 76,54 0,8840 1,4935 330 — 13,40 3,95 30 — 0,17
24 403—429 3,22 79,76 0,8913 1,4988 — 19,00 5,50 —. 215 0,21
25 429—458 3,35 83,11 0,8990 1,5038 405 — — 7,81 37 228 0,25
26 458—500 5,39 88,50 0,9105 1,5117 461 — 11,80 42 230 0,29
27 Остаток 11,50 100,00 0,9549 — — — — — 40 0,66
-694
361. Разгонка (НТК) новопортОвской нефти (Ю-П) в аппарате АРН-2 и характеристика полученных фракций
№ фрак- ции Температура выкипания фракции при 760 мм рт. ст., °C Выход (на нефть), % „20 nD Ml v20> сСт V60. сСт V100. сСт Температура, °C Со дер- жание “Г
отдельных фракций суммарный застывания вспышки
1 До 28 (газ до С4) 1,20 1,20 — __ — — — — — — —
2 28—75 2,69 3,89 0,6810 1,3805 — —
3 75—91 2,82 6,71 0,7265 1,4068 __ -
4 91—115 2,89 9,60 0,7535 1,4270 .
5 115—137 3,00 12,60 0,7795 1,4416 — — Следы
6 137—158 2,86 15,46 0,8024 1,4572 —.
7 158—176 3,09 18,55 0,8225 1,4600 133 1,04 0,69 0,01
8 176—192 2,90 21,45 0,8383 1,4675 1,41 0,90
9 192—207 2,95 24,40 0,8490 1,4745 1,74 1,13 <—60
10 207—222 3,10 27,50 0,8567 1,4810 162 2,15 1,35 —60 0,03
11 222—234 3,00 30,50 0,8622 1,4853 — 2,54 1,56 —56
12 234—247 3,25 33,75 0,8662 1,4882 2,95 1,77 —49
13 247—259 3,25 37,00 0,8690 1,4903 193 3,47 2,00 1,07 —43 0,05
14 259—270 3,42 40,42 0,8703 1,4910 — 4,00 2,28 1,18 —36
15 270—282 3,23 43,65 0,8700 1,4893 — 4,73 2,54 1,30 —29
16 282—294 3,25 46,90 0,8678 1,4850 220 5,60 2,85 1,42 —20 0,08
17 294—305 3,00 49,90 0,8639 1,4810 6,55 3,17 1,55 —12
18 305—316 3,10 53,00 0,8583 1,4785 7,85 3,54 1,72 —4
19 316—328 3,20 56,20 0,8560 1,4777 270 9,75 4,04 1,89 3 0,10
20 328—339 3,20 59,40 0,8555 1,4775 12,05 4,64 2,10 10
21 339—352 3,30 62,70 0,8562 1,4785 16,09 5,36 2,40 16
22 352—365 3,20 65,90 0,8582 1,4800 300 — 6,33 2,75 20 0,13
23 365—378 3,30 69,20 0,8612 1,4817 . 7,55 3,22 24
24 378—393 3,35 72,55 0,8656 1,4835 — 10,30 3,85 27
25 393—407 3,05 75,60 0,8715 1,4856 360 16,55 4,70 29 0,16
26 407—422 3,20 78,80 0,8780 1,4880 ___ — 23,35 5,68 32
27 422—440 3,40 82,20 0,8858 1,4915 402 — 29,50 5,80 34 240
28 440—458 3,25 85,45 0,8942 1,4955 425 39,40 8,10 37 252 0,18 0,19 0,53
29 458—480 3,75 89,20 0,9022 . 1,5015 448 __ 52,70 9,50 39 266
30 Остаток 10,80 100,00 0,9570 — — — 39 330
362. Разгонка (ИТК) айяунской нефти (сеноман) в аппарате АРН-2 и характеристика -полученных фракций
№ Фрак- ции Температура выкипания фракции при 760 мм рт. ст., °C Выход (на нефть), % рГ „20 «о м ^30’ сСт Ч0’ сСт ^100* сСт Температура, °C Содержа* ние серы, %
отдельных фракций суммарный застывания ВСПЫШКИ
I 200—250 2,30 2,30 0,8634 1,4760 270 4,91 2,76 1,31 <—60 0,08
2 250—276 2,00 4,30 0,8778 1,4830
3 276—314 4,35 8,65 0,8920 1,4940 — 10,10 4,81 2,02 — — 0,26
4 314—338 4,15 12,80 0,9097 1,4992 288 27,06 7,97 2,85 —56 — —
5 338—362 4,25 17,05 0,9180 1,5060 — — 13,20 3,82 — —. 0,60
6 362—390 4,60 21,65 0,9240 1,5130 322 — 21,20 4,81 —39 — —
7 390—414 4,95 26,60 0,9320 1,5180 — — 44,00 6,80 — — 0,92
8 414—436 4,40 31,00 0,9360 1,5220 368 — 59,22 8,87 —20 — —
9 436—456 4,15 35,15 0,9381 1,5232 — — 78,10 10,70 — 232 1,20
10 456—476 4,40 39,55 0,9395 1,5249 405 — 101,80 12,96 —16 240 —
11 476—500 5,45 45,00 0,9400 1,5251 428 — 123,80 14,57 — 14 252 1,73
12 Остаток 55,00 100,00 0,9776 — — — — — 40 350 2,01
363. Характеристика дистиллятов, полученных при однократном испарении нефти
Температура однократного испарения, °C Выход (на нефть), % рр м Фракционный состав, ’С
н. к. 10% 50% 90% К. к.
Усть-балыкская неф т ь (смесь)
225 22,0 0,7555 138 63 90 169 300 316
275 33,6 0,7874 167 65 103 203 328 363
320 42,0 0,7966 178 66 105 222 362 370
Теп л о в с к а я нефть, Bvi, готерив-баррем
200 14,3 0,7453 135 68 88 142 230 260 (95%)
250 26,0 0,7685 160 75 100 196 320 350
300 43,8 0,7957 171 78 105 226 350 —
325 46,2 0,7988 180 80 ПО 236 — —
Мамонтовская нефть, Бх, валанжин
190 18 0,7504 118 62 82 140 240 250
225 25 0,7725 128 66 84 162 270 305
250 35 0,7822 140 70 90 180 310 330
(86%)
300 43 0,7979 159 76 100 215 330 —
Ю ж н о-б алыкская нефть, Бх, валанжин
180 21 0,7601 111 58 84 150 230 260
200 25 0,7783 132 62 90 152 270 305
255 35 0,7879 158 67 96 196 320 (83%) 350
300 41 0,8023 163 80 109 220 335 —
Салымская нефть Бут, готери в-б а р р е м
225 28,0 0,7508 87 56 83 150 260 300
250 34,0 0,7602 107 64 86 156 262 310
275 41,0 0,7633 146 68 90 186 310 355
300 48,0 0,7626 170 70 94 197 330 344
Аганская нефть, Б\ гш, валанжин-готерив
200 32,0 0,7599 137 70 85 143 250 274
250 47,0 0,7709 149 75 96 172 282 320
300 66,0 0,8029 175 80 105 208 335 350
325 72,0 0,8141 190 90 118 220 340 350 (88%)
Ватинская неф ть, Бх, валанжин
200 41,3 0,7704 130 50 75 150 250 280
250 59,0 0,7912 155 74 100 190 300 350
300 63,5 0,8079 165 87 112 218 346 350
325 74,5 0,8162 175 88 115 234 — —
(06
Продолжение табл. 363
Температура однократного испарения, °C Выход (на нефть), 0/ /о рГ м Фракционный состав, °C
н. к. 10% 50% 90% К. к.
Самотлорская нефть, Буш, валанжин
200 34,2 0,7726 140 90 107 160 250 286
250 47,2 0,7928 160 92 115 190 296 324
300 57,9 С а м о т 0,8101 174 лорская нефт 95 ь (с м 122 е с ь) 220 345 350 (92%)
200 35,1 0,7735 148 91 108 163 252 290
250 48,0 0,7920 159 93 116 192 298 325
300 58,5 0,8100 181 97 125 223 345
Мегионская н е ф,т ь, Буш, валанжин
225 37,5 0,7800 — 70 100 177 280 312
250 46,0 0,7842 — 76 105 185 297 325
300 60,5 0,8064 — 81 114 121 326 332
350 79,2 М е 0,8250 г и о н с к а я н е ф 85 ть, Ю- 120 I 250 330
225 34,0 0,7763 319 86 107 164 210 235
250 44,0 0,7920 348 87 112 184 240 255
300 63,5 0,8113 415 93 118 216 275 300
350 80,5 Советск 0,8293 а я н е ф 'ь, Буш 104 , в а л 130 а н ж и 248 н 310 340
125 8,0 0,6977 42 62 106 150 160
160 18,0 0,7250 — 52 73 132 190 200
225 40,0 0,7654 — 62 80 157 250 260
250 50,0 0,7770 — 70 85 165 280 310
300 ' 68,0 Сов 0,7980 е т с к а я нефть 80 (с м е с 90 ь) 204 326 340
200 33,0 0,7611 141 58 78 150 248 280
225 41,2 0,7647 145 60 80 158 264 300
275 56,8 0,7871 154 62 82 186 316 330
300 66,0 0,7954 169 64 86 202 350
325 78,7 Г У 0,8096 б к и н с к 170 а я н е ф 69 ть, IO- 90 I 220 350
200 44,8 0,7568 ПО бО 81 137 248 290
225 52,0 0,7680 125 70 88 152 274 306
255 62,5 0,7840 145 80 96 176 318 350
300 76,5 Ново 0,7956 юртовс 172 к а я н е 82 фть, 98 Ю-П 198 345 350 (92%)
225 28,8 0,8039 148 86 114 176 287 320
250 42,6 0,8173 149 88 116 194 300 324
275 56,0 0,8232 165 89 117 230 332 350—
300 70,6 0,8291 189 95 123 250 350 95%
607
364. Характеристика остатков, полученных при однократном испарении нефти
Температура однократного испарения, °C Выход, % Р2в V&0, сСт V100. сСт Температура заставания, °C
Усть-балыкская нефть (смесь)
225 78,0 — 51,23 10,25 0
275 66,4 — 210,4 20,09 16
320 58,0 — 380,9 27,04 20
Тепловская нефть, БУ1, г о т е р и в-б а р р е м
200 85,7 0,9092 31,85 7,60 6
250 74,0 0,9234 60,55 11,40 10
300 56,2 0,9366 166,9 21,47 12
325 53,8 0,7988 358,3 29,76 14
Мамонтовская нефть, Бх, валанжин
190 82 0,9002 33,23 8,21 <—50
225 75 0,9211 50,39 8,86 —43
250 65 0,9389 78,92 12,46 —32
300 57 0,9512 295,7 21,78 —17
Южно-балыкская нефть, Бх, валанжин
180 79 0,9228 58,24 4,80 —
200 75 0 ,9329 94,42 14,95 —
255 65 0,950 / 178,1 20,77 —
300 59 0,9627 670,9 30,46 —
Салымская нефть, Bvi, готерив-баррем
225 72,0 0,8745 29,00 6,84 5
250 66,0 0,8751 39,80 8,53 7
275 59,0 0,8854 73,91 11,37 9
300 52,0 0,8958 102,3 14,21 13
Аганская нефть, Буш, валанжин-готерив
200 68,0 0,9061 15,90 5,30 12
250 53,0 0,9203 31,40 7,50 20
300 34,0 0,9343 76,38 11,80 25
325 28,0 0,9469 164,0 15,60 27
Ватинская нефть, Бх, валанжин
200 58,7 0,9012 13,40 4,20 4
250 41,0 0,9224 33,40 7,70 11
300 36,5 0,9310 59,40 10,70 16
325 25,5 0,9461 143,0 17,40 19
Самотлорская нефть, Буш, валанжин
200 65,8 0,9033 16,20 4,80 0
250 52,8 0,9200 34,10 7,10 8
300 42,1 0,9477 171,1 20,70 18
608
Продолжение табл. 364
Температура однократного испарения, °C Выход, % Р1° . V5o, сСт v100> сСт Температура застывания, °C
С а м о т лорская и ефть (смесь)
200 64,9 0,9020 15,70 4,10 —1
250 52,0 0,9210 34,80 7,40 7
300 41,5 0,9480 178,7 24,40 19
Me Г И О н С К а я нефть, Буш» вал а н ж и н
225 62,5 0,9141 4,90
250 54,0 0,9221 - - 5,98 —
300 39,5 0,9360 — 9,04 —
350 20,8 0,9536 — 21,10 —
Me гионская нефть, Ю-1
225 66,0 0,9049 22,56 3,10
250 56,0 0,9179 31,70 4,40 —
300 36,5 0,9388 63,65 8,60 —
350 19,5 0,9643 180,10 24,20 —
Советск а я нефть, Буш, вала н Ж И н
125 92,0 0,8606 3,90 1,90
160 82,0 0,8756 5,80 2,40 —23
225 60,0 0,8985 11,90 3,70 — 12
250 50,0 0,9064 23,20 5,80 —9
300 32,0 0,9144 60,21 11,40 3
Советская нефть (смесь)
200 67,0 0,9059 16,4 3,40 11
225 58,8 0,9109 19,30 5,10 14
275 43,2 0,9308 48,40 9,60 17
300 34,0 0,9392 95,60 17,70 20
325 21,3 0,9546 209,7 23,30 22
Г убкинская нефть, Ю-1
200 55,2 0,8796 11,70 3,90 22
225 48,0 0,8895 26,51 4,40 25
255 37,5 0,9076 54,20 10,50 28
300 23,5 0,9232 59,80 14,41 30
Новопортовская нефть, Ю-П
225 71,2 0,8824 9,70 3,00 10
250 57,4 0,8862 12,50 3,40 14
275 44,0 0,8922 19,44 4,80 20
300 29,4 0,9020 36,62 7,90 24
39-160
609
365. Характеристика остатков разной глубины отбора
мортымьинской нефти (Ю-П)
Выход (на нефть) остатка, % Р|° вУ6о ВУво ВУюо Температура, °C Коксуе- мость, % Содержа- ние серы, 0/ /о
застывания вспышки в открытом тигле
20,25 0,9622 68,08 21,86 34 332 15,17 1,39 S
22,39 0,9579 — 57,24 18,30 33 312 — —.
25,49 0,9524 — 42,79 12,55 30 291 —
28,63 0,9471 — 26,90 7,82 28 277 — —
31,73 0,9425 87,44 11,86 5,44 26 262 9,95 1,22 .
34,80 0,9379 70,40 10,82 4,27 25 253 — —.
37,80 0,9340 54,58 7,95 3,45 24 244 — —.
40,90 0,9298 38,23 6,28 2,90 22 231 — —
44,00 0,9255 24,19 4,86 2,51 21 220 — —
46,89 0,9218 14,38 3,82 2,33 20 212 6,21 0,96
49,85 0,9184 11,45 3,19 2,09 18 200 — —
52,75 0,9148 8,94 2,69 1,92 17 191 — —
55,75 0,9106 6,72 2,28 1,80 16 180 — —
58,61 0,9068 5,05 2,10 1,70 14 170 — —
61,57 0,9022 4,08 1,93 1,53 13 160 4,59 0,69
64,43 0,8996 3,41 1,83 1,49 12 150 — —
67,18 0,8954 2,92 1,72 1,45 11 142 — —
69,93 0,8919 2,60 1,64 1,41 10 134 — —
72,68 0,8881 2,38 1,59 1,38 9 126 — —
75,32 0,8840 2,17 1,50 1,30 7 119 — —
77,89 0,8811 2,01 1,46 1,26 6 112 — —
80,43 0,8776 1,97 1,40 1,23 4 106 3,45 0,62
83,00 0,8736 1,75 — — 3 — — .—
85,57 0,8695 1,68 -— —— 1 — — —
88,03 0,8657 1,59 — — 0 — —
90,41 0,8622 1,50 1— II —1 — -—
92,79 0,8578 1,39 — — —4 — — —
95,17 0,8524 1,31 — , —6 — — —
97,42 0,8480 1,29 1 1 —7 — —
99,42 0,8421 1,25 -— —10 — —
100,00 0,8417 1,22 — — —11 — 2,40 0,55
366. X .арактер истина остатке в разной глубины ( •тбора
шаимскои не( >ти (Ю-П)
Выход Температура, °C Коксуе- мость, Содержа- ние серы,
(на нефть) остатка, ВУ50 ВУао ВУ1оо вспышки
% застывания в открытом % %
тигле
18,22 0,9573 —— 65,24 23,19 32 322 11,13 1,25
20,37 0,9525 — 16,58 31 312 __ .
23,67 0,9465 — -— 10,00 29 295
26,90 0,9419 122,9 17,22 6,97 27 278 9,17 1,09 ;
30,13 0,9360 .— 13,20 5,38 25 262
33,32 0,9310 — 9,32 4,45 24 250 __ '
36,62 0,9270 .— 6,48 3,40 23 235
39,73 0,9220 28,39 5,00 2,70 22 222 8,22 0,95 .
42,83 0,9180 17,28 4,15 2,28 21 210
45,97 0,9152 12,50 3,50 2,00 20 202
49,03 0,9140 8,70 3,00 1,75 18 190
52,28 0,9070 6,00 2,50 1,65 17 176 — —
610
Продолжение табл. 366
Выход (на нефть) остатка, % Pl° вУзо ВУ80 В У loo Температура, °C Коксуе- мость, % Содер- жание серы, %
застывания ВСПЫШКИ в открытом тигле
55,27 0,9051 4,70 2,16 1,60 16 164 6,25 0,74
58,22 0,9024 3,90 2,03 1,50 14 155 — —
61,16 0,8995 3,30 1,80 1,40 13 148 — —
64,14 0,8962 2,90 1,65 1,35 11 135 — —
67,05 0,8922 2,60 1,58 1,30 10 124 — —
69,84 0,8893 2,40 1,50 1,27 9 118 4,89 —
72,63 0,8840 2,05 1,40 1,22 8 105 — —
75,42 0,8790 1,80 1,30 1,20 6 96 — —
78,13 0,8735 1,65 1,25 1,18 5 88 — —
80,84 0,8680 1,55 1,20 1,15 4 80 — —
83,55 0,8640 1,40 1,18 1,13 3 74 3,49 0,54
86,18 0,8560 1,38 — — 1 — — —
88,89 0,8465 1,32 — — 0 — — —
91,72 0,8360 1,28 — — —1 — — —
94,19 0,8280 1,25 — — — — — —
100,00 0,8269 1,20 — — —2 — 2,08 0,46
367. Характеристика остатков разной глубины отбора
тевлинской нефти (Bxvi, валанжин)
Выход (на нефть) остатка, % ВУ6о ВУ80 ВУюо Температура, СС Коксуе- мость, % Содер- жание серы, %
застывания вспышки в открытом тигле
21,90 0,9821 116,4 34,40 28 340 15,20 1,62
23,32 0,9760 — 88,00 28,00 27 329 — —
27,13 0,9648 40,50 18,00 26 307 — —
29,94 0,9590 245,9 27,48 10,25 25 297 11,13 1,52
33,21 0,9536 162,0 18,00 8,80 24 284 — —
36,48 0,9494 83,00 12,40 5,90 23 277 —- —
39,70 0,9452 44,90 8,25 4,00 22 267 —.
42,92 0,9415 31,56 5,54 3,53 21 256 7,76 1,30
46,14 0,9380 23,80 5,00 2,80 20 247 — ——
49,19 0,9348 17,50 4,55 2,55 20 237 — —
52,34 0,9315 13,00 4,00 2,30 19 227 — —
55,53 0,9279 9,80 3,70 2,25 18 215 — —
58,76 0,9250 7,50 3,29 2,11 18 205 5,88 1,05
61,46 0,9209 6,00 3,00 1,84 17 190 — —
64,46 0,9157 5,00 2,60 1,65 16 173 — —
67,42 0,9120 4,50 2,45 1,60 16 157 — —
70,30 0,9079 3,90 2,00 1,52 15 143 — —
73,18 0,9036 3,29 1,81 1,47 14 129 4,36 —
76,91 0,8975 3,00 1,60 1,39 13 111 — —
79,79 0,8930 2,80 1,50 1,34 11 99 —-
82,56 0,8884 2,20 1,43 1,28 11 86 — —
85,37 0,8837 2,00 1,38 1,24 7 74 —• —
88,14 0,8783 1,73 1,35 1,21 4 62 3,29 0,73
90,29 0,8736 1,60 — 1 49 — —
93,65 0,8676 1,50 — —3 35 — —
96,41 0,8608 1,45 — —10 21 — —
98,76 0,8543 1,40 —18 8 —-
100,00 0,8508 1,35 — — —24 — 1 2,88 0,63
39*
611
368. Характеристика остатков разной глубины отбора
минчимкинской нефти (Бц, валанжин-готерив)
Выход (на нефть) остатка, % Р1° ВУ50 ВУ80 ВУюо Температура, °C Коксуе- мость, % Содер- жание серы, %
застывания ВСПЫШКИ в открытом тигле
41,7 0,9788 34,93 34 346 17,78 3,50
45,1 0,9718 — — 27,60 33 330
48,2 0,9653 — — 21,85 31 316
51,7 0,9590 358,60 41,14 16,75 29 302 13,09 3,04
54,1 0,9546 244,00 35,00 14,40 27 293 ,
56,8 0,9500 195,00 28,60 11,73 25 283
58,6 0,9470 169,00 20,65 9,95 24 277 —
62,3 0,9414 117,60 16,03 7,04 21 264 11,64 2,90
64,1 0,9397 103,00 14,55 5,90 19 257
68,8 0,9361 68,00 10,48 4,34 15 238 —
71,1 0,9354 50,00 8,75 3,80 13 227
73,9 0,9350 36,50 7,08 3,30 10 214 ___
76,7 0,9339 25,00 5,91 2,95 7 201
79,5 0,9322 17,81 5,19 2,66 4 188 8,00 2,48
82,4 0,9260 12,61 — — 1 173
86,5 0,9195 7,23 — — —3 153
92,0 0,9100 4,40 — —8 121
94,9 0,9048 3,60 —— — 11 103
97,1 0,9005 3,20 — — 13 95
100,0 0,8950 2,80 —16 35 5,20 1,99
369. Характеристика остатков разной глубины отбора
усть-балыкской нефти (Bi, готерив-баррем)
Выход (на нефть) остатка, % Р1° ВУ50 ВУ80 ВУюо Температура, °C Коксуе- мость, % Содер- жание серы, %
застыва - ния ВСПЫШКИ в открытом тигле
33,60 0,9727 89,22 30,60 38 317 13,11 3,25
36,62 0,9696 —. 67,80 24,10 35 295
39,75 0,9669 — 42,91 17,59 33 279
42,70 0,9642 201,90 30,20 13,22 32 264 10,61 2,72
45,72 0,9619 — 24,25 9,50 29 253
48,78 0,9580 — 18,00 7,41 27 241
51,80 0,9548 — 13,19 5,98 25 230
54,75 0,9515 54,03 9,99 4,79 23 220 10,49
57,60 0,9471 43,96 7,11 3,86 22 210
60,40 0,9438 33,79 5,60 3,09 20 200
63,11 0,9395 25,10 4,58 2,52 18 191 __
65,80 0,9332 15,64 3,53 2,18 16 183 7,18 1,97
68,38 0,9319 10,90 3,18 2,01 15 173 .
70,96 0,9283 8,37. 2,60 1,78 13 164
73,54 0,9241 6,72 2,38 1,62 И 155
76,12 0,9201 5,48 2,09 1,54 9 146 — —
612
Продолжение табл. 369
Выход (на нефть) остатка, % Р1° ВУ5о В У so ВУюо Температура, СС Коксуе- мость, % Содер- жание серы, %
застывания ВСПЫШКИ в открытом тигле
78,66 0,9158 4,62 1,99 1,48 8 138
81,18 0,9114 3,97 1,82 1,42 6 130
83,65 0,9076 3,28 1,71 1,39 4 120 6,70 1,61
86,17 0,9019 3,09 — — 1 111
88,60 0,8966 2,81 —. — — 1 100
90,48 0,8922 2,65 — — —3 93
92,80 0,8871 2,40 — — —6 81
94,89 0,8818 2,22 — — —9 70
98,95 0,8725 1,94 — — — 17 26
100,00 0,8706 1,80 — — — 19 5 3,24 1,40
370. Характеристика остатков разной глубины отбора
усть-балыкской нефти (Biv + Бу, готерив-баррем)
Выход (на нефть) остатка, % Р420 В У,50 ВУво ВУюо Температура, СС Коксуе- мость, % Со дер - жание серы, %
застывания вспышки в открытом тигле
32,59 0,9974 187,40 54,96 26 344 22,72 2,94
37,20 0,9862 — — 40,20 22 322
40,25 0,9809 — — 30,00 20 310
43,43 0,9743 348,54 49,34 19,98 18 294 12,82 2,87
46,52 0,9711 — 40,25 12,93 16 285
49,65 0,9663 — 30,41 8,58 15 272
53,00 0,9619 .— 20,39 6,19 13 259
56,05 0,9574 67,47 13,74 4,64 10 248 10,98 1,99
59,23 0,9540 57,59 9,09 3,97 9 234
62,41 0,9498 47,81 6,78 3,20 7 222
65,50 0,9451 38,20 5,21 2,79 5 211
68,50 0,9409 28,35 4,19 2,40 3 198
71,59 0,9373 18,73 3,42 2,11 0 188 8,27 1,60
74,11 0,9335 12,41 3,00 1,98 —1 175
77,07 0,9290 8,40 2,60 1,80 —3 162
79,05 0,9249 6,19 2,29 1,64 —5 148 - .
82,79 0,9201 4,50 1,98 1,57 —7 132 6,61
85,92 0,9145 3,36 1,82 1,49 —8 112
88,63 0,9106 3,01 — — 11
91,42 0,9052 2,59 — 14 -
94,21 0,8973 2,38 —18 - -
96,79 0,8880 2,21 — —22
99,13 0,8752 2,10 — —27
100,00 0,8646 2,00 —30 4,82 1,55
613
371. Характеристика остатков разной глубины отбора
усть-балыкской нефти (Ю-Н)
Выход (на нефть) остатка, % Р1» ВУ5О ВУво ВУюо Температура, °C Коксуе- мость, % Содер- жание серы, %
застывания ВСПЫШКИ в открытом тигле
30,43 0,9942 29,50 19 324 13,42 3,60
33,45 0,9869 — — 23,12 18 318 — —
36,45 0,9812 — — 14,45 17 310 — —
38,95 0,9770 — 36,10 9,37 16 302 — ——-
41,66 0,9738 — 31,62 7,20 16 296 10,05 3,30
44,47 0,9703 — 27,08 6,08 15 289 —— —
47,21 0,9669 — 22,45 5,28 15 282 — —
49,88 0,9640 — 19,46 4,65 14 275 8,98 —
52,62 0,9605 14,40 4,15 14 267 —
55,26 0,9580 — 11,42 3,70 13 260 — —
57,90 0,9550 — 9,30 3,31 13 251 — —
60,54 0,9526 45,20 7,43 3,00 13 242 7,04 3,15
63,14 0,9498 39,12 5,79 2,79 12 234 — —
65,67 0,9470 30,98 4,78 2,58 12 223 — —.
68,17 0,9447 22,70- 4,05 2,40 11 210 — —
70,64 0,9419 16,09 3,56 2,19 11 198 — —
73,21 0,9395 11,20 3,17 2,02 10 186 6,07 2,64
75,68 0,9360 8,44 2,80 1,88 9 172 — —
78,15 0,9322 6,60 2,61 1,73 8 160 — —
80,58 0,9288 5,59 2,39 1,62 7 148 — —
83,05 0,9240 4,60 2,19 1,50 6 136 — —
85,31 0,9200 3,92 2,00 1,43 5 124 — ——
87,53 0,9156 3,40 1,83 1,32 3 112 4,75 2,36
89,75 0,9111 2,95 1,70 1,20 1 100 — —
91,87 0,9067 2,63 1,54 1,09 —1 87 —— —
94,16 0,9012 2,35 — — —5 70 —. —
96,17 0,8960 2,17 — — —9 57 —- —
98,09 0,8902 2,09 — — —14 38 — —
100,00 0,8836 2,00 — — —18 10 3,61 2,06
372. Характеристика остатков разной глубины отбора
усть-балыкской нефти (смеси)
Выход (на нефть) остатка, % Pi0 ВУ50 ВУво ВУюо Температура, °C Коксуе- мость, % Содер- жание серы, %
застывания вспышки в открытом тигле
33,20 0,9864 47,56 16 326 12,98 3,12
35,72 0,9835 — 39,30 15 312 12,48 —
39,79 0,9802 — — 25,38 14 298 12,00 —
42,86 0,9767 —. 41,47 17,51 13 284 11,98 2,96
45,79 0,9705 —. 11,92 12 274 11,56 —
48,55 0,9664 —. 18,53 7,50 11 260 11,14 —
51,59 0,9613 14,25 5,59 10 248 10,71 •—
54,49 0,9547 70,59 9,17 4,43 9 238 10,29 2,53
57,18 0,9508 7,18 4,00 9 228 9,85 — II-
60,04 0,9450 — 5,90 3,52 8 208 9,41 —
63,35 0,9389 5,00 3,15 7 206 8,97 —
614
Продолжение табл. 372
Выход (на нефть) остатка, % Р?» ВУ50 ВУво ВУюо Температура, СС Коксуе- мость, % Содер- жание серы, %
застывания вспышки в открытом тигле
66,21 0,9332 23,01 4,30 2,80 6 194 8,53 2,10
68,93 0,9283 18,23 4,12 2,55 5 185 8,23
71,66 0,9235 12,72 3,43 2,30 4 173 7,90
74,38 0,9186 8,03 3,00 2,13 4 163 7,60 1,99
77,14 0,9130 5,90 2,50 1,90 3 150 7,30
79,79 0,9088 4,83 2,20 1,72 3 144 7,00
82,00 0,9050 4,18 1,92 1,55 2 126 6,73 1,88
84,62 0,9001 3,62 — — 1 112
87,24 0,8953 3,15 — 0 93
89,79 0,8905 2,70 — — — 1 78
92,17 0,8873 2,50 — — — 1 66 6,04 1,70
94,59 0,8820 2,32 — —5 50
97,00 0,8768 2,09 — — —12 35
99,10 0,8729 1,90 — — —17 22
100,00 0,8704 1,83 — — —20 16 5,01 1,53
373. Характеристика остатков разной глубины отбора
тепловской нефти (Бут, готерив-баррем)
Выход (на нефть) остатка, % р1° ВУ50 ВУво ВУюо Температура, °C Коксуе- мость, % Со дер- жание серы, %
застывания ВС пышки в открытом тигле
36,30 0,9838 92,73 25,13 28 344 16,39 3,15
38,29 0,9800 — 75,83 20,03 27 330 14,15
41,31 0,9749 — 49,20 15,28 26 312 12,93
44,25 0,9703 213,29 30,08 13,22 25 296 12,16 2,30
47,27 0,9643 170,30 19,50 11,35 24 280 11,50
50,21 0,9605 125,15 15,50 8,35 23 268 11,01
53,27 0,9542 83,10 12,08 7,28 21 255 10,65
56,25 0,9493 53,29 10,16 5,63 20 242 10,41 1,80
59,23 0,9469 37,72 8,00 4,50 18 230 9,88
62,05 0,9430 30,05 7,10 3,82 17 218 9,51
64,75 0,9400 24,80 6,07 3,28 16 208- 9,22
67,53 0,9363 20,09 5,51 2,90 15 196 9,00
70,35 0,9341 17,95 4,52 2,55 13 187 8,70 1,70
73,35 0,9285 15,53 3,90 2,33 11 175 8,39
76,03 0,9253 14,52 3,49 2,15 10 162 8,02
78,73 0,9220 12,25 3,00 2,01 8 152 7,80
81,51 0,9189 11,05 2,62 1,90 7 141 7,43 .
84,29 0,9150 9,03 2,17 1,74 6 128 7,14 1,65
86,95 0,9110 7,98 —— 5 112 6,88
89,65 0,9068 6,23 — — 4 92 6,52
92,22 94,69 0,9013 0,8965 5,05 4,00 — 3 2 72 52 6,23 5,92 —
97,24 0,8885 2,06 2 28 5,60
99,40 0,8788 2,00 1 8 5,35
ЮО,0(Т 0,8752 1,95 — — 0 4 5,28 1,59
615
374. Характеристика остатков разной глубины отбора
каркатеевской нефти (Бх, валанжин)
Выход (на нефть) остатка, % р20 ВУ50 ВУ8о ВУюо Температура, °C Коксуе- мость, % Со дер- жание серы, %
застывания ВСПЫШКИ в открытом тигле
36,00 0,9906 96,07 27,29 28 340 16,71 2,92
39,36 0,9848 — 65,10 21,50 27 327 15,20 —
42,68 0,9790 — 58,62 16,78 26 314 13,92 —
46,16 0,9728 237,13 41,06 13,91 25 302 12,73 2,70
49,64 0,9660 195,10 32,50 11,20 24 287 11,40 —
53,12 0,9601 155,50 24,71 8,62 23 276 10,43 —
56,60 0,9536 120,00 16,80 6,40 21 262 9,80 —
60,06 0,9479 79,48 9,43 4,85 20 250 9,25 2,40
63,46 0,9431 66,05 6,42 3,90 19 238 8,78 —
66,70 0,9380 50,00 5,10 3,31 18 227 8,37 —
69,88 0,9330 22,80 4,38 2,87 17 215 8,00 —
73,06 0,9285 16,45 3,87 2,60 16 205 7,65 —
76,39 0,9237 11,39 3,40 2,30 15 194 7,23 2,10-
79,75 0,9180 8,50 3,00 2,08 14 180 7,00 —
82,58 0,9142 6,71 2,67 1,90 12 170 6,80 —
85,68 0,9093 4,94 2,35 1,73 И 157 6,60 —
88,55 0,9046 3,80 2,04 1,59 9 145 6,42 —
91,52 0,8997 2,95 1,73 1,48 6 130 6,24 2,00"
94,52 0,8942 2,35 1,45 1,39 2 113 5,85 —
97,25 0,8885 1,97 —. — —2 90 5,40 —
100,00 0,8814 1,63 — — —8 13 5,12 1,63
375. Характеристика остатков разной глубины отбора
Мамонтовской нефти (Бх, валанжин)
Температура, °C Содер-
(на нефть > Р20 БУбо ВУво ВУюо ВСПЫШКИ Коксуе- мость, жание серы,
% застывани5 в открытое % %
тигле
32,5 0,9823 59,08 24 318 17,17 3,10
37,2 0,9758 — 34,00 22 310 — —
40,8 0,9716 — —. 22,40 21 302 — —
44,5 0,9678 — 41,61 16,11 20 294 13,28 2,71
47,8 0,9631 — 28,92 12,50 19 280 — —
51,3 0,9590 — 18,20 9,92 18 266 — ' —
54,7 0,9552 — 13,20 6,52 16 252 — —.
58,2 0,9504 65,98 9,64 4,79 14 238 9,96 2,44
61,6 0,9466 46,63 7,79 3,72 11 222 — —
64,8 0,9428 30,48 6,53 3,10 9 206 — —
68,0 0,9380 20,42 3,78 2,52 6 192 —
71,3 0,9351 11,58 3,50 2,21 4 176 — —
74,7 0,9289 7,68 2,98 1,97 2 162 7,57 2,10
78,0 0,9256 5,82 2,33 1,80 0 146 — —
81,4 0,9200 4,50 2,01 1,66 —3 132 — —
84,7 0,9128 3,38 1,88 1,50 —6 115 — —
88,0 0,9034 2,82 1,69 1,40 —8 98 — —
91,1 0,8954 2,30 1,54 1,33 —10 81 5,70 1,78
94,2 0,8855 2,05 — — 13 60 — —
97,1 0,8753 1,96 — — — 17 28 — —
99,7 0,8666 1,92 —21 —5 . ——
100,0 0,8637 1,89 — — —22 <—20 5,17 1,57-
16
376. Характеристика остатков разной глубины отбора
южно-балыкской нефти (Бх, валанжин)
Выход (на нефть) остатка, % ВУ&о вУво ВУюо Температура, °C Коксуе- мость, % Со дер- жание серы, %
застывания вспышки в открытом тигле
36,00 1,0181 160,27 45 338 12,34 2,73
40,29 1,0001 — — 92,00 34 309 — —
44,17 0,9922 — — 49,20 27 300 — -—
47,79 0,9850 — 110,00 30,69 23 286 10,61 —
51,54 0,9765 — 80,50 20,00 19 270 • —
55,04 0,9725 — 55,70 13,35 16 256 — -—
58,50 0,9672 — 37,00 9,90 13 242 —— -—
61,92 0,9616 106,57 24,55 6,31 11 226 9,76 1,98
65,38 0,9560 80,00 18,20 4,60 9 213 — —
68,84 0,9510 55,30 12,50 3,80 6 199 — —
72,30 0,9454 32,50 8,55 3,00 4 183 — .—
75,72 0,9405 24,70 6,00 2,70 1 167 — -—
78,97 0,9350 17,00 4,51 2,50 — 1 152 — -—
82,17 0,9295 10,13 3,54 2,35 —3 134 8,95 1,71
85,17 0,9210 8,50 — — —5 111 — -—
88,21 0,9185 6,20 — — —7 84 — —
91,16 0,9125 4,50 — — —8 54 —— —
94,03 0,9055 3,30 — — —9 24 — —
96,66 0,8960 2,61 — — — 10 —6 — —
99,23 0,8800 2,27 — — — 11 —32 — —
100,00 0,8730 2,21 — — — 11 <—35 7,33 1,54
377. Характеристика остатков разной глубины отбора
западно-сургутской нефти (Би+Бш, готерив-баррем)
Выход (на нефть) остатка, % Р|° ВУ50 ВУ8О ;ВУюо Температура, °C Коксуе- мость, % Содер- жание серы, %
застывания вспышки в открытом тигле
40,0 0,9867 134,98 45,08 23 302 18,06 3,60
43,8 0,9836 — — 35,11 21 286 —.
47,3 0,9804 521,74 71,35 23,01 20 268 14,37 2,87
50,8 0,9745 — 54,38 14,00 18 257 — -—
54,4 0,9692 — 36,80 8,83 16 244 — —
57,7 0,9639 111,25 19,18 6,45 14 232 11,10 2,65
61,4 0,9577 — 11,39 4,80 12 218 —
64,8 0,9518 — 8,00 3,76 10 206 —
68,2 0,9455 — 6,07 3,01 8 193 —
71,6 0,9396 25,32 4,62 2,68 6 181 8,91 2,36
75,0 0,9331 20,81 3,81 2,30 4 170 — -—
78,2 0,9273 16,65 3,37 2,05 2 156 — —
81,4 0,9219 12,98 2,90 1,96 0 144 —
84,7 0,9154 9,70 2,49 1,75 —3 131 — —
87,8 0,9107 7,53 2,15 1,62 —5 118 7,85 2,15
91,0 0,9041 5,82 — —8 103 .—
93,9 0,9003 4,75 — — 12 85 —
96,7 0,8952 3,99 — — — 17 64 —
100,0 0,8922 3,22 — — —25 15 3,80 1,98
617
378. Характеристика остатков разной глубины отбора
западно-сургутской нефти (Бх, валанжин)
Выход (на нефть) остатка, % ВУао ВУ80 ВУюо Температура, °C Коксуе- мость, % Содер- жание с^ы,
застывания ВСПЫШКИ в открытом тигле
38,45 0,9824 36,08 26 322 16,36 3,10
41,64 0,9801 — — 28,80 24 306
44,48 0,9784 — — 23,18 22 294
47,48 0,9769 157,29 42,20 17,63 20 280 11,57 2,56
50,08 0,9719 — 31,29 12,69 19 268
52,88 0,9681 — 19,22 8,70 18 255
55,68 0,9630 — 12,50 6,23 17 242
58,31 0,9585 73,65 9,23 4,60 16 228 8,77 2,34
61,03 0,9535 61,40 7,38 3,98 14 218
63,78 0,9481 50,58 6,00 3,25 13 205 . ,
66,48 0,9437 39,41 5,08 2,80 11 193
69,18 0,9376 28,33 4,20 2,49 10 181
71,93 0,9326 17,61 3,61 2,26 9 167 7,91 2,23
74,63 0,9269 11,38 3,20 2,00 8 156
77,61 0,9205 7,80 2,69 1,82 6 143
80,10 0,9155 6,09 2,34 1,63 4 131
82,59 0,9102 4,79 2,00 1,50 2 119
85,08 0,9056 3,62 1,74 1,45 1 104 6,71 2,02
87,49 0,9020 3,22 — — — 1 96
89,90 0,8978 2,87 — — —3 82
92,23 0,8939 2,60 — __ —5 70
94,61 0,8895 2,41 — —- —8 56
96,90 0,8850 2,22 — — —10 41
98,93 0,8820 2,09 — — — 13 14 '
100,00 0,8806 2,01 — — —15 —5 4,91 1,73
379. Характеристика остатков разной глубины отбора
салымской нефти (Bvi, готерив-баррем)
Выход (на нефть) остатка, % р|° ВУ60 ВУ80 ВУ1оо Температура, °C Коксуе- мость, % Содер- жание серы, %
застывания ВСПЫШКИ в открытом тигле
26,30 0,9640 — 61,38 23,78 18 340 9,72 1,54
29,52 0,9575 172,00 41,50 15,80 17 320
32,61 0,9530 145,00 30,00 7,75 16 304
35,67 0,9469 117,39 21,48 5,38 15 288 8,55 1,31
38,61 0,9425 89,50 16,70 4,55 14 276
41,63 0,9370 63,00 11,70 3,95 13 263
44,65 0,9315 44,50 8,00 3,40 12 250
47,67 0,9290 31,00 5,50 2,90 10 237
50,69 0,9240 22,25 4,34 2,51 9 228 6,07 1,00
53,60 0,9185 16,70 3,55 2,20 7 214
56,77 0,9140 12,15 2,95 2,00 5 200
60,71 0,9080 7,35 2,40 1,85 3 192
62,69 0,9060 5,75 2,25 1,70 2 174
65,56 0,9020 4,52 2,00 1,57 0 162 4,39 0,85
618
Продолжение табл. 379
Выход (на нефть) остатка, % Р1° ВУ50 вУво ВУюо Температура, сС Коксуе- мость, % Содер- жание серы, %
застывания ВСПЫШКИ в открытом тигле
68,39 0,8995 3,65 1,80 1,50 —2 149
71,18 0,8950 3,10 1,75 1,40 —4 133
74,01 0,8910 2,70 1,65 1,35 —6 124
76,76 0,8875 2,45 1,55 1,25 —8 111
79,36 0,8850 2,15 1,50 1,20 — 11 100
81,96 0,8801 2,00 1,42 1,19 —13 84 3,22 0,74
84,49 0,8765 1,85 — —— —16 70
86,98 0,8720 1,70 — — 18 57 —
89,36 0,8685 1,60 — —21 43 —
91,81 0,8640 1,50 — —. —25 30
94,11 0,8600 1,45 — —, —28 19
96,26 0,8565 1,40 — — —33 7 ___
98,44 0,8520 1,39 . —38 —5
100,00 0,8490 1,37 — — —44 —14 2,72 0,66
380. Характеристика остатков разной глубины отбора
северо-варьеганской нефти (Бх, валанжин)
Выход <на нефть) остатка, % Pi0 ВУао ВУ80 ВУюо Температура, °C Коксуе- мость, % Содер- жание серы, %
застывания вспышки в открытом тигле
15,50 0,9678 20,70 22 330 10,55 0,65
18,90 0,9618 —* 11,06 21 314 —
22,37 0,9556 19,44 5,91 20 300
25,75 0,9494 — 11,48 4,13 19 285 8,81 0,61
29,33 0,9430 — 6,32 3,06 19 269 —_
32,71 0,9370 — 4,56 2,41 18 255
36,09 0,9316 13,26 3,53 2,04 17 241 7,10 0,55
39,51 0,9250 7,96 2,86 1,76 16 227
42,63 0,9194 5,16 2,40 1,65 15 213 —
45,75 0,9131 3,84 2,08 1,52 15 200 5,50 0,49
48,83 0,9086 3,02 1,87 1,46 14 187 .
52,04 0,9036 2,37 1,71 1,40 13 174
55,33 0,8984 1,96 1,66 1,36 12 160 4,01 0,45
58,91 0,8935 1,73 1,50 1,38 10 145
62,16 0,8898 1,62 1,41 1,26 8 132 ——
64,42 0,8868 1,54 1,39 1,25 7 124 2,91 0,41
67,71 0,8830 1,47 1,37 1,23 4 111
70,80 0,8790 1,40 1,35 1,22 2 100
73,97 0,8754 1,36 1,32 1,21 0 90 2,16 0,36
77,22 0,8715 1,33 — —— —3 79
80,26 0,8675 1,30 __ —6 68
83,51 0,8630 1,28 —- —8 57 1,80 0,31
86,35 0,8587 1,26 — — 11 47
89,22 0,8541 1,23 —13 36
91,89 0,8494 1,21 —15 26 1,51 0,27
94,47 0,8433 1,19 — 17 14
97,05 0,8351 1,17 __ —20 2
100,00 0,8200 1,15 — — —22 —15 1,22 0,23
619
381. Характеристика остатков разной глубины отбора
аганской нефти (Буш, валанжин-готерив)
Выход (на нефть) остатка, % Pl° ВУво ВУво ВУюо Температура, °C Коксуе- мость, % Со дер- жание серы, %
застывания ВСПЫШКИ в открытом тигле
16,00 0,9961 197,20 37,00 34 346 16,26 2,49
19,80 0,9890 — 124,10 29,15 30 328
23,48 0,9815 — 67,83 20,56 27 311 —
26,81 0,9745 — 38,12 19,50 25 296
30,16 0,9685 — 16,95 7,35 24 282 —
33,57 0,9617 63,82 11,50 5,14 22 269 7,77 2,12
36,79 0,9553 42,00 7,65 4,11 21 258 —
40,20 0,9485 25,01 5,45 3,32 19 246 —
42,92 0,9428 19,82 4,45 2,81 18 236 6,45 1,70
46,04 0,9370 15,00 3,61 2,43 17 226
49,00 0,9320 12,85 3,04 2,20 15 217
51,88 0,9269 10,22 2,60 2,00 14 207 —
55,08 0,9218 7,70 2,30 1,85 13 197 —
58,08 0,9179 5,90 2,09 1,70 12 186 4,83 1,57
60,72 0,9140 4,73 1,90 1,61 11 177 —
63,60 0,9102 3,88 1,80 1,55 10 167
66,44 0,9060 3,28 1,67 1,50 8 157
69,16 0,9024 2,85 1,58 1,44 7 147 — —
72,28 0,8978 2,47 1,49 1,40 6 135 3,85 1,48
75,32 0,8935 2,21 1,44 1,32 5 124 —
78,16 0,8890 2,03 1,40 1,30 3 112 — —
80,64 0,8850 1,85 1,35 1,25 2 103 —
83,44 0,8803 1,70 1,30 1,19 0 89 — —
86,64 0,8745 1,52 1,23 1,Ю —1 73 2,94 1,28
89,16 0,8690 1,45 — — —3 60 —
91,64 0,8627 1,40 — —— —5 46
93,90 0,8565 1,33 — — —7 34 — —
96,60 0,8496 1,28 — — — 10 20 —
99,12 0,8425 1,25 — — — 13 3 — —
100,00 0,8397 1,23 — — — 15 1 1,78 1,05
382. Характеристика остатков разной глубины отбора
локосовской нефти (Bix, валанжин)
Выход Температура, °C Коксуе- мость, Содер-
(на нефть) остатка, рГ ВУ50 ВУво ВУюо ВСПЫШКИ жание серы,
% застывания в открытом % %
тигле
24,00 0,9827 — 57,54 19,18 20 326 1!4,01 3,34
27,65 0,9783 — — 15,08 19 314 —
30,89 0,9757 — — 10,50 18 300 11,20 —
34,19 0,9688 — 18,68 7,25 17 289 3,79 —
37,47 0,9640 80,56 15,34 4,89 16 276 8,39 2,92
40,85 0,9585 — 11,62 3,78 15 263 8,14 —
44,11 0,9538 — 8,53 3,02 14 252 7,91 —
47,20 0,9505 — 7,00 2,43 13 240 7,66 —
50,59 0,9458 — 4,51 2,02 12 230 7,41 —
53,92 0,9402 16,11 3,44 1,84 10 215 7,15 2,62
56,82 0,9366 10,79 2,89 1,60 9 210 7,08 —
59,92 0,9310 6,83 2,50 1,43 8 200 7,01 —
62,92 0,9267 4,95 2,13 1,25 7 192 6,93 —
620
Продолжение табл. 382
Выход (на нефть) остатка, % pi0 ВУ50 ВУ80 ВУюо Температура, сС Коксуе- мость, % Содер- жание серы, %
застывания ВСПЫШКИ в открытом тигле
66,12 0,9226 3,98 1,86 1,13 6 183
69,22 0,9178 3,20 1,68 1,05 4 174
72,42 0,9135 2,72 1,43 0,98 3 164 6,70 2,00
75,42 0,9080 2,38 1,25 0,85 2 156
78,80 0,9042 2,20 1,12 0,70 0 143
81,02 0,9005 2,05 0,98 0,62 — 1 133 — —
83,42 0,8972 1,90 0,85 0,50 —2 124
85,95 0,8930 1,81 0,70 0,43 —2 108 —
88,30 0,8880 1,72 0,60 0,37 —3 96 5,23 1,75
90,61 0,8825 1,65 — — —6 78
92,89 0,8780 1,60 — — —8 60
95,06 0,8715 1,57 — — — 12 46
97,16 0,8650 1,50 — — — 16 31 —
99,13 0,8600 1,45 — — —22 18
100,00 0,8583 1,40 — — —28 5 2,43 1,46
383. Характеристика остатков разной глубины отбора
ватинской нефти (Бх, валанжин)
Выход (на нефть) остатка, % Р1° ВУ50 ВУво 1ВУ юо Температура, °C Коксуе- мость, % Содер- жание серы, %
застывания вспышки в открытом тигле
15,50 0,9950 137,20 36,35 30 345 20,49 2,38
19,18 0,9832 — 96,30 25,51 26 314 —
22,93 0,9753 — 58,50 16,80 23 292 —
26,93 0,9679 120,50 18,89 7,53 20 276 11,03 2,11
30,39 0,9628 95,44 13,90 5,13 17 264 —
33,85 0,9571 70,40 9,10 3,83 15 252 —
37,09 0,9523 45,36 6,18 3,06 13 243 —
40,37 0,9476 20,31 4,58 2,54 11 234 7,92 1,80
43,57 0,9421 17,58 3,54 2,18 10 222 —
47,07 0,9362 14,85 2,95 1,92 9 210 —
50,23 0,9308 12,21 2,49 1,80 8 198 —
53,43 0,9255 9,78 2,15 1,66 7 185 —
56,67 0,9198 7,58 1,94 1,57 6 171 6,54 1,51
59,87 0,9155 5,70 1,80 1,46 5 158 —
63,03 0,9110 ' 4,35 1,68 1,38 4 145 —
66,15 0,9068 3,50 1,58 1,30 3 134
69,23 0,9020 2,83 1,50 1,28 2 122
72,23 0,8978 2,04 1,43 1,26 0 112 4,46 1,28
75,09 0,8935 2,10 1,40 1,20 —1 105 —
78,09 0,8895 1,80 1,38 1,15 —3 97 — —
81,04 0,8855 1,70 1,30 1,10 —4 90 —
83,82 0,8815 1,60 1,30 1,08 —5 84 —
86,52 0,8773 1,50 1,28 1,02 —7 78 3,32 1,14
89,30 0,8718 1,45 — —_ —8 70 —
92,04 0,8648 1,38 — — 10 59 —
94,74 0,8540 1,30 —. — — 11 46 —
97,48 0,8436 1,20 — — — 12 28 __ —
100,00 0,8307 1,17 — — — 14 -15 1,78 0,89
621
Продолжение табл. 358
384. Характеристика остатков разной глубины отбора
Самотлорской нефти (Буш, валанжин)
Выход (на нефть) остатка, % Р2° ВУ50 ВУао ВУюо Температура, °C Коксуе- мость, % Содер- жание серы, %
застывания ВСПЫШКИ в открытом тигле
16,20 0,9952 221,40 51,34 37 348 12,23 2,30
18,61 0,9875 — 63,10 37,60 34 325 — —
22,37 0,978? 292,00 38,00 9,62 30 298 — —
26,09 0,9696 172,10 22,50 7,85 26 278 — —
29,69 0,9621 97,00 13,38 5,50 23 262 9,91 2,04
33,45 0,9550 50,30 8,60 4,11 21 246 — —
37,05 0,9486 31,21 6,15 3,18 18 231 — —
40,61 0,9420 18,10 4,80 2,51 16 217 6,90 1,86
44,09 0,9363 12,50 3,85 2,00 14 204 —- —
47,62 0,9305 8,28 3,17 1,65 12 191 — —
51,13 0,9245 5,90 2,57 1,32 9 178 — ——
54,61 0,9185 4,48 2,08 1,08 7 166 — —
58,21 0,9125 3,30 1,60 0,85 4 152 — —
61,77 0,9067 2,55 1,19 — 2 139 — —
65,11 0,9018 2,10 0,96 — 0 127 — —
68,45 0,8970 1,78 — — —2 114 4,01 1,43
71,75 0,8921 1,65 — — —4 104 — —
75,05 0,8875 1,50 — — —6 93 — —
78,23 0,8829 1,43 — — —7 83 — —
81,32 0,8787 1,42 — — —8 73 — —
84,16 0,8747 1,41 — — —9 64 — —
87,25 0,8697 1,40 — — — 10 53 — —
90,34 0,8650 1,39 — — — 11 42 — .—
93,34 0,8600 1,35 — — — 12 31 — —
96,18 0,8545 1,30 — — — 13 20 — —
100,00 0,8466 1,27 — — — 14 3 2,48 0,92
385. Характеристика остатков разной глубины отбора
Самотлорской нефти (смеси)
Выход (на нефть) остатка, % Р|° в У 50 ВУво ВУюо Температура, °C Коксуе- мость, ОГ /0 Содер- жание серы, %
застывания вспышки в открытом тигле
15,00 0,9959 216,4 58,69 28 344 12,54 2,35
18,48 0,9840 — 72,0 34,60 25 319 •—- —
21,93 0,9733 — 41,18 14,42 23 302 — —
25,62 0,9633 72,80 24,30 8,90 20 288 —— —
29,36 0,9542 61,60 15,10 6,33 19 274 — —
33,14 0,9477 51,00 10,45 4,85 17 261 — —
36,92 0,9420 39,95 7,95 3,70 16 249 — —
40,50 0,9372 31,75 6,32 2,95 14 238 7,05 1,92
43,92 0,9330 29,42 5,25 2,50 12 224 — —
47,22 0,9288 21,10 4,40 2,10 10 210 — —
50,48 0,9243 16,40 3,64 1,98 8 196 — —
53,82 0,9197 12,00 3,15 1,80 6 180 — —
57,12 0,9152 8,45 2,70 1,68 4 163 — —
60,38 0,9113 6,07 2,38 1,55 1 146 4,60 1,50
63,56 0,9074 4,50 2,05 1,40 —2 129 — —
Выход (на нефть) остатка, % Pf ВУ60 ВУ80 ВУюо Температура, °C Коксуе- мость, % Содер- жание серы, %
застывания вспышки в открытом тигле
66,66 0,9035 3,43 1,80 —. —5 113 .
69,95 0,8988 2,70 1,65 — —8 99 — —
73,12 0,8947 2,15 1,55 — —11 86 — —
76,14 0,8903 1,90 — — — 14 74 — —
79,09 0,8855 1,72 — — —17 62 — —
82,10 0,8810 1,58 — — —20 50 3,00 1,21
85,12 0,8750 1,40 — — —23 37 — —
88,02 0,8693 1,38 — — —26 25 — —
90,92 0,8628 1,35 — — —28 13 — ——
93,54 0,8570 1,30 — — —31 3 —
95,96 0,8515 1,26 — — —33 —4 —
98,50 0,8456 1,24 — — —35 — 12 — —
100,00 0,8426 1,22 — — <—35 — 19 1,94 0,96
386. Характеристика остатков разной глубины отбора
мегионской нефти (Буш, валанжин)
Выход (на нефть) остатка, % Р1° ВУ60 5 ВУ80 ВУюо Температура, °C Коксуе- мость, % Содер- жание серы, %
застывания вспышки в открытом тигле
18,72 0,9977 91,77 29,31 20 320 14,93 3,06
22,08 0,9841 66,52 21,48 19 299 —
25,48 0,9749 — 45,61 15,57 18 284 — —
28,80 0,9682 —— 28,03 7,32 17 270 —
32,08 0,9621 15,70 4,93 16 258 —.
35,36 0,9563 40,79 7,93 3,64 15 244 8,94 1,92
38,60 0,9519 31,65 5,91 3,00 12 235
41,72 0,9475 20,89 4,79 2,49 10 225 — —
44,92 0,9436 14,44 3,93 2,13 8 214 7,13 —
48,04 0,9372 8,11 3,21 1,91 5 204 —
51,12 0,9339 5,96 2,64 1,74 2 194 — -
54,16 0,9295 4,91 2,19 1,63 0 183 . ...
57,28 0,9249 4,22 1,97 1,55 —2 174
60,28 0,9210 3,74 1,82 1,47 —6 162 4,69 1,86
63,28 0,9163 3,15 1,67 1,41 —8 153
66,32 0,9119 2,68 1,59 1,39 — 10 142
69,32 0,9075 2,40 1,51 1,32 — 12 132 —
72,24 0,9030 2,19 1,48 1,29 —14 121
75,16 0,8989 2,00 1,41 1,25 —16 НО —
77,96 0,8950 1,91 1,37 1,21 —18 100
80,72 0,8907 1,75 1,33 1,18 -20 91 4,10
83,52 0,8865 1,67 — — —23 78 —
86,24 0,8829 1,58 —— — —25 68 —
88,96 0,8782 1,49 —. —27 57 —
91,60 0,8735 1,44 —29 47
94,32 0,8688 1,40 — —32 38
96,84 0,8645 1,37 — —35 28 —
99,40 0,8574 1,31 —37 20
100,00 0,8567 1,26 — — —39 16 2,90 1,10
623
622
387. Характеристика остатков разной глубины отбора
мегионской нефти (Ю-1)
Выход (на нефть) остатка, % Р1° ВУ5О ВУ80 ВУюо Температура, °C Коксуе- мость, % Содер- жание серы, %
’застывания ВСПЫШКИ в открытом тигле
13,79 1,0048 49 334 20,84 1,86
18,29 0,9942 — — — 38 295 — —
21,99 0,9851 — — — 32 275 — —
25,10 0,9785 — — 28 260 — —
28,21 0,9719 18,18 4,65 23 246 10,66 1,55
31,32 0,9640 9,22 3,50 21 236 — —
34,51 0,9576 —. 5,65 2,79 18 223 — —
37,66 0,9517 — 4,32 2,22 15 212 — —
40,69 0,9454 14,23 3,54 1,85 13 198 8,22 —
43,66 0,9411 9,21 2,99 1,75 9 190 —. —
46,58 0,9369 6,98 2,53 1,60 6 178 — —
49,61 0,9315 5,40 2,25 1,51 3 167 — —.
52,61 0,9270 4,19 2,01 1,46 1 156 — —
55,58 0,9228 3,49 1,74 1,42 —2 147 5,67 0,84
58,61 0,9185 3,00 1,68 1,37 —5 136 — —
61,58 0,9148 2,61 1,65 1,31 —7 126 — —
64,43 0,9102 2,39 1,60 1,28 —10 П8 — —
67,46 0,9061 2,30 1,53 1,25 — 13 ИО — —
70,31 0,9024 2,09 1,51 1,23 —15 102 — —
73,04 0,8986 1,98 1,49 1,21 —19 95 — —
75,96 0,8950 1,80 1,45 1,20 —21 88 — —
78,65 0,8912 1,72 1,39 1,19 —24 80 — —
81,35 0,8878 1,65 1,35 1,18 —26 73 —
83,99 0,8842 1,50 1,30 1,17 —28 64 3,52 0,60
85,68 0,8813 1,46 — — —29 61 — —
89,25 0,8760 1,40 •—. —31 52 —
91,90 0,8718 1,36 — — —32 45
94,47 0,8675 1,28 — — —33 38 —
97,04 0,8620 1,26 — — —34 25 — —
99,50 0,8571 1,24 — — —35 23
100,00 0,8560 1,21 — — —35 22 3,12 0,56
388. Характеристика остатков разной глубины отбора
советской нефти (Буш, валанжин)
Выход (на нефть) остатка, % Р1° ВУ50 ВУзо ВУюо Температура, СС Коксуе- мость, % Со дер- жание серы, %
застывания ВСПЫШКИ в открытом тигле
13,00 1,0099 78,80 42 336 21,29 3,01
16,38 0,9868 — — 36 320 — —
19,65 0,9766 — — — 32 304 —
22,92 0,9701 — — — 29 298 — —
26,26 0,9642 79,32 13,37 7,23 26 286 10,56 2,60
29,53 0,9587 — 9,63 4,72 24 273 — —
624
Продолжение табл. 388
Выход (на нефть) остатка, % Pi0 ВУ50 ВУзо ВУюо Температура, °C Коксуе- мость, % Содер- жание серы, %
застывания ВСПЫШКИ в открытом тигле
32,63 0,9538 6,68 3,51 22 265 — —
35,63 0,9495 21,86 5,00 2,69 20 256 7,29 1,64
38,49 0,9450 17,15 4,18 2,40 18 246 — —•
41,28 0,9413 12,08 3,42 2,03 16 238 — —
44,00 0,9372 8,50 2,98 1,82 15 230 — —
46,69 0,9339 6,62 2,63 1,70 13 220 — —•
49,38 0,9290 5,48 2,25 1,67 12 212 5,06 1,05
52,14 0,9253 4,75 2,15 1,52 10 202 — —
54,83 0,9210 4,25 2,06 1,48 7 194 — •—-
57,48 0,9172 3,89 1,95 1,42 5 185 — —
60,03 0,9123 3,52 1,83 1,38 2 173 — —
62,65 0,9095 3,24 1,75 1,37 0 165 — —
65,30 0,9032 3,08 1,68 1,35 —4 152 — —
67,88 0,9005 2,90 1,65 1,33 —6 138 — —-
70,43 0,8935 2,68 1,60 1,30 — 10 126 — —
72,56 0,8902 2,49 1,55 1,28 — 14 116 — —
75,10 0,8855 2,35 1,49 1,25 — 18 104 — —
77,54 0,8800 2,25 1,43 1,20 —20 90 — —
80,12 0,8752 2,16 1,40 1,18 —24 75 — —
82,60 0,8703 2,05 1,38 1,16 —28 61 — —•
85,01 0,8658 1,93 1,36 1,14 —31 48 — —
87,39 0,8610 1,78 1,34 1,10 —34 38 3,47 —
89,77 0,8578 1,70 — — —38 20 — —
92,08 0,8523 1,51 — — —41 10 — —
94,46 0,8485 1,43 — —' —45 —2 — —
96,56 0,8437 1,30 — —. —48 — 14 — —
98,62 0,8406 1,23 — — —50 —26 — —
100,00 0,8393 1,19 — — —52 <-35 2,42 0,93
389. Характеристика остатков разной глубины отбора
советской нефти (смеси)
Выход (на нефть) остатка, % Р1° ВУзо ВУзо ВУюо Температура, °C Коксуе- мость, о/ /0 Содер- жание серы, %
застывания вспышки в открытом тигле
14,00 1,0021 82,79 37 336 18,91 2,70
18,15 0,9912 — 79,60 32,21 34 326 15,50 —
21,79 0,9875 — 40,31 17,93 32 314 13,72 1,80
25,56 0,9748 — 30,37 8,31 30 304 10,59 —
29,24 0,9668 — 24,71 5,60 27 288 8,40 —
33,01 0,9590 — 17,00 4,00 25 274 8,22 —
36,69 0,9512 — 10,32 3,03 23 260 7,60 —
40,33 0,9454 13,44 6,25 2,43 20 246 7,11 1,44
44,01 0,9395 11,00 4,40 2,10 18 231 6,75 —
47,69 0,9333 8,62 3,32 1,84 16 217 6,39 —
51,15 0,9285 6,90 2,73 1,71 14 206 6,08 —
54,38 0,9240 5,13 2,29 1,60 11 192 5,75
-40—160
625
Продолжение табл. 389
Выход (на нефть) остатка, % рР ВУ60 ВУ80 ВУюо Температура, °C Коксуе- мость, % Содер- жание серы, %
застывания ВСПЫШКИ в открытом тигле
57,74 0,9192 3,89 1,98 1,51 9 185 5,47
61,05 0,9141 2,98 1,82 1,41 7 166 5,20 —
64,55 0,9077 2,40 1,67 1,36 4 154 4,90 —
67,82 0,9038 2,05 1,50 1,30 2 140 4,65 —
71,00 0,8990 1,80 1,46 1,26 0 127 4,47 1,10
74,14 0,8940 1,76 1,40 1,22 —2 113 4,22 —
77,32 0,8908 1,72 1,33 1,19 —4 98 4,00 —
80,55 0,8845 — — — —6 — 3,71 —
83,82 0,8790 —- — .— —10 — 3,56 —.
87,00 0,8745 — — — 12 — 3,30 —
90,09 0,8680 — — — —15 — 3,08 —
92,99 0,8618 — — — — 19 — 2,90 —.
95,94 0,8548 — — .— —25 — 2,67 —
98,50 0,8475 — — — —30 — 2,50 —
100,00 0,8400 1,21 —’ — <—35 —21 2,34 0,77
390. Характеристика остатков разной глубины отбора
русской нефти (ПК-1, сеноман)
Выход (на нефть) остатка, % Р1° ВУ50 ВУ80 ВУюо Температура, СС Коксуе- мость, % Содер- жание серы, %
застывания вспышки в открытом тигле
36,2 0,9656 51,76 18,31 17 340 10,83 0,59
41,4 0,9540 — 39,28 15,13 13 320 8,80 0,57
45,3 0,9485 — 34,72 13,00 12 309 —
48,5 0,9453 — 30,65 11,40 11 300 — —
51,4 0,9433 — 26,85 10,12 10 292 —
54,3 0,9420 — 23,35 9,10 9 284 7,60 0,49
57,0 0,9406 — 20,00 8,05 8 277 —
60,4 0,9400 —. 15,85 7,00 7 268 —
63,4 0,9397 — 13,75 6,10 6 260
66,3 0,9394 — 12,11 5,27 4 253 — —
69,4 0,9392 — 10,60 4,50 3 245 6,10 0,4»
72,2 0,9387 — 9,24 3,95 2 237 —
75,2 0,9382 — 7,95 4,50 1 229
78,4 0,9375 53,60 6,70 3,15 — 1 220 — —
81,4 0,9369 42,39 5,85 2,87 —2 213 4,84 0,46
84,7 0,9359 35,80 5,10 2,65 —6 210
88,0 0,9352 30,00 4,55 2,48 —9 188 — —
91,4 0,9345 24,50 4,03 2,31 — 14 172 — —
94,8 0,9337 16,90 3,54 2,17 — 18 154 — —
97,4 0,9329 11,40 3,25 2,06 —21 140 3,42 0,36
100,0 0,9324 8,54 —25 126 3,18 0,35-
626
391. Характеристика остатков разной глубины отбора
губкинской нефти (Ю-1)
Выход (на нефть) остатка, % Р1° ВУ60 ВУво ВУюо Температура, °C Коксуе- мость, % Содер- жание серы, %
застывания ВСПЫШКИ в открытом тигле
11,50 0,9549 42,62 15,27 40 344 11,36 0,64
16,89 0,9403 ——. 27,00 8,05 38 307 10,15 —.
20,24 0,9338 —< 16,60 4,95 37 288 8,94 —
23,46 0,9265 33,88 7,55 3,60 36 270 7,71 0,42
27,02 0,9200 22,80 4,75 2,68 34 254 7,04 —
30,58 0,9142 12,00 3,50 2,15 33 239 6,37 —
34,14 0,9088 6,61 2,77 1,85 31 224 5,70 —
37,56 0,9042 5,16 2,21 1,64 30 209 5,02 0,33
40,70 0,9001 4,40 1,95 1,48 28 196 4,64 •—
44,04 0,8960 3,73 1,76 1,35 26 183 4,26 —
47,56 0,8917 3,10 1,61 1,26 23 168 3,88 —
50,94 0,8870 2,65 1,50 1,20 20 154 3,50 —
54,32 0,8827 2,29 1,44 1,18 18 140 3,13 0,25
57,74 0,8787 1,96 1,38 1,17 15 126 2,98 —
60,92 0,8750 1,75 1,30 1,16 12 115 2,83 .—
64,26 0,8709 1,60 1,28 1,15 9 104 2,68 —
67,40 0,8675 1,50 1,25 1,14 6 94 2,53 —
70,78 0,8635 1,43 1,22 1,12 3 84 2,37 0,20
74,12 0,8596 1,40 1,19 1,10 0 74 2,13 —
77,46 0,8552 1,34 1,18 1,09 —4 64 1,89 —
81,06 0,8504 1,30 1,15 1,08 —8 52 1,65 —
84,10 0,8460 1,28 1,13 1,07 — 11 43 1,41 —
87,44 0,8404 1,25 1,12 1,05 —15 32 1,19 0,16
90,82 0,8340 1,20 — — —21 24 1,03 -
93,92 0,8265 1,16 — — —28 12 0,87 —
96,89 0,8192 1,14 — — —30 2 0,71 —
100,00 0,8112 1,11 — ~— —35 —6 0,57 0,13
392. Характеристика остатков разной глубины отбора
новопортовской нефти (Ю-П)
Выход (на нефть) остатка, % Р1° ВУ50 ВУ8О ВУюо Температура, °C Коксуе- мость, % Содер- жание серы, %
застывания ВСПЫШКИ в открытом тигле
10,80 0,9570 42,00 16,26 39 330 12,64 0,53
14,55 0,9460 - 28,50 9,80 38 309 — —
17,80 0,9370 — 17,50 6,00 37 296 -— —
21,20 0,9284 34,28 7,85 3,88 36 284 4,48 0,52
24,40 0,9210 28,11 5,80 3,17 35 274 '
27,45 0,9153 23,45 4,65 2,70 35 264 — .—
30,80 0,9105 17,15 3,68 2,28 34 254 —- —
34,10 0,9064 11,19 3,03 2,02 33 245 4,01 0,51
37,30 0,9031 8,05 2,56 1,83 32 237 — —
-40:
627
Продолжение табл. 392
Выход (на нефть) остатка, % Р^° ВУ6о ВУ80 ВУюо Температура, °C Коксуе- мость, % Содер- жание серы, %
застывания ВСПЫШКИ в открытом тигле
40,60 0,8998 5,75 2,20 1,70 30 228
43,80 0,8970 4,50 2,00 1,60 29 219
47,00 0,8945 3,72 1,88 1,51 28 211
50,10 0,8925 3,24 1,75 1,49 27 202 3,38 0,47
53,10 0,8905 2,89 1,69 1,38 25 194
56,35 0,8890 2,64 1,60 1,30 24 186
59,58 0,8872 2,39 1,56 1,28 23 176
63,00 0,8858 2,22 1,51 1,26 22 167
66,25 0,8845 2,06 1,47 1,25 21 159
69,50 0,8830 1,94 1,43 1,24 20 150 1,76 0,31
72,50 0,8816 1,85 1,39 1,22 20 141
75,60 0,8798 1.75 1,35 1,20 18 132
78,55 0,8780 1,69 1,32 1,18 17 124
81,45 0,8763 1,60 1,30 1,16 15 115 .
84,54 0,8740 1,50 1,27 1,13 14 105
87,40 0,8720 1,42 1,23 1,11 13 94 1,29 .0,17
90,40 0,8692 1,37 — 9 79
93,29 0,8660 1,32 — — 5 58
96,11 0,8620 1,29 — 1 34
98,80 0,8565 1,24 — —5 8
100,00 0,8537 1,19 — — —8 —4 0,90 0,14
393. Характеристика остатков разной глубины отбора
айяунской нефти (сеноман)
Выход (на нефть) остатка, % pi° ВУ60 ВУ80 ВУ1оо Температура, °C Коксуе- мость, % Содер- жание серы, %
застывания ВСПЫШКИ в открытом тигле
55,00 0,9776 59,16 40 350 18,00 2,01
60,45 0,9740 — — 45,00 35 346
64,85 0,9710 — — 38,00 28 313
69,00 0,9690 — 105,50 32,07 24 297 15,89 1,86
73,40 0,9660 —. 91,00 26,00 20 280
78,35 0,9640 —— 73,00 21,00 15 261
82,95 0,9620 — 56,00 16,00 11 249
87,20 0,9610 199,20 42,47 11,40 5 230 • 10,09 1,65
91,35 0,9590 — 31,00 8,70 —1 207
95,70 0,9580 — 20,00 —6 193
97,75 0,9572 — 16,00 —. —8 184
98,70 0,9563 — 15,00 —10 179
100,00 0,9578 82,61 14,57 —11 173 8,97 1,50
628
IV. НЕФТИ ВОСТОЧНОЙ СИБИРИ
Рис. 4. Схема размещения нефтяных месторождений Восточной Сибири,
Нефтегазоносность Восточной Сибири связывается с древней платформой,
охватывающей огромную территорию от Енисея на западе до Верхоянского гор-
ного сооружения на востоке и от Восточного Саяна на юге до Ледовитого океа-
на на севере. Первые разведочные работы были начаты в 1932 году после обна-
ружения В. М. Синюковым выходов нефти на р. Толбе.
Все открытые к настоящему времени месторождения нефти и газа в Восточ-
ной Сибири, имеющие промышленное значение, приурочены к двум крупным
тектоническим элементам Сибирской платформы. Месторождения, в которых
залежи нефти и газа связаны с отложениями кембрийской системы, расположены
в Иркутском амфитеатре. К ним относятся Парфеновское газовое месторождение
и три нефтяных — Осинское, Атовское и Марковское. Большое промышленное
значение имеет Марковское месторождение. Сабо-Хаинское, Усть-Вилюйское и
Средневилюйское месторождения, нефтегазоносность которых приурочена к от-
.ложениям мезозоя, открыты в Вилюйской впадине.
На юге Сибири в верхнем течении Енисея проводились геолого-разведочные
работы в Минусинской межгорной впадине, Промышленных залежей нефти не
установлено, но небольшие нефтепроявления имеют место в девонских отложе-
ниях на Быстрянской и Сользаводской площадях.
Основными промышленными нефтями Восточной Сибири являются нефти
Марковского месторождения. Нефти отличаются малой плотностью (не выше
0,840), отсутствием асфальтенов, малым содержанием силикагелевых смол (не
более 4,5%); в нефтях парфеновского и марковского горизонтов практически
отсутствуют твердые парафины. Выход фракций, выкипающих до 350 °C, лежит
в пределах от 55 до 92%.
Для сравнения в таблице приводится характеристика наиболее изученных
образцов нефтей, приуроченных к разным горизонтам и изъятых с различной
глубины:
Показатели Горизонт
осинский парфеновский марковский
Интервал перфорации, м 2172—2102 2522—2503 2601—2569
Относительная плотность 0,807 0,738 0,721
Кинематическая вязкость (при 20°С),сСт 4,09 0,97 0,89
Содержание, %
серы 0,89 0,04 0,004
асфальтенов Следы 0 0
смол силикагелевых 4,16 0,19 0,40
парафина 1,1 Следы Следы
Температура плавления, °C 55 — —
-Выход фракций 28—200 °C, вес. % 30,9 74,3 71,8
Как видно из приведенных данных, с увеличением глубины отбора проб
снижаются плотность и вязкость нефтей, резко уменьшается содержание серы
(от 0,89 до 0,004%) и увеличивается выход фракций, выкипающих до 200 °C
(от 31 до 74%).
Нефть осинского горизонта отличается более темной окраской (светло-ко-
ричневая) по сравнению с почти бесцветными нефтями, изъятыми из других
<630
горизонтов; она имеет резкий неприятный запах из-за наличия в светлых фрак-
циях меркаптановой серы (0,5—0,6%). Такое содержание меркаптановой серы
в светлых дистиллятах не наблюдалось до сих пор ни в одной нефти Советского-
Союза.
Бензиновые фракции нефтей Марковского месторождения отличаются низки-
ми октановыми числами, поэтому они могут быть использованы лишь как ком-
поненты автомобильного бензина.
С глубиной залегания нефтей меняется групповой углеводородный состав
бензиновых фракций, выкипающих от 28 до 200 °C:
Горизонт № скважины Содержание углеводородов, %
аромати- ческих нафтено- вых парафиновых
всего |изостроения
Осинский 8 13 16 71 38
Парфеновский 9 7 11 82 49
Марковский 15 3 8 89 54
Бензиновые фракции нефтей Марковского месторождения не являются бла-
гоприятным сырьем для каталитического риформинга, так как содержание наф-
теновых углеводородов в них невысоко, и, кроме того, нефти осинского горизон-
та обладают высоким содержанием серы (0,67—0,87%). С увеличением глубины
отбора проб нефтей (от осинского к марковскому горизонту) наблюдается уве-
личение выходов н-пентана, н-гексана и «-гептана во фракциях до 150 °C. Так,
во фракции нефти осинского горизонта (скважина № 8) содержание «-пентана
составляет 1,64% (считая на нефть), в аналогичной фракции из нефти марков-
ского горизонта — 4,91%. Увеличивается также общее содержание парафиновых
углеводородов нормального строения в бензиновых фракциях из нефтей указан-
ных горизонтов (с 9,64 до 18,83%). Еще более резко возрастает содержание па-
рафиновых углеводородов изостроения (с 5,9% во фракциях нефтей осинского
горизонта до 23,1% в соответствующих фракциях нефтей марковского горизонта).
В целом в бензиновых фракциях нефтей всех горизонтов содержание парафино-
вых углеводородов (от 14,5 до 41,9%) превалирует над содержанием нафте-
новых (2,7—4,6%) и ароматических (0,5—1,2%).
Легкие керосиновые фракции из нефти осинского горизонта содержат боль-
шое количество общей (0,90%) и меркаптановой серы (0,47%), вследствие чего-
нуждаются в специальной очистке.
Керосиновые дистилляты, полученные из нефтей осинского горизонта, обла-
дают хорошими фотометрическими свойствами (высота некоптящего пламени
24—26 мм), но вследствие высокого содержания в них серы (0,6—0,7%) для по-
лучения кондиционных осветительных керосинов требуется очистка.
В керосиновых дистиллятах, полученных из нефтей парфеновского и мар-
ковского горизонтов, содержится не более 0,08% серы, высота некоптящего пла-
мени керосиновых дистиллятов 29—32 мм.
Лучшие показатели в отношении высоты некоптящего пламени керосина из
нефтей парфеновского и марковского горизонтов, по сравнению с теми же по-
казателями керосина из нефти осинского горизонта, обусловлены малым содер-
жанием ароматических углеводородов и большим парафиновых:
Г оризонт Температура отбора, °C Высота некоптящего пламени, мм Содержание углеводородов, %
аромати- ческих нафтено- вых парафино- вых
Осинский 150—320 24 21 25 54
Парфеновский 150—320 30 8 21 71
Марковский 150—320 29 6 19 75
631
Кроме того, содержание углерода в кольцевых структурах (СКОл) заметно
выше в керосиновой фракции из нефтей осинского горизонта (37—38%) по
сравнению с таковым во фракциях парфеновского и марковского горизонтов
(24—25 и 26—27% соответственно).
Дизельные топлива различного фракционного состава из нефтей всех гори-
зонтов отличаются высокими цетановыми числами (48—59). Из нефтей осинско-
го горизонта можно получать дизельные топлива типа летних, нуждающиеся
в очистке из-за высокого содержания меркаптановой (около 0,45%) и общей
серы (0,82%). Из нефтей парфеновского и марковского горизонтов можно по-
лучать топлива для транспортных дизелей (тепловозных и судовых), а также
летние дизельные топлива с содержанием серы, не превышающим 0,11%.
Из нефти осинского горизонта можно получать мазуты марок 40, 100, а так-
же мазуты флотские марок Ф.-5 и Ф-12.
Из нефти осинского горизонта получено 18% базовых дистиллятных масел
(считая на нефть) с индексами вязкости 85—87. Высокие значения индексов
вязкости связаны со структурно-групповым составом масляных фракций. Содер-
жание углерода в парафиновых (Сп) углеводородах высокое (от 63 до 70%).
Содержание углерода в ароматических структурах (СА) низкое (6—12%). Об-
щее число колец в молекуле (Ко) лежит в пределах от 1,70 до 2,09.
Остаток, составляющий 12,7% (считая на нефть), подвергали адсорбцион-
ному разделению на силикагеле без предварительной его деасфальтенизации и
без депарафинизации выделенных углеводородов (содержание асфальто-смоли-
стых веществ и парафина в остатке незначительно). Для снижения температуры
застывания полученного базового остаточного масла была дообавлена присадка
АзНИИ-ЦИАТИМ-1. Потенциальное содержание базового остаточного масла со-
ставляет 8,4%.
Нефти парфеновского и марковского горизонтов практически не содержат
масляных фракций, так как выход фракций, выкипающих до 320—350 °C, состав-
ляет 97—92% (соответственно). Эти нефти можно рассматривать как конден-
саты.
Остальные нефти Иркутской области (атовской и осинской площадей) не
имеют промышленного значения. Они характеризуются малым содержанием серы,
смолистых веществ и относительно высоким выходом светлых фракций.
Нефть месторождения Неджели, изъятая с глубины 2884 м, также малосер-
нистая, малосмолистая, с содержанием светлых фракций до 300 °C — 86,6%.
Нефти Красноярского края (сользаводская и быстрянская) единственные из
известных в Сибири обладают высоким содержанием парафина.
Э1ГЛИ1 WO1
н(Ьгее а иятпгшэа
вдЛхвЗэииэх
394. Физико-химическая характеристика нефтей
633.
Продолжение табл. 394
Нефть Система, отдел, ярус, горизонт, свита Глубина перфора- ции, мм № сква- жины Р1° „20 nD Vo. сСт V20, сСт V50. с Ст Температура застывания, °C Температура вспышки в закры- том тигле Давление насыщенных паров, мм рт. ст.
с обра- боткой без обра- ботки при 38 °C при 50 °C
Марковская Кембрийская система, нижний отдел, алдан- ский ярус, парфенов- ский горизонт 2530—2511 15-р 0,7464 1,4202 — 1,14 — — — — — —
Марковская Кембрийская система, нижний отдел, алдан- ский ярус, парфенов- ский горизонт 2656-2642 14-р 0,7276 1,4168 0,90
Марковская Ангарская антеклиза Кембрийская система, нижний отдел, алдан- ский ярус, марковский горизонт 2601—2569 15 0,7205 1,4065 1,24 0,89 0,70 <—60 <—35 324 444
Атовская Кембрийская система, нижний отдел, ленский ярус, осинский гори- зонт — 2-р 0,8119 —' — 5,50 2,09 —40 —37 То же — —
Атовская Вилюйская впадина Кембрийская система, нижний отдел, ленский ярус, осинский гори- зонт Якутская АССР 2 0,8285 9,08 4,37 —42 —37
Неджелин- ская Триасовая система, ниж- ний отдел, индский ярус, IV горизонт 2884—2869 2 0,8105 1,4525 3,28 2,01
Минусинская впадина Сользавод- ская Быстрянская Красноярский край Девонская система, сред- ний отдел, живетский ярус, бейская свита Девонская система, верх- 2 14 0,8556 0,8267 — — 24,31 15,89 6,20 22 14 16 24 36 — __
ний отдел, фоменский ярус, тубинская свита
Продолжение табл. 394
Нефть № скважины Парафин Содержание, % Коксуемость, % 1 Зольность, % Кислотное число, мг КОН на । 1 кг нефти Содержание, % Выход фракций, вес. %
содержание, % температура плавления, °C серы о га смол серно- кислотных ! смол сили- кагелевых асфальтенов'
нафтено- вых кис- лот фенолов ДО 200 °C ДО 300 °C ДО 350 СС
Марковская 28-р Следы 0,14 Следы 1,20 0 — 21,5 40,5 55,1
Марковская 22-р » — 0,99 » — 0,99 0 — - —• — — 33,9 56,5 70,0
Марковская 13-р » — 1,01 0,02 — 1,10 0 — —• — — — 29,3 49,8 64,1
Марковская 8 1,12 55 0,89 0,02 9,0 4,08 Следы 0,35 —. 0,10 0,016 0,012 34,3 54,6 64,3
Марковская 9 0 ' — 0,004 0,002 —. 0,19 0 — 0,0074 0,07 — — 75,8 95,7 —
Марковская 22-р Следы — — — — 0,5 Следы — —- — — — 64,3 — —
Марковская 15-р » — 0,09 0,01 — 0,70 » — —- — —— — 62,5 87,1 —
Марковская 14-р' 0,02 0,01 — 0,50 » — . — — — — 73,3 — —
Марковская 15 » —. 0,04 0,01 — 0,40 0 — 0,011 0,21 —— — 75,8 88,9 92,4
Атовская 2-Р — — 0,04 Следы 1 Следы 0 Следы —. 0,04 — —- 30,8 52,6 62,0
Атовская 2 0,83 56 0,04 0,02 4 4,30 0 0,42 — — — —— 27,0 43,5 52,0
Неджелинская 2 0,59 48 Следы — 2,20 Следы — — — — — 58,7 86,6 —
Сользаводская 2 13,40 53 0,30 0,08 — 9,04 1,76 3,50 — — — — 12,0 30,0 40,0
Быстрянская 14 12,80 49 0,20 0,03 4 4,40 Следы 0,42 7,6 33,6 49,0
635
395. Разгонка нефтей по ГОСТ 2177—66
Нефть № сква- жины н. к., °C Отгоняется (в %) до температуры, сС
120 140 150 160 180 200 220 240 260 280 300
.Марковская 8 48 14 18 22 25 29 34 40 44 48 52 56
Марковская 9 59 38 50 57 61 70 77 83 88 93 95 97
Марковская 15 38 48 59 63 66 72 76 80 84 86 89 93
Атовская 2 90 6 16 18 20 24 28 33 36 41 46 52
Сользаводская 2 96 — 7 7,5 8 11 13 16 18 22 25,5 53
Быстрянская 14 128 — 2 3 4 6 8 10 15 20 27 36
396. Изменение кинематической вязкости нефтей (в сСт)
в зависимости от температуры
Нефть № скважины V10 Т-20 V30 v40 V50
Марковская 8 4,80 4,09 3,42 2,91 2,44
Марковская 9 1,10 0,97 0,87 0,80 0,72
Марковская 15 1,13 0,89 0,81 0,74 0,70
Атовская 2 12,44 9,08 6,83 — 4,37
Сользаводская 2 — — 15,89 11,68 9,47
Быстрянская 14 — 24,31 10,44 — 6,32
397. Изменение условной вязкости нефтей
в зависимости от температуры
Нефть № скважины ВУю ВУ20 ВУзо ВУ40 ВУ.зд
Марковская 8 .— 1,30 1,23 1,19 1,14
Марковская 9 1,01 — — -— —
Марковская 15 1,01 — — — —
Атовская 2 2,09 1,77 1,56 1 1 1,33
(ВУ50) (ВУео) (ВУ70)
Сользаводская 2 — — 2,42 2,00 1,79
Быстрянская 14 — 3,39 1,88 — 1,50
398. Изменение относительной плотности нефтей
в зависимости от температуры
Нефть № скважины Плотность р*
при 10 °C при 20 °C при 30 °C при 40 сС при 50 °C
Марковская 8 0,8141 0,8065 0,7989 0,7912 0,7836
Марковская 9 0,7462 0,7376 0,7290 0,7204 0,7118
Марковская 15 0,7292 0,7205 0,7118 0,7031 0,6949
Атовская 2 0,8345 0,8285 0,8199 0,8151 0,8052
(при 50°С) (при 60°С) (при 70°С)
Сользаводская 2 — — 0,8346 0,8276 0,8206
Быстрянская 14 — 0,8267 0,8193 0,8108 0,8046
«636
399. Элементный состав нефтей
Нефть № скважины Содержание, %
С н О S N
Марковская 8 84,85 14,02 0,22 0,89 0,02
Марковская 9 85,06 14,64 0,294 0,004 0,002
Марковская 15 83,60 16,12 0,23 0,04 0,01
Атовская 2 85,17 14,68 0,09 0,04 0,02
Неджелинская 2 86,13 13,74 0,09 0,04 Следы
Сользаводская 2 85,51 13,43 0,68 0,30 0,08
Быстрянская 14 84,82 14,18 0,77 0,20 0,03
400. Состав золы атовской нефти
(скважина № 2)
Элемент Содержание (на нефть), вес. % Элемент Содержание (на нефть), вес. % Элемент Содержание (на нефть), вес. %
Fe 0,0048 А1 0,00022 Мп 0,000012
Mg 0,0040 Zn 0,00072 Си 0,000019
Са 0,0017 Со 0,000029 Ti 0,00002
V 0,0038 Sr 0,00001 Ва 0,000002
Ni 0,0008 РЬ 0,000066 Сг 0,000002
Si 0,0032 Sn 0,000018 Ag 0,00001
Зола 0,02
401. Состав газов (до С4), растворенных в нефтях
Нефть № скважины Выход (на нефть), % Содержание индивидуальных углеводородов, ' вес. %
С2н6 СзНз U30-C4H10 Н-С4НЦ,
Марковская 8 3,42 5,3 32,3 16,6 45,8
Марковская 9 1,50 1,9 3,4 17,8 76,9
Марковская 15 4,00 0 1,2 7,8 91,0
637
475 Остаток 2 со СдССл>£ооЬОн-0«5СО'<]0>СЛФьОЭЬО»-- ФС©О0*-4ФСл>4^»₽*О0КЭ1©^-ФФС©<©00Со^ФФ>з ОООФСООООФОООООООООФОООСЛООЬОООСЛОСЛОСЛООЮОО о ЙЬ КЗ оо Отгоняется до температуры, °C
87,3 12,7 00*^CiOiCT>CnCnCnCnU1^4^4^4^4^COCOWCOOOb3tObDbO№»—Н-1—И-1—.h-j—j—h-.— »-* «"-КЭ^КЭФООФ^ОО*— ФФ^КЭФООФ^КЭФООФ^ОЗКЭФ'Ч'^СЛ^ОЭОЭКЭ*-^— о ос со ОО>0000СЛСЛФ'ФС0ФФФС0С0СЛСЛС0С0С04^4^00ФФФС0С©4^'Ч“Ч‘^Ф1—-С^ФФ-Ч^ 3,4 Марковская’ (скважина № 8)
3,3 (осл(0Ф<©<©Ф00 00 00 00,Ч“Ч*ЧФФСЛСЛСЛ>й‘4!‘0ЭС0С0КЭКЭЬ©КЭи— ►— *- „ 1 1 1 1 1 О О СЛ СП 4ь to о 00 О W О Со СП to 00 фь С© >45». 00 КС <© *4 ьэ 00 Ф to о Ф 4^ Ф^4 Ф “-J ФЧООЮМООС1СС ОСО OOOOOOOOOCIOSOOO СОСО со -ч 00 СП Марковская (скважина № 9)
1 Ф ФФФФФФФФФСООООООООО^-Ч^-^ФФФФФФСЛ^^^^ООООСОФКЭЬОКЭ । । Ь0>—»—000000^0^14^00'-* осошмо^ф. — оо^оюсл^ — со^слгосоум ф, О <1 со О О О О ЬЭ О <£> О О 00 00 о to to Ф- — 00 — о to ЬЭ О О О 00 О 00 о о о> 4,0 Марковская (скважина № 15)
28,0 й2й>ооо®:&оо — ссюсйсл«йооо^слоо — <о^4а>а>4^?о1оошоо СТ> С> спф-w to « О^ООЮ^ОСЛФ'ОЮСоЮ'^ОООЮ'^^^ФООООО'^ОФФОО —— o 1 Атовская (скважина № 2)
13,4 OOCOCOOOOO“^-^"*JO>CiCn4»COts3>— । । г I г 1 I ci о Фь- оэ — <© о Ф со сл оо оо ф сл^з ф *4 си ф. оо со кэ»— *- ф | | ] | | | 1 С) о О О ОО СП СП О О О-Ч О О О С О — ОО Ф 00 О О Сл о о> 1 Неджелинская (скважина № 2)
45,3 ооооо?“йооо““мооооо:;«(о — о<ооо<1-ыст>а>слсл4^ 1 1 1 1 1 I 1 1 1 ЧМФООФФОФ'^О^Ф.ООСОСОЬОС^ФЬО'^^'КО'^ОСФАЮФ. О 1 Сользаводская (скважина № 2)
34,4 /Т> ьЬ> ьЬ. Гл5 03 ОО ОО t© КО КЗ >—• »-— 1. Сд S СП ЬО с© О ОО Ф 00 СП КЭ С© *4 Ф* КЭ С© сз 4^ ОО КО КЗJ—о о о 1 1 | 1 1 1 1 | 1 сь о О Ф- to ф^ 'ооо ф to *- сь ф Ф- ф <7> Ф О 00 <75 а> О оо Ч to оо Ч СЛ 1 Быстрянская (скважина № 14)
402. Потенциальное содержание (в вес. %) фракций в нефтях
403. Характеристика фракций, выкипающих до 200 °C
Температура отбора, °C Выход (на нефть), % Р20 Фракционный состав, °C Содер- жание серы, % Октановое число Кислот- ность, мг КОН на 100 мл фракции Давление насыщенных паров (при 38 °C), мм рт, ст.
н. к. 10% 50% 90% без ТЭС с 0,6 г ТЭС на 1 кг фракции с 2,7 г ТЭС на 1 кг фракции
Марковская нефть (скважина № 8)
28—85 7,9 0,6440 33 40 60 72 0,67 62,0 65,3 72,1 Следы 384
28—100 10,3 0,6540 35 45 68 86 0,68 59,0 61,0 69,0
28—110 12,3 0,6636 36 49 75 98 0,69 56,0 59,2 65,0
28—120 14,0 0,6730 38 54 82 ПО 0,69 54,0 56,4 63,2 0,40 296
28—130 16,4 0,6850 39 55 87 117 0,69 52,0 53,2
28—140 18,6 0,6970 41 57 93 123 0,69 49,8 51,1
28—150 20,6 0,7089 43 58 98 136 0,69 47,4 48,8 0,98 264
28—160 22,9 0,7145 45 62 104 145 0,73 45,6 46,3
28-170 25,0 0,7201 47 66 109 154 0,74 43,8 44,5
28—180 27,0 0,7257 51 71 115 162 ч0,75 42,0 42,5 -
28—190 29,4 0,7313 53 75 121 171 — 41,2 40,6
28—200 30,9 0,7370 55 80 VI а р к 126 0 в с к 180 а я н е 0,76 ф т ь (с к 38,5 важина 39,3 № 9) 1,60 104
28-60 5,3 0,6490 32 38 51 58 70,0 81,1 97,0 0
28-85 14,5 0,6730 48 52 64 78 0 64,0 78,2 89,0 373
28—100 24,5 0,6860 52 60 73 92 60,5 75,4 86,6 __
28—110 30,5 0,6909 56 65 80 101 57,0 72,7 84,3
28—120 36,0 0,6958 60 70 88 108 0 53,5 70,0 82,0 0 208
28—130 41,1 0,6972 62 73 89 115 — 52,5 68,4
28—140 46,5 0,6986 64 75 89 122 — 50,0 66,8 — — —
639
Продолжение табл. 403
640
404. Групповой углеводородный состав фракций, выкипающих до 200 °C
Темпера- тура отбора, °C Выход (на нефть), % Р^о „20 nD Содержание углеводородов, %
аромати- ческих нафте- новых парафиновых
всего нормаль- ного строения изо- строения'-
Марковская нефть (скважина № 8)
28—60 5,0 0,6284 1,3621 0 0 100 50 50
60—95 4,6 0,6898 1,3915 7 25 68 39 29
95—122 4,9 0,7197 1,4079 11 22 67 28 39
122—150 6,1 0,7460 1,4203 16 15 69 24 45
150-200 10,3 0,7756 1,4334 21 16 63 21 42
28—200 30,9 М 0,7370 а р к о е 1,4105 с к а я 13 нефть (< 16 . к в а ж и 71 н а № 33 9) 38
28-60 5,3 0,6490 1,3750 0 6 94 44 50
60—95 16,0 0,6880 1,3880 3 12 85 37 48
95—122 16,2 0,7140 1,4018 5 14 81 30 51
122—150 15,0 0,7380 1,4118 11 9 80 29 51
150—200 21,8 0,7632 1,4240 12 12 76 27 49
28—200 74,3 0,7265 1,4065 7 11 82 33 49
Марковская нефть (скважина № 15)
28—60 18,6 0,6320 1,3630 0 0 100 52 48
60—95 16,4 0,6669 1,3829 1 И 88 36 52
95—122 11,0 0,6980 1,3981 2 16 82 31 51
122—150 11,4 0,7230 1,4089 5 6 89 25 64
150—200 14,4 0,7550 1,4222 7 13 80 22 58
28—200 71,8 0,6876 1,3931 3 .8 89 35 54
Атовская нефть (скважина № 2)
н. к.—60 1,6 0,6672 — 0 20 80 —
60—95 5,8 0,7141 — 3 22 75 —
95—122 4,8 0,7360 — 9 20 71 —
122—150 5,4 0,7532 — 12 22 66
150—200 9,4 0,7721 — 16 21 63
н. к,—200 27,0 0,7360 •— 10 21 69 —. —
Неджели некая нефть (скважина № 2)
75—95 0,6 — • __
95—122 2,7 0,7592 1,4202 16 50 34
122—150 5,7 0,7759 1,4339 30 24 46
150—200 49,7 0,7959 1,4493 31 21 48
75—200 58,7 0,7620 1,4282 30 23 47 — —
Сользаводская нефть (скважина № 2)
. K.-200I 12,0 0,7620 - 9 . 31 60
Быстрянская нефть (скважина № 14)
н. K.-200J 7,6 10,73801 - | 4 i 5 | 91 । _ | _
41—160 641
Продолжение табл. 405
405. Содержание индивидуальных углеводородов
(в вес. %, считая на нефть) во фракциях, выкипающих до 122 °C
Углеводороды Темпера- тура кипения углево- дорода, °C Марковская нефть c
скважина № 8 скважина № 9 скважина № 15
Этан —88,6 0,181 — —
Пропан —42,0 1,110 0,020 0,040
н-Бутан —0,5 2,035 0,478 3,020 <7
н-Пентап 36,1 1,636 1,986 4,905
н-Гексан 68,7 1,839 4,629 5,525
н-Гептан 98,4 1,356 3,732 4,332
н-Октан 125,7 0,460 2,035 1,008
я-Нонан 150,8 0,020 — —
Всего парафиновых углеводородов 8,637 12,880 18,830
нормального строения
Изобутан —11,7 0,638 0,111 0,262
2-Метилбутан (изопентан) 27,9 1,129 1,553 4,783
2,2-Диметилбутан 49,7 0,034 0,085 0,162 , *
2,3-Диметилбутан 2-Метилпентан 58,0 60,3 0,958 0,005 j3,518 j4,451
З-Метилпентан 63,3 0,609 1,761 2,005 Л
2,2-Диметилпентан 79,2 0,071 0,466 0,726 4
3,3-Диметилпентан 86,1 0,525 2,467 3,136 ".
2-Метилгексан З-Метилгексан 90,1 91,9 jo,597 j2,693 j3,332
2,2-Диметилгексан 106,8 0,049 0,388 0,405
2,5-Диметилгексап 2,4-Диметилгексан 109,1 109,4 jo,010 jo,387 jo,430
2,3-Диметилгексан 115,6 0,838 2,932 1,964
2-Метилгептан 4-Метилгептан 117,7 117,7 jo,294 jl,665 jl,120
2,2-Диметилгептан 130,4 0,078 0,709 0,274 41
З-Метилоктан 144,2 0,058 — —
3,3-Диметилпентан 146,2 0,010 — —
Всего парафиновых углеводородов изостроения 5,903 18,735 23,050
Всего парафиновых углеводородов 14,540 31,615 41,880
Углеводороды Темпера- тура кипения угле- водорода, °C Марковская нефть
скважина № 8 скважина № 9 скважина-* № 15-
Циклопентан 49,3 0,105 0,090 0,090
Метилциклопен ган 71,8 0,371 0,497 0,545
1,1 -Диметилциклопентан 87,8 0,469 0,804 0,384
1,3-Диметилциклопентан (транс-) 91,7 0,034 — 0,071
1,2-Диметилциклопентан (транс-) 91,8 — 0,129 —
1,2-Диметилииклопентан (цис-) 99,5 — 0,032 0,066
1,1,3-Триметилциклопентан 104,9 — 0,080 0,066
1,1,2-Т риметилциклопентан 113,7 0,005 — 0,016
1,2,4-Триметилциклопентан (цис-, цис-, 116,7 0,034 — —
транс-)
1,2,4-Триметилциклопентан (цис-, цис-, 118,0 0,069 — —
цис-)
Всего пятичленных нафтеновых уг- 1,087 1,632 1,238
левоцородов
Циклогексан 80,7 0,464 0,857 0,778
Метилциклогексан 100,9 0,923 1,938 1,340
1,1 -Диметилциклогексан 119,5 0,216 — —
1,2-Диметилциклогексан (транс-) 123,4 — 0,213 0,077
1,2-Диметилциклогексан (цис-) 129,3 — — 0,154
Этилциклогексан 131,8 — — 0,048
Всего шестичленных нафтеновых уг- 1,603 3,008 2,392
леводородов
Всего нафтеновых углеводородов — 2,690 4,640 3,630
Бензол 80,1 0,315 0,322 0,162
Толуол 110,6 0,310 0,933 0,328
Этилбензол 136,2 0,010 — —
п-Ксилол 138,4
0,035 ——
-и-Ксилол 139,1
Всего ароматических углеводородов 0,670 1,245 0,490
Неидентифицированные — — 1,500 4,000
41*
643
642
408. Характеристика легких керосиновых дистиллятов
Нефть № скважины Температура отбора, СС Выход (на нефть), % pF Фракционный состав, °C V20> сСт V-40. сСт Температура, °C Теплота сгорания (низшая), ккал/кг Высота некоптящего пламени, мм Содержание ароматических углеводородов, % Содержание серы, % Кислотность, мг КОН на 100 мл дистиллята Иодное число, г иода на 100 г дистиллята
£ S О' О 50% О' S -X® О' ОО ф; начала кристаллизации вспышки в закрытом тигле общей меркаптановой
Марковская 8 120—230 23,1 0,7752 143 155 179 210 228 1,31 —60 28 10 404 32 16 0,90 0,47 1,70 1,30
Марковская 9 120—230 46,0 0,7580 124 127 155 206 226 1,07 .3,47 >—60 — 10 484 36 4 Следы 0 0 2,30
Марковская 15 120—240 34,4 0,7480 134 140 168 210 238 1,16 4,23 То же — 10 539 32 5 0,025 0 1,00 —
409. Характеристика керосиновых дистиллятов
Нефть № скважины Температура отбора, СС Выход (на нефть), % Р1° Фракционный состав, СС Температура, сС Высота некоптящего пламени, мм Октановое число Содержание серы, % Кислотность, мг КОН на 10 С мл дистиллята
н. к. 10% 50% 00% 98% отгоняется до 2 70 °C, % помут- нения вспыш - ки
Марковская 8 150—280 27,0 0,8002 175 181 218 258 265 —43 48 26 >27 0,63 1,96
150—320 34,5 0,8095 177 190 236 310 318 68 >—29 56 24 То же 0,74 4,00
Марковская 9 150—280 40,0 0,7758 154 163 187 235 258 — —25 42 32 >26 Следы 0,30
150—320 42,7 0,7769 160 170 198 262 305 92 То же 49 30 То же » 0,56
Марковская 15 150—280 26,2 0,7698 165 175 201 240 270 98 >—20 43 30 » 0,07 4,10
150—320 29,0 0,7735 170 178 203 270 300 90 То же 48 29 » 0,08 4,50
410. Групповой углеводородный состав керосиновых фракций
Температура отбора, °C Содержание углеводородов, %
ароматических нафтеновых парафиновых
Марковская нефть (скважина № f 0
200—250 16 25 59
250—300 18 32 50
200—300 17 29 54
М арковская нефть (скважина № ?)
200—250 8 27 65
250—300 9 37 54
200—300 8 31 61
300—320 12 23 65
150—320 8 21 71
Марк овская нефть (скважина № ' 5)
200—250 4 25 71
250—300 9 24 67
300—350 10 17 73
200—300 6 25 69
646
□□ ‘ВМЬОХ
ьеаоншгину
411. Характеристика дизельных топлив и их компонентов
ваиггиох irw 001 ен НОЯ JW ‘яхэонхотгэи^
Содержание серы, % HoaoHBxuBMdaw
atnpo
Температура, °C з s з X СЕ
помут- нения
й» и х W О
1 450’ 1 сСт
V20- сСт
©
Фракционный состав, сС 98%
90%
50%
10%
эяаЯни и1чнч1гэеи'[/
О1гоиь эоаонвхэТт
% ‘(чхфэн вн) foxiqg
Эо
‘BdoQio BdAiedauwaj,
ОО О b- Tt* —
а . *. —- 1 1 1
Ь* ОО 03 rf U0 1 1 1 1111
СО СО СО Ь.
О ООО О СО О СО О rf Ь- СО | Tf
00 | ОО 00 ь- ’Ф ОЗ 00
U0 1 ь^о — — —• сч ю * со
47 44 44 45 * 1 1 1 1111
О ООО 1 1 1 1111
ин
00 о — о сч ' сч 00 О> О —
Г- 00 00 00 со Ф о о о о —• —
о о о о о О оо о о о о
О СО СЧ О СО СП 1 1 — 1 1 1
СО Ь- 00 о о •ЧГ 1 1 ю 1 1 1
’ •—
ио со ю ч>
ю оз сч — оз сч сч £
СО сч сч сч —
1 1 1 1 1 > V£
ОО Ь- СО оо со сч СП сч оо ь- Ю СЧ СП ио
СО со сч сч сч 1 1 1 1 1 2 ио со сч 1 1 1 со со
га 1 1 1 1 1 га 1 1 1
д я
X 1-0 О оо оо Г- оо СО со Ь- *— X ООО ОЗ Ь- rf X X Т^ОЬСЧ О О ТГ* СО
*— сч сч сч со X © — сч X сч сч со
га га
га
са оз ф сч о и о о г- м TF ио оо о
X сч ю сч со о я ’’Ф оо оо X СЧ ио М- 00
СО Tf ио ио ь- — сч СЧ СО rf Ь-
. л со сч о ио ио из о о сч со о сч
Tj< — UO UO о со LO Tf я со оо оз
— сч сч сч со Г- 03 о 03 оз о
•в- 00 00 00 00 00 -© г- г- со -&* Г- Г- Ь- 00
<и с о о о о о ООО о о о о
х ~ X
ио оо — ио сч ОЛЬ оо ю о ь-
—' —« сч о сч ' ОЗ СЧ 03
га СО СО СО СО СО га СО со со со сч со сч
X X га
е я
CQ ио оо © со © СО СЧ со CJ О СЧ ио ф
О X о о сч оз сч СО со со сч со о X СО Ь- 00 сч сч сч И О ОЗ 00 ОЗ 03 сч сч сч сч
_ X
сх у-> ।
га о о о о о га 00 ОО 00 ’tO'OO
<е-< Tt* СО Ь- Г- 00 03 сч ио О 'Ф ь
сч сч сч сч сч — сч сч сч сч сч сч
СЧ О 00 Ю 00 ООО оо ио со о
оз о о ио ио г- — ю Ь- — — U0
— сч сч сч сч сч сч —' сч сч сч
Ю О ’’f 00 ю со — —< со со со со со со 1 1 1 1111
ио 43
00 00 ОЗ ОЗ ОЗ о ю ь- оог^ Я
UO UO U0 Ю U0 ю ю ио ио ио _
л V12
СО СП О О 00 ьоь О со со 00
О СО О 00 со сч о о —«-rf <О СО
со со — сч СЧ —' со —• —•
о о © о о ООО ©ООО
ио ио ио сч ю сч сч сч ио сч ио сч
СО СО СО СО СО 1 1 1 1 1 СО СО СО 1 1 1 со со со со 1111
1 1 1 1 1 СОООСО 1 1 1 ООО 1111 о о о о
Ю 00 О СО СО ЮОтр ио ф © Tf
— — СЧ сч сч — сч сч ~ сч сч сч
647
2 412. Характеристика исходных фракций и углеводородов, полученных из них карбамидной депарафинизациеи
Исходная фракция и углеводороды Выход, % р|° «20 nD Анилино- вая точка, СС ^20» с Ст Темпе- ратура засты- вания, °C Дизельный индекс Содер- жание аромати- ческих углеводо- родов, %
на фракцию на нефть
М арковская нефть (скважина № 9)
Фракция 200—320 °C Углеводороды, не образующие комплекс с карбамидом Углеводороды, образующие комплекс с карбамидом 100 85,7 14,3 20,9 17,9 3,0 0,7950 0,8012 0,7716 1,4430 1,4445 1,4280 84 80 88 2,80 3,58 2,70 —38 —59 —4 80 78 97 86 0,5
Ма жо вская нефт Ь (СКВ а ж и н а № 15)
Фракция 200—350 °C 100 16,6 0,7980 1,4428 84 4,48 —39 82 6,6
Углеводороды, не образующие комплекс с карбамидом 59,5 9,9 0,8106 1,4512 81 5,71 —60 76 —
Углеводороды, образующие комплекс с карбамидом 40,5 6,7 0,7822 1,4392 86 4,02 — 15 92 0,4
413. Характеристика сырья для каталитического крекинга (фракция 350—475 °C марковской нефти, скважина № 8)
Выход (на нефть), % Р20 м V50. сСт V100’ сСт Температура застывания, ГС Коксуемость, о/ /0 Содержание парафино- нафтеновых углеводородов Содержание ароматических углеводородов Содержание смолистых веществ, % Элементарный состав, %
1 груп- па II и III груп- пы IV группа с н О S N
23,0 0,8850 370 24,05 6,08 10 0,089 68 14 11 6 1 85,60 13,38 0,01 1,00 0,01
414. Характеристика мазутов и остатков
Мазут и остаток Выход (на нефть), % Р^0 ВУ50 ВУ80 ВУюо Темпера застывания тура, °C вспышки Содержание серы, % Коксуемость, %
Марковская нефть (скважина № 8)
Мазут флотский 5 12 40,1 30,5 0,8900 0,9000 4,78 12,00 1,85 2,70 1,50 1,82 —24 —22 209 240 0,99 1,00 1,02 1,20
Мазут топочный 40 16,8 0,9150 56,00 8,00 3,50 — 17 298 1,34 3,75
100 12,7 0,9190 77,35 14,98 4,86 —14 322 1,45 4,59
Остаток выше 300 °C 45,4 0,8840 3,35 1,70 1,40 —26 192 0,97 0,94
» 350 °C 35,7 0,8955 7,25 2,10 1,65 —23 224 1,02 1,21
» 400 °C 28,0 0,9043 14,00 3,08 2,00 —21 252 1,05 1,52
» 450 °C 19,0 0,9135 47,00 6,15 3,10 — 16 288 1,27 3,16
» 475 °C 12,7 0,9190 77,35 14,98 4,86 — 14 322 1,45 4,59
Сользаводская нефть (скважина № 2)
Остаток выше 350 °C 60,0 0,9010 2,21 31 234 0,55 —
» 420 °C 45,3 0,9150 — 2,80 1,78 35 >300 0,70 —
Быстрянская нефть (скважина № 14)
Остаток сп выше 350 °C 51,0 0,8668 2,19 1,69 25 230 0,52 .—
£ » 400 °C 34,4 0,8792 4,70 2,61 1,72 18 275 0,70 —
415. Групповой углеводородный состав дистиллятной части нефтей, определенный адсорбционным методом
Темпера- тура отбора, °C Выход (на нефть), % Парафина -нафтеновые углеводороды Ароматические углеводороды
I группа II группа суммарно, %
20 «D % 20 Пр % 20 Пр %
Марковская нефть (скважина № 8)
200—250 10,0 1,4290—1,4804 84 1,4910—1,5070 16 — — 16
250—300 10,3 1,4560—1,4660 82 1,4915—1,5160 18 — — 18
300—350 9,7 1,4660—1,4725 78 1,4940—1,5270 22 — — 22
350—400 7,7 1,4670—1,4824 71 1,4960—1,5275 13 1,5350—1,5520 161 29
400—450 9,0 1,4775—1,4868 67 1,5030—1,5283 14 1,5460—1,5802 182 ЗЗ4
450—475 6,3 1,4782—1,4890 64 1,5084—1,5285 14 1,5480—1,5870 203 363
М арковска я нефть (с к зажина № 9)
200—250 12,2 1,4312—1,4502 92 1,5002—1,5108 8 — 8
250—300 7,7 1,4440—1,4593 91 1,5114—1,5293 9 — —— 9
300—320 1,0 1,4532—1,4874 88 1,4957—1,5300 12 — — 12
М арковска! нефть (скв а ж и н а № 15)
200—250 8,4 1,4310—1,4500 96 1,5008—1,5100 4 — — 4
250—300 4,7 1,4414—1,4592 91 1,5112—1,5280 9 — — 9
300—350 3,5 1,4530—1,4840 90 1,5115—1,5283 10 — — 10
1 Суммарно II и III группы углеводородов. 2 Суммарно II, III й IV группы углеводородов, в том числе 6% ароматических углеводородов
IV группы, з Суммарно II, III и IV группы углеводородов, в том числе 10% ароматических углеводородов IV группы- 4 Смолистых веществ 1%.
6 Смолистых веществ 2%.
416. Структурно-групповой состав 50-градусных фракций нефтей
Темпера- тура отбора, °C Р^о 20 Пр м Распределение углерода, % Среднее число колец в молекуле
СА СН с кол сп кА Кн Ко
Марковская нефть (скважина № 8)
200—250 0,8067 1,4480 184 4 33 37 63 0,10 0,75 0,85
250—300 0,8255 1,4585 220 6 32 38 62 0,16 0,88 1,04
300—350 0,8450 1,4707 260 10 29 39 61 0,30 0,97 1,27
350—400 0,8694 1,4824 320 12 28 40 60 0,44 1,37 1,81
400—450 0,8860 1,4921 372 14 25 39 61 0,65 1,50 2,15
450—475 0,9010 1,5010 416 15 26 41 59 0,79 1,82 2,61
М арковская нефть (скважина № 9)
200—250 0,7870 1,4380 183 2 22 24 76 0,05 0,49 0,54
250—300 0,8065 1,4500 223 4 21 25 75 0,11 0,55 0,66
300—320 0,8215 1,4580 254 6 21 27 73 0,17 0,68 0,85
Мар к о в с к а я нефть (скважина № 15)
200—250 0,7850 1,4350 185 0 26 26 74 0 0,61 0,61
250—300 0,8080 1,4490 224 2 25 27 73 0,04 0,72 0,76
300—350 0,8429 1,4655 270 3 36 39 61 0,10 1,11 1,21
Нед> к е л и н с I а я неф т ь (скв а ж и на № 2)
200—250 0,8251 1,4584 175 10 40 50 50 0,22 0,72 0,94
250—300 0,8437 1,4713 225 15 27 42 58 0,40 0,60 1,00
417. Характеристика дистиллятных базовых масел и групп углеводородов, полученных адсорбционным методом
из марковской нефти (скважина № 8)
Исходная фракция и смесь углеводородов Выход, % pF „20 М V50* сСт V100» сСт ив Темпера- тура застывания, °C Содер- жание серы, %
на фрак- цию на нефть
Фракция 350—400 °C 100,0 7,7 0,8694 1,4824 320 11,30 3,53 — —2 1,05
Фракция 350—400 °C после депарафинизации 1 94,6 7,3 0,8747 1,4861 318 12,67 3,64 76,5 —27 —
Нафтено-парафиновые углеводороды 63,0 4,9 0,8414 1,4653 360 10,82 3,39 103 —21 —
Нафтено-парафиновые и I группа ароматических углеводородов 76,0 5,9 0,8546 1,4728 350 11,50 3,48 95 —23 —
Нафтено-парафиновые, I и II группы ароматиче- ских углеводородов 89,5 6,9 0,8670 1,4825 330 12,23 3,57 85 —25 —
Нафтено-парафиновые, I, II и III группы арома- тических углеводородов 93,2 7,2 0,8741 1,4856 318 12,50 3,62 80 —26 —
I группа ароматических углеводородов 13,0 1,0 0,9073 1,5040 — 22,27 5,34 — —43 —
II и III группы ароматических углеводородов 17,2 1,3 0,9746 1,5560 — 30,37 5,50 — —34 —
IV группа ароматических углеводородов, концент- рат смолистых и сернистых соединений 1,3 0,1 — — — — — — — —
Фракция 400—450 °C 100,0 9,0 0,8860 1,4921 372 32,00 6,54 — 14 1,15
Фракция 400—450 °C после депарафинизации 2 95,9 8,6 0,8900 1,4950 360 35,32 6,90 69 21 —-
Нафтено-парафиновые углеводороды 60,0 5,4 0,8610 1,4730 415 27,40 6,25 94 —18
Нафтено-парафиновые и I группа ароматических 74,0 6,6 0,8713 1,4815 410 30,50 6,57 74 —19 —
углеводородов
Нафтено-парафиновые, I, II и III группы арома- тических углеводородов 89,5 8,0 0,8860 1,4890 380 33,70 6,80 — —20 —
I группа ароматических углеводородов 14,0 1,2 0,9150 1,5070 — 55,36 9,23 — —32 —
II и III группы ароматических углеводородов 15,5 1,4 0,9655 1,5488 — 11,05 — — —24 —
IV группа ароматических углеводородов, концент- рат смолистых и сернистых соединений 6,4 0,6 — — — — — — — —
Фракция 450—475 °C 100,0 6,3 0,9010 1,5010 416 50,25 9,14 — 25 1,38
Фракция 450—475 °C после депарафинизации 3 96,0 6,1 0,9100 1,5050 412 58,40 9,68 67 —20 —
Нафтено-парафиновые углеводороды 58,0 3,7 0,8650 1,4750 474 42,40 8,40 92 —17 —
Нафтено-парафиновые и часть I группы аромати- ческих углеводородов 72,0 4,5 0,8710 1,4830 470 46,05 8,70 85 —18 —
Нафтено-парафиновые и I группа ароматических углеводородов 76,0 4,8 0,8750 1,4863 460 48,99 8,95 81 —18 —
Нафтено-парафиновые, I, II и III группы арома- тических углеводородов 89,0 5,6 0,8900 1,4927 413 55,00 9,40 71 —19 —
I группа ароматических углеводородов 18,0 1,1 0,9211 1,5130 — 100,0 13,24 — —29 —
II и III группы ароматических углеводородов 13,0 0,8 0,9787 1,5555 — 197,2 1790,0 __ —20 —
IV группа ароматических углеводородов, концент- рат смолистых и сернистых соединений 7,0 0,5 —. — — — — — — —.
1 Получено 5,4% (считая на фракцию) или 0,4% (считая на нефть) гача; температура плавления его 44 °C. 2 Получено 4,1% (считая на фракцию),
о или 0,4% (считая на нефть) гача; температура плавления его 46 °C; 3 Получено 4,0% (считая на фракцию), или 0,2% (считая на нефть) гача; темпе-
« ратура плавления его 55,5 °C,
418. Структурно-групповой состав дистиллятных базовых масел и трупп углеводородов,
полученных из марковской нефти (скважина № 8)
Исходная фракция и смесь углеводородов Распределение углерода, % Среднее число колец в молекуле
СА сн Скол СП кА кн Ко
Фракция 350—400 °C 12 28 40 60 0,44 1,37 1,81
Фракция 350—400 °C после депарафинизации 13 28 41 59 0,51 1,35 1,86
Нафтено-парафиновые углеводороды 0 29 29 71 0 1,39 1,39
Нафтено-парафиновые и I группа ароматических углеводородов 5 29 34 66 0,19 1,45 1,64
Нафтено-парафиновые, I и II группы ароматиче- ских углеводородов 12 25 37 63 0,49 1,21 1,70
Нафтено-парафиновые, I, II и III группы арома- тических углеводородов 13 28 41 59 0,50 1,35 1,85
Фракция 400—450 °C 14 25 39 61 0,65 1,50 2,15
Фракция 400—450 °C после депарафинизации 15 27 42 58 0,66 1,56 2,22
Нафтено-парафиновые углеводороды 0 31 31 69 0 1,81 1,81
Нафтено-парафиновые и I группа ароматических углеводородов 6 29 35 65 0,31 1,70 2,01
Нафтено-парафиновые, I, II и III группы арома- тических углеводородов 14 23 37 63 0,64 1,50 2,14
Фракция 450—475 °C 15 26 41 59 0,79 1,82 2,61
Фракция 450—475 °C после депарафинизации 16 28 44 56 0,81 2,07 2,88
Нафтено-парафиновые углеводороды 0 33 33 67 0 2,30 2,30
Нафтено-парафиновые и часть I группы арома- тических углеводородов 8 22 30 70 0,44 1,65 2,09
Нафтено-парафиновые и I группа ароматических углеводородов 10 21 31 69 0,55 1,55 2,10
Нафтено-парафиновые, I, II и III группы арома- тических углеводородов 14 23 37 63 0,74 1,56 2,30
419. Характеристика остаточных базовых масел и групп углеводородов, полученных
адсорбционным Методом из марковской нефти (скважина Xs 8)
Остаток и смесь углеводородов Выход, % Р^о „20 м V50> сСт v100. сСт V5n ив ВВК Температура застывания, °C
на остаток на нефть v100
Остаток выше 475 °C* 100,0 12,7 0,9190 — — 77,35 (ВУЬо) 36,10 (ВУюо) — — — —14
Нафтено-парафиновые углеводороды 40,9 5,2 0,8744 1,4810 670 149,6 22,05 6,8 102 0,7920 14**
Нафтено-парафиновые и I группа аромати- ческих углеводородов 68,3 8,6 0,8863 1,4930 678 257,6 30,35 8,5 94 0,8025 5***
Нафтено-парафиновые, I, II и III группы ароматических углеводородов 82,4 10,4 0,9081 1,5084 680 453,2 43,36 10,3 88 0,8255 —13
1 группа ароматических углеводородов 27,4 3,4 0,9119 1,5050 — 379,0 39,30 — — —
II и III группы ароматических углеводоро- дов 14,1 1,8 0,9831 1,5643 — — 357,0 — — —
IV группа ароматических углеводородов и концентрат смолистых и сернистых соеди- нений 17,6 2,3 — — — — — — — —
* В остатке содержится 1,45% серы, коксуемость остатка 4,59%.
g> •* При добавлении 1% депрессатора АзНИИ-ЦИАТИМ-1 температура застывания понижается до —19 °C.
сп , *** При добавлении 1% депрессатора АзИИИ-ЦИАТИМ-1 температура застывания понижается до —16 “G.
420. Структурно-групповой состав остаточных базовых масел
и групп углеводородов, полученных из марковской нефти (скважина № 8)
Смесь углеводородов Распределение углерода, % Среднее число колец в молекуле
СА сн с кол сп кА Ко
Нафтено-парафиновые углево- дороды 0 29 29 71 0 2,93 2,93
Нафтено-парафиновые и I груп- па ароматических углеводоро- дов 8 22 30 70 0,68 2,35 3,03
Нафтено-парафиновые, I, II и III группы ароматических уг- леводородов 17 14 31 69 1,46 1,84 3,30
421. Потенциальное содержание базовых дистиллятных и остаточных масел,
полученных из марковской нефти (скважина № 8)
Температура отбора, СС Выход (на нефть) дистиллятной фракции или остатка, % Характеристика базовых масел Содержание базовых масел, %
р1° V50. сСт v100’ сСт ИВ ввк температура застывания, °C на дистиллятную фракцию или остаток на нефть
350—400 7,7 0,8670 12,25 3,57 85 —25 89,5 6,9
400—450 9,0 0,8713 30,50 6,57 87 — —19 74,0 6,6
450—475 6,3 0,8710 46,05 8,70 85 — . —18 72,0 4,5
Остаток 12,7 0,9062 —. 42,41 85 0,8200 —14 77,5 9,8
выше 475
422. Разгонка (ИТК) марковской нефти (скважина № 8) в аппарате АРН-2 и характеристика полученных фракций
№ фрак- ции Температура выкипания фракции при 760 мм рт. ст., СС Выход (на нефть), % Р1° „20 м V20» сСт V50. сСт V100’ сСт Температура, °C Содер- жание серы, %
отдельных фракций суммарный застывания вспышки
1 До 28 (газ до С4) 3,42 3,42 — — — — — — —
2 • 28—42 2,57 5,99 0,6200 1,3580 — —— — — —. — 0,66
3 42—63 2,79 8,78 0,6450 1,3698 — — — — —— —— —
4 63—88 2,92 11,70 0,6725 1,3908 — — — •— — — 0,67
5 88—103 2,97 14,67 0,7006 1,4010 100 — — — — — —
6 103—121 2,97 17,64 0,7230 1,4090 — — — — — — 0,73
7 121—134 2,97 20,61 0,7400 1 ' » — — — — —— — —
8 134—146 3,05 23,66 0,7530 1,4220 —. 0,91 — — — — 0,68
9 146—163 3,32 26,98 0,7615 —- 137 1,10 — — — — —
10 163—177 3,23 30,21 0,7728 1,4315 — 1,30 0,88 —— — 52 0,93
11 177—192 3,18 33,39 0,7822 — — 1,60 1,00 — 63 —
12 192—205 3,13 36,52 0,7927 1,4390 — 1,82 1,22 — —60 75 —•
13 205—228 3,53 40,05 0,8015 — 180 2,25 1,50 — —48 88 0,59
14 228—243 3,27 43,32 0,8121 1,4498 —. 2,97 1,80 0,96 —41 102 —
15 243—255 3,31 46,63 0,8168 — — 3,62 2,10 1,05 —36 114 0,79
16 255—275 3,31 49,94 0,8232 1,4570 — 4,95 2,48 1,20 —30 126 —
17 275—290 3,32 53,26 0,8290 — 6,51 2,90 1,35 —26 137 0,80
18 290—305 3,32 56,58 0,8341 1,4625 240 8,46 3,58 1,58 —21 146 —
19 305—321 3,32 59,90 0,8430 — — 12,00 4,31 1,80 —16 160 0,96
20 321—342 3,31 63,21 0,8500 1,4745 — 15,26 5,28 2,20 —13 168 —‘
21 342—363 3,50 66,71 0,8600 —— — 25,30 7,30 2,75 —8 176 0,96
22 363—385 3,45 70,16 0,8678 1,4775 — 34,39 10,57 3,51 —3 182 —
23 385—405 3,40 73,56 0,8760 — — —. 15,00 4,62 3 188 0,97
24 405—429 3,40 76,96 0,8825 1,4888 — — 22,50 5,69 8 192 —
25 429—449 3,53 80,49 0,8910 1,4929 386 —- 33,00 7,00 15 200 1,12
26 449—465 3,50 83,99 0,8981 1,4952 — 1 45,26 8,54 23 204 —
27 465—475 3,31 87,30 0,9026 1,5029 430 — 51,76 9,74 29 210 1,40
28 Остаток 12,70 100,00 0,9190 — — — — — — 1,45
Примечание. Содержание парафина во фракции № 23—2,05%; во фракции № 25—2,03%; во фракции № 27 3,80%; температура плавления
его соответственно 46, 54 и 48 °C.
423. Разгонка (ИТК) марковской нефти (скважина № 9) в аппарате АРН-2
и характеристика полученных фракций
№ фрак- ции Температура выкипания фракции при 760 мм рт. ст., °C Выход (на нефть), % Р1° 20 м V-20- сСт V50. сСт v100» с Ст Температура застывания, °C Содержание серы, %
отдельных фракций t суммарный
1 До 28 (газ до С4) 1,5 1,5 — — — — — —
2 28—64 6,5 8,0 0,6520 1,3762 _— . 0
3 64—70 1,7 9,7 0,6742 1,3820
4 70—82 4,2 13,9 0,6834 1,3860 0
5 82—88 3,6 17,5 0,6900 1,3900
6 88—97 7,2 24,7 0,6999 1,3948 . о
7 97—108 5,5 30,2 0,7089 1,3995 —
8 108—118 5,1 35,3 0,7170 1,4032 114 .
9 118—125 5,2 40,5 0,7250 1,4060 __ . . Следы
10 125—136 4,7 45,2 0,7320 1,4098 127 .
11 136—145 5,0 50,2 0,7400 1,4128 . __ Следы
12 145—152 5,1 55,3 0,7480 1,4152 136 .
13 152—164 5,2 60,5 0,7550 1,4195 . Следы
14 164—173 4,4 64,9 0,7600 1,4228 150 1,12 . .
15 173—187 5,6 70,5 0,7668 1,4252 1,19 >—60
16 187—202 5,5 76,0 0,7750 1,4296 165 1,31 0,80 . —55
17 202—226 6,0 82,0 0,7828 1,4350 1,59 1,40 —48
18 226—245 5,3 87,3 0,7918 1,4410 195 2,47 1,51 —40
19 245—275 5,4 92,7 0,8024 1,4482 210 4,15 2,22 —30 0,02 0,08 0,26
20 275—320 4,0 96,7 0,8143 1,4550 238 6,71 3,30 1,59 — 14
21 Остаток 3,3 100,0 0,8543 8,52 2,89 2
424. Разгонка (ИТК) марковской нефти (скважина № 15) в аппарате АРН-2
и характеристику полученных фракций
№ фрак- ции Температура выкипания фракции при 760 мм рт. ст., °C Выход (на нефть), % Pf „20 Пр м V20» сСт ^50» сСт ^100> сСт Температура застывания, СС Содержание серы, %
отдельных фракций суммарный
1 До 28 (газ до С4) 4,0 4,0 — 1,3570 — — — — — —
2 28—46 10,0 14,0 0,6270 —- — —— — — —
3 46—52 3,0 17,0 0,6365 1,3650 — — — — —- 0
4 52—58 4,1 21,1 0,6426 1,3700 — — — — — —
5 58—63 3,6 24,7 0,6510 — — — — — — —
6 63—68 2,6 27,3 0,6580 1,3782 — — — — — Следы
7 68—74 2,7 30,0 0,6630 — — — — —— — —
8 74—82 3,8 33,8 0,6707 1,3835 —— — — — — —
9 82—94 5,1 38,9 0,6800 — — — — — — 0,007
10 94—105 5,1 44,0 0,6902 1,3940 — — — — — —
11 105—118 4,3 48,3 0,7015 — 114 — —• — —- —
12 118—128 4,0 52,3 0,7126 1,4043 — — — — — 0,014
13 128—143 6,0 58,3 0,7220 — 127 — — — —— —
14 143—158 5,4 63,7 0,7350 1,4150 — 1,01 — — — 0,020
15 158—170 3,5 67,2 0,7460 — 144 1,12 — — —• —
16 170—188 5,1 72,3 0,7558 1,4242 — 1,30 — —— — —
17 188—208 5,1 77,4 0,7700 — 166 1,72 1,03 — —47 0,070
18 208—230 4,5 81,9 0,7840 — — 2,32 1,45 — —43 —
19 230—262 3,3 85,2 0,7952 1,4417 200 3,79 2,05 — —40 —
20 262—350 7,2 92,4 0,8250 1,4550 252 12,56 5,12 1,95 —33 0,13
21 Остаток 7,6 100,0 0,8843 —14 0,30
425. Разгонка (ИТК) атовской нефти (скважина Xs 2) в аппарате АРН-2
и характеристика полученных фракций
№ фрак- ции Температура выкипания фракции при 760 мм рт. ст., °C Выход (на нефть), % р1° «20 nD V20. сСт v50. сСт ^100» сСт Температура застывания, °C Содержание, серы, %
отдельных фракций суммарный
1 50—60 1,6 1,6 0,6672 1,3891 — — — Следы
2 60—95 5,8 7,4 0,7141 1,4020 — — — — »
3 95—122 4,8 12,2 0,7360 1,4090 — — — — »
4 122—150 5,4 17,6 0,7532 1,4217 0,90 — — — »
5 150—200 9,4 27,0 0,7721 1,4322 1,70 1,00 — — 0,09
6 200—250 8,2 35,2 0,7994 1,4458 2,62 1,53 — —43 —
7 250—300 8,3 43,5 0,8170 1,4565 4,00 2,53 1,18 —26 —
8 300—350 8,5 52,0 0,8400 1,4671 — 3,50 1,82 —10 0,42
9 350—400 9,4 61,4 0,8577 1,4769 __ 10,80 3,38 6 —
10 400—460 10,6 72,0 0,8755 1,4860 — 29,41 5,66 18 0,46
11 Остаток 28,0 100,0 0,8989 — — — 28,53 —9 0,55
426. Разгонка (ИТК) сользаводской нефти в аппарате АРН-2 и характеристика полученных фракций __
№ Температура выкипания Фракции при 760 мм рт. ст., Выход (на нефть), % рГ -20 Т-20. V50. сСт V100, сСт Температура застывания, Содержание серы,
фрак- Пр сСт °C %
ции °C отдельных фракций суммарный —.
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 30—60 60—95 95—122 122—150 150—200 200—250 250—300 300—350 350—400 400—420 1,5 1,8 1,6 2,7 4,4 8,1 10,1 8,8 11,0 4,7 1,5 3,3 4,9 7,6 12,0 20,1 30,2 39,0 50,0 54,7 0,6774 0,7547 0,7650 0,7730 0,7870 0,8093 0,8230 0,8365 0,8488 0,8662 1,3810 1,3996 1,4060 1,4160 1,4308 1,4518 1,4606 1,4660 1,4725 1,4866 0,95 1,96 2,80 5,83 1,19 2,77 5,15 9,14 18,73 1,28 2,08 4,40 6,60 <—60 —52 —32 —3 23 34 43 35 0 Следы 0,008 0,04 0,18 0,20 0,70
11 Остаток 45,3 100,0 0,9150 —
427. Разгонка (ИТК) быстрянской нефти в аппарате АРН-2
и характеристика полученных фракции
Температура выкипания фракции Выход (на нефть), % V50- сСт V100. сСт Температура Содержание
№ Pi0 «20 V20- сСт застывания, се^ы.
фрак- ции при 760 мм рт. ст., °C отдельных фракций суммарный
1 2 3 4 5 6 _ 7 97—122 122—150 150—200 200—250 250—300 300—350 350—400 0,7 1,3 5,6 12,0 14,0 15,4 16,6 0,7 2,0 7,6 19,6 33,6 49,0 65,6 0,7229 0,7430 0,7880 0,8069 0,8210 0,8422 1,3988 1,4073 1,4198 1,4406 1,4507 1,4558 1,4606 2,78 5,68 10,32 1,64 2,83 4,31 8,91 0,89 1,35 1,93 4,78 —46 —21 1 17 30 0,02 0,05 0,08 0,16 0,19 0,70
2 . 6 Остаток 1 34,4 100,0 . 0,8792 — -ч—
428. Характеристика остатков разной глубины отбора
марковской нефти (скважина № 8)
Выход (на нефть) остатка, % Р1° ВУ50 ВУво ВУюо Температура, °C Коксуемость, % Содержание ccj)bi,
застывания ВСПЫШКИ в открытом тигле
12,70 0,9190 77,35 14,98 . 4,86 —14 322 4,59 1,45
16,01 0,9158 60,00 9,00 3,75 —15 302 3,80 1,34
19,51 0,9132 44,05 6,00 3,00 —17 286 3,00 1,25
23,03 0,9095 26,07 4,28 2,50 —19 270 2,20 1,16
26,43 0,9062 15,61 3,40 2,09 —20 258 1,56 1,07
29,83 0,9020 12,55 2,81 1,91 —21 246 1,42 1,05
33,28 0,8980 9,25 2,35 1,72 —22 234 1,28 1,03
36,78 0,8940 6,52 2,09 1,60 —23 220 1,16 1,02
40,09 0,8900 4,78 1,85 1,50 —24 209 1,02 0,99
43,41 0,8860 3,80 1,73 1,48 —25 198 0,98 0,98
46,73 0,8826 3,04 1,64 1,36 —26 187 0,88 0,97
50,05 0,8785 2,61 1,55 1,35 —27 174 0,82 0,96
53,36 0,8750 2,30 1,48 1,30 —28 165 0,76 0,95
56,67 0,8710 2,03 1,45 1,29 —28 152 0,70 0,94
59,94 0,8675 1,90 1,40 1,25 —29 140 0,66 0,93
63,47 0,8640 1,72 1,36 1,20 —30 128 0,60 0,92
66,60 6,8600 1,56 1,31 1,18 —31 116 0,56 0,91
69,78 0,8565 1,50 1,30 1,16 —32 106 0,54 0,91
73,01 0,8528 1,43 1,29 1,12 —33 95 0,52 0,91
76,33 0,8485 1,40 1,25 1,10 —34 84 0,50 0,91
79,38 0,8442 1,30 1,20 1,08 —35 73 0,48 0,91
82,36 0,8400 1,28 1,19 1,06 —36 62 0,44 0,91
85,33 0,8370 1,21 1,14 1,05 —36 56 0,46 0,90
88,30 0,8300 1,20 — — —37 — 0,40 0,90
91,22 0,8235 1,18 — —38 — 0,39 0,90
94,01 0,8180 1,17 — — —39 — 0,37 0,89
96,58 0,8120 1,16 — — —40 — 0,36 0,89
100,0 0,8065 1,14 — — —42 —14 0,35 0,89
Рис. 5, Схема размещения нефтяных месторождений о. Сахалин,
НЕФТИ о. САХАЛИН
В геологическом строении о. Сахалин принимают участие мезокайнозойские
и палеозойские отложения. Породы доверхнемелового возраста развиты в Во-
сточно-Сахалинских горах. Верхнемеловые отложения на Сахалине распростране-
ны в южной части острова; с ними связываются перспективы нефтегазоносности.
Палеогеновые отложения установлены только в западной части южной по-
ловины острова. Неогеновые отложения широко распространены на острове, осо-
бенно в его северной части, где к ним приурочены все известные залежи нефти
и газа. Неогеновые породы Северной части острова сложены в виде двух анти-
клинориев меридионального простирания, разделенных Центрально-Сахалинским
синклинорием. В Восточно-Сахалинском антиклинории выделяются семь анти-
клинальных зон: Эхабинская (I), Приморская (II), Сабинская (III), Некрасов-
ская (IV), Гыргыланьинская (V), Паромайская (VI), Катанглийская (VII), к ко-
торым приурочены все открытые нефтяные и газовые месторождения.
В Эхабинской антиклипальной.зон.е исследованы нефти пяти месторождений:
Южнд'-Кб'лЦГдй'нского',"'Колепдипского. Охинского, Северо-Охинского, Эхабинского
и Тунгорского. В Приморской антиклинальной зоне исследовано только Одбптин-
ское нефтяное месторождение. В Сабинской антиклинальной зоне исследованы
нефти трех месторождений: Нельминского, Западно-Сабинского и Сабинского.
В Некрасовской антиклинальной зоне исследованы нефти двух месторождений —
Некрасовского и Волчинского (Тунгусского). В Гыргыланьинской антиклиналь-
ной зоне исследована нефть Шхунного месторождения. В Паромайской анти-
клинальной зоне исследованы нефти трех месторождений — Кыдыланьинского,
Мухтинского и Паромайского.
В южной части Северного Сахалина выделена Катанглийская группа ме-
сторождений, из которой исследованы нефти месторождения Катангли-Уйглекуты.
Все залежи исследованных нефтей приурочены к свите Даги или Окобыкай-
ской свите среднего и верхнего миоцена и только на двух месторождениях —
Мухто и Западное Сабо — часть залежей отнесены к нутовской свите плиоцена.
Сахалинские нефти имеют весьма разнородный состав, они значительно раз-
личаются между собой и в пределах одного месторождения. Нефти близки лишь
по содержанию серы. Подавляющее большинство нефтей малосернистые и отно-
сятся к I классу.
Содержание смолистых веществ в отдельных нефтях невысокое: в некрасов-
ской нефти смол силикагелевых 1,61; в паромайской 2,70%; в ряде нефтей дру-
. гих месторождений содержание силикагелевых смол составляет 6—9% (тунгор-
ская, одоптинская и др.). Наибольшим содержанием смолистых веществ отли-
чаются катанглийская (14,90%) и охинская нефти (17,20%).
< Сахалинские нефти значительно различаются по содержанию парафина и
I выходу светлых фракций. Наименьшим содержанием парафина и светлых фрак-
ций отличаются нефти катанглийской и гыргыланьинской зон. В них содержание
парафина не превышает 1,0%, а выход светлых фракций колеблется: до 200°C —
от 1,2 до 5,6% и до 350°C — от 30,9 до 55,6%. Наиболее высоким содержанием
парафина отличается тунгорская нефть — 4,87% при температуре плавления па-
рафина 50 °C. Наибольший выход светлых фракций имеют паромайская (до
200 °C — 40,3, до 350 °C—72,8%) и некрасовская (до 200 °C—42, до 350 °C —
82,0%) нефти.
Бензиновые фракции большинства сахалинских нефтей имеют высокие окта-
новые числа, что объясняется значительным содержанием нафтеновых и арома-
тических углеводородов. Эти фракции являются прекрасным сырьем для ката-
литического риформинга. Содержание нафтеновых углеводородов во всех бензи-
новых фракциях превышает 30%, для большинства бензиновых фракций оно со-
664
ставляет 40—50%. Наивысшим содержанием нафтеновых углеводородов отли-
чаются фракции эхабинской нефти восточного участка II площади (65—80%),
южно-колендинской (59—64%), колендинской (56—62%) и тунгусской (58—66%)
нефтей. Сера в бензиновых фракциях большинства нефтей практически отсут-
ствует.
Керосиновые дистилляты отличаются плохими фотометрическими свойствами
и повышенной против технических норм кислотностью.
Низкие цетановые числа, высокие показатели вязкости, а также утяжелен-
ный фракционный состав при низких температурах застывания не позволяют
получать из большинства нефтей зимних и арктических дизельных топлив. Из
эхабинской, некрасовской, тунгорской, одоптинской и паромайской нефтей могут
быть получены летние дизельные топлива или их компоненты.
Из многих сахалинских нефтей могут быть получены топочные и флотские
мазуты. Дистиллятные масляные фракции отличаются большим содержанием
ароматических углеводородов (41—69%), за исключением фракций тунгорской
и некрасовской нефтей (33—46%).
Базовые дистиллятные и остаточные масла из основных нефтей о. Сахалин
имеют низкие индексы вязкости, что обусловлено высоким содержанием кольча-
тых структур в средней молекуле и полициклических ароматических углеводо-
родов. Таким образом, подавляющее большинство сахалинских нефтей является
неблагоприятным сырьем для получения масел.
Согласно технологической классификации все изученные сахалинские нефти
относятся к I классу. Среди нефтей, преобладают нефти типа Ть так как потен-
циальное содержание фракций, выкипающих до 350°C, выше 45%. Исключение
из исследованных нефтей составляют охинская и уйглекутская нефти, которые
относятся к типу Т2. По выходу базовых масел нефти значительно различаются
между собой. Среди них имеются нефти, относящиеся к группе Mi (западно-са-
бинская, шхунная, уйглекутская) и группе М4 (некрасовская). Остальные нефти
по потенциальному содержанию базовых масел относятся к группе М2.
По содержанию парафина большинство нефтей относится к виду П2.
666
429. Физико-химическая характеристика нефтей
Нефть Свита, пласт Глубина перфорации, м № сква- жины _20 р4 М v20’ сСт V50- с Ст Температура застывания, °C Температура вспышки в за- крытом тигле, °C Давление насы- щенных паров, мм рт. ст..
с обра- боткой без обра- ботки при 38 °C при 50 °C
Эхабинская зона
Колендинская Окобыкайская свита 1550—1440 — 0,8724 185 11,46 5,73 —46 —42 <—35 56 107
Южно-колендинская Окобыкайская свита, 2085—2079 108 0,8599 184 6,27 3,17 —32 —32 То же 56 80
Северо-охинская XXI пласт
Окобыкайская свита, 1357—1237 16 0,8695 5,40 2,77 . . . 24 39
XVII и XVIII пласты
Охинская (смесь) Окобыкайская свита — 0,9206 236 72,77 20,48 —44 —40 34
Охинская Окобыкайская свита, — — 0,9290 90,87 21,40 <—20 . .
III пласт
Охинская Окобыкайская свита, — — 0,9160 53,24 14,67 То же
VII пласт
Охинская Окобыкайская свита, — — 0,8670 — 8,40 3,80 » 22
Охинская XI и XII пласты Окобыкайская свита, »
0,8975 30,00 9,30
пласт ХШ-бис
Охинская Окобыкайская свита, — — 0,9030 49,50 12,30 » 30
XIII пласт
Охинская Окобыкайская свита, — — 0,9090 41,50 12,40 »
Эхабинская (смесь 1955 г.)* XIV пласт
Окобыкайская свита — — 0,8543 210 5,15 2,68 —62 —44 —16 316 492
Эхабинская Окобыкайская свита, вос- — 0,8866 \
точный участок, I пло-
Эхабинская щадь Окобыкайская свита, вос- точный участок, II пло- щадь — — 0,8652 208 8,38 4,01 —28 13 <—35 — —
Эхабинская (смесь 1965 г)** — 1 0,8695 330 7,70 3,64 <—30 —30 » 50 90
Окобыкайская свита. XX 2169—2103 4 0,8651 220 5,95 2,95 9 10 —21 0
пласт
Тунгорская
Приморская зона
Одоптинская [Окобыкайская свита 2150—2100 | — |0,8571| 206 | 4,55| 2,26| —10 -6 <-35 43 83
Сабинская зона
Нельминская Западно-сабинская Окобыкайская свита Окобыкайская свита, VIII 1900 — 0,8809 0,9148 171 252 14,64 51,17 4,80 13,61 -50 —40 —35 —40 <—35 80 77 38 131 39
Западно-сабинская и XI пласты Окобыкайская свита, III, 1450—1110 — 0,9150 276 51,38 13,65 —47 <—60 —47 0 42
Сабинская VII, VIII, X, XI пласты Окобыкайская свита, XIII 1600 — 0,8720 238 8,96 3,99 —23 —20 —25 0 —
Центрально-сабинская пласт Окобыкайская свита 1880 81 0,8624 200 5,91 3,04 —17 —27 — 81 132
Некрасовская зона
Некрасовская Тунгусская (Волчин- Окобыкайская свита Окобыкайская — — 0,8082 0,8614 179 165 2,31 4,47 1,43 2,48 —17 —35 —14 —28 <—35 » 283 4 43
ская)
Гыргыланьинская зона
Шхунная Окобыкайская свита, 1248 50 0,9244 254 30,81 9,03 —53 —44 63 0 92
XVIII пласт
Паромайская зона
Кыдыланьинская Нутовская и окобыкай- — — 0,8641 171 5,77 2,92 —41 —36 <—35 27 72
Мухтинская ская свиты Пласт «ЖЗ» окобыкай- — — 0,8702 197 6,87 3,43 <—60 То же <—35 102 149
Мухтинская ской свиты Пласт «И» окобыкайской — ' — 0,8439 212 5,66 2,98 То же » То же 212 297
Паромайская свиты Окобыкайская свита — — 0,8265 165 2,90 1,77 » —62 —25 106 199
Уйглекутская
2 Катанглийская
[Свита Даги
[Свита Даги
Катанглийская зона
— I — 10,93841 292 1304,7 147,961 —35 I —32 I 114 I —
_ I — |0,9400| 335 (299,9 |46,09| —37 J —32 | 90 | —
Продолжение табл. 429
Нефть Парафин Содержание, % Коксуемость, % Зольность, % Кислотное число, мг КОН на 1 г I нефти I Содержание, %
содержа- ние, % темпера- тура плав- ления, СС серы се О СО смол сер- нокислот- ных смол си- ликагеле- вых асфаль- тенов о о X X ч> а -е-х ь ¥30 х S ч фенолов
Колендинская 2,80 50 0,30 0,29 21 12,40 1,71 2,31 0,03 0,24 0,050 0,047
Южно-колендинская 4,87 50 0,27 0,18 14 8,80 0,70 1,91 0,22 0,19 0,046 0,096
Северо-охинская — — 0,18 0,14 12 — — 1,81 __ 0,10 — —
Охинская (смесь) 0,92 54 0,30 0,43 37 17,20 1,33 3,65 — 0,72 — —
Охинская III пласта 0,06 0,31 — 34 —- 1,27 3,60 — 0,90 — —
Охинская VII пласта 1,38 57 0,46 —- 35 — 1,37 4,26 — 0,26 — —
Охинская XI и XII пластов 2,26 55 0,28 — 20 — — 2,70 — 0,12 — —
Охинская пласта ХШ-бис 3,14 54 0,59 — 19 — 0,46 2,64 — 0,02 — —
Охинская XIII пласта 1,92 52 — — 39 — — 3,05 0,31 — —
Охинская XIV пласта 2,08 53 0,60 — 40 — 1,10 — — 0,02 — —
Эхабинская (смесь 1955 г.) 1,62 50 0,45 0,23 14 8,00 0,90 1,82 — 0,30 — —
Эхабинская восточного уча- стка I площади 0,27 55 0,56 — — 11,60 1,12 2,38 — — — —
Эхабинская восточного уча- стка II площади 1,88 52 0,51 0,32 •— 12,10 1,32 2,35 — 0,40 — —
Эхабинская (смесь 1965 г.) 3,07 49 0,34 0,25 19 8,90 0,90 2,06 0,004 0,61 0,025 0,017
Выход фрак,
ций, вес. %
25,1 56,3
27,2 60,4
Тунгорская 4,87 50 0,21 0,52 10 6,43 0,21 0,12 0,001 0,14 2,80 23,4 61,8
Одоптинская 3,50 46 ’ 0,40 0,23 28 7,11 1,41 1,78 0,008 0,05 4,80 — 30,7 69,6
Нельминская 3,10 50 0,18 0,22 12 11,70 0,61 1,53 — 0,24 — — 16,3 63,1
Западно-сабинская VIII и XI пластов 1,41 45 0,30 0,29 14 12,00 0,45 1,68 0,03 0,21 0,02 0,13 5,0 44,6
Западно-сабинская IV, VII, VIII, X, XI пластов — — 0,57 0,16 14 — — 1,65 0,23 — — — —
Сабинская XIII пласта 1,37 53 0,23 0,13 10 7,49 0,98 0,96 0,06 0,40 — 19,5 65,9
Некрасовская 2,44 50 0,20 0,12 3 1,61 0,12 0,71 — 0,11 2,01 — 42,0 82,0
Тунгусская (волчинская) 2,65 48 0,36 0,07 8 5,40 0,10 0,47 — 0,33 — — 33,8 74,3
Шхунная 0,12 — 0,20 0,13 12 9,00 0,15 0,90 Следы 0,26 0,06 0,06 5,6 55,6
Кыдыланьинская 1,70 54 0,11 0,11 6 4,80 0,74 1,00 0,02 0,33 0,02 0,19 31,1 71,4
Мухтинская пласта «ЖЗ» 2,09 50 0,23 0,19 12 8,00 1,00 1,54 — 0,30 — — 28,2 62,7
Мухтинская пласта «И» 2,01 52 0,33 0,14 10 7,00 0,61 1,11 — 0,36 — — 32,3 66,1
Паромайская 0,83 53 0,21 0,13 6 2,70 0,13 0,50 — 0,16 — — 40,3 72,8
Уйглекутская 0,10 — 0,62 0,40 30 14,50 2,43 4,08 — 0,60 — — 1,2 30,9
Катанглийская 0,20 0,56 0,42 37 14,90 2,10 4,03 1,05 1,2 32,1
* Смесь 66,2% эхабинской нефти, 8,5%-- I площади и 25,3% II площади эхабинской нефти восточного участка,
•» Смесь нефтей всех месторождений о. Сахалин.
430. Разгонка нефтей по ГОСТ 2177—66
300 CD О СЧ xF СО 1© i© CD с© СО с© Ю 00 rf Tf О СЧ CD i© L© со г© со со СО с© со 1© 1© г- 1 67 5 СЧ — © С© 1© L© со © — со
280 СЧ СЧ СЧ rF О © L© 1© 1© СЧ © L© СЧ оо Ь- ’Ф сч 1© тц L© rt СЧ СЧ Ю©©СЧ©©© — СО тГ'^Г'.СОСЧЮ’^Юс© сч СО
250 © rF ’Ф ’f Tf N. сч со 1© 1© СГ> 00 ь. xF СО rF сч с© 00 с© СЧ © СО СО © 1© 00 00 tF tF СО tF сч © 1© 1©
О О 3 О сч 00 О СО СЧ TF 1© о — 1© ’ф 00 ь- с© со 00 о СО СО TF сч ’Г TF 00 b- СО СО L© 'Ф о —• © СЧ О СО tF СО tF © 1
W
Ф Е S Ф 220 CD CD СЧ Ю Г- СО СО СО -н rF со rF СЧ О О 'Ф СО СО 'Ф сч СООСЧСЧЮСОСЧСОЮ СЧ со 1© Th СО СО СО 1© 1
1 %) до 200 Г- СЧ О сч со со Г- о сч ^F СО © © tF © со сч со — 1 ю — © tF 1© СЧ СЧ ’Ф со 1 0)0000 СЧ СЧ со 1© 1 1
к и ф сс О 00 *F оо ^F ’’Ф CD оо сч сч сч со сч с© сч оо со сч сч сч — 1 со © сч © © —i сч со со 1 СО 1© со со СЧ СЧ СЧ TF 1 1
£ о © © О СО 00 сч о сч сч сч — со сч СЧ с© СЧ О СЧ — СЧ — 1 СЧ СП сч со — —, со сч 1 00 О О СО — сч сч со 1 1
© оо О со —. сч — 1 оо СП СЧ —' L© СП СО 00 оо 1 1 СО оо © с© — — СО — 1 TF Г- О СО СО 1 1
о 00 1 24 16 со О со г- 1 1 оо со tF О — сч — 1 — L© 1© О 1 1
© сч о о 1 со о СП 1© 00 TF 1 1 сч сч <о 1 L© О с© © сч [ 1
1 н. к. °C О со оо О О СО 00 Г- TF Ь- 00 00 СЧ о о СЧ СО 00 О 1© сч — СО© tF с© оо О о CS осчо © 00 © © о —1 сч сч
Нефть Колендинская Южно-колендинская Северо-охинская Охинская (смесь) Эхабинская (смесь 1955 г.) Эхабинская восточного участка II пло- щади Эхабинская (смесь 1965 г.) Тунгорская Одоптинская Нельминская Сабадно-сабинская VIII и XI пластов Западно-сабинская III, VII, VIII, X, XI пластов Сабинская Центрально-сабинская Некрасовская Тунгусская | Шхунная Кыдыланьинская Мухтинская пласта «ЖЗ» Мухтинская пласта «И» Паромайская Уйглекутская Катанглийская
670
431. Изменение кинематической вязкости (в сСт) нефтей
в зависимости от температуры
Нефть v20 т.зо V40 Tso
Колендинская 11,46 8,42 6,95 5,73
Южно-колендинская 6,27 4,91 3,89 3,17
Северо-охинская 5,40 4,34 3,52 2,77
Охинская (смесь) 72,77 44,47 27,49 20,48
Эхабинская (смесь 1955 г.) 5,15 4,05 3,20 2,68
Эхабинская восточного участка II пло- 8,38 6,08 5,34 4,01
щади
Эхабинская (смесь 1965 г.) 7,70 5,79 4,55 3,64
Тунгорская 5,95 4,59 3,63 2,95
Одоптинская 4,55 3,63 2,95 2,26
Нельминская 14,64 7,84 6,21 4,80
Западно-сабинская VIII и XI пластов 51,17 30,53 19,80 13,61
Западно-сабинская III, VII, VIII, X, XI 51,38 31,26 19,76 13,65
пластов
Сабинская 8,96 6,62 5,05 3,99
Центрально-сабинская 5,91 4,61 3,70 3,04
Некрасовская 2,31 1,94 1,65 1,43
Тунгусская 4,47 3,48 2,92 2,48
Шхунная 30,81 19,52 13,07 9,03
Кыдыланьинская 5,17 3,99 3,27 2,92
Мухтинская пласта «ЖЗ» 6,87 5,22 4,26 3,43
Мухтинская пласта «И» 5,66 4,39 3,67 2,98
Паромайская 2,90 2,44 2,07 1,77
Уйглекутская 304,70 151,9 80,12 47,96
Катанглийская 299,90 147,2 78,81 46,09
432. Изменение условной вязкости нефтей в зависимости от температуры
Неф т ВУ20 ВУзо В У40 ВУ50
Колендинская 2,00 1,71 1,57 1,45
Южно-колендинская 1,51 1,38 1,28 1,21
Северо-охинская 1,42 1,32 1,24 1,18
Охинская (смесь) 9,85 6,09 3,87 3,00
Эхабинская (смесь 1955 г.) 1,40 1,30 1,21 1,17
Эхабинская восточного участка 11 пло- 1,70 1,49 1,42 1,29
щади
Эхабинская (смесь 1965 г.) 1,64 1,46 1,34 1,25
Тунгорская 1,47 1,35 1,25 1,19
Одоптинская 1,34 1,25 1,19 1,12
Нельминская 2,55 1,65 1,50 1,37
Западно-сабинская VIII и XI пластов 6,95 4,26 2,92 2,21
Западно-сабинская III, VII, VIII, X, XI 6,99 4,35 2,92 2,22
пластов
Сабинская 1,75 1,54 1,39 1,29
Центрально-сабинская 1,47 1,35 1,26 1,20
Некрасовская 1,16 1,09 1,06 1,04
Тунгусская 1,34 1,24 1,19 1,16
671
Продолжение табл. 423
Нефть ВУго БУзо ВУ40 ВУзд
Шхунная 4,30 2,90 2,15 1,46
Кыдыланьинская 1,41 1,29 1,22 1,17
Мухтинская пласта «ЖЗ» 1,56 1,41 1,32 1,23
Мухтинская пласта «И» 1,45 1,33 1,26 1,20
Паромайская 1,19 1,15 1,11 1,08
Уйглекутская 41,00 20,50 10,80 6,55
Катанглийская 40,30 19,82 10,35 6,29
433. Изменение относительной плотности нефтей
в зависимости от температуры
Нефть Плотность р|
при 20 °C при 30 °C при 40 °C при 50 СС
Колендинская 0,8724 0,8657 0,8590 0,8523
Южно-колендинская 0,8599 0,8530 0,8461 0,8392
Северо-охинская 0,8695 0,8626 0,8557 0,8488
Охинская (смесь) 0,9206 0,9161 0,9100 0,9024
Эхабинская (смесь 1955 г.) 0,8544 0,8473 0,8403 0,8333
Эхабинская восточного участка II пло- 0,8652 0,8584 0,8515 0,8446
щади
Эхабинская (смесь 1965 г.) 0,8695 0,8626 0,8562 0,8493
Тунгорская 0,8651 0,8583 0,8512 0,8446
Одоптинская 0,8571 0,8502 0,8432 0,8362
Нельминская 0,8809 0,8743 0,8677 0,8111
Западно-сабинская VIII и XI пластов 0,9148 0,9086 0,9024 0,8982
Западно-сабинская III, VII, VIII, X, XI 0,9150 0,9088 0,9026 0,8964
пластов
Сабинская 0,8720 0,8653 0,8585 0,8518
Центрально-сабинская 0,8624 0,8566 0,8488 0,8419
Некрасовская 0,8082 0,7994 0,7918 0,7842
Тунгусская 0,8614 0,8546 0,8477 0,8408
Шхунная 0,9244 0,9183 0,9122 0,9061
Кыдыланьинская 0,8641 0,8572 0,8503 0,8434
Мухтинская пласта «ЖЗ» 0,8702 0,8635 0,8568 0,8500
Мухтинская пласта «И» 0,8439 0,8368 0,8297 0,8225
Паромайская 0,8265 0,8192 0,8118 0,8064
Уйглекутская 0,9384 0,9310 0,9250 0,9191
Катанглийская 0,9400 0,9358 0,9300 0,9226
434. Элементный состав нефтей
Нефть Содержание, %
с н О S N
Колендинская 86,86 12,42 0,13 0,30 0,29
Южно-колендинская 86,20 12,99 0,36 0,27 0,18
Северо-охинская 86,60 12,77 0,31 0,18 0,14
Охинская (смесь) 87,15 11,85 0,27 0,30 0,43
672
Продолжение табл. 434
- Содержание, %
Нефть С н о S N
Эхабинская (смесь 1955 г.) 85,97 13,11 0,24 0,45 0,23
Эхабинская восточного участка II пло- щади 85,85 12,83 0,49 0,51 0,32
Эхабинская (смесь 1965 г.) 86,-48 12,50 0,43 0,34 0,25
Тунгорская 86,32 12,75 0,20 0,21 0,52
Одоптинская 86,15 12,82 0,40 0,40 0,23
Нельминская 87,13 12,36 0,11 0,18 0,22
Западно-сабинская VIII и XI пластов 87,00 12,33 0,18 0,30 0,29
Западно-сабинская III, VII, VIII, X, XI пластов 86,74 12,42 0,11 0,57 0,16
Сабинская 86,15 13,17 0,32 0,23 0,13
Центрально-сабинская 86,80 12,74 0,25 0,11 0,10
Некрасовская 86,20 13,30 0,18 0,20 0,12
Тунгусская 87,02 12,35 0,20 0,36 0,07
Шхунная 87,50 11,80 0,37 0,20 0,13
Кыдыланьинская 86,90 12,75 0,13 0,11 0,11
Мухтинская пласта «ЖЗ» 86,69 12,59 0,30 0,23 0,19
Мухтинская пласта «И» 86,60 12,80 0,13 0,33 0,14
Паромайская 86,48 13,09 0,09 0,21 0,13
Уйглекутская 86,89 11,94 0,15 0,62 0,40
Катанглийская 86,78 11,85 0,39 0,56 0,42
435. Содержание (в вес. %) ванадия и никеля в нефтях
Нефть Содержание ванадия Содержание никеля
Колендинская 2,1-Ю"4
Эхабинская (смесь 1965 г.) цо-ю-4 —-
Тунгорская 1,2-Ю"6 9,2-10-5
Одоптинская 4,0-Ю"4 7,2-IO"4
Западно-сабинская VIII и XI пластов 1,2-Ю"4 —
Кыдыланьинская 1,2-Ю"4 —
436. Состав золы нефтей (в вес. %, считая на нефть)
Элементы Тунгорская нефть Одоптинская нефть Элементы Тунгорская нефть Одоптинская нефть
Na цо-ю-4 3,8-Ю"4 Sr 9,0-10"’ 3,0-Ю"6
Fe 2,1-Ю"4 1,5-IO"3 Pb 1,0-IO"3 5,0-IO"5
Mg 3,1-10“5 3,8-IO"4 Sn 2,0-10"6 6,7-IO"5
Са 2,8-IO"3 3,8-IO"4 Mn 3,6-IO"6 2,4-IO"6
V 1,2-Ю-6 4,0-Ю"4 Cu 1,0-IO"3 1.8-10-4
Ni 9,2-IO"5 7,2-Ю"4 Ti 3,0-10-’ 1,0-Ю"6
Si 4,5-Ю"4 5,4-IO"4 Ba 3,0-10-’ 7,0-10"’
Al 6,5-IO"5 4,8-IO"4 Cr 3,0-IO"8 1,2-IO"5
Zn — 8,4-IO"6 Зола, % 0,010 0,008
Co 3,0-10-« 3,5-IO"5
43—160
673
437. Состав газов (до Ct), растворенных в нефтях,
и низкокипящих углеводородов (до С5)
Фракция Выход (на нефть), % Содержание индивидуальных углеводородов, вес. /о
С2Нв с3н8 U30-C4H10 h-C4Hio U30-C5H12 Н-С5Н12
Колендинская нефть
До с4 0,14 4,9 8,8 40,6 45,7 —• —
Ю ж н о-к олендинская нефть
До с4 До С6 0,25 0,67 8,3 1 3,1 18,1 6,8 24,7 | 9,3 1 48,9 1 18,4 i 42,0 | 20,4
Сев ер о-о х и н ск а я н ефть
До С4 До С6 I 0,43 1 1,13 2,4 0,9 16,5 6,3 26,0 9,8 55,1 20,8 32,0 30,2
Эхабинская не фть (смесь 1965 г.)
До С4 | 0,14 | 5,3 | 15,6 | 23,1 | 56,0 1 ~~ ' 1 —
Нельминская нефть
До С4 До С6 1 0,15 1 0,38 I 1,9 1 0,7 I 16,0 1 5,8 | 18,0 1 6,5 I 64,1 1 23,2 30,6 1 1 33,2
Центр а л ьн о-с а б и н с к а я н е ф т ь
До С4 До С5 1 0,59 1 1,34 I 4,6 | 2,0 I 18,8 1 8,3 I 26,7 1 11,8 1 49,9 1 22,1 i 33,0 | 22,8
Некрасовская нефть
До С4 До С5 1 1,91 1 4,13 I 2,5 1 1,2 I 21,7 | 10,0 I П,2 1 5,1 I 64,6 | 30,0 | 25,8 | 27,9
Тунгусская нефть
До С4 До С6 I 0,10 1 0,27 I 14,6 1 5,1 1 5,5 1 1,7 1 62,4 1 21,2 I 17,5 1 5,9 | 60,6 | 5,5
Кыдыланьинская нефть
До С4 До С6 I 0,12 1 0,44 I 7,8 | 2,0 I 16,4 1 4,4 I 22,7 1 6,0 1 53,1 1 14,2 I 40,3 | 33,1
Мухтинская нефть пласта «ЖЗ»
1 До С4 t До С6 I 0,54 1 1,52 I 3,3 1 1,2 ] 13,1 1 4,6 I 34,2 1 12,2 I 49,4 1 17,7 | 48,0 I 16,3
Мухтинская нефть пласта «И»
До С4 До С6 1 0,37 | 1,42 1 111 | 0,3 1 4,2 1 1,1 I 40,1 1 Ю,4 I 54,6 1 14,2 | 59,5 | 14,5
Паромайская нефть
До С4 До С5 | 0,68 1 2,12 I 1,5 1 0,5 1 16,4 1 5,2 I 18,1 1 6,0 1 64,0 1 21,8 1 24,0 1 42,5
438. Потенциальное содержание (в вес. %) фракций в нефтях
Отгоняется до температуры, °C Колендинская Южно-колендинская | Охинская (смесь) Эхабинская (смесь) 1955 г. Эхабинская восточного участка II площади Эхабинская (смесь) 1965 г. Тунгорская Одоптинская Нельминская Западно -сабинская VHI и XI пластов Сабинская
28 (газ ДО С4) 0,1 0,3 — 0,1 — О,! | — — 0,1 — —
60 2,5 2,8 . — 1,7 0,8 3,0 i — 0,8 1,2 — —-
62 2,8 3,0 —. 1,0 3,3 ! — 1,0 1.8 —— —
70 3,8 4,0 2,3 1,6 3,9 ! 0,8 1,6 2,1 —- 1,2
80 5,0 5,2 3,8 2,3 ’ 4,9 ! 1,6 2,5 2,6 — 1,8
85 5.8 6,2 —. 4,3 3,5 1 5,5 2,0 3,2 3,0 — 2,0
90 6,6 7,2 — 4,8 4,8 1 6,2 ; 2,5 4,0 3,2 — 2,3
95 7,5 8,4 0,7 6,0 5,0 6,8 ! 3,1 4,8 3,5 — 2,6
100 8,4 9,8 0,8 6,6 6,0 7,7 i 3,6 5,6 4,0 — 3,0
105 9,3 10,8 1,0 8,0 6,6 8,3 ! 4,2 6,3 4,4 — 3.4
ПО 10,3 12,0 1,2 8,7 7,6 9,5 4,9 8,0 4,8 — 3,8
120 12,3 14,6 1,6 10,9 9,6 11,1 . 6,8 10,2 6,0 — 4.8
122 12,7 14,8 1,8 11,3 10,0 11,5 — 10,5 6,5 — —-
130 14,4 17,0 2,0 13,5 11,6 13,0 8,4 12,6 7,2 —— 6,2
140 16,5 19,6 2,6 16,0 13,6 14,9 10,0 15,6 8.4 — 7,8
145 17,5 20,4 2,9 17,1 14,7 15,8 : 11,0 16,8 9,2 —* 8,6
150 18,5 21,8 3,2 18,3 15,8 16,9 ! 12,0 18,0 9,6 — 9,4
160 20,8 24,0 3,8 21,3 17,6 18,8 14,4 20,8 10,8 — 11,2
170 23,0 26,8 4,3 24,0 19,6 20,9 16,5 23,6 12,2 0,8 13,0
180 25,4 29,2 5,1 26,6 21,6 23,0 18,8 25,5 13,7 2,1 15,2
190 27,3 31,2 6,0 29,3 23,5 25,0 , 21,0 28.0 15,0 3,7 17,2
200 29,2 33,6 7,2 31,9 25,1 27,2 23,4 30,7 16,3 5,0 19,5
210 31,1 36,0 8,3 34,0 27,2 29,3 25,6 32,3 18,4 6,5 21,6
220 33,1 38,0 10,0 36,1 29,2 31,5 27,8 34,9 20,2 8,2 24,0
230 35,0 40,4 11,8 38,5 31,6 33,6 30,8 37,6 22,8 10,0 26,6
240 37,0 42,8 14,0 40,7 34,0 35,7 . 33,8 40,0 26,0 12,0 29,6
250 39,0 45,0 16,0 43,2 36,0 37,8 36,4 42,4 29,6 14,3 32,8
260 41,0 47,2 18,3 45,4 38,0 39,8 39,0 45,5 32,9 17,0 36,0
270 43,0 49,7 20,8 48,0 40,0 42,0 ; 41,6 48,0 36,4 19,7 39,6
280 45,0 52,0 23,2 50,3 42,0 ! 44,3 1 44,2 51,2 40,0 22,5 43,0
290 47,0 54,2 25,3 52,5 44,4 ; 46,5 1 46,8 53,9 43,4 25,5 46,4
300 49,0 56,4 28,7 56,1 46,2 ; 48,8 1 49,2 56,6 47,6 28,5 49,2
310 51,0 58,7 30,7 56,5 48,2 : 51,2 52,0 59,6 50,2 31,8 53,7
320 53,0 60,8 33,1 58,5 50,3 ' 53,5 54,4 61,9 54,0 35,0 56,4
330 55,0 62,8 36,0 60,1 52,3 : 55,8 56,8 64,8 57,0 38,3 60,4
340 57,2 65,0 38,3 62,0 54,1 1 58,2 59,6 67,6 60,0 41,5 63,6
350 59,4 67,1 40,5 63,9 56,3 ! 60,4 61,8 69,4 63,1 44,6 65,9
360 61,4 69,0 43,2 65,1 58,1 62,7 65,0 71,5 65,2 48,0 68,4
370 63,4 71,0 46,0 66,9 59,8 65,1 68,0 73,1 67,3 51,2 70,4
380 65,4 73,1 48,4 68,3 61,0 67,5 71,0 74,5 69,2 54,4 72,1
390 67,4 75,0 51,2 70,0 62,8 i 69,7 73,8 76,0 71,2 57,6 74,5
400 69,2 76,5 54,0 71,9 64,3 71,8 76,0 78,0 73,0 60,8 76,5
410 71,0 78,6 56,6 72,9 66,2 73,8 78,8 79,5 74,8 63,6 78,0
420 72,8 80,4 58,5 74,8 67,8 75,8 81,0 80,8 76,6 66,3 80,4
430 74,4 82,2 60,9 76,0 68,2 77,8 83,2 82,0 78,5 69,2 82,4
440 76,0 84,0 62,6 77,2 70,8 79,6 85,0 83,6 80,2 71,9 84,5
450 77,6 86,0 64,5 78,8 72,2 81,1 86,4 84,9 82,0 74,2 86,0
460 79,0 87,7 66,1 80,0 73,6 82,6 — — 83,8 76,5 87,0
470 80,2 89,6 68,0 81,0 75,0 84,0 — 85,4 78,8 —-
480 81,3 70,0 82,1 76,2 : 85,4 — — 86,8 80,9 —
490 82,2 73,0 83,9 77,4 ; 86,3 — 88,0 82,8 ——
500 83,0 84,9 78,4 • 87,2 —— 89,7 84,2 —
Остаток 17,0 10,4 27,0 15,1 21,6 12,8 13,6 15,1 10,3 15,8 13,0
674
43*
675
О Остаток-Ь 230 240 250 260 270 280 290 300 310 320 330 340 350 360 370 380 390 400 410 420 430 440 450 460 470 480 490 500 210 220 160 170 180 190 200 «5 СО ОО О СЛО а> W *•4 О О>13 О Ь5 Со О to со Отгоняется до температуры, °C
потери
00 осс»сооосооооо-^)-ч~-1-^с^ос50слсл | 1 | | | I 1 | | 1 NtJ^DClOUlSUlOAOWGCOCi >4»- 1 51.6 I 48,4 1 45.3 1 (42,0 ! 30,4 33,2 36,5 39,2 16,2 19,0 19,2 21,5 24,2 ; 25,9 1 27,6 то 5,3 6,1 7,2 8,8 9,6 11,0 12,0 13,0 о Некрасовская
00 49. 52. 55. 58. 60. 64 66, 68 70 72 74. 76 78 80 82, 85 86 88 91 w О СО ЬЭ ЬО ЬО »—» CD CD “О О СЛ 4а со со ЬО — ОО о Тунгусская
о ^•O0G>>—OOOtDObOtC© <=> со оо 4а. О 00 О сл О 4а. Сз СП О О О 4а О О 4а. Оз со О
сл со 14,0 17,2 20,5 24,0 27,6 31,2 35,0 I 38,8 ! 42,8 47,6 52,0 55,6 60,0 64,0 67,2 70,0 72,4 73,6 76,0 78,0 80,4 84,7 о с» ОО о о 4а- СО Ь0 — -=411111 СП 1 II 1 1 1 1 1 1 1 Шхунная
СО 44,0 , 47,0 | 50,0 ' 52,8 55,8 59,0 62,0 64,2 66,8 69,4 71,4 73,6 75,5 77,2 79,0 80,4 82,0 83,2 84,5 86,0 87,4 88,8 90,7 38,2 СП 32,8 20,2 22,8 25,3 1 28,3 8,2 8,8 11,0 11,4 13,6 15,5 16,7 18,0 05 ЬЭ СО О', о to to to я Кыдыланьинская
13,2 38,6 40,8 43,2 45,6 47,8 49,9 52,8 55,0 57,1 59,6 62,7 64,0 66,0 68,0 70,0 71,7 74,0 76,0 77,8 79,6 81,2 82,8 84,0 85,2 86,1 86,8 36,4 о 28,2 30,0 ’ 32,0 20,0 i 22,0 24,0 I 26,0 10,7 12,2 13, 1 14,0 16,0 1 17,5 I 18,5 сл СО С. О'. СЛ со о ю 2,4 3,0 4,0 о сл Мухтинская пласта «ЖЗ»
00 со 44,2 46,4 48,6 50,6 53,0 55,6 । 57,2 1 59,6 62,0 64,0 66,1 68,5 70,6 72,8 75,0 77,8 79,0 80,8 82,6 84,0 85,2 86,5 87,6 88,8 90,0 91,2 1 42,0 I w ; 37,2 1 32,3 1 35,0 23,0 25,5 27,6 I 30,0 11,0 13,2 13,8 15,8 18,2 19,5 21,0 о 7,6 8,0 О СЛ ГО ЬЭ 4а. 4а СО ЬЭ О О 4а о Мухтинская пласта «И»
CD 53,2 55,2 57,8 60,0 62,4 64,8 67,0 68,8 70,5 71,6 72,8 74,0 74,8 76,2 77,2 78,0 79,6 81,2 82,5 83,5 84,5 85,8 87,0 88,0 89,2 90,1 50,5 00 сл к . 43,2 1 40,5 ' 30,4 32,8 35,2 I 38,0 14,0 1 18,0 21,6 24,5 26,6 । 28,7 я оо а СО СЛ ООО) 1 1 1 Паромайская (1955 г.)
со 6, 7, 9, 10. 13. 16, 19 22 25 28 30. 33 36 39 42 45 48 51 54 56 59. 62 64 66 68 68; ф. ю •° I 1 MINI! 1 I | 1 1 1 1 1 1 1 Уйглекутская
*• C>OOOOCnOooOOTO-<lrf^cDOcDOCT>QtO>U-^CDKJK>oCOCCX> СП to
28,9 7.0 8,8 10,7 12,8 15,2 17,4 20,0 22,3 25,8 29,1 32,1 35,4 38,4 41,9 44,5 47,7 50,0 52,5 55,0 57,0 59,9 62,0 64,7 67,0 69,2 71,1 (ДО 504 СЛ (О .-.° 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 i Катанглийская
6
Продолжение табл. 438
439. Характеристика фракций, выкипающих до 200 °C
Температура отбора, °C Выход (на нефть), % Р20 Фракционный состав, °C Содер- жание серы, % Октановое число Кислотность, мг КОН на 100 мл фракции Давление насыщенных паров (при 38 °C), мм рт. ст.
н. к. 10% 50% 90% без ТЭС с 0,6 г ТЭС на 1 кг фракции с 2,7 г ТЭС на I кг фракции
28—85 5,7 0,7345 60 65 Кол 76 е н д и 82 некая Следы I е ф т ь 81,0 87,2 94,0 Следы 233
28—100 8,3 0,7425 64 71 83 94 -— 80,0 86,6 —
28—110 10,2 0,7505 67 77 90 105 .— 79,0 86,0
28—120 12,1 0,7585 70 83 96 116 0,01 78,0 85,5 0,3 126
28—130 14,3 0,7635 74 86 101 126 — 77,0 85,0
28—140 16,4 0,7685 78 89 106 136 76,1 84,5
28—150 18,4 0,7735 82 93 111 146 0,02 75,2 84,1 1,5 96
28—160 20,7 0,7780 83 94 116 153 - 74,5 83,1
28—170 22,9 0,7825 85 96 121 160 — 74,0 82,1 .
28—180 25,3 0,7870 86 98 126 167 -— 73,4 81,1
28—190 27,2 0,7915 88 100 131 174 72,8 80,1
28—200 29,1 0,7960 90 102 136 182 0,03 72,1 79,0 — 3,0 78
Юж и о-к олендинская нефть
28—85 5,9 0,7538 61 66 76 83 0 78,2 89,0 96,2 0,44 274
28—100 9,5 0,7410 64 71 83 93 — 77,0 87,0 93,1
28—110 11,7 0,7460 67 76 90 103 — 76,0 85,0 90,0
28—120 14,3 0,7502 71 81 96 115 0 74,8 83,0 87,0 0,66 135
28—130 16,7 0,7570 74 82 101 122 — 74,3 81,1 —
28—140 19,3 0,7620 77 83 106 130 — 73,8 79,3 —
28—150 21,5 0,7681 82 84 111 138 Следы 73,4 77,5 — 0,87 97
28—160 23,7 0,7710 85 87 115 145 — 72,8 76,7
28—170 26,5 0,7750 88 90 119 152 — 72,2 75,9
28—180 28,9 0,7800 90 92 123 158 — 71,6 75,1 —. .
28—190 30,9 0,7850 92 94 127 164 — 71,0 74,3 —
28—200 с. 33,3 0,7870 94 96 131 170 Следы 70,3 73,5 — 1,53 79
Продолжение табл. 439
Температура отбора, °C Выход (на нефть), % Р1° Фракционный состав, °C Содер- жание серы, % Октановое число Кислотность, мг КОН на 100 мл фракции Давление насыщенных паров (при 38 °C), мм рт. ст.
н. к. 10% 50% 90% без ТЭС с 0,6 г ТЭС на 1 кг фракции с 2,7 г ТЭС на 1 кг фракции
Охинская нефть (смесь)
н. к.—150 н. к.—160 н. к,—170 н. к.—180 н. к.—190 н. к.—200 3,2 3,8 4,3 5,1 6,0 7,2 0,7665 0,7726 0,7823 0,7910 0,7956 0,7968 87 88 89 91 92 93 104 109 114 119 124 130 124 132 140 148 156 162 140 149 160 169 178 188 0,007 0,021 0,035 0,049 0,063 0,080 70,0 69,0 67,8 65,8 64,2 62,8 78,8 77,5 76,2 74,9 73,6 72,3 — 1,4 1,8 2,2 2,6 3,2 3,6 83 68 53 38 22 17
Эхабинская нефть (смесь 1955 г.)
и. к.—85 н. к.—100 н. к,—ПО н. к,—120 н. к.—130 н. к.—140 н. к.—150 н. к.—160 н. к,—170 н. к.—180 н. к.—190 н. к. =200 4,3 6,6 8,7 10,9 13,5 16,0 18,3 21,3 24,0 26,6 29,3 31,9 0,6941 0,7050 0,7159 0,7270 0,7351 0,7431 0,7513 0,7561 0,7609 0,7657 0,7706 0,7751 46 49 53 57 64 71 77 79 80 82 84 86 55 62 69 75 81 86 92 94 96 98 100 102 63 71 79 88 95 102 ПО 116 121 126 132 130 73 83 94 104 114 123 133 143 152 164 173 183 0 0,006 0,007 0,007 0,008 0,009 0,009 0,010 0,010 0,010 77,0 75,9 74,2 73,8 72,0 71,2 68,5 67,6 66,5 65,6 64,7 64,0 83,3 82,2 81,1 80,0 78,7 77,4 76,2 75,1 74,0 72,9 71,8 70,8 95,0 I 94,0 93,0 92,0 90,0 1,12 1,56 1,96 5,80 1 1 1 1 1 1 I । 1 1 1 1
Эхабинская н ефть ВОСТОЧНОГО у ч а с т ка II площади 0,84 1,81 530 324
НЕТ1" н. к.-—85 н. к.—100 н. к.—ПО н. к.—120 н. к.—130 н. к.—140 3,5 6,0 7,6 9,6 11,6 13,6 0,7082 0,7144 0,7206 0,7268 0,7330 0,7392 56 61 66 72 73 74 62 68 74 80 83 86 75 80 87 94 98 102 85 £92 99 107 115 123 0 . Следы 78,5 77,7 76,8 76,0 75,0 74,5 84,0 83,6 83,2 82,8 82,2 8Г,6 92,0 91,5 91,0 90,5
н. к.—150 15,8 0,7454 75 90 107 132 Следы 74,0 81,0 — 2,85 163
н. к.—160 17,6 0,7499 75 91 112 141 — 72,5 80,1 — — —
н. к,—170 19,6 0,7544 75 93 117 150 — 71,5 79,2 — — —
и. к,—180 21,6 0,7589 76 95 122 159 — 70,5 78,2 — — —
н. к.—190 23,5 0,7634 76 97 127 168 — 69,5 77,2 —- — ——
н. к.—200 25,1 0,7679 77 98 131 178 0,015 68,5 76,2 . — 4,00 30
Эхабинская н ефть (смесь 1965 г.)
28—85 5,4 0,7140 47 56 70 91 Следы 78,4 87,7 96,0 0,87 332
28—100 7,6 0,7224 56 62 78 98 — 77,0 86,2 94,8 —
28—110 9,4 0,7308 65 71 86 105 — 75,7 84,9 93,6 —
28—120 11,0 0,7393 73 80 94 113 Следы 74,3 83,5 92,5 1,45 156
28—130 12,9 0,7451 74 84 100 120 — 73,5 83,0 — — ——
28—140 14,8 0,7509 76 88 105 127 — 72,8 82,5 — — —
28—150 16,8 0,7567 78 92 111 134 0,02 72,0 82,0 — 3,49 84
28—160 18,7 0,7617 79 94 117 143 — 70,4 80,9 — — —
28—170 20,8 0,7668 81 96 122 152 — 68,8 79,8 — — —
28—180 22,9 0,7716 83 98 128 162 — 67,2 78,7 — — —
28—190 24,9 0,7765 84 100 133 171 — 65,6 77,6 — — —
28—200 27,1 0,7816 86 102 138 180 0,03 64,0 76,6 5,82 4
Тунгорская нефть
н. к.—85 2,0 0,7361 76 79 80 82 0 75,3 83,1 90,5 Следы 132
н. к,—100 3,6 0,7453 78 82 87 93 Следы 73,8 82,1 89,0 — —
н. к,—ПО 4,9 0,7545 80 86 94 104 — 72,3 81,1 88,0 — —
н. к.—120 6,8 0,7636 83 91 102 114 — 70,8 80,0 87,8 Следы 72
н. к.—130 8,4 0,7664 87 95 108 124 — 69,4 78,6 — — —
н. к.—140 10,0 0,7692 91 99 114 134 — 67,9 77,2 — — —
н. к.—150 12,0 0,7721 95 103 119 143 Следы 66,4 75,9 — 1,16 36
н. к.—160 14,4 0,7761 96 105 124 148 — 65,7 75,3 — —
н". к,—170 16,5 0,7800 97 107 129 153 — 65,0 74,7 — —
н. к.—180 18,8 0,7841 98 109 134 163 — 64,3 74,1 — — ——
н. к.—190 21,0 0,7880 98 ПО 139 173 — 63,6 73,5 —. — —
н. к.—200 05 <о 23,4 0,7908 99 111 145 175 Следы 62,9 73,0 4,31 0
Продолжение табл. 439
Температура отбора, °C Выход (на нефть), <•/ /о Р1» Фракционный состав, °C Содер- жание серы, % Октановое число Кислотность, мг КОН на 100 мл фракции Давление насыщенных паров (при 38 °C), мм рт. ст.
н. к. 10% 50% 90% без ТЭС с 0,6 г ТЭС на 1 кг фракци с 2,7 г ТЭС на 1 кг фракции
Одоптинская н ефть
н. к.—85 3,2 0,7176 63 70 75 80 Следы 74,8 83,9 91,6 — 206
н. к.—100 5,6 0,7259 69 76 83 89 — 72,8 82,3 90,0 —
н. к.—ПО 8,0 0,7343 75 82 90 99 — 70,9 80,7 88,4 — —
н. к,—120 10,2 0,7430 80 89 98 108 Следы 69,0 79,0 86,8 0,16 66
н. к.—130 12,6 0,7490 82 92 105 122 — 67,0 7 / ,Ь — — —
н. к.—140 15,6 0,7550 83 95 112 134 - 65,1 76,0 — —
н. к.—150 18,0 0,7611 85 98 118 146 Следы 63,2 74,5 — 0,21 30
н. к.—160 20,8 0,7647 85 100 124 155 — 61,9 73,4 — — —
н. к,—170 23,6 0,7684 86 102 130 165 — 60,7 72,3 -— —
н. к.—180 25,5 0,7720 87 104 135 175 — 59,4 71,2 — —
н. к.—190 28,0 0,7757 89 106 140 185 — 58,2 70,0 — —
н. к.—200 30,7 0,7793 91 108 146 195 Следы 57,0 68,9 — 0,26 10
Западно-сабинская нефть VIII и X пластов
165—200 5,0 0,8415 168 170 183 200 0,01 68,8 79,1 | - 2,70 3
С абинская не ф т ь
н. к.—85 2,0 0,6994 50 63 75 80 Следы 78,0 84,5 96,8 — 273
н. к.—100 3,0 0,7120 53 66 81 90 — 76,0 83,7 95,0 — —•
н. к.—ПО 3,8 0,7206 56 70 88 101 — 74,0 82,9 93,0 —• ПЛ
н. к.—120 4,8 0,7292 59 73 94 111 — 72,0 82,0 — 0,08 УО
н. к.—-130 6,2 0,7378 62 77 101 122 — 71,0 80,4 — —
н. к,—140 7,8 0,7464 65 80 107 132 — 70,0 78,6 — 'л
н. к.—150 9,4 0,7550 68 83 114 142 0,03 69,2 77,1 — 0,24 oU
н. к.—160 11,2 0,7614 73 88 119 149 — 68,0 75,8 —
н. к,—170 13,0 0,7678 78 95 125 156 — 66,0 74,5 — •
н. к.—180 15,2 0,7742 82 100 130 163 — 64,0 73,1 —
н к.—190 17,2 0,7806 87 105 136 170 — 62,0 71, / — л
н. к.—200 19,5 0,7870 92 ПО 141 176 0,06 60,4 70,3 — 0,32 и
/.yz. i'ihe .'.«.-А.;-
Некрасовская 1 ефть
28—85 7,7 0,7215 37 50 65 78 Следы 74,0 84,2 94,8 •— 512
28—100 Н,1 0,7260 40 55 575 90 — 72,5 83,0 92,8 —
28—110 14,3 0,7305 44 64 [85 102 — 71,0 81,6 90,9 —
28—120 17,1 0,7350 48 67 96 114- 0,05 69,5 80,2 89,0 — 262
28—130 19,6 0,7391 51 69 100 121 — 67,0 78,5 —. — —
28—140 22,3 0,7430 54 71 104 129 — 64,5 76,8 —- — —
28—150 25,7 0,7470 56 74 109 137 0,07 62,0 74,0 — — 124
28—160 28,7 0,7507 57 76 114 145 — 60,2 72,7 — — —
28—170 31,3 0,7544 57 78 118 154 — 58,4 71,4 — — —
28—180 34,3 0,7581 58 79 122 163 — 56,6 70,2 — — ——
28—190 37,3 0,7618 59 80 126 172 — 54,9 69,0 — — —
28—200 40,1 0,7657 59 82 130 180 0,09 53,2 67,7 —- — по
Ш х у н I а я неф т ь
130—200 5,6 0,8430 154 166 180 198 Следы — — - 0,69 —
Кыдыланьи некая нефть
28—85 4,5 0,7117 57 64 75 81 0 77,3 85,3 99,3 0,73 320
28—100 6,9 0,7249 61 70 82 93 — 76,2 84,4 92,4 — —
28—110 8,7 0,7381 65 76 89 105 — 75,1 83,5 91,6 — —
28—120 10,9 0,7514 70 81 96 117 0 74,0 82,5 90,8 1,23 177
28—130 13,5 0,7572 72 84 101 125 — 73,2 81,4 — — —
28—140 15,4 0,7630 77 86 106 133 — 72,4 80,3 — —— —
28—150 17,9 0,7688 75 89 112 140 0 71,6 79,2 — 1,72 91
28—160 20,1 0,7744 76 91 118 150 — 71,1 78,5 —• —
28—170. 22,7 0,7800 78 93 124 161 — 70,7 78,2 —• —
28—180 25,2 0,7856 80 96 130 170 — 70,3 77,7 •— —
28 190 28,2 0,7912 81 99 136 180 — 69,9 77,2 — — —•
28—200 31,0 0,7967 83 102 141 190 Следы 69,5 76,8 — 2,46 77
440. Групповой углеводородный состав фракций,
выкипающих до 200 °C
Давление насыщенных паров (при 38 °C), мм рт. ст.
1 1 1 о | | й | | I I ” 1 1 темпера- Я тура •Я отбора, Я °с Выход (на нефть), % ₽1° „20 nD аромати- ческих Содержав нафтеновых яе углев всего одородов, % парафиноЕ нормаль- ного строения ых изо- строения
Кислотность, мг КОН на 100 мл фракции •Я
С© О ОС© Я 1 1 1 °- 1 1 °- 1 1 1 1 1 о о о оо м Д 28—60 Я 60—95 2,4 5,0 5,2 5,8 10,7 29,1 2,5 5,6 6,4 7,0 11,8 33,3 0,7 1,1 1,4 4,0 7,2 1,7 4,3 5,3 7,0 13,6 31,9 б и н с к а 0,8 4,2 5,0 5,8 9,3 25,1 2,9 3,8 4,7 5,4 10,3 27,1 !< 0,6975 0,7534 0,7776 0,8000 0,8342 0,7960 Юж 0,6849 0,7402 0,7621 0,7861 0,8176 0,7870 Ох 0,7401 0,7502 0,7721 0,8080 0,7968 х а б и I 0,6790 0,7185 0,7500 0,7960 0,8011 0,7751 1 неф 0,6895 0,7289 0,7507 0,7667 0,7966 0,7679 х а б и 0,6785 0,7390 0,7620 0,7860 0,8190 0,7816 ( о л е н 1,3930 1,4125 1,4255 1,4370 1,4570 1,4355 Н 0-К 0 л 1,3850 1,4120 1,4215 1,4365 1,4530 и н ск с к а я т ь во I с к а я 1,3796 1,4076 1,4230 1,4338 1,4524 1,4345 К и н с к а । 0 7 10 16 30 17 е н д и н с 0 6 8 15 20 13 я нефт 3 4 5 6 5 нефть 4 10 12 20 13 с т 0 Ч Н 0 I 7 10 14 20 14 нефть 0 7 12 17 26 17 нефть 54 60 59 62 55 58 кая н е < 42 57 64 63 64 61 ь (с м е с 41 42 41 41 41 (смесь J35 57 48 38 30 39 о у ч а с 46 65 66 68 80 71 (смесь 31 53 58 57 58 56 46 33 31 22 15 25 |) т ь 58 37 28 22 16 26 ь) 56 54 54 53 54 1955 г. 65 39 42 50 50 48 т к а 54 28 24 18 0 15 1965 г. 69 40 30 26 16 27 13 8 5 4 1 5 24 7 4 3 2 5 [I плош 31 12 7 6 4 9 . 33 25 26 18 14 20 34 30 24 19 14 21 а ди 38 28 23 20 12 18
Октановое число с 0,6 г ТЭС с 2,7 г ТЭС без ТЭС на 1 кг на 1 кг фракции фракции Д 95—122 3 S S 8 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 150-200 Я 28—200 СО — ОГ^-ЮСОО’ФООСЧОО --Я i© Tt* СЧ — О О? 00 С-Г о <© 1Л J© 1 Я _о £Л сооооооооог-Г'-ь-Ь'-С'-С'-С'- Я 2о—ЬО я 60—95 W 95—122 СЧ — ООС^'44 — ОО О £ 1© Д 122 150 ОЛООЬ- Ь*Г*С©<© Л 00 Я 150 200 ^^^^^ ^<©<©<©<©с©<©<© ^ <© 28—200 05 К .Я
Содер- жание серы, , % X Я МООГ-ОСЧС©ОООСЧ^ООСООО — Я к —« сч сч сч сч с© с© с© с© Я 88 95 та © О О О О О О О <Э <Э О О « <Э Я °° ™ « о о о" о о сГ о о о о о о ° о Я ^5 122 О « JJ 122—150
Фракционный состав, °C О' О О) S о? О £ Я Я 150—200 _г-01©1©^с©счог--1©соо сч Я яя—ОЛП Sb-oooo — СЧ с© 1© о ь- о Я оо zuu о й - Ц о та Я Г-. 1© СО СЧ О — 1© 00 — СЧ 1© 05 та о Я U IZ АЛ Пог-ооооооо — — — — .. 00 ? н. К.—ои -------- « — Л 60—95 Я 95—122 со — оофсо — ©’tosoo© 1© V 122— 150 i©c©c©r-r>-oooooooooooooo Я 150 200 — " — 1 н- к-~200 С© t© О Г*- - 00 О — СЧСОМ<1©<© о Я -«Фшососс^.Г'-^-г-г^^-ь-. сч Я Эха
ог<* 1 Ж н. к.—60 — оос© сч Я 60—95 ОО — — СЧ — Г-0>СЧ1©Г-0 О> Я лг 7 So Я 95—*122 о- о о о о о о о о о о о о J 150—200
Выход (на нефть), % Я н. к.—200 ОООООС01©Г"ХГООСЧО1© СЧ Я Г-О'ФОО — тГ 00 О сч 1© 00 о — Я <-HC4C4C4C©COCOC©Tt- Я - Я 28—60
Температура отбора, «с ооооооооооо о "Я 95 122 32-22222^22° S Я 122—150 1 I 1 1 ( .1 f 1 1 1 1. 1. 1.1 150-200 м , 28—200 ЯХЯКККЕЯЯЯЯЯ я -Ли
683
682
Продолжение табл. 440
Темпера- тура отбора, °C Выход (на нефть), 0/ /0 pf° 20 Пр Содержание углеводородов, %
аромати- ческих нафтеновых парафиновых
всего нормаль- ного строения изо- строения
Тунгорская нефть
60—95 95—122 122—150 150—200 н. к.—200 2,5 4,3 5,2 11,4 23,4 0,7375 0,7634 0,7822 0,8071 0,7918 — 14 20 27 31 26 47 43 39 45 44 39 37 34 24 30 — —
н. к.—60 0,8 0,6898 3 допт и н с к а я нефть 46 54
60—95 4,0 0,7316 — 12 48 40 — —
95—122 5,7 0,7565 — 20 43 37 — —
122—150 7,5 0,7773 — 26 39 35 — —
150—200 12,7 0,8051 —— 30 43 27 — —
н. к,—200 30,7 0,7793 — 24 43 33 — —
28—60 1,1 0,6969 1ельм 1,3942 и н с к а я 0 нефть 52 48 27 21
60—95 2,3 0,7395 1,4100 7 61 32 15 17
95—122 3,0 0,7672 1,4281 18 59 23 12 11
122—150 3,1 0,7966 1,4441 32 54 14 9 5
150—200 6,7 0,8217 1,4531 34 54 12 7 5
28—200 16,2 0,8000 — 24 56 20 11 9
165—200 Западно-сабинская нефть VIII и 5,0 J 0,84151 1,45701 6 | 94 XI пластов 1 -
Сабинская нефть
н. к.—60 0,8 0,6583 .— — 14 86 — —
60—95 1,5 0,7128 4 39 57 — л
95—122 2,5 0,7430 5 48 47 —-- —
122—150 4,6 0,7669 6 57 37 —
150—200 10,1 0,8058 — 12 79 9 — ——
н, к.—200 19,5 0,7870 — 8 65 27 — -
Н е к р а с о в с к а я нефть
28—60 3,4 0,6852 0 42 58 — — d
60—95 5,7 0,7322 — 7 50 43 — i
95—122 8,0 0,7511 — 10 50 40
122—150 8,6 0,7662 — 14 46 40 — —
150—200 14,4 0,7875 — 30 38 32 — —
28—200 40,1 0,7657 — 16 43 41 —
684
Продолжение табл. 440
Содержание углеводородов, %
Темпера- тура отбора, °C Выход (на нефть), % Р^° „20 nD аромати- ческих нафтеновых всего парафинов нормаль- ного строения ых изо* строения
Тунгусская нефть
28—60 0,5 0,6974 1,3915 0 53 47 7 40
60—95 3,8 0,7391 1,4080 1 61 38 3 35
95—122 5,1 0,7640 1,4215 8 66 26 2 24
122—150 8,0 0,8002 1,4480 30 58 12 1 И
150—200 16,3 0,8363 1,4622 36 60 4 0 4
28—200 33,7 0,8190 — 26 61 13 1 12
Шхунная н е ф т ь
130—200 5,6 0,8430 1,4553 з 97 0 — —
Кыдыланьинская нефт ь
28—60 1,9 0,6839 1,3875 — 40 60 24 36
60—95 4,2 0,7510 1,4171 14 44 42 8 34
95—122 5,2 0,7770 1,4318 19 45 36 5 31
122—150 6,6 0,7973 1,4423 25 49 26 3 23
150—200 13,1 0,8271 1,4592 29 49 22 3 19
28—200 31,0 0,7967 1,4425 23 46 31 5 26
Мухтинская нефть пласта «ЖЗ»
28—60 1,9 0,6421 1,3773 0 100 21 79
60—95 5,2 0,7295 1,4051 5 54 41 8 33
95—122 5,5 0,7624 1,4226 15 52 33 3 30
122—150 5,4 0,7843 1,4353 19 49 32 2 30
150—200 9,7 0,8093 1,4522 22 60 18 2 16
28—200 27,7 0,7780 — 15 51 34 5 29
Мухтинская нефть пласт а «И»
28—60 2,0 0,6б19 1,3783 0 17 83 14 69
60—95 5,2 0,7316 1,4073 4 55 41 5 36
95—122 6,2 0,7634 1,4231 12 53 35 2 33
122—150 7,2 0,7877 1,4351 16 53 31 2 29
150—200 11,3 0,8199 1,5434 26 61 13 1 12
28—200 31,9 0,7830 — 16 54 30 3 27
Паром а й с к а я нефть
н. к,—60 2,4 0,6832 — 40 60
60—95 7,0 0,7526 14 48 38
95—122 9,7 0,7576 17 51 32 . .
122—150 9,8 0,7795 27 43 30
150—200 11,6 0,8060 33 46 21
н. к,—200 40,5 0,7606 — 23 46 31 — —
Катанглийская нефть
и. к,—200 1,2 0,8392 - 2 98 0 —' —
685
441. Содержание индивидуальных углеводородов
(в вес. %, считая на фракцию) во фракциях, выкипающих до 60 °C
Углеводород Темпера- тура кипения, °C Нефть
колендин- ская эхабинская (смесь 1955 г.)
Пропан —42,0 0,10 —
н-Бутан —0,5 2,48 0,20
я-Пентан 36,1 6,52 13,10
н-Гексан 68,7 4,14 8,60
н-Гептан 98,4 2,17 3,20
Всего парафиновых углеводородов нор- мального строения — 15,41 25,10
Изобутан — 11,7 1,55 —
2-Метилбутан (изопентан) 27,9 17,50 13,00
2,2-Диметилбутан 49,7 0,93 1,00
2,3-Диметилбутан 58,0 J14.00 |16,20
2-Метилпентан 60,3
3 -Метилпентан 63,3 7,55 8,70
2,2-Диметилпентан 79,2 — 0,50
2,4-Диметилпентан 80,5 — 1,00
2-Метилгексан 90,0 } 1,04 } 3,50
З-Метилгексан 91,8
Всего парафиновых углеводородов изо- строения — 42,57 43,90
Циклопентан 49,3 12,70 8,70
Метилциклопентан 71,8 19,80 14,80
Циклогексан 80,7 7,35 5,90
1,1 - Диметилциклопентан 87,8 2,17 1,60
Всего нафтеновых углеводородов — 42,02 31,00
442. Содержание индивидуальных углеводородов
(в вес. %, считая на нефть) во фракциях, выкипающих до 150°C
Углеводород Темпера- тура кипения, °C • Нефть
колендин- ская юяно- холендин- ская эхабин- ская* (смесь 1955 г.) эхабинская (смесь 1965 г.)
Пропан —42,0 0,003 —
н-Бутан —0,5 0,062 —- 0,020 0,006
н-Пентан 36,1 0,163 0,108 0,260 0,399
я-Гексан 68,7 0,183 0,367.- 0,510 0,482
я-Гептан л ; 98,4 0,694 0,430 0,5ЭТ 0,705
я-Октан 125,7 0,228 0,129, 0,454
н-Нонан " 150,8 0,418 ^11 0,227
я-Декан 174,1 — — — 0,005
Всего парафиновых углеводо- — 1,751 1,034 1,340 2,278
родов нормального строения
686
Продолжение табл. 442
Углеводород Темпера- тура кипения, °C Нефть
колендин- ская южно- колендин- ская эхабин- ская* (смесь 1955 г.) эхабинская (смесь 1965 г.)
Изобутан —11,7 0,039 0,129' — —
2-МеТилбутан (изопентан) 27,9 0,437 — о.ж 0,389
2,2-Диметилбутац 49,7 0,023 0,140 0,033
2,3-Диметилбутан 58,0 Jo,425 0,495 0,210 |о,661
2-Метилпентан 60,3 —— 0,150
З-Метилпентан 63,3 0,279 0,388 0,200. 0,477
2,2-Диметилпентан 79,2 0,045 — |о,130 0,057
2,4-Диметилпентан 80,5 — — 0,029
3,3-Диметилпентан 86,1 0,156 0,043 — 0,170
2,3-Диметилпентан 89,8 — 0,238 — 0,005
2-Метилгексан 90,1 jo,311 0,516 J.0,320 Jo,493
3-МеТил гексан 91,9 0,603
З-Этилпентан 93,5 0,067 — — —
2,2-Диметилгексан 106,8 —, — — 0,197
2,5-Диметилгексан 109,1 0,344 — Jo,258
2,4-Диметилгексан 109,4 Jo 381 0,430 ——
3,4-Диметилгексан —— 0,108 — —
3,3-Диметилгексан 112,0 0,047 — — —
2,3-Диметилгексан 115,6 0,987 — — 0,076
2-Метилгептан 117,7 —- 0,516 — —
4-Метилгептан 117,7 — 0,215 — —
З-Метилгептан 118,9 — 0,323 — 0,098
*^2’,2-Диметилгептан 130,4 — 0,129 — 0,563
2,2-Диметилгептан 130,4 0,330 —— — —
2,4-Диметилгептан 133,4 — —. — 0,084
2,5-Диметилгептан 135,2 1л 91 % —
2,6-Диметилгептан 135,2 — |о 012
3,3-Диметилгептан 137,0 0,429 — — —
3,3-Диэтилгептан 137,2 — — — 0,243
2,3-Диметилгептан 140,7 — 0,172 — —
4-Этилгептан 142,2 —-- — — 0,249
4-Метилоктан 142,5 0,037 0,172 — —
З-Этилгептан 143,2 — ——. — —
2-Метилоктан 143,3 — 0,129
З-Метилоктан 144,2 — 0,215 — —
2,2-Диметилоктан 157,0 0,400 — __
2,6-Диметилоктан 158,5 —. — 0,087
3,4-Диметилоктан 165,0 —- 0,011
2-Метилнонан 167,0 0,087 — — —
Всего парафиновых углеводоро- — 4,480 5,251 1,510 4,321
дов изостроения
Всего парафиновых углеводоро- — 6,231 6,285 2,850 6,599
.. дов
Циклопентан 49,3 0,318 0,100 0,252
Метилциклопентан 71,8 1,086 1,500 0,920 1,076
1,1 -Диметилциклопентан 87,8 1,058 0,280 0,020 0,907
1 >3-Диметилциклопентан 90,8 0,215 0,060
(цис-)
687
Продолжение табл. 442
Углеводород Темпера- тура кипения, °C Нефть
колендин- ская южно- колендин- ская эхабин- ская* (смесь 1955 г.) эхабинская (смесь 1965 г,)
1,3-Диметилциклопентан 91,7 — 0,968 0,660 —
(транс-) 1,2-Диметилциклопентан 91,8 0,010 1,370 1,330 0,018
(транс-) 1,2-Диметилциклопентан 99,5 0,199 0,668 0,100 0,142
(цис-) Этилциклопентан 103,5 .— 0,451 — 0,703
1,1,3-Т риметилциклопентан 104,9 — 0,474 — —
1,1,2-Триметилциклопент'ан 113,7 0,767 0,043 — 0,096
1,2,4-Триметилциклопентан 116,7 — 0,668 — 0,129
(цис-, цис-, транс-) 1,2,4-Триметилциклопентан 118,0 0,020 0,150 — —
(цис-, цис-, цис-) 1 -Метил-З-этилциклопентан 120,8 0,430 — —
(транс-, цис-) Изопропилциклопентан 126,4 — — — 0,075
н-Пропилциклопентан 131,0 0,441 — — 0,346
1,2-Диэтилциклопентан (транс-) 147,5 0,244 — — 0,087
1,2-Диэтилциклопентан 153,5 0,284 — — —
1,3-Диэтилциклопентан 158,9 — — — 0,092
Неидентифицированные — 0,088 — — —
Всего пятичленных нафтеновых — 4,515 7,217 3,190 3,923
углеводородов
Циклогексан 80,7 0,817 0,752 0,450 0,775
Метилциклогексан 100,9 2,089 2,517 1,650 1,696
1,4-Диметилциклогексан 119,5 0,474 —
(транс-) 1,1 - Диметилциклогексан 119,5 |о,226 0,043 — |о,373
1,3-Диметилциклогексан (цис-) 120,1 —
1,2-Диметилциклогексан 123,4 0,359 0,646 — 0,502
(транс-) 1,4-Диметилциклогексан (цис-) 124,3 |о,273 }о,215 Jo,152
1,3-Диметилциклогексан 124,5
(транс-) 1,2-Диметилциклогексан (цис-) 129,3 0,587 0,516 0,256
Этилциклогексан 131,8 0,736 — — 0,520
1,1,3-Триметилциклогексан 138,5— 0,296 — — —
139,0
1,3,5-Триметилциклогексан 139,0 0,087 — — —
(транс-) 1,3,5-Триметилциклогексан 140,4 0,162 0,193 — —
(цис-) 1,2,3-Триметилциклогексан 142,0— 0,226 0,356
(транс-) 143,5
1,2,3-Триметилциклогексан 144,6 0,099 — — 0,038
(цис-) Изопропилциклогексан 154,4 0,110
л-Пропилциклогексан 154,9— 0,029 — — —.
155,0
688
Продолжение табл. 442
Углеводород Темпера- тура кипения, °C Нефть
колендин- ская южно- колендин- ская эхабин- ская* (смесь 1955 г.) эхабинская (смесь 1965 г.)
1,1,4-Триметилциклогексан — — 0,668 — —
Всего шестичленных нафте- новых углеводородов — 6,096 6,024 2,100 4,668
Всего нафтеновых углево- дородов —- 10,611 13,241 5,290 8,591
Бензол 80,1 — Следы — —
Толуол 110,6 — 0,129 —
Этилбензол 136,2 — 0,043 — —
п-Ксилол 138,4 — 0,022 — —--
м- Ксилол 139,1 — 0,193 — —
о-Ксилол 144,0 — 0,129 — —
Всего ароматических угле- водородов — 0,516 — —
Неидентифицированные 1,6558 1,758 — 1,710
* Содержание индивидуальных углеводородов во фракции, выкипающей до 103 °C.
443. Содержание индивидуальных ароматических углеводородов
во фракции 122—145 °C
Углеводород Выход, вес. % Углеводород Выход, вес. %
на фракцию на нефть на фракцию на нефть
Колендинская нефть Нель минская нефть
Этилбензол 2,0 0,09 Этилбензол 3,0 0,08
гг-Ксилол 2,0 0,09 я-Ксилол 5,0 0,13
.и-Ксилол 6,0 0,28 .и-Ксилол 16,0 0,43
о-Ксилол 5,0 0,24 о-Ксилол 8,0 0,22
Ю ж я о-к о л е и д и и с к а я нефть Тунгусская н е ф т ь
Этилбензол 2,5 0,14 я-Ксилол 5,0 0,33
га-Ксилол 0,7 0,03 .и-Ксилол 9,0 0,59
.и-Ксилол 6,7 0,37 о-Ксилол 13,0 0,85
о-Ксилол 5,1 0,28 Му хтинская н е ф т ь
Э х а б и некая не ) т ь пласта «ЖЗ»
(с м е с ь 1965 г.) Этилбензол 5,0 0,18
Этилбензол 2,0 0,09 п-Ксилол 2,0 0,09
п-Ксилол 7,0 0,30 .и-Ксилол 8,0 0,35
-и-Ксилол 4,0 0,17 о-Ксилол 3,0 0,13
о-Ксилол 4,0 0,17
Мухтинская нефть
Одоптинская нефть пласта «И »
Этилбензол 2,1 0,30 Этилбензол 3,0 0,17
'г-Ксилол 1,4 0,20 п-Ксилол 2,0 0,11
.и-Ксилол 4,9 0,80 .и-Ксилол 6,0 0,34
о-Ксилол 2,2 0,40 о-Ксилол 5,0 0,29
-44—160
.689
444. Характеристика фракций, служащих сырьем
для каталитического риформинга
Темпера- тура отбора, °C Выход (на нефть), Р^> Содер- жание серы. % Содержание углеводородов, %
аромати- ческих нафтеновых парафиновых
всего нормаль- ного строения изо- строения
Колендинская нефть
62—85 3,0 0,7480 0,003 6 62 32 9 23
62—105 6,5 0,7586 0,007 7 60 33 7 26
85—105 3,5 0,7652 0,010 8 58 34 7 27
85—120 6,5 0,7730 0,015 9 58 33 6 27
85—180 19,6 0,7995 0,030 17 57 26 4 22
105—120 3,0 0,7798 0,020 10 57 33 5 28
105—140 7,2 0,7890 0,025 13 57 30 5 25
105—180 16,1 0,8072 0,034 19 57 24 4 20
120—140 4,2 0,7955 0,030 15 57 28 4 24
140—180 8,9 0,8225 0,040 25 56 - 19 2 17
Ю ж н о-к олендинская нефть
62—85 3,2 0,7390 Следы 4 56 40 12 28
62—105 7,8 0,7500 » 6 59 35 7 28
62—140 16,6 0,7670 » 7 65 28 4 24
85—105 4,6 0,7570 » 6 62 32 5 27
85—120 8,4 0,7650 » 7 63 30 4 •26
85—180 23,8 0,7910 » 14 60 26 3 23
105—120 3,8 0,7720 » 8 64 28 4 24
105—140 8,8 0,7810 » 11 62 27 4 23
120—140 5,0 0,7880 » 13 61 26 3 23
140—180 9,6 0,8100 » 16 64 20 3 17
Охинская нефть (смесь)
105—120 0,6 0,7520 Следы 4 42 54 — —
105—140 1,6 0,7600 4,5 41,5 54 —. —
120—140 1,0 0,7660 » 5 41 54 — —
140—180 2,5 0,7900 » 5,5 41,5 53 — —
Эхабинская нефть (смесь 1955 г.)
62—85 2,3 0,7100 —. 54 46 — —
62—105 5,5 0,7260 — 5 55 40 — —.
85—120 16,6 0,7490 — 7 52 41 — —
85—180 22,3 0,7960 — 12,5 37,5 50 — —
105—120 3,4 0,7530 — 10,5 47 42,5 — —
105—140 8,5 0,7725 — 11 43,5 45,5 — —
120—140 5,1 0,7830 11,5 41,5 47 — —
140—180 10,6 0,7990 16,5 33,5 50
690
Продолжение табл. 444
Темпера- тура отбора', °C Выход (на н^ефть), Содер- жание се^ы, Содержание углеводородов, %
аромати- ческих нафтеновых парафиновых
всего нормаль- ного строения изо- строения
Эхабинская нефть восточного участка II площади
62—85 2,3 0,7200 — — 70 30 — —
62—105 5,6 0,7363 — 7,5 65,5 27 — —
85—120 6,1 0,7467 — 9 66,5 24,5 — —-
85—180 17,9 0,7660 — 13,5 68 18,5 — —
105—120 2,8 0,7600 10,5 66 23,5 — —
105—140 6,8 0,7610 — 12 67 21 — —
120—140 4,0 0,7650 — 13 69 18 — —
140—180 8,0 0,7835 — 17,5 80,5 2 — —
Э х а б и I с к а я нефть (смесь 965 г.)
62—85 2,2 0,7345 Следы 6 52 42 16 26
62—105 5,0 0,7465 » 8 54 38 12 26
85—105 2,8 0,7510 0,005 9 55 36 10 26
85—120 5,6 0,7590 0,010 11 57 32 8 24
85—180 17,5 0,7865 0,025 17 57 26 6 20
105—120 2,8 0,7650 0,015 12,5 58 29,5 7 22,5
105—140 6,6 0,7730 0,018 14 57 29 6,5 22,5
105—180 14,7 0,7910 0,030 19 57 24 5,5 18,5
120—140 3,8 0,7800 0,020 16 57 27 6 21
120—180 11,9 0,7985 0,035 20 57,5 22,5 5 17,5
140—180 8,1 0,8060 0,040 22,5 58 19,5 4,5 15
Тунгорская нефть
85—120 4,8 0,7670 19,5 43,5 37 —
85—180 16,8 0,7850 — 27,5 39,5 33 — —
105—120 2,6 0,7680 — 21,5 42 36,5
105—140 5,8 0,7730 24 40,5 35,5
120—140 3,2 0,7780 26 39,5 34,5
140—180 8,8 0,7970 — 30 41 29 — —
Одоптинская нефть
62—85 2,2 0,7170 И 50 39 __ .
62—105 5,8 0,7398 14 47 39
85—120 7,0 0,7573 — 18,5 44 37,5 —
85—180 22,3 0,7780 — 26 39 35
105—120 3,4 0,7600 21 42,5 36,5
105—140 8,8 0,7680 24 40,5 35,5
120—140 5,4 0,7730 25,5 39,5 35
140—180 9,9 0,7980 28,0 41,5 30,5
44’
691
Продолжение табл. 444
Темпера- тура отбора, °C Выход (на нефть), % РГ Содер- жание серы, Содержание углеводородов, %
аромати- ческих нафтеновых парафиновых
всего нормаль- ного строения изо* строения
Нельминская нефть
62—85 1,2 0,7400 0 8 61 31 16 15
62—105 2,6 0,7451 0 10 60 30 13 17
85—105 1,4 0,7549 0 13 59 28 12 16
85—120 3,0 0,7632 0 17 59 24 12 12
85—180 10,7 0,7991 Следы 23 55 22 8 14
105—120 1,6 0,7680 0 19 58 23 15 8
105—140 4,0 0,7802 Следы 24 56 20 10 10
120—140 2,4 0,7901 » 30 54 16 9 7
140—180 5,3 0,8140 » 31 55 14 7 7
Сабинская нефть
62—85 0,6 0,7175 — 4 40 56 — —
62—105 2,0 0,7291 — 4,5 42,5 53 — —
82—120 2,8 0,7412 — 5 48 47 — —
85—180 13,2 0,7715 —- 7 59,5 33,5 — —
105—120 1,4 0,7480 — 5 51 44 — —
105—140 4,4 0,7575 — 5,5 54,5 40 — —
120—140 3,0 0,7625 6 56 48 — i—
140—180 7,4 0,7900 —- 9,5 67,5 23 — —
Н е к р а с о в с к а я нефть
62—85 3,5 0,7300 6 52 42 — —
62—105 8,5 0,7450 — 7,5 51,5 41 .— —
85—120 9,4 0,7470 — 10,5 49,5 40 — —
85—180 26,9 0,7700 — 14,5 46 39,5 — —
105—120 4,4 0,7580 12 48 40 — —
105—140 9,6 0,7625 — 13 47 40 — —
120—140 5,2 0,7670 — 14 46 40 — —
140—180 12,3 0,7830 —. 23 42 35 — —
Тунгусская нефть
62—85 2,1 0,7330 Следы 1 59 40 4 36
62—105 5,1 0,7460 » 2 62 36 3 33
85—105 3,0 0,7540 » 2 65 33 3 30
85—120 6,1 0,7610 6 66 28 3 25
85—180 24,0 0,8150 » 30 58 12 1 11
105—120 3,1 0,7710 » 9 64 27 2 25
105—140 8,4 0,7910 » 16 62 22 2 20
120—140 5,3 0,7930 » 21 60 19 2 17
140—180 12,6 0,8280 33 59 8 1 7
692
Продолжение табл. 444
Темпера- тура отбора, °C Выход (на нефть), % Р1« Содер- жание серы, % Содержание углеводородов, %
аромати- ческих нафтеновых парафиновых
всего нормаль- ного строения изо- строения
Кыдыланьинская нефть
62—85 2,5 0,7335 0 10 44 46 11 35
62—105 6,1 0,7539 0 15 45 40 7 33
85—105 3,6 0,7648 0 16 46 38 6 32
85—120 6,4 0,7717 0 .18 45 37 6 31
85—180 20,7 0,7965 0 26 49 25 3 22
105—120 2,8 0,7800 0 20 45 35 4 31
105—140 7,3 0,7852 0 22 47 31 4 27
120—140 4,5 0,7917 0 24 47 29 3 26
140—180 9,8 0,8111 След 27 49 24 3 21
А 4 у х т и некая нефть пласта «жз»
62—85 3,0 0,7200 Следы 5 54 41 10 31
62—105 6,5 0,7540 » 14 53 33 3 30
85—105 3,5 0,7460 » 10 54 36 4 32
85—120 6,2 0,7530 » 13 53 34 3 31
85—180 18,0 0,7830 » 18 49 33 2 31
105—120 2,7 0,7640 » 16 52 32 2 30
105—140 6,5 0,7730 » 16 50 34 2 32
120—140 3,8 0,7790 » 18 50 32 2 30
140—180 8,0 0,7940 » 20 53 27 2 25
Мухтинская нефть пласта «И»
62—85 3,2 0,7100 Следы 1 50 49 6 43
62—105 7,0 0,7380 » 6 54 40 4 36
85—105 3,8 0,7480 » 8 53 39 2 37
85—120 7,0 0,7570 » 11 53 36 2 34
85—180 21,4 0,7870 » 15 53 32 2 30
105—120 3,2 0,7660 » 12 53 35 2 33
105—140 8,2 0,7760 » 14 53 33 2 31
120—140 5,0 0,7800 » 15 53 32 2 30
140—180 9,4 0,8050 22 57 21 1 20
Паромайская нефть
62—85 2,4 0,7520 13 49 38 —
62—105 7,8 0,7540 15 49,5 35,5 —
85—120 11,0 0,7570 16 51 33 -
85—180 28,2 0,7720 21 48 31
105—120 5,6 0,7580 — 17 51,5 31,5
105—140 12,1 0,7660 _— 19 50 31
120—140 6,5 0,7725 21 49,5 29,5
140—180 10,7 0,7943 — 29 42 29 — —
693
К 2
ч
X
3
3
445. Характеристика легких керосиновых дистиллятов
694
3
Темпера -
отбора,
°C
Выход
(на
нефть),
%
Р1°
к а
Колендинская нефть
Содержание
серы, %
за
§ 8
<и =
к
я
о 2
“ S
о ж
У Л
2 Ч
жй-
£ ч
*8
и
с
СО
3
о Ч
s S
® са
120-2601 28,7 | 0,8435| 149 | 158 | 196 | 250 | 254 | 1,78 | 9,38 j<—60|<—66j 10 177) 15 | 27,3 ] 0,08 |0,0004| 6,30 ) 0,9
Южно-колендинская нефть
120—2401 28,2 I 0,8260)
120—260| 32,6 10,83301
142 I 150 | 176 I 220 I 231 11,391 — |То же!
146 I 156 I 194 | 250 I 253 11,60 | 8,70 | —60 |
102161 18,5 I 24,0 I Следы! Следы! 1,75 I 1,3
— | 17 I — I 0,014| » | 2,00 I —
120—2401 12,4 1 0,83271
н. к,—240| 14,0 I 0,8116 I
120—2401 29,8 I 0,8088 I
120—260| 34,5 I 0,8249 I
120—2401 24,4 10,80401
120—260[ 28,4 | 0,8100 I
Охинская нефть (смесь)
150 I 168 I 199 I 228 I 240 I 2,07 112,32|То же| -60 I 10 2371
106 I 138 I 187 I 221 I 236 I 1,531 7,21 [<—60|<—60[ 10 250|
Эхабинская нефть (смесь 1955 г.)
146 I 153 I 171 I 200 I 220 I 1,381 5,61|То же|То же! 10 2701
147 I 156 | 190 I 238 I 246 I 1,67 | 9,011 » | » (10 2651
Эхабинская нефть восточного участка II
105 I 120 I 190 | 220 1 234 I 1,351 5,621 » I 41 I 10 2501
140 | 150 | 196 I 242 | 254 | 1,50 | 5,97| —60 | 45 | 10 201|
Эхабинская нефть (смесь 1965 г.)
— I 7,7
— I 7,0
I 0,09 I
I 0,10 I
— I 16,7 I
— | 20,5 |
площади
— I 18,0 I
— I 20,0 |
0,08 I
0,09 I
0,05 I
0,07 I
0 | 8,80 | 1,5
0 I 7,60 I 1,0
0 I 8,74 I 2,0
0 I 7,51 I 2
0 I 8,40 | 2
120—240
120—260
140—250
24,6
28,7
22,9
0,8235
0,8300
0,8340
140
142
159
120—240[ 27,0 | 0,8156 | 135 |
120—2301
120—2401
27,4 | 0,8040 |
29,8 I 0,8070 |
143
144
165—240|
12,0
| 0,8571 |
175
120—2501
28,0
| 0,8180 |
140
120—2301
120—2401
32,6
35,4
I 0,7866 I
| 0,7999 |
135
136
130—2301
130—240|
11,0
14,0
10,85201
|0,8590|
173
120—240|
30,2
| 0,8242 ।
140
120—2401
120—250
32,5
37,2
10,80751
| 0,8141 |
135
137
180—2401
4,8
| 0,8590 |
175
176—2401
5,6
| 0,8510|
173
154
156
165
189 218
196 237
196 229
230
249
240
1,36
1,61
1,76
4,70 <—60
8,55 То же
8,76 »
37
43
42
Тунгорская нефть
149 | 189 | 228 | 242 | 1,36 | 5,96| —60 | 31
Одоптинская нефть
152 | 180 | 222 | 228 | 1,40 | — |<—60| —
153 | 190 I 232 | 238 I 1,48 | 7,97|То же| 30
Западно-сабинская нефть VIII и
190 | 214
154 | 188
138 ) 157
149 183
184 | 201
148 | 181
143 | 168
145 I 184
198 1 212
194 | 209
| 237
[ 233
210
227
220
215
220
237
225
221
10 205
10 218
10 209
20
17
16
25
28
30
0,03
0,04
0,04
Следы
»
»
6,58
6,80
6,90
0,9
| 10 1901 20 I 30,4 | 0,01 | 0,008|
| — | 22,5 | — | Следы)
110 150| 22,0 | 27,0 I » |
0,6
3
1 243 12,68123,33| » | 60
Сабинская нефть
| 248 11,551 6,671 » | 35
Некрасовская нефть
| 230 |1,241 — | » | 29
I 240 I1,431 5,80| » I 30
Шхунная нефть
| 235 | 2,53115,18| » | 51
XI пластов
| 10 203|
| 10 250|
| 10 252|
I 10 2071
I 10 201|
Кыдыланьинская нефть
| 235 | 1,491 6,11) » | -32
Паромайская нефть
| 228 [1,371 5,761 » | 30
| 246 [ 1,50| 7,43) —55 | 31
| 10189|
10 2501
Уйглекутская нефть
| 235 [ 2,76 [28,36] —60 [ 40 |
Катанглийская нефть
| 232 | 2,73 |22,56|<—60| 53 | 10237)
| 10198|
16
20
26
23
17
16
16
[ Ю,1
| 0,02
0 | 2,46
0,7
30,4
| 0,01
0,008'
0,6
22
24,7
21
22
7
1,5
I 0,13 I
I 0,14 |
| Следы]
I 0,0321
I 0,034|
| 0,005|
I 0,07 |
1,5
0 | 2,06
0 I ~
0 | 3,19
0 | 1,35
0 I 1,42
0 [ 3,4
0 I
1,2
2,0
2,3
2,0
1,3
446. Характеристика керосиновых дистиллятов
Темпера- тура отбора, °C Выход (на нефть), о/ /0 Р1° Фракционный состав, °C Температура, °C Высота некоптя- щего пламени, мм Окта- новое число Содер- жание серы, % Кислотность, мг КОН на 100 мл дистиллята
н. к. 10% 50% 90% 98% отгоняется до 270 °C, %1 помутнения вспышки
Колендинская нефть
150—280 150—320 26,5 34,5 0,8580 0,8675 170 178 188 190 221 236 Ю 263 298 ж Н 0-1 272 I 302 1 <оленди 94 68 иска (<-15 1 jTo же | я нефть 50 60 14 12 59,5 57,5 0,13 0,15 12,90 18,60
150—280 30,2 0,8500 176 186 220 262 276 94 —44 51 16 е 49,0 0,03 2,62
150—320 39,0 0,8620 179 189 228 286 310 83 —28 62 14,5 43,8 0,05 3,50
О х и н ская нефть (смесь)
н. к.'—280 23,2 0,8392 118 160 | 218 251 1 274 | 97 I —54 I 43 I 16 1 0,18 7,80
н. к.—300 28,7 0,8646 147 187 242 277 | 299 | 82 | —53 I 48 | 14 1 52,5 0,19 8,80
Эхабинская н е ф т ь (с м е с ь 1955 г.)
150—280 32,0 0,8376 140 180 211 252 270 91 —42 50 17 42 0,12 11,40
150—300 36,4 0,8390 172 184 224 274 292 86 —39 58 15 40 0,14 —
150—320 40,2 0,8404 173 188 237 296 302 75 —27 62 14 37 0,16 13,68
Э х а б и н с к а я нефть ВОСТОЧНОГО участка II площади
150—280 26,2 0,8260 162 172 227 268 | 274 92 <—50 54 15 40 0,10 20,16
150—320 34,5 0,8372 164 178 250 310 | 312 66 То же 60 14 39 0,15 23,94
Эхабинская н е ф т ь (с м е с ь 1965 г.)
150—280 27,4 0,8434 170 180 209 250 259 — <—12 45 14 52 0,08 7,27
150—320 37,8 0,8534 175 186 230 280 291 83 То же 60 13 42 0,11 9,18
150—2801 32,2 1 0,8293 | 0,8405 I 174 1 183 1 188 | 190
150—320 1 42,4
150—2801 33,2 1 0,8263 1 180 I 189
150—320| 43,9 1 0,8403 | 182 | 192 За
165—2801 22,5 : 1 0,8710 । 196 I 200
165—320| 35,0 | | 0,8811 | 198 | 218
150—2801 33,6 I 0,8430 I 154 I 170
150—320| 47,0 1 0,8600 | 161 | 1 178
150—2801 38,7 I 0,8192 I 164 I 180
150—3201 48,9 | 0,8242 | 171 | 186
150—2801 27,1 I 0,8751 I 196 I 210
150—320! 42,3 | 0,8886 1 202 1 218
150—2801 34,8 I 0,8468 I 179 I 190
150—320| 46,2 1 0,8608 1 182 | 196
150—2801 31,3 I 0,8349 I 186
150—3201 40,1 1 0,8430 | 194
н. к,—280| 10,9 | 0,8631 | - 1 217
н. к.—2801 12,8 I 0,8658 I 198 | 215
н. к.—300| 17,4 | 0,8726 225 I 232
Тунгорская нефть
I 218 I 255 1 265 I — I —42 I
| 245 | 290 I 300 | 77 | —28 |
Одоптинская нефть
I 224 | 263 I 270 I 98 I —40 I
I 240 | 296 I 306 | 74 | —24 |
падно-сабинская нефть VIII и XI
I 234 1 258 I 272 I 97^1 <—15 I
| 263 I 306 I 306 | 58 | То же |
Сабинская нефть
] 208 I 242 I 270 I — I —55 I
| 222 I 260 I 300 ] 94 | —53 |
Некрасовская нефть
I 218 I 255 I 266 I — I —36 1
| 235 I 284 | 300 | 80 | —24 |
Ш^унная нефть
| 236 1 261 I 270 I 98 I <—60 I
I 256 | 290 I 300 | 66 | То же I
Кыдыланьинская нефть
I 220 I 256 I 270 I 98 I <—15 I
| 238 I 290 | 300 I 76 I То же |
Паромайская нефть
I 222 I 269 I — | — I —38 I
I 253 I 284 | — I 81 | —27 |
Уйглекутская нефть
| 231 | 250 | — | — | — |
К атангл ийс к а я нефть
I 236 I 259 I 267 I — I — I
| 254 I 278 | 299 | 80 | -46 |
51 53 1 16 1 14 I 40 | 29,5 0,0151 1 0,02 | 8,70
42 1 16 ] 34 | Следы! 0,59
46 1 15 | 26 1 » 1 0,69
пластов
67 1 15 I 54 1 0,03 I 4,67
76 I 14,5 | 60 1 0,05 I 5,65
38 1 43 1 0,10 I 0,28
40 1 П 1 40 1 0,14 1 0,40
48 I I 20 1 <22 1 0,12 I 0,41
52 1 18 |То же| 0,16 1 0,50
- 1 13 Следы! 3,12
- 0,01 1 7,40
63 1 14 1 51 1 Следы| 4,60
69 1 Н 1 47 | » 1 6,10
50 I 16 I 36,5 I 0,05 1 2,36
60 1 14 1 32 | 0,07 1 4,21
70 | 17 1 53 | 0,04 | 1,14
70 1 17 1 - 1 I 0,10 I 4,30
72 15 52,5 0,13 5,90
447. Групповой углеводородный состав керосиновых фракций
Темпера- тура Содержание углеводородов, % Темпера- Содержание углеводородов, %
парафи- новых тура парафи- новых
отбора, °C аромати- ческих нафтеновых отбора, °C аромати- ческих нафтеновых
Колендинская неф т ь 300—350 39 41 20
200—250 30 59 11 200—300 24 71 5
250—300 35 37 28
300—350 41 27 32 С а б и н с к а я неф т ь
200—300 32 48 20 200—250 22 67 11
Ю ж и о-к олендинская нефть 250—300 31 45 24
200—250 25 64 11 200—300 28 54 18
250—300 29 32 39 Некоасовская не ф т ь
200—300 27 48 25 200—250 23 42 35
300—350 34 20 46 250—300 24 50 26
Охинская нес > т ь (смесь) 200—300 23 45 32
200—250 18 48 34
250—300 35 54 11 т унгусская неф т ь
200—300 28 52 20 200—250 32 57 11
250—300 39 52 9
снаоинская нефть 300—350 50 30 20
(смесь УЬо г.) 200—300 36 54 10
200—250 23 72 5
250—300 28 54 18 шхунная нефт ь
200—300 26 61 13 200—250 13 87 0
Эха б и н с к а я нефть 250—300 200—300 25 19 75 81 0 0
вост очного участка II площади 300—350 39 61 0
200—250 19 51 30 Кыдыланьинская нефть
250—300 30 30 40 200—250 29 49 22
200—300 25 40 35 250—300 32 28 40
Эхабинская нефть (смесь 1965 г.) 300—350 200—300 36 31 19 37 45 32
200—250 32 54 14 М ухтинская нефть
250—300 34 48 18 пласт а «д5»
300—350 36 29 35 200—250 23 69 8
200—350 34 43 23 250—300 28 60 12
Тун 300—350 46 30 24
горская нефт ь 200—300 25 65 10
200—250 31 28 41 ) т ь
250—300 200—300 32 31 16 21 52 48 м. ухтинская нес пласта «И»
200—250 27 54 19
Одо птинская нефть 250—300 36 29 35
200—250 21 31 48 300—350 46 20 34
250—300 25 21 54 200—300 31 41 28
200—300 23 26 51 ф т ь
иаромаиская не
Нельм и некая нефть 200—300 22 52 | 26
200—250 20 75 5 У й глекутская нефть
250—300 300—350 200—300 23 27 22 65 43 69 12 30 9 180—250 250—300 н. к.—300 7 15 12 84 57 67 9 28 21
Западно-сабинская нефть Ка ганглийская н е ф т ь
VIII и XI пластов 200—250 3 97 0
200—250 1 н | 86 1 ° 250—300 15 78 7
250—300 1 30 61 1 9 200—300 10 86 4
698
Эо ‘BMhOl
вваониггину
448. Характеристика дизельных топлив и их компонентов
ваихгпох tfWQOI вн ной JW ‘Ч1ЭОИХО1ГЭИЯ
Содержание серы, % меркап- тановой
общей
Температура, °C h к * а
помут- нения
1 засты- вания
So °
V20. сСт
о С*4 О.
Фракционный состав, °C 98%
1 90%
50%
1 10%
ояэ^ни щчнча'эеир
оггэиь эоаонвхэП
Выход (на нефть), %
699
П родолжение табл. 448
Темпера- Выход о 3 Фракционный состав , °C 20 v20> сСт V50’ Температура, °C Содержание серы, % гность, Н на топлива § LJP
тура отбора, °C (на нефть), % Цетановс число Дизель! индекс 10% 50% 90% 98% р4 сСт засты - вания помут- нения вспыш- ки общей меркап- тановой Кисло' мг КО 100 мл Анили точка,
Эхабинская нефть (смесь i 955 г.)
150—350 200—350 240—300 240—320 240—350 260—320 260—330 260—340 260—350 280—350 45,6 32,0 14,0 17,8 23,2 13,1 14,7 16,6 18,5 13,6 41 43 44 43 44 45 45 45 45 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 179 246 245 248 251 269 270 270 271 291 255 273 •266 267 276 280 282 283 285 326 335 337 286 302 328 308 315 322 330 335 1 11 1 1 11 1 1 1 3,8510 0,8657 0,8570 0,8626 0,8677 0,8670 0,8680 0,8700 0,8720 0,8750 4,94 5,97 5,04 5,50 6,89 6,71 7,20 7,91 8,60 10,21 2,83 2,05 2,57 2,72 3,19 3,01 3,20 3,48 3,72 4,70 —21 —14 —29 —25 —18 —26 —12 —19 —16 —10 —15 —12 —25 —20 —16 —21 —9 —14 —11 —8 62 98 94 97 108 ПО 112 113 115 120 0,17 0,20 0,20 0,21 0,23 0,20 0,21 0,9 0,24 0,24 1 1 1 1 1 1 1 Г । 1 11II1111 1 1 1 1-1 1 1 1 1 1 1 1
Э х а б и н ская нефть восточного у ч а с т к а II площади
150—350 200—350 240—320 240—350 40,5 31,2 16,3 22,3 41 43 46,5 48 181 236 256 258 256 270 284 293 314 327 312 337 — 0,8457 0,8571 0,8600 0,8660 2,93 4,23 4,70 5,70 1,62 2,15 2,40 2,75 —60 —46 —40 —30 60 70 0,15 0,28 0,30 0,40 — — —
Эха б и н ская неф т ь (смесь 1965 г. ) 15,90 20,37 34,92 43,65 52,0 56,4 55,2 55,8
150—350 200—350 240—320 240—350 250—350 43,5 33,2 17,8 24,7 22,6 41 42 43 44 44 40,8 40,7 39,3 38,2 186 240 255 256 275 254 270 265 276 312 314 312 292 310 344 326 320 310 335 350 0,8592 0,8714 0,8720 0,8781 0,8810 4,15 5,15 5,40 6,50 7,00 2,07 2,67 2,83 3,25 3,45 —34 —27 —26 —20 —18 —26 —21 —20 —14 —13 66 103 99 101 117 0,14 0,20 0,22 0,23 0,24 0,0002 0,00025
Т у н г о р с к а я не фть 11,64 11,70 16,80 20,30
150—350 160—350 200—350 240—320 240—350 49,8 47,4 38,4 20,6 28,0 46 47 50 50 50 — 195 205 240 265 273 258 260 276 278 292 322 323 324 300 326 ,11111 0,8450 0,8469 0,8523 0,8549 0,8605 3,35 3,50 4,54 5,08 6,45 1,99 2,12 2,50 2,68 3,07 — 19 —17 —12 — 15 —5 —11 —10 —8 59 61 73 76 88 0,05 0,06 0,10 0,11 0,13 — 1 1 1 1 1
150—350 51,5 1 41
180—350 44,0 45
200—350 39,8 50
240—320 21,9 50
240—350 29,5 50
— 198 250 313
— 218 266 316
— 239 272 320
— 274 284 305
— 270 290 318
165—280 22,5
165—300 28,5 38,1
165—350 44,6 37 36,0
200—350 39,6 37 35,4
240—320 23,0 38 37,2
240—350 32,6 40 35,0
доптинская нефть
321 0,8430 3,38 1,88
325 0,8498 4,08 2,12
327 0,8559 4,91 2,72
311 0,8568 5,01 2,55
326 0,8625 6,05 3,10
—42 —35 54 0,01
—33 —25 70 0,01
—25 —21 79 0,06
—25 —10 95 0,08
—12 —7 100 0,07
Западно-сабинская нефть VIII и XI пластов
200 234 258 264 0,8710 3,73 2,01 -60 67
212 252 290 295 0,8758 4,28 2,26 То же 70
220 280 328 332 0,8882 6,52 3,28 » 91
250 300 333 337 0,8920 7,55 3,50 » . 104
268 279 300 304 0,8899 7,21 3,32 » 115
274 294 328 332 0,8965 9,50 4,00 » — 134
0,75
0,80
0,91
1,02
1,12
0,03 0 4,67
0,04 0 5,17 54,2
0,07 0 8,85 56,0
0,09 0 11,07 56,5
0,08 0 9,87 59,2
0,10 0 14,02 58,3
Сабинскаянефть
« I? = i ™ s « =“ г»2 и z й = = 1 S Г «»” 3.» =S » 2 Й Z 250 350 33,1 43 — 287 299 308 — 0,8880 8,87 3,80 —28 —23 86 0^25 — 0^83 —
150—350 54,4 50 180
200—350 40,0 52 235
240—320 22,1 54 — 260
240—350 27,6 54 264
150—350 55,1 34 228
180—350 52,6 37 31 233
200—350 50,0 — 33 250
240—350 41,6 — 29 270
Некрасовская нефть
237 302 — 0,8230 2,65 1,62 —38
266 317 — 0,8418 4,43 2,17 —28
270 302 — 0,8444 5,22 2,54 — 17
286 326 — 0,8498 6,79 3,30 —14
Ill x у н н а я неф т ь
272 315 321 0,8981 7,30 3,49 <—60
275 317 322 0,9020 7,70 3,70 То же
278 .318 324 0,9040 8,43 3,80 »
288 319 325 0,9110 10,20 4,40 »
— 19 57 0,19 — 0,60
—14 84 0,21 — 0,95
— 12 86 0,24 — 1,11
—5 92 0,26 — 1,32 —
— 0,012 0 53,8
— — 0,013 0 — 49,9
— 98 0,016 0 — 54,4
<—40 — 0,017 0 — 50,1
Продолжение табл. 448
Темпера- Выход <и о 2 Фракционный состав , °C 20 ^20’ сСт V50. сСт Температура °C Содержание серы, % тность, )Н на топлива к «с ор
тура отбора, °C (на нефть), Цетанов число Дизельт индекс 10% 50% j 90% 98% Р1 засты- вания помут- нения вспыш- ки общей меркап- тановой Кисло мг 100 мл Анил! точка,
150—350 53,4 35 43,2 192
180—350 46,1 37 43,1 225
200—350 40,3 38 42,0 245
240—320 23,0 41 43,2 255
240—350 30,2 44 44,4 263
150—350 44,1 43,5 — 188
200—350 32,5 45,5 — 232
240—320 18,5 46 260
240—350 22,3 47 — 266
280—350 12,8 — — 290
н. к.—350
240—350
30,0
26,1
36
39
232
262
Кыдыланьинская нефть
254 320 0,8661 3,58 2,01 —50
260 320 — 0,8704 4,75 2,49 —41
265 320 —— 0,8711 5,73 2,87 —32
275 287 — 0,8719 5,92 2,89 —31
283 320 — 0,8731 6,98 3,12 —25
Паромайская нефть
Паромайская нефть
242 315 — 0,8482 3,27 1,84
270 337 — 0,8636 5,52 2,76
272 296 —. 0,8603 5,20 2,69
286 327 — 0,8683 7,31 3,59
304 330 — 0,8693 11,79 4,86
270
278
330
332
—39 74 Следы 0 6,80 59,1
—35 » 0 7,70 59,3
—30 » 0 8,60 59,4
—25 119 0,01 0 9,30 62,2
—19 — • 0,02 0 9,8 65,1
—27 —18 65 0,08 — 4,61
—14 —5 83 0,11 — 5,96
—24 —17 88 0,20 — 7,39
— 18 —8 115 0,27 — 8,16
—4 —1 135 0,35 — 8,49
Уйглекутская нефть
— 0,8849 8,29 3,70
— 0,8853 10,75 4,40 То
—60
же
—36
-20
60
66
0,13
0,15
36,2
41,0
Катанглийская нефть
н. к.—320 22,3 - 239 268 299 — 0,8778 7,00
н. к.—350 32,1 36 — 250 289 330 •— 0,8856 10,29
240—325 18,4 36 262 275 294 —— 0,8824 8,00
240—350 26,5 36 —’ 276 298 333 — 0,8921 12,85
3,01
4,17
3,49
4,89
»
»
—56
—39
—34
—31
—21
69
64
74
70
0,11
0,25
0,19
0,28
6,0
12,9
10,1
18,2
449. Характеристика исходных фракций и углеводородов, полученных из них
карбамидной депарафинизацией
Исходная фракция и углеводороды Выход, о/ /о 20 20 Анилино- V20’ сСт Темпера- тура за- стывания, °C Дизельный индекс
на фракцию на нефть р4 nD вая точка, °C
Южно-колендинская нефть
Фракция 240—350 °C
Углеводороды, не образующие комплекс
с карбамидом
Углеводороды, образующие комплекс с карб-
амидом
100 91 24,3 22,1 0,8910 0,9336 1,4900 1,4935 63,2 61,5 7,36 8,20 —16 <—60 44 28
9 2,2 0,7980 1,4446 — — — —
Эхабинская нефть (смесь 1965 г.)
Фракция 200—350 °C 100 33,2 0,8714 1,4842 56,4 5,15 —27
Углеводороды, не образующие комплекс с карбамидом 94 31,2 0,8791 1,4877 51,1 5,58 <—60 —
Углеводороды, образующие комплекс с карб- амидом 6 2,0 — — — — — —
Кыдыланьи некая нефть
Фракция 240—350 °C
Углеводороды, не образующие комплекс
с карбамидом
Углеводороды, образующие комплекс с карб-
амидом
100 96 30,2 29,0 0,8731 0,8763 1,4870 1,4931 56,3 58,9 6,98 7,52 —25 <—60 44,4 40,3
4 1,2 — 1,4421 — — — —
450. Характеристика сырья для каталитического крекинга
ч* 1 Т т
© © ©
% ‘киЯвнва эинвжёэЯоэ 1 © © 1 1
© —-1
% ‘ВЯХЭОШЭЯ SMXOHIfOWO и ии’пявйф ввньохЛжэнойц сч СЧ со сч сч
S ® ф $ о BuuKdj Д1 сч оо © сч © сч © сч t'-
s я ч
•£ QJ Ф S !Г О- S О\С BiiuAdJ in © © 00 00 © ь-
о. н с£°'’ л> сс О 4S ® BuuXdj л ’ф СО сч
6 В-5 сс BuuAdx i © © © сч о-
% ‘sotfodotfosaiMA © сч ©
хтонифвс1вц эинвждай'оэ © © © © ©
% ‘чхэокэЛэяо>1 со оо © © © © ©
о ©" © © © ©
% ‘ХИНХО1ГЭИИ сч © . сч © ©
-ОНЙЭЭ 1ГОР1Э зинвжсЬЕ'оэ
со © © © ©
сч сч сч сч сч
‘киввшчюве BdKiBdguwoj, 1 I
о © © © ©
=5 © © ь- © ©
?> ° ь- © ©" О- ©" ©"
со © © сч © ©
© © © © © ©
©" сч со ©" ©"
со © © ©
о © сч сч © ©
© © ’ф сч ©
со со со © © ©
о оо © © © ©
СО © (•"М.
CM rf СО сч сч © ©
© © © © © © к
О © © о © ©
ч о _ л4 со © оо © ©
X 3 •3’9'®^ со сч СО © © ©
Й Ф K сч сч сч © сч
о © © © © © ।
* © © © ©
С.СС Л © © ©
о с 1 1 1 1 I 1 ।
S © © © © © ©
ф о © © © © © ©
со со © © © ©
я
к о
я я я я си S S о з § к я
Я я с я
л к et я
•& ге я я cv я я 2 я я
к к о я Я 'У к я я
Я я 6 я * 2 о * я я
Коленд я я \О<£ я 22 X СП я. . Я Н-1 С> я © я X* а е; 3 3
451. Фракционный состав сырья для каталитического крекинга, °C
Выход, объемы % Фракция 350—500 °C колендин- ской нефти Фракция 350—470 °C южно-колен- динской нефти Фракция 350—500 °C эхабинской нефти (смесь 1965 г.) Фракция 350—500 °C западно-сабин- ской нефти VIII и XI пластов Фракция 350-450 °C шхунной нефти Фракция 350—470 °C кыдыланьин- ской нефти
Н. к. 357 358 370 344 368 - 362
5 366 382 384 352 380 380
10 377 398 390 362 390 390
20 388 406 398 374 396 400
30 398 416 408 388 403 406
40 413 424 418 400 412 414
50 424 432 420 412 420 418
60 437 442 438 420 424 422
70 450 450 446 428 428 434
80 468 456 460 442 434 448
90 480 461 478 468 439 458
95 495 464 485 474 442 468
98 501 466 497 479 446 469
К. к. 502 468 500 482 450 470
452. Элементный состав сырья для каталитического крекинга
Нефть Темпера- тура отбора, °C Содержание, %
с Н о S N
Колендинская 350—500 86,78 11,65 0,89 0,40 0,28
Южно-колендинская 350—470 86,40 12,60 0,14 0,64 0,22
Эхабинская (смесь 1965 г.) 350—500 86,64 12,12 0,49 0,47 0,28
Западно-сабинская VIII и XI пластов 350—500 87,15 12,04 0,24 0,35 0,22
Шхунная 350—450 88,00 11,12 0,47 0,22 0,19
Кыдыланьинская 350—470 86,95 12,43 0,13 0,30 0,19
704
45—160
705
453. Характеристика мазутов и остатков
Мазут и остаток Выход (на не^ть), .,20 Р4 ВУ5о ВУ80 ВУюо Температура, °C Содержание серы, % л 1
засты- вания вспыш- ки
Колендинская нефть
Мазут флотский 5 70,8 0,9190 4,30 1,75 1,38 —9 138 0,41 5,3
Мазут топочный 40 53,9 0,9398 36,06 4,23 2,42 9 204 0,52 5,7
100 42,8 0,9358 — 13,60 6,50 20 242 0,57 9,7
200 40,6 0,9570 — 18,80 7,90 22 249 0,58 10,4
Остаток выше 300 °C 51,0 0,9430 5,40 3,05 12 214 0,55 6,7
» 350 °C 40,6 0,9570 — '18,80 7,90 22 249 0,58 10,4
» 400 °C 30,8 0,9750 — — 27,20 32 280 0,76 13,0
» 450 °C 22,4 0,9970 — — 51,00 43 320 0,84 18,5
» 500 °C 17,0 1,0100 — — 306,9 >50 350 0,96 35,0
Юж н о-к ол ендииска я нефть
Мазут флотский 5 72,4 0,8798 1,41 1,24 1,11 —6 90 0,37 2,80
Мазут топочный
40 52,5 0,9027 2,45 1,54 1,30 9 140 0,48 3,78
100 38,7 0,9219 5,25 2,66 1,60 23 176 0,60 5,25
Остаток
выше 300 °C 43,6 0,9148 3,70 1,80 1,41 15 164 0,58 5,00
» 350 °C 35,0 0,9272 7,36 3,48 1,80 27 184 0,61 5,90
» 400 °C 23,5 0,9540 — 10,00 3,40 38 248 0,80 9,10
» 450 °C 14,0 0,9862 — — — 46 320 1,27 16,00
» 470 °C 10,4 1,0200 — — 142,6 49 348 1,30 20,33
Охинская нефть
Мазут флотский 12 81,9 0,9460 12,00 2,80 1,90 —16 115 0,49 6,2
Мазут топочный
40 66,0 0,9540 — 8,00 3,50 —7 204 0,50 7,8
100 62,3 0,9560 — 11,00 4,20 —3 212 0,50 8,5
Остаток
выше 300 °C 71,7 0,9510 57,24 5,00 2,80 —10 192 0,50 —
» 350 °C 59,2 0,9580 —. 13,60 5,00 0 217 0,51 8,00
» 400 °C 46,0 0,9689 — —. 15,21 14 249 0,53 11,03
» 450 °C 35,5 0,9912 — 222,0 51,22 34 283 0,56 12,33
Эхабинская нефт ь (с м е с ь 1955 г.)
Мазут топочный 100 30,3 0,9551 13,00 5,00 22 234 0,69 7,25
Остаток
. выше 300 °C 45,3 0,9368 8,60 2,90 1,90 7 178 0,56
» 350 °C 36,1 0,9491 — 6,32 3,08 15 210 0,64 —
» 400 °C 29,1 0,9562 — — 5,10 22 239 0,71 8,35
» 500 °C 15,1 1,0370 — — >70 38 368 0,90 >17,0
706
Продолжение табл. 453
Мазут и остаток Выход (на нефть), % Р4° ву50 ВУ80 ВУюо Температура, °C Содержание серы, % Л о S ф о
засты- вания ВСПЫШ- КИ
Эхабинская нефть восточного участка I площади
Мазут топочный
40 45,3 0,9430 — 5,00 2,63 9 192 1,02 6,50
100 36,0 0,9553 — 13,00 5,29 13 227 1,06 8,90
Остаток
выше 350 °C 43,2 0,9462 6,35 3,01 10 202 1,03 7,00
» 400 °C 35,2 0,9572 — — 6,00 14 232 1,07 8,85
» 450 °C 27,6 0,9732 — —— 16,05 19 262 1,10 10,10
» 500 °C 21,6 0,9950 — — 52,88 30 300 1,14 15,73
Эхабинская нефть (смесь 1965 г.)
Мазут флотский 5 12 60,2 58,0 0,9280 0,9305 4,70 5,70 1,80 1,90 1,40 1,48 —10 —8 165 172 0,54 0,55 4,75 5,00
Мазут топочный 40 39,6 0,9495 5,10 2,98 9 226 0,61 7,00
100 33,0 0,9565 — 13,60 5,10 15 244 0,67 9,00
200 30,0 0,9600 — 21,00 7,20 18 253 0,70 9,75
Остаток выше 300 °C 51,2 0,9375 21,40 2,40 1,68 —1 191 0,57 5,70
» 350 °C 39,6 0,9495 — 5,10 2,98 9 226 0,61 7,00
» 400 °C 28,2 0,9624 — 25,20 8,75 20 259 0,72 10,25
» 450 °C 18,9 0,9760 — — 99,13 33 292 0,81 11,90
» 500 °C 12,8 0,9929 — — 144,00 45 330 0,90 13,47
Тунгорская нефть
Мазут топочный 40 22,0 0,9496 176,7 8,00 4,23 42 265 0,50 10,73
100 18,4 0,9555 — 11,0 6,05 45 276 0,64 12,83
200 Остаток 17,6 0,9574 — 13,0 6,50 46 280 0,66 12,83
выше 300 °C 50,8 0,9086 3,96 1,75 1,35 26 180 0,35 3,36
» 350 °C 38,2 0,9231 8,33 2,64 1,64 32 216 0,40 8,47
» 400 °C 24,0 0,9458 132,8 6,95 3,55 41 260 0,54 10,11
» 450 °C 13,6 0,9632 — 29,93 10,98 48 296 0,86 12,93
Одоптинская нефть
Мазут топочный 100 23,2 0,9605 13,00 5,25 21 280 1,42 9,20
200 I JcTOTniz 21,2 0,9650 — 15,50 6,50 22 286 1,53 10,15
v 1« 1 UK выше 300 °C 43,4 0,9213 5,30 2,20 1,63 7 195 0,90 4,85
» 350 °C 30,5 0,9440 17,52 5,40 2,95 17 250 1,09 6,85
» 400 °C 22,0 0,9635 14,30 5,82 21 284 1,47 10,00
» 450 °C 15,1 0,9869 142,1 36,44 24 304 1,92 11,19
45*
707
Продолжение табл. 453
Продолжение табл. 453
Мазут и остаток Выход (на нефть), % рГ ВУ5о ВУво ВУюо Температура, °C Содержание серы, % Л £
засты- вания ВСПЫШ- КИ
Западно Мазут флотский 5 -с а б и 77,5 иска 0,9300 я неф 4,45 т ь V 1,89 III и 1,50 XI пл —28 а с т о 136 В 0,37 3,30
12 65,0 0,9435 9,10 2,08 1,72 —18 173 0,42 3,90
Мазут топочный 40 47,0 0,9610 — 7,40 3,10 —3 233 0,52 6,15
100 40,0 0,9670 — 15,20 5,10 2 254 0,55 6,55
200 37,0 0,9700 — 19,00 6,90 '5 263 0,57 6,80
Остаток выше 300 °C 71,5 0,9368 5,80 2,15 1,60 —23 153 0,39 3,60
» 350 °C 55,4 0,9532 25,90 3,90 2,10 —10 205 0,47 5,83
» 400 °C 39,2 0,9680 — 16,30 5,50 3 256 0,56 6,65
» 450 °C 25,8 0,9800 — — 17,30 19 299 0,65 8,40
» 500 °C 15,8 0,9892 — — 71,35 40 338 0,70 9,71
Сабинская нефть
Мазут топочный • 40 39,5 0,9299 8,63 2,50 1,72 10 208 0,60 3,20
100 21,8 0,9508 47,00 8,60 6,38 14 250 0,85 6,76
200 Остаток 18,7 0,9572 — 11,68 8,76 15 262 0,90 7,20
выше 300 °C 50,8 0,9195 4,23 1,85 1,49 8 188 0,49 2,30
» 350 °C 34,1 0,9331 — 3,17 2,25 11 218 0,65 3,30
» 400 °C 23,5 0,9483 — 7,32 5,58 13 244 0,77
» 450 °C 14,0 0,9725 — 16,00 13,00 17 288 1,02 10,0
Некрасовская нефть
Остаток 29,6 18,0 0,9009 0,9250 4,41 1,84 3,75 1-41 2,33 20 28 183 218 0,69 0,79 2,50 6,03
выше » 300 °C 350 °C
» 400 °C 11,8 0,9539 — 14,46 5,07 35 268 0,86 6,76
Ш х у н н а я нефть
Мазут флотский
5 74,0 0,9470 5,00 2,00 1,51 —31 169 0,28 2,21
12 56,4 0,9573 12,00 3,10 1,79 —14 201 0,36 2,60
Мазут топочный 40 35,8 0,9690 8,00 3,60 7 251 0,56 4,50
100 29,0 0,9742 —— 15,00 5,75 16 266 0,61 5,86
200 26,4 0,9749 —- 18,75 7,17 21 280 0,63 6,49
Остаток
выше 300 °C 65,0 0,9530 7,90 2,46 1,62 —23 185 0,30 2,35
» 350 °C 44,44 0,9640 29,0 4,60 2,35 —3 226 0,44 3,38
» 400 °C 27,6 0,9745 —— 7,00 18 276 0,62 6,22
» 450 °C 1 15,3 0,9881 80,17 23,46 30 340 0,73 11,26
Мазут и остаток Выход (на нефть), % О20 р4 ву60 ВУро ВУюо Темпе ° засты- вания затура, С вспыш- ки Содержание серы, % Коксуемость, %
Кыдыланьинская нефть
Мазут топочный 100 200 19,0 13,2 0,9341 0,9446 55,24 7,23 3,29 6,50 24 29 268 305 0,62 0,65 6,83 17,09
Остаток выше 300 °C 41,0 0,9116 4,31 1,75 1,48 7 200 0,44 2,83
» 350 °C 28,6 0,9225 — 3,18 1,96 15 232 0,55 4,35
» 400 °C 19,6 0,9328 — 6,70 3,19 22 265 0,60 6,40
» 450 °C 12,6 0,9465 — — 7,35 30 309 0,67 17,49
» 470 °C 9,3 0,9565 — — 18,55 34 330 0,69 22,82
Паромайская не фть
Мазут топочный 260 0,42 8,70
100 18,3 0,9512 — 11,00 5,60 19
200 16,8 0,9543 — 13,00 7,21 20 270 0,43 9,20
Остаток 180 0,35 3,01
выше 300 °C 35,2 0,9232 5,80 2,21 1,68 7
» 350 °C 27,2 0,9351 21,20 4,12 2,60 13 208 0,38 4,40
» 400 °C 22,0 0,9445 28,00 7,51 3,81 17 236 0,40 4,80
» 450 °C 15,5 0,9508 — — 10,00 22 280 0,44 10,01
» 500 °C 9,9 0,9806 — 199,1 47,50 34 324 0,51 17,85
Уйглекутская нефть
Мазут флотский 12 Мазут топочный 90,8 0,9442 11,17 — — <—22 144 126 0,72 0,68 5,20 4,80
40 96,3 0,9409 7,92 — — То же
100 62,0 0,9688 — 13,00 5,72 —1 220 0,87 6,70
Остаток 0,83 5,70
выше 300 °C 83,6 0,9492 — 3,62 3,00 —20 165
» 350 °C 69,1 0,9620 — 7,36 4,18 —7 204 0,85 6,02
» 400 °C 54,4 0,9752 — — 9,82 5 238 0,90 7,41
» 450 °C 40,5 0,9853 — — — 19 276 0,96 10,80
» 500 °C 31,4 1,0046 — — 72,50 35 308 1,03 15,44
Катанглийская нефть
Мазут флотский 12 Мазут топочный 93,4 0,9441 12,00 — — —26 148 0,72 0,56 5,20 4,03
40 100,0 0,9400 6,32 — —• —37 120
100 90,2 0,9450 15,00 — — —23 159 0,75 5,40
Остаток
выше 300 °C 82,6 0,951С 15,50 — 2,6 —16 179 0,82 6,35
» 350 °C 67,9 0,9572 ___ 10,0 4,2 —2 210 0,85 7,30
» 400 °C 52,3 0,9628 — 11,5 17 246 0,86 9,00
» 450 °C 40,1 0,9806 — — — 31 278 0,87 12,10
» 504 °C 28,9 0,9988 — — 179,3 49 334 0,94 18,98
709
708
454. Характеристика сырья для деструктивных процессов
Остаток после отбора фракций до температуры, °C Выход (на нефть), % рГ ву80 ВУюо Темпера- тура за- стывания, °C Коксуе- мость, % Содержание, % Элементный состав, %
золы ванадия с н о S N
350 40,6 0,9570 18,80 Ко 7,90 л е н д и н 22 с к а я не 10,4 ф т ь 0,01 0,0005 86,80 11,35 0,70 0,58 0,57
450 22,4 0,9970 — 51,00 43 18,5 0,03 0,0009 86,88 10,85 0,56 0,84 0,87
500 17,0 1,0100 — 306,9 >50 35,0 0,04 0,0010 87,20 10,66 0,18 0,96 1,00
350 35,0 0,9272 3,48 Ю ж н о 1,80 'К о л е н д 27 и fl с к а я 5,9 нефть 86,68 11,90 0,34 0,61 0,47
450 14,0 0,9862 — — 46 16,0 — — — — — 1,27 —
470 10,4 1,0200 — 142,60 49 20,3 — 0,00137 86,75 11,00 0,05 1,30 0,90
350 36,1 0,9491 э 6,32 х а б и н с 3,08 кая нес 15 t> т ь (с м с ь 1955 г.) 0,64
500 15,1 1,0370 — >70 38 >17,0 — — — — — 0,90 —
350 43,2 Э х а б 0,9462 и н с к а я 6,35 нефть 3,01 В О С Т О 10 I и о г о у 7,0 ч а с т к а II п л о Щад1 1,03
450 27,6 0,9732 — 16,05 19 10,2 — — — — — 1,10
500 21,6 0,9950 — 52,88 30 15,7 —- — — — — 1,14 —
Эхабинская нефть (смесь 1965 г.)
350 39,6 0,9495 5,10 2,98 9 7,0 0,02 0,00036 87,00 11,60 0,25 0,61 0,57
450 18,9 0,9760 — 99,13 33 11,2 0,04 0,00040 86,92 11,08 0,31 0,81 0,88
500 12,8 0,9929 — 114,00 45 13,5 0,05 0,00059 86,44 10,82 0,73 0,90 1,11
Запади о-с а б и н с к а я нефть VIII и XI пластов
350 55,4 0,9532 3,90 2,10 — 10 5,83 — 0,00018 87,00 11,72 0,37 0,47 0,40
450 25,8 0,9800 — 17,30 19 8,40 — 0,00023 87,07 11,26 0,32 0,65 0,70
500 15,8 0,9892 — 71,35 40 9,71 0,04 0,00025 87,18 11,05 0,25 0,70 0,82
Шхунная нефть
350 44,4 0,9640 4,60 2,35 —3 3,38 0 0,0006 88,07 11,01 0,17 0,44 0,28
450 15,3 0,9881 80,17 23,46 30 11,26 0,06 0,0020 87,20 10,91 0,57 0,73 0,59
Кыдыланьинская нефть
350 28,6 0,9225 3,18 1,96 15 4,35 — 0,00042 86,93 12,02 0,19 0,55 0,31
450 12,6 0,9465 — 7,35 30 17,49 — 0,00080 86,86 11,72 0,17 0,67 0,58
470 9,3 0,9565 — 18,55 34 22,82 — 0,0010 87,17 11,34 0,14 0,69 0,66
712 713
455. Групповой углеводородный состав дистиллятной части нефтей, определенный адсорбционным методом
Темпера- тура отбора, °C Выход (на нефть), % Парафине -нафтеновые углеводороды Ароматические углеводороды Промежуточ- ная фракция и смолистые вещества, %
1 группа II группа III группа IV группа суммарно, %
„20 nD % я20 nD о/ /0 л20 nD о/ /0 л20 nD % п20 nD %
Колендинская нефть
200—250 9,8 1,4515—1,4855 70 1,5030—1,5285 15 1,5392 4 1,5665—1,5700 11 30
250—300 10,0 1,4526—1,4852 65 1,5002—1,5285 14 1,5500 3 1,5870—1,5790 18 35
300—350 10,4 1,4582—1,4862 59 1,4920—1,5238 16 1,5315—1,5412 4 1,5578—1,5878 21 41
350—400 9,8 1,4632—1,4840 52 1,4940—1,5060 17 1,5340—1,5350 3 1,5685—1,5775 7 1,5910—1,5970 19 46
400—450 8,4 1,4770—1,4895 50 1,4990—1,5065 15 1,5350 4 1,5515—1,5745 5 1,5945—1,5995 24 48
450—500 5,4 1,4800—1,4832 49 1,4918—1,5245 15 1,5365—1,5412 4 1,5540—1,5725 9 1,5955—1,6025 20 48
Ю ж н о-к олендинекая нефть
200—250 11,4 1,4535—1,4608 75 1,4915—1,5215 13 1,5330—1,5430 4 1,5640—1,5692 8 25
250—300 11,4 1,4537—1,4890 71 1,5014—1,5240 11 1,5485—1,5492 3 1,5690—1,5770 15 29
300—350 10,7 1,4565—1,4885 65 1,5022—1,5300 11 1,5375 4 1,5688 4 1,5905—1,5988 15 34 1
350—400 9,7 1,4658—1,4738 58 1,5033—1,5296 14 1,5400 5 1,5690 5 1,5913—1,5998 17 41 1
400—450 9,4 1,4785—1,4860 48 1,5052—1,5297 15 1,5315—1,5435 6 1,5535—1,5848 10 1,5980—1,6070 19 50 2
450—470 3,6 1,4808—1,4868 43 1,5033—1,5298 13 1,5322 5 1,5430 16 1,6060—1,6150 20 54 3
Охинская нефть (смесь)*
200—250 8,8 1,4589—1,4602 82 1,5091—1,5275 18 — — 18
250—300 12,7 1,4630—1,4683 65 1,5088—1,5200 20 1,5377—1,5684 15 35
300—350 11,8 1,4643—1,4783 56 1,5090—1,5240 19 1,5415—1,5844 25 . 44
350—400 13,5 1,4679—1,4822 54 1,5110—1,5240 12 1,5418—1,5851 12 1,6123—1,6200 22 46
400—450 10,5 1,4727—1,4812 42 1,4900—1,5138 10 1,5495—1,5885 15 1,5910—1,6008 33 58
450—490 8,5 1,4832—1,4910 37 1,4988—1,5070 12 1,5453—1,5848 15 — — 1,6000—1,6056 36 63 —
Эхабинская нефть (смесь 1955 г.)*
200—250 11,3 1,4470—1,4561 77 1,5040—1,5163 12 1,5338—1,5515 И — — — — 33
250—300 11,9 1,4500—1,4860 72 1,5078—1,5290 10 1,5427—1,5708 18 — — — — 28
300—350 7,8 1,4580—1,4884 69 1,4990—1,5202 9 1,5643—1,5782 22 — -— — — 31
350—400 8,0 1,4618—1,4835 57 1,5025—1,5250 12 1,5347—1,5839 10 — — 1,5920—1,5984 21 43
400—450 6,9 1,4680—1,4775 52 1,4926—1,5222 13 1,5310—1,5842 12 — — 1,5932—1,5990 23 48
450—500 6,1 1,4710—1,4797 46 1,5033—1,5292 11 1,5343—1,5832 12 — — 1,5942—1,6005 31 54
участка. II площади*
Эхабинская нефть восточного
200—250 10,9 1,4465—1,4888 81 1,4980—1,5302 11 1,5365—1,5415 8
250—300 10,2 1,4508—1,4788 70 1,4975—1,5188 16 1,5445—1,5655 14
300—350 10,1 1,4525—1,4682 67 1,4925—1,5200 8 1,5579—1,5625 25
350—400 8,0 1,4598—1,4782 55 1,4961—1,5272 15 1,5538—1,5805 30
400—450 7,9 1,4669—1,4822 50 1,4950—1,5256 16 1,5542—1,5812 34
450—500 6,2 1,4762—1,4845 42 1,4928—1,5272 19 1,5555—1,5892 16
Эхабинская нефть (смесь 1965 г.)
200—250
250—300
300—350
350—400
400—450
450—500
10,6 1,4486—1,4880 68 1,4970—1,5238 19
11,0 1,4524—1,4890 66 1,5038—1,5255 И
11,6 1,4520—1,4894 64 1,4974—1,5156 9
11,4 1,4583—1,4860 53 1,4925—1,5180 16
9,3 1,4598—1,4878 51 1,4900—1,5280 17
6,1 1,4780—1,4854 49 1,4914—1,5236 14
1,5357—1,5360
1,5377—1,5500
1,5380—1,5500
1,5367—1,5472
1,5370—1,5444
1,5306—1,5424
13
9
4
4
5
4
Тунгорская нефть*
200—250 13,0 1,4435—1,4682 69 1,4905—1,5218 16 1,5358—1,5630 15
250—300 12,8 1,4445—1,4690 68 1,4908—1,5220 8 1,5478—1,5540 24
300—350 12,6 1,4458—1,4708 66 1,4918—1,5220 7 1,5622—1,5570 26
350—400 14,2 1,4585—1,4830 63 1,4932—1,5268 7 1,5545—1,5812 21
400—450 10,4 1,4702—1,4815 60 1,4936—1,5278 7 1,5630—1,5875 16
1,5690—1,5832
1,5680—1,5850
1,5504—1,5870
1,5536—1,5625
1,5508—1,5862
14
8
9
6
7
1,5900—1,5930’
1,5944—1,6277
1,5918—1,6120
1,5930—1,6172
14
16
18
22
32
34
35
45
46
47
1
2
3
4
— — 31
— — 32
— — 33
1,5912—1,5915 6 34
1,5933—1,5942 12 35
1
3
5
Продолжение табл. 455
ч
Темпера- тура отбора, °C Выход (на нефть), % Парафино-нафтеновые углеводороды Ароматические углеводороды Промежуточ- ная фракция и смолистые вещества, %
I группа 11 группа Ш группа IV группа суммарно, % 1
„20 nD % „20 nD 0/ /0 20 nD % 20 • nD % „20 nD %
Одоптинская нефть*
200—250 11,7 1,4360—1,4850 79 1,4972—1,5192 8 1,5588—1,5640 13 — / 21
250—300 14,2 1,4422—1,4862 75 1,4939—1,5240 9 1,5592—1,5725 16 — 25 __
300—350 12,9 1,4468—1,4882 67 1,4940—1,5232 10 1,5542—1,5730 23 / — 33
350—400 8,5 1,4568—1,4880 59 1,4920—1,5242 12 1,5550—1,5775 29 41
400—450 6,9 1,4655—1,4885 50 1,4912—1,5250 15 1,5562—1,5812 30 — — 1,5901—1,5950 5 50 —
Нельминская нефть
200—250 13,3 1,4558—1,4620 80 1,5038—1,5262 12 1,5486 2 1,5586—1,5788 6 20
250—300 18,0 1,4618—1,4765 77 1,5000—1,5185 8 1,5445 3 1,5550—1,5710 12 23
300—350 15,5 1,4678—1,4770 63 1,5010—1,5262 10 1,5305—1,5475 3 1,-5638—1,5755 14 — — 27
350—400 9,9 1,4746—1,4848 55 1,4992—1,5235 10 1,5420—1,5500 5 1,5705—1,5878 15 1,6005—1,6075 14 44 1
400—450 9,0 1,4775—1,4892 50 1,4997—1,5270 11 1,5398—1,5492 6 1,5715—1,5835 13 1,6010—1,6110 18 48 2
450—500 7,7 1,4887—1,4900 47 1,5078—1,5295 12 1,5395—1,5487 о 1,5742—1,5868 6 1,6048—1,6190 27 50 3
Западно-сабинская нефть VIII и XI пластов
200—250 9,3 1,4626—1,4895 86 1,5026—1,5301 14 — — — — — 14
250—300 14 2 1,4650—1,4860 70 1,4940—1,5292 13 1,5300—1,5380 17 — — — 30 .
300—350 16,1 1,4706—1,4796 61 1,4934—1,5294 13 1,5338—1,5426 5 1,5798—1,5866 8 1,5911—1,5948 13 39
350—400 16,2 1,4678—1,4890 55 1,4918—1,5225 13 1,5335—1,5444 4 1,5570—1,5852 9 1,5942—1,6410 17 43 2
400—450 13,4 1,4720—1,4900 51 1,4958—1,5266 13 1,5395—1,5436 4 1,5531—1,5810 8 1,5985—1,6260 20 45 4
450—500 10,0 1,4726—1,4900 46 1,4930—1,5290 12 1,5390—1,5488 4 1,5568—1,5860 10 1,5922—1,6400 23 49 5
Сабинская нефть*
200—250 13,3 1,4507—1,4700 78 1,4900—1,5030 13 1,5312—1,5401 9 — — — — 22 —
250—300 16,4 1,4512—1,4735 69 1,4912—1,5210 12 1,5375—1,5618 19 — — — —— 31 —
300—350 16,7 1,4518—1,4888 65 1,4928—1,5239 10 1,5412—1,5622 25 —- , 1 — —— 35 —
350—400 10,6 1,4598—1,4892 58 1,4950—1,5249 10 1,5518—1,5735 25 — — 1,5900—1,6100 7 42 —
400—450 9,5 1,4615—1,4896 54 1,5040—1,5268 10 1,5542—1,5800 16 — - — 1,5920—1,6283 20 46 —
450—460 1,0 1,4751—1,4900 45 1,5090—1,5300 15 1,5570—1,5894 17 — — 1,5993—1,6310 23 55 —
Некрасовская нефть*
200—250 15,6 1,4371—1,4620 77 1,4920—1,5241 15 1,5312—1,5370 8 — — — — 23
250—300 12,8 1,4430—1,4675 76 1,4930—1,5250 4 1,5300—1,5404 20 — — — — 24
300—350 11,7 1,4478—1,4822 73 1,4932—1,5260 3 1,5355—1,5430 24 1 1 — —- — 27
350—400 6,2 1,4575—1,4855 67 1,4945—1,5264 2 1,5360—1,5615 31 — — -— 33
Тунгусская нефть
200—250 15,4 1,4434—1,4520 68 1,4935—1,5200 28 1,5312—1,5390 4 — — — — 32 —
250—300 14,9 1,4442—1,4610 61 1,4938—1,5260 30 1,5319—1,5462 9 — — — — 39 —
300—350 10,2 1,4630—1,4826 50 1,4950—1,5262 11 1,5321—1,5470 2 1,5500—1,5800 15 1,5980—1,6070 22 50 —
350—400 10,8 1,4641—1,4850 45 1,4956—1,5269 15 1,5325—1,5476 5 1,5535—1,5815 10 1,5990—1,6300 23 53 2
400—430 6,0 1,4772—1,4860 33 1,4990—1,5278 24 1,5340—1,5486 7 1,5544—1,5870 7 1,5992—1,6540 26 64 3
Ш хунная нефть
200—250 11,6 1,4683—1,4848 87 1,4985—1,5243 13 к — — — — — 13 —
250—300 17,8 1,4695—1,4835 75 1,5080—1,5298 13 1,5325—1,5465 5 1,5625—1,5695 7 — —• 25 —
300—350 20,6 1,4762—1,4900 61 1,5128—1,5298 5 1,5360—1,5475 9 1,5648—1,5700 6 1,6075—1,6082 19 39 —
350—400 16,8 1,4875—1,4908 45 1,5295—1,5295 10 1,5402—1,5455 7 1,5515 8 1,5962—1,6165 28 53 2
400—450 12,3 1,4872—1,4918 37 1,4975—1,5249 14 1,5366—1,5438 7 1,5503—1,5820 9 1,6002—1,6176 30 60 3
Продолжение табл. 455
Темпера- тура отбора, °C Выход (на нефть), % Парафино -нафтеновые углеводороды Ароматические углеводороды Промежуточ - ная фракция и смолистые вещества, %
I группа II группа Ш группа IV группа суммарно, %
„20 nD % 20 nD % „20 nD % 20 nD % 20 %
Кыдыланьинская нефть
200-250 12,9 1,4483—1,4608 71 1,4990—1,5280 14 1,5344—1,5422 5 1,5520—1,5854 10 . . 29
250—300 15,0 1,4505—1,4712 68 1,4986—1,5252 10 1,5489 2 1,5620—1,5868 15 1,5910—1,6000 5 32
300—350 12,4 1,4558—1,4774 64 1,4972—1,5269 9- 1,5327—1,5395 3 1,5690—1,5811 9 1,6070—1,6200 15 36
350—400 9,0 1,4608—1,4890 60 1,4990—1,5280 13 1,5335—1,5453 3 1,5609—1,5830 7 1,5917—1,6415 16 39 1
400—450 7,0 1,4674—1,4870 52 1,4980—1,5224 19 1,5394 3 1,5614—1,5894 5 1,6042—1,6594 39 46 2
450—470 3,3 1,4756—1,4832 49 1,4908—1,5240 25 1,5440 2 1,5570—1,5900 10 1,6180—1,6598 11 48 3
Мухтинская нефть пласта «ЖЗ»
200—250 10,4 1,4470—1,4690 77 1,4910—1,5220 20 1,5370—1,5420 3 —— , 23
250—300 11,3 1,4580—1,4720 72 1,4912—1,5221 19 1,5390—1,5450 9 . - . 28
300—350 12,8 1,4600—1,4800 54 1,4925—1,5230 17 1,5395—1,5458 10 1,5570—1,5760 19 —— - 46
350—400 9,0 1,4677—1,4820 44 1,4930—1,5236 17 1,5405—1,5483 3 1,5579—1,5790 12 1,5920—1,6320 23 55 1
400—450 9,5 1,4710—1,4840 38 1,4965—1,5240 25 1,5428—1,5474 4 1,5584—1,5796 4 1,5924—1,6330 27 60 2
450—500 5,6 1,4740—1,4846 29 1,4980—1,5290 25 1,5440—1,5480 3 1,5595—1,5878 8 1,5928—1,6258 32 68 3
Мухтинская нефть пласта «И»
200—250 11,9 1,4582—1,4693 73 1,4974—1,5291 9 1,5422—1,5500 18 — . 27
250—300 11,4 1,4600—1,4699 64 1,4986—1,5147 11 1,5390—1,5500 6 1,5663—1,5774 19 36
300—350 10,5 1,4670—1,4813 54 1,5008—1,5157 12 1,5395—1,5490 6 1,5707—1,5880 8 1,6017—1,6021 20 46
350—400 11,7 1,4748—1,4815 48 1,4938—1,5290 16 1,5348—1,5494 8 1,5705—1,5797 5 1,6046—1,6180 22 51 1
400—450 7,4 1,4750—1,4820 44 1,4915—1,5295 20 1,5340—1,5478 8 1,5716—1,5800 3 1,6050—1,6190 23 54 2
450—500 6,0 1,4828—1,4890 42 1,4928—1,5280 19 1,5332—1,5398 8 1,5618—1,5794 3 1,5975—1,6186 25 55 3
Паромайская нефть*
200—250 12,9 1,4442—1,4800 82 1,4941—1,5288 7 1,5410—1,5495 11 —
250—300 11,6 1,4479—1,4882 72 1,4975—1,5092 6 1,5360—1,5589 22 —
300—350 8,0 1,4538—1,4882 69 1,5005—1,5138 5 1,5699—1,5815 26 —
350—400 5,2 1,4625—1,4842 56 1,4949—1,5148 10 1,5728—1,5889 34 —
400—450 6,5 1,4653—1,4831 51 1,4980—1,5238 19 1,5585—1,5867 8 —
450—500 5,6 1,4730—1,4898 37 1,5030—1,5204 20 1,5410—1,5863 7
1,5921—1,6145 21
1,5939—1,6189 34
18
28
31
44
48
61
Уйглекутская нефть*
н. к. (180) 6,0 1,4618—1,4892 93 1,5019—1,5285 7 — — —
—250 250—300 10,4 1,4682—1,4895 85 1,5008—1,5280 15 — — —
300—350 14,5 1,4688—1,4892 69 1,4945—1,5440 10 1,5328—1,5545 21 —
350—400 14,7 1,4745—1,4849 57 1,4938—1,5120 9 1,5474—1,5752 34 —-
400—450 13,9 1,4808—1,4895 48 1,4942—1,5062 8 1,5372—1,5820 44 —
450—498 9,1 1,4890—1,4900 31 1,4925—1,5290 27 1,5350—1,5750 15
Катанглийская нефть*
— — — 7
15
— 31
—. 43
- — — 52
— 1,5928—1,6100 27 69
200—250 5,8 1,4655—1,4697 97
250—300 10,4 1,4703—1,4864 85
300—350 14,7 1,4530—1,4861 70
350—400 15,6 1,4743—1,4800 56
400—450 12,2 1,4812—1,4877 44
450—504 11,2 1,4893—1,4996 39
1,5062—1,5263
1,5058—1,5288
1,5056—1,5276
1,5024—1,5292
1,4948—1,5292
1,5032—1,5170
3
11
13
21
14
15
1,5310—1,5350
1,5347—1,5549
1,5518—1,5857
1,5420—1,5691
1,5352—1,5762
4
17
22
16
14
— — 3
— — 15
— — 30
— — 43
1,5918—1,5942 25 55
1,6062—1,6095 30 59
1
2
Для этих нефтей приведено суммарное содержание ароматических углеводородов II и III групп.
456. Содержание парафина в 50-градусных масляных фракциях
Температура Парафин Температура Парафин
отбора, °C содержание, % температура плавления, °C отбора, СС содержание, % темпе ратура плавления, СС
Эхабинская н е d> т ь
долендинская н е ф т ь (с месь 1965 Г.) *
350—400 400—450 450—500 0,50 2,96 5,67 58 62 350—450 450—500 5,19 8,02 50 52
Тунгорская и е ф т ь
Южно-колендинская нефть 400—450 14,20 57
400—450 5,90 59 Нель нефть
450—470 7,00 61 минская
400—450 I 1,41 I 54
Охинская нефт ь (смесь) 450—500 | 5,45 62
400—450 0,70 54 Западно-сабинская нефть
450—490 0,74 55 VIII и XI пластов
400—450 1 0,03
зхаоинская (смесь 1955 нефть г.) 450—500 1 0,80 49
400—450 1 3,80 49 Сабинская нефть
450—496 1 5,95 55 400—460 | 12,60 I 41
Э х а б и некая нефть Некрасовская нефть
восточного участка 350—400 | 18,1 | 48
II площади К ы д ы л
аньинская нефть
400—450 I 4,50 48 400—450 I 5,85 I 56
450—500 1 6,25 49 450—470 1 7,21 1 60
457. Структурно-групповой состав 50-градусных фракций нефтей
Темпера- тура отбора, °C pf «20 nD м Распределение углерода, % Среднее число колец
СА СН Атол СП КА % ко
Колендинская нефть
200—250 0,8641 1,4800 168 21 45 66 34 0,43 1,09 1,52
250—300 0,8854 1,4955 200 25 35 60 40 0,63 1,07 1,70
300—350 0,9057 1,5065 238 26 32 58 42 0,76 1,25 2,01
350—400 0,9250 1,5160 297 25 32 57 43 0,91 1,66 2,57
400—450 0,9405 1,5256 365 26 28 54 46 1,20 1,85 3,05
450—500 0,9485 1,5336 422 30 20 50 50 1,60 1,73 3,33
Южно-колендинская нефть
200—250 0,8541 1,4670 175 7 58 65 35 0,10 1,51 1,61
250—300 0,8802 1,4820 224 11 55 66 34 0,22 1,88 2,10
300—350 0,9024 1,4820 275 14 46 60 40 0,44 2,07 2,51
350—400 0,9160 1,5085 325 20 34 54 46 0,82 1,83 2,65
400—450 0,9240 1,5181 376 24 23 47 53 1,26 1,44 2,70
450—470 0,9300 1,5240 480 26 18 44 56 1,56 1,56 3,12
718
Продолжение табл. 457
Темпера- тура отбора, °C / 20 nD м Распределение углерода, % Среднее число колец
СА сн ^кол сп КА К н ко
Эхабинская нефть (смесь 1965 г.)
200—250 0,8480 1,4710 172 17 42 59 41 0,37 1,00 1,37
250—300 0,8700 1,4855 212 20 33 53 47 0,50 1,06 1,56
300—350 0,8925 1,4985 254 22 31 53 47 0,70 1,19 1,89
350—400 0,9150 1,5100 300 23 30 53 47 0,84 1,50 2,34
400—450 0,9339 1,5210 360 24 28 52 48 1,08 1,80 2,88
450—500 0,9455 1,5280 425 25 26 51 49 1,34 2,05 3,39
Тунгорская нефть
200—250 0,8443 1,4672 — 13 43 56 44 0,28 1,09 1,37
250—300 0,8617 1,4795 — 16 34 50 50 0,43 1,11 1,54
300—350 0,8750 1,4880 — 18 28 46 54 0,56 1,15 1,71
350—400 0,8925 1,4985 20 25 45 55 0,73 1,29 2,02
400—450 0,9145 1,5120 — 23 24 47 53 1,04 1,41 2,45
Одоптинская нефть
200—250 0,8300 1,4640 17 30 47 53 0,35 0,70 1,05
250—300 0,8525 1,4800 22 23 45 55 0,57 0,61 1,18
300—350 0,8760 1,4920 — 23 21 44 56 0,69 0,86 1,55
350—400 0,9020 1,5045 300 23 25 48 52 0,82 1,30 2,12
400—450 0,9242 1,5170 375 24 25 49 51 1,10 1,72 2,82
Нельминская нефть
200—250 0,8591 1,4725 172 11 56 67 33 0,24 1,36 1,60
250—300 0,8828 1,4868 207 15 48 63 37 0,41 1,49 1,90
300—350 0,9036 1,4991 250 18 43 61 39 0,54 1,74 2,28
350—400 0,9270 1,5176 307 25 29 54 46 0,96 1,66 2,62
400—450 0,9420 1,5311 380 31 20 51 49 1,38 1,45 2,83
450—500 0,9620 1,5420 408 33 22 55 45 1,70 1,83 3,53
Западно-сабинская не ф т ь VIII и XI пластов
200—250 0,8670 1,4705 170 3 73 76 24 0,07 1,79 1,86
250—300 0,8870 1,4855 205 11 68 79 21 0,28 1,79 2,07
300—350 0,9070 1,5020 244 20 42 62 38 0,60 1,67 2,27
350—400 0,9258 1,5160 286 25 34 59 41 0,88 1,69 2,57
400—450 0,9360 1,5235 360 26 27 53 47 1,17 1,83 3,00
450—500 0,9385 1,5210 441 20 33 53 47 1,02 2,66 3,68
Сабинская нефть
200—250 0,8517 1,4630 1 68 69 31 0,01 1,67 1,68
250—300 0,8750 1,4813 — 12 50 62 38 0,26 1,58 1,84
300—350 0,8940 1,4912 — 13 46 59 41 0,39 1,88 2,27
350—400 0,9080 1,5004 —- 17 36 53 47 0,66 1,72 2,38
400—450 0,9265 1,5100 _ 18 36 54 46 0,78 2,32 3,10
450—460 0,9382 1,5150 —• — — — — — —
719
'родолжение табл. 457
о 458. Характеристика дистиллятных базовых масел а групп углеводородов, полученных адсорбционным методом
1 Выход, % Темпера- Со дер-
о Исходная фракция и сиесь углеводородов на фрак- цию на нефть Pi0 „20 М V60» сСт V100» сСт ИВ тура застывания, °C cejju,
Колендинская нефть
Фракция 350—450 °C Фракция 350—450 °C после депарафинизации Нафтено-парафиновые углеводороды Нафтено-парафиновые и I группа ароматических 100,0 95,0 43,3 58,1 18,2 17,3 7,9 10,6 0,9330 0,9356 0,8797 0,8906 1,5205 1,5230 1,4790 1,4892 328 350 370 365 39,45 45,53 23,17 26,00 6,25 7,30 5,31 5,60 18 72 62 9 —28 —20 —23 0,36 0,38
углеводородов Нафтено-парафиновые, I, II и III группы арома- 69,1 12,6 0,9045 1,4995 360 31,25 6,15 49 —26 —
тических углеводородов Нафтено-парафиновые, I, II, III и часть IV груп- 78,0 14,2 0,9160 1,5074 355 36,50 6,64 39 —28 —
пы ароматических углеводородов I группа ароматических углеводородов 14,8 2,7 0,9091 1,5060 — — — — — —
II и III группы ароматических углеводородов 11,0 2,0
IV группа ароматических углеводородов 2о,У 4,о
Концентрат смолистых и сернистых соединений Фракция 450—500 °C Фракция 450—500 °C после депарафинизации Нафтено-парафиновые углеводороды Нафтено-парафиновые и I группа ароматических 2,0 100,0 0,4 5,4 0,9485 1,5336 422 166,8 17,30 — 37 0,70
88,8 37,8 52,7 4,8 2,0 2,8 0,9560 0,8828 0,8938 1,5380 1,4832 1,4892 470 490 485 306,7 49,85 58,00 22,86 9,84 10,26 —17 102 86 1 1 1 0,79 0,33
углеводородов Нафтено-парафиновые, I, II и III группы арома- 65,7 3,5 0,9130 1,5008 480 98,50 13,00 52 —6* —
тических углеводородов Нафтено-парафиновые, I, II, III и IV группы аро- 87,0 4,7 0,9515 1,5325 475 287,00 22,20 —12 — —
матических углеводородов I группа ароматических углеводородов II и III группы ароматических углеводородов IV группа ароматических углеводородов 14,9 13,0 21,3 0,8 0,7 1,2 0,9170 0,9600 1,0340 1,5078 1,5743 1,5950 1 1 1 63,36 443,80 1461,00 10,50 25,50 41,16 75 —66 1111 1111
ЬО Концентрат смолистых и сернистых соединений 1,8 0,1
Продолжение табл. 458
Исходная фракция и смесь углеводородов Выход, % ₽1° 20 м V50. сСт V100» сСт ив Темпера- тура застывания, °C Содер- жание серы, %
на фрак- цию на нефть
Южно-колендинская нефть
Фракция 350—450 °C 100,0 18,9 0,9270 1,5135 350 29,51 6,58 23 0,56
Фракция 350—450 °C после депарафинизации 85,8 16,2 0,9371 1,5230 365 48,39 8,43 65 —21
Нафтено-парафиновые углеводороды 36,0 6,8 0,8780 1,4780 400 22,84 5,67 105 —22 0,31
Нафтено-парафиновые и I группа ароматических 51,0 9,6 0,8875 1,4836 390 26,80 6,00 86 —23
углеводородов
Нафтено-парафиновые, I, II и III группы арома- 62,6 11,8 0,9010 1,4940 385 32,40 6,66 75 —22
тических углеводородов
Нафтено-парафиновые, I, II, III и IV группы аро- 83,2 15,7 0,9330 1,5200 380 46,46 8,22 64 —21
матических углеводородов
I группа ароматических углеводородов 15,0 2,8 0,9216 1,5060 — 32,40 6,64 74 —25
II группа ароматических углеводородов III группа ароматических углеводородов 5,1 6,5 1,0 1,2 jo,9860 1,5560 — 96,60 10,96 — —12 —
IV группа ароматических углеводородов 20,6 3,9 1,040 1,6060 — 285,70 17,28 —
Концентрат смолистых и сернистых соединений 2,6 0,5 —. — .— — —. — ——
Фракция 450—470 °C 100,0 3,6 0,9300 1,5240 480 ' 112,00 18,71 28 0,84
Фракция 450—470 °C после депарафинизации 91,3 3,3 0,9481 1,5325 470 301,10 23,61 1 —6
Нафтено-парафиновые углеводороды 35,8 1,3 0,8834 1,4816 520 67,07 11,57 91 —11
Нафтено-парафиновые и,1 группа ароматических 48,5 1,7 0,8899 1,4869 518 80,00 12,30 74 —10 0,41
углеводородов
Нафтено-парафиновые, I и II группы ароматиче- 50,5 1,8 0,8929 1,4890 510 87,35 13,01 71 —8
ских углеводородов Нафтено-парафиновые, I, II и III группы арома- 66,5 2,4 0,9100 1,5002 508 44
137,00 16,00
тических углеводородов
I группа ароматических углеводородов 12,7 0,4 0,9246 1,5119 — 107,70 15,37 —6
II группа ароматических углеводородов 2,0 0,1 — — —
III группа ароматических углеводородов 16,0 0,6 0,9978 1,5650 — 483,60 31,13 —5
IV группа ароматических углеводородов и кон- 24,8 0,9 —- —. —
центрат смолистых и сернистых соединений ......
Эхабинская нефть, (смесь 1965 г.)
Фракция 350—450 °C Фракция 350—450 °C после депарафинизации 100,0 92,7 20,7 19,2 0,9232 0,9333 1,5145 1,5202 322 318 27,51 36,98 5,13 6,03 30 15 —32 0,46 0,51
Нафтено-парафиновые углеводороды 44,4 9,2 0,8685 1,4752 345 18,38 4,72 87 —19 —
Нафтено-парафиновые и часть I группы аромати- 46,3 10,0 0,8725 1,4780 342 18,68 4,75 85 —21 —
ческих углеводородов Нафтено-парафиновые и I группа ароматических 66,6 13,8 0,8910 1,4910 340 20,50 4,93 73 —24 Следы
углеводородов Нафтено-парафиновые, I, II и III группы арома- 74,3 15,4 0,8995 1,4963 330 21,88 5,01 58 —26 0,10
тических углеводородов Нафтено-парафиновые, I, II, III и часть IV груп- 82,5 17,1 0,9122 1,5030 325 25,50 5,20 23 —28 0,37
пы ароматических углеводородов I группа ароматических углеводородов 22,2 4,6 0,9229 1,5110 — 28,49 5,75 45 —33 —
II и III группы ароматических углеводородов 7,7 1,6 0,9970 1,5670 — 60,84 7,45 —90 —18 —-
IV группа ароматических углеводородов 15,2 3,1 1,0408 1,5880 — 103,60 8,89 — — —
Концентрат смолистых и сернистых соединений 3,2 0,7 — —— — — — — — —
Фракция 450—500 °C 100,0 6,1 0,9455 1,5280 425 187,70 17,60 — 23 0,57
Фракция 450—500 °C после депарафинизации 90,0 5,5 0,9510 1,5300 410 260,50 20,80 14 —12 0,64
Нафтено-парафиновые углеводороды 39,3 2,4 0,8822 1,4805 475 47,24 9,36 100 —23 —
Нафтено-парафиновые и часть I группы аромати- 50,8 3,1 0,8954 1,4900 465 60,00 10,48 86 То же Следы
ческих углеводородов Нафтено-парафиновые и I группа ароматических 52,4 3,2 0,8973 1,4915 460 62,50 10,70 83 —24 0,13
углеводородов Нафтено-парафиновые, I, II и III группы арома- 62,2 3,8 0,9090 1,4996 450 88,82 12,70 62 —25 0,17
тических углеводородов Нафтено-парафиновые, I, II, III и часть IV груп- 80,3 4,9 0,9330 1,5160 440 184,30 17,80 13 —21 0,38
пы ароматических углеводородов I группа ароматических углеводородов 13,1 0,8 0,9336 1,5080 .— 99,54 13,16 49 —26 —
II и III группы ароматических углеводородов 9,8 0,6 0,9954 1,5600 — 444,40 28,05 —28 —10 —
IV группа ароматических углеводородов 23,0 1,4 1,0590 1,5892 — — 63,76 — 10 —
Концентрат сернистых и смолистых соединений 4,8 0,3 — •— — — — — — ——
Т у II г о река з неф г ь
Фракция 350—400 °C 100,0 14,2 0,8925 1,4985 306 10,17 3,18 — 17 0,25
Фракция 350—400 °C после депарафинизации 77,9 11,0 0,9221 1,5166 295 13,92 3,70 38 —27 —
Нафтено-парафиновые углеводороды 39,4 5,6 0,8524 1,4650 320 9,88 3,30 126 —20 0,06
Продолжение табл. 458
Исходная фракция и смесь углеводородов Выход, % р!° 20 пл ЛГ V50. сСт v100> сСт ИВ Темпера- тура застывания, °C Содер- жание серы, %
на фрак- цию на нефть
Нафтено-парафиновые и I группа ароматических углеводородов 49,5 7,0 0,8685 1,4780 318 10,55 3,32 97 —25 0,15
Нафтено-парафиновые, I, II и III группы арома- тических углеводородов 58,0 8,2 0,8850 1,4910 315 11,10 3,40 70 —29 0,20
Нафтено-парафиновые, I, II, III и IV группы аро- 73,4 10,4 0,9174 1,5144 299 12,70 3,50 42 —30 0,49
матических углеводородов I группа ароматических углеводородов
10,1 1,4 0,9177 1,5110 316 15,04 3,95 63 —39 0,30
II и III группы ароматических углеводородов 8,5 1,2 0,9967 1,5656 310 34,75 5,23 —151 —24 0,43
IV группа ароматических углеводородов Концентрат сернистых и смолистых соединений 15,4 2,2 1,0654 1,6280 43,94 5,46 —206 —14 1,01
4,5 0,6
Фракция 400—450 °C 100,0 10,4 0,9145 1,5120 22,05 7,10 35 0,32
Фракция 400—400 “С после депарафинизации 78,9 8,2 0,9404 1,5270 368 60,13 8,09 —24 —21
Нафтено-парафиновые углеводороды 36,6 3,8 0,8820 1,4802 398 30,12 6,68 97 —19
Нафтено-парафиновые и I группа ароматических 43,5 4,5 0,8861 1,4862 392 31,79 6,91 92 —20 - -
углеводородов
Нафтено-парафиновые, I, II и III группы арома- 59,8 6,2 0,9095 1,5070 380 40,95 7,59 68 —21
тических углеводородов
Нафтено-парафиновые, I, II, III и IV группы аро- матических углеводородов I группа ароматических углеводородов 72,1 7,5 0,9284 1,5198 372 50,70 8,03 31 —21 0,43
6,9 0,7 0,9177 1,5025 — 46,04 7,70 41 —17
П и III группы ароматических углеводородов 16,3 1,7 1,0044 1,5118 — 161,4 12,69 —135 —8
IV группа ароматических углеводородов 12,3 1,3 1,0328 1,5960 478,6 18,36 3
Концентрат сернистых и смолистых соединений 6,8 0,7 1 — — — — —
Одоптинская нефть
Фракция 350—450 °C 100,0 15,5 0,9065 1,5102 332 18,41 4,57 19 0,60
Фракция 350—450 °C после депарафинизации 88,8 13,7 0,9178 1,5189 340 27,6( 5,81 60 —21 0,78
Нафтено-парафиновые углеводороды 42,4 6,6 0,8614 1,4728 358 15,61 4,19 118 —15 Следы
Нафтено-парафиновые и I группа ароматических 55,3 8,6 0,8724 1,4820 352 16,91 4,40 78 —15
углеводородов
•
Нафтено-парафиновые, I, II и III группы арома- 59,4 9,2 0,8790 1,4871 348 ! 17,61\ 4,бЗ 751 —17 —
тических углеводородов Нафтено-парафиновые, I, II, III и IV группы аро- 75,1 11,6 0,8940 1,5001 343 21,04 4,96 72 —20 —
матических углеводородов
Западно-сабинская неф' гь VIII и XI пластов
Фракция 350—450 °C Нафтено-парафиновые углеводороды Нафтено-парафиновые и I группа ароматических 100,0 52,4 67,8 29,6 15,5 20,1 0,9328 0,8759 0,8868 1,5212 1,4790 1,4892 314 360 355 31,80 19,40 20,90 6,56 4,96 5,16 74 96 92 —24 —26 —35 0,33
углеводородов Нафтено-парафиновые, I и II группы ароматиче- 72,0 21,3 0,8893 1,4921 350 21,40 5,21 90 —36 —
ских углеводородов Нафтено-парафиновые, I, II и III группы арома- 75,3 22,3 0,8920 1,4943 345 21,80 5,27 88 —36 —
тических углеводородов Нафтено-парафиновые, I, II, III и IV группы аро- 95,3 28,2 0,9204 1,5130 340 27,60 6,00 76 —30 0,07
матических углеводородов 1 группа ароматических углеводородов 15,4 4,2 3,3 20,0 4,7 100,0 44,9 57,0 4,6 1,2 1,0 5S 9 1,4 10,0 4,5 5,7 0,9252 1,5130 — 25,43 5,43 52 —33 —
II группа ароматических углеводородов |о,9789 1,5500 — 72,27 8,57 —66 — —
III группа ароматических углеводородов 1,0360 1,6120 98,00 8,98 —170 —
IV группа ароматических углеводородов —
Концентрат смолистых и сернистых соединений Фракция 450—500 °C Нафтено-парафиновые углеводороды Нафтено-парафиновые и I группа ароматических 0,9385 0,8934 0,9010 1,5210 1,4863 1,4920 441 465 455 146,30 59,06 62,91 17,09 10,41 10,72 50,5 86 82 —12 —1 4** 0,46
углеводородов Нафтено-парафиновые, I, II и III группы арома- 69,5 7,0 0,9118 1,5000 450 78,50 12,15 74 —7 0,12
тических углеводородов Нафтено-парафиновые, I, II, III и IV группы аро- 95,0 9,5 0,9340 1,5173 445 134,00 16,28 54,5 —12 —
матических углеводородов 12,1 12,5 25,5 5,0 1,2 1,3 2,5 0,5 0,9406 1,0063 1,0416 1,5185 . 105,2 13,76 51,5 —9 —
I группа ароматических углеводородов 1,5770 720,7 31,46 —106 —
II и III группы ароматических углеводородов 3431,00 60,15 —290
IV группа ароматических углеводородов Концентрат смолистых и сернистых соединений — —
Продолжение табл. 458
Исходная фракция и смесь углеводородов Выход, % рГ „20 nD М V50. сСт vioo. сСт ИВ Темпера- тура застывания, °C Содер- жание серы, %
на фрак- цию на нефть
Сабинская нефть
Фракция 350—400 °C Фракция 350—400 °C после депарафинизации 100,0 92,0 10,6 9,8 0,9050 0,9168 1,5020 1,5110 — 11,81 15,00 3,29 3,80 3,30 3,38 17,2 90,3 84,0 3 ПО 0,28
Нафтено-парафиновые углеводороды Нафтено-парафиновые и I группа ароматических углеводородов 49,5 61,5 5,2 6,5 0,8588 0,8650 1,4700 1,4760 . — 10,60 11,10 —2о —22 —24 —
Нафтено-парафиновые, I, II и III группы арома- тических углеводородов 76,4 8,1 0,8833 1,4862 — 12,10 3,50 68,8 —25 —
Нафтено-парафиновые, I, II, III и IV группы аро- матических углеводородов 86,4 9,2 0,9040 1,5012 — 13,60 3,63 34,1 —26 —
I группа ароматических углеводородов 12,0 1,3 0,9135 1,5070 15,86 39,95 42,15 4,02 5,71 6,02 33,2 91 Л 1
II и III группы ароматических углеводородов 14,9 1,6 0,9864 1,5470 —41 1 7 —
IV группа ароматических углеводородов Концентрат смолистых и сернистых соединений 10,0 5,6 1,1 0,6 1,047 1,6125 — —103 1 / —7 —
Фракция 400—460 °C Фракция 400—460 °C после депарафинизации Нафтено-парафиновые углеводороды Нафтено-парафиновые и I группа ароматических углеводородов 100,0 89,0 44,8 56,7 10,5 9,3 4,7 6,0 0,9270 0,9380 0,8820 0,8992 1,5130 1,5200 1,4812 1,4860 — 57,40 78,14 35,20 37,38 8,85 9,57 6,70 6,89 —21 55,4 51,9 17 —27 —23 —25 0,32
Нафтено-парафиновые, I, II и III группы арома- тических углеводородов 65,5 6,9 0,9001 1,4912 — 41,80 7,30 45,2 —26 —
Нафтено-парафиновые, I, II, III и IV группы аро- матических углеводородов 80,0 8,4 0,9250 1,5092 — 63,08 8,76 —5 —26 —
I группа ароматических углеводородов II и III группы ароматических углеводородов 11,9 8,8 1,3 0,9 0,9178 0,8914 1,5060 1,5475 — 48,71 206,1 932,8 8,77 14,75 21,47 28,3 —136 —587 —26 А —
IV группа ароматических углеводородов Концентрат смолистых и сернистых соединений 14,5 9,0 1,5 0,9 1,050 1,6028 — —q 10 —
Не крас 1 О IB с к я нес ) т ь
г Фракция 350—400 °C 1 Фракция 350—400 °C после депарафинизации 1 100,01 1б’,4] 6,2 1 АП 0,8790] Скайп 1,4878 1 314 I 9,21 1 3,11 1 21 1 0,29
Ш х у и н а я нефт ь
Фракция 350—450 °C Нафтено-парафиновые углеводороды Нафтено-парафиновые и I группа ароматических 100,0 40,5 51,6 29,1 11,8 15,0 0,9570 0,8944 0,9010 1,5378 1,4860 1,4934 320 350 345 35,00 22,13 23,86 6,50 5,09 5,32 40 66 64 —25 —17 0,22
• углеводородов Нафтено-парафиновые, I и II группы ароматиче- 57,1 16,6 0,9086 1,4966 340 24,18 5,36 63 —14 —
ских углеводородов Нафтено-парафиновые, I, II и III группы арома- 68,6 20,0 0,9220 1,5085 330 26,20 5,60 59 — —
тических углеводородов I группа ароматических углеводородов 11,1 5,5 11,5 31,4 3,2 1,6 3,4 9,1 0,9301 0,9675 1,0080 1,5113 1,5420 1,5723 — 30,32 50,07 5,86 7,19 — — '—
II группа ароматических углеводородов 73,41 7,52 —
III группа ароматических углеводородов —
IV группа ароматических углеводородов и ° кон-
центрат смолистых и сернистых соединений
Кыдыланьинская нефть
Фракция 350—450 °C Фракция 350—450°C после депарафинизации. Нафтено-парафиновые углеводороды Нафтено-парафиновые и I группа ароматических 100,0 88,8 46,2 61,5 16,0 14,2 7,4 9,8 0,9132 0,9202 0,8661 0,8779 1,5108 1,5150 1,4733 1,4833 340 310 355 350 18,67 22,98 14,86 16,26 4,94 5,10 4,22 4,44 51,6 106,0 99,5 20 —28 —20 —22 —
углеводородов Нафтено-парафиновые, I, II и III группы арома- 68,1 10,9 0,8919 1,4923 340 17,57 4,63 93,4 —26 —
тических углеводородов Нафтено-парафиновые, I, II, Ш и часть IV груп- 72,5 11,6 0,8981 1,5000 330 18,40 4,70 85,0 —28 —
пы ароматических углеводородов Нафтено-парафиновые, I, II, III и часть IV груп- 83,8 13,4 0,9150 1,5124 318 20,85 4,81 62,4 —30 —
пы ароматических углеводородов 15,3 6,6 15,7 2,4 1,1 2,5 0,8 0,9197 1,0062 1,0441 1,5095 21,77 4,97 55,4 —27 —.
I группа ароматических углеводородов II и III группы ароматических углеводородов 1,5800 1,6170 — 29,41 40,24 5,66 6,42 — 2 5 —
Часть IV группы ароматических углеводородов
Часть IV группы ароматических углеводородов 5,0
и концентрат смолистых и сернистых соединений Фракция 450—470 °C Фракция 450—470 °C после депарафинизации 100,0 85,0 42,5 3,3 2,8 1,4 0,9231 0,9419 0,8851 1,5177 1,5250 1,4828 430 415 455 82,76 115,60 43,33 11,97 13,50 8,93 22,6 103 38 —16 —25 —
Нафтено-парафиновые углеводороды и часть
I группы ароматических углеводородов
ЬО 00 Продолжение табл. 458
Исходная фракция и смесь углеводородов Выход, % ₽г и20 nD м V50> сСт v100» сСт ив Темпера- тура застывания, °C Содер- жание серы, %
на фрак- цию на нефть
Нафтено-парафиновые углеводороды и I группа 52,8 1,7 0,8936 1,4890 440 47,80 9,20 93,2 —24 —
ароматических углеводородов Нафтено-парафиновые, I и II группы ароматиче- 57,0 1,9 0,9051 1,4950 430 53,59 9,63 85,0 —24
ских углеводородов Нафтено-парафиновые, I, II, III и часть IV труп- 77,3 2,5 0,9287 1,5151 425 83,72 11,73 49,4 —19
пы ароматических углеводородов I и II группы ароматических углеводородов 14,5 0,5 0,9462 1,5209 — 99,13 12,90 43 —19
III и часть IV группы ароматических углеводоро- 20,3 0,6 1,0437 1,6120 — — 31,70 — — —
ДОВ Часть IV группы ароматических углеводородов 7,7 0,3 — —-. — — — — —
и концентрат смолистых и сернистых соединений Уй Фракция 350—420 °C г л е к 100,0 у т с к а 20,7 я и е (j 0,9180 т ь 12,99 3,56 —37 0,42
Нафтено-парафиновые углеводороды 61,2 12,7 0,8758 — 11,41 3,66 - —44
Нафтено-парафиновые и I группа ароматических 67,8 14,0 0,8873 — — 11,52 3,77 —' —39 0,13
углеводородов I группа ароматических углеводородов 6,6 1,3 0,9054 12,18 3,99 . —32
II и III группы ароматических углеводородов 32,2 6,7 0,9669 — — 25,33 5,36 —22 —
Фракция 420—500 °C 100,0 17,0 0,9418 — — 55,70 8,71 —14 0,79
Нафтено-парафиновые углеводороды 50,0 8,5 0,8964 — — 39,00 7,79 . —25
Нафтено-парафиновые и I группа ароматических 65,4 И,1 0,9110 — — 40,45 — —‘ —23 0,17
углеводородов I группа ароматических углеводородов 15,4 2,6 0,9235 42,30 —20
II и III группы ароматических углеводородов 15,6 2,7 0,9943 — —. 67,30 — - —6 —
IV группа ароматических углеводородов 19,0 3,2 — —• — — —. — — —
* ЦРи Добавлении 1% депрессатора АЗНИИ-ЦИАТИМ-1 температура застывания понизилась до —15 °C.
При добавлении 1% депрессатора АЗНИИ-ЦИАТИМ-1 температура застывания понизилась до —18 °C.
Колендинская нефть Фракция 350—450 °C 25 1 31 56 44 1,02 1,82 2,84 Фракция 350—450 °C после де- 26 28 54 46 1,13 1,80 2,93 парафинизации Нафтено-парафиновые углево- 0 47 47 53 0 2,64 2,64 дороды Нафтено-парафиновые и I труп- 7 40 47 53 0,32 2,28 2,60 па ароматических углеводоро- дов Нафтено-парафиновые, I, II и 14 35 49 51 0,60 2,11 2,71 III группы ароматических уг- леводородов Нафтено-парафиновые, I, II, III 17 35 52 48 0,76 2,07 2,83 и часть IV группы аромати- ческих углеводородов Фракция 450—500 °C 30 20 50 50 1,60 1,73 3,33 Фракция 450—500 °C после де- 31 19 50 50 1,82 1,91 3,73 парафинизации Нафтено-парафиновые углево- 0 39 39 61 0 2,95 2,95 дороды Нафтено-парафиновые и I груп- 3 40 43 57 0,16 3,09 3,25 па ароматических углеводоро- дов Нафтено-парафиновые, I, II и 9 40 49 51 1,00 2,70 3,70 HI группы ароматических уг- леводородов 729 СА | СН | Скол | СП | КА | КН | КО Распределение Среднее число колец Исходная фракция и смесь углерода, % в молекуле углеводоводов 460. Структурно-групповой состав дистиллятных базовых масел и групп углеводородов Колендинская нефть 350—450 I 5,0 I 0,9 1 47 450—500 | 11,2 | 0,6 1 56 Ю ж н о-к олендинская нефть 350—450 I 14,2 I 2,7 1 48 450—470 1 8,7 | 0,3 | 56 Эхабинская нефть (смесь 1965 г.) 350—450 1 7,3 I 1,5 1 44 450—500 1 10,0 1 0,6 1 51 Тунгорская нефть 350—400 1 22,1 I 3,2 I 44 400—4501 21,1 1 2,2 1 54 Фракция. Т^енияаВ’ oq ла лепим фракцию на неФть Го0Э’ I Выход гача, % | Темпера- 1 459. Выход гача после депарафинизации масляных фракций
Одоптинская нефть 350—450| 11,2 | 1,8 | 45 Сабинская нефть 350—4001 8,0 I 0,8 I 44 400—4601 11,0 1 1,2 | 44 Некрасовская нефть 350—4001 23,6 | 1,5 | 43 Кыдыланьинская нефть 350—4501 11,2 1 1,8 1 46 450—4701 15,0 | 0,5 | 47 фракция, туРа плав" oq на ления фракцию на неФть га£>’ I I Выход гача, % | Темпера-
Продолжение табл. 460 Продолжение табл.4 60
Исходная фракция и смесь углеводородов Распределение углерода, % Среднее число колец в молекуле 1^Я
Исходная фракция и смесь углеводородов Распределение углерода, % Среднее число колец в молекуле
СА сн с кол сп Ка КН КО
СА сн Сд КА Кн Ко
Нафтено-парафиновые, I, II и 27 24 51 49 1,57 2,28 3,85 Я Фракция 450—500 °C * 25 26 51 49 1,34 2,05 3,39
IV группы ароматических уг- леводородов фракция 450—500 °C после де- 26 29 55 45 1,40 2,37 3,77
парафинизации Нафтено-парафиновые углево- 0 42 42 58 0 3,07 3,07
tu ж н о-к олендинская не фть дороды
Фракция 350—450 °C 23 28 51 49 0,93 1,75 2,86 Я Нафтено-парафиновые и I труп- 5 40 45 55 0,26 2,95 3,21
Фракция 350—450 °C после де- 26 29 55 45 1,12 2,03 3,15 Я па ароматических углеводоро- дов
парафинизации Нафтено-парафиновые, I, II и 9 38 47 53 0,54 2,90 3,44-
Нафтено-парафиновые углево- 0 44 44 56 0 2,78 2,78 Я III группы ароматических уг-
дороды 0,11 / леводородов
Нафтено-парафиновые и I труп- 2 45 47 53 2,74 2,85 Я Нафтено-парафиновые, I, II, III 17 33 50 50 0,99 2,70 3,69-
па ароматических углеводоро- и часть IV группы аромати-
ДОВ ческих углеводородов
Нафтено-парафиновые, I, II и III группы ароматических уг- леводородов 8 42 50 50 0,45 2,50 2,95 Я Тун Фракция 350—400 °C горек 20 а я н 25 е ф т ь 45 55 0,73 1,29 2,02-
Нафтено-парафиновые, I, II, III 23 30 53 47 1,09 2,04 3,13 Я Фракция 350—400 °C после де- 27 27 54 46 0,98 1,67 2,6&
и IV группы ароматических парафинизации
углеводородов Нафтено-парафиновые углево- 0 21 21 79 0 1,67 1,67
Фракция 450—470 °C 26 18 22 44 56 1,56 1,56 3,12 Я дороды Нафтено-парафиновые и I труп- 5 38 43 57 0,19 1,95 2,14
•Фракция 450—470 °C после де- 28 50 50 1,60 2,15 3,75 Я па ароматических углеводоро-
парафинизации дов
Нафтено-парафиновые углево- 0 39 39 61 0 3,09 3,09 Я Нафтено-парафиновые, I, II и 14 31 45 55 0,55 1,60 2,15-
дороды 0,08 III группы ароматических уг-
Нафтено-парафиновые и I труп- 3 37 40 60 3,13 3,21 Я леводородов
па ароматических углеводоро- дов Нафтено-парафиновые, I и II 5 38 43 57 0,18 3,12 3,30 Я Нафтено-парафиновые, I, II, III и IV группы ароматических углеводородов 22 28 50 50 0,80 1,49 2,20
группы ароматических угле-
водородов Фракция 400—450 °C 23 24 47 53 1,04 1,41 2,45.
Нафтено-парафиновые, I, II и III группы ароматических уг- леводородов 10 36 46 54 0,51 3,21 3,72 Я Фракция 400—450 °C после де- парафинизации • Нафтено-парафиновые углево- 28 0 25 23 53 23 47 77 1,27 0 1,77 1,17 3,04 1,17
Эхабинская нефть (с м е с ь 1965 г.) дороды Нафтено-парафиновые и I труп- 2 43 45 55 0,12 1,78 1,90
Фракция 350—450 “С 23 30 53 47 0,92 1,63 2,55 Я па ароматических углеводоро- дов Нафтено-парафиновые, I, II и
Фракция 350—450 °C после де- 24 34 58 42 0,97 1,85 2,82 Я 19 26 45 55 0,89 1,72 2,61
парафинизации 43 III группы ароматических уг-
Нафтено-парафиновые углево- 0 43 57 0 2,18 2,18 Я леводородов
дороды Нафтено-парафиновые, I, II, III 25 35 60 40 1,15 1,18 2,331
Нафтено-парафиновые и I груп- па ароматических углеводоро- дов Нафтено-парафиновые, I, II и 11 37 48 52 0,44 1,99 2,43 Я и IV группы ароматических углеводородов
13 38 51 49 0,53 2,00 2,53 Запад но-сабинск а я нефть VIII и XI пластов 2,72
III группы ароматических уг- Фракция 350—450 °C Нафтено-парафиновые углево- 26 31 57 43 1,03 1,69
леводородов Нафтено-парафиновые, I, II, III 15 39 54 46 0,60 2,04 2,64 Я 0 44 44 56 0 0,43 2,41 1,94 2,31; 2,37
Дороды Нафтено-парафиновые и I груп-
и часть IV группы аромата- 10 34 44 56
ческих углеводородов па ароматических углеводоро- дов
730
Продолжение табл,46>
Продолжение табл, 460
Исходная фракция и смесь углеводородов Распределение углерода, % Среднее число колец *1 в молекуле i
СА | сн | скол | сп кА | кн К° |
Нафтено-парафиновые, I и II группы ароматических углево- 12 32 44 56 0,53 1,79 2,32 J
дородов Нафтено-парафиновые, I, II и III группы ароматических уг- леводородов 13 32 45 55 0,56 1,76 2,32 1
Нафтено-парафиновые, I, II, III и IV группы ароматических < углеводородов 22 30 52 48 0,93 1,75 2,68 1
>- Фракция 450—500 °C 20 33 53 47 „ 1,02 2,66 3,68|
Нафтено-парафиновые углево- дороды 0 46 46 54 ’ 0 3,37 3,37Я
Нафтено-парафиновые и I груп- па ароматических углеводоро- 3 44 47 53 0,17 3,23 3,401
дов Нафтено-парафиновые, I, II и III группы ароматических уг- леводородов 9 40 49 51 0,46 3,04 3,501
; Нафтено-парафиновые, I, II, III ' и IV группы ароматических углеводородов Саб 18 и н с к 34 а я не 52 ф т ь 48 1,00 2,67 3,671
Фракция 350—400 °C 17 36 53 47 0,66 1,72 2,381
- Фракция 350—400 °C после де- парафинизации 22 34 56 44 0,83 1,60 2,431
Нафтено-парафиновые углево- дороды 0 33 33 67 0 2,40 2,401
Нафтено-парафиновые и I груп- па ароматических углеводоро- дов 4 38 42 58 0,05 1,88 1,93 1
Нафтено-парафиновые, I, II и III группы ароматических уг- леводородов 9 39 48 52 0,33 1,91 2,24 I
Нафтено-парафиновые, I, II, III , и IV группы ароматических углеводородов 17 35 ¥2 48 0,70 1,72 2,421
; Фракция 400—460 °C 18 37 55 45 0,83 2,31 3,1Я
! Фракция 400—460 °C после де- 1 парафинизации 21 37 58 42 0,96 2,34 з,зо|
Нафтено-парафиновые углево- * дороды 0 44 44 56 0 2,81 2,81 J
1 Нафтено-парафиновые и I груп- | па ароматических углеводоро- дов 2 44 46 54 0,09 2,80 2,891
। Нафтено-парафиновые, I, II и III группы ароматических уг- леводородов 4 47 51 49 0,18 2,92 3,1(q
Нафтено-парафиновые, I, II, III и IV группы ароматиче- J ских углеводородов 15 41 56 44 0,69 2,60 3,2Э|
732
Исходная фракция и смесь углеводородов Распределение углерода, % Среднее число колец в молекуле
СА | СН ^кол сп кА кн Ко
Н е к р Фракция 350—400 °C Фракция 350—400 °C после де- парафинизации асовская 13 30 19 32 г е ф т 43 51 57 49 0,51 0,74 1,41 1,58 1,92 2,32
Шхунная нефть
Фракция 350—450 °C 33 28 61 39 1,39 1,73 3,12
Нафтено-парафиновые углево- дороды 0 53 53 47 0 2,61 2,61
Нафтено-парафк эвые и I груп- па ароматических углеводоро- дов 8 47 55 45 0,30 2,57 2,87
Нафтено-парафиновые, I и II группы ароматических угле- водородов 12 45 57 43 0,41 2,53 2,94
Нафтено-парафиновые, I, II и III группы ароматических уг- леводородов К ы д ы л 17 а н ь и и 44 ская 61 неф 39 т ь 0,66 2,33 2,99
Фракция 350—450 °C 22 26 48 52 0,96 1,49 2,45
Фракция 350—450 °C после де- парафинизации 25 28 53 47 0,98 1,50 2,48
Нафтено-парафиновые углево- дороды 0 42 42 58 0 2,20 2,20
Нафтено-парафиновые и I груп- па ароматических углеводоро- дов 6 37 43 57 0,27 1,95 2,22
Нафтено-парафиновые, I, II • и III группы ароматических уг- леводородов 12 35 47 53 0,49 1,91 2,40
Нафтено-парафиновые, I, II, III и часть IV группы аромати- ческих углеводородов 18 30 48 52 0,71 1,71 2,42
Нафтено-парафиновые, I, тт, III и часть IV группы аромати- ческих углеводородов 24 26 50 50 0,95 1,52 2,47
Фракция 450—470 °C 24 22 46 54 1,27 1,61 2,88
Фракция 450—470 °C после де- парафинизации 26 26 52 48 1,33 2,07 3,40
Нафтено-парафиновые и часть I группы ароматических угле- водородов 1 43 44 56 0,08 2,94 3,02
Нафтено-парафиновые и I груп- па ароматических углеводоро- дов 3 42 45 55 0,17 2,90 3,07
Нафтено-парафиновые, I и II группы ароматических углево- дородов 6 43 49 51 0,31 3,02 3,33
Нафтено-парафиновые, I, II, III и часть IV группы аромати- ческих углеводородов 19 32 51 49 1,00 2,37 3,37
733
461. Характеристика остаточных базовых масел и групп углеводородов, полученных адсорбционным методом
Остаток и смесь углеводородов Выход, % Л20 Р4 „20 nD м 450’ сСт v100, сСт Ч'>0 ив ввк Темпе- ратура засты- вания, °C Содер- жание серы, %
на ос- таток на нефть
v100
Колен дине кая и ефть
Остаток выше 500 °C 100,0 17,0 1,010 — — — 306,9 (ВУюо) 30,23 — — — >50 0,96
Нафтено-парафиновые углеводороды пос- 7,6 1,3 0,8971 1,4895 670 262,0 8,68 89 0,817 —17 0,30
ле депарафинизации Нафтено-парафиновые и часть I группы 14,1 2,4 0,9033 1,4957 665 315,4 33,5 9,41 85 0,819 —14 —
ароматических углеводородов Нафтено-парафиновые и I группа аро- 18,2 3,1 0,9138 1,5022 635 401,3 35,90 11,18 69 0,837 —11 0,65
магических углеводородов Нафтено-парафиновые, I и II группы аро- 19,9 3,4 0,9253 1,5080 615 504,8 37,48 13,45 46 0,851 —9 —
матических углеводородов
Ю ж н о колендинская нефть
Остаток выше 470 °C 100,0 10,4 1,020 — — — 142,6 (ВУюо) 21,37 — — — 49 1,30
Нафтено-парафиновые углеводороды пос- 9,2 1,0 0,8865 1,4852 670 164,8 7,7 87 — 15 —
ле депарафинизации Нафтено-парафиновые и I группа аро- 15,9 1,7 0,9030 1,4935 637 300,0 29,93 10,0 79 —14 0,23
матических углеводородов Нафтено-парафиновые, I и II группы аро- 20,1 2,1 0,9135 1,5005 636 386,0 35,59 10,9 71 — — —
матических углеводородов Нафтено-парафиновые, I, II и III труп- 30,6 3,2 0,9363 1,5201 628 784,6 52,54 14,9 59 —1
пы ароматических углеводородов I группа ароматических углеводородов 6,7 0,7 0,9176 1,5053 236,7 27,29 — —13
II группа ароматических углеводородов 4,2 0,4 0,9680 — — 304,7 105,8 — — — — —
Э х а б и некая неф т ь (смесь 1965 г.)
Остаток выше 500 °C 100,0 12,8 0,9929 — — — 144,0 (ВУюо) 28,06 — — — 45 0,90
Нафтено-парафиновые углеводороды 8,8 1,1 0,9005 1,4915 640 243,2 8,67 85 0,8250 —12 —
Нафтено-парафиновые и I группа аро- 15,5 2,0 0,9174 1,5039 615 354,5 33,67 11,50 75,5 0,843 —16 0,39
матических углеводородов ЫМЛа-ЛгЛ. Л..-
Нафтено-парафиновые, I, II и III груп- пы ароматических углеводородов I группа ароматических углеводородов 29,5 6,7 3,8 0,9 0,9665 0,9212 1,5358 1,5060 — 1497,0 473,3 71,40 38,54 21,00 12,30 38 61,7 4 —24 —
II и III группы ароматических углево- дородов 14,0 1,8 1,0032 1,5820 — — 186,2 17
IV группа ароматических углеводородов и концентрат смолистых и сернистых соединений 54,0 6,90
Асфальтены 9,7 1,2 Тунг орска я не ф т ь
Остаток выше 450 °C 100,0 13,6 0,9632 — — — 10,98 (ВУ юо) 13,95 — — — 48 0,88
Нафтено-парафиновые углеводороды пос- ле депарафинизации 18,9 2,6 0,8851 1,4830 550 85,19 6,10 94 0,8140 —17 —
Нафтено-парафиновые и I группа аро- матических углеводородов 26,7 3,6 0,8975 1,4910 540 107,3 15,27 7,04 79 0,8356 —18 0,17
Нафтено-парафиновые, I, II и III груп- пы ароматических углеводородов 35,8 4,9 0,9220 1,5090 530 189,1 20,90 9,05 59 0,8529 —21 0,27
I группа ароматических углеводородов 7,8 1,0 0,9237 1,5065 530 179,1 20,77 8,63 66 0,8577 —15 —
II и III группы ароматических углево- дородов 9,1 1,3 О д о п 0,9975 т и н с 1,5623 с а я н 520 ф т 1440,0 ь 76,32 7
Остаток выше 450 °C 100,0 15,1 0,9869 — — — 36,44 (ВУюо) — — — 24 1,92
Нафтено-парафиновые после депарафи- низации 12,3 1,9 0,8930 1,4875 580 117,5 17,14 6,85 88 0,8155 — 19 —
Нафтено-парафиновые и I группа аро- матических углеводородов 22,5 3,4 0,9030 1,4940 565 135,0 18,87 7,15 86 0,8322 —20 —•
Нафтено-парафиновые, I и II группы аро- матических углеводородов 29,2 4,4 0,9101 1,5001 555 152,3 •20,00 7,65 82 0,8425 —20 —
Нафтено-парафиновые, I, II и III груп- пы ароматических углеводородов 37,6 5,7 0,9314 1,5144 510 209,3 22,65 9,25 61 0,8662 —21 —
I группа ароматических углеводородов 10,2 1,5 0,9194 1,5076 — 213,9 23,54 9,10 — — —20 ——
II и III группы ароматических углеводо- м родов СП 15,1 2,3 0,9780 1,5560 — 600,9 36,28 16,50 —10
Oi Продолжение табл. 461
Выход, % Темпе- Содер- жание
Остаток и смесь углеводородов рГ 20 V50, v100» *50 ив ввк ратура
на ос- на "О м cCc сСт v100 засты - серы, %
таток нефть вания, °C
Западно-сабинская не фть VIII и XI пластов
Остаток выше 500 °C 100,0 15,8 0,9892 — — — 71,35 (ВУюо) 23,08 — — — 40 0,70
Нафтено-парафиновые углеводороды пос- 11,0 1,74 0,8900 1,4847 610 174,1 7,55 91,5 0,8130 —5
ле депарафинизации Нафтено-парафиновые и часть I группы 17,4 2,75 0,9042 1,4962 605 239,0 27,80 8,60 85 0,8290 —5
ароматических углеводородов Нафтено-парафиновые и I группа аро- 20,3 3,21 0,9089 1,4998 600 301,7 31,60 9,24 80,5 0,8340 —5*
матических углеводородов
Нафтено-парафиновые, I и II группы аро- 25,9 4,09 0,9170 1,5064 590 449,0 39,30 11,43 72,0 0,8400 —4 0,20
матических углеводородов I группа ароматических углеводородов 9,3 1,47 0,9193 1,5036 359,7 34,17 — —7
II группа ароматических углеводородов 5,6 0,88 0,9550 1,5223 — 1025,0 59,42 — — — — —
Сабинская нефть
Остаток выше 460 °C 100,0 13,0 0,9774 — — — 13,77 (ВУюо) 16,59 — — — 18 —
Нафтено-парафиновые углеводороды пос- 18,7 2,4 0,8857 1,4835 580 111,7 6,74 88,0 0,8120 —21 —
ле депарафинизации Нафтено-парафиновые и I группа аро- 27,3 3,5 0,9008 1,4942 570 156,5 19,33 8,03 70,3 0,8384 —20
матических углеводородов Нафтено-парафиновые, I и II группы аро- 32,5 4,0 0,9080 1,5010 566 200,0 22,00 9,09 65,0 0,8480 — 19 —
матических углеводородов Нафтено-парафиновые, I, II и III труп- 45,9 6,0 0,9396 1,5267 550 520,4 36,87 14,11 37,4 0,8797 —1 —
пы ароматических углеводородов I группа ароматических углеводородов 8,6 1,1 0,9302 1,5120 565 296,7 28,03 10,55 57,3 0,8570 —16
II и III группы ароматических углеводо- 18,6 2,5 1,014 1,5722 — — 174,7 — — — —9 —
родов UilLMiUgga. ’
47—160 737.
Некрасовская нефть
Остаток выше 400 °C Нафтено-парафиновые углеводороды пос- 100,0 21,3 11,8 2,5 0,9539 0,8913 1,4830 495 107,2 75,71 36,80 11,78 6,44 72,6 0,8399 35 —14 0,86
ле депарафинизации Нафтено-парафиновые и часть I группы 30,5 3,6 0,9050 1,4980 480 85,50 12,50 6,85 64,0 0,8460 — 19
ароматических углеводородов Нафтено-парафиновые и I группа аро- 34,4 4,1 0,9125 1,5040 470 95,90 13,25 7,20 60,2 —20
0,8510
матических углеводородов
Нафтено-парафиновые, I, II и III груп- 48,1 5,7 0,9313 1,5092 460 145,1 16,41 8,84 39, 1 0,8718 --22 0,55
пы ароматических углеводородов 13,1
I группа ароматических углеводородов 1,6 0,9425 1,5300 430 224,7 23,18 9,71 — -— .— —
11 и III группы ароматических углеводо- 13,7 1,6 0,9955 1,5610 — — 34,57 — — —6 —
родов Ш х у н н а я неф т ь
Остаток выше 450 °C 100,0 15,3 0,9881 — — —. 23,46 (ВУ1Оо) 17,74 — — — 30 0,73
Нафтено-парафиновые углеводороды пос- 12,0 1,8 0,8908 1,4897 575 135,2 7,4 74 0,8175 —21
ле депарафинизации
Нафтено-парафиновые и I группа арома- 32,8 5,0 0,9080 1,5020 570 200,0 21,50 9,3 59 0,8366 — 19 —.
тических углеводородов Нафтено-парафиновые, I и II группы аро- 37,6 5,7 0,9180 1,5055 550 215,6 22,60 9,5 56 0,8490 — 12
матических углеводородов Нафтено-парафиновые, I, II и III груп- 44,0 6,7 0,9327 1,5132 530 279,9 25,46 10,8 42 0,8669 —8
пы ароматических углеводородов I группа ароматических углеводородов 20,8 3,2 0,9097 1,5004 — 18,00 — — — 19
II группа ароматических углеводородов 4,8 0,7 0,9762 1,5404 780,2 40,45
Продолжение табл. 461
Остаток и смесь углеводородов Выход, % рГ „20 nD V50. сСт v100> сСт V50 ив ввк Темпе- ратура засты- вания, °C Содер- жание серы, %
на ос- таток < на нефть
v100
К ы д ы л а н ь и н с к а я нефть
Остаток выше 470 °C 100,0 9,3 0,9565 — 18,55 34 0,69
Нафтено-парафиновые углеводороды пос- 19,7 1,8 0,8925 1,4870 620 150,9 (БУ «о) 21,32 7,08 95 0,8163 —18
ле депарафинизации
Нафтено-парафиновые и I группа арома- 28,1 2,6 0,9004 1,4932 609 186,8 24,35 7,67 92 0,8239 —19
тических углеводородов Нафтено-парафиновые, I и часть II труп- 30,1 2,8 0,9042 1,4960 605 215,0 25,80 85 —17
8,35 0,8285
пы ароматических углеводородов Нафтено-парафиновые, I и II группы аро- 31,9 3,0 0,9067 1,4970 603 239,7 26,84 79 —16
8,95 0,8312
матических углеводородов 8,4
I группа ароматических углеводородов 0,8 0,9288 1,5115 — 439,2 35,88 12,25 56 — —20
II группа ароматических углеводородов 3,8 0,4 1,007 1,5435 — 1348,0 61,74 — — ——
III и IV группы ароматических углево- дородов Концентрат смолистых и сернистых сое- 17,0 1,6 — — — — 260,1 — — — — —
27,1 2,4 — — — — ,
динений Асфальтены 8,0 0,8 — — — — — — — — — —
Уйглекутская нефт ь
Остаток выше 500 °C 100,0 19,5 31,4 1,0046 — — — 72,50 (ВУ100) — — — 35 1,03
Нафтено-парафиновые углеводороды 5,9 0,9033 — — 170,0 21,15 8,05 80 0,8260 —11
Нафтено-парафиновые и часть I группы 26,0 7,9 0,9100 — — 182,4 22,10 8,30 78 0,8350 — 14 0,3 .
ароматических углеводородов [ группа ароматических углеводородов 10,9 3,3 0,9327 — — 346,8 32,71 10,60 73 0,8580 —16 —.
При добавлении 1% депрессатора АзНИИ-ЦИАТИМ-1 температура застывания.понизилась до —13 °C.
Продолжение табл. 463
Продолжение табл. 463
Смесь углеводородов Распределение углерода, % Среднее число колец в молекуле
СА СН ^кол СП КА кн ко
Эхабинская неф т ь (с м е с ь 1965 г.)
Нафтено-парафиновые углево- дороды 0 40 40 60 0 4,25 4,25
Нафтено-парафиновые и I труп- 9 35 44 56 0,65 3,79 4,44
па ароматических углеводо-
родов
Нафтено-парафиновые, I, II и III группы ароматических уг- леводородов Тун 24 г о р с 35 с а я н 59 ефть 41 1,54 3,45 4,99
Нафтено-парафиновые углево- дороды 0 39 39 61 0 3,35 3,35
Нафтено-парафиновые и I груп- па ароматических углеводо- 5 35 40 60 0,30 3,06 3,36
родов
Нафтено-парафиновые, I, II и III группы ароматических уг- 13 32 45 55 0,86 2,95 3,81
леводородов
Одоптинская н ефть
Нафтено-парафиновые углево- дороды 0 40 40 60 0 3,71 3,71
Нафтено-парафиновые и I груп- па ароматических углеводо- 4 39 43 57 0,31 3,57 3,88
родов
Нафтено-парафиновые, I и II группы ароматических угле- 9 36 45 55 0,56 3,36 3,92 '
водородов
Нафтено-парафиновые, I, II и III группы ароматических уг- 15 35 50 50 0,96 13,11 4,07
леводородов
Западно-сабинская нефть VIII и XI п л а с т о В
Нафтено-парафиновые углево- дороды 0 40 40 60 0 3,85 3,85 :
Нафтено-парафиновые и часть I группы ароматических уг- 6 35 41 59 0,41 3,54 3,95
леводородов
Нафтено-парафиновые и I груп- па ароматических углеводо- 8 34 42 58 0,56 3,43 3,99
родов
Нафтено-парафиновые, I и II группы ароматических угле- водородов 12 31 43 57 0,85 3,17 4,02 1
Смесь углеводородов Распределение углерода, % Среднее число колец в молекуле
СА сн Скол сп КА кн КО
Сабинская нефть
Нафтено-парафиновые углево- 0 38 38 62 0 3,47 3,47
дороды Нафтено-парафиновые и I труп- 5 36 41 59 0,34 3,26 3,60
па ароматических углеводо-
родов Нафтено-парафиновые, I и II 10 31 41 59 0,70 2,95 3,65
группы ароматических угле-
водородов Нафтено-парафиновые, I, II и 26 15 41 59 1,78 1,94 3,72
III группы ароматических уг- леводородов 1
Некрасовская нефт ь
Нафтено-парафиновые углево- 0 44 44 56 0 3,51 3,51
дороды Нафтено-парафиновые и часть 8 37 45 55 0,47 2,96 3,43
I группы ароматических угле-
водородов Нафтено-парафиновые и I труп- 10 35 45 55 0,84 2,70 3,54
па ароматических углеводо-
родов Нафтено-парафиновые, I, II и 32 24 56 44 1,83 2,34 4,17
III группы ароматических уг- леводородов
Шхунная нефть
Нафтено-парафиновые углево- 0 37 37 63 0 3,31 3,31
дороды Нафтено-парафиновые и I труп- 10 30 40 60 0,66 3,03 3,69
па ароматических углеводо-
родов Нафтено-парафиновые, I и II 11 34 45 55 0,72 3,37 4,09
группы ароматических угле-
водородов Нафтено-парафиновые, I, II и 13 39 52 48 0,83 3,67 4,50
III группы ароматических уг- леводоров
Кыдыланьинска я нефть
Нафтено-парафиновые углево- 0 39 39 61 0 3,87 3,87
дороды Нафтено-парафиновые и I груп- 4 37 41 59 0,25 3,68 3,93
па ароматических углеводо-
родов Нафтено-парафиновые, I и часть 5 36 41 59 0,43 3,55 3,98
II группы ароматических уг-
леводородов Нафтено-парафиновые, I и II 6 36 42 58 0,44 3,63 4,07
группы ароматических угле- водородов
48—160 741
740
464. Потенциальное содержание базовых дистиллятных и остаточных масел
Температура отбора, °C Выход (на нефть) дистил- лятной фрак- ции или остат- ка, % Характеристика базовых масел Содержание базовых масел,. %
Р1» ^50» сСт *100, сСт *50 *100 ив ввк темпе- ратура засты- вания, °C на дис- тиллят- ную фрак- цию или остаток на нефть
Колендинская нефть
350—450 18,2 0,9045 31,25 6,15 — 49 — —26 69,1 12,6
450—500 5,4 0,9130 98,50 13,00 — 52 — —6 65,7 3,6
Остаток выше 500 17,0 0,9033 315,4 33,50 9,41 85 0,819 — 14 14,1 2,4
Ю ж н о-к олендинская нефть
350—450 18,9 0,9010 32,40 6,66 — 75 — —22 62,8 11,8
450—470 3,6 0,8929 87,35 13,01 — 71 — —8 50,5 1,8
Остаток выше 470 10,4 0,9135 — 35,59 10,9 71 — —14 20,1 2,1
Эхабинская нефть (смесь 1965 г.)
350—450 20,7 0,8910 20,50 4,93 — 73 — —24 66,6 13,8
450—500 6,1 0,9090 88,82 12,70 — . 62 — —25 62,2 3,8
Остаток выше 500 12,8 0,9174 354,5 33,67 11,50 75,5 0,843 —16 15,5 2,0
Тунгорская н е ф т ь
350—400 14,2 0,8850 11,10 3,40 — 70 — -29 58,0 8,2
400—450 10,4 0,9095 40,95 7,59 — 68 — —21 59,8 6,2
Остаток выше 450 13,6 0,8945 107,3 15,28 7,04 79 0,836 —18 26,7 3,6
Одоптинская н е ф т ь
350—450 15,5 0,8940 21,04 4,96 — 72 — —20 75,1 11,6
Остаток выше 450 15,1 0,9030 135,0 18,87 7,15 86 0,8322 —20 22,5 3,4
742
Продолжение табл. 464
Температура отбора, °C Выход (на нефть) дистил- лятной фрак- ции или остат- ка, % Характеристика базовых масел Содержание базовых масел, %
^бо. сСт v100’ сСт v50 ''ЮО ИВ ввк темпе- ратура засты- вания, СС на дис- тиллят- ную фрак- цию или остаток на нефть
Западно-сабинская нефть VIII и XI пластов
350—450 29,6 0,8920 21,80 5,27 — 88 — —36 75,3 22,3
450—500 10,0 0,9118 78,50 12,15 — 74 — —7 69,5 7,0
Остаток выше 500 15,8 0,9042 239,0 27,80 8,60 85 0,8290 —5 17,4 2,8
Сабинская нефть
350—400 10,6 0,8833 12,10 3,50 — 69 — —25 76,4 8,1
400—460 10,5 0,9001 41,80 7,30 — 45 — —26 65,5 6,9
Остаток выше 460 13,0 0,9080 200,0 22,0 9,09 65 0,8480 —19 32,5 4,0
Некрасовская нефть
350—400 6,2 0,9080 12,91 3,56 — — — —27 23,6 1,5
Остаток выше 400 11,8 0,9050 85,50 12,50 6,85 64 0,8460 —19 30,5 3,6
Шхунная нефть
350—450 29,1 0,9220 26,20 5,60 — 59 — —18 68,6 20,0
Остаток выше 450 15,3 0,9080 200,0 21,50 9,30 59 0,8366 —19 32,8 5,0
Кыдыланьинская нефть
350—450 16,0 0,8981 18,40 4,70 — 85 — —28 72,5 11,6
450—470 3,3 0,9051 53,59 9,63 — 85 — —24 57,0 1,9
Остаток выше 470 9,3 0,9042 215,0 25,80 8,35 85 0,8285 —17 30,1 2,8
Уйглекутская нефть
350—420 20,7 0,8873 11,32 3,77 — — — —39 67,8 14,0
420—500 17,0 0,9110 40,45 — — — — —23 65,4 11,1
Остаток выше 500 30,4 0,9100 182,4 22,10 8,30 78 0,8350 —14 26,0 7,9
48*
743
465. Характеристика нефтей 'применительно к получению из них
дорожных битумов (ГОСТ 11954—66)
Нефть Содержание, % 2,5П А+сс А+Сс- 2,5П
асфаль- тенов СМОЛ силика- гелевых пара- фина
Колендинская 1,71 12,40 2,80 6,42 14,11 7,69
Южно-колендинская * 0,70 8,80 4,87 12,20 9,50 —2,70
Охинская (смесь) 1,33 17,20 0,92 2,30 18,53 16,25
Эхабинская (смесь 1955 г.) 0,90 8,00 1,62 4,05 8,90 4,85
Эхабинская восточного участка 1,32 12,10 1,88 4,72 13,42 8,70
II площади Эхабинская (смесь 1965 г.) 0,90 8,90 3,07 7,67 9,80 2,13
Тунгорская * 0,21 6,43 4,87 12,20 6,64 —5,56
Одоптинская * 1,14 7,11 3,50 8,75 8,25 —0,50
Нельминская 0,61 11,70 3,10 8,05 12,31 4,26
Западно-сабинская VIII и XI 0,45 12,00 1,41 3,53 12,45 8,92
пластов Сабинская 0,98 7,47 1,37 3,44 8,44 5,00
Некрасовская * 0,12 1,61 2,44 6,05 1,73 —4,32
Тунгусская * 0,10 5,40 2,65 6,63 5,50 —1,13
Шхунная 0,15 9,00 0,12 0,30 9,15 8,80
Кыдыланьинская 0,74 4,80 1,70 4,24 5,54 1,30
Мухтинская пласта «ЖЗ» 1,00 8,00 2,09 5,22 9,00 3,78
Мухтинская пласта «И» 0,61 7,00 2,01 5,00 7,61 2,61
Паромайская 0,13 2,70 0,83 2,08 2,83 0,75
Уйглекутская 2,43 14,50 0,10 0,25 16,93 16,68
Катанглийская 2,10 14,90 0,20 0,50 17,00 16,50
* Из этих нефтей не могут быть получены битумы.
466. Шифр нефти согласно технологической классификации (ГОСТ 912—66)
Нефть Шифр нефти
класс тип группа под- группа вид
Колендинская I п м2 И2 П2
Южно-колендинская I Ti м2 И2 П2
Охинская (смесь) I т2 — — П2
Эхабинская (смесь 1955 г.) I L — — П2
Эхабинская восточного участка II Тг — — П2
II площади
Эхабинская (смесь 1965 г.) I Тх м2 И2 П2
Тунгорская I Тт м2 И2 П3
Одоптинская I т м2 И2 П2
Нельминская I Ti — —— П2
Западно-сабинская VIII и XI I Ti Mi И2 П1
пластов
Сабинская I 7 Т. м2 И1 П2
Некрасовская I Т1 М4 И2 П2
Тунгусская I Tt — П,
Шхунная I Тт Ml И2 П1
Кыдыланьинская I т м2 И1 П2
Мухтинская пласта «ЖЗ» I Ti — П2
Мухтинская пласта «И» I Тх — — п2
Паромайская I Ti — — п2
Уйглекутская I т2 Ml И2 П1
Катанглийская I Т2 П1
744
745
468. Разгонка (ИТК) южно-колендинской нефти в аппарате АНР-2 и характеристика полученных фракций
469. Разгонка (ИТК) охинской нефти (смеси) в аппарате АНР-2 и характеристика
полученных фракций
т № п фрак- ции Гемпера- ура выки- ания фрак- ции при о 760 мм эт. ст., °C Выход на нефть), % pf м *•’20» сСт v60’ сСт ^100- сСт Температура, °C Содер- жание еры, %
удель- ных фрак- n ций сум- арный засты- в вания спыш- с ки
1 88—136 2,49 2,49 ( 1,7671 125 1,03 0,8 — — — —
2 136—182 2,60 5,09 ( ), 8044 — 1,40 — — — — —
3 182—207 2,65 7,74 ( 1,8280 — 1,85 1,23 — — 51 —
4 207—222 2,89 10,63 1,8472 — 2,35 1,41 — — — —
5 222—238 2,95 13,58 3,8577 190 3,08 1,79 — <—60 90 —
6 238—254 2,92 16,50 1,8666 — 3,90 2,03 — — — —
7 254—264 2,89 19,39 0,8736 — 4,68 2,41 1,28 —54 по 0,13
8 264—276 2,98 22,37 0,8796 — 5,80 2,75 1,41 — — —
9 276—290 2,89 25,26 0,8866 — 7,19 3,24 1,54 —47 128 0,26
10 290—300 3,07 28?33 0,8902 240 — 3,71 1,73 — — —
11 300—311 3,00 31,33 0,8915 — — 4,42 1,80 —40 137 0,27
12 311—324 3,12 34,45 0,8955 — — 5,45 2,12 — — —
13 324—336 3,03 37,48 0,9065 — — 6,47 2,31 —34 153 0,30
14 336—350 3,07 40,55 0,9165 8,76 2,75 — — 0,31
15 350—365 3,52 44,07 0,9235 302 10,43 2,98 —28 169 0,32
16 365—372 3,12 47,19 0,9265 — 13,86 3,66 — — —
17 372—388 3,19 50,38 0,9334 — 17,82 4,74 -23 190 0,33
18 388—396 3,19 53,57 '0,9361 — 39,75 5,57 — — —
19 396—411 3,23 56,8( 10,941 — — 40,85 6,70 —3 200 0,40
20 411—43С 3,15 59,9 5 0,945. 5 400 — — 8,78 — — 0,41
21 430—442 3,19 63,1 10,952 7 — — — 11,74 —6 214 0,42
22 442—461 3,22 66,3 7 0,953 8 — — 178,1 5 15,01 — — 0,43
23 462—471 3,35 69,7 2 0,962 8 475 230,7 17,74 1 2 236 0,44
24 47^-492 3,24 72,9 6 0,980 8 — — — 20,31 1 6 242 —
25 Остаток 27,04 100,0 0 — — — — — — — —
Примечание. Содержание парафина во фракции № 22-0,74%; во фракции
23_0,74%; температура плавления его соответственно 55 и 57 С.
470. Разгонка (ИТК) эхабинской нефти (смесь 1955 г.) в аппарате АРН-2 < и характеристика полученных фракций « 471. Разгонка (ИТК) эхабинской нефти восточного участка II площади в аппарате АРН-2 и характеристика полученных фракций
№ фрвк- ции Темпера- тура выки- панияфрак- пии при 760 мм рт. ст., °C Выход (на нефть), % М *20. сСт *50. сСт vloo. сСт Температура, °C £ Темпера- тура выки- пания фрак ции при 760 мм рт. ст., °C Выход (на нефть), % pF М *20» сСт *50. сСт *100. сСт Температура, °C Содер- жание серы, %.
отдель- ных фрак- ций сум- марный засты- вания ВСПЫШ- КИ
жание серы, %, фрак- ции отдель- ных фрак- ций сум- марный засты- вания вспыш- ки
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 п № 28- 748 28—72 72—90 90—104 104—116 116—127 127—137 137—148 148—159 159—168 168—180 180—192 192—206 206—216 216—232 232—243 243—256 256—268 268—282 282—296 296—314 31'4—330 330—344 344—368 368—388 388—410 410—430 430—455 455—482 482—496 Остаток р и м е ч а н -6,39%; тем 2,41 2,41 2,59 2,72 2,65 2,59 2,84 2,59 2,84 2,96 2,90 3,08 3,02 2,90 3,08 3,08 3,08 3,15 <08 3,08 3,08 3,21 3,15 3,33 3,08 3,08 3,15 3,39 2,37 15,11 и е. С лература 2,41 4,82 7,41 10,13 12,78 15,37 18,21 20,80 23,64 26,60 29,50 32,58 35,60 38,50 41,58 44,66 47,74 50,89 53,97 57,05 60,13 63,34 66,49 69,82 72,90 75,98 79,13 82,52 84,89 100,00 одержал плавле 0,6872 0,7367 0,7443 0,7521 0,7571 0,7644 0,7794 0,7864 0,7960 0,8068 0,8160 0,8248 0,8352 0,8435 0,8504 0,8559 0,8612 0,8661 0,8679 0,8721 0,8781 0,8838 0,8931 0,9005 0,9065 0,9188 0,9248 0,9387 0,9501 — лие naj ния его 103 126 140 180 268 387 афин СООТЕ 0,83 1,02 1,21 1,48 1,70 1,98 2,29 2,80 3,24 4,51 6,01 7,51 8,58 11,00 12,54 20,73 54,33 а во етствен! 0,88 0,99 1,09 1,21 1,42 1,55 1,75 2,05 2,47 3,08 3,75 5,32 7,45 11,05 15,03 36,99 61,04 94,12 фракцт го 50 и 1,18 1,23 1,27 1,40 1,72 2,11 2,90 3,86 5,61 8,01 11,06 11,29 № 25 56°С. —63 —45 —27 —10 3 22 24 28 29 -4,28%; 30 50 71 93 ПО 130 150 171 183 191 220 231 е во фр Следы 1 0,01 : 0,02 0,05 0,10 0,31 , 0,40 0,47 акции 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 । 12 1 13 1 14 1 15 1 16 1 17 I 18 19 20 21 22 23 24 ; 25 1 26 1 27 28 ; 29 Пр № 28— 30—80 80—90 90—107 107—122 122—134 134—146 146—157 157—173 173—187 187—200 200—212 212—224 224—239 239—253 253—264 264—282 282—292 292—304 304—323 323—340 340—356 356—377 377—392 392—412 412—432 432—453 453—474 474—500 Остаток и потери им еч ан 1 6,25%; темп 2,31 2,48 2,37 2,54 2,48 2,54 2,54 2,54 2,66 2,66 2,78 2,84 2,78 2,89 2,89 2,97 2,97 3,01 3,07 3,01 3,01 3,13 3,01 2,52 3,63 3,02 3,07 2,72 21,56 е. Со ература 2,31 4,79 7,16 9,70 12,18 14,72 17,26 19,80 22,46 25,12 27,90 30,74 33,52 36,41 39,30 42,27 45,24 48,25 51,32 54,33 57,34 60,47 63,48 66,00 69,63 72,65 75,72 78,44 100,00 держанг плавле! 0,6991 0,7405 0,7515 0,7601 0,7705 0,7784 0,7859 0,7868 0,8038 0,8108 0,8219 0,8307 0,8372 0,8457 0,8540 0,8571 0,8640 0,8678 0,8772 0,8838 0,8867 0,8955 0,9002 0,9055 0,9125 0,9201 0,9256 0,9331 0,9981 е парг 1ия его 92 127 155 196 268 322 402 1фина соотв 1,00 1,12 1,36 1,50 1,62 2,03 2,30 2,93 3,42 4,23 5,20 6,39 10,69 12,04 15,89 ВО ( атствени 1,02 1,18 1,40 1,62 1,86 2,15 2,60 2,92 4,04 4,25 5,96 7,77 10,08 15,08 25,56 106,86 112,90 фракции о 47 и 1,00 1,21 1,63 1,82 2,17 2,62 3,07 3,82 4,94 6,55 9,70 28,10 № 26 8°С. <—60 —46 —34 —25 — 17 —14 —7 3 7 11 18 22 26 29 32 -5,5%; 69 77 88 94 104 112 121 136 140 149 160 170 182 194 207 308 во фр Следы; 0,03 0,10 0,15 0,20< 0,48. 0,5» 0,70 0,90- 1,16- акции 74Ф
750
472. Разгонка (ИТК) эхабинской нефти (смесь 1965 г.) в аппарате АрЙ-2 и характеристика полученных фракций
№ фрак- ции Температура выкипания фракции при 760 мм рт. ст., °C Выход (на нефть), % .,20 nD Температура, °C Содержание серы, %
отдельных фракций суммарный Р1° м ^20. сСт ^50» сСт ^100. сСт застывания вспышки
1 До 28 (газ до С4) 0,14 3,57 0,14 — 1,3950 —• — — — — — —
2 28—67 3,71 0,7051 —• — — — — — —
3 67—92 2>45 6,16 0,7394 1,4095 90 — — — — — ——
4 92—106 2,40 8,56 0,7534 1,4188 — — — — — — —
5 106—120 2,51 11,07 0,7656 1,4245 — — — — — —, 0,01
6 120—132 2.45 13,52 0,7772 1,4305 113 — —• — — — ——
7 132—148 2,69 16,21 0,7890 1,4358 *' ~ — — — — — 0,02
8 148—160 2,55 18,76 0,8000 1,4410 —. —— — — —•
9 160—172 2,69 21,45 0,8115 1,4466 132 — — — — 48 0,03
10 172—188 2,85 24,30 0,8254 1,4542 — — —— — — 62 —
11 188—200 2,85 27,15 0,8347 1,4605 — 1,77 — — <—60 73 0,04
12 200—216 3,07 30,22 0,8393 1,4650 159 2,04 — — —56 80 —
13 216—228 2,80 33,02 0,8458 1,4692 .— 2,56 1,46 0,81 —50 89 0,07
14 228—242 2,90 35,92 0,8525 1,4750 — 3,15 1,71 0,95 —44 99 —
15 242—255 2,72 38,64 0,8580 1,4790 189 3,70 1,98 1,02 —39 107 0,15
16 255—268 2,90 41,54 0,8640 1,4838 — 4,31 2,30 1,11 —34 116 —
17 268—282 2,93 44,47 0,8695 1,4860 — 4,99 2,62 1,23 —29 124 0,22
18 282—293 2,85 47,32 0,8750 1,4890 221 5,72 2,98 1,38 —24 133 ——
19 293—307 3,03 50.35 0,8807 1,4925 — 6,90 3,41 1,5U —18 142 0,29
20 307—319 3,00 53,35 0,8865 1,4955 —. 9,15 4,05 1,69 —13 151
21 319—333 2,90 56,25 0,8924 1,4985 254 13,36 4,92 1,90 —8 160 0,3^
22 333—345 2,87 59,12 0,8980 1,5015 —. 19,20 5,95 2,15 —4 167 —
23 345—358 3,00 62,12 0,9043 1,5048 — 27,44 8,40 2,60 1 176 0,35
24 358—369 2,93 65,05 0,9098 1,5076 288 — 12,70 3,10 5 184 —
25 369—384 3,10 68,15 0,9162 1,5110 — 55,16 20,00 3,90 10 195 0,45
26 384—392 2,97 71,12 0,9218 1,5137 — — 26,35 4,87 14 203
27 392—407 3,07 74,19 0,9254 1,5156 318 — 30,44 5,70 17 210 0,47
28 407—427 3,13 77,32 0,9325 1,5200 — — — 8,00 20 224 —
29 427—447 3,ю 80,42 0,9380 1,5235 376 — 100,16 10,65 22 234 0,53
30 447—466 з, 16 83,58 0,9430 1,5272 403 —. 151,62 14,35 22 24 / —
31 32 466—500 Остаток 3,62 12,80 87,20 | 100,00 0,9470 1,5315 440 — 156,90 18,60 23 262 0,60 0,90
— А— ' — “
473. Разгонка (ИТК) тунгорской нефти в аппарате АРН-2 и характеристика полученных фракций
№ фрак- ции Температура выкипания фракции при 760 мм рт. ст., . ос Выход (на нефть), % Р1« „20 Пр м ^20» сСт ч50, сСт Яоо. сСт Температура, °C Содержание серы, %
отдельных фракций суммарный застывания вспышки
1 60—90 2,50 2,50 0,7371 1,4085 88
2 90—110 2,42 4,92 0,7642 1,4222
3 110—124 2,60 7,52 0,7745 —— — __
4 124—140 2,54 10,06 0,7839 1,4355 116 — Следы
5 140-155 2,97 13,03 0,7903
6 155—172 3,70 16,73 0,7978 1,4430 —, 1,02
7 172—187 4,47 20,20 0,8073 1,35
8 187—202 3,65 23,85 0,8160 1,4516 1,53 1,05 <—60 48
9 202—214 2,97 - 26,82 0,8212 — 162 1,89 1,27 — 62 Следы
10 214—228 3,23 30,05 0,8278 1,4658 — 2,06 1,38 — —56 70
11 228—238 3,18 33,23 0,8328 — —- 2,58 1,60 —46 80
12 238—250 3,25 36,48 0,8374 1,4759 —. 3,06 1,76 —37 90 0,02
13 250—260 2,54 39,02 0,8435 — — 3,52 2,03 —32 97
14 260-270 2,61 41,63 0,8483 1,4800 210 4,05 2,21 1,08 —25 107
15 270—283 3,19 44,82 0,8530 — —. 4,71 2,48 1,18 —21 НО
16 283—295 3,03 47,85 0,8572 1,4810 —. 5,81 2,72 1,29 —15 117 0,12
17 295—306 3,38 51,23 0,8638 — — 6,96 3,11 1,49 — 12 124
18 306—315 1,57 52,80 0,8689 1,4873 248 8,79 3,75 1,57 —8 130
19 315—326 2,83 55,63 0,8729 — — 10,24 4,15 1,85 —3 138
20 326—338 3,01 58,64 0,8783 1,4887 — 13,81 5,03 1,97 2 144 0,19
21 338-350 3,15 61,79 0,8825 — — 6,00 2,38 6 154
22 350—362 3,57 65,36 0,8870 1,4949 — — 7,46 2,60 10 158 —
23 362—372 3,45 68,81 0,8953 — 302 — 9,35 3,51 15 166
24 372—384 3,57 72,38 0,8976 1,5057 —- 11,43 4,08 19 172 0,26
25 384—398 3,51 75,89 0,9020 — — 15,08 4,53 25 186
26 398—412 3,33 79,22 0,9073 1,5116 — — 18,31 5,89 29 198 0,33
27 412—428 3,33 82,55 0,9135 1,5155 — — 21,54 6,68 33 212 ___
28 428—450 3,85 86,40 0,9201 1,5186 360 — 49,87 8,56 39 228 0,40
29 Остаток 13,60 100,00 0,9632 — — — — — — — —
Примечание,
ственно 52 и 61°С.
Содержание парафина во фракции № 26—16,20%;
фракции Хе 28—13,31%;
температура плавления его соответ-
474. Разгонка (ИТК) одоптинской нефти в аппарате АРН-2 и характеристика полученных фракций
Кз фрак- ции Температура выкипания фракции при 760 мм рт. ст., °C Выход (на нефть), % Р420 «20 «О м \20’ сСт \*50> сСт vioo» сСт Температура, °C Содержа- ние серы, %
отдельных фракций суммарный застывания вспышки
1 28—82 2,63 2,63 0,7336 1,4048 80 Следы
2 82—99 2,52 5,15 0,7419 1,4161 — __
3 99—108 2,43 7,58 0,7580 1,4226 — __
4 108—119 2,37 9,95 0,7613 1,4268 —
5 119—128 2,47 12,42 0,7710 1,4311
6 128—138 2,69 15,11 0,7780 1,4372 118 — __ Следы
7 138—147 2,37 17,48 0,7844 1,4402 — __ ——
8 147—158 2,68 20,16 0,7920 1,4422 1,00 ——
9 158—168 2,63 22,79 0,7993 1,4460 1,16
10 168—180 2,69 25,48 0,8038 1,4492 1,41
11 180—188 2,68 28,16 0,8103 1,4513 . 1,57 Следы
12 188—200 2,52 30,68 0,8167 1,4560 1,64 1,14 __
13 200—210 2,58 32,26 0,8218 1,4592 160 1,85 1,23 __
14 210—221 2,60 35,86 0,8245 1,4609 —— 2,09 1,35 ___ <—61 79
15 221—232 2,55 38,41 0,8308 1,4653 2,50 1,43 -61 86
16 232—244 2,55 40,96 0,8367 1,4680 2,78 1,58 —52 90 __
17 244—252 2,47 43,43 0,8408 1,4711 — 3,18 1,75 —— -45 97 Следы
18 252—262 2,68 46,11 0,8445 1,4740 3,68 1,94 —42 103
19 262—272 2,68 48,79 0,8498 1,4770 209 4,08 2,12 —32 109
20 272—280 2,46 51,25 0,8536 1,4800 — 4,54 2,37 1,12 -27 116 0,01
21 280—290 2,68 53,93 0,8587 1,4822 — 5,23 2,86 1,25 —20 122 __
22 290—298 2,58 56,51 0,8624 1,4840 6,05 3,09 1,42 -13 127
23 298—306 2,63 59,14 0,8680 1,4883 7,20 3,62 1,56 —11 133
24 306—320 2,80 61,94 0,8717 1,4900 245 8,96 4,20 1,73 — 6 140 0,17
25 320—330 2,85 64,79 0,8763 1,4925 11,38 5,28 1,89 — 2 147
26 330—339 2,80 67,59 0,8825 1,4959 13,96 5,80 2,14 3 156
27 339—352 2,80 70,39 0,8877 1,4989 __ 16,15 7,12 2,43 9 167 0,40
28 352—370 2,71 73,10 0,8968 1,5010 — 18,38 9,15 2,90 14 175 ___
29 370—385 2,80 75,90 0,9041 1,5059 300 — 13,69 3,65 18 186 —
30 385—402 2,85 76,75 0,9123 1,5098 __ 19,41 4,65 22 196 0,60
31 402—427 3,10 81,85 0,9222 1,5142 __ 6,04 25 202
32 427—450 3,05 84,90 0,9282 1,5191 400 — 16,72 9,90 28 205 0,90
33 Остаток 15,10 100,00 0,9869 — — — — — —• — 1,92
Примечание.
СТВецнр 54 и 49 °Q,
Содержание парафина во фракции № 30—5,05%;
во фракции № 32— 7,32%; температура плавления его соответ-
475. Разгонка (ИТК) нельмйнскои нефти в аппарате АРН-2 и характеристика полученных фракций
№ фрак- ции Температура выкипания фракции при 760 мм £Т. ст., Выход (на нефть), % Р|° «20 nD м ;20’ сСт сСт V100’ сСт Температура застывания, °C Содержание серы, %
отдельных фракций суммарный
1 До 28 (газ до С4) 0,15 0,15 — — — — — —
2 28—200 16,15 16,3 0,8000 — — — — 0,01
3 200-250 13,3 29,6 0,8591 1,4725 172 3,00 1,76 — <—60 0,04
4 250—300 18,0 47,6 0,8828 1,4868 207 6,87 3,09 1,43 —36 0,07
5 300—350 15,5 63,1 0,9036 1,4991 250 17,86 6,18 2,06 — 13 0,17
6 350—400 9,9 73,0 0,9270 1,5176 307 77,83 16,95 4,02 10 0,20
7 400—450 9,0 82,0 0,9420 1,5311 380 — 67,72 8,71 26 0,22
8 450—500 7,7 89,7 0,9620 1,5420 408 __ 256,7 18,98 38 0,23
9 Остаток 10,3 100,0 — —- — — — — — —
5) 476. Разгонка (ИТК) западно-сабинской нефти VIII и XI пластов в аппарате АРН-2 и характеристика полученных фракции
№ фрак- ции Температура выкипания фракции при 760 мм gT. ст., Выход (на нефть), % р!° „20 nD м ^20’ сСт ^50’ сСт ^100’ сСт Температура, °C Содержа- ние серы, %
отдельных фракций суммарный застывания вспышки
1 165—189 3,52 3,52 0,8325 1,4528 138 1,95 1,16 0,68 — — —
2 189—213 3,60 7,12 0,8548 1,4638 — 2,59 1,47 0,80 — — 0,01
3 213—234 3,60 10,72 0,8660 1,4700 — 3,30 1,80 0,92 — 88 —
4 234—249 3,46 14,18 0,8732 1,4746 180 4,00 2,13 1,00 — 100 0,03
5 249—265 3,90 18,08 0,8790 1,4792 — 4,80 2,48 1,24 — НО —
6 265-278 3,90 21,98 0,8845 1,4825 — 5,50 2,80 1,35 — 116 0,05
7 278—291 3,90 25,88 0,8904 1,4883 212 7,10 3,35 1,54 — 126 —
8 291—304 4,12 30,00 0,8960 1,4926 — 9,20 3,90 1,70 — 135 0,10
9 304—318 4,12' 34,12 0,9010 1,4973 — 12,50 4,60 1,90 <-60 144 —
10 318—330 4,18 38,30 0,9065 1,5015 244 16,80 5,55 2,12 —55 152 0,18
11 330—344 4,18 42,48 0,9117 1,5055 — 21,41 6,71 2,40 —49 160 —
12 344—356 3,90 46,38 0,9170 1,5092 — — 8,30 2,72 -44 167 0,27
13 356-368 4,05 50,43 0,9212 1,5125 274 41,20 10,63 3,11 —38 175 .—
14 368-382 4,18 54,61 0,9255 1,5163 — — 14,90 3,62 -34 182 0,31
15 382-395 4,63 59,24 0,9300 1,5183 — — 22,40 4,55 —29 190 —
16 395—409 4,12 63,36 0,9330 1,5207 323 — 31,23 5,93 —23 198 0,34
17 409—424 4,18 67,54 0,9350 1,5225 — — 44,28 7,82 — 18 207 —
18 424-442 4,63 72,17 0,9369 1,5244 — — 86,66 10,21 — 13 217 0,37
19 442—459 4,05 76,22 0,9382 1,5258 408 — 107,71 13,20 — 8 230 —
20 459—500 7,98 84,20 0,9386 1,5265 450 — 153,54 16,82 — 1 250 0,48
21 Остаток 15,80 100,00 —- — 1 ” —-” 1 —— — — 0,70
— -- -— •----------- .— . -Ь............... . ./ --------------,-----,----------------------------------------------------------------------------------------------------'----------------------------------- Л. ' •
477. Разгонка (ИТК) сабинской нефти в аппарате АРН-2 и характеристика полученных фракций
№ фрак- ции Температура выкипания фракции при 760 мм рт. ст., °C Выход (на нефть) % рЗ° „20 Яр М ^20> сСт V50- сСт 7100, сСт Температура, °C Содержа* ние серы, %
отдельных фракций суммарный застывания вспышки
1 40—98 2,31 2,31 0,7117 1,3940 Следы
2 98—121 2,54 4,85 0,7474 1,4090 -
3 121—137 2,37 7,22 0,7650 — 0,04
4 137—153 2,66 9,88 0,7781 1,4250 118 1,06
5 153—166 2,48 12,36 0,7971 —_ 1,20 -
б 166—179 2,72 15,08 0,8098 1,4374 1,35 0,90 0,09
7 179—193 2,78 17,86 0,8249 —— — 1,70 1,05
8 193—204 2,83 20,69 0,8386 1,4556 146 1,96 1,23
9 204—219 2,83 23,52 0,8418 —— 2,35 1,43 0,12
10 219—231 3,18 26,70 0,8476 1,4620 2,73 1,62 70
и 231—243 3,12 29,82 0,8535 —— 3,21 1,80 80
12 243—249 2,78 32,60 0,8590 1,4726 180 3,50 1,96 1,08 <—60 90
13 249—258 3,06 35,66 0,8625 — 3,75 2,10 1,12 96 0,16
14 258—268 2,95 38,61 0,8701 1,4778 — 4,66 2,44 1,21 —55 104
15 268—276 3,12 41,73 0,8750 — 5,65 2,75 1,30 —46 108
16 276—287 3,12 44,85 0,8810 1,4859 212 6,50 3,02 1,37 —38 115
17 287—296 2,88 47,73 0,8835 —— _. 7,80 3,50 1,52 —32 120 0,23
18 296—305 3,06 50,79 0,8880 1,4888 8,87 3,80 1,62 —28 125
19 305—310 2,95 53,74 0,8903 — 240 4,40 1,78 —22 132
20 310—322 3,00 56,74 0,8942 1,4900 — 5,01 1,93 -17 141 0,26
21 322—328 3,18 59,92 0,8960 — 6,10 2,20 -10 150
22 328—338 3,06 62,98 0,8981 1,4967 270 7,43 2,48 156
23 338—350 2,95 65,93 0,9000 __ 8,75 2,80 3 166
24 350—362 3,06 68,99 0,9017 1,4995 ___ 10,39 3,13 8 175 0,28
25 362—380 3,12 72,11 0,9050 —— 300 13,81 3,80 10 182
26 380—394 3,18 75,29 0,9100 1,5013 — 17,28 4,44 13 188
27 394—412 2,88 78,17 0,9153 —— __ 26,00 5,50 15 200 0,30
28 412—425 3,18 81,35 0,9215 1,5089 350 40,55 7,32 16 210 - -
29 425—440 3,12 84,47 0,9295 1,5122 — 58,76 9,94 17 222
30 440—460 2,54 87,01 0,9350 1,5151 - 59,40 12,28 18 237 0,37
31 Остаток 12,99 100,00 0,9774 — — — — 300 1,10
Примечание.
сл 41 и 48 °C.
Содержание парафина
ро фракции № 28—12,63%; во фракции № 30—7,46%;
1емпература плавления его соответственно
478. Разгонка (ЙТК) некрасовской нефти в аппарате АРН-2 и характеристика полученных фракций
№ фрак- ции Температура выкипания фракции при 760 mmjjt. ст., Выход (на нефть), % р!° „20 Л1 сСт ^50’ сСт v100’ сСт Температура, °C Содержа- ние серы, %
отдельных фракций суммарный застывания вспышки
1 До 28 (газ до Сп 1,9 1,9 — — — — — — — — 0,04
2 28—60 ’ 3,4 5,3 0,6852 1,3651 80 — — — —
3 60—75 2,5 7,8 0,7248 — — — — — — ——
4 75—88 2,7 10,5 0,7350 1,3981 -т— —• — — — —“
5 88—101 2,6 13,1 0,7429 — — — — — — — 0,07
6 101—110 3,1 16,2 0,7486 1,4095 — —• — —• —
7 110-118 2,7 18,9 0,7552 — — — — — — —
8 118—130 2,6 21,5 0,7610 1,4101 116 — — —
9 130—140 2,7 24,2 0,7667 — — — — — —* — 0,99
10 140—147 2,8 27,0 0,7739 1,4254 — —• —• — — —
и 147—157 2,8 29,8 0,7773 — — 1,01 — — — —
12 157—167 2,8 32,6 ' 0,7816 1,4310 — 1,12 — — — —
13 167—176 2,9 35,5 0,7875 — — 1,25 — — — — 0,12
14 176—186 2,9 38,4 0,7936 1,4371 149 1,30 0,93 <—63 —
15 186—197 3,0 41,4 0,7968 — 1,51 1,08 —— —62 —
16 197—206 3.0 44,4 0,8051 1,4453 — 1,62 1,22 — —58 58
17 206—218 3,1 47,5 0,8072 — — 1,83 1,30 — —54 64 0,15
18 218—224 3.0 50,5 0,8135 1,4520 — 2,10 1,43 — —47 74
1_9 224—234 3,0 53,5 0,8183 —— — 2,55 1,60 — —44 81
20 234—245 3,1 56,6 0,8245 1,4559 2,90 1,68 0,96 —37 88
21 22 245—259 259—272 3,3 3,1 59,9 63,0 0,8285 0,8364 1,4624 195 3,37 3,89 1,80 2,10 1,08 1,11 1,20 —33 —28 94 105 112 0,21
23 272—280 3,3 66,3 0,8413 — — 4,59 2,43 —22
24 280—295 3,0 69,3 0,8464 1,4662 — 5,42 2,74 1,32 — 1 120 0,25
25 295—307 З.о 72,3 0,8517 — 240 6,43 3,21 1,45 — 16 128
26 307—315 3,1 75,4 0,8564 1,4696 — 8,16 3,81 1,68 138
27 28 315—325 325—347 3,1 3,1 78,5 81,6 0,8610 0,8663 1,4770 — 10,60 14,73 4,70 5,83 2,10 2,40 з 148 158 172 190 0,28
29 30 347—370 370—400 3,2 3,4 84,8 88,2 0,8723 0,8824 1,4821 1,4930 320 — 7,61 12,28 3,08 37,72 1я 27 0,29
31 Остаток 11,8 100,0 0,9539 — — 5
Примечание.
33 и 49 °C.
Содержание
парафина
во фракции № 28—7,61%;
во фракции № 30—19,7%;
температура плавления его соответственно
49—160
479. Разгонка (ИТК) тунгусской нефти в аппарате АРН-2 и характеристика полученных фракций,
№ фрак- ции Температура выкипания фракции при 760 мм рт. ст., °C Выход (на нефть), % Р20 4 20 nD Л1 v20> с Ст ^50. с Ст VI00» с Ст Температура застывания, РС Содержание серы, %
отдельных фракций суммарный
1 До 28 (газ до С4) о,1 0,1 — — — — —- — —
2 28—200 33,7 33,8 0,8190 — — — — — 0,02
3 200—250 15,4 49,2 0,8772 1,4853 167 2,84 1,66 — <—60 0,07
4 250—300 14,9 64,1 0,8976 1,4980 203 6,44 3,02 1,36 —42 0,09
5 300—350 10,2 74,3 0,9200 1,5094 248 19,98 6,59 2,28 — 18 0,18
6 350—400 10,8 85,1 0,9317 1,5174 304 91,90 17,42 3,99 6 0,37
7 400—430 6,0 91,1 0,9355 1,5242 380 — 63,96 9,07 19 0,53
8 Остаток 8,9 100,0 — — __ — __ — —-
480. Разгонка (ИТК) шхунной нефти в аппарате АРН-2 и характеристика полученных фракций
№ фрак- ции Температура выкипания фракции при 760 мм рт. ст., °C Выход (на нефть), % р20 „20 flD м ч20. сСт ^50» сСт v100, с Ст Температура, °C Содержание серы, %
отдельных фракций суммарный застывания ВСПЫШКИ
1 130—150 0,50 0,50 0,8302 1,4530 115 1,83
2 150—205 6,04 6,54 0,8450 1,4620 137 2,29 1,40
3 205—225 3,45 9,99 0,8627 1,4690 162 3,06 1,78
4 225—238 3,37 13,36 — — 3,48 1,93
5 238—249 3,41 16,77 0,8772 1,4790 180
6 249—258 3,38 20,15 — — 4,59 2,38
7 258—268 3,48 23,63 0,8890 1,4865 195 0 010
8 268—278 3,45 27,08 — 7,00 3,20
9 278—288 3,45 30,53 0,8990 1,4910
10 288—298 3,57 34,10 — — 8,91 4,00. 1,67
11 298—308 3,57 37,67 0,9093 1,5030 266 0 021
12 308—316 3,53 41,20 — — 14,47 5,19 1,94 <—60
13 316—325 3,57 44,77 0,9227 1,5145 ' 242
14 325—332 3,53 48,30 — — 22,96 7,03 2,30 —56 0,034
15 332—340 3,65 51,95 0,9425 1,5260 252
16 340—350 3,62 55,57 — — 10,28 2,96 —42 0 090
17 350—359 3,62 59,19 0,9471 1,5310 270
18 359—367 3,62 62,81 — — 15,39 3,62 —37 0 14
19 367—375 3,57 66,38 0,9529 1,5365
20 375—390 3,62 70,00 — — 300 — 31,60 5,75 —24 0 20
21 390—410 3,62 73,62 0,9614 1,5430
22 410—428 3,69 77,31 — —. 340 — 92,37 9,85 — 17 214 0 28
23 428—441 3,70 81,01 0,9671 1,5410 —. — 191,10 14,86 — 12 220 0 34
24 441—450 3,69 84,70 0,9710 1,5460 390 — 304,50 18,35 —3 233 0 41
25 Остаток 15,30 100,00 0,9881 — — —• — 30 340 0J3
481. Разгонка (ИТК) кыдыланьинской нефти в аппарате АРН-2 и характеристика полученных фракций
№ фрак- ции Температура выкипания фракции при 760 мм рт. ст., °C Выход (на нефть), % 20 Р4 „20 nD м ^20. сСт v50» сСт v100. сСт Температура, °C. Содержание серы, %
отдельных фракций суммарный застывания вспышки
1 До 28 (газ до С4) 0,12 0,12 — 1,4022 — — — — — — —
2 28—70 ’ 2,55 2,67 0,7085 — — ___ — — — —
3 70—92 2,75 5,42 0,7507 1,4172 95 — — — — — —
4 92—105 2,74 8,16 0,7656 1,051 — — — — — — —
5 105—118 2,66 10,82 0,7793 — — — — — — — —
6 118—130 2,74 13,56 0,7864 1,4373 108 — — — — — —
'7 130—145 3,17 16,73 0,7970 — — — •— — — — —
8 145—158 2,78 19,51 0,8056 1,4477 — 1,07 — — — — —
9 158—169 2,86 22,37 0,8118 — 136 1,29 — — — — —
10 169—180 2,90 25,27 0,8234 1,4533 — 1,46 1,00 — — — —
11 180—190 3,01 28,28 0,8295 — — 1,78 1,18 — — — —
12 190—200 2,78 31,06 0,8380 1,4670 156 2,00 1,26 — — — —
13 200—214 3,01 34,07 0,8452 — — 2,30 1,40 — — — —
14 214—227 3,05 37,12 0,8534 1,4740 — 2,60 1,58 0,86 <—60 88 —
15 227—239 3,05 40,17 0,8600 — 177 3,00 1,71 • 0,92 — 93 —
16 239—248 3,01 43,18 0,8651 1,4839 — 3,45 1,85 1,01 —57 100 —
17 248—258 3,09 46,27 0,8680 — — 3,98 2,09 1,05 —49 106 —
18 258—266 3,13 49,40 0,8701 1,4883 200 4,64 2,40 1,20 —42 117 —
19 266—277 3,09 52,49 0,8711 — — 5,59 2,62 1,28 —35 124 0
20 277—288 3,17 55,66 0,8721 1,4893 — 6,52 3,08 1,49 —30 130 0
21 288—298 3,13 58,79 0,8740 — 225 7,95 3,60 1,53 —22 142 Следы
22 298—310 3,17 61,96 0,8781 1,4930 — 10,27’ 4,35 1,76 —16 153 »
23 310—323 3,09 65,05 0,8882 — — 13,70 5,21 1,93 —8 162 0,09
24 323—338 3,17 68,22 0,8978 1,5026 262 17,17 6,04 2,19 —2 170 —-
25 338—350 3,17 71,39 0,9042 — — — 8,35 2,72 5 180 0,15
26 350—365 3,13 74,52 0,9090 1,5045 — — 11,26 3,48 12 190 —
27 365—386 3,17 77,69 0,9132 — 320 — 14,95 4,34 19 198 0,16
28 386—402 3,32 81,01 0,9156 1,5114 — — 21,59 5,36 25 210 ——
29 402—423 3,17 84,18 0,9190 1,5149 373 — — 7,09 31 218 0,34
30 423—450 3,25 87,43 0,9228 1,5159 — — 56,53 9,49 35 225 —
31 450—470 3,27 90,70 0,9231 1,5177 430 — 82,76 11,97 38 235 0,52
32 Остаток 9,30 100,00 0,9565 — — — — ’— . — — 0,69
482. Разгонка (ИТК) мухтинской нефти пласта «ЖЗ» в аппарате АРН-2
и характеристика полученных фракций
№ фрак- ции Темпера- тура выки- пания фрак- ции при 760 мм рт. ст., °C Выход (на нефть), % 20 Р4 .,20 nD м v20> с Ст v50. сСт ''100- с Ст Темпе- ратура засты- вания, °C Содер- жание серы, %
отдель- ных фрак- ций сум- марный
1 До 28 (газ до С4) 0,5 0,5 — — — — — — —
2 28—200 27,7 28,2 0,7780 — — — — — — Следы
3 200-250 10,4 38,6 0,8410 1,4680 172 2,80 1,63 —- <—60 0,03
4 250—300 12,3 50,9 0,8767 1,4859 207 6,59 2,99 1,36 -48 0,06
5 300—350 11,8 62,7 0,9099 1,5030 251 20,91 6,74 2,28 —26 0,10
6 350—400 9,0 71,7 0,9295 1,5182 308 91,63 18,08 3,99 —6 0,18
7 400—450 9,5 81,2 0,9450 1,5282 382 — 75,03 9,88 9 0,28
8 450-500 5,6 86,8 0,9536 1,5347 412 — 212,5 17,33 12 0,41
9 Остаток 13,2 100,0 — — — — — — — —
483. Разгонка (ИТК) мухтинской нефти пласта «И» в аппарате АРН-2
и характеристика полученных фракций
№ фрак- ции Темпера- тура выки- пания фрак- ции при 760 мм рт. ст., °C Выход (на нефть), % 20 Р4 „20 nD м v20» сСт v50, сСт ''100. с Ст Темпе- ратура засты- вания, °C Содер- жание серы, %
отдель- ных фрак- ций сум- марный
1 До 28 (газ до С4) 0,4 0,4 — — __ — — — —
2 28—200 31,9 32,3 0,7830 — — — — — — —
3 200—250 11,9 44,2 0,8585 1,4749 172 2,83 1,66 — <—60 Следы
4 250—300 П,4 55,6 0,8800 1,4879 206 6,11 2,85 1,34 —55 0,05
5 300—350 10,5 66,1 0,9001 1,4988 254 15,11 5,22 1,92 —22 0,08
6 350—400 11,7 77,8 0,9280 1,5159 308 93,08 18,54 4,27 —4 0,10
7 400—450 7,4 85,2 0,9424 1,5277 378 — 91,50 10,50 3 0,18
8 450—500 6,0 91,2 0,9493 1,5330 407 — 223,3 15,57 12 0,30
9 Остаток 8,8 100,0 — — — — — — — —
760
484. Разгонка (ИТК) паромайской нефти в аппарате АРН-2
и характеристика полученных фракций
№ фрак- ции Темпера- тура выки- панияфрак- ции при 760 мм рт. ст., °C Выход (на нефть), % 20 Л1 ^20. сСт v50 - сСт '•'100. сСт Температура °C Содер- жание серы, %
отдель- ных фрак- ций сум- марный засты- вания вспыш- ки
1 30—58 2,36 2,36 0,6794 101 — . — — — — 0,010
2 58—78 2,55 4,91 0,7379 — — — — — — —
3 78—86 2,36 7,27 0,7429 — — — — — — —
4 86—98 2,61 9,88 0,7409 — — — — — —
5 98—105 2,55 12,43 0,7546 105 — — — — — 0,018
6 105—112 2,73 15,16 0,7554 — — — — — — —
7 112—119 2,61 17,77 0,7646 — — — — — — —
8 119—127 2,49 20,26 0,7671 — — — — — — —
9 127—136 2,73 22,99 0,7831 — — — — — — 0,022
10 136—143 2,91 25,90 0,7879 122 г — — — .—. — —
И 143—153 2,86 28,76 0,7889 — — — — — — —
12 153—163 2,86 31,62 0,7988 — 1,01 — — — — —
13 163—177 2,86 34,48 0,8038 — 1,38 — — — — 0,034
14 177—188 2,86 37,34 0,8087 — 1,60 — — — — —
15 188—200 2,98 40,32 0,8195 159 1,80 — —• — — —
16 200—210 2,91 43,23 0,8301 — 2,00 — — < —60 — —
17 210—222 2,86 46,09 0,8402 — 2,41 — — —58 80 0,05
18 222—234 2,91 49,00 0,8463 — 2,65 — — —56 85 —
19 234—244 2,91 51,91 0,8490 — 3,21 — — —54 90 —
20 244—258 3,04 54,95 0,8579 184 3,69 1,08 — —41 100 —
21 258—272 2,98 57,93 0,8609 — 4,51 1.41 — —38 110 0,10
22 272—284 3,04 60,97 0,8678 — 5,64 1,82 — —30 116 —
23 284—298 3,10 64,07 0,8718 — 6,52 2,51 — —25 125 —
24 298—310 2,91 66,98 0,8728 7,80 3,98 1,65 —20 132 —
25 310—326 2,98 69,96 0,8833 354 9,05 4,62 1,83 — 10 143 0,20
26 326-354 3,16 73,12 0,8915 11,02 6,52 2,29 —2 160 —
27 354—380 3,04 76,16 0,8974 — 9,05 3,05 6 170 —
28 380—403 3,04 79,20 0,9033 — 13,71 3,87 16 186 —
29 403—427 3,10 82,30 0,9083 — 15,20 5,41 20 200 0,36
30 427—455 3,23 85,53 0,9179 370 — 66,70 6,80 25 215 ——
31 455—485 3,10 88,63 0,9304 — — 8,52 30 235 —
32 485—500 1,50 90,13 0,9335 438 — — 10,05 34 245 0,42
33 Остаток 9,87 1 юо,оо'о,98ое — — —. —. — 0,51
Пр имечание. Содержание парафина во фракции № 30—8,30%; во фракции № 32—
аз,41%; температура плавления его соответственно 52 и 53 °C.
761
485. Разгонка (ИТК) уйглекутской нефти в аппарате АРН-2
и характеристика полученных фракций
№ фрак- ции Темпера- тура выки- пания фрак ции при 760 мм рт. ст., С Выход (на нефть), % 20 Р4 v20, с Ст ^50, сСт Поо» с Ст Температура, °C Содер- жание серы, %,
отдель- ных фрак- ций сум- марный засты- вания вспыш- ки
I 180—220 2,78 2,78 0,8560 176 — — — <—60 Следы
2 220—238 2,67 5,45 0,8620 — 3,22 1,84 0,99 То же 0,01
3 238—268 2,85 8,30 0,8689 — 4,23 2,23 1,12 » — —
4 268—282 2,70 11,00 0,8740 206 5,38 2,60 1,27 » — 0,05
5 282—290 2,72 13,72 0,8805 — 6,52 3,09 1,32 » — —
6 290-303 2,89 16,61 0,8649 — 8,29 3,71 1,50 » — —
7 303—313 3,19 19,80 0,8905 232 10,65 4,40 1,68 » 143 0,15
8 313—322 2,90 22,70 0,8969 — 14,02 5,02 1,94 —60 147 —
9 322—330 2,87 25,57 0,9000 — 17,12 5,85 2,18 -56 152 —
10 330—340 2,63 28,20 0,9042 254 20,60 6,67 2,39 —51 158 0,18
11 340—350 2,68 30,88 0,9085 — 7,55 2,68 —48 162 —
12 350—362 3,12 34,00 0,9130 — 9,20 3,02 -46 170 —
13 362—370 2,96 36,96 0,9169 278 47,81 11,57 3,32 —42 174 0,38
14 370—381 2,83 39,79 0,9209 — 62,85 13,99 3,72 -38 180 —
15 381—392 2,92 42,71 0,9263 — — 18,35 4,17 —34 185 —
16 392—402 3,39 46,10 0,9319 303 139,75 23,00 4,77 —31 192 0,5»
17 402—412 2,90 49,00 0,9374 — — — 5,72 —28 198 —
18 412—421 2,99 51,99 0,9410 — — 43,10 6,84 —25 205 —
19 421—432 2,99 54,98 0,9467 326 — — 8,08 —18 212 0,62
20 432-444 2,74 57,72 0,9510 — — 89,91 9,86 — 15 217 —
21 444—455 3,17 60,89 0,9554 — — — 12,52 —12 226 —
22 455-470 3,10 63,99 0,9678 354 — 200,69 15,91 —8 232 0,70
23 470—486 2,76 66,75 0,9614 — — 286,24 22,80 —3 245 —
24 486—500 1,80 68,55 — 370 — 382,04 24,59 0 255 —
25 . Остаток 31,45 100,00 1,0046 — — — — 35 308 1,32
Примечание. Во фракциях № 20 и № 24 парафин практически отсутствует (следы)..
762
486. Разгонка (ИТК) катанглийской нефти в аппарате АРН-2
и характеристика полученных фракций
№ фрак- ции Темпера- тура выки- пания фрак- ции при 760 мм рт. ст., °C Выход (на нефть), % 20 94 м >20. сСт >50. с Ст >100. сСт Температура, °C Содер- жание серы, %
отдел ь-' ных фрак- ций сум- марный засты- вания вспыш- ки
1 176—218 2,80 2,80 0,8538 2,81 1,76 .. _
2 218—240 2,80 5,60 0,8655 195 3,60 2,15 — —
3 240—260 3,20 8,80 0,8728 — 4,62 2,36 — 96
4 260—273 2-, 86 11,66 0,8790 — 5,10 2,95 — — 115
5 273—288 2,91 14,57 0,8821 — 7,69 3,36 1,61 — 120 0,14
6 288—300 2,86 17,43 0,8869 237 10,81 4,22 1,68 — 128 —
7 300—314 2,91 20,34 0,8881 — 12,49 4,54 1,82 — 130 0,18
8 314—322 2,91 23,25, 0,8938 — — 5,48 1,91 — 137 —
9 322—332 2,97 26,22 0,8989 — — 6,49 2,21 — 142 0,25
10 332—340 2,91 29,13 0,9021 268 — 7,71 2,40 — 146 —
11 340—350 2,97 32,10 0,9075 — — 9,21 2,72 — 154 —
12 350—360 3,26 35,36 0,9120 — —.. 10,96 3,11 —44 160 0,44
13 360—370 3,08 38,44 0,9189 — •— 13,82 3,50 —39 169 —
14 370-378 2,97 41,41 0,9228 310 — 17,00 4,00 —35 173 0,53
15 378—390 3,14 44,55 0,9279 — — 20,21 4,85 —31 180 —
16 390-40Q 3,14 47,69 0,9329 — — — 5,52 —26 188 0,54
17 400—412 3,08 50,77 0,9346 — — 37,20 6,47 —20 192 —
18 412—426 3,20 53,97 0,9412 374 — — 7,78 —15 202 0,59
19 426—438 3,14 57,11 0,9438 — — 84,90 9,70 — 13 209 —
20 438—452 3,20 60,34 0,9489 410 — — 12,85 —12 216 0,67
21 452 —464 3,43 63,74 0,9528 — — 189,08 16,24 —8 224 —
22 464—480 3,31 67,05 0,9565 — - . 347,44 20,00 0 230 0,74
23 480—500 4,06 71,11 0,9620 455 — 402,68 22,74 0 233 0,75
24 Остаток 28,89 100,00 — — — — — — — —
Примечание. Содержание парафина во фракции № 28—0,07%; во фракции № 22—0,08%.
487. Характеристика дистиллятов, полученных при однократном испарении нефтей
Температура однократного испарения, °C Выход, % 20 Р4 Фракционный состав, °C
н. к. 10% 50% 90% К К.
200 44,5 0,8191 (оле 140 Н Д И н 70 :к а я 100 н е ф т 185 ь 285 320 (98%)
225 53,0 0,8203 155 94 112 204 320 350 (98%)
250 61,5 0,8216 158 97 115 210 340 350 (92%)
300 78,0 0,8502 181 181 130 246 — 350 (78%)
325 87,5| 0,8507 183 183 132 268 —
200 Э 24,0 х а б и I 0,7872 ккая 150 неф 63 т ь (с 102 лесь 145 1 9 6 5 г.) 238 270
250 43,0 0,8123 158 72 по 177 280 310
300 65,0 0,8354 192 95 120 214 322 350
330 77,0 0,8477 202 98 220 238 350 —
135 17,7 К э! Д Ы Л 118 а н ь и 1 73 i с к а я 90 неф 128 т ь 210 253
185 47,7 0,8117 143 90 по 183 270 310
250 78,0 0,8406 172 96 129 240 350 —
300 93,0 0,8512 183 112 130 250 До 350 °C 78% —
763
488. Характеристика остатков, полученных при однократном испарении нефтей
Температура однократного испарения, °C | Выход, % 1 Л20 1 Р4 I *50> | сСт ; поо. сСт Температура застывания, °C
200 225 250 300 325 Э х а б и 200 250 300 330 К 135 185 250 300 489. Характеристика о Колен; 55,5 47,0 38,5 22,0 12,5 некая и 76,0 57,0 35,0 23,0 ы д ы л а I 82,3 52,3 22,0 7,0 статков р< 1 и н с к а я 0,9382 0,9495 0,9563 0,9671 е ф т ь (с 0,9052 0,9154 0,9365 0,9587 ; ь и н с к а 0,8717 0,8987 0,9222 13НОЙ глу( нефть 47,81 98,39 227,4 2593,0 Не течет м е с ь 1 8,70 14,95 54,37 я нефт 3,40 7,80 26,0 ины ОтбО[ 7,94 13,01 18,00 71,72 250,2 96 5 г.) 2,82 3,88 8,70 ь 1,60 2,50 5,30 23,4 >а коленд» —6 —5 —3 21 2 4 18 22 —25 2 14 20 некой нефти
Выход (на нефть) остатка, % 20 94 ВУ50 BYgo ВУюо Температура, °C Коксуе- мость, % Содержание серы, %
застывания ВСПЫШКИ в открытом тигле
17,00 1,0100 306,9^ >50 350 35,00 0,96
19,20 1,0053 — — 226,3 48 То же 22,34 0,92
21,27 1.0000 — — — 45 330 — —
24,29 0,9915 — — — 40 308 — —
27,47 0,9835 — 139,30 36,82 36 290 13,73 0,78
30,71 0,9755 — — 27,50 32 280 — —
33,66 0,9685 — — 19,60 29 271 — —
36,72 0,9630 — 32,00 12,65 26 261 — —
39,61 0,9590 — 22,83 8,92 23 252 10,73 0,6»
42,63 0,9540 — 13,80 6,55 20 243 — —
45,38 0,9495 — 9,40 5,10 17 234 — —
48,24 0,9465 — 6,85 3,93 15 224 — —
50,99 0,9430 — 5,40 3,05 12 214 — —
53,88 0,9398 36,06 4,23 2,42 9 204 5,71 0,52
56,32 0,9370 27,00 3,50 2,15 7 194 — —
58,98 0,9335 17,20 2,90 1,91 4 184 — —
61,90 0,9300 10,80 2,40 1,73 1 172 — —
64,45 0,9265 7,70 2,10 1,58 —2 162 —. —
67,14 0,9235 5,90 1,92 1,45 —5 152 — —
69,76 0,9200 4,72 1,80 1,40 —8 142 5,40 0,42
72,34 0,9170 3,80 1,62 1,30 — 11 132 — —
75,23 0,9135 3,00 1,55 1,25 — 14 122 — —
77,88 0,9100 2,35 1,48 1,24 —18 112 — —
80,38 0,9070 2,20 1,42 1,23 —22 103 — —
82,82 0,9035 2,00 1,40 1,22 —25 94 —, —
85,40 0,9007 1,86 1,37 1,21 —28 84 5,14 0,36
87,87 0,8965 1,70 — — —31 74 —. —
90,20 0,8925 1,63 — —• —34 63 — —
92,67 0,8875 1,60 — — —38 52 -а- —
95,14 0,8845 1,55 — — —41 40 — —
97,50 0,8795 1,50 — — —43 30 — —
99,86 0,8740 1,48 — — —46 16 —
100,00 0,8724 1,45 — — —46 14 2,31 0,3»
490. Характеристика остатков разной глубины отбора южно-колендинской нефти
Выход (на нефть) остатка, % Р1° ВУ50 ВУ80 ВУ1оо Температура, °C Коксу- емость, % Содержа- ние серы, %
засты- вания ВСПЫШКИ в открытом тигле
10,40 1,020 — — 142,6 49 348 20,33 1,30
14,00 0,9862 — — — 46 320 — —
17,75 0,9708 — — — 43 292 — —
20,91 0,9590 79,48 12,12 4,15 40 270 10,91 0,90
24,13 0,9480 51,20 9,35 3,24 37 246 — —
27,13 0,9402 24,50 7,10 2,63 34 225 — —
30,17 0,9348 13,30 5,15 2,24 32 207 — —
32,94 0.9296 8,03 4,00 1,90 29 196 6,21 0,63
35,86 0,9258 6,82 3,18 1,73 26 184 — —
38,66 0,9219 5,25 2,66 1,60 23 176 — —
41,33 0,9180 4,28 2,15 1,50 20 168 — —
44,21 0,9138 3,60 1,82 1,45 18 161 — —
46,93 0,9103 3,14 1,69 1,39 15 154 4,06 0,56
49,80 0,9064 2,73 1,60 1,34 12 147 — —
52,51 0,9027 2,45 1,54 1,30 9 140 — —
55,35 0,8990 2,20 1,50 1,28 7 134 — —
58,18 0,8950 1,97 1,43 1,24 5 127 — —
60,81 0,8930 1,81 1,36 1,22 3 122 3,26 0,40
63,55 0,8893 1,68 1,33 1,18 1 114 — —
66,26 0,8860 1,56 1,30 1,16 —2 106 — —
69,76 0,8825 1,47 1,27 1,13 —4 96 — —
72,39 0,8798 1,41 1,24 1,Н —6 90 — —
75,19 0,8770 1,39 1,20 1,08 —8 82 — —
77,93 0,8744 1,35 1,17 1,05 —10 75 — —
80,34 0,8720 1,31 1,13 1,01 — 12 69 2,69 0,33
82,86 0,8698 — — — —14 63 — —
85,35 0,8680 — — — — 16 57 — —
87,80 0,8662 — — — — 18 52 — —
«0,21 0,8645 — — — —20 47 — —
92,58 0,8630 — — — —22 42 — —
94,99 0,8619 — — — —25 39 — —
99,74 0,8606 — — — —28 35 — —
100,00 0,8599 1,21 — — —32 34 1,91 0,27
765
491. Характеристика остатков разной глубины отбора охинской нефти (смеси)
Выход (на нефть) остатка, % Pi» в У 50 ВУ8о ВУюо Температура, °C Коксу- емость, % Содержа- ние серы„ %
засты- вания ВСПЫШКИ в открытом тигле
27,04 >1 — — — — __ — —
29,28 — — — 146,1 48 316 19,11 0,77
32,63 — __ — — — __ — —
35,68 0,9909 — 221,2 50,99 34 282 12,33 0,56i
39,05 — — — — — — — —
42,20 — — — — — — — —
45,43 0,9701 — 69,05 16,63 16 256 11,61 0,53;
48,62 0,9660 — — 13,80 12 244 — —-
51,81 0,9641 — — 9,70 8 238 — —
54,93 0,9612 — — 7,10 4 228 — —
58,45 0,9590 103,6 14,69 5,43 0 220 8,90 0,51:
61,52 0,9571 — 11,90 4,40 —2 212 — —
64,55 0,9552 — 9,00 3,70 —5 208 — —
67.67 0,9531 — 6,80 3,21 —8 200 — —
70,67 0,9522 27,22 5,43 2,92 — 10 196 7,57 0,49-
73,74 0,9499 23,50 4,31 2,50 —12 188 — —
76,63 0,9468 19,80 3,62 2,21 —13 179 — —
79,61 0,9448 15,51 3,10 2,00 —15 171 — —
82,50 0,9431 10,61 2,70 1,85 —17 159 — —
85,42 0,9412 8,03 2,48 1,75 —19 147 5,87 0,48
88,37 0,9373 5,60 — —22 130 — —
91,26 0,9340 4,61 — — —25 116 — —
93,91 0,9309 3,91 — — —29 102 — —
96,51 0,9260 3,40 — —34 86 — —
100,00 0,9206 3,00 — — —44 68 3,65 0,30.
766
492. Характеристика остатков разной глубины отбора
эхабинской нефти (смесь 1955 г.)
Выход <на нефть) остатка, % Р1° ВУ50 ВУ8о ВУюо Температура, °C Коксу- емость, % Содержа- ние серы, %
засты- вания ВСПЫШКИ в открытом тигле
15,11 1,0370 — —- >70,00 38 368 — 0,90
16,48 1,0100 — — 64,65 34 340 17,08 0,86
19,87 0,9885 — — — 30 284 — —
23,02 0,9618 — 75,28 16,16 27 264 11,13 0,77
26,10 0,9590 — — 9,30 24 252 — —
29,18 0,9561 — — 5,70 22 259 — —
32,51 0,9535 55,84 8,90 4,10 20 226 7,55 —
35,66 0,9510 — 6,70 3,20 16 214 — —
38,87 0,9450 — 4,90 2,60 13 210 — —
41,95 0,9410 — 3,72 2,20 10 189 — —
45,03 0,9366 8,90 2,92 1,99 7 180 5,75 0,57
48,11 0,9335 7,20 2,45 1,72 4 168 — —
51,26 0,9281 5,80 2,00 1,60 1 159 — —
54,34 0,9238 4,62 1,80 1,50 —2 148 — —
57,42 0,9198 3,50 1,60 1,40 —5 138 — —
60,50 0,9152 2,83 1,55 1,39 —9 128 4,76 —
63,40 0,9118 2,40 1,40 1,30 —13 120 — —
66,42 0,9060 2,05 1,39 1,29 —17 ПО — —
69,50 0,9031 1,80 1,37 1,28 -21 100 — —
72,40 0,8990 1,68 1,32 1,27 —25 90 — —
75,36 0,8950 1,60 1,30 1,21 —29 80 — —
78,20 0,8920 1,50 1,28 1,20 —32 72 — —
80,79 0,8885 1,43 1,23 1,16 —36 62 3,32 0,48
83,63 0,8840 — — — — 56 — —
86,22 0,8810 — — — — 46 — —
.88,87 0,8760 — — — — 38 — —
91,59 0,8720 — — — — 29 — —
94,18 0,8670 — — — — 20 — —
96,59 0,8620 — — — 12 — —
'99,00 0,8560 — • — — 6 — —
400,00 0,8544 1J7 — — —62 2 1,82 0,45
767
493. Характеристика остатков разной глубины отбора
эхабинской нефти восточного участка II площади
Выход (на нефть) остатка, % В У so ВУ80 ВУ loo Температура, °C Коксу- емость, % Содержа- ние серы,. %
засты- вания ВСПЫШКИ в открытом тигле
21,60 0,9950 — — 52,88 30 300 15,73 1,14
23,28 0,9845 — — — 27 286 11,25 1,Н
26,35 0,9742 — 63,22 18,21 20 268 — —
29,37 0,9663 — — 13,18 18 254 — —
32,50 0,9610 — — 8,15 16 240 — —
35,62 0,9572 92,48 14,00 6,67 14 232 8,90 —
38,52 0,9530 10,18 4,20 12 218 — —
41,66 0,9478 — 7,35 3,32 11 208 — —
44,67 0,9448 — 5,83 2,73 9 198 — —
47,68 0,9413 16,07 4,16 2,42 8 188 5,81 1,01
50,75 0,9375 12,52 3,28 2,05 7 178 — —
53,76 0,9330 9,25 2,75 1,82 5 168 — —
56,73 0,9296 6,52 2,42 1,70 3 158 — —
59,70 0,9265 5,02 2,09 1,58 2 150 4,53 —
62,59 0,9218 4,00 1,83 1,50 —2 140 — —
65,48 0,9185 3,28 1,72 1,40 —6 131 — —
68,26 0,9142 2,82 1,60 1,35 —8 122 — —.
71,10 0,9103 2,48 1,52 1,31 —10 ПО — —
73,88 0,9082 2,22 1,47 1,28 —12 104 3,88 0,76
76,54 0,9045 2,01 1,40 1,26 —16 — — —
79,20 0,9015 1,88 1,38 1,24 —18 — — —
81,74 0,8998 1,80 1,36 1,21 —20 — — —
84,28 0,8968 1,65 1,34 1,20 —21 — — —
86,82 0,8930 1,58 1,33 1,19 —23 — 3,48 0,59
89,30 0,8900 1,50 — — —24 — — —
91,84 0,8865 1,45 — — —25 — — —
94,21 0,8813 1,40 — — —26 — — —
96,69 0,8745 1,37 — — —26 — — —
100,00 0,8652 1,30 — — —28 <—30 2,35 0,51
768
494. Характеристика остатков разной глубины отбора
эхабинской нефти (смесь 1965 г.)
Выход (на нефть) остатка, % ВУ60 ВУво ВУюо Температура, °C Коксу- емость, % Содержа- ние серы, %
засты- вания ВСПЫШКИ в открытом тигле
12,80 0,9929 — — 144,0 45 330 13,47 0,90
16,42 0,9812 — — — 37 304 — —
19,58 0,9750 — — — 32 290 — —
22,68 0,9700 — — — 27 278 — —
25,81 0,9656 374,4 30,69 12,50 23 268 10,96 0,75
28,88 0,9620 — 24,00 8,25 20 256 — —
31,85 0,9580 — 16,85 5,90 17 248 — —
34,95 0,9542 — 9,30 4,25 13 238 — —
37,88 0,9510 — 6,00 3,40 11 230 — —
40,88 0,9480 59,07 4,50 2,65 8 220 6,75 0,60
43,75 0,9450 — 3,70 2,30 5 212 — —
46,65 0,9420 — 3,05 1,94 3 204 — —
49,65 0,9390 — 2,65 1,75 0 196 — —
52,68 0,9360 27,00 2,24 1,64 —3 186 — —
55,53 0,9330 8,25 2,03 1,55 —5 179 — —
58,46 0,9300 5,40 1,90 1,45 —9 170 — —
61,36 0,9270 4,40 1,78 1,40 — 11 162 — . —
64,08 0,9242 3,64 1,68 1,35 —14 154 4,56 0,52
66,98 0,9215 3,05 1,60 1,31 —17 145 — —
69,78 0,9185 2,68 1,53 1,30 — 19 137 — —
72,85 0,9152 2,40 1,49 1,28 —22 127 — —
75,70 0,9121 2,20 1,42 1,24 —24 118 — —
78,55 0,9090 2,05 1,40 1,22 -26 107 — —
81,24 0,9060 1,91 1,38 1,21 —27 102 — —
83,79 0,9030 1,80 1,35 1,20 —28 94 — —
86,48 0,8990 1,70 1,30 1,18 -29 85 3,07 0,40
88,93 0,8960 1,60 — — —29 78 — —
91,44 0,8920 1,50 — — —29 68 — —
93,84 0,8880 1,40 — — —29 59 — —
96,29 0,8855 1,38 — — -29 50 — —
99,86 0,8700 1,26 — — —30 35 — —
100,00 0,8695 1,25 — — <—30 34 2,06 0,34
769
495. Характеристика остатков разной глубины
отбора тунгорской нефти
Выход (на нефть) остатка, % Р1° ВУ50 ВУдо ВУ100 Температура, °C Коксу- емость, Содержа- ние серы, %
засты- вания ВСПЫШКИ в открытом тигле
13,60 0,9632 — 29,93 10,98 48 296 12,93 0,86
17,45 0,9578 — 14,82 7,03 45 280 — —
20,78 0,9513 205,7 8,63 4,69 42 267 — 0,58
24,11 0,9452 132,3 6,85 3,50 40 258 — —
27,62 0,9378 78,52 5,32 2,78 38 246 — —
31,19 0,9312 46,30 4,15 2,21 36 235 — —
34,64 0,9257 28,82 3,28 1,88 35 225 — —
38,21 0,9231 8,33 2,64 1,64 34 216 8,47 0,40
41,36 0,9169 7,17 2,30 1,50 31 207 — —
44,57 0,9130 5,82 2,03 1,47 29 198 — —
47,90 0,9113 4,70 1,89 1,40 27 190 — —
50,87 0,9096 ' 3,96 1,75 1,35 26 182 3,36 0,35
54,08 0,9062 3,25 1,65 1,30 25 174 — —
56,88 0,9050 2,73 1,56 1,28 23 168 — —
60,03 0,9032 2,40 1,50 1,26 22 159 — —
62,93 0,9015 2,23 1,43 1,24 20 152 — —
66,02 0,8993 2,02 1,37 1,22 19 144 2,63 0,32
68,99 0,8975 1,90 1,32 1,20 18 134 — —
72,08 0,8953 1,81 1,30 1,18 17 126 — —
75,29 0,8838 1,70 1,28 1,16 16 117 — —
78,07 0,8920 1,62 1,26 1,15 15 108 — —
81,20 0,8897 1,55 1,24 1,14 15 100 — —
84,07 0,8876 1,49 1,21 1,13 14 90 1,52 0,27
86,97 0,8852 1,42 — — 13 82 — —
89,94 0,8825 1,39 — — 12 73 — —
92,48 0,8793 1,30 — — 11 63 — —
95,08 0,8758 1,27 —• — И 52 — —
97,50 0,8717 1,25 — — 10 42 — —
100,0 0,8651 1,19 — — 9 26 0,12 0,21
496. Характеристика остатков разной глубины
отбора одоптинской нефти
Выход (на нефть) остатка, % РР ВУ60 ВУ80 ВУюо Температура, °C Коксу- емость, % Содержа- ние серы, %
засты- вания вспышки в открытом тигле
15,10 0,9869 — 142,1 36,44 24 304 11,19 1,92
18,15 0,9748 — 19,23 8,48 23 297 — —
21,25 0,9650 — 15,53 6,43 22 286 — —
24,10 0,9576 — 11,40 4,78 20 275 — —
26,90 0,9515 — 8,03 3,83 19 263 — —
29,61 0,9449 28,42 5,87 3,12 17 253 7,19 1,11
32,41 0,9400 15,35 4,52 2,63 15 240 — —
35,21 0,9342 12,03 3,60 2,23 13 229 — —
38,06 0,9288 8,78 2,92 1,97 11 217 — —
40,86 0,9270 6,81 2,51 1,76 10 207 5,41 0,94
43,49 0,9213 5,48 2,25 1,63 8 195 — —
46,07 0,9177 4,57 2,02 1,52 6 184 —
48,75 0,9142 3,99 1,83 1,46 4 173 — —
51,21 0,9118 3,53 1,72 1,38 2 164 — —
53,89 0,9094 3,20 1,61 1,30 0 151 3,99 0,74
56,57 0,9050 2,93 1,59 1,28 —1 144 — —
59,04 0,9028 2,72 1,53 1,26 —2 135 — —
61,59 0,9003 2,60 1,51 1,24 —2 128 — —
64,14 0,8977 2,45 1,50 1,22 -3 120 — —
66,74 0,8945 2,32 1,48 1,20 —3 114 — —
69,32 0,8911 2,20 1,45 1,17 —4 105 3,24 —
71,84 0,8880 2,12 1,42 1,14 —5 98 — —
74,52 0,8853 2,02 1,40 1,10 —5 90 — —
77,21 0,8815 1,90 1,38 1,08 —6 82 — —
79,54 0,8789 1,81 1,37 1,06 —6 75 — —
82,52 0,8763 1,74 1,36 1,02 -6 68 2,01 0,45
85,09 0,8725 1,69 — — —7 61 — —
87,78 0,8695 1,60 — — —7 54 — —
90,25 0,8663 1,52 — — —8 47 — —
93,62 0,8638 1,43 — — —9 41 — —
97,05 0,8613 1,32 — — —9 34 — —
100,00 0,8571 1,12 — — —10 21 1,78 0,40
7 70
771
497. Характеристика остатков разной глубины отбора
западно-сабинской нефти VIII и XI пластов
Выход (на нефть) остатка, % Л20 Р4 В У 50 ВУ 80 ВУюо Температура, °C Коксуе- мость, % Содержа- ние серы, %
засты- вания ВСПЫШКИ в открытом тигле
15,80 0,9892 71,35 40 338 9,71 0,70
23,78 0,9818 22 306
27,83 0,9780 __ 16 292
32,46 0,9738 215,4 24,55 10,70 10 276 7,09 0,60
36,64 0,9702 — 19,40 7,10 264
40,76 0,9665 — 14,25 4,75 2 252 .
45,39 0,9624 —* 8,90 3,45 — 2 238
49,57 0,9588 39,84 5,87 2,68 — 6 225 5,97 0,50
53.62 0,9550 30,00 4,35 2,20 — 9 212
57,52 0,9514 21,10 3,48 2,00 —12 198
61,70 0,9470 13,50 2,89 1,82 —15 184
65,88 0,9429 8,42 2,50 1,70 -18 170 3.89 0,41
70,00 0,9392 6,20 2,22 1,63 —22 157
74,12 0,9338 5,08 2,00 1,55 —25 146
78,02 0,9294 4,35 1,86 1,49 —28 135
81,92 0,9255 3,86 1,76 1,42 -31 125 3,02 0,35
85,82 0,9220 3,45 —34 117
89,20 0,9190 3,10 —36 112
92,88 0,9170 2,80 .. —38 108
96,48 0,9153 2,50 —39 106
100,00 0,9148 2,21 — — —40 104 1,68 0,30
498. Характеристика остатков разной глубины отбора сабинской нефти
Выход (на нефть) остатка, % г,20 р4 ВУбо ВУво ВУ юо Температура, °C Коксуе- мость, % Содержа- ние серы, %
засты- вания ВСПЫШКИ в открытом тигле
12,99 0,9774 17,05 13,77 18 300 10,70 1,10
15,53 0,9678 — 14,72 11.62 17 278
18,65 0,9572 — 11,68 8,76 15 262 __
21,83 0,9508 47,00 8,60 6,38 14 250 6,76 0,85
24,71 0,9459 37,82 6,32 4,63 13 240
27,89 0,9416 25,03 4,75 3,52 12 232
31,01 0,9378 15,08 3,73 2,77 11 224 . ~
34,07 0,9331 11,60 3,17 2,25 11 218 3,30
37,04 0,9313 9,42 2,70 1,93 10 212
40,08 0,9289 7,93 2,40 1,76 10 206
43,26 0,9250 6,60 2,12 1,59 9 200
46,26 0,9223 5,45 2,00 1,54 8 194
49,21 0,9208 4,38 1,95 1,51 8 189 2,49 0,50
52,27 0,9183 3,78 1,83 1,43 7 183 .
55,15 0,9165 3,31 1,72 1,40 6 178 _
58,27 0,9140 3,02 1,66 1,37 4 172
61,39 0,9121 2,75 1,56 1,33 2 165
64,34 0,9106 2,56 1,51 1,30 0 160
67,40 0,9083 2,35 1,47 1,27 — 2 150 1,80 .
70,18 0,9068 2,28 1,42 1,25 — 4 145
73,30 0,9050 2,16 1,38 1,25 — 6 136
76,48 0,9025 2,02 1,33 1,20 — 8 126 .
79,31 .0,9003 1,90 1,30 1,18 —10 116 .
82,14 0,8985 1,75 1,28 1,16 — 12 105
84,92 0,8957 1,70 1,25 1,15 —14 97 1,30 0,30
87,64 0,8936 1,67 — — —16 __
90,12 0,8915 1,60 —— — 17
92,78 0,8877 1,50 — —19 .
95,15 0,8830 1,45 —20
97,69 0,8785 1,38 — —22
100,00 0,8720 1,29 — — —23 -18 0,96 0,23
772
яяе^м
499. Характеристика остатков разной глубины отбора
некрасовской нефти
• Выход (на нефть) остатка, % Р1° ВУ8о ВУ80 ВУюо Температура, °C Коксуе- мость, % Содержа- ние серы, %
засты- вания ВСПЫШКИ в открытом тигле
11,8 0,9539 — 14,46 5,07 35 268 6,76 0,86
15,2 0,9331 — 6,61 3,20 30 233 — —
18,4 0,9248 13,63 3,50 2.22 28 216 6,29 0,79
> 21,9 0,9160 10,11 2,50 1,80 25 203 — —
25,0 0,9095 7,21 2,11 1,66 23 195 — —
28,1 0,9037 5,02 1,88 1,47 22 187 2,95 0,70
г 31,1 0,8983 3,95 1,80 1,35 19 180 — —
34,1 0,8932 3,18 1,71 1,30 17 172 — —
37,4 0,8875 2,60 1,59 1,21 14 166 — —
40,5 0,8816 2,20 1,55 1,20 12 161 1,77 0,58
* 43,8 0,8786 2,00 1,45 1,19 10 154 — —
46,9 0,8750 1,82 1,41 1,18 8 148 — —
г 49,9 0,8714 1,71 1,38 1,17 5 141 — —
52,9 0,8680 1,64 1,35 1,16 3 135 — —
56,0 0,8650 1,60 1,33 1,15 1 128 1,27 0,51
г 59,0 0,8619 1,59 1,31 1,14 0 122 — —
62,0 0,8589 1,58 1,29 1,13 — 2 115 — —
64,9 0,8560 1,57 1,27 1,12 — 4 НО — —
67,8 0,8529 1,56 1,25 1,11 — 6 102 — —
А 70.6 0,8516 1,55 1,24 1,10 — 7 97 1,20 0,46
73,4 0,8470 1,50 — — — 8 88 — —
76,2 0,8440 1,41 — — — 9 80 — —
78,9 0,8412 1,38 — — — 10 70 — —
, 81,4 0,8390 1,32 — — — 11 62 — —
84,0 0,8362 1,30 — — — 11 50 — 0,41
87,0 0,8322 1,24 — — — 12 42 — —
д- 89,7 0,8283 1,19 — — — 13 31 — —
92,4 0,8250 1,14 — — — 14 23 — —
95,0 0,8213 1,Н — — -15 12 — —
98,4 0,8130 1,07 — — — 16 3 — —
100,0 0,8082 1,04 — — — 17 —4 0,71 0,20
50—160 773
500. Характеристика остатков разной глубины отбора шхунной нефти
Выход (на нефть) остатка, % р!° ВУ60 ВУ80 ВУюо Температура, °C Коксуе- мость, % Содержа- ние серы„ %
засты- вания ВСПЫШКИ в открытом тигле
15,30 0,9881 — 80,17 23,46 30 340 11,26 0,73 .
18,99 0,9810 — —- 20,50 26 312 — —
22,69 0,9770 — — 11,50 22 294 — —
26,38 0,9749 175,0 18,75 7,17 21 280 6,49 0,63
30,00 0,9740 __ 13,80 5,30 14 270 — —
33,62 0,9710 — 9,70 4,10 10 258 — —
37,19 0,9685 — 7,16 3,30 6 246 — —
40,81 0,9676 34,36 5,64 2,65 2 236 3,82
44,43 0,9640 29,00 4,60 2,35 — 3 226 — 0,44
48,05 0,9622 22,00 4,00 2,10 — 6 220 — —
51,70 0,9600 17,00 3,50 1,90 — 10 210 — —
55,23 0,9580 12,80 3,12 1,80 — 13 205 — —
58,80 0,9560 10,06 2,81 1,75 — 17 198 2,47 0,34
62,33 0,9547 8,90 2,60 1,65 —20 192 — —
65,90 0,9524 7,60 2,40 1,60 —24 184 — —
69,47 0,9500 6,40 2,20 1,57 —27 178 — —
72,92 0,9482 5,20 2,10 1,53 —30 170 — —
76,37 0,9465 4,35 1,90 1,50 —33 164 ___ —
79,86 0,9443 3,39 1,69 1,43 —36 158 2,14 0,25
83,23 0,9420 2,80 — — —39 150 — —
86,64 0,9390 2,40 — — -42 142 — —
90,01 0,9360 2,00 —• — —45 135 — —
93,46 0,9330 1,80 — — —47 120 — —
99,50 0,9250 1,60 — — —51 118 — —
100,00 0,9244 1,46 — —53 116 0,90 0,20
774
501. Характеристика остатков разной глубины отбора кыдыланьинской нефти
Выход <на нефть) остатка, % ВУ6о ВУ80 ВУ1оо Температура, °C Коксуе- мость, % Содержа- ние серы,
засты- вания ВСПЫШКИ в открытом тигле
9,30 0,9565 — — 18,55 34 330 22,82 0,69
12,57 0,9465 — — 7,35 30 309 — __
15,82 0,9390 — — 4,60 26 288 — —
18,99 0,9341 55,24 7,23 3,29 24 268 6,83 0,62
22,31 0,9292 — 5,41 2,70 20 254 — __
25,48 0,9259 — 4,19 2,29 18 242 — —
28,61 0,9225 — 3,18 1,96 15 232 — —
31,78 0,9201 7,56 2,45 1,73 14 222 3,51 0,53
34,95 0,9166 6,32 2,19 1,55 И 214 — —
38,04 0,9140 5,25 1,91 1,49 9 206 — —
41,21 0,9111 4,27 1,72 1,41 6 198 — —
44,34 0,9080 3,40 1,61 1,37 4 190 — —
47,51 0,9056 2,76 1,56 1,33 2 182 2,39 0,35
50,60 0,9040 2,39 1,50 1,28 — 1 176 — —
53,73 0,9019 2,08 1,41 1,21 — 4 168 — —
56,82 0,9000 1,88 1,38 1,18 — 6 160 — —
59,83 0,8982 1,70 1,30 1,16 — 8 152 — —
62,88 0,8960 1,61 1,26 1,14 — 11 145 — —
65,93 0,8943 1,58 1,21 1,12 — 14 138 1,59 0,31
68,94 0,8920 1,50 1,19 1,11 — 18 130 — —
71,72 0,8909 1,42 1,17 1,10 —20 122 — —
74,73 0,8888 1,38 1,16 1,08 -22 113 — —
77,63 0,8862 1,32 1,15 1,06 —25 103 — —
80,49 0,8849 1,30 1,14 1,05 —28 94 — —
83,27 0,8828 1,28 1,13 1,04 —31 82 1,39 0,23
86,44 0,8801 1,26 — — —33 — — —
89,18 0,8780 1,24 — — —35 — — —
91,84 0,8750 1,21 — — —37 — — —
94,58 0,8725 1,20 — — -38 — — —
97,33 0,8680 1,19 — — —39 — — —
99,83 0,8650 1,18 — — —40 — — —
100,00 0,8641 1,17 — — —41 <—35 1,00 0,11
50* 775
502. Характеристика остатков разной глубины отбора паромайской нефти
Выход (на нефть) остатка, % ?1° ВУ5о ВУ8о ВУ1оо Температура, °C Коксуе- мость, % Содержа- z ние серы, %
засты- вания ВСПЫШКИ в открытом тигле
9,87 0,9806 — 199,1 47,50 34 324 17,85 0,51
10,37 0,9740 — — — 30 315 — —.
13,47 0,9615 — 42,49 14,69 24 282 10,11 0,45
16,70 0,9546 — — 7,71 20 278 — —. 1
19,80 0,9485 — — 5,29 18 256 — — Л
22,84 0,9445 33,06 6,57 3,56 16 228 4,43 —
25,88 0,9388 25,65 4,82 2,89 13 217 — —
29,04 0,9388 17,15 3,61 2,33 12 200 — -
32,02 0,9293 10,02 2,88 2,00 10 188 — — о
34,93 0,9235 5,84 2,21 1,70 7 180 3,01 0,36 V
38,09 0,9211 4,60 2,05 1,63 5 172 — —
41,07 0,9168 3,68 1,83 1,51 2 168 — —
44,05 0,9123 3,01 1,72 1,40 — 2 156 — —
47,09 0,9081 2,52 1,61 1,32 - 6 147 — —
50,00 0,9048 2,11 1,52 1,28 — 8 139 2,57 —
52,91 0,8995 2,00 1,49 1,26 — 13 130 — —
55,77 0,8958 1,86 1,46 1,24 — 17 123 — —
58,68 0,8921 1,70 1,42 1,22 —21 115 — —
61,66 0,8880 1,60 1,38 1,19 —25 108 — —
64,52 0,8843 1,51 1,30 1,16 —30 99 — —
67,38 0,8789 1,46 1,21 1,12 —34 90 1,71 0,30
70,24 0,8760 1,42 1,20 1,11 —37 84 — —
73,00 0,8731 1,40 1,19 1,10 -40 76 — —
76,01 0,8695 1,35 1,17 1,09 —43 68 — — (
78,74 0,8663 1,30 1,15 1,08 —46 62 — —
81,23 0,8628 1,25 1,12 1,06 -48 54 — —
83,84 0,8590 1,21 1,09 1,04 —51 47 1,14 0,29
86,57 0,8550 1,18 — — —53 — — —
89,12 0,8538 1,16 — — —56 — —
91,73 0,8468 1,14 — — —58 — — —
94,09 0,8441 1,12 — — —63 — — —
96,64 0,8362 1,10 — — —66 — — —
100,00 0,8265 1,08 — — <—60 —8 0,50 0,21 л
776
503. Характеристика остатков разной глубины отбора уйглекутской нефти
Выход (на нефть) остатка, % ВУ5о ВУ 80 ВУ1оо Температура, °C Коксуе- мость, % Содержа- ние серы
засты- вания вспышки в открытом тигле
31,45 1,0046 — — 72,50 35 308 15,44 1,03
32,25 0,9975 — — — 32 300 — —
35,01 0,9915 — 177,7 44,16 27 290 12,84 0,98
38,11 0,9875 — — —- 22 280 —- —
41,28 0,9846 — — 18 274 — —
44,02 0,9815 —— 67,54 19,74 15 262 9,96 0,94
47,01 0,9803 — — 16,92 12 255 — —
50,00 0,9785 — — 14,03 9 248 —
52,90 0,9758 — — 11,00 7 240 — —•
56,39 0,9723 108,4 21,30 8,34 4 231 7,22 0,89-
59,31 0,9703 — 17,53 6,80 1 228 — —
62,14 0,9680 — 12,50 5,72 — 1 219 — —
65,10 0,9652 — 9,48 4,85 — 4 212 — —
68,22 0,9637 — 7,62 4,28 — 6 204 — —
70,90 0,9604 37,01 6,47 3,77 — 8 200 6,09 0,85
73,53 0,9580 — 5,52 3,69 — 11 195 — —
76,40 0,9550 — 4,79 3,40 —14 186 — —
79,30 0,9532 — 4,28 3,32 — 16 180 — —
82,49 0,9508 — 3,85 3,19 — 19 170 — —•
85,38 0,9477 16,77 3,53 2,18 —22 162 5,35 0,83
88,10 0,9460 14,15 — — — 152 — —
90,80 0,9442 11,17 — - — — 144 — —
93,65 0,9425 9,53 — — —• 135 — —
96,32 0,9409 7,92 — — — 126 — —
99,10 0,9398 6,85 __ — — 118 — —
100,00 0,9384 6,55 — 1 -35 114 4,08 0,62
777
504. Характеристика остатков разной глубины отбора катанглийской нефти
Выход Чна нефть) остатка, % Pl° В У 50 ВУво ВУюо Температура, °C Коксуе- мость, % Содержа- ние серы %
засты- вания ВСПЫШКИ в открытом тигле
28,89 0,9988 — — 179,3 49 334 18,98 0,94
31,95 0,9950 — — — 42 309 — 0,92
35,26 0,9904 — 257,1 62,45 38 294 13,76 0,89
38,69 0,9848 — — — 34 283 — —
41,89 0,9761 — — — 29 272 — —
45,03 0,9712 — 77,87 22,17 25 264 10,15 0,87
48,23 0,9669 — — — 22 257 — —
51,31 0,9640 — — — 18 248 — —
54,45 0,9618 — — — 14 240 — —
57,59 0,9615 218,9 24,07 8,13 12 234 8,66 0,86
60,56 0,9610 — 18,60 6,72 7 228 — —
'63,64 0,9600 — 14,31 5,65 4 221 —- —
66,90 0,9582 — 10,68 4,43 0 214 — —
•69,87 0,9576 59,51 8,77 4,02 — 5 208 7,34 0,83
72,78 0,9551 — 7,29 3,30 — 8 200 — —
75,75 0,9534 — 6,28 3,00 — 10 196 — —
78,66 0,9521 — 5,51 2,72 — 12 189 — —
-81,57 0,9501 — 5,00 2,65 — 14 180 — —
84,43 0,9496 22,50 4,70 2,60 — 16 174 6,35 0,81
87,34 0,9472 — — — — 19 166 — —
90,20 0,9450 — — — —23 159 — __
93,40 0,9441 — — — —26 148 — —
96,20 0,9420 — — —31 138 —
98,00 0,9410 7,50 — — —34 129 — —
100,00 0,9400 6,29 — — —37 120 4,03 0,56
778
АЛФАВИТНЫЙ УКАЗАТЕЛЬ НЕФТЕЙ
Лганская (Западная Сибирь) 388, 391,
392, 394—398, 400, 403, 404, 412,
422, 424, 425, 427, 429, 431, 433,
435, 440, 444, 447, 449, 454, 458,
459, 461, 462, 464, 469, 473, 476,
483, 488, 492, 509, 524, 533, 550,
559, 562, 567, 570, 571, 593, 606,
608, 620
Адамташский конденсат (Узбекская
ССР) 81—83, 85, 87, 89, 92
Айританская (Таджикская ССР) 24,
26—30, 32, 35, 36, 38, 41—43, 45,
46, 48, 49, 51, 53, 55, 58, 63, 65,
67—69, 75
Айяунская (Западная Сибирь) 389,
391, 394—398, 403, 404, 444, 449,
457, 461, 463, 464, 471, 474, 476,
487, 494, 523, 540, 558, 559, 564,
569—571, 605, 628
Андижанская (Узбекская ССР) 26—
30, 33, 35, 38, 41—43, 45, 47, 48,
50, 51, 53, 55, 60, 63, 65, 67—69, 77
Акжарская аптского горизонта (Ка-
захская ССР) 214, 215, 217—219,
221, 222, 225, 228—230, 232, 234—
236, 238, 239, 241, 243, 244, 263,
269
Акжарская среднеюрского горизонта
(Казахская ССР) 214, 216—219,
221, 222, 224, 225, 228—230, 232—
235, 237—239, 241, 243, 244, 248,
252, 254, 258, 260—263, 270, 276,
278
Атовская (скважина № 2) (Восточ-
ная Сибирь) 634—638, 641, 660
Атовская (скважина № 2-р) (Восточ-
ная Сибирь) 634, 635
Байчунасская аптского горизонта
(Казахская ССР) 164, 167
Байчунасская неокомского горизонта
(Казахская ССР) 164, 167
Байчунасская юрского горизонта
(Казахская ССР) 165, 167
Байчунасская юрского горизонта
(смесь) (Казахская ССР) 165, 167
Банкалийская (Туркменская ССР)
96—102, 104—106, 108, НО, 111,
113—115, 117, 118, 120, 123, 127,
131, 134, 137, 140—144, 148, 155
Барсагельмесская (скважина № 2)
(Туркменская ССР) 96—103, 105,
106, 108, 109, 111, 112, 114—116,
118, 119, 123, 126, 131, 133, 137,
140, 142—144, 146, 154
Барсагельмесская (скважина № 6)
(Туркменская ССР) 96—102,
104—106, 108, 109, 111, 112, 114—
116, 118, 120, 123, 126, 131, 133,
137, 440—144, 147, 155
Барсагельмесская (смесь) (Туркмен-
ская ССР) 96—98
Бурунская (Туркменская ССР) 96—
102, 104, 105, 107, 108, ПО, 111,
113—115, 117, 118, 120, 123, 128,
131, 134, 138, 140—144, 149, 156 ~
Быстринская (Западная Сибирь) 386,
390, 392, 394—398, 401, 402, 406,
419, 434, 448, 479, 490, 570, 577
Быстрянская (Восточная Сибирь)
635—638, 641, 649, 661
Ватинская (Западная Сибирь) 388,
391, 392, 394—398. 400, 403, 404,
413, 422, 427, 429, 431, 433, 435,
441,. 444, 447, 449, 454, 458, 459,
461, 463, 464, 469, 474, 476, 484,
488, 492, 512, 524, 535, 551, 559,
563, 568, 571, 595, 606, 608, 621
Вершинная (Западная Сибирь) 386,
390, 394—397, 401, 402, 419, 434,
448, 479, 490, 570, 579
780
Восточножетыбайская (Казахская
ССР) 309—313, 316, 318, 321, 323,
325—327, 329, 330, 332, 335, 338—
340, 342, 345, 348, 350, 355, 358,
361, 365—367, 369, 370, 376
Вынгинская (Западная Сибирь) 386,
390, 392, 394—397, 401, 402, 419,
434, 448, 479, 490, 570, 577
Газлинская (Узбекская ССР) 26—31,
34, 36, 37, 40, 42—44, 69, 70
Газлинский конденсат (Узбекская
ССР) 81—83, 85, 86, 88, 91
Губкинская (Западная Сибирь) 389,
391, 392, 394—398, 400, 403, 404,
416, 423, 427, 429, 431, 433, 436,
443, 444, 447, 449, 457, 461, 463,
464, 471, 474, 476, 486, 488, 494,
520, 525, 539, 556, 559, 564, 569—
571, 603, 607, 609, 627
Джаксимайская (Казахская ССР)
214, 215
Доссорская I сорта (Казахская ССР)
164, 166
Доссорская юрского горизонта,
I пласт (Казахская ССР) 164, 166
Доссорская юрского горизонта, II
пласт (Казахская ССР) 164, 166
Доссорская юрского горизонта, III
пласт (Казахская ССР) 164, 166
Доссорская юрского горизонта, IV
пласт (Казахская ССР) 164, 166
Дунгинская I горизонта (Казахская
ССР) 309—315, 317, 320, 323,
326—328, 330, 331, 334, 337, 339,
341, 343, 348, 349, 352, 358, 364,
366—368, 370, 371
Дунгинская нижнемеловая (Казах-
ская ССР) 309—315, 317, 320, 323,
324, 326—328, 330, 331, 334, 337,
339, 341, 343, 348, 349, 352, 358,
359, 364, 366—368, 370, 372
Жетыбайская II горизонта (Казах-
ская ССР) 309—315, 317, 320, 323,
324, 326—328, 330, 331, 335, 337,
339, 342, 343, 348, 349
Жетыбайская III горизонта (Казах-
ская ССР) 309—315
Жетыбайская VIII горизонта (Казах-
ская ССР) 309—313, 315
Жетыбайская IX горизонта (Казах-
ская ССР) 309—312, 315, 320, 330,
344, 348, 349
Жетыбайская XI горизонта (Казах-
ская ССР) 309—315
Жетыбайская XII горизонта (Казах-
ская ССР) 309—312, 314, 315, 320,
330, 344, 349
Жетыбайская XIII горизонта (Казах-
ская ССР) 309—312, 315
Жетыбайская (смесь) (Казахская
ССР) 309,313, 315, 317, 320, 323,
324, 326—328, 330, 331, 335, 337,
340, 342, 344, 348, 349, 353, 358,
360, 364, 366—368, 370, 373
Западно-палванташская (Узбекская
ССР) 25—30, 32, 35, 36, 38, 41—
43, 45, 47, 48, 50, 51, 53, 55, 59,
63, 68, 69, 76
Западно-сабинская, III, VII, VIII, X
и XI пласты (о. Сахалин) 667,
669—673
Западно-сабинская, VIII и XI пласты,
(о. Сахалин) 667, 669—673, 675,
680, 684, 695, 697, 698, 701, 704,
705, 708,-711, 714, 718, 719, 725,.
731, 736, 739, 740, 743, 744, 754,
772
Западно-сургутская, Bi (Западная
Сибирь) 387, 391, 392, 394—399
Х/^Западно-сургутская, Бп+Бщ (За-
падная Сибирь) 387, 391, 392,.
394—399, 403, 404, 410, 421* 435,
439, 444, 446, 449, 453, 461, 464,.
468, 473, 482, 505, 524, 548, 559,
567, 570, 571, 589, 617
Западно-сургутская, Бх (Западная
Сибирь) '387, 391, 392, 394—398,.
400, 403, 404, 411, 421, 435, 439,
444, 447, 449, 453, 461, 464, 468,.
473, 482, 488, 492, 506, 524, 531,
549, 559, 562, 567, 570, 571, 590,.
618
Искиненская пермотриасового гори-
зонта (скважина № 118) (Казах-
ская ССР) 164, 166
Искиненская пермотриасового гори-
зонта (скважина № 161) (Казах-
ская ССР) 164, 166
Искиненская юрского горизонта (Ка-
захская ССР) 164, 166
Каменная (Западная Сибирь) 385, 390..
394—397, 401, 402, 418, 434, 436,
448, 478, 489, 570, 575
Камышитовая аптского горизонта.
(Казахская ССР) 282—285, 287,
288, 290, 296
Камышитовая неокомского горизонта
(Казахская ССР) 282—285, 287,
288, 290, 296
78 Р
Камышитовая среднеюрского горизон-
та (Казахская ССР) 282—296,
298, 300—302, 305, 307
Камышитовая юрского горизонта
(Казахская ССР) 282—285, 287,
288, 296
Камышлджинская (Туркменская
ССР) 96—100
Караарнинская альбского горизонта
(Казахская ССР) 165, 168
Караарнинская апт-неокомского гори-
зонта (Казахская ССР) 165,
168—172, 177, 178, 180, 183, 184,
187, 188, 191, 198, 199, 205, 211
Караарнинская аптского горизонта
(Казахская ССР) 165, 168
Караарнинская сеноманского горизон-
та (Казахская ССР) 165, 167
Карактайская (Узбекская ССР) 26—
30, 32, 35, 38, 41, 42, 44, 46, 48,
49, 51, 58, 63, 64, 67—69, 74
Карамандыбасская IX горизонта
(Казахская ССР) 309—312, 316,
321, 330, 345, 348, 350
Карамандыбасская X горизонта (Ка-
захская ССР) 309—312, 314, 316,
321, 330, 345, 348, 350
Карамандыбасская XII горизонта
(Казахская ССР) 309—313, 316,
318, 321, 325—327, 329, 330, 332,
338, 340, 342, 346, 348, 350, 355,
358, 362, 365—367, 369, 370, 377
/Каратонская неокомского горизонта
(скважина № 43) (Казахская
ССР) 165, 167
Каратонская неокомского горизонта
(скважина № 57) (Казахская
ССР) 165, 167
Каратонская неокомского горизонта
(скважина № 69) (Казахская
ССР) 165, 167
Каратонская юрского горизонта (Ка-
захская ССР) 165, 167
^Каратюбинская барремского горизон-
та (Казахская ССР) 214, 216—
222, 230, 241, 243, 245, 263, 271
Каратюбинская верхнепермского го-
ризонта (Казахская ССР) 214,
216—222, 225—227, 230, 242, 243,
245, 263, 275
Каратюбинская нижнетриасового гори-
зонта (скважина № 6) (Казах-
ская ССР) 214, 216—222, 224,
225—230, 232, 234, 235, 238, 239,
242, 243, 245, 251, 252, 256, 259,
260—263, 274, 281
Каратюбинская нижнетриасового гори-
зонта (скважина № 14) (Казах-
ская ССР) 214, 216—220, 263
•782
Каратюбинская нижнетриасового го-
ризонта (скважина № 17) (Ка-
захская ССР) 214, 216—220, 263
Каратюбинская нижнеюрского гори-
зонта (Казахская ССР) 214, 216—
219, 221, 222, 225, 229, 230, 232—
235, 237, 239, 242, 245, 250, 252,
255, 259, 261—263, 273, 280
Каратюбинская среднеюрского гори-
зонта (скважина № 3) (Казахская
ССР) 214, 216—219, 263
Каратюбинская среднеюрского гори-
зонта (скважина № 4) (Казах-
ская ССР) 214, 216—219, 225, 229,
230, 232—235, 237—239, 241, 243,
245, 249, 252, 255, 259, 260—263,
272, 280
Каратюбинская среднеюрского гори-
зонта (скважина № 6) (Казах-
ская ССР) 214, 216—222, 245,263
Караулбазарская (Узбекская ССР)
26—31, 34, 36, 37, 40, 42—44, 46,
48, 49, 51, 52, 55, 56, 63, 67, 69, 72
Каркатеевская (Западная Сибирь)
387, 391, 392, 394—399, 401, 402,
409, 420, 426, 428, 430, 432, 435,
438, 444, 446, 448, 452, 458—460,
462, 464, 467, 473, 475, 481, 488,
491, 503, 524, 529, 54'6, 559, 561,
566, 570, 571, 586, 616
Катанглийская (о. Сахалин) 667,
669—673, 676, 682, 685, 695, 697,
698, 702, 709, 717, 744, 763, 778
Келийская (Туркменская ССР) 96—
98
Кенкиякская II горизонта Р2 (Казах-
ская ССР) 214, 215, 217, 263
Кенкиякская VIII горизонта Р2 (Ка-
захская ССР) 214, 215, 217—219,
221, 222, 224, 225, 227—231, 233—
236, 238—240, 243, 244, 247, 252,
254, 258, 260, 262, 263, 268, 276,
278
Кенкиякская нижнего горизонта Р2
(Казахская ССР) 214, 215, 217—
223, 225—231, 236, 240, 244, 247,
252, 253, 257, 260, 262, 263, 267,
278
Кенкиякская нижнетриасового гори-
зонта (Казахская ССР) 214, 215,
217—223, 225—231, 233—236,
238—240, 243, 244, 246, 252, 257,
260, 262, 263, 266, 277
Кенкиякская пермотриасового гори-
зонта (Казахская ССР) 214, 215,
217—223, 225—227, 229, 231, 240,
257, 262, 263, 265
Кенкиякская сакмароартинского гори-
зонта (Казахская ССР) 214, 215,
217
Кенкиякская юрского горизонта
(скважина № 11) (Казахская
ССР) 214, 215, 217—219, 221, 222,
228, 231, 263, 264, 277
Кенкиякская юрского горизонта (сква-
жина № 12) (Казахская ССР)
214, 215, 217, 263
Кенкиякская юрского горизонта
(скважина № 15) (Казахская
ССР) 214, 215, 217
Киргизская (Киргизская ССР) 24,
26—30, 33, 36, 39, 41—43, 45, 47,
48, 50, 51, 54, 55, 62, 63, 66—69,
80
Колендинская (о. Сахалин) 666, 668,
670—675, 677, 683, 686—690, 694,
696, 698, 699, 704—706, 710, 712,
718, 721, 729, 734, 739, 742, 744,
745, 763, 764
Корсакская (Казахская ССР) 165,
167—171, 174, 176—179, 182, 184,
185, 190, 193, 195, 197—199, 201,
209
Косчагылская неокомского горизонта
(Казахская ССР) 165, 167
Косчагылская неокомского горизонта
смолистая (Казахская ССР) 165,
167
Косчагылская пермотриасового гори-
зонта (Казахская ССР) 165, 167
Косчагылская юрского горизонта (Ка-
захская ССР) 165, 167
Косчагылская юрского горизонта, II
и III пласты (Казахская ССР)
165, 167
Котуртепинская (скважина № 44)
_ (Туркменская ССР) 96—100
Котуртепинская восточного участка
(Туркменская ССР) 96-—103, 105,
106, 108, 109, 111, 112, 114—116,
118, 119, 122, 125, 131, 132, 136,
140, 142—145, 154
Котуртепинская центрального и за-
падного участков (Туркменская
ССР) 96—103, 105, 108, 109, 111,
112, 114—116, 118, 119, 122, 124,
131, 132, 136, 140, 142—144, 153
Кулсаринская аптского горизонта
(Казахская ССР)’ 165, 167
Кулсаринская неокомского Шб гори-
зонта (Казахская ССР) 165, 167
Кулсаринская пермотриасового гори-
зонта (Казахская ССР) 165, 167
Кулсаринская юрского горизонта (Ка-
захская ССР) 165, 167
Кумдагская восточного участка (Турк-
менская ССР) 96—100
Кумдагская западного участка (Турк-
менская ССР) 96—101, 103, 104,
107, 108, НО, 111, 113, 115, 117,
Кумдагская западного участка (Турк-
менская ССР) 118, 121—123, 129,
131, 134, 138, 140, 141, 143, 144,
150, 156
Кумсайская (Казахская ССР) 214,
216
Курганбайская (Казахская ССР)
309—314, 316, 319, 322, 323,325 —
327, 329, 330, 333, 336, 338, 339, .
341, 342, 347, 348, 351, 357, 358,
363, 365—367, 369, 370, 380
Кыдыланьинская (о. Сахалин) 667,
669—674, 676, 681, 685, 693, 695,
697, 698, 702—705, 709, 711, 716,
718, 720, 727, 729, 733, 738, 739,.
741, 743, 744, 759, 763, 764, 775
Локосовская, БУ]
бирь) 388, 391
Локосовская, BiX
388, 391, 392,
404, 413, 422,
435, 440, 444,
459, 461, 462,
483, 488, 492,
559, 562, 568,
и (Западная Си-
, 392, 394—398, 400'
(Западная Сибирь)
394—398, 400, 403,
427, 429, 431, 433,.
447, 449, 454, 458,.
464, 469, 473, 476,
510, 524, 534, 551,.
570, 571, 594, 620
Макатская (смесь) (Казахская ССР)
164, 166
Мамонтовская (Западная Сибирь)
387, 391, 392, 394—399, 403, 404,.
409, 421, 427, 429, 431, 433, 435,.
439, 444, 446, 448, 452, 458, 459,.
461, 462, 464, 467, 473, 475, 481,
488, 491, 503, 524, 530, 547, 559,
561, 567, 570, 571, 587, 606, 608,.
616
Марковская (скважина № 8) (Вос-
точная Сибирь) 633—639, 641 —
657, 662
Марковская (скважина № 9) (Вос-
точная Сибирь) 633—639, 641—
648, 650, 651, 658
Марковская (скважина № 13-р) (Вос-
точная Сибирь) 633, 635
Марковская (скважина № 14-р) (Вос-
точная Сибирь) 634, 635
Марковская (скважина № 15) (Вос-
точная Сибирь) 634—638, 640-—
648, 650, 651, 659
Марковская (скважина № 15-р) (Вос-
точная Сибирь) 634, 635
Марковская (скважина № 22-р) (Вос-
точная Сибирь) 633, 635
Марковская (скважина № 28-р) (Вос-
точная Сибирь) 633, 635
Мартышинская апт-неокомского гори-
зонта (Казахская ССР) 282—297,.
299, 301—303, 306
783;
Мартышинская (смесь) (Казахская
ССР) 282, 283, 285—296, 302, 304,
306
Мегионская, Буш (Западная Си-
бирь) 389, 391, 392, 394—398, 400,
403, 404, 414, 422, 435, 441, 444,
447, 449, 455, 470, 474, 485, 493,
515, 525, 553, 559, 569—571, 598
607, 609, 623
Мегионская, Ю-1 (Западная Сибирь)
389, 391, 392, 394—398, 400, 403,
404, 415, 423, 442, 444, 447, 449,
455, 470, 474, 485, 516, 525, 554,
559, 569, 570, 571, 599, 607, 609,
624
Минчимкинская (Западная Сибирь)
386, 390, 392, 394—398, 401, 402,
407, 419, 434, 437, 444, 446, 448,
450, 458—460, 462, 464, 465, 472,
475, 479, 488, 490, 497, 524, 526,
542, 559, 560, 565, 570, 571, 578,
612
Мортымьинская (Западная Сибирь)
385, 390, 392, 394—402, 405, 418,
426, 428, 430, 432, 434, 436, 444,
446, 448, 450, 460, 465, 472, 477,
489, 495, 524, 541, 559, 565, 570,
571, 573, 610
Мунайлинская неокомского горизонта
(Казахская ССР) 165, 167
Мунайлинская юрского горизонта (Ка-
захская ССР) 165, 167
Мухтинская, пласт «ЖЗ» (о. Саха-
" лин) 667, 669—674, 676, 685, 689,
693, 698, 716, 720, 744, 760
Мухтинская, пласт «И» (о. Сахалин)
667, 669—674, 676, 685, 689, 693,
698, 716, 720, 744, 760
Новопортовская (Западная Сибирь)
389, 391, 392, 394—397, 400, 403,
404, 417, 423—425, 427, 429, 431,
433, 443, 444, 447, 449, 457—459,
461, 463, 464, 471, 474, 476, 487,
488, 494, 521, 525, 539, 557, 559,
564, 569—571, 604, 607, 609, 627
Овалтовальская (Туркменская ССР)
96—100
Одоптинская (о. Сахалин) 667, 669—
673, 675, 680, 684, 689, 691, 695,
697, 698, 701, 707, 714, 719, 724,
729, 735, 739, 740, 742, 744, 752,
771
Окаремская (Туркменская ССР) 96—
101, 103, 104, 107, 108, 110, 111,
113, 115, 117, 118, 121—123, 129,
131, 135, 139—141, 143, 144, 151,
157
Охинская, III пласт (о. Сахалин) 666,
668
Охинская, VII пласт (о. Сахалин) 666,
668
Охинская, XI и XII пласты (о. Саха-
лин) 666, 668
Охинская, XIII пласт (о. Сахалин)
666, 668
Охинская, пласт ХШ-бис (о. Саха-
лин) 666, 668
Охинская, XIV пласт (о. Сахалин)
666, 668
Охинская (смесь) (о. Сахалин)
666, 668, 670—672, 675, 678, 683,
690, 694, 696, 698, 699, 706, 712,
718, 744, 747, 766
Наманганская (Узбекская ССР) 25—
30, 33, 35, 36, 39, 41—43, 45, 47,
48, 50, 51, 54, 55, 61, 63, 66—69,
79
'НармунданаКская (Казахская ССР)
164, 166
Небитдагская западного участка
• (Туркменская ССР) 96—98
Небитдагская центрального участка
(Туркменская ССР) 96—98
.Неджелинская (Восточная Сибирь)
634, 635, 637, 638, 641, 651
Некрасовская (о. Сахалин) 667, 669—
674, 676, 681, 684, 692, 695, 697,
698, 701, 708, 715, 718, 720, 726,
729, 733, 737, 739, 741, 743, 744,
756, 773
Нельминская (о. Сахалин) 667, 669—
675, 684, 689, 692, 698, 714, 718,
719, 744, 753
Паромайская (о. Сахалин) 667, 669—
674, 676, 682, 685, 693, 695, 697,
698, 702, 709, 717, 744, 761, 776
Прорвинская юрского горизонта
(скважина № 1) (Казахская ССР)
165, 168—171, 173—175, 177, 178,
180, 183, 184, 187, 192, 193, 196—
199, 206, 212
Прорвинская юрского горизонта
(смесь) (Казахская ССР) 165,
168—171, 173—175, 177, 178, 180—
184, 187, 188, 199, 207, 208, 213
Русская (Западная Сибирь) 389, 391,
392, 394—398, 400, 403, 404, 444,
456, 461, 463, 464, 471, 474, 476,
486, 493, 519, 538, 555, 559, 563,
569—571, 602, 626
784
^Сабинская (о. Сахалин) 667, 669—
673, 675, 680, 684, 692, 695, 697,
698, 701, 708, 715, 718, 719, 726,
729, 732, 736, 739, 741, 743, 744,
755, 772
Сагизская неокомского горизонта
(Казахская ССР) 164, 166
Сагизская нижнеаптского горизонта
(Казахская ССР) 164, 166
Сагизская пермотриасового горизонта
(Казахская ССР) 164, 166
Сагизская юрского горизонта (сква-
жина № 63) (Казахская ССР)
164, 166
Сагизская юрского горизонта (сква-
жина № 73) (Казахская ССР)
164, 166
Салымская (Западная Сибирь) 387,
391, 392, 394—398, 400, 403, 404,
411, 421, 427, 429, 431, 433, 435,
440, 444, 447, 449, 453, 458, 459,
461, 462, 464, 468, 473, 475, 483,
488, 492, 507, 524, 532, 549, 559,
562, 567, 570, 571, 591, 606, 608,
618
Самотлорская, Буш (Западная Си-
бирь) 388, 391, 392, 394—398, 400,
403, 404, 413, 422, 435, 441, 444,
447, 449, 454, 458, 459, 461, 463,
464, 469, 474, 476, 484, 488, 493,
513, 524, 535, 552,“ 559, 563, 568,
570, 571, 596, 607, 608
Самотлорская, Бх (Западная Сибирь)
388, 391, 392, 394—397, 400, 622
* Самотлорская (смесь) (Западная Си-
бирь) 388, 391, 392, 394—398, 400,
403, 404, 414, 422, 424, 425, 427,
429, 431, 433, 441, 444, 447, 449,
455, 458, 459, 461, 463, 464, 469,
474, 476, 484, 488, 493, 514, 525,
536, 553, 559, 563, 568, .570, 571,
597, 607, 609, 622
Сарыкамышская (Туркменская ССР)
96, 97
Северо-варьеганская (Западная Си-
бирь) 388, 391, 392, 394—398, 400,
403, 404, 412, 421, 424, 425, 427,
429, 431, 433, 440, 444, 447, 449,
453, 458, 459, 461, 462, 464, 468,
473, 475, 483, 488, 492, 508, 524,
532, 550, 559, 562, 567, 570, 571,
592, 619
Северо-мубарекскпй конденсат (Уз-
бекская ССР) 81—86, 89—91
Северо-охинская (о. Сахалин) 666,
668*, 670—672, 674
Северо-пимская (Западная Сибирь)
386, 390, 394—397, 401, 402, 419,
434, 448, 478, 490, 570, 576
Северо-сохский конденсат XVIII гори-
зонта (Узбекская ССР) 81—83,
85, 87, 89, 92
Северо-сохский конденсат XXV гори-
зонта (Узбекская ССР) 81—85,
87, 89, 92, 93
Советская, Буш (Западная Сибирь)
389, 391, 392, 394—397, 400, 403,
404, 415, 423, 435, 442, 444, 447,
449, 456, 470, 485, 517, 525, 554,
559, 569, 570, 571, 600, 607, 609,
624
Советская (смесь) (Западная Сибирь)
389, 391, 392, 394—398, 400, 403,
404, 416, 423—425, 427, 429, 431,
433, 436, 442, 444, 447, 449, 456,
458, ;459, 461, 463, 464, 470, 474,
476, 485, 488, 493,^518, 525, 537,
555, 559, 563, 569, 570, 571, 601,
607, 609, 625
Сользаводская (Восточная Сибирь)
635—638, 641, 649, 661
Танатарская (Казахская ССР) 164,
166,-168—172, 174, 176—179, 182,
184, 185, 188, 189, 194, 195, 197—
200, 208.
Тажигалинскйя неокомского горизон-
та (Казахская ССР) 165, 167
Тажигалинская юрского горизонта
(Казахская ССР) 165, 167—172,
174, 175, 177, 178, 180, 183, 184,
186, 188, 191, 193, 194, 196—199,
204, 210
Тасбулатская X горизонта (Казах-
ская ССР) 309—314, 316, 318,321,
323, 324, 326—328, 330, 332, 335,
337, 339, 340, 342, 344, 348, 350,
353, 358, 360, 364, 366—368, 370,
374
Тасбулатская XV горизонта (Казах-
ская ССР) 309—314, 316. 318, 321,
323, 324, 326, 327. 329, 332, 335,
337, .340, 342, 345, 348, 350, 354,
358, '361, 366, 367, 370, 375
Тевлинская (Западная Сибирь) 385,
390, 392, 394—399, 401, 402, 406,
418, 424—426, 428, 430, 432, 437.
444, 446, 448, 450, 458—460, 462,
464, 465, 472, 475, 478, 488, 489,
496, 524, 526, 542, 559, 560, 565,
570, 571, 576, 611
Тенгинская (Казахская ССР) 309—
313, 316, 319, 322, 323, 325—327,
329, 330, 333, 338, 341, 342, 347,
348, 351, 356, 358, 363, 369, 370,
379
Тепловская (Западная Сибирь) 387,
390, 392, 394—399 401, 402, 409,
785
Тепловская (Западная Сибирь)
420, 426, 428, 430, 432, 435, 438,
444, 446, 448, 452, 458—460, 462,
464, 467, 472, 475, 481, 488, 491,
502, 524, 529, 546, 559, 561, 566,
570, 571, 585, 606, 608, 615
Тереньузюкская альб-сеноманского го-
ризонта (Казахская ССР) 165,
167—171, 174, ,176, 177, 179, 182,
184, 185, 199, 202, 209
Тереньузюкская неокомского горизон-
та (Казахская ССР) 165, 167—
171, 174, 176, 177, 179, 183, 184,
186, 190, 195, 198, 199, 203, 210
Тетеревская (Западная Сибирь) 385,
390, 394—397, 401, 402, 418, 434,
448, 478, 489, 570, 575
Тунгорская (о. Сахалин) 667, 669—
673, 675, 679, 684, 689, 691, 695,
697, 698, 700, 707, 713, 718, 719,
723, 729, 731, 735, 739, 740, 742,
744, 751, 770
Тунгусская (о. Сахалин) 667, 669—
674, 676, 685, 692, 698, 715, 720,
744, 757
Убинская (Западная Сибирь) 385,
390, 392, 394—397, 401, 402, 418,
434, 448, 477, 489, 570, 572
Узеньская XIII горизонта (Казахская
ССР) 309—312
Узеньская XIV горизонта (Казахская
ССР) 309—314, 316, 322
Узеньская XV горизонта (Казахская
ССР) 309—314, 316, 319, 322,
325—327, 329, 330, 333, 336, 338,
340, 342, 346, 348, 351
Узеньская XVI горизонта (Казахская
ССР) 309—313, 315, 322, 346, 348,
351
Узеньская XVII горизонта (Казахская
ССР) 309—311, 313
Узеньская (смесь) (Казахская ССР)
309—313; 316, 319, 322, 323, 325—
327, 329, 330, 333, 336, 338, 339,
341, 342, 347, 348, 351, 356, 358,
362, 365—367, 369, 370, 378
Уйглекутская (о. Сахалин) 667, 669—
673, 676, 695, 697, 698, 702, 709,
717, 728, 738, 743, 744, 762, 777
Усть-балыкская, Bi (Западная Си-
бирь) 386, 390, 392, 394—399, 401,
ь02, 419, 437, 444, 446, 448, 451,
460, 466, 472, 480, 490, 498, 524,
527, 543. 559, 560, 565, 570, 571,
580, 612
Усть-балыкская, Бщ (Западная Си-
бирь) 386, 390, 392, 394—397, 399,
570
Усть-балыкская, Biv (Западная Си-
бирь) 386, 390, 392, 394—397, 399,
524, 570
Усть-балыкская, Biv+Bv (Западная
бирь) 386, 390, 392, 394—397, 399,
401, 402, 407, 420, 426, 428, 430,
432, 434, 437, 444, 446, 448, 451,
460, 464, 466, 472, 480, 491, 498,
524, 527, 544, 559, 560, 566, 570,
571, 581, 613
Усть-балыкская, Б:х (Западная Си-
бирь) 386, 390, 392, 394—399
Усть-балыкская, Бх (Западная Си-
бирь) 387, 390, 392, 394—399, 401,
402, 407, 420, 434, 582
Усть-балыкская, Ю-IL (Западная Си-
бирь) 387/390, 392, 394—397, 399,
401, 402/ 408, 420, 426, 428, 430,
432, 434, 438, 444, 446, 448, 451,
460, 464, 466, 472, 480, 499, 524,
544, 559, 566, 570, 571, 583, 614
Усть-балыкская (смесь) (Западная
Сибирь) 386, 390, 392, 394—399,
401, 402, 408, 420, 426, 428, 430,
432, 434, 438, 444, 446, 448, 451,
458—460, 462, 464, 466, 472, 475,
481, 488, 491, 5b0, 524, 528, 545,
559, 561, 566, 570, 571, 584, 606,
608, 614
Учкырский конденсат XIV горизонта
(Узбекская ССР) 81—83, 85, 86,
88, 91
Учкырский конденсат XV горизонта
(Узбекская ССР) 81—86, 88, 90,
91
Ходжиабадский конденсат XIX гори-,
зонта (Узбекская ССР) 81—83,
85, 87, 90, 92
Ходжиабадский конденсат XXVIII го-
ризонта (Узбекская ССР) 81—
85, 87, 90, 92, 93
Центрально-сабинская (о. Сахалин)
667, 670—674
Челекенская алигульского участка
(Туркменская ССР) 96—100
Челекенская дагаджикского участка
(Туркменская ССР) 96—100
Челекенская западного участка (Турк-
менская ССР) 96—100
Шаимская (Западная Сибирь) 385,
390, 392, 394—397, 401, 402, 405,
418, 434, 436, 444, 446, 448, 450,
460, 465, 472, 477, 489, 495, 524,-
786
Шаимская (Западная Сибирь) 525,
541, 559, 5£5, 570, 571, 574, 610
Шараплийская (Туркменская ССР)
95—101, 103—105, 107, 108, 111,
113, 115, 117, 118, 121, 123, 130,
131, 135, 139—141, 143, 144, 152
Шахпахтинский конденсат (Узбекская
ССР) 81—83, 85, 87, 90, 92, 93
Шубаркудукская (Казахская ССР)
214, 215
Шуртепинская (Узбекская ССР) 26—
31, 34, 36, 37, 40, 42—44, 46, 48,
49, 51, 52, 57, 63, 64, 67, 69, 73
Шуртепинский конденсат (Узбекская
ССР) 81—83, 85, 87, 89, 90, 92, 93
Шурчинская (Узбекская ССР) 26—
31, 34, 36, 37, 40, 42—44, 46, 48,
49, 51, 52, 56, 63, 64, 67, 69, 71
Шхунная (о. Сахалин) 667, 669—673,
676, 681, 685, 695, 697, 698, 701,
704, 705, 708, 711, 715, 720, 727,
733, 737, 739, 741, 743, 744, 758,
774
Эхабинская восточного участка I пло-
щади (о. Сахалин) 666, 668
Эхабинская восточного участка II
площади (о. Сахалин) 666, 668,
670—673, 675, 678, 683, 691, 694,
696, 698, 700, 707, 710, 713, 718,
744, 749, 768
Эхабинская (смесь 1955 г.) (о. Саха-
лин) 666, 668, 670—673, 675, 678,
683, 686—690, 694, 696, 698, 700,
706, 710, 713, 718, 729, 744, 748,
767
Эхабинская (смесь 1965 г.) (о. Са-
халин) 666, 668, 670—675, 679,
683, 686—689, 691, 694, 696, 698,
700, 703—705, 707, 711, 713, 718,
719, 723, 730, 734, 739, 740, 742,
744, 750, 763, 764, 769
Южно-аламышикская (Узбекская
ССР) 25—30, 33, 35, 36, 39, 41—
43, 45, 47, 48, 50, 51, 54, 55, 60,
63, 65, 67—69, 78 /
Южно-балыкская (Западная Сибирь)
387, Й91, 392, 394—399, 403, 404,
410, 421, 427, 429, 431, 433, 435,
439, 444, 446, 449, 452, 458, 459,
461, 462, 464, 467, 473, 475, 482,
488, 491, 504, 524, 530, 547, 559,
561, 567, 570, 571, 588, 606, 608,
617
Южно-кашкарская среднеюрского го-
ризонта (Казахская ССР) 164.
166
Южно-кашкарская II юрского го-
ризонта (Казахская ССР) 164,
166
Южно-колендинская (о. Сахалин) 666,
668, 670—672, 674, 675, 677, 683,
686—690, 694, 696, 698, 699, 703—
706, 710, 712, 718, 722, 729, 730,
734, 739, 742, 744, 746, 765
Южно-мубарекский конденсат XII го-
ризонта (Узбекская ССР) 81—83,
85, 86, 88, 91
Южно-мубарекский конденсат XIII
горизонта (Узбекская ССР) 81—
83, 85, 86, 88, 91
787