/
Автор: Надиров Н.К.
Теги: отрасли горной промышленности по виду добываемых минералов, руд, нерудных ископаемых монография нефтехимия нефтегазовая промышленность горная промышленность нефтегазодобыча
ISBN: 5-628-01770-1
Год: 1995
Текст
MINISTRY OF OIL AND GAS OF RFPUBL1C OF KASAKSTAN
JOINT-STOCK COMPANY SCTENTIFIC-PRODUCHON CENTER «MUNAI»
N. K. NADIROV
OIL AND GAS OF KAZAKSTAN
Part 2
ALMATY «GYLYM» 1995
МИНИСТЕРСТВО НЕФТЯНОЙ И ГАЗОВОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ РЕСПУБЛИКИ КАЗАХСТАН
АО НАУЧНО-ПРОИЗВОДСТВЕННЫЙ ЦЕНТР «МУНАЙ»
Н. К. НАДИРОВ
НЕФТЬ И ГАЗ КАЗАХСТАНА
Часть 2
АЛМАТЫ «ГЫЛЫМ» 1995
УДК 622.32 (574)
Надиров Н. К. Нефть и газ Казахе, аиа: В 2-х частя*. Часть 2.— Алматы: Гьлым, 1995 — 400 с.
В монографии впервые освещаются аспекты истории развития нефтегазовой отрасли, современного состояния и перспектив развития нефтегазодобывающей, нефтеперерабатывающей, нефтехимической промышленности Казахстана. Рассматри ваются вопросы нефтегазоносности регионов республики, физико-химическая характеристика нефтей и газа, перспективы их добычи, транспортировки, переработки. Дается оценка существующих и предполагаемых форм сотрудничества с зарубежными фирмами
Вниманию читателя предлагается также познавательный материал о нефти, словарь основных терминов.
Предназначена для нефтяников, нефтепереработчиков, нефтехимиков, всех, кто интересуется проблемами нефти и газа Казахстана.
Еиблиогр. 212 назв Ил. 22. Табл. 36 (часть 1) и 525 (част., 2).
Рецензенты: Б. С. Сагиигалнев, Ф. Г. Наговицын.
Nadirov N. К. Oil and gas of Kazakstan: In two parts. Part 2.— Aimaty: Gylym, 1995.— 400 p.
The monograpby is the first giving coverage to the aspects of historical development of the oil and gas industry, the piesen’ status of and per«pectives in the development of oil and gas production, refining and petrochemistry of Kazakstan. It also addresses the problem of hydrocarbon deposits ir. the regions of the Republic, physical and chemical characteristics of oil and ga.-, and perspecGves in Sheir production, transportation and refining. The monography estimates the existing and suggested forms of cooperation with foreign companies.
The reader is also provided with the infoimaticnal material on oil, and a glossary of key terms usee in the monography.
The book is addressed to the oil producers, refiners, petrochemists and all those interested in the oi! arid gas prcb.eins of Kazakstan.
The bibliography composes 212 names. Figures 22. Ttojlcs 36 (part 1) and 525 (part 2)
The monography has been reviewed by B. S. SagingaJiev, F. G. Nagovitsyn.
ISBN 5—628—01770—1
© Надиров H. K., 1995
ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА НЕФТЕЙ И ГАЗОВ
Как известно, во всех регионах Казахстана установлены нефте-газопроявления. В настоящее время добыча ведется только в Западном Казахстане, который охватывает территорию пяти областей: Актюбинской (298,7 км2), Атырауской (112 км2), Западно-Казахстанской (151,2 км2), Машистауской (116,6 км2) и Кзыл-Ординской (228,1 км2). Общая площадь региона 906,6 тыс. км2, что составляет 33,4 % территории республики.
Здесь проживает более 2,5 млн человек, или 16,5 % численности населения Казахстана. В регионе преобладает в основном городское население (58,1 %), что определяет недостаточную обжитоегь большой территории в сельскохозяйственном отношении. Средняя плотность населения (2,85 чел./км2) почта в 2 раза меньше гаковой в среднем по республике (5,75 чел./км2). Наибольшая плотность населения (около 4,0 чел./км2) приходится на Западно-Казахстанскую область, наименьшая — на Актюбинскую (2,3 чел./км2).
Климат региона резко континентальный, жаркое лето сменяется холодной зимой. Рельеф чрезвычайно разнообразен: имеются возвышенности (плато Устюрт, Мугоджары), низменности (Прикаспийское Приуралье), солончаки, пустынные и полупустынные зоны.
Главная особенность края — его природные богатства. В настоящее время здесь производится 10,4 % промышленной продукции и 16,5 % сельскохозяйственной валовой продукции от республиканского объема
Далее приведем краткую характеристику нефтей и газов месторождений региона.
АТЫРАУСКАЯ ОБЛАСТЬ
Месторождение Тенгиз. Месторождение расположено на северо-восточном побере‘«Г’Ч»-'йСп"™..>ргг(1<> моря, в 1^0 км к юго востоку от г. Атырау.
5
Продуктивные пласты залегают на глубинах 3867—4111 м в сложных горно-геологических условиях, связанных с аномально высокими пластовыми давлениями. Граница залежи принята условно на отметке 5100 м. Пластовое давление в пределах разведанной продуктивной зоны изменяется от 81 до 91 мПа, пластовая температура — от 107 до 125 °C, газосодержанйе — от 350 до 600 м3/т.
По величине запасов нефти месторождение является уникальным.
Нефть и газ характеризуются аномальным количеством агрессивных компонентов: сероводорода, углекислоты, меркаптановой серы. Содержание сероводорода в попутном газе достигает 20—30 мае. %, двуокиси углерода 3.7—7,5 мае. %. Специфичность состава нефти и связанная с ней коррозия оборудования определяют необходимость изменения технологии как ее добычи, так и переработки.
Физико химические характеристики нефти приведены в табл. 1.
Таблица 1. Физико-химически^ показатели неф-и
Показатели Скважина №16 Скважина №102 < кважинэ №38 Скважина №11
20
Р4 0,8120 3,8047 0,8006 0,8154
Содержа1 те, %.
общей серы 0,570 0,570 0,800 0,640
меркаптаиочой серы 0,026 0,030 — —
азота — — 0,09 0,12
Вязкость кинематическая
при 50 °C, мм2/с 1,55 1,21 2,51 (при 20 °C) 236 (при 20 °C)
Содержание, %:
смол силикагелевых 2.20 1,70 2,30 2,10
асфальтенов 0.09 0,18 0,36 0,10
ванадия 0,0002 Менее 0,0002 — —
никеля — Менее 0.0002 — —
парафина (с г --6С °C)
4,50 2,56 9.8 (55°С) 6,5 (53 °C)
фракций до 200 °C 42,3 43,90 37,7 —
фракций до 350 °C 74.6 79,10 76,4 —
Температура, °C:
застывания -28 -48 Ниже -35 Ниже-35
вспышки в открытом
тигле -37 10 -28 -2
Коксуемость, % 0,33 0,57 0,60 0,70
Кислотное число, мг КОН
на 1 г 0.01 0,07 0.24 0,21
Содержание хлоридов, мг/л Менее 40 Менее 40 26 14
Зольность, мае. % — — 0,02 0,22
о
Нефть легкая, низкозастывающая, парафинистая, с небольшим содержанием Смолисто-асфальтеновых веществ. Ванадия и никеля мало. Содержание фракций до 200, 350 и 490 °C очень высокое. Выход бензиновых фракций высокий (например, н. к.— 180 °C 32,6 %), октановое число очень низкое (36—41), соответствующее ее углеводородному составу. Содержание серы в бензинах и их кислотность высокие — 0,11—0,17 % и 4,1—6,3 мг КОН на 100 мл соответственно; азот огсу гствует.
В легкой части нефти в значительном количестве содержатся н-алканы Сд—С 8 — около 50 % на фракцию, или 2,44 % на нефть. Фракция н. к.— 62 °C практически полностью (90 %) состоит из алканов с небольшими примесями аренов и цикланов, причем содержание н-алкансв Cs—Сб составляет 30.7 % на фракцию Эта фракция является хорошим сырьем для процесса изомеризации н-атканов Сз—Сб
Бензиновые фракции до 200 °C состоят в основном из алканов (60- -73 %), в том числе 15—23 % н-алкаяов и 17—27 % цикланов. В фракциях 50 °C содержание алканов еще выше. Во фракциях 250—300 и 300—-350 °C оно достигает 82 —83 %. В этих же фракциях содержится 10—15 % цикланов и 2—4 % аренов.
Таблица 2. Физико-химические характеристики фракций реактивного топлива
Показатели 120—230 °C 120 -240°
Выход, мае. % „20 29,0 32,7
Рд Фракционный состав, 'С, при: 0.77SM 0,7812
н. к. 128 131
10% 144 145
50% 175 175
90 % 209 214
98 % Вязкость, мм2/с, при: 40 ЭС 221 233
4.35 4 75
20 °C Содержание, %: 1,25 1,31
ароматических углеводородов 18 20
серы обшей 0,17 017
серы меркатановой Температура, °C: 0,025 0.025
начала кристаллизации Ниже-69 -59
вспышки 24 27
Высота некоптящего пламени, мм 27 26
Иодное число, г h на '.00 г 1,0 1,1
Кислотность, мг КОН на 10С мл 8,0 8,2
Теплота сгорания (низшая). кДж'кг 43568 43530
7
Фракции реактивного топлива (табл. 2) характеризуются хорошими фотометрическими и вязкостными свойствами, низкой температурой начала кристаллизации, очень высоким содержанием меркаптаноной серы, в несколько раз превышающим нормы на реактивное топливо ТС-1 и ТР. Фракция 120—230 °C соответствует требованиям ГОСТа 10227—62 на топливо ТС-1 по всем показателям, кроме кислотности, содержания меркаптановой серы и температуры вспышки. Таким образом, при использовании соответствующих методов очистки из нефти могут быть получены низко застывающие реактивные топлива.
Таблица 3. Физико-химические ха эак-ериств ки иеротинсвых фракций
Показателя 150—280 °C 150—320 °C 160- 270 “С 190—260 °C
Выход. % 34,7 44,7 29,5 19,7
Р4 0,8032 Фракционный состав, °C. при: 0,8101 0,8tMl 0,8086
н. к. 168 168 172 V98
10% 183 186 186 202
50 % 212 226 212 216
90% 248 277 243 236
К. к. Температура, °C: 259 305 261 252
помутнения -10 -8 -12 -12
вспышки Содержание, %: 50 57 58 72
серы 0,26 0,32 0,25 0,29
н-алканов -— — 20 19
Вязкость при 20 °C, мм 2/с 2 Высота некоптящего 2,5 1,99 2,17
пламени, мм Кислотность, мг КОН 24 23 24 21
яа190 мл 8 8,5 8,2 7,5
Керосиновые фракции (табл. 3) характеризуются высокими кислотностью, содержанием серы. Их можно использовать в качестве осветительного керосина лишь после специальной очистки. По остальным показателям они соответствуют ГОСТу 4757—68 на керосин КО-20 (за исключением фракций 150—280 и 150—320 °C, которые не отвечают стандарту по температуре помутнения).
Фракция дизельного топлива (табл. 4) по всем показателям соответствует требованиям ГОСТа 305—82 на дизельное топливо Л-0,5-61 (за исключением фракций 230—350 и 240—350 °C, которые не соответствуют стандарту' по содержанию серы и кислотности), а по температурам помутнения, застывания, вспьпаки и коксуемости 10 % остатка имеют большой запас качества. Высокое содержание н-алканов позво
8
ляет рассматривать фракции дизельного топлива как перспективное сырье для производства жидких парафинов.
Таблица 4. Физико-химические характер» стики фракций
дизельного топлива
Показатели 160- 350 °C 180— 350 °C 20ft— 300 °C 200- 350 °C 20р— 360 °C 230— 360 °C 240— 350 °C
Выход, % 49,0 43,3 32,3 38,7 40,3 30.9 27,2 20 Р* 0,8184 0,8237 0.8171 0,8244 0,8286 0,8361 0,8370 Фракционный состав, °C, при: 50 % 246 255 250 260 263 276 279 96% 342 342 311 342 349 343 344 Вязкость при 20 °C, мм?/с 3,01 3,67 3,30 4,06 4,23 5,55 5,80 Температура. °C: помутнения -14 -13 -12 -11 -10 -8 -7 застывания -25 -23 -22 -19 -18 -15 -14 вспышки 72 78 85 88 88 109 119 Содержание, % серы 0.38 0,41 0,40 0,46 0,46 0,54 0.56 и алкаков — 23 25 26 — — — Кислотность, Ml’ КОН на 100 мл 7,9 8,2 6,9 7,5 7,9 6,0 6,6 Коксуемость 10 % остатка, % 0,02 0,02 0,03 0.04 0,04 0,03 0,05 Цетановое число 55 54 59 57 53 53 53
Характерной чертой тенгизской нефти является значительное содержание в ней меркапталей, Изучение закономерностей распределения общей и меркаптановой серы по фракциям показало, что содержание общей серы во фракциях, выкипающих до 200 °C, для тенгизской нефти значительно выше, чем для западносибирской, в основном за счет меркаптанов. По характеру распределения сернистых соединений в низко-килящих фракциях тенгизская нефть близка к оренбургскому, Карачаганакскому^ ^цтраханскому меркаптансодержащим газовым конденсатам.
Распределение меркаптановой серы по фракциям для тенгизской нефти следующее:
Фракция
Углеводородный газ С-,-- Сд
Н. к.--62 °C
62—120 °C
120—240 °C
180 —350 °C
Меркаптане вая сера, %
0.1—0,25
0,10-0,15
0 04—0 06
0,05—0,07
0,04—0,05
9
Меркаптановая сера распределяется по фракциям неравномерно. В углеводородном газе и фракции н. к.—62 °C опа содержится в наибольшем количестве и представлена в основном метил- и этилмер-капганами в соотношении 1:1,5—2,5. Во фракции н. к.—62 °С/ появляются изопропил-, амил-, гексилмеркаптаны, во фракции 180—• 350 СС меркаптаны выше Сб.
Значительно содержание меркаптановой серы во фракции 120— 240 °C. С дальнейшим повышением температуры ее концентрация снижается. Наличие меркаптанов во всех фракциях тенгизскойщефти делает необходимой их гидроочистку или демеркаптанизацию. Содержание общей серы возрастает по мере повышения температуры выкипания фракций: в бензиновых — от 0,07 до 0,18 %, в дизельных — до 0,7 %, в тяжелых (350—500 и 500—560 °C)— до 1,11 и 1,29 соответственно.
Групповой углеводородный состав светлых дистиллятов приведен в табл. 5. При переходе от легких к более тяжелым дистиллятам возрастает содержание алканов с одновременным снижением содержания мсноциклических циклапов и аренов. Бициклические углеводороды, наф-текобензолы и нафталины обнаружены во фракциях 180—250 °C, трициклические (как насыщенные, так и динафтенбензолы)— во фракции 250—350 СС.
Фракция 350- -490 °C (выход 13,1 % на нефть) но всем показателям удовлетворяет требованиям на сырье каталитического крекинга с предварительной гидроочисткой (в том числе по содержа.шю серы., металлов и коксуемости): плотность при 20 °C 0,8819 г/см3; фракционный состав: н. к,— 363 °C, 10 % — 38-1 СС, 50 % — 407 °C. 90 % — 448 °C, к. к,— 485 °C; вязкость при 50 °C 13,63 мм'2/с, при 100 °C 5,14 мм2/с; температура застывания — 26 °C; содержание серы 1 %; ванадий и никель отсутствуют; коксуемость 0,2 %; зольность 0,014 %.
Таблица 5 1'руппй вой угле водородный состав снетлыл фракций, %
Соединения Н. к.— 180 °C 180—250 °C 1 250—350’С 1
Алканы 61,6 64,6 65,8
Цикланы:
моноциклические 26,1 12,2 10 8
бициклические — 7,6 7,9
трициклические — — 4,9
Арены:
алкилбензолы 12,3 8,5 3,0
нафтекбензолы — 4.6 2,7
Дццаф1 енбензолы — — 0,8
нафталины — 0,9 3,1
Ьензотиофены — 1,6 1,0
10
Потенциальное содержание и свойства базовых дистиллятных и остаточных масел приведены в табл. 6.
Т г б л и ц а о. Характеристика дистиллятных и остаточных базовых масел
Показатели Фракция, ’С Остаток выше 490 °C
350—450 450—490 исходная базовое2 масло
исходная базовое масло1 исходная базовое масло1
Выход на нефть, % 11,1 8,6 2,0 1,5 10,5 3,1
Рд 0,8819 0,8808 0,8894 0,8914 0,9748 0,9024
Молекулярная масса Вязкость, мм2/с, при: 22.0 338 400 409 — 555
50 ЭС 10,74 13,53 33,8 33,8 210,6Ф 136,26
100 °C 3,63 3,83 7,01 7,28 76,6 19,29
Индекс вязкостч Температура засты — 9? — 94 — 91
вания, °C 20 -21 30 -13 45 д -13
Содержание серы, % 1,08 Стру ктурно- труп повой состав. 1,25 1,31 1,23 2,10 —
Ср, % 57 55 62 56 — 58
Си, % 29 28 20 28 — 36
Сд, % 14 17 18 16 — 6
Кэ 1,98 2,12 2,23 235 — 3,62
Кн 1,46 1,61 1,34 1,43 — 3 20
КА 0,52 0.51 0.89 С.92 — 0.42
1 Парафино нафтеновые и ареновые I—IV группы.
Парафино-нафтеновые и ареновые I—III группы.
3 Условная (ВУ)
4 Температура по КиШ
Выход базовых масел с индексом вязкости 95 и 90 из фракции 350—450 °C составляет 8,8 и 9,8 % соответственно, из фракции 450— 490 °C 1,5 и 1,6 % на нефть. Выход из этих фракций петролатума равен 17,7 % (Zmi=43 °C) и 1,5 % (гПл=58 °C). Выход остаточных базовых масел с индексом вязкости 90 и 85 — 3,1 и 3,4 соответственно. Физико-химические характеристики вакуумного дистиллята сведены в табл. 7, 8.
Таблица 7. Физико-химическиг хь р алтеристики денарафинирогсшисго вакуумного дистилля-а
Показатели Дистиллят Фракция ТДР Полоса поглощения, СМ”1
14 5 9
Выход, % 100 13,9 11,7 9,2 17,2 20 0,9119 0,8481 0,8759 0,9038 1,0330 20 "О 1.5060 1,4640 1,4845 1,4970 1,5786 Температура засты- вания, °C -20 -9 -22 -40 +4 Содержание. %: ге.ероорганичеикнх 37,5 4,4 12,1 19,8 76,8 алканов, цикланов 50,9 92,5 74,0 59,5 17,4 ареяов, тиофенов 11,6 3,1 13,9 20,7 5.8 пирролов, индолов 0,8 — — 0,3 1,7 3496, карбонильных 1,6 — — 1,2 2,5 1702 сложных эфиров 0,7 — — 0,1 1,2 1242 сульфоксидов 3,6 — — 2,9 5,8 1060 1040 сульфонов 3,5 — — 1,6 6.2 1160— 1120
Табл ица 8. Групповой углеводородный состав ТДР-фракций депарафни ированг с го вавуумнс го "истиллята
Соединение Содержание, %, во фракции ТДР
1 1 5 J 9
KsoajixaHbi 61,9 22,5 5,3
Цикланы:
моноциклические 20,2 14,4 10,6
бициклические 12,1 14,4 9,0
трициклические 2,6 7,9 14.3
тетрациклические — 4,8 12,4
пентациклические — 4.5 10,5
гекс ациклические — 5,5 12,1
Арены:
алкилбензолы 1,0 4,3 2,1
инданы, тетралины 0,3 1,0 0,9
динафтенбензолы 0,4 1,7 0,5
аценафтены 3,1 1,3 1,1
наф~ал чны 0,2 1.4 0,4
флуорены 0,1 1,8 2,5
фенантрены 0,3 4,1 5,1
нафгсяофенантоены 0,1 2,5 2,3
пирены 0,1 0,9 1,2
хризены — 0,8 3,0
бснзо-иофеяы 0,1 0.4 0,8
дибензотЕофены 0,2 2,9 4,2
нафталинбензотиофены 0,3 2,9 1,7
12
Таблица 9 Физико-химические характеристики остатков
Показатели Выше 350 °C В ыше 450 "С Выше 490 °C
Выход, % 23,6 12,5 10,5
20 Р4 Вязкость, мм^/с, при: 0,9021 0,9476 0,9478
50 ’С 3,60 37,85 210,601
80 °C 1,24 5,04 25,93
100 °C Темпера) ура, °C: 0,75 2,54 10,34
застывания 33 422 452
вспышки 205 270 317
Содержание серы, % 1,4 1,8 2,1
Зольность, % 0,3256 0,9448 —
Коксуемость, % Содержание металлов, мкг/г: 3,7 8,6 13,2
ванадия — 10 17
никеля — 4 7
1 Вязкость определяли на аппарате «Реотест-2».
2 Температура по КиШ.
Месторождение Акингень. Месторождение находится в 40 км к юго-востоку от ст. Кулъсары. Открыто в 1982 г. Нефгь сернистая. Характеристика ее по образцам 1 и 2 такова; плотность 0,9017 и 0,8857 г/см3 соответственно; выход фракции до 200 °C — отс. и 11,0 %, фракции до 300 °C — 12,0 и 37,0 %; содержание серы общей — 0,76 и 0,67 %, меркаптаповс-й — 0,0021 и 0,0041 % (во фракциях), 0,28 и 0,61 % (к общей), сульфидной — 0,1297 и 0,949 % (во фракциях), 17,07 и 14,16 % (к общей); остаточной — 82,65 и 85,23 % (к общей) [118J1.
Для нефтей характерно отсутствие никельпорфириновых комплексов Ванадилпсрфириновые комплексы обнаружены в образцах из альбского горизонта в небольших количествах. Так, в образцах 1 и 2, взятых с интервалов 868 863 и 1042—1045 м их содержалось 0,188 и 0,100 мг на 100 г соответственно.
Месторождение Бесболек. Открыто в 1958 г., введено в разработку в 1963 г. Пробурено восемь скважин (все ликвидированы). Расстояние до ближайшего пункта сбора нефти (промысел Доссор) 50 км.
Тип коллектора поровый (терригенный); глубина 140—300 м; залежь пластовая, тектонически экранированная.
Дебиты по скважинам: № К-38 (интервал 280—284 м)— Qu =14 т/сут; № К-36 (интервал 146—153 м)— 2н = 6 т/сут.
Физико-химический состав и свойства нефти таковы: плотность при
1 Список литературы приведен в части 1 mohoi рафии.
13
20 °C 0,9043- -0,9000 г/см3; вязкость при 20 °C 244,6 мм2/с; парафин 10—0,41 %; смолы 19—22,5 %; S 0,12—0,49 %.
Месторождение Королевское. Месторождение находится в 115 км к юго-востоку от г. Атырау. Открыто в 1984 г.
Нефти тяжелые (плотность 0,9566 г/см3), с отсутствием бензиновых фракций; выход Фракций до 300 °C 20,0 %; высокосернистые: общая сера 2,62 %, меркаптановая 0,0160 % (во фракциях) и 0,61 % (к общей), сульфидная 0,2535 % (во фракциях) и 9,68 % (к общей), остаточная 89,71 % (к общей) [118].
Для нефти, отобранной с альб-сеноманского горизонта (интервал 538—565 м), характерно отсутствие викельпорфириновых комплексов и повышенное (8,2 мг на 100 г) содержание вападчлпорфириновых комплексов; пирроловые соединения — индол + пиррол.
Месторождение Ровное. Месторождение находится в Ноьобогатин-ском районе, в 85 км от г. Атырау, в 7—10 км от разрабатываемых месторождений Юго Западный Камышитовый и Мартьппи. Открыто в 1978 г. Геологические работы осуществлялись Прикаспийским управлением буровых работ объединения «Эмбанефть» с 1978--1980 гг. На месторождении пробурено 26 поисково-разведочных и 24 эксплуатационные скважины.
Нефтеносность установлена в терригенных отложениях мела, в интервале 600—700 м (аптский и 1-й пеокомские горизонты).
Нефть имеет плотность 0,816—0,822 г/см3, вязкость в пластовых условиях 1,71—1,79 мПа-c и содержит парафина 2,55—2,94 %, серы 0,10—0,18 %; выход фракций до 300 °C 52,5—53,5 %.
Растворенный газ содержит (%): метана 81,21—96,96; этана 0,59—12,61; пропана 0,21—3,56; бутанов 0,17—0,32; сероводорода 0,0029—0,0038; азота 0,37—1,48 Гелий не обнаружен.
Месторождение Караган. Месторождение находится в 50 км к северу от ст. Кульсары. Открыто в 1987 г.
Исследовались структурные типы ванадилпорфириксвых комплексов караганской нефти. Молекулярные массы порфириновых комплексов различного происхождения, по данным масс-спектрометрии, таковы: а/|3 1,4; М—2'М 0,2; молекулярная масса ряда М 501—529, н=9—11; молекулярная масса ряда М---2 — 527—569, н-11—14 (и — число
атомов С алкильных заместителей, осф — отношение интенсивности полос поглощения).
Состав и соотношение структурных типов порфириновых комплексов по скважинам № 1 и 2 следующие: ванадилпорфириновых — 2.47 и 8,25 мг на 100 г нефти соответственно, никельпорфириновых — не обн.: а/р — 2,0 и 3,0 [126].
Месторождение Бекбике. Месторождение находится в 18—25 км к юго-востоку от промысла Макат. Оно залегает в большом поднятии, южная часть которого осложнена небольшой куполовидной складкой, ориен
14
тированной с северо-востока на юго-запад [120].
Глубокая разведка трестом «Эмбапефть» начата в 1926 г. Было пробурено пять скважин. Баланс остаточных геологических запасов составлен.
Результаты анализа нефти из верхнемелового пласта таковы: плотность при 15 °C 0,917 г/см3; температура вспышки 145 °C; содержание смол 27,0 %; вязкость при 50 °C по Энглеру 9,98; н к.—215 °C; выход фракций до 300 °C 27,3 %; остаток 73,7 %.
Месторождение Кокарна Восточная. Месторождение находится в 150 км к юго-востоку от г. Л5ырау. Открыто в 1979 г., введено, в разра ботку в 1981 г.
Нефть легкая (плотность 0,845 г/см3), со значительным (24,0 %) выходом бензиновых фракции (до 200 °C); выход фракции до 300 °C 48,0 %. Содержание серы (%): обшей 1,20, меркаптановой 0,0030 (во фракциях) и 0,25 (к общей), сульфидной 0,1993 (во фракциях) и 16,61 (к общей), остаточной — 83,14 (к обшей) [118].
Для нефти из пермо-триасового горизонта (2665—2772 м) характерно отсутствие никельпорфириновых комплексов, а ванадилпорфириновые обнаружены в небольших количествах—0,4 мг на 100 г; есть пиррол [118].
Месторождение Каратайкыз. Открыто ь 1958 г., введено в разработ ку в 1960 г. Пробурено 11 скважин (все ликвидированы). Расстояние до б-шжайшего сбора нефти 15 км.
Тип коллектора поровый (терригенный). Глубина залегания горизонта 200—400 м; залежь пластовая, тектонически экранированная. Дебиты скважин приведены в табл. 10.
Таблица 10. Экаигута!цконная характернетик» сыыжнн
№ скважины Интервал, м Высота жидкости в скважине ЯСр. дин., м Дебит нефти Си. хг 'сут
1 539--536
2 517—419 — —
359—361 26С 4,1
3 374—379 «Сухой»
319—323 — —
309—312 —
260- 272 — —
4 259—263 123 4.4
5 249--252 Приток воды с пленкой нефти
244—2 48 Средиесуто-шый дебит 0,3
6 320—322,5 29'0 2,7
9 248—255 248 0,5
242,5—241 0,38
235—232 243
22G—216 — 1,5
10 245—241 14.6
Примечание. Но скважинам №1,2 имеется приток воды.
15
Нефть малосернистая (0,32 % серы), высокосмолистая (28 % смол в мазуте); плотность при 20 ЭС 0,8938 г/см3; вязкость при 20 °C 180,38 мм2/с; температура застывания — 17 °C; температура плавления 58 °C; содержание парафина 0,64 %. Выход светлых фракций до 250 °C 4,5 %, доЗОО°С18%.
Месторождение Камысколь Южный. Открыто в 1957 г., введено в разработку в 1958 г. Пробурено 12 скважин. Расстояние до ближайшего пункта сбора нефти (ст. Доссор) 160 км.
Тип коллектора поровый (терригенный). Глубина залегания горизонта 50 -400 м; залежь пластовая, тектонически экранированная. Дебиты скважин приведены в табл. И.
Таблица И. Эксплуатаци онная характеристика с хважич
№ скважины Интервал, м Дебит нефти 2н, м?/сут Дебит воды Св, м3/сут
1 229 -236 193- 200 5,5 —
163—173 5,9 —
142-150 124—129 — 2,9
98—111 2,9 —
63—68 9,2 —
2 168—173 6,2 —
145—150 137—142 1,9 —
9 217-229 — 5,4
12 188—192 256 -258 7,5 —
237—249 229—232 0.3 —
340—350 0,13 —
Плотность нефти 0,880 г/см3, вязкость при 20 °C 204,8 мм2/с, температура застывания — 18 °C.
Месторожденне Бакланий Северный. Открыто в 1960 г -Пробурено 18 скважин, законсервировано 5, ликвидировано 13, пригодно к эксплуатации 5. Разведка завершена в 1963 г. Расстояние до ближайшего пункта сбора нефти 15 км (пос. Махамбет).
Дебеты скважин приведены в табл. 12.
Нефть тяжелая (плотность при 20 °C 0,899—0,9115 г/см3), высокосмолистая (21,6—32 % сернокислотных смол), малопарафинистая (0,298—0,540 %), высокосернистая (0,13—1,3 % серы); вязкость при 20 °C 108,9—386,6 мм2/с. Температура плавления парафина 56 °C. Выход фракций до 300 °C 18—26 %. Пластовое давление 2,84—4,37 МПа.
16
Та б л и ц a 12. Эксилуятадионняя характеристика скважин
№ скважины Интервал, м Высота жидкости в скважине Нср дин., и Дебит нефти Ун, М-'сут
1 42.8- -432 372.4 31,2
2 417—420 287 34.0
303.9—299.9 — 2,4
294—290.9 — 2,4
8 303.5—307 295—299 234,3 30,6
9 392—306 238,0 23,8
10 299- 304 333,3 14,0
11 327—329 330 30,0
16 425,5—428 322 34,7
Физике-химическая характеристика нефти из скв. 25 (интервал перфорации 301— 306 м) следующая: р^° 0,9096; содержание смол сернокислотных 21,6—32,0 %, смол силикагелевых 11,29 %, серы — 0,32 %; асфальтены отсутствуют; температура вспышки 80 °C, застывания 28 °C; кислотное число 2,82 мг КОН на 1 г; содержание парафина 0,55 %; вязкость при 0 °C 2007 мм2/с. при 10 °C 693.8, при 20 °C 309,5 при 30 °C 165,9, при 40 °C 95,80, при 50 °C 58,40 мм2/с; фракционный состав: при н. к. 250 %, при 300 °C 16 %.
Месторождение Кумисбек. Структура Кумисбск расположена в межкупольной зоне Кошалак — Северный Шил и грабеном северо-восточного направления делится на два крыла. На площади установлены две залежи нефти, которые приурочены к неокомским отложениям.
Месторождение открыто > 1988 г. Пробурено семь скважин, из них ликвидированы пять, законсервированы две.
Таблица 13. Эксплутиционня я характеристика скважин
Интервал, м Диаметр штуцера 1/цГТ, ММ Высота жидкости в скважинах Нср. дин, м Дебит нефги Ун, м/сут Дебит воды бв, м/сут
800—802 Скважина № 2 700 11.5
810—815 — — — 112
809—811,5 — 'Ж 0,3 —
591—597 Скважина № 5 ЗС« 8,0
598 -605 5 — 24 —
611—615 9 — 4200 23,6
627—630 — таз 5600 12
17
Расстояние до ближайшего пункта сбора нефти 50 км.
Продуктивным горизонтом является апт-неокомский с интервалом залегания 594—815 м. Дебиты нефти по скважинам приведены в та&л. 13.
Пластовое давление 6,4 мПа. Газовый фактор 18,27 м3/м3.
Тип коллектора поровый (терригенный). Среднесуточный суммарный дебит по скважинам 56 м3/сут. Годовая добыча по объекту 36 тыс. г.
Нефть малосернистая (0,05—0,37 % серы); плотность 0.8776— 0.8906 г/см3; вязкость при 20 °C 4,35—150,93 мм2/с; температура застывания — 29 °C, температура плавления парафина 54 °C; молекулярная масса 166,65—397,95; содержание парафинов 1,2—8,40 %; силикагелевых смол 8,13—11,86 %, асфальтенов 0,46--1,64 %. Выход светлых фракций до 150 °C 1,0- -7,6 %, до 200 °C 2—10,4 %, до 300 °C 17,6—29,2 %; остаток 70 %.
Газ содержит СН4 90,49 %, С2Нб 034 %, СзН? 0,42 %, N2 8,75 %.
Примечательно, что нефть залежи, расположенной в грабене в интер вале 810—815 м. характеризуется значительной плотностью, окислен-ностью, низким выходом бензиновых фракций и небольшим содержанием аренов по сравнению с нефтью залежи юго-восточного крыла, выявленной на меньшей глубине (611—616 м). Так, для первого (скв. К? 1) и второго (скв. № 5) случаев характеристики.нефтей следующие: плотность — 0,8906 и 0,8776 г/см3 соответственно; содержание фракции н. к. — 200 °C — 2,0 и 8,0 %, серы — 0,35 и 0.6 % асфальтенов — 0,74 % (скв. № 5); концентрация микроэлементов (хЮ-4, %): 6,04 и 5,1 валадия, 14,8 и 11,5 никеля. В целом пефти месторождения Кумисбек сернистые и малосернистые. Особенностью состава этих нефтей является наличие никельпорфириновых комплексов (0,3—1,9 мг на 100 г нефти) при отсутствии ванадиевых, а также повышенные в 2 раза концентрации никеля (11,5—14,8) 10-4 % по сравнению с ванадием (5,1—6,04)Т0-4 % [121]
Спектральная характеристика нефтей по скважинам № 1 и 5 такова: С, = Д1б1° —0,33 и 0,46 соответственно; С7 = —0,33 и 0,45,
д720
Д1710 — 0,065 и 0,04.
Месторождение Октябрьское. Открыто в 1962 г., введено в разработку в 1972 г. Всего пробурено 19 скважин (все ликвидированы). Расстояние до ближайшего пункта сбора негрти 35 км.
Продуктивными горизонтами являются 1-й келловейский с интервалом залегания 608—1113 м и апт-неокомский с интервалом залегания 936—756 м.
Тип коллектора поровый (терригенный). Суммарный среднесуточный дебит по всем эксплуатационным скважинам 218 м3/сут. Годовая добыча 80 тыс. т. Дебиты по скважинам приведены в табл. 14.
18
Таблица 14. Эксплуатационная характеристика скваже н
№ скважины Интервал, м Диаметр штуцера (/шт, ММ Высота жидкости в скважине Нср. дин, м Дебит, м3/сут
нефти би газа I Qr I ВОДЫ Св
2 925—932 7 — — 84000 —
6 818-921 Незначительный лриток нецзти
8 920—922 — 763 — — 3,3
9 935—938 — — — 249 —
10 855—862 5 — 25 350 —
Пластовое давление 9,6—11,4 мПа. Газовый фактор 15 м3/м3. Нефть малосернистая (0,078- -0,34 % серы); плотность 0,815— 0,933 г/см3; вязкость при 20 °C 24,9—119,2 мм2/с, температура застывания от -20 до -40 °C, содержание парафинов 10,96 %, сернокислотных смол 0,5—9,0 %. Выход светлых фракций до 150 °C 0,5—^10 %, до 200 °C 7—20 %, до 250 °C 15—30 %, до 300 °C 40 %.
Газ содержит СНд 89,9 %, СгНб 2,29, СзНв 0,11, СО? 0,4, N2 2,84 %.
Месторождение Каратат. Открыто в 1959 г., введено в разработку в 1960 г. Пробурено семь скважин (зсс ликвидированы). Расстояние до ближайшего пункта сбора нефти (пос. Доссср) 46 км.
Тип коллектора поровый (терригенный). Глубина залегания горизонта 330—390 м, залежь пластовая, тектоническая, экранированная. Дебигы по скважинам приведены в табл. 15.
Таблица 15. Эксплуатационная характеристика скважин
№ скважины Интервал, м Дебы нефгн Qu, м3/сут
2 20 000 (газ)
5 332,7 -334,7 0,54
6 — 3,1
9 337,3—339,3 0,5
Примечание. Диаметр штуцера dun 10 мм.
Физико-химический состав и свойства нефти: плотность при 20 °C 0,9024 г/см3; парафин 0,65 % ; смолы 34 %; серы 0,4 %. Во фракции 250--300 °C содержится углеводородов (%): ароматических — 15,8, нафтеновых — 28,6, метановых — 55,6.
Месторождение Равнинное. Месторождение находится в 100 км к юго -востоку от ст. Кульсары, Открыто в 1998 г.
Б нефти изучался групповой состав соединений серы (общей,
19
меркаптановой, дисульфидной, сульфидной), а также сероводорода и азота (общего, основного) [119].
Физико-химическая характеристика нефти из скважины № 8 по двум интервалам — 3241—3244 и 3230—3229 м — горизонта С2 следующая плотность — 0,8893 и 0,8586 г/см3 соответственно; содержание смол — 18.08 и 10,60 %, асфальтенов — 5,27 и 3,0 %; выход фракций до 200 СС — 38,0 и 28,2 %. Содержание серы общей составляет 0,77 % в обоих случаях; меркаптановой — 0,002 и 0,011 мае. %, 0,30 и 1,50 отн. %; сульфидной — 0,38 и 0,39 мае. %, 49,3 и 50,7 отн. %; остаточной (по разности)— 50.4 и 47,9 отн. %. Концентрация азотсодержащих соединений следующая: NoGih — 1,50 и 1,40 % соответственно; N6Ch — 0,7679---0,600^ %; Noch/NoGiu — 51,19 и 42,88 %; ванадилпорфириновых комплексов — 25,20 и 24,96 %; никельпорфириновых комплексов — 4,50 и 0,48 %.
Месторождение Матин. Восточнее месторождения Северный Жол-дыбай, на межкуполъпом поднятии Матин, выявлены залежи нефти и газа в верхнеюрских, неок омских и аптских породах.
Поднятие Матин представляет собой антиклиналь, расположенную в районе соляных гряд, соединяющих соседние купола. Залежи нефти обнаружены в интервале глубин 560—680 м. Пластовое давление в них составляет 6,3—10,4 мПа, температура 25—38 °C. 4
Месторождение открыто в 1986 г.
Нефть малосернистая (0,16 %), смолистая (16 %) Плотность ее 0,8868 г/см3, содержание бензиновых фракций (н. к.—200 °C) не превышает 1 %. Нефть характеризуется также низкой ароматичностью, слабой окисленностью, о чем свидетельствуют невысокие значения коэффициентов (0,35), С2 = -7— (0,5) и малоинтепсивная
Д?20 ^720
полоса поглощения 1710 см-1 (0,03). В нефти обнаружены ванадий и ванадилпорфиновые комплексы в количестве (5-10). 10~4 % и до 0.1 мг/100 г соответственно [125].
Месторождение Байшонас. Месторождение находится в Макатском районе, в 85 км к востоку от г. Атырау и 20 км к востоку от нефтяного месторождения Пекине.
В геологическом строении месторождения принимают участие гидрохимические осадки перми, слагающие соляной купол, и перекрывающие их пермо-триасовые, юрские, меловые и четвертичные отложения. Меридиональным грабеном надсолевая структура разделена на два крыла — восточное и западное.
Разработка месторождения начата в 1931 г. Основной продуктивной площадью является Восточный Байшонас, в пределах которого разра батывается семь горизонтов.
20
Нефти всех залежей по физико химическим свойствам, в основном относятся к масляным (суммарный выход остаточных масел от 44,2 до 54,5 %), малопарафиковым (0,13—0,32 %), смолистым и малосмолистым (5—28 %), малосернистым (0,024- 0,51 %). Плотность нефтей 0,799—0,936 г/см3. Выход лепсих фракций, выкипающих до 300 °C, по отдельным горизонтам колеблется от 8.5 до 60 %. Вязкость нозерх-ностной нефти горизонтов неокомского Северо-Западного Байшонаса, П и П1 альбских и сеноманского Восточного Байшонаса исключительно высокая — 424—953 мм2/с, юрских горизонтов Северо-Западного и Южного Байшонаса — 120—194 мм2/с, остальных горизонтов — 4,6—80,2 мм2/с.
Газ, растворенный в нефти, состоит из метана (60,0—97,9 %), тяжелых углеводородов (0,5- 26,6 %), углекислого газа и сероводорода (0,2—2,1 %), азота и редких газов (1,3—25,8
Таблица 16 Зависимость вя кости к плотности иеф-и от температуры
Т емлература °C'
Показатели
0 | 10 | 20 | 30 { 40 | 50
Южнее поле, I юрский гор?зонт
Вязкость по Энглеру Кинематическая вяз- 46.40 28,00 17,45 6,74 4.39 3,12
кость, мм2/с 339,0 204,5 127,1 48,30 30,70 20,80
20 ₽4 0,8897 0,8860 0,8794 0,8740 0,8676 0,8617
II юрский горизонт
Вязкость по Эш леру Кинематическая вяз- 66,00 30,12 15,56 8,46 5.36 3,65
кость, мм2/с 483,0 219,9 113,2 61,10 38,09 24,96
20 Р4 0,89^4 0,8880 0,882 0,8762 0,8688 0,8631
Западное крыло Северного поля
Вязкость по Энглеру Кинематическая вяз- — 45,65 26, <4 14 43 8,32 5,30
кость, мм2/с — 332,0 194,5 105,1 60,10 37,61
20 р4 0,9088 0,9028 0,896 0,8905 0,8843 0,8783
Физико-химические характеристики фракций байшонасскол нефти Юрских горизонтов представлены в табл. 16—22, аптского — в табл. 23—30, неокомского — в табл. 31—35 [131].
21
Таблица 17.4'кзико-хнмичсская характеристика
Месторожде- ние, поле Горизонт № сква- жины _20 Р4 V20, мм2/с V50, мм2/с Темп-ра застыв., °C Содержание парафина, % Темп-ра плавл. парафина, °C
Байшонас Юрский 52 0,8750 144,0 30,00 — о,11 52
Байшонас
(смесь) — 0,8800 66,10 13,60 Ниже -40 1.36 58
Байшонас,
восточное
поле — 0 8400 — 1.601 Ниже -29 0,20 —
Северное,
восточное
крыло — 0,7991 — 1,101 То же — —
Северное,
западное
крыло 55, 56 0,8963 — 5,301 — —
Южное
крыло [ юрский 163, 175 0,8794 — 3,101 0,64 —
137, 184
Южное
крыло II юрский 128, 106 0,8820 — 3 601 1,14 —
169
Южное
крыло III юрский 101, 115 0,8730 — — — 1,02 —
Байшо Аптский — 0,8817 76,00 22,00 Ниже -40 1,86 50
Байшонас — 0,8810 3,16 То же 0,70 58
Байшонас Неокомс-
кий — 0,9374 — 205,00 -36 Сл. —
Смолис-
гая 0,9374 — 27,001 -36 —
1 Значение Ь'$о.
Характеристика
бензинов из двух проб нефти восточного крыла
Северного поля такова: плотность
при 20°С —0,7130 и 0,7231 г/о
22
(,ай1ис насской нефти разных гиризонюв 1130J
серы Содержание, % Темп-ра вспышки, °C Кислотн. число, мг КОН на 1 г нефти Коксуе мость, % Фракционный состав, %, при
акциз. смол силикате л. смол серно-кислот. смол асфальтенов
н. к до 150 °C до 200 °C до 250 °C до ЗЭО °C
0,41 — — 12 — — — 1,66 — — 1,6 — 13,6
0,17 — 5,55 12 Сл. — — 0,92 — — 2,6 •= 28,0
— 7,5 — — — 8 — 0,80 112 4,5 11.5 22,0 39,0
— 5,0 — — — Ниже -10 0,15 0,55 58 22,0 35,0 47,0 60,0
— 17,5 — — — 125 0,60 2,10 230 — — 1,0 16,0
0,19 9,5 — — — 116 0,15 0,96 213 — 3,0 20,5
0,18 13,0 — — — 131 0,32 1,50 197 — 1,0 4,0 22,0
0.21 9,0 — — — — — — 182 — — 28,0
0,16 — 5,55 11 Сл. — — 1,93 — — ),9 — 22.0
0,16 11,0 — — 106 0,34 1,03 —
0,22 — 13,22 48 — — 3,40 — — — — 13,0
0,23 48,0 — — 128 1,93 3,40
соответственно; фракционный состав: н. к. — 58 и 62 %., 10 °C — 76, 5 и 80,0 %, 50 °C — 107 и 108.90 °C — 144 и 150 %, к к. — 172 и ПО %; оксановое число — 58; выход на нефть — 21,2 и 5,3 %.
23
Таблица 18. Характерна кка керосинов
Поле Горизонт _20 Р4 Темп-ра вспышки, °C Фракционный состав, % Выход на нефть, %
до до до н. к. 200 °C 270 °C 300 °C
Восточное Юрский 0,880 54 160 23 85 96,5 27,7 Северное, восточное крыло 0,7923 53 165 39 89 98,0 33,0 Северное ' западное крыло I+II+11I 0,8458 50 175 16 85 96,0 5,7 Южное I 0,8424 Ни- 174 18 87 06,0 7,7 же -20 Южное II 0,8444 46 168 29 90 97,0 7,5
Т а б л и ц а 19. Характерна ика дизельного топлива
Поле Фракционный состав по Энглеру, %, при Р4° Кинематическая вязкость, мм^/с, при £20 £50 Темп-ра засты- вания, °C Дизельный индекс Выход на нефть, %
н. к. ДО 300 °C ДО 350 °C 20 °C 50 °C
Восточное 262 Северное, восточное 50,0 93,0 0,840 9,400 4,200 1,77 1,26 -13 66,2 14,7
крыло Северное, 262 50,5 90,5 0,836 9,700 4,200 1,80 1,24 -7 70,0 10,6
западное крыло 210 52,5 90,0 0,857 7,630 2,500 1,60 1,10 Ни- же -2G 54,0 28,5
Южное 229 45,0 84,0 0,858 12,60 5,000 2,10 1,30 То же 58,0 40,0
Таблица 20 Характеристика. мазута (оо-аток О1бера фракции до 300 °C)
Поле 20 ₽4 £50 £75 £100 Темп-ра вспышки по Брейке ну, °C Темп ра заегтпв., °C Содер-жанис акциз, смол, % Выход на нефть, %
Вос точное 0,8710 3,8 2,0 1,5 159 -9 10,0 67.0
Северное, восточное крыло 0,8627 3,0 1,8 1,4 159 Ниже -20 7,0 44 9
Северное, западное крыло 0,9000 10,3 4,8 2,2 176 — 22 6 19.1
Южное 0,8900 7,5 3,1 1,8 180 Ниже -20 16,0 78,0
24
Таблица 21. Характг риз’ика остаточных масел
-— Поле 20 Р4 650 £100 звк Индекс вязкости по Дину и Девису Темп-ра вспышки по Брен-кену, °C Темп-ра застыв., ' °C Содержание кокса, % Выхо, нефз I».
Восточное Северное, восточное 0,879 20,40 3,10 0,797 88 288 28 0,75 14.5
крыло Северное, западное 0,882 19,10 3,20 0,804 107 2/8 26 1,56 9,10
крыло 0,896 18,30 2,90 0,824 93 226 Ниже -20 1,15 37.00
Южное 0,889 18,50 2,80 0,815 100 224 От -10 до -18 1,07 21.36
Таблица 22. Xapi юеристика дистиллятных масел
20 Р4 £50 £100 ВВК Индекс вязкости по Дину и Девису Темп-ра вспышки по Брен-кему, ЭС Темп-ра застыв., °C Содержание кокса по Кон-радсону, % Выход на нефть, % Соответствуй по вязкости маслу
Восточное поле
0,833 1,21 1,05 — — 136 Ниже -19 — 9 8 —
0.844 1,42 1 И — — 184 -3 — 9,8 Соляровому, легкому
0,859 2,06 1,21 0,806 —- 190 13 — 9,8 Веретенному 2
0,873 .3,34 1,38 0,816 — 214 26 0,07 10,1 Веретенному 3
0,879 5,72 1,68 0,818 80 246 31 0,26 9,9 Машинному
0,883 8,24 1 93 0,817 90 280 31 0,78 5,9 Автолу 8
0,914 — 10,30 — — 342 Северное поле, -9 6,90 восточное крыло 13,2 (Остаток разгонки)
0,833 1,23 1,05 — — 126 -12 — 8,5 —
0,843 1.53 1,12 — — 168 3 •— 8.6 Соляровому
0,856 2,27 1,25 0,800 — 204 18 — 8,8 Веретенному 2
0,869 4,70 1,5’7 0,805 79 240 30 0,12 9,5 Машинному, легкому
0,906 53,70 6,10 — — 330 6 5,80 16,7 Вапору (остаток
разгонки)
Северное поле, западное крыло
0,855 1,49 1,11 — — 138 Ниже -20 — 9,3 Соляровому, легкому
0,875 1,99 1,19 — — 156 То же — 8,4 Веретенному 2
0,887 3,05 1,36 0,835 — 184 — 9,0 Веретенному 3
0,892 5,19 1,59 0.835 58 212 -17 — 9,6 Машинному
0,894 8.24 1,89 0,832 80 225 -9 0,22 8.9 Автолу 8
0,897 10,53 2,17 0,832 97 239 -1- — 9,0 Автолу 10
0,937 — 16,90 — — 325 2 — 22,0 (Осинок разгонки
Южное поле
0,860 1,33 1,03 — — 134 Ниже -20 — 7,3 Соляровохп.
0,866 1,63 1,11 — — 155 То же — 7,6 Соляровому
0-876 2.10 1,22 — — 171 -18 — 7,5 Вере генному
0,883 5,40 1,63 0,823 75 228 7 — 7.7 Машинному
0,887 8,14 1,92 0,822 90 236 И 0,24 6,8 Автолу 8
0,925 — 11.30 — — 310 3 — 26.6 (Остаток раз?
Таблица 23. Зависимосп. юпкосг» и плотности нефти аптского тритон । а от температуры
Показатели Температура, °C
20 30 40 50
Вязкость по Энглеру Кинематическая 10,0 6,6 4.4 3,1
вязкость, мм2/с 76,00 48.80 32,50 22,00
Плотность, г/см3 0,8807 0,8741 0,8675 0,8609
Таблица 24 Разюнка нефти в приборе Баджера на 10-гралусчые ф| «акции
Темп-ра отбора, °C Выход фракций на нефть, % Суммарный выход фракций, %
Н. к. (190)—200 0,90 0,8092 0,90
200—210 1,80 0,8292 2,70
210—220 2,00 0,8322 4,70
220-230 1,20 0,8372 6 00
230—240 2,20 0,8402 8.20
240—250 1,70 0,8442 9,90
250—260 0,90 0,8482 10,80
260—270 3,00 0,8523 13,80
270--280 2.40 0,8563 16,20
280—290 3,70 0,8603 19,90
290—300 2,10 0.8623 22,00
300—305 1,60 0,8653 23,60
305—310 1,20 0,8663 24,80
310—315 1,20 0,8673 26,00
315—320 1.10 0,8693 27,10
320—325 1,10 0,8703 28.20
Примечание. Здесь и далее фракции отбирались лри остаточгом давлении 10 мм рт. ст Пересчет температуры кипения проводился по номограмме кокса.
Характеристика дизельного топлива по двум пробам нефти из аптского горизонта следующая: р’° — 0,858 и 0,840 соответственно; фракционный состав: н. к.— 206 и 212 °C, до 300 °C — 61 и 45 %, до 350 °C — 98 и 86 %; кинематическая вязкость при 20 °C — 8,200 и 11,00 мм2/с, при 50 °C — 2,900 и 3,800 мм2/с; вязкость £20 — 1,65 и 1,93, £юо — 1,21 и 1,29; температура застывания — минус 59 °C; дизельный индекс — 55 и 56; выход на нефть — 40 и 50 %.
Характеристика остаточных масел из нефти аптского горизонта следующая; р' 0,883; вязкость Е$о 19,10, £юс 3,00, ВВК 0,806; индекс *4
26
вязкости по Дину и Девису 98; температура застывания -27 °C; содержание кокса 0,30 %; выход на нефть 19 %; полугудрон очищен нитро бензолом, депарафинирован.
Таблица 25 Химический состав кероси новых фракции по удельной рефракции
Темп-ра отбора, °C Выход фракций на нефть, % Содержание ароматических углеводородов, % Удельная рефракция деаромати-зированных фракций Средний ряд Среднее содержание ядер на молекулу деароматизирован-ных фракций
Н. к,—200 1,20 6 0,3282 СлНгл—0,26 1,13
200- 250 7,16 11 0,3261 С„Н2п- 0,84 1,42
250- 300 14.72 15 0,3269 СлНгл—0,78 1,39
Характеристика керосиновых комбинатов нефти неокомского горизонта для фракций н. к.—280 и н. к.—300 °C такова (%): н. к.—212 и 220 соответственно; 10 °C — 228 и 248; 20 °C — 238 и 248; 30 °C —242 и 254; 40 °C — 248 и 260: 50 ’С —254 и 266; 60 °C — 260 и 275; 70 °C — 268 и 280; 80 °C — 278 и 287; 90 °C — 286 и 296; к. к,—294—302. Характеристика дистиллятов при тех же условиях следующая: н. к.— 212 и 220 %; 229 °C — 8 (для первого случая), 230 СС — 14 и 6; 240 °C — 28 и 14; 250 СС — 48 и 24; 260 °C — 60 и 40; 270 °C — 74 и 54; 280 °C — 88 и 70; 290 °C — 96 и 84; 300 °C — 96 (для второго случая); к. к.—294 и 308 %; всего отогнано — 98 %; остаток — 1%; потери — 1 %; р*° — 0,866 и 0,871; содержание серы — 0,025 %; октановое число — 51 (оба значения для первого случая); выход на нефть — 8,00 и 13,04 %. Исследования дизельных комбинатов в условиях н. к.—360 и н. к.—385 °C показали следующее: фракционный состав (мае. %): при н. к.—225 и 240 соответственно, 230 °C — 4, 240 °C — 6 (оба значения для первого случая), 250 °C — 8 и 6, 260 СС — 16 и 12, 270 °C — 28 и 20, 280 ’С — 38 и 24, 290 °C — 50 и 36, 300 °C — 62 и 44, 310 °C — 70 и 44, 320 °C — 78 и 66, 330 °C - 88 и 74, 340 °C — 100 и 80, 350 °C — 90, 360 °C — 98 (оба значения для второго случая); ра) — 0,884 и 0,890; вязкость £20 — 2,14 и 2,57, £50— 1,31 и 1,41; температура вспышки по Бренкеиу — 96 и 105 °C, температура застывания — минус 58,5 и минус 5'8 °C; анилиновая точка (1:1)— 69 и 71 °C, дизельный индекс -44 и 45; цетановое число -30 й 30,5; выход на нефть — 26,86 и 33 %.
27
Таблица 26. Характеристика керосиновых дистиллятов
1 смн-pd OJOdpd, °C Фраадиэвный состав
210 °C 220 ’С I 230 СС 240 °C 250 °C 260 °C 270 °C 280 °C 290 °C
Н. к,—300 200 4 7 18 30 40 56 67 77 97
Н. к,—310 205 3 6 13 23 30 44 56 68 80
Н. к,—315 207 2 5 11 21 27 41 52 65 78
Таблица 27. Характерней!ка
Темп-ра отбора, °C Фракционный состав,
и. к. 10 °C 20 °C 30 °C 40 °C
Н. к,—300 200 224 234 240 250
Н. к,—310 205 226 238 250 257
Н. к,—315 207 228 239 254 259
Таблица 28 Групповой химический состав сборной нефти ( р' 0,841;
температура плавления
^мл-ра Выход »бора, фрак- (' ций на нефть, i % р при 15 “С, г/см3 Анилиновая точка 45
До удал, ароматики после удал. аромати- ки до удал, ароматики после удал, ароматики, макс. ДО удал, ароматики после удал. ароматики до удал, ароматики после удал, ароматики
1:1 макс.
11 к.—200 1,20 0,8201 0,8156 — 56,1 60,3 1,4492 1,4480 — —
МО—250 7,16 0.8439 0,8390 62,1 63,1 69,4 1,4640 1,4595 — —
250—300 14,72 0 8612 0,8472 69,6 71 6 79,8 1,4740 1,4660 — —
'00—350 1,12 — — 75,4 77,7 86,3 1,4842 1,4718 — —
350—490 4.36 0.8743 0.8475 76.4 82,2 89.2 1,4847 1,4727 1,36 1,36
4ОО—450 12,24 0,8745 0,8564 91,4 93,7 90,2 1,4850 1.4730 1,70 1,47
450—500 7,96 0,8758 0,8573 94,3 97,2 103,5 1,4860 1.4735 2,61 2,37
500—550 13,04 0,8744 0,8603 99,8 103,0 111,1 1,4881 1,4770 3,90 3,28
Таблица 29. Характеристика мазут»
Р? | Выход на нефть, % £50 £100 ввк Темп-ра вспышки по Брен-кену, °C Темп-ра застыва ния, °C Содержание кокса по Конрад-сону, % Марка мазута
(,893 78,6 7,5 . 0,8315 174 -32 2,11 7,5
0 895 71,8 10,0 — 0,8300 202 -27 2,20 10
0,899 58,0 — 6 0,8115 232 -14 2,45 20
0,906 44,0 — 10 0,8115 266 -2 3.20 40
28
(«держяние серы 0,025 %-, окпшовие Число 42)
мае. %, прк Всего отогнано, % Остаток % Потери, % Выход на нефть, %
1 ЭОС °C 310 °C 320 °C К. к.
93 98 — 300 98 1 1 0,845 22,0
90 95 — 318 98 1 1 0,852 24,8
88 92 97 322 98 1 1 0,853 26,0
керосиновых дистилятов
мае. %, при
50 °C <>0 °C 70 °C 80 °C 90 °C К. к.
258 266 274 284 298 300
265 275 282 290 300 318
268 278 284 292. 305 322
парафина 0,98 %, асфальтенов следы, смолистых веществ 15 %;
пырафила 47 °C)
Темп-ра застывания после удаления ароматики, °C Йодное число до удаления ароматики Молекулярная масса фракций до удаления ароматики Кислотность, % SO3 Содержание нафтеновых кислот, % Содержание углеводородов во фракциях, %
ароматических нафтеновых мета- новых
— 6,07 .— — -— 6 83 И
— 4,87 — — — 11 84 16
— 4,89 — — — 15 56 29
— — 233 0,0301 0,175 17 55 28
-40 4,52 286 0,0280 0,202 15 71 4
-35 4,84 342 0,0280 0,239 6 74 20
-19 5,20 407 0,0120 0,173 15 61 24
-6 6,11 445 0,0130 0,145 20 52 28
Т а б л и ц а 30. Зависимость вязкости и нлотности нефти чеокомского горизонта от температуры
Температура, °C
Показатели 50 | 60 70
Вязкость по Энглеру 27,00 14,40 8,37
Кинематическая вязкость, мм2/с 205,0 119,0 64,00
20
₽4 0,9195 0,9136 0.9077
29
Таблица 31. Варианты разгонки мазута
Продукт Первый вариант
Выход на нефть, % Выход на мазут, % Е;о Е100 Температура, °C
вспышки по Брен-кену засты- вания
Соляровый дистиллят Турбинный 16 20 0,563 1,5 1'4 -30
дистиллят 30 39 0,878 4,0 — 208 -25
Авиадистиллят 23 30 0,886 23.0 3.2 276 т12
Ваюр 9 11 0,918 — 19,0 360 +40
Концентрат1 — — — — — — —
И 1 ого 78 100
1 Значение £'юо (второй вариант) равно 4,8.
Т а б л и ц а 32. 1 руплоаой химический состав ( р'0 0,937;
Темп-ра отбора, °C Выход фракций на нефть, % р? Анилиновая точка "L5 Вязкость £50
до удал, ароматики после удал, аро-мати-ки до удал, ароматики после удал, аро-мати-ки до удал, ароматики после удал, ароматики до удал, ароматики после удал. ароматики
1:1 макс.
200- -250 1,20 0,8624 0,8527 60,4 61,2 68,5 1,4650 1,4630 — —
250-300 16,10 0,8819 0,8723 67,8 68,8 76,8 1,4812 1,4720 — —
300--400 4,65 0,9028 0.88е8 71,4 73,6 86,5 — 1,4832 — —
400—450 5,54 0,9072 0,8870 74,2 79,0 92,8 1.4968 1,4844 3,11 2.50
450—500 12.65 0,9227 0,8954 77,4 81.0 99,2 1,5050 1,4883 6,21 4,55
500—550 10,0 0,9277 0,9036 84,0 90,0 108,0 1,5041 1,4880 20,29 12,15
(38 °CJ (38 °CJ
Таблица 33. Характеристика мазута
Выход на нефть, % Вязкость Е75 Темп-ра вспышки по Бренкену, °C Темп-ра застывания, °C Содержание кокса по Конрадсону, % Марка мазута
100 0,930 6,0 128 -15 3,4 20
92 0,935 10,0 154 -9 3,8 40
87 0,938 13,5 168 -6 40 60
84 0,940 16,5 179 -4 4,2 80
30
(после отбора фракций цо 300 СС)
Второй вариант
Выход на нефть, % Выход на мазут, % ’Г Температура вспышки по Бренкену, °C Температура засть, вания, °C Е»
24 31 0,871 164 Ниже -30 1,71
14 18 0,878 208 -25 4,00
— — — — — —
-— — — — — —
40 51 0,906 278 2 —
78 100
пя: шфнка следы; смолисты* веществ 48 %, асфальтенов следы)
Темп-ра застывания после удаления ароматики, °C Йодное число до удаления ароматики Молекулярная масса до удаления ароматики Кислотность, % 80з Содержание нафте-новых кислот, % Содержание углеводородов во фракциях, %
ароматических нафтеновых мета- новых
— 8,71 202 — — 12 76 12
— 8,07 245 — — 15 69 16
Ниже -35 9,41 296 0,205 1,51 26 64 2
-35 8,33 385 0,418 4,02 29 60 3
-35 9,69 403 0,484 4,87 39 50 14
-22 9.97 472 0,601 7,99 39 45 12
Химический состав керосиновых фракций, подсчитанный по удельной рефракции, при условиях отбора фракций при 200—250 и 250—300 °C таков, выход фракций на нефть — 1,20 и 16,10 % соответственно; содержание ароматических углеводородов — 12 и 15 %; удельная рефракция деароматизированных фракций — 0,3199 и 0,3192, средний ряд СпН2и — 2,12 и 2,36; среднее содержание ядер на молекулу деаро-матизированной фракции — 2,06 и 2,18.
31
Таблица 34. Разгонка нефти и приборе Баджера на 10-градусны( арак^ая
Темп-ра отбора, °C Выход фракций на нефть, % Суммарный выход фракций, %
Н. к,—(235)—250 1,70 0,8630 1,70
250—260 2,04 0,8660 3,77
260--270 2,С8 0,8710 5,82
270-280 2.20 0,8756 8,02
280--290 2,68 0,8796 10,70
290—300 2,34 0,8739 13,04
300—305 1,28 0,8876 14.32
305—310 1 70 0,8896 16,02
310—315 1 05 0,8916 17,07
315—320 0.98 0,8991 18,05
320—325 0,81 0,8960 18,86
'/ Таблица 35. Варначты разгонки мазута (после отбора фракций до 300 °C)
Продукт Первый вариант Второй вариант
Выход, % Темп-ра застывания, °C Выход, %
на 1 на нефть ! мазут на | на нефть | мазут
Соляровый
дистиллят 19 21 0,893 Ниже -38 13 14 0,893
Трансформатор-
ный дистиллят — — — —— 6 7 0,901
Авиадистиллят 50 54 С,935 24 — — —
Концентрат — — — — 73 79 0,945
Битум 23 25 — — — — —
Примечание. В первом варианте вязкость £50 солярового дистиллята составила 1,4, Etno авиадистиллята — 3,2, ВВК авиадистиллята — 0,8685 температура вспышки солярового дистиллята — 142 °C; во втором варианте вязкость £50 для солярового и трансформаторного дистиллятов равнялась 1,4 и 2,0 соответственно, Еюодля кокиентра~а — 10,0, ВВК для концентрата — С,862, температура ьспышки для солярового и трансформаторного дистиллятов — 142 и 149 °C, застывания — ниже минус 38 °C.
Исследования остаточных битумов марки 1 показали следующие результаты: выход на нефть 23 %; пенетрапия при 25 °C (груз 100 г — 5 с) 167 мм; дуктильность при 25 °C 100 см; температура плавления по методу кольца и шэра 37 °C.
Месторождение Нпвобоьатинское. Месторождение находится в 70 км к западу от г. Атырау, на р. Баксай. Приурочено к северному крылу обширного поднятия, вытянутого в широтном направлении и отмеченного гравиметрией как аномалия [120].
Разведка была начата в 1912 г., а в 1927 г. здесь развернуло работы ПО «Эмбанефть». В результате была выявлена небольшая по площади залежь легкой нефти.
Физико-химическая характеристика нефти из третичного горизонта (скв- № 103) и юрского (скв. 1) такова: плотность при 15 °C — 0,776 и 0,824 г/см3 соответственно; сера общая — 0,78; меркаптановая — 0,0017 (во фракциях), 0,22 (к общей); сульфидная — 0,1843 (во фракциях), 23,26 (к общей), остаточная — 76Д5 (к общей). Плотность при 20 °C 0,8581 г/см3 выход фракций до 200 °C —19,5 %, до 300 °C — 33,0 %.
Нефти месторождения относятся к сернистым (%): сера общая — 0,78; меркаптановая — 0,0017 (во фракциях), 0,22 (к общей); сульфидная 0,1843 (во фракциях), 2326 (к обшей); остаточная — 76,15 (к общей) Плотность при 20 °C 0,8581 г/см3, выход фракций до 20С' °C — 19.5 %, до 300 °C — 33,0 % [118].
Содержание смол — 8,0 и 3,0 %; выход фракций: н. к.— 49 и 67 %, до 200 °C — 55,3 и 41,2, до 300 °C — 77,5 и 61,5, остаток — 22,5 и 32,5 %.
Скопления нефти приурочены к нижнетриасовым породам, где в подкаряизкой части соляного купола на глубинах 1680—2100 м выявлен ряд нефтяных горизонтов. Пластовое давление в этом интервале колеблется от 15,3 до 23,6 мПа, температура — от 42 до 51 °C. Нефти легкие, малосмолистые, малосернистые (табл. 36) [121].
Таблица 36 Ф лзико-химические свойства нефти
№ скважины Интервал, м Возраст коллектора Содержание %
фракции и. к.—200 °C серы смол силикагелевых
3 1758—1762 Т1 0,8520 21,0 0,24 9,0
2 1707—1718 РТ 0,7985 36.0 0,04 1.6
1 1996- 2020 РТ 0,7909 28,0 0,07 1.5
Четкой закономерности в изменении свойств нефти с глубиной залегания продуктивных горизонтов ке отмечено. Наблюдается лишь увеличение плотности нефтей в скважинах, расположенных в зоне водснефтянсго контакта или в залежах О1раниченных размеров. В пефти с глубин 1758 -1762 м установлена незначительная (1,2 мг/100 г нефти) концентрация ванадилпорфиринэвых комплексов. Данная нефть характеризуется относительно небольшим содержанием аренов, о чем свидетельствует ее спектральная характеристика: Ci=0,4, С2=0,5, Д1710=0,06. Присутствие в ИК-спектре полосы поглощения 1710 см-1 указывает на слабое окисление нефти.
Площадь Терень-Узек. Плошадь находится в 165—170 км к юго-востоку от г. Атырау или в 25 - -30 км к северо-западу от месторождения Каратон.
Физико-химическая характеристика нефти альб-сеноманского и нео-комского горизонтов Терень-Узека следующая: р^° — 0,9392 и 0,9354
33
соответственно; М—426 и 362; V20 —275,7 и 230,5 мм2/с, V50— 44,33 и 38,90 мм2/с; температура застывания (с обработкой)— минус 30 и минус 34 °C; содержание парафина — 0,92 и 0,46 %, температура его плавления — 51 и 49 °C; содержание серы — 1,44 и 1,22 %, азота — 0,06 и 0,04, смол сернокислотных — 23 и 21. смог силикагелевых — 13,11 и 14,05, асфальтенов — 0,98 и 0,83 %; коксуемость — 4,10 и 3,38 %; кислотное число — 2,69 и 4,46 mi КОН на 1 г нефти; выход фракций до 200 °C — 1,2 (по обоим горизонтам), до 300 °C — 16,8 и 23,9 % [130].
Разгонка нефтей по ГОСТу 2177—6 при н. к.— 210 °C (альб-сенсман-ский горизонт) и н. к.— 20 °C (неокомский горизонт) такова: до температуры 220 °C — 1 и 2 % соответственно, до 240 °C — 5 и 4, до 260 °C — 8 и 9, до 280 °C — 12 и 16, до 300 °C — 20 и 30 %.
Изучение зависимости кинематической вязкости нефтей указанных горизонтов от температуры показало следующие результаты (мм2/с): V20 — 275,7 и 230,5, V30 — 121,7 и 116,0, V40 — 72,35 и 62,11, v50 — 44,33 и 38,90; условной вязкости: ВУ20 — 37,60 и 31,10, ВУзо — 16,32 и 15,65, ВУ4о — 9,79 и 8,41, ВУ5р— 6,07 и 5,36.
Таблица 37. П(лепциа..ьиое содержание фрикций в нефти Терекь Узеиа, мае. %
Отгоняется до температуры, “С Горизонт
альб-ееноманский неокомский
1 2 3
190 0,4 0,3
200 1,2 1,2
210 1,8 2,0
220 2,4 3.2
230 3.3 4,8
240 4,4 6,5
250 6,0 8,8
260 8,0 11,5
270 10,2 14,4
280 12,4 17,3
290 14,7 20,5
300 16,8 23,9
310 19,6 >27,0
320 22,0 30,4
330 26,8 34,4
340 30,3 38,0
350 32 8 41,3 г
360 36,4 44,4
370 39.2 48,0
380 40,3 51,2
390 45,2 54,0
400 47,6 56.7
410 50,0 58,5
420 53,2 60.8
430 56,0 62.8
440 58 4 64 8
34
Продолжение табл. 37
1 2 3
450 460 470 480 490 500 Остаток 61,0 66,8 63,4 68,8 65,4 70,8 67,2 72,8 69,2 74,7 71,2 76,8 28,8 23,2
Данные об изменении относительной плотности нефти от температуры по тем же горизонтам таковы: при 20 °C — 0,9392 и 0,9354 г/см3, при 30 °C — 0,9219 и 0,9279, при 40 ’С — 0,9160 и 0,9200, при 50 °C — 0,9100 и 0,9161 г/см3.
Элементный состав нефти по альб-сеноманскому и пеокомскому горизонтам следукгцкй (%): С — 86,47 и 86,42 соответственно; Н — 11,87 и 12,06; О — 0,16 и 0.26; S —1,44 и 1,22; N — 0,06 и 0,04.
Характеристика фракций нефти приведена в табл. 37.
При изучении группового углеводородного состава фракций, выкипающих до 200 °C, получены следующие данные: выход на нефть по обоим горизонтам —1,2 %; р*0 — 0,8400 и 0,8355 соответственно; содержание ароматических углеводородов — 3 и 3; нафтеновых — 79 и 81, парафиновых — 18 и 16 %.
Исследование легких керосиновых дистиллятов нефтей указанных горизонтов при н. к.— 200 °C показало следующие результаты: выход на нефгь в обоих случаях — 1,2 %; фракционный состав (%): при н. к.— 178 и 177, при 10 СС — 185 и 181, при 50 °C — 186, при 90 °C — 195 и 198, при 98 °C — 200 и 212; V20 — 2,390 и 2,070 мм3/с, V40 — 14,93 и 11,34 мм2/с; температура н. к.— ниже минус 60 °C, вспышки в закрытом тигле — 30 °C в обоих случаях; теплота сгорания (низшая)— 10 250 ккал/кг в обоих случаях; содержание ароматических углеводородов — 2,0 и 3,0 %; содержание общей серы — 0,25 и 0,23, меркаптановой — 0,001 и 0,070 %; кислотность — 7,00 и 9.00 mi КОН на 100 мл топлива; йодное число — 3,00 и 2,00 мг 1г на 100 г топлива.
Остальные характеристики нефтей приведены в табл 38—16 [1.30]
35
Таблица 38 Хмркктеристяка керосиновых
Темп-ра отбора, °C Выход на нефть, % Фракционный состав, °C, при
10 % 50 % 90 % 98 % отгонка до 270 °C, %
Н. к,- 270 Ю,2 0,8656 227 239 255 Альб-сеиоманский 268 —
Н. к.—280 12,4 0,8720 230 254 268 280 95
Н. к,—320 22,0 0,8805 240 275 309 320 —
Н. к,—280 17.3 0,8758 227 254 265 278 Неокомский 92
Н. к,—320 30,4 0,8815 236 270 307 317 50
Примечание. Температура помутнения всюду ниже минус 60 ’С.
.Таблица 39. Характеристика дизельных
Темп-ра отбора, °C Выход на нефть, % Цетане-вое число Фракционный состав, °C, при V20. мм2/с
10% 50 % 90 % 98 %
183—240 4,4 34 207 215 227 Альб-сеноманскнЙ 0,8545 2,950
200-320 20,8 38 244 290 310 — 0,8766 5,760
183-- 320 22,0 38 240 275 303 — 0,8725 5,500
183—350 32,8 39 247 291 330 — 0,8872 10,61
180—240 6,5 33 203 217 225 Неокомский 0,8520 2,880
2С0—320 29,2 37 235 275 308 — 0,8855 6.820
180—320 30,4 36 232 270 307 6,8815 6,480
280—350 24,0 — 287 296 325 — 0,8988 15,95
Таблица 4С. Характеристика сырья для деструктивных процессов
Остаток после отбора фракций до темп-ры, °C Выход на нефть, % ВУ)00 Темл-ра ZM1ЫИ ния, °C Содержание серы, % Коксуемость. %
Альб-сеноманскмй горизонт
350 67.2 0,9520 3,72 -4 1,67 6,60
450 39,0 0,9725 — 19 1,94 12,63
Неокомский горизонт
350 58,7 С,9563 4,35 -2 1,43 7,41
450 33,2 0,9751 — 29 1,55 13 31
36
jacncvunvB аефти
Темп-ра вспышки, °C Высота некоптящего пламени, мм Октановое число Содержание серы, % Кислотность, мг КОН на 100 ил дистиллята
горизонт
43 — 53 — .—
45 14,5 49 0,49 26,94
52 — — — 39,14
горизонт
50 14,5 48,5 0,47 39,00
65 — — 0,57 —
топлш и м kouiOiieinoB
*50, мм2/.’ Температура, °C Содержание серы, % КлСЛОгИОСгЬ. мг КОН на 100 мл т издан
засты- вания помутнения вспышки
горизонт Ниже -60 Ниже -60 38 0,35 14,82
2.800 Нижи -60 Ниже -60 94 0,61 105,19
2,700 Ниже -60 Ниже -60 52 0 45 39,14
4,240 -50 -50 68 0,56 42.94
горизонт Ниже -60 Ниже -60 48 0,30 16,02
3,180 Ниже 60 -35 90 0,60 13С,0
— Ниже 60 -35 55 0,55 114,0
5,630 -57 — — — —
Таблица 41. Питенцмиыюе содержание базовых дьстишцггиых а остаточных масел из кефпг неожомасого горизонта
Темп-ра отбора, °C Выход на нефть дистиллятных фракций или остатка, % V50, мм2/с V100, мм2/с vjo/vioo Темп-ра застыва-нии, “С Содержание базовых масел, %
на дистиллятную фракцию или- оста ток на нефть
350—420 19,5 0,8981 19,69 4,910 4,01 -40 76,7 14,9
420—500 Ост ок 16,0 0,9149 84,85 11,10 7.64 -25 72,6 11,6
выше 500 23,2 0,9072 273,80 29.30 9,35 -17 15,5 3,6
Примечание Для остатка ИВ ранен 80, ВВК — 0,8301.
37
Таблица 42. Групповой углеводородный о кт ш дистиллятной части. нефтей,
Темп ра отбора, °C Выход на нефть, % Парафано-нафтеЕО-вые углеводороды Ароматические
1 группы
% л20 D %
Неокомсквй
180--250 8 8 1,4638—1,4712 93 1,4914—1,5100 7
250—300 15,1 1,4702—1,4892 82 1,5009—1,5102 18
300- -350 17,4 1,4758—1,4873 64 1,4905—1,5051 5
350—400 15,4 1,4775-1,4845 54 1,4914—1,5198 8
400—450 10,1 1,4815—1,4895 46 1.4940—1,5150 8
450—500 10 0 1,4825—1,4871 38 1.4910—1,5278 15
Альб-сеноманикия
183—250 6,0 1,4609—1.4780 93 1.5109—1,5290 7
250-300 10,8 1,4670—1,4770 79 1,4900—1,5009 2.1
300- -350 16,0 1,4728--1,4799 65 1,4975—1,5185 14
350—400 14,8 1,4765—1 4805 65 1,4972—1,5230 13
400—450 13,4 1,4765—1,4882 46 1,4848—1,5165 12
450—500 10,2 1,4782—1,4855 39 1,4908—1,5288 21
Таблица 43 Характеристика дистиллятных базов», х масел я ipynn углеводородов, полученных адсорбционным методом из нефти неокомского горизонта
Исходная фракция, смесь углеводородов Выход, % V50, мм2/с V100, мм2/с Темп-ра застывания, °C Содержание серы, %
на фракцию на нефть
Фракция 350—420 -°C Нафтено-парафиновые 100,0 19,5 0,9388 35,70 5,860 -25 1,52
углеводороды То же + I—Ш группы 48,7 9,5 0,8767 18,43 4,640 -42 0,04
ароматических1 I группа ароматических 76,7 14,9 0,8981 19,69 4,910 -40 0,63
углеводородов П и Ш группы аромати- 17,0 3,3 0 9177 22,83 4,810 -31 0,24
ческих углеводородов 11,0 IV группа ароматических 2,1 6,9940 — — -17 2,44
углеводородов 20,5 4,0 1,0424 46,30 6,070 -11 2,80
Фрахта» 420—500 °C Нафгено- парафин овь.е 100,0 16,0 0,9601 160,4 13,70 -8 1,99
углеводороды То же +1—Ш группы 4С,8 6,5 0,8450 60,33 9,700 -33 —
ароматических I группа ароматических 72,6 11,6 0,9149 84,85 11,10 -25 0,40
углеводородов П и Ш группы аромати- 17,0 2,7 0,9259 90,50 13,40 -22 •=“
ческих углеводородов IV группа ароматичес- 14,8 2.4 0,9948 — 21,16 -11 —
ких углеводородов 25,9 4,2 1,0000 — 23 80 11 —
1 20
= 1,5101.
%
38
определенных адсорбционным методом
углеводороды Промежуточная фракция и смолистые вещества, %
П, Ш групп IV группы всего, %
$ % п20 о %
горизонт
— — — — 7
— — — — 18
1.5358—1,5445 31 — — 36
1,5342-1,5620 38 — — 46
1 5318- 1,5672 45 —- — 53
1,5310—1,5880 18 1,5972—1,6065 25 58 4
горизонт
— — — — 7
—. 21
1,5363—1,5380 21 — — 35
1,5465—1,5628 32 — — 45
1,5480—1,5632 30 1,5912—1,6008 9 51 3
1,5372—1,5861 20 1,6022—1,6325 20 57 4
Тл б и и ц j 44. Хараысркс' ш ослпичные баэс'.ых мачо и групп )тле водороде*, млучеагных адсорбшюнным методом из нефти аеоком<кигогорк'10«та
Остаток, смесь углеводородов Выход, % К V50, мм2/с V100, мм2/с V50/V100 ИВ ввк Темп-ра застывания, °C
на остаток на нефть
ОГГоТОК л«ЬПС 500 “С 100,0 23,2 0,9877 — — 985,0 — — — 43
Нафтено-парафи-новые углеводороды 15,5 6,6 0,9072 1,4873 273,8 29,30 9,35 80 0,8301 -17
I группа ароматических углеводородов 14,2 3,3 0,9303 1,5053 424,6 38,10 11,14 72 0,8657 -11
II и Ш группы ароматических углеводородов 2,7 0,6 0,9860 1,5595 8121 194,6 41,75 — 27
Примечание. Содержание серы в остане 1.69 %
39
Т я 6 л и ц a 45. Характсряспка мазутов i остатке в
Продукт Выход на нефть, % ВУвд ВУ100 Темп-ра. °C Содержание сер*. % Коксуемость, %
ласты- вспыш-вання к и
Неокомсклй горизонт Мазут топочный 40 65,6 0.9532 8,00 3,25 -7 2 0 4 1,4 1 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 Ос га гок, °C: выше 300 76,1 0,9452 4,22 2,23 -16 180 1,36 5,24 выше 350 58,7 0,9553 13,10 4,35 -2 220 1,43 7,41 выше 400 43,3 0,9632 — 12,90 14 254 1,51 10.79 выше 450 33,2 0,9751 — — 29 284 1,55 13,31 Альб-сеноманский горизс-ю Мазут топочный 40 67,6 0,9520 8,0 3,60 -4 214 1,67 6,60 100 61,2 0,9543 13,00 5,02 0 230 1,78 7,91 2о0 48,5 0,9620 — 9,50 11 259 1,86 10,65 Остаток. °C: выше 300 83,2 0,9471 4,75 2,20 -17 172 1,51 5,21 выше 350 67,2 0,9520 8,20 3,72 -4 215 1,67 6,60 выше 400 52,4 0,9593 — 7,85 8 250 1,85 9,84 выше 450 39,0 0,9725 — — 19 283 1,94 12,63
Таблица 46. Разгонка(ЙГК)кефти иаппарат*:ЛРН-2 к xapjьтеристм ка «а “уч s грыж фрсхцкг
№ фракции Темп-ра выкипа-ния фракции при 760 мм рт. ст., °C Выход на нефть, % М V20» мм^/с V50, мм2/с v.oo. с Ст Темп-ра, °C Седер-мание серы, %
эасты-вания вспышки
отдельных фракций суммарный
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12
АльО-ceJ оманский горизонт
1 2 183- 222 “ 222- -249 2,64 2,81 2,64 5,45 0 8502 0.8635 175 2,530 3,950 1,990 1,070 — 55 79 0,30
3 249-262 2.81 8,26 0,8685 -—. 4,650 2,300 1,100 — 98 —
4 262—276 2,81 11,07 0,8754 — 5,910 2,800 1,310 — 106 —
5 276—288 2.87 13,94 0,8794 230 7.Э50 3,390 1,420 — 117 0,47
6 288 300 2.92 16,86 0,8829 — — 3,930 1,600 — 124 —
7 300—311 3,10 19,96 0,8887 — — 4.950 1,820 — 130 —
8 311—323 2,92 22,88 0,8930 — — 5,870 2 070 Ниже -60 139 0,56
9 323 -325 3,10 25,98 0,9010 — — 7,000 2,300 — 148 —
10 325—335 2,99 28.97 0,9049 280 — 8,330 2,630 -54 152 —
И 335—348 3,10 32,07 0,9119 — — 9,500 2,980 -51 160 0.94
12 348-355 3,15 35,22 0,9188 — — 11,10 3,360 -47 165 —
13 355—365 3,04 38,26 0,9262 — — 12,70 3,750 -44 170
14 365—375 2,99 41,25 0,9322 — —. 20,00 4,330 -40 177 1,19
15 375- 385 3,10 44,35 0,9371 317 -—. — 5.006 -36 185 ——
16 385—397 3,15 47,50 0,9421 — — 34,20 5,940 -31 190 —
40
Продолжение табл.46
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12
17 18 397—413 413—421 2.99 3,15 50,49 53,64 0,9470 0,9492 61,10 6,840 8,100 -28 -22 198 204 1.40
19 421 —435 3,21 56,85 0,9549 — .— —- 9,700 г19 212 —
20 435—445 3,10 59,95 0,95'98 356 — 115.6 11,80 -15 220 1,59
21 445—459 3,10 63,05 0,9613 — — — 13,50 -И 225 —
22 459—476 3,21 66,26 0,9628 — — 210,9 16,51 -6 236 1.69
23 476—4S2 3,10 69,36 0-.9640 — — — 20,20 -2 243 —
24 492—5СЗ 3,10 72,46 0 9643 395 — 354,5 23,59 1 250 1.84
25 Остаток 27,54 100,00 Неокомский горизонт — — — —
1 180—213 2,83 2,83 0,8463 169 2,280 1,490 — — — 0,17
2 213—234 2,83 5,66 0,8607 — 2,800 1,690 — — -— —
3 234—248 2,88 8,54 0,8674 — 3,150 1,910 — — — —
4 248—760 3,00 11,54 0,8720 — 4,000 2,200 — — 100 0,31
5 260—270 2.88 14,42 0,8771 207 6,150 2 650 — — 106 —
6 270—280 2,88 17,30- 0,8821 — 6,950 3,210 -— — 115 —
7 280—289 3,00 20,30 0,8836 — 9,150 3,840 0,960 — 119 —
8 289—298 2,88 23,18 0,8885 — 12,40 4,650 1,900 Ниже -60 125 0,61
9 298—307 2,88 26,06 0,8935 — 15,43 5,490 2,040 -60 132 -—
10 307—315 3,00 29,06 0,8970 264 — 6,600 2,300 -58 140 —
11 315-324 2.94 32,00 0,8995 — 2.6,16 7,970 2,580 -55 145 —
12 324—332 3,00 35,00 0,9105 — — 10,00 3,00С -51 150 0,79
13 332—340 3.05 38,05 0,9160 — — 12,47 3,320 -44 160 —
14 349—348 3,00 41,05 0,9218 — — 15,15 3,800 -40 165 —
15 348—358 3 11 44,16 0,9284 325 — 19,70 4,310 -35 170 —
16 358--366 3,16 47,32 0,9314 — — — 4,960 -30 178 1,20
17 366—375 3,11 50,43 0,9372 — — 32,27 5,680 -25 186 —
18 375—385 3,11 53,54 0,9403 —- — — 7,000 -19 195 -—
19 385—400 3,16 56,70 0,9482 — — 56,92 8,300 -13 199 —
20 400-412 3.11 59,81 0,9594 444 — — 9,860 -9 206 1,47
21 412—430 3,16 62,97 0,9551 — — 103,9 11,40 -3 213 —
22 430--443 3,22 66,19 0,9560 — — — 13,70 1 220 —
23 443—461 3,05 69,24 0 9569 — — 228,0 17 00 5 226 1.52
24 461—475 2,94 72,18 0.9573 — — 301,9 19,73 И 236 —
25 475—500 4,60 76,78 0,9635 560 — 339.7 22,40 16 243 1.68
26 Остаток 23,22 100.00 — — — — — — — —
Примечание. По альб-сеноманскиму горизонту содержание парафина во фракции № 22 0,42 %, во фракции № 24 0,59 %, температура его плавления 45 и 46 °C соответственно, по неокомскому горизонту содержание парафина во фракции № 25 0,61 %, температура плавления его 49 °C.
Месторождение Западный Терень-Узек. Находится в юго-восточной части Эмбинского* района, в 180 км к северо-западу от г. Атырау. Ближайшей ж.-д. станцией является Кульсары, в 100 км к северо-востоку Ближайший населенный пункт — пос. Каратон, в 20 км юго-восточнее.
* Ныне Жилойсхий.
41
Т а блица 47. Фмми>-Я1м»«цсмие свойст на и фракционный
Показатели Основное поле, горизонт
сантон-ский I сено- | манский | П сеноманский 1П альб-ский ГУ альб-ский VII нижне-неокомский
Вязкость при 20 °C, сП 271,5 340.8 289,0 201,1 125,6 11,7
Температура застыва-
ния, °C -40 Ниже -18 Ниже -18 Ниже-18 Ниже -18 -42
Содержание, %:
серы 1,270 1 300 1,200 1,330 1,100 0,290
парафина 0,43* 0,280 0,280 0,200 0,150 2,100
Выход фракции до
300 °C. % 20,0 20,5 19,0 19,0 20,0 50,0
Плотность нефти при
20 °C, г/см3 — 0,946 0,939 0,938 0,919 0,890
Примечание. Температура н. к. колеблется от 22 до 30,5 °C.
Температура правления
Месторождение введено в промышленную разработку в 1956 г. Это типичная для У рало Эмбинской провинции еолянокупольпая структура, обязанная своим происхождением росту соляного птгока. Весь надсолевой комплекс пород структуры разбит сбросовыми нарушениями на два крыла — северное и южное. Крылья разобщены грабеном.
Промышленные запасы нефти обнаружены на южном крыле месторождения, на основном и северо-западном полях в отложениях мела. Это продуктивные горизонты сантона, туррна, сеномана (I и II), альба (III, IV), южного альба (V), апта (VI) и неокома (VII). Все нефтяные горизонты относятся к типу сводовых, пластовых.
За время разработки месторождения по горизонтам огобрано 85 проб нефти. Средние показатели параметров приведены в табл. 47. Результаты анализов показывают, что нефти сантонского, сеноманских и альбских горизонтов тяжелые, вязкие, смолистые и малопарэфиновые. По очень незначительным отличиям они могут быть разбиты на две группы 1) нефти сантонского, I, II сеноманских и III альбского горизонтов, наиболее тяжелые и вязкие, с повышенным содержанием смол и ничтожным количеством керосиновых фракций; 2) нефти IV и V альбских горизонтов, несколько облегченные и менее вязкие, с меныпим содержанием смол и относительно повышенным содержанием керосиновой фракции. Нефть VII нижненеокомского горизонта легкая, бензинокеро-сиповая. малосернистая, мглосмолистая и высоконарафиновая.
Физические свойства нефтей альб-сеноманских горизонтов в пластовых условиях вследствие ничтожного количества растворенного газа мало отличаются от таковых на поверхности. В нижележащих горизонтах газовый фактор увеличивается. Количество растворенного газа в нефтях горизонтов колеблется в пределах 1,2—19,5 м3/м3. Нефти
42
состав разпинрованиой нефти
Севере засадное поле, гсриъонт
сантон-ский 1 сеноманский П сеноманский III альб-ский IV альб-ский V нижне-альбский VI аптский ' VII нижнео-комский
248 С 339,9 196,7 223,9 158,1 104,5 118,7 12,2
Ниже -18 01-36 От-22 От -38 -32 Ниже -40 -36 -37
до -48 до -38 до -42
— 1,029 1,018 1.240 2,360 0,760 1,151 0,260
0,360 0,240 2,309 0,420 1,020 0,230 ’0,940 2,100
20,0 17,0 15,0—18,5 17,5—21,5 19,5 20,0 17,0 50,0
— 0,937 0,932 0,918 0,810 0,912 0,930 0,842
парафгна 51—57 °C.
являю 'Ся недонасыщенными, давление насыщения колеблется от 5 до 47 кг/см3, вязкость нефти увеличивается от 60,26 до 81 сП.
Месторождение Юго-Западное Камышитовое. Месторождение находится в Махамбстском районе, в 28 км юго восточнее нефтепровода Ак-кистау — Атырау. Открыто в 1962 г. Всего пробурено 44 разведочных, 46 эксплуатационных и 11 нагнетательных скважин.
Поднятие Юго Западное Камышитовое приурочено к южному склону Новобогатинского мезозойского регионального поднятия и представляет собой трехкрылую солянокупольную структуру размерами 5 х 6,5 км. Одноименное месторождение приурочено к северо-западному опущенному крылу
В поверхностных условиях отобрано 99 проб нефти. Плотность нефти уменьшается с глубиной в среднем по горизонтам от 0,9314 до 0,8016 г/см3, содержание смол снижается от 34 до 2 %, увеличивается содержание парафина от 0,6 до 8,0 % и светлых фракций (выкипающих до 350 °C) от 31,5 до 68,15 %. Кинематическая вязкость нефти при 20 °C уменьшается с глубиной от 1425—217 до 3,5 мм2/с.
По качеству нефти подразделяются на две группы: 1) масляные нефти I и II альбских и апт-неокомского горизонтов; 2) бензиновые нефти неокомского, среднеюрского и пермо-триасового горизонтов.
В пластовых условиях отобраны 64 глубинные пробы. Плотность нефти уменьшается с глубиной от 0,896 до 0,6982 г/см3, а газовые факторы увеличиваются от. 9,0 до 110,06 м3/т. Коэффициенты объемного расширения изменяются в пределах 1,009—1,273, сжимаемости — от 9.02 до 61,26, растворимости — ог 0,491 до 1,27. Динамическая вязкость пластовой нефти снижается с глубиной от 4,43—13,39 до 0,55 сП, а вязкость сепарированной нефти — от 80,9 до 4.14 сП. Давление насыщения растет с глубиной до 76,5 атм, пластовая температура — от 19,5 до 43 °C.
43
Таблица 48. Физ икс- хвмичсскал характеристика
№ скважины Крыло, горизонт Интервалам Содержание % Темп-ра, °C Кислотность, мт КОН на 1 г
СМОЛ сили-кагел. асфальтенов серы кокса ВС- ПЫШКИ застывания
Юго- Вос точное 14 ЮВ, Ш-О6.ШГ2 572—583 0.8966 11,76 0,64 0,69 4,78 — -32 0,28 ИЗ ЮЗ, III об. 567—57С I, IIJ2 579—60С 0,9012 — — 0,77. 4,82 — -35 0,34 117 ЮВ, IV об. 572—586 0,8716 — — 0,45 3,15 — — 0,12 VI—VII J2 592—596 121 СЗ, V об. VIII 12 500—5С6 0,8343 4,37 0,21 0,30 1,06 — -45 0,10 125 СЗ, V об. МП >2II пл. 480--482 0,8789 — — 0,49 2,56 — -40 0,19 130 СЗ, V об. VII12 И пл. 439—449 0,8799 — — 0,22 2,16 — -44 0,17 131 СЗ, 12 552—563 575—578 0 8509 — — 0,55 — — -43 0,20 110 ЮВ, VII12 530—534 0,9070 — — (>90 — Нижи-5 -27 1,18 544—545 Юго-Западное Камышитовое. 0,8422 2,40 0,02 0,16 0,76 Ниже-3 Ниже-9 0,15
Примечание. Содержание парафина в товаркой нефти 2,06 %, температура его
Отобрана и проанализирована 71 проба газа. Газ газовой шапки сухой, содержание метана 71—88 %, пентан + высшие присутствуют в незначительном количестве — от 0,27 до 2,13. Плотность газа по воздуху 0,7862 г/см3. Газы, растворенные в нефти, жирные. Содержание метана в среднем 67,98— 38,56 %, пентана + высших — 5,39—11,58 %. Плотность по воздуху попутпого газа 0.9676—0 80о6, контактного разгазпрсвания — 1,6880—0,8490.
Нефти юго-восточного крыла среднеюрского горизонта месторождения Юго-Восточное Камышитовое тяжелые, смолистые, сернистые, а северо западного крыла более легкие, малосмолистые, малосернистые (табл. 48).
В табл. 48 представлены также физико-химические характеристики нефти месторождения Юго-Западное Камышитовое, имеющей название «товарная».
Рассмотрим ее характеристику подробнее. В соответствии с ОСТ 38.01197—80 «Нефти СССР. Технологическая индексация» данная нефть имеет шифр 1.2.1.1.2:
Класс 1 (содержание серы в нефтях 0,14 %).
Тип 2 (содержание фракций до 350 °C 52,24 %)
44
нефтей (дата отбора проб — июнь 1991 г.)
Вязкость, мм2/с. при Г" “ Фракционный состав, об. %, при 300 °C
I о °с:to °с 1 20 °C 30 °C 40 °C 50 °C и. к. 100 °C 150 °C 200 °C 250 °C
Камышитовое 131,9 — — 33,47 145 — — 5,0 13,0 26,0
768,1 347,5 180,0 98.61 61,24 47,54 155 — — 4,0 11,0 22,0
— — 25,57 — — 15,90 116 — 4,0 9,0 16,0 26,0
28,88 18.06 9,740 7,770 6,210 4,580 75 3,0 16,0 27,0 36.0 44,0
228,5 106,6 59,78 43,55 26,12 18,85 143 — — 6,0 15,0 28,0
— — 52,63 — — 16,80 134 — 1,0 8,0 16,0 20,0
17,65 7,200 93 0,5 7,0 15,0 26,0 33,0
— — 275,3 — — 55,42 170 — — 3,0 9,0 22,0
товарная нефть 53,55 24,45 14,96 10,38 7,720 6,110 90 1,0 6,0 13,0 23,5 41,5
плавления 49,9 °C.
Группа 1 (потенциальная массовая доля базовых масел 28,8 % на нефть).
Подгруппа 1 (индекс вязкости 101).
Вид 2 (содержание парафина в нефти 2,5 %).
Физико-химическая характеристика нефти такова; плотность при 20 °C 0,8408 г/см2, вязкость кинематическая (мм2,'с): при 10 °C 24,45, при 20 °C 12,56, при 30 °C 10,38, при 40 °C 7,720, при 50 °C 6,1.10; асфальтены отсутствуют; содержание силикагелевых смол 4,07 %, серы 0,14 мае. % парафина 2,5 %; температура плавления 53,0 °C; температура застывания -40 °C, температура вспыггки ниже -3 °C.
Как видим, нефть легкая, малосмолистая, малосернистая, парафиновая. Выход фракций (%): н. к. 33 %, при 60 °C 1,73, 95 °C 2,92, 122 °C ,5,49, 150 °C 9,19, 180 °C 16,05, 200 °C 18,68, 240 °C 28,0, 250 °C 31,01, 300 °C 42,97. 325 °C 16,89, 350 °C 52,24.
Фракция н. к, — 200 °C с выходом на нефть 18,63 может быть использована как компонент автомобильного топлива.
Фракция 122—240 °C с выходом на нефть 22,5 % может быть использована для получения топлива марки Т-1 по ГОСТу 10227—86.
Фракция 200—350 °C с выходом на нефть 33,56 % может применяться для получения дизельного топлива марки «летнее» по ГОСТу 365—82.
45
Остаток выше 350 °C исследовался в целях выявления возможности получения базового масла. Получены следующие результаты, выход на нефть 47,75 %; р*э 0,8902; вязкость при 80 °C 26,53, при 100 °C 14,56 мм?/с; температура застывания ниже -9 °C, вспышки 234 °C; содержание серы 0,27 %: коксуемость 1,37 %.
Характеристика топливных фракций представлена в табл 49. Выход базового остаточного масла 28,8 % с индексом вязкости 101 (табл. 50).
Таблица 49. Характеристика топливных фракций
Кис-
лотность, мг КОН на
100 мл топлива
Содержание серы, %
1 Н. к. —200 18,68 62 100 150 189
2 122—240 22,51 142 155 194 232
3 200—350 33,56 185 — 266 —
— — 204 — — 0,7605 1,16 0.010
— 246 246 1,720 8.370 0,7979 1,74 0,014
320 — 321 5,490 — 0,8345 6,94 0,028
Примечание. Температура застывания фракции 3 минус 49 °C, помутнения — при минус 5 °C прозрачная; начало кристаллизации фракции 2 ниже минус 60 °C.
Т а б л и ц а 50. Характеристика осга, очно10 масла и групп углеводородов
Остаток, группы углеводородов Выход, % Вязкость, мм2/с, при ив Темп-ра застывания, °C
на нефть на остаток
50 °C | ЮС °C
Остаток выше 350 °C 47,76 100,00 0,8902 14,56 . Ниже -9
Парафино-нафтеновые углеводороды 37,30 78,20 — — — — —
То же + I группа арома-
тических 41,40 86.90 — — — — —
То же, после депарафини-
зации 27,4 57.6 — 39 .<•! 8,330 102 ——
То же + II группа арома-
тических 28,8 60,4 0,8747 44,61 0,010 101 Ниже -14
II и 1П группы аромати-
ческих углеводородов 2,7 5,5 — -— — — —
Смолистые вещества 3,6 7,6 — — — —- —
Месторождение Караарна. Месторождение расположено в южной части Эмбинской нефтеносной области, в 150 км к юго-востоку от
46
г. Атырау. Ближайшим населенным пунктом является поселок нефтепромысла Каратон, в 30 км к северу от площади Караарна. В 15 км к югу находится месторождение Тенгиз.
Месторождение содержит шесть самостоятельных горизонтов, из которых наибольший промышленный интерес представляют аптский и нижеальбский южного поля и аптский северного поля.
Месторождение разрабатывается с 1974 г. На различных участках структуры Караарна разведаны две аптские, нижнеальбская, верхне-альбская и две сеноманские залежи.
Результаты исследования показывают, что плотность нефгп южной аптской залежи колеблется от 0,920 до 0.938 г/см3, содержание смол — от 30 до 46 %. Вязкость кинематическая 53,0—66,0 мПа с.
Плотность нефти нижнеальбской залежи находится в пределах 0,961.3—0,9676 г/см3, содержанке смол сернокислотных 28-- 45 %. Вязкость при 30 °C варьирует ст 61,0 до 82,4 мПа с
Нефти южной сеноманской залежи имеют плотность 0,9624—0,9687 г/см3, содержание сернокислотных смол в них колеблется от 3 до 40 %, вязкость составляет 144 мПа с.
Нефть северной сеноманской залежи характеризуется плотностью 0,938 г/см3, содержанием смол 44—47,5 %, вязкостью 89 мПа с.
Нефть верхнсальбской залежи обладает плотностью 0,9670 г/см3, содержит смол сернокислотных 32,5 %.
Как видно, нефти аптской, нижнеальбской и сеноманской залежей южного поля близки по качеству С глубиной залегания лишь незначительно уменьшаются плотность и содержание сернокислотных смол.
На северном поле западного крыла с возрастанием глубины залегания нефтяных залежей отмечается уменьшение смолистых нефтей, снижение их вязкости и незначительное повышение количества светлых фракций.
При сравнении нефтей одноименных залежей южного и северного полей западного крыла последние оказались более вязкими.
Нефть верхнеальбской залежи отличается от прочих повышенной плотностью и вязкостью, несколько меньшим содержанием смол и большим содержанием светлых фракций, выкипающих до 300 °C.
Результаты исследований смесей показали, что нефти Караарны во всех залежах являются сернистыми, высокосмолистыми, малопарафи-новыми, содержащими низкоиндексныс масла; бензиновых фракций нет
Растворенный газ имеется в небольшом количестве только в нефтях аптского и нижнеальбского горизонтов. Согласно результатам анализа, растворенный в нефти газ состоит на 82,6—88,95 % из метана и па 12,2- --8,85 % из азота.
Физико-химическая характеристика караарнш.ских нефтей разных горизонтов дана в табл. 51 [130].
Разгонка нефти по ГОСТу 2177— 66: при н. к. — 240 °C, при 260 °C — 6 %, при 280 °C.— 14 % и при 300 °C — 21 %.
47
Таблица 51.Физико химическая
№ скважи- ны Горизонт Интервал, м V50 Темп-ра застывания (с обработкой), °C Содержание парафина. % Темп-ра плавления парафина, °C
24—26 Сеноманский1 514—511 0,9634 31,47 -14 3,70 43
1—16 Альбский 379—973 0,9608 24Д82 -18 1,26 60
30—25 (смесь) Аптский 1070- 1058 0.9604 24,072 -24 1,64 48
1 М=366.
2 Значение V70-
Анализы показали, что для караарнинской нефти апт-неокомского горизонта характерны следующие зависимости параметров от температуры: вязкости кинематической — V30-27,52, V40=18,22, Y5d=10,02, условной — ВУ30=3,87, ВУ40=2,74, ВУ50=1,88; относительной плотности при 20 °C — 0,9624, при 30 °C — 0,9659, при 40 °C — 0.9514 и при 50 °C — 0,9459.
В золе нефти определены (мае. %, считая на нефть): Na — 5,340-3; рс _ 5,4-Ю-З; Mg — 1,34 0-3; Са — 3,24 0-3; у — 3,240 3; Ni — 1,210-3; Si — 1,540-3; Al — 1,540-3; Со — 1,5-10 -4; Sr — 2,540-5; ръ — 1,540-4; Мп — 3,040-5; Си — 1,8 1.0- 3; Ti — 1,54 0-5; Cr — 2,540-5; зола — 0,050. Элементный состав нефти (%): С 85,29; II 11,18; О 0,61; S 2,75, N 0,17.
Исследования потенциального содержания фракций караарнинской нефти показали следующие результаты:
Отгоняется до температуры, °C Фракции, мае. %
190 0,8
20Э 1,8
210 2,6
220 3,4
23С 4.4
240 5,6
250 7,2
260 9,0
270 11,0
280 13,0
290 15,6
300 18,0
310 20,9
320 22,0
48
I I1 пГф1И
Содержание, % Кислотное число, мг КОН на 1 г нефти Выход фракций, мае. % 1 Коксус- 1 мость, %
серы СМОЛ сернокислотных СМОЛ силикагелевых асфальтенов
ДО 200 °C ДО 300 °C
3,03 51 8.37 4,10 0,37 0,5 31,3 6,54
2,61 52 11,96 4,74 0,33 0 40,0 7,08
2,76 50 10,89 2,80 0,34 0 40,0 7,24
330 24.0
340 27.0
350 30,0
360 32.4
370 35,6
380 38.0
390 41,0
400 44,0
410 47,2
47.0 50,0
430 52,0
440 54,0
450 56,0
460 58,0
470 60,0
480 62,0
490 63,8
(до 495 °C)
500 65,6
Остаток 34,4
Характеристика фракций, выкипающих до 209 °C: выход на нефть 1,8: Р,’ 0,8520; фракционный состав: н. к. — 162 °C, 10 % — 170 9С, 50 % — 175 °C, -90 %— 190 °C, н. к. — 200 °C; содержание серы — следы: октановое число: без ТЭС на 1 г фракции — 60,7; кислотность 1,20 мг КОН на 100 мл фракции
Анализ керосиновых дистиллятов нефти при температуре отбора н. к. — 280 °C и н. к. — 320 °C показал следующие результаты: выход на нефть — 13,0 и 22,0 % соответственно; р?° — 0,8620 и 0,8766; фрак ционный состав: н. к.—210 и 220 СС, 10 % — 214 и 232 °C, 50 % — 241 и 262 °C, 90 %—260 и 288 °C, 98 % — 280 и 300 °C; отгоняется до 270 °C — 96 и 64 %; температура помутнения — ниже минус 60 °C в обоих случаях, вспышки — 80 и 90 °C; высота.некотящего пламени 16 и 14 мм; октановое число — 14.
49
Остальные характеристики караарнинской нефти апт-кеокомского горизонта и ее фракций представлены в табл. 52—58 [130].
Таблица 52. Групповой утлieводородный соетаг' керосшювкл фракции
Темп-ра отбора, °C Содержание углеводородов, % ароматических | нафтеновых | парафиновых
200—250 250—300 200—300 6 94 0 9 91 0 7 93 0
Таблица 53 Характеристика дизельных топлив И ИХ KOMllOrtemOb
Темп-ра отбора, С
Выход на нефть, %
Це-та-но-вое число
Фракционный состав, °C, при
Дер-жа-ние серы, %
Кис-
лот ность, мг КОН на 100 мл топлива
180—320 22,0 33 232 262 280 0,8765 5,850 2,850 Ниже -60 Ниже -60 91 0р2 535
180—350 30,0 34 244 291 318 0,8810 8,220 3,500 То же То же 96 038 6,47
200—350 24,4 38 254 288 321 0,8850 9,450 4,050 » 98 0,73 832
240—350 28,2 38 271 299 328 0,8909 1139 4,580 -60 -59 ПО 0,62 731
Таблица 54. Характерист ика мазутов и остатков
Мазут и остаток Выход на нефть, % ВУ50 ВУ80 ВУ100 Температура, °C Содер-жание серы, % Коксуемость, %
застывания вспышки
Мазут топочный:
40 76,0 0,9921 58,42 8,00 3,69 -3 186 3,23 11,68
100 72 С 0,9973 100,20 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, °C:
выше 300 82,0 0,9860 36,03 6,00 2.70 -12 172 3,10 10,76
выше 350 70,0 0,9990 128,30 16,00 6.00 3 2С1 3,28 12,40
выше 400 56,0 1,0200 — 90,00 49,08 30 240 3,90 20,10
50
Таблица 55. Трутовой углеводородный состав дистиллятной час.н иефти, определенной аде убшюнным методом
Темп-ра отбора, °C Выход на нефть, % Парафино-нафте-новые углеводороды Ароматические .гпевоцоподы Промежуточная фракция и смолистые вещества, %
I группы П и Ш групп IV группы всего, %
% % % 4° %
200—25С 250- -300 5,4 10 8 1,4630— 1,4758 1,4543— 1,4798 94 91 1,4900— 1,5970 1,4900-- 1,5170 6 9 — — — — 6 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— 1.4*96 27 1,5900— 1,5300 18 1,5470— 1,5900 20 1,5980 1,6350 33 71 2
Таблица 56. Структурко-групковон соста в 50 градусных фракций нефти
Температура отбора, °C М Распределение углерода, % Среднее число колец в молекуле
СА Сн Скол Сп КА Кн Ко
200--259 0 8570 1,4680 175 4 58 62 38 0,10 1.38 1,48
250—300 0,8762 1,4773 205 6 60 66 34 0,12 1,98 2,10
300 -350 0,9903 1.4938 245 13 54 67 33 0,40 1,76 2,16
350 -400 0,9397 1,5208 285 23 37 60 40 0,85 1,62 2,47
400—450 9,9670 1,5401 332 32 25 57 43 1,31 1.46 2,77
450-495 0,9838 1,5520 380 36 19 55 45 1,70 1 34 3,94
Таблица 57. X арактерисгика дистиллятных бедовых масел и групп углеводородов, пслу"снн ых адсорбционным методом
Исходная фра кция и смесь углеводородов Выход, % р? Л2° D V50, мм2/с V100. мм2/с ив Темп-ра застывания, °C
на фракции на нефть
1 2 3 4 5 6 7 8 9
Фракция 350- 420 °C 1(10,0 20,0 0,9476 1,5340 22.80 4,820 55,8 -30
Нафте ио-па рафичовыа углеводороды 38,3 7,7 0,8689 1,4793 15,36 4,120 71,8 -60
То же + I группа ароматических 51,6 10,4 0,8805 1,4897 17,38 4,280 46,9 -54
51
Продолжение табл.57
1 2 3 4 5 6 7 8 9
Нафте но-парафиновые углеводороды + I—Ш группы ароматических 65,6 13,2 С,9058 1,5063 19.26 4,500 32,0 -48
То же + I—ГУ группы ароматических 98,0 19,7 0.9487f 1,5333 22,73 4 670 15,4 -14
I группа ароматических углеводородов 13,3 2,7 0,9222 1,5163 24,50 5,140 25,0 -43
II и III группы ароматических углеводородов 14 0 2.8 1,0000 1,5633 38,27 5,790 -26
IV группа ароматических углеводородов 32,4 6,5 1,0570 1,6148 45,76 6,070 -16
Смолистые вещества 2,0 С.3 — — — — — =—
Фракция 420—495 °C 100,0 15,6 0,9790 1,5508 — 16,00 36,5 -8
Нафтено-парафиновые углеводороды 29,7 4,6 0,8784 1,4830 41,27 7,890 79.7 -12
То же + I группа ароматических 44 0 6,8 0,8968 1,4920 48,00 8 380 65,0 -16
Го же + I—III группы ароматических 59,2 9,2 0,9112 1,5078 61,25 9,170 3’6,9 -20
То же + I—III и часть IV группы ароматических 79,2 12,3 0,9482 1,5340 89,25 10,61 -7,3 -24
I группа ароматических углеводородов 14,3 2,2 •0,9151 1,5115 68,04 10,09 — -36
II и III группы ароматических углеводородов 15,8 2,4 0,9960 1,5609 168,00 14 86 — -15
IV группы ароматических углеводородов 40,8 6,4 — — — — — —.
Примечание. Содержание серы во фракции 350—420 °C — 2,00 %, во фракции 420— 495 °C—3,26%.
Таблица 58. Разюнка (НТК) нефти в аппарате А PH-2 и характеристика полученных фракции
№ фра*- Темп-ра выкипа- Выхо нефть на % Темп-ра, °C засты- I вс- Солер-жание
цчи ния фракций при 760 мм рт. ст., °C отдельных фракций всего Р? М V20, мм2/с V50» мм2/с woo, мм2.'с вания пышки серы, %
1 2 3 4 5 6 7 8 9 *10 • и 12 13
1 180—216 3,08 3,08 0,8534 1,4612 150 2.68U 1,910 • — — — 0,05
2 216- -244 2,95 6,03 0,8573 — — 3,680 2,180 — — — —
3 244-260 2,95 8,98 0,8643 1,4736 — 4 850 2,420 1,330 — 110 0,18
4 260—276 2,90 11,88 0,8713 — 198 5,690 2,810 1,420 — 116 0,51
5 276—286 3,07 14,95 0,8773 1,4808 — 7,350 3,150 1,470 — 123 -—
6 286—298 2,84 17,79 0,8828 — — 8,450 3,650 1,650 Ниже -60 130 0,62
7 298—310 3,08 20,87 0,8909 1,4879 •230 11,03 4.280 1.730 — 136 —
8 310—328 3,25 24,12 0.8988 — — 15,08 5,080 2,030 -58 142 0,90
9 328-343 3.42 27.54 0,9088 1,5046 — 19,70 6,220 2,220 -52 150 —
52
Продолжение табл. 58
1 2 3 4 5 1 6 7 8 9 10 И 12 13
10 343—354 3,31 30,85 0,9196 ,—. 7,260 2,500 -47 158 1,21
11 354—365 3,31 34,16 0,9275 1,5169 277 37,51 8,900 7,740 -43 165 —
12 365—376 3,61 37.77 0,9357 — — — 12 22 3,320 -38 174 1,91
13 376--390 3,26 41,03 0,9440 1,5331 — 87,37 17,56 3,870 -33 183 —
14 390 -402 3,49 44,52 0,9512 — — — 22,61 4,840 -29 193 2,31
15 402—412 3,37 47,89 0 9578 1,5370 320 253,90 — 5,710 -25 295 —
16 412—425 3,42 51,31 0,9638 — — 53,93 7,800 -20 217 2,84
17 425—445 3,67 54,98 0,9723 1,5484 — 86,61 9.780 -16 225 —
18 445—462 3,61 58,59 0,9763 -— 359 165,9 12,83 -9 242 3,24
19 462—484 3,42' 62,01 0,9818 1,5519 — — 17,22 -7 256 —
20 484—496 3,59 6‘,6о 0,9887 1.5526 385 191,6 21.29 -3 269 3,40
21 Остаток 34.40 100,00
Примечание. Содержание парафина во фракции J* 20 0,12 % 1емпература его плавления 56 °C.
При получении характеристики сырья для деструктивных процессов исследовался остаток после отбора фракций до температур 350 и 495 °C. В первом случае выход на нефть составил 70,0 %, — 0,9990, ВУ'ОС
— 6,00, температура застывания — 3 °C, содержание серы — 3,28 %, коксуемость — 12,40 %, во втором — выход на нефть 34,4 %, содержание серы — 4,85 %, коксуемость — 28,13 %.
Потенциальное содержание базовых дистиллятных и остаточных масел при температурах 350—420 и 420—495 °C таково: выход па пефть дистиллятной фракции или остатка 20,0 и 15,6 соответственно: характеристика базовых масел: р^° — 0,9058 и 0,8968; vso — 19,26 и 48,00 мм2/с, vioo —- 4,500 и 8,380 мм^/с, ИВ — 32,0 и 65,0, температура застывания — минус 48 и минус 16 °C; содержание базовых масел: 65,6 и 44,0 % на дистиллятную фракцию или остаток, 13,2 и 6,8 % на нефть.
Месторождение Пекине. Месторождение находится в Макатском районе. В тектоническом отношении это огромнейший соляной купол с ясно выраженными элементами диаппризма, проявляющимися в том, что системой сбросов он разделен на несколько крыльев, среди которых выделяются южное, западное, северное и восточное.
Нефтяные залежи открыты в южной части структуры, введены в промышленную разработку в 1934 г., после получения нефтяного фонтана из скважины № 9, которая с глубины 730—750 м давала до 350 т нефти в сутки.
•Физико-химическа- характеристика нефти разных горизонтов следующая [130, 131]:
53
ЮрСЖИИ ГПрНЭОИТ
Р4 0,7830
Вязкость:зри20°C, мм2/с 3,900
Температура застывания с обработкой, °C -34
Содержание: %:
серы 0,05
смел сернокислотных 2,00
парафинов 2,60
асфальтенов Отс
коксуемость, % 0,06
Температура плавления парафина, °C 58
Выход фракций, %
до 200 °C 39,0
до 300 °C 63,0
Юрский горизонт, западный участок
pf 0,783
4
Вязкость при 20 °C, мл21с 1,250
Температура вспышки по Абель Ленскому, °C -15
Температура застывания, °C - -34
Содержание парафина по Гольде с деструкцией, % 1,30
Температура плавления парафина, °C 58
Кислотное число, мг КОН на 1 г 0.042
Содержание, мае. %:
серы 005
акцизных смол 2
кокса по Конрадсону 0,06
Юрский горизонт, восточный участок
р“ 0,80'29
4
Вязкость при 50 °C, мм2,'с 1 200
Температура вегышхи, °C Ниже-10
Температура застывания, "С Ниже -20
Содержание акцизных смол, % 5
Содержите кокса по Конрадсону, % 0,29
Фракционный состав по Энглеру, %:
н. к., °C 50
до 150 °C 22,0
до 200 °C 40,0
до 250 °C 49,5
до 300 °C 63,0
54
I -ери» тр пМ < ЛЫЙ к СрИ ‘ОНГ
Скв № 161
Скв. № 118
р? 0,8020 0,8435
Вязкость, мм2/с: при 20 °C 7,150 15,80
при 50 °C 3,530 6,500
Температура застывания (с обработкой), “С Ниже-65 -38
Содержание, %: серы 0,104 0,100
смол сернокислотных 2 4
асфальтенов Оте
парафина 0,22 2,88
Коксуемость, % 0,20 0,79
Выход фракций, % 0,20 0,79
Выход фракций, %: до 200 °C 36,0 12,0
до 300 °C 59,0 37,0
Пер ио фиао шли lOptOOHT
Скв. № 245
Скв. №244
Интервал, м РдС 674- 678 0,9234 705,5—708 0 655,0—657,0 0,9256
Содержание, %
смол силикагелевых 38.0
асфальтенов 5,03
серы 0,86 0,76
Температура застывания, °C Ниже-9 Ниже -10
Кислотное число, мг КОН
на 1 г нефти 0,30 0,40
Вязкость, мм2/с:
при 20 °C 1161 1333
при 50 °C 191,3
Фракционный состав, %
н. к., °C 66 96
до 100 °C 1,0
до 150'С 7,0 5,0
до 200 °C 11,5 8,0
до 250 °C 17,0 14,0
до 300 °C 32,0 33,0
При испытании альбского горизонта в скважине № 170 (интервал 107—110 м) получен приток нефти 0,9 т в сутки. Суммарная добыча по этим горизонтам составила 2385,8 т нефти. Качество ее низкое. Bcipe-ченные нефтечроявления в альбе не имеют промышленной ценности.
55
Нефтеносность неокомского горизонта установлена в 1952 г скважиной № 193. Начальные дебпты но скважине колебались от 0,04 до 2,8 т в сутки. Горизонт залегает на глубине 190 м.
Физико-химические характеристики фракций нефти юрскою горизонта западного участка представлены в табл. 59 —66 [131].
Таблица 59. Еазгоикк нефти в приборе Гадве кина на 10-градоиые фракции (огСор грл> ](п ерь люсфе рчтг
Температура отбора, °C Выход фракций на нефть, % раздельной фракции Суммарный выход фракций, % Рд° комбината фракции начиная от первой
Н. к. (18)—40 2,87 0,617 2,87 —
40— 501
1,34 0 644 4,21 —
50—501
60—70 1,63 0,667 5 84 —
70—80 1,55 0,686 7,39 —
80—90 1,18 0,709 8,57 —
90—100 3,87 0,719 12,44 —
ЮС—110 2,97 0,728 15,41
-.10—120 2,53 0,735 17,94 —
120—13и 3,27 0,737 21,21 0,704
130—140 2,91 0,749 24,12 0,708
140—150 2,86 0,757 26,98 0,712
150—160 2,48 0,759 29.46 0,714
160—170 2,90 0,764 32,36 —
170-180 2,68 0,771 35,04 —
180—190 2,04 0,775 37,08 —
190—200 2,47 0,>78 39,55 0,729
200—210 0,76 0,783 40,31 —
210—220 3,00 0,785 43,31 —
220—230 2 92 0,791 46,23 —
230—240 2,77 0,796 49,00 —
240-250 2,62 0,803 51,62 —
250—260 2,30 0,807 53,92 —
260—270 2,55 0,812 45,47 —
270—280 2,50 0,816 58,97 —
280--290 2.12 0,819 61,09 —
290—300 2,47 0,820 63,56 —
Помимо этого, проводились исследования керосиновых фракции до и после очистки 0,5 % серной кислотой ь температурных пределах 160—320 °C в обоих случаях. Как в том, так и в другом случае выход на нефть составил 34,1 %, р^° — 0,794; цвет по Штаммеру равнялся 3,2 до очистки и 2,7 после Значения содержания серы (0,2 %), кислотности (0,083 мг КОН на 1 г нефти) и октанового числа (17) получены до очистки.
Общее исследование мазута показало следующие результаты: выход на нефть 36 %; 0,863; вязкость £50 2,7, £юо 1,3; температура
вспышки по Бренкену 182 °C, застывания -11 °C; содержание акцизных смол 2 %; светлые отобраны до 300 °C.
20
Характеристика остаточных масел такова; р4 0,882; вязкость £50 18,7, £; оо 3,0; ВВК 0,804; индекс вязкости по Дину и Девису >1 ОС, коксуемость по Конрадсону 0,15 %; температура застывания минус 26 °C; выход на пефть 7,0 %.
Таблица 60. Характеристика керосиновых комбинате'
Фракционный состав, %, при
Темп-ра
отбора, °C | я. к. 10 °C 29 °C1 30 °C | 40 °C | 50 ’С | 60 °C | 70 °C 80 °C 190 °C К. к.
160—320 172 200 309 218 239 341 252 268 278 312
170—320 188 202 207 215 225 235 245 255 270 280 308
200—300 215 223 227 235 239 245 255 265 275 290 308
Таблица 61. Химический состав бензиновых и керосиновых фракций, подсчитанный методом удельной рефракции, %
Температура отбора, °C Выход фракций на нефть Содержание ароматических углеводородов Удельная рефракция де-ароматн-зирован-ных фрак-ций Средний ряд деаро-матизиро-ванных фракций Среднее содержание ядер на молекулу после деаро-матиза- ции Содержание углеводородов на деаро-матизиро-ванную фракцию Содержание углеводородов во фракциях
нафтеновых мета новых нафте новых мета- новых
60—95 5,00 2 0,3431 С,Н2п*1,62 0,19 19 81 18 79
95—112 9,70 7 0,3391 СЛН2„+1,32 0,34 34 66 32 61
112—150 7,80 13 0,3391 С„Н2и+1,50 0,25 25 75 22 65
150—200 11,12 11 0,3347 СлН2л+1,04 0,48 — — — —
200—250 10,38 7 0,3335 СдН2л+0,98 0,51 — — — —
250—300 10,31 5 0,3329 С„Н2л+1,02 0,49 — — — —
Таблица 62. Варианты разгонки мазута (после отбора фракций до 300 “С)
Дистиллят I вариант П вариант
Выход, % р2° К4 £50 ВВК Темп-ра Выход, ’/о Е}0 ВВК Темп-ра
на мазут на нефть вспыш- ки, °C зас-ты- ва-ння, °C на зуг на нефть вспыш- ки, °C застыва- ния, °C
Соляровый 52,80 19 0,845 1,4 — 160 6 25,0 9 0,832 1,3 — 150 -7 Парфюмер- ный — — — — — _ 44,5 16 0,854 2,8 — 214 25 Медицин- ский 16,70 6 0,864 4,7 0,798 240 30 — — — — _ — _ Остаток 30,55 11 0,888 21,0 0.809 281 34 30,5 11 0.888 21,0 0,809 281 34 Итого 100,00 36 — _ — — — 10С.0 36 — — — — —
57
Таблица 63. Характсрнствкк ьероспюпых
Темпера!) ра отбора, °C
Фракционный -оста*.
н. к. 200 °C 210 °C 220 °C 230 °C 240 °C 250 °C 260 °C
270 °C
160- 320 172 20 31 42 51 59 68 76 82
170—320 188 8 25 35 46 56 65 74 80
200—300 215 — — 6 23 41 56 67 77
Примечание- Содержание серы при 160—320 °C 0,2’%, октановое число 17.
Таблица 64. Групповойхичичесх-исостав
асфальтены отел
р 20 4 Максимальная анилиновая точка nD Вязкость Д50
Температура отбора, °C Выход фракций на нефть, % до удаления ароматики. 1 после пепапасЬини- зации и удаления ароматики до удаления ароматики । ароматики до удаления ароматики после депарафинизации и удаления ароматики до удаления ароматики । । с ароматики.
И к.
До 60 4,75 0,6352 — — — 1,3678 — — —
До 60- -95 4,98 0,7004 0,6989 58.0 60,0 1,3960 1,3951 — —
До 95—122 9,67 0,7368 0,7293 55,6 61.2 1.4140 1.4090 — —
До 122—150 7,80 0,7564 0,7429 56,6 66,8 1,4258 1,4171 — —
До 150—200 11,12 0,7758 0,7685 64.2 71,4 1,4347 1 4282 — —
До 200-250 10,38 0,7957 0,7910 78,8 78,8 1,4450 1,4405 — —
До 250—300 10,31 0,8205 0,8131 82,0 85,4 1,4568 1,4521 — —
До 300— 350 0,93 0,8384 0,8291 86,8 91,2 1,4678 1,4611 1.21 1,21
До 350—400 5,82 0,8454 0,8363 92,2 94 ;6 1.4691 1 4620 1,33 1,33
До 400—450 0,08 0,8535 0,8441 98,2 130 7 1,4726 1,4669 1,60 1,60
До 450—500 4,37 0,8643 0,8588 103,6 105,2 1,4708’ 1,4740 2,58 2,41
До 500—550 4,14 0,8734 0,8673 109,0 111,3 1,4736’ 1,4776 3,60 3.54
1 При 38 °C.
Таблица 65, Характеристика бензиновых дистиллятов
Температура Фракционный состав, %, при
отбора, ’С н. к. 10 °C 120 °C 30 °C 40 °C 50 °C ! 60 °C 1 70 °C 80 °C 97 °C к. к.
Н к. До 130 43 68 76 85 92 96- 102 106 114 120 137
До 150 46 72 85 95 103 108 115 122 129 139 159
До 160 47 74 86 96 104 114 118 125 135 145 161
До 260 52 81 95 ПО 120 131 142 152 165 178 203
58
дяспьтлято 8
%, при Р? Выход на нефть, %
280 °C 290 °C 300 °C 310 ’С к. к. Всего отогааио % Остаток, % Потери, %
87 92- 94 96 312 98,0 1,2 0,2 0,794 34,1
86 9Э 96 — 308 98,6 0,6 0,8 0,8,0 3,0
85 90 94 <— 308 98,0 1,0 1,0 0,824 24,4
нефти ( р*° 0,783; парафами 1Д смолистые вещества 2%)
1ёмисратура застывания, °C Молекулярная масса фракции Кислотность SO3.% Нафтеновые кислоты, % Содержание во фракциях углеводородов, %
до удаления 8 8 8 Ч S □ S после депарафинизации до удаления ароматики после удаления ароматики ароматических нафтеновых мета новых
— — — 2 31 100 67
•— — — — — — 7 32 61
— — — — — —- 13 23 64
— — — — — — 11 39 50
— — — — — — 7 33 60
— — — — — — 5 36 59
-18 — 252,0 266,0 0,015 0,005 9 38 53
-10 — 275,3 291,0 С,019 0,131 5 54 41
— — 325,0 330.0 0,012 0,098 5 86 8
10 10 377,0 385,0 0,013 0,126 4 86 10
26 -8 438,0 440,0 0,015 0,165 5 84 111
Определены также физико-химические характеристики нефти юр-
ского горизонта восточного участка. Характеристика бензиновых фрак-
ций следующая: р ' 0 723; фракционный состав при н. к.— 73 °C: 10 % 87 °C, 50 % 105 °C, 90 % 132 °C, к. к. — 160 °C, октановое число 62; выход на нефть 22.9 %. Характеристика керосиновых комбинатов: р*° 0,800; температура вспышки 49 °C; фракционный состав (%): при н. к. — 564 -с, до 200 °C 38, до 270 °C 88, до 300 °C 97; выход на нефть 39,5 %. Характеристика дизельного топлива: фракционный состав по Энглеру (об. %): лри н. к.— 270 °C, до 300 °C 50, до 350 °C 95,
59
Таблица 66. Характеристика
Температура отбора, °C Фракционный
н. к. 50 °C 6С °C 70 °C 80 °C 90 “С 100 °C 110 °C 120 °C 130 °C
Н. к. До 130 43 2 6 12 24 38 58 76 90 96
До 150 46 2 4 8 16 26 38 52 68 81
До 16С 47 1 4 8 13 23 32 45 62 77
До 200 52 — 3 6 9 17 23 30 40 49
Примечание. Фракционный состав при 170 °C — 86 %, при 180 °C — 92 %, при 290 СС — лении тетраэтил-свияца равно 77 и 80 см3/кг (н. к.)
р30 0,853; вязкость кинематическая при 20 °C 9,900 мм2 / с, при 50 °C 4,300 мм2/с. £20 1-83, £50 1,27; температура застывания ниже минус 20 °C; дизельный индекс 62; выход на нефть 15,6 %. Характеристика мазута: 0,862; вязкость £50 3,3, £75 1,9, £1901,4; температура
вспышки по Бренкену 162 °C, застывания ниже минус 17, содержание акцизных смол 9 % [131].
Анализ остаточных масел показал следующие результаты: вязкость £50 19,2, £190 3,3: индекс вязкости по Дину и Девису - 110; температура застыванпя -7 °C, вспышки по Бренкецу 280 °C; коксуемость по Кокрадсопу 0,31 %; выход на нефть 11,2 %.
Физико-химические характеристики дистиллятных масел приведены в табл. 67. ]
Таблица 67. Характеристика дистиллятных масел
£50 Е100 Температура вспышки по Бренкену, °C Темпе регура састъгваиия, °C Выход на нефть, % Соответствует по вязкости маслу
0,830 1,17 1,03 112 Ниже -20 4,8
0.838 1,27 1,06 143 Ниже -20 4.9 —
0,853 1.42 1.09 157 Ниже -20 4 9 Соляровому легкому
0.855 1,82 1,18 180 -20 5,0 Соляровому
0,856 1,97 1,20 194 -17 5 2 Веретенному
0,863 2,63 1,29 210 -12 5 0 Веретенному 3
0,865 3 32 1,36 234 -10 5,0
0,892 32,60 4,30 313 -14 14,5 (Остаток разгонки)
Месторождение Танатар. Месторождение расположено в Макатском районе, в 130 км к северо-востоку от г. Атырау, в центральной части
60
(и flatankJ < Д1 'СПИЛ«1 Ов
состав, %, при о? Выход на нефть, % Октановое число без антидетонатора
140 °C 150 ’С 160 °C К. к. Всего отогнано, % Остаток, % Испори, %
98 — — 137 98 0,8 1,2 0,704 21,2 60
91 96 — 159 98 1,0 1,0 0,712 27,0 59
86 94 96 161 98 1,0 1,0 0,714 29,5 —
58 68 75 203 98 1,3 0,7 0,729 39,5 49
96 %, при 200 °C — 97 % (температурный предел до 200 °C); октановое число при прибав-
Южно- Эмбинской нефтеносной области, в 10 км к юго-западу от нефтяного комплекса Доссор. Открыто в 1960 г., введено в разработку в 1963 г.
Месторождение приурочено к восточной части Кошак-Танатарской солянокупольной структуры. Соляное ядро по возрасту относится к кунгурскому ярусу перми Разрез надсолевых отложений представлен верхне пермскими, триасовыми, юрскими, меловыми, третичными и четнгртичными осадочными обрдзоиышямл.
Установлено, что нефти юрских горизонтов имеют плотность 0,8769 - 0,8995 г/см3 и характеризуются как малосернистые (0,071— 0,31 %), малосмолистые (7—13 %), малонарафиновые (0,07-—0,42 %), с выходом легких фракций до 300 °C от 22 до 43,5 %; вязкость нефти высокая — 85—113 мм2/с.
Нефть триасового горизонта обладает плотностью 0,8 г/см3, малосернистая (0,02 %), смолистая, высокопарафинсвая (1,35 %), с выходом лепсих фракций при нагреве до 300 °C 60 %.
Особенностью нефтей месторождения является высокое содержание в них масел [130].
Определение физико-химических характеристик нефтей и фракций юрского горизонта, отобранных в интервале И 6--65 м (скв. № 18, 20, 22), показало следующие результаты: р’° 0,8880; М 384; V20
49,12 мм2/с, V50 14,30 мм2/с; температура застывания (с обработкой) ниже минус 47 °C. Содержание парафина составило 0,50 %, температура его плавления 50 °C. Содержание серы 0,20 %, азота 0,002, смол сернокислотных 7,00, силикагелевых 3,20 %, асфальтенов следы. Коксуемость равна 0,90 %, кислотное число — 1,38 мг КОН не 1 г нефти, выход фракций до 200 СС — 6,0 %, до 300 °C — 30,0 %.
Разгонка нефтей ио ГОСТу 2177—66 при н. к.— 198 °C; при 200 °C 4 %, при 220 °C 6 %, при 240 °C 11 %, при 260 °C 19 %, при 280 °C 25 %, при 300 °C 32 %.
61
Был проведен анализ зависимости от температуры следующих параметров: кинематической вязкости (мм2?с): V20 49,12, узо 30,70, удо 20,46, V50 14,30; условной вязкости: ВУзс 6,69, ВУзс 4,28, ВУдо 2,29, ВУ50 2,29, относительной плотности р^: при 20 °C 0,8880, при 30 °C 0,8814, при 40 °C 0,8748, при 50 °C 0,8682.
Элементный состав нефти следующий (%): С 86,11; Н 13,11; О 0,56; S 0,20; N 0,02.
Потенциальное содержание фракций в нефтях тзково;
Отгоняется до температуры. °C Содержание фракций %
1Д5 0,5
150 1,0
160 1,8
170 2,6
180 3,7
190 4,9
200 6,С
210 7,0
220 8,6
230 10,6
2Д0 12,3
250 14,3
26С 17,7
270 20,Д
280 24,2
290 27,0
300 30,0
310 34,0
320 37,0
330 ДС,3
ЗДО 43,7
350 46,3
360 50,0
370 52,4
380 55,3
390 58,3
доо 61,3
Д10 63,3
Д20 65,7
ДЗО 67,4
ддо 69,0
Д50 71,0
460 72,9
Д70 74,3
480 76,2
Д90 77,2
500 79,0
Остаток 21,0
62
При исследовании фракций, выкипающих до 200 °C, при температуре отбора 140—200 °C получен выход на нефть 6,0 %; 0,810, фракци-
онный состав: й к— 158 °C, 10 % 165 °C, 50 % 175 °C, 90 % 184 °C; октановое число: без ТЭС 68,4, с 0,6 г ТЭС на 1 кг фракции 77,5; сера отсутствует.
Определение группового углеводородного состава этих же фракции при тех же значениях выхода на нефть и р“ дало п™ 1,4449; содержание углеводородов (%): ароматических — 5, нафтеновых — 45, парафиновых — 50.
Характеристика легких керосиновых дистиллятов при температурах отбора 140—210 и 140—250 °C следующая: выход на нефть — 7,0 и 14,8 % соответственно: р“ — 0,8210 и 0,8450; фракционный состав: н. к,—158 и 150 °C, 10 % — 160 и 170 °C, 50 % — 182 и 200 °C, 90 % — 190 и 234 °C; V20 — 1,92 и 2,38 мм2/с, V40 — 9,37 и 2,38 мм2/с; температура начала кристаллизации — ниже минус 60 °C в обоих случаях, вспышки в закрытом тигле — 30 и ниже 30 °C; содержание ароматических углеводородов — 6,8 и 8,3 %; йодное число — 1,50 и 2,85 мг 12 на 100 г топлива; сера отсутствует.
Характеристика керосиновых дистиллятов при температурах отбора 140—280 и 140 -320 °C такова: выход на нефть — 24,2 и 37,0 % р^° — 0,8565 и 0,8668; фракционный состав: н. к.— 160 и 176 °C, 10 % — 200 и 212 °C, 50 % — 235 и 256 °C, 90 % — 260 и 290 °C, 98 % — 270 и 300 °C; отогнано до 270 °C — 95 и 68 %; температура помутнения — ниже минус 60 °C, вспышки — ниже 40 °C в обоих случаях: высота некоптяшего пламени — 17 и 15 мм; октановое число — 45 и 42; кислотность — 14,32 и 21,48 мг КОН на 100 мл дистиллята; сера отстутствует.
Ряд физико-химических характеристик танатарских нефтей и их фракпий представлен в табл. 68—79 [130].
Таблица 68. Групповой yr. i еводородный состав керосиновых фракций
Содержание углеводородов, %
Температура отбора, °C ароматических нафтеновых парафиновых
200—250 13 76 и
250—300 14 66 29
200—300 14 73 13
63
Таблица 69. Характеристика дизельных топли в и их компонентов
Темп-ра отбора, °C Выход на нефть, % Цетановое число Фракционный состав, °C, при Р? v20> мм2/с V50. мм2/с L Содержание серы, % Кислотность, мг КОНна 106 мл топлива
10 % 50 % 90 % 98 %
140—35Э 46,3 39 217 270 320 325 0,8697 7,10 3,16 Огс. 25,06
200- -350 40.3 *0 247 276 323 332 9,8732 8,19 3,45 — 28,67
250-320 22,2 40 276 282 300 305 0,8740 9,18 3,86 — —
250—350 • 32,5 41 282 298 326 338 0,8774 12,06 4,65 Сл. —
Примечание. Во всех случаях температу-м «астывшия и помутнеш.я была гаже минус 60 °C, вспышки — более 100 °C.
Таблица 70 Характе ристика мазутов и остатков
Продукт Выход на нефть, % Р? ВУ50 ВУ80 ВУ100 Тем гература, °C Содер-жание серы, % Коксуемость, % |1*44.
засты- вания ВСПЫШ- КИ
Мазут флотский: 5 73.0 0,8975 4,89 2,14 1.50 -27 182 0,30 1 64
12 61,0 0,9004 11,38 2 91 1,73 -21 209 0,33 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 13,90 6,50 -4 280 9,40 Д47
Остаток, °C: выше 350 53,7 0.9018 17,00 3,50 1,95 -18 223 0,36 2,10
выше 400 38,7 0,9065 34,82 8.51 4,01 -9 258 0,39 3.69
выше 450 29,0 0,9102 68.0П 14,90 7,50 -2 287 9.41 5 40
выше 500 21,0 0,9125 100.IW 18,71 10 45 10 332 0,43 6,31
Таблица 71 Характеристика сырья для деструктивных ipouесо>’
Остаток после отбора фракций до темп-ры, °C Выход на нефть, % рГ ВУ100 Темп-ра застывания, °C Содержание серы, % Коксуемость, %
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
64
Таблица 72. Групповой углеводород чый состав дисти. пят ной 'i асти нефтей., определенный адсорбционным методом
Темп-ра отбора, °C Выход на нефть, % Парафи но-нафтеновые углеводороды Ароматические углеводороды Проме-жуточ-ная фракция и смолистые вещества, %
I группа I и Ш группы IV группа всего, %
% л20 D % $ % %
150—200 5.0 95 — — 5 —
200—250 8.8 1 4605— 1,4695- 87 1,4925- 1,5135 2 1,5312— 1,5540 11 — — 13 —
250—ЗСО 15,2 1 4675— 1,4815 86 1,5036— 1,5238 2 1,5345— 1;5549 12 — — 14 —
300—350 16,3 1 4680— 1,4870 80 1,5070— 1,5240 10 1,5360— 1.5899 8 1,5900— 1,5940 2 20 —
350—4G0 15,0 1.4723— 1,4880 78 1,5093— 1,5250 8 1,5398— 1,5900 5 1,6006— 1,6218 9 22 —
100-450 9,7 1,4793— 1,4900 75 1,5180— 1,5305 4 1,5400- 1,5900 9 1,5975— 1,6318 11 24 1
450—500 9,0 1,4800-- 1,4901 74 1,5190— 1,5310 7 1,5428— 1,5904 5 1,5964— 1,6320 12 24 2
Таблица 73. Структурно-групповой состав ЭДчрядусиых фракций нефтей
Темп-ра отбора, °C М Распределение углерода, % Среднее число колец в молекуле
Сд |Сн Скол | Сп Кд Кн Ко
200—250 0,8536 1,4660 180 3 63 66 34 0.08 1,58 1,66
250—ЗОС 0,8710 1,4765 215 5 57 62 38 0 16 1,74 1,90
300—350 0,8826 1,4842 262 8 48 56 44 0,27 1,88 2,15
350- -400 0,8974 1,4930 328 10 42 52 48 0,41 2,19 2,60
400—450 0,9032 1,4971 404 11 37 48 52 0,51 2,46 2,97
450—500 0,9060 1,4991 412 13 34 47 53 0,68 2,35 3,03
Таблица 74. Харагтернсгив а дистиллятных базовы к масел и групп углеводородов, долученш л адгорбинойным методом
Исходная фракция, смесь углеводородов Выход, % п20 О V50 мм2/с VI00, мм2/с _| ИЪ Темп-ра засты- вания, °C
на фракции на нефть
1 2 3 5 6 7 8 9
Фракция 350—450 °В 100,0 24,7 0,8987 1,4946 26,94 5,64 — -34
Нафте но-парафи новые углеводороды 78.7 19,4 0,8678 1,4760 20,20 5.27 ПО -53
То же + I группа ароматических 85,0 21,0 0,8727 1,4820 22,00 5,33 89 -50
То же + I—III группы ароматических 92,1 22,8 0,8812 1,4858 24,20 5,48 73 -46
То же + I—IV группы ароматических 97,5 24,1 0,8890 1.49С0 25,70 5,54 62 -44
65
Продолжение табл. 74
1 2 3 4 5 6 7 8 9
I группа ароматических углеводородов 6,3 1,6 0,9204 1,5129 48,15 7,65 -35
П и Ш группы ароматических углеводородов 7,1 1,8 0,9958 1,5598 156,30 11,74 -12
IV группа ароматических углеводородов и смолистых веществ 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
То же + I группа ароматических 82,0 6.6 0,8732 1,4825 57,15 10,28 88 9 -10
То же + I—III группы ароматических 89,3 7,2 0,8831 1,4870 65,24 10,79 79,0 -16
То же + I—IV группы ароматических 95,8 7,7 0,8919 1.4949 73,53 11,46 71,0 -23
I группа ароматических углеводородов 6,5 0,5 0,9166 1,5075 118,40 14,58 — -28
II и Ш группы ароматических углеводородов 7,3 0,6 0,9882 1,5467 516,90 30,77 — -9
IV группа ароматических углеводородов и смолистых веществ 10,7 0,8
Примечание. Серя отсутствует.
Таблица 75. Сгрукгурно-.'ртповой сотв дистиллятных баэовыл масел и груип углеводородов
Исходная фракция, смесь углеводородов Распределение углерода, % Среднее число колец в молекуле
Са Си Скол Сп Ка Кн Ко
Фракция 350—450 ’С 10 40 50 50 0 45 2,30 2,75
Нафтено-парафиновые углеводороды 0 36 36 64 0 2,10 2,10
То же + I группа ароматических 6 31 37 63 0 31 1,81 2,12
То же + I—Ш группы ароматических 8 32 40 60 0.35 1,99 2,34
То же + I—IV группы ароматических 9 36 45 55 0,44 2,04 2,48
Фракция 450—500 °C 13 34 47 53 0,68 2,35 3.03
Нафтено-парафиновые углеводороды 0 31 31 69 0 2,29 2,29
То же + I группа ароматических 5 27 32 68 0,30 2,04 2,34
То же + I—Ш группы ароматических 7 30 37 63 0,37 2,13 2,50
То же + I—IV группы ароматических 12 26 38 62 0,66 2,03 2,69
66
Таблица 76, Ха рактер нстикс остаточных базовых масел и групп углевод ‘родов, полученных адсорбционным методом
Остаток, смесь углеводеродов Выход, % ₽? л20 D м V50, мм2/с V100» мм2/с V50 vioo ИВ ВВК Темп-ра засты- вания, °C
на остаток на нефть
Оста ок выше 500 °C 100,0 21,0 0,9125 — — 100,1 10.45 _ _ — 10
(ВУ») (ВУюо)
Нафтево-па рафинс-
вые углеводороды
после депарафики-
задай 49,2 10,3 0,8750 1,4820 720 228,0 30,50 7,50 104 0,7871 -20
Нафтено- парафино-
вые и часть 1 группы
ароматических угле-
водоротов 57,0 12,0 0,8790 1,4855 705 254,0 31,70 8,00 101 0,7890 -22
То же 11 группа ароматически- 63,5 13,3 0,8820 1,4880 700 271,9 32,90 8,35 87 0,7952 -23
То же +1—Ш группе, ароматкчес.ил 69,2 14,6 0,8899 1,4924 690 326,4 36,90 8,84 95,5 0,8027 -24
Примечание. Сера отсутствует.
Таблица 77. Структурно-групповой состав остаточных 0s зовых масел и групп углеводородов
Распределение Среднее число колец
у глсподородов, % в молекуле
Смесь углеводородов СА сн Скол Сп кА кн Кб
Нафтено-парафиновые углеводороды после депарафинизации 0 27 27 73 0 3,02 3,02
Нафтено-парафиновые и часть 1 группы ароматических 5 23 28 72 0,40 2,63 3.03
То же +1 группа ароматических 6 22 28 72 0,50 2,53 3,03
То же + I—III группы ароматических 7 23 30 70 0,63 2,58 3 21
Таблица 78. Потенциальное содержание базовых дистиллятов и остаточных масел
Темп-ра отбора, °C Выход на нефть дистиллятной фракции или остатка, % р? v50> мм2/с V100, мм2/с ИВ Темп-ра застывания, °C Содержан базовых масс на дистил- лятную фракцию или остаток ие л, % на нефть
350—450 24,7 0,8727 22 00 5,33 89,0 -50 85,0 21,0
450—500 Остаток 8,0 0,8732 57,15 10,28 88 9 -10 82,0 6,6
выше 500 21,0 0,8899 326,40 36,90 95,5 -24 69.2 14,6
Примечание. Отношение V50/V100 для остатка равно 8,84; ВВК остатка 0,8027
67
Таблица 79. Разгонка (41 К) нефти в аппарт-е АРН-2
№ фракции Темп-ра выкипания фракции при 760 мм рт. ст., °C Выход на Нефи, % 20 Р4 Л D
отдельных фракций суммарный
1 140-И70 2,61 2,61 0,7999 1,4388
2 170—198 2,61 5,22 0,8270 14510
3 198—212 2,62 7.84 С,8415 1,4580
4 212—230 2.71 10,55 0,8500 1,4630
5 230—242 2.70 13,25 0,8565 1,4670
6 242—254 2:70 15,95 0,8615 1,4698
7 254-262 2.81 18,76 С.8650 1,4715
8 262—272 2,74 21,50 0,8680 1,4745
9 272—280 2,74 24,24 G.8698 1,4765
10 280—288 2,74 26,98 0,8732 1,4780
11 288- -296 2,81 29.79 0,8750 1,4795
12 296 -304 2,74 32,53 0.8775 1,4805
13 304—312 2.81 35,34 0,8793 1.4822
14 312—321 2,81 38,15 G,8812 1,4830
15 321—331 2.85 41,00 0,8841 1,4832
16 331—342 2.85 43,85 0,8860 1,4892
17 342—351 2,88 46,73 0,8885 1,4910
18 351—358 2.81 49 54 0,8912 1,4918
19 358—370 2,85 52,39 0,8941 1,4928
20 370—378 3,10 55,49 0,8960 1,4930
21 378—390 2 85 58,34 0,8982 1,4942
22 390—400 2,96 61,30 0.9000 1,4950
23 400-415 2.99 64,29 0,9010 1,4968
24 415—^430 3.10 67.39 6,9015 1,496е
25 430 - 447 2.96 70,35 0,9340 1,4975
26 447—464 2 99 73,34 0,9051 14980
27 464-480 2 81 76.15 0,9960 1,4991
28 480—500 2.85 79.00 0,9070 1,4099
29 Остаток 21,00 100,00 0,9125 —
Примечание. Содержание (апафина ео фракции № 28 1,75 %, температура его
В заключение приведем физико-химическую характеристику нефти месторождения Южный Танатар (скв. К» 4, интервал 1156—1173 м): р“ 0,796; содержание смол силикагелевых 3,49 %, серы 0.16 %, асфальтены отсутствуют; температура вспышки — ниже минус 7 °C. застывания — ниже минус 9 °C; кислотное число 0,17 мг КОН на 1 г; содержание парафина 1,4 %, температура его застывания — 52 °C; вязкость (мм2/с): при 0 °C 34,29, при 10 °C 5,32, при 20 °C 3,96, при 30 °C 3,07, при 40 °C 2,97, при 50 °C 2,29; фракционный состав: н. к.— 60 °C, при 100 °C
68
и характернспгка полученных фракций
м V20, мм2/с V50, кш2/с V100, мм2/с Температура, °C Содержа аие серы, %
застывания вспышки
135 — т— — — — —
—- 1,88 — — — — —
— 2.50 1,23 — — — —
к 3.01 1,71 — — — —
184 3,71 2,00 — — — —
— 4,30 2,21 — . — — —
— 5,00 2,50 — — по —
— 5,86 2.80 — — 118 —
1— 7,11 3,19 — — 124 —
223 8,21 3,52 1,50 — 130 —
— 10,31 4.15 1,65 — 140 —
— 12,14 4,67 1,83 Ниже -60 145 —
— — 5,40 2,10 -59 152 Сл.
— — 6,28- 2,28 -57 159 —
266 — 7,51 2,50 -53 165 0,03
— — 8,88 2,80 -47 170 —
— к .10,51 3.20 ^46 180 —
— —- 12,62 3,37 -=45 185 —
— — 15.00 3,80 -42 192 0,05
325 — 17,24 4,40 -38 200 —
— — 25,02 5,45 -35 210 —
— — 29.99 6,08 -32 214 —
— — 38,05 7.25 -30 220 0.09
410 — 50,35 854 -28 225 —
— — 59,21 9,51 -25 234 —
— — 68,87 10,63 -23 240 0,14
— — 70.47 11,80 -20 248 0,17
460 — 73,1-8 11,89 -18 253 —
— — — — — — 0.43
плавления 45 °C.
5,5 %, при 150 °C 17,5, при 200 °C 28,0, при 250 °C 39.5, при 300 °C 51,0 %.
Месторождение Каратов. Месторождение расположено в Эмбинском районе, в 150 км запад-северо-западнее г. Атырау. Ближайшим населенным пунктом является пос, Кйратон. Райцентр — пос. Кулъсары — находился в 85 км к северу.
Промышленная разработка месторождения начата в 1949 г.
В тектоническом отношении структура Каратон, расположенная в ^ого-восточной части Южно-Эмбинского нефтеносного района, представ-
69
ляет собой солянокулольную структуру непрерванного типа с глубоким залеганием соляного штока. Соляное ядро осложнено пятью локальными поднятиями, разделенными небольшими лрошбами в виде седловин.
Нефти каратонсхих горизонтов по своим физическим свойствам резке отличаются друг от друга Их плотности колеблются в пределах 0,8183- -0,9185 г/см3. Нефти содержат много кокса (до 3,7 %), серы (0,32—1,29 %) и парафина (0,2—4,2 %); вязкие, высококислотные. Отмечаются большие расхождения в физических свойствах нефтей отдельных горизонтов. Так, например, плотность нефти альбского горизонта первого участка изменяется от 0,8638 до 0,8927 г/см3. Температура застывания варьирует от +5 до -20 °C, содержание смолы — от 10,0 до 16 %, кислотное число — от 0,40 до 0,28. Содержание парафина в альбском горизонте первого участка изменяется от 0,81 до 3,6 %.
Нефти всех горизонтов сернистые, малосмолисгые, парафиновые.
Результаты общего исследования харатонской нефти разных горизонтов даны в габл. 80 [130].
Таблица 80. Результаты общего исследования нефтей
Нефть 20 Р4 V20. мм2/с V50, мм2/с Темп-ра застывания, °C Содержание, % Коксуемость Содержа- Выход, %
серы серно-кис- лот- СИЛИ каге- левых асфаль- тенов до 200 °C ДО 300 °C
ных смол ние
смол парафина, %
Каратонская 0,8393 9,96 2,80 -6
юрская
Каратонская неокомская 0,8756 30,15 7,45 16
(скв. 43)
Каратонская неокомская 0,8860 34,69 7,89 — (скв. 69)
Каратонская неокомская 0,8920 35,50 10,45 — (скв. 57)
0,35 8,0 3,4 0,020 0,93 7,80 25,0 53,0
(50
0,94 8,5 2,3 0,001 1,36 6,67 — 27,6
(50 °C)1
1,02 3,0 Orc. 1,00 1,37 5,65 3.8
(55 °C)1
1,08 4,0 1,000 1,42 3,03 3,6
(50 °C)1
1 В скобках температура плавления.
Помимо этого, был проведен ряд анализов нефти нсокомского горизонта (скв № 43) и ее фракций. Так, например, определение потенциального содержания фракций (по кривой ИТК) показало следующие результаты: до 210 °C — 2,9 %, до 220 °C — 5,6, 230 °C — 8,8, 240 °C — 10,3, 260 °C — 14,6. 280 °C — 20,5, 300 °C — 27,6, 320 °C
70
— 36,2, 350 °C -—47,6, 380 °C — 58,6, 400 °C — 64,7, 420 °C — 72,0, 450 оС _ 80.0,470 °C — 84,0, 480 °C - 84,8 % [129].
Характеристика керосиновых дистиллятов следующая: выход на нефть (н. к.— 300 °C) 27,6 %; октановое число 44; содержание серы 0,46 %.
Характеристика дизельных топлив типа летнего и зимнего такова: выход на нефть в первом случае (н. к.— 350 °C)— 47,7 %, во втором случае (н. к.— 295 °C)— 26,0 %; цетановое число — 46 и 40 соответственно; р“ — 0,8550 и 0,8500; V20 — 6,00 и 3,70 мм2/с; температура застывания — минус 30 и минус 45 °C; содержание серы — 0,50 и 0,45 %.
Анализ широких масляных фракций в температурных пределах 35O-—420 и 420—480 °C показал следующие результаты: выход на нефть: 24,3 и 12,8 %; р“ — 8,8780 и 0,8980; vso — 10,00 и 32,30 мм2/с, vioo — 3,400 и 6,600 мм2/с, температур? застилания -18 и 37 СС; содержание парафича во втором случае -10,5 (50 °C); содержание серы — 1,07 и 1,16 %.
Характеристики мазута, полученные при темперагурах выше 300 и 350 °C, таковы: выход на нефть 72,0 и 52,0 % соответственно; ВУзо — 1,65 и 1,90; температура застывания — 14 и 28 °C; содержание серы — 0,95 и 1,04 %; коксуемость — 1,74—-2,30.
Характеристика остатка выше 480 °C: выход на нефть 15,0 % : рЛ 0,9396; ВУщо 6,39; температура застывания -44 °C; содержание серы 1,40 %; коксуемость 10,9 %,
Были проведены также исследования физико-химических характеристик масел разных типов. Для индустриального масла получены следующие данные: выход на нефть 15,0 %, р2,) 0,8737, V50 11,83 Мм2/с, тем-•4
пература застывания - 24 °C; для масла АС-5: выход на нефть 2,3 %, 0,8803, vioo — 5,140 мм2/с, температура застывания -24 °C; для дизель ного масла Л: выхбд на нефть 8,6, v;oo 10,70 мм2/с, vso-'vioo = 5,5, температура застывания -23 °C, коксуемость 0,37 %, ИЗ - 95.
Месторождение Жанаталал. Месторождение находится в Махамбет-ском районе, в 110 км к юго-западу от г. Атырау и в 15 км от месторождений Мартыши и Юго-Западный Камышитовый. Открыто в 1968 г., введено в разработку в 1974 г.
Месторождение характеризуется очень сложным тектоническим строением, невыдержанностью мощности и коллекторских свойств про дуктивпых горизонтов. Это солянокупольная трехкрылая структура с минимальной глубиной залегания соляного ядра 127 м. Свод структуры разбит трехлучевым грабеном.
71
Залежи нефти вскрыты и разведаны на северном и восточном крыльях структуры и приурочены к аптским, неокомским и среднеюрским отложениям.
Нефть аптского продуктивного горизонта имеет плотность 0,8872 г/см3, кинематическую вязкость при 30 °C 51,99—127,39 мм2/с; малосернистая, малосмолистая.
Нефть неокомского горизонта имеет плотность 0,8825 г/см3, кинематическую вязкость при 30 °C 46,2, содержание смол сернокислотных И %, серы 0,25 %.
Нефти среднеюрских продуктивных горизстггов более легкие, имеют плотность 0,848- -0,8702 г/см3, кинематическую вязкость при 30 °C 11,41—29.85 мм2/с, содержат сернокислотных смол от 7,4 до 9,8 %.
Нефть срсднеюрского горизонта (интервал 524—529 м, скв. № 38) имеет следующую общую характеристику [128]:
2П 0,8637
Содержание, - %:
сернокислотных смол:
в нефти в мазуте 8,00 10,01»
силикагелевых смол 6,02
асфальтенов 0,30
серы 0,23
парафина 0.9
Температура плавления парафина, СС 48,0
Кисло гное число, мт КОН на 1 г 0,494
Температура вспышки в закрытом тигле, °C 110
Коксуемость, %:
несЬти 0,40
мазута 0,67
Температура застьвания, °C чиже -35
Кинематическая вязкость, мм2/с:
при 20 °C 29,20
при -50 °C 10,40
Молекулярная масса 282
Потенциальное содержание фракций по ИТК, %,
при:
100 ЭС 0,85
120 °C 1,65
150 °C 3,80
200 °C 10,20
250 “С 18,20
390 3С 34,40
350 “С 47,90
Температура качала кипения нефти, °C 42
Нефть малосернистая, парафиновая, малосмолистая. Бензиновая фракция (н. к.—200 °C) может служить сырьем для каталитического
72
риформинга. а гакжс использоваться как компонент автомобильного бензина. Из этой нефти можно получать зимние и арктические дизельные топлива или их компоненты, которые являются малосернистыми и имеют низкую температуру застывания (табл. 81, 82).
Таблица 81. Г рупповей углеводородный состав светлых фракций
фраюртя, °C Выход на нефть, % Содержание углеводородов. %
ароматических нафтеновых парафиновых
95—122 1,1 1,7 29,2 69,1
122-150 2,0 1,0 55,5 43,5
150—200 6.4 5,9 57,4 36,7
200- 250 10.8 9,3 56,9 33,8
250—300 13,4 16,6 40,6 32,8
Таблица 82 Характеристика светлых Фракций
Фракция, °C Выход на нефть, % Вязкость при 20 °C, мм2/с Содержание серы, % Кислотность, мгКОН на 100 мл Фракционный состав, °C, при
н. к. 10 % 50 % 90 % 97 °/<
42—200 10,2 — 1,470 0,013 3,86 по 128 164 196 203
120- 240 16,6 0,8298 2,600 0,024 7,72 147 173 223 266 276
240—350 37,7 — 7,940 0,080 11,6 235 249 289 335 337
Примечание. Температура застывания фракции 240— 350 “С минус 55 °C, температуря кристаллизации фракции 120—240 минус 6С °C.
Физико-химическая характеристика нефтей из скважин № 74, 93, 94 и 102 дана в табл. 83.
Таблица 83. Фитико-хкми ческа* характеристика нефтей
№ сква-жи- Горизонт Интервал, м Темп-ра вспышки, °C Кислотн. число, мг, КОН на 1 г Вязкость, мм2/с, при Фракционный состав, %, при
20 °C 50 °C н. к.1 200 °C |250 °C 300 °C
94 J 641—645 650—655 0,8850 Ниже -4 1.99 80,31 21,99 190 0,5 3,5 19,0
102 J 560—584 594—599 0,8813 +3 0,50 59,60 17,54 156 4,0 10,0 28,0
93 1 650—657 0,8849 Ниже -4 1,84 82,75 22,78 170 1,5 5,0 20,0
74 12 587—590 597—500 619—621 0,8913 +22 1.26 27,00 196 5,0 25.0
Примечание. Коксуемость неф1и из скв. № 102 1,19 %, температура ес застывании -45 °с.
73
Месторождение Тор таи. Месторождение расположено на юго-востоке Прикаспийской впадины, к северо-востоку от иадсолсвого месторождения Борапколь. Оно приурочено к крупному погребенному палеозойскому поднятию северо-восточного простирания. Открыто в 1976 г. В ближайшее время месторождение разрабатываться не будет
Общая физико-химическая характеристика нефти средкекарбонового горизонта (интервал 3115—3245 м, скв. № 2) такова [10]:
0.8592
Молекулярная масса Вязкость, мм2/с, при: 258
20 °C 50 °C Темпера ура, °C: 25,50 8.87
вспышки застывания Давление насыщенных паров (38 °C). кПа Содержание парафина, % Температура плавления парафина, °C Содержание %. 3 -17 2.42 2,ЗС 45
серы азота смол сернокислотных смол силикагелевых асфальтенов Коксуемость, % Зольность. % Кислотное число, мг КОН на 1 г нефти Выход фракций, % до 200 °C до 350 °C 0.22 0.38 31 4,67 0,53 0,89 0,045 0,018 17.60 44,70
Широкая бензиновая фракция н. к.— 200 СС (выход па нефть 17,6 %) содержит мало серы, но из-за утяжеленного фракционного состава ее можно использовать лишь в качестве компонента автомобильных бензинов. Бензиновые фракции имеют парафино-нафтеновую основу. Содержание ароматических углеводородов 1,45 % на нефти.
Керосиновый дистиллят по всем характеристикам, за исключением повышенной температуры начала кипения (162 °C), отвечает требованиям ГОСТа 10227—62 на реактивное топливо Т-1. Фракция малосернистая (0,028 %).
Высокая температура застывания дизельных дистиллятов (-41 °C) обусловлена присутствием заметного количества нормальных парафинов. Без депарафинизации фракция 340—350 °C по характеристикам отвечает требованиям ГОСТа 4749—73 на летнее дизельное топливо для высокооборотных дизелей марки ЦЛ (выход топлива на нефть 20,7 %). Карбамидной депарафинизацией из фракции выделены 4,43 % (на фракцию)
74
жидких парафинов с температурой застывания -52 °C, после чего фракция может служить зимним дизельным топливом марки ДЗ (выход топлива на нефть 19,78 %). Суммарный выход дистиллятных базовых масел с индексом вязкости выше 85 равен 17,63 % (на нефть). Выход остаточного масла с индексом вязкости 102, кинематической вязкостью при 100 °C 23,5 мм2/с и температурой застывания минус 10 °C составляет 23.08 %.
Исследование зависимости вязкости и плотности от температуры показало следующие результаты: при 0 °C — v-61,35 мм2/с, р-0,8652; при 10 °C — 25,52 и 0,8592 соответственно: при 20 °C — 16,43 и 0,8526; зри 30 °C — 12,52 и 0,8444: при 50 °C — 8,870 и 0,8388; при 60 °C — 6,820 и 0,8333; при 70 °C — 5,370 и 0,8240: при 80 °C — 4,400 и 0,8198, при 90 0 С — 3,770 и 0,8142.
Данные по разгонке нефти представлены в табл. 84.
Таблица 84 Разгонка нефти и характеристика полу ценных фракций
Темп-ра выкипания при 760 мм рт. ст., °C Выход на нефть, % л20 D м V20, мм2/с V50, мм2/с V80. мм2/с Темп-ра застывания, °C Содержание серы, %
отдельных фракций всего
Н.к.(36)—86 2,40 2,40 0,6845 1,4020 93 — — —- — 0,017
85—106 1,92 4.32 0,7303 1,4100 ПО — — — — 0,019
106—121 1,78 6,10 0,7465 1,4170 116 — — — — 0,020
121—144 2,90 9,00 0,7623 1,4260 129 — — — — 0,025
144—160 2.40 11,40 0.7796. 1 4350 143 — — — — 0,025
160—175 2,20 13,60 0.7904 1,4410 154 — — — — 0,030
175—190 2.40 16,00 0,8025 1.4460 179 1,680 1,100 — — 0,033
190—200 1,60 17,60 0,8104 1,4490 206 2,010 1,260 — — 0,035
200—247 7,80 25,40 0 8274 1,4570 208 2,850 1,680 1,030 -55 0,040
247—252 0,92 26,32 0.8304 1,4600 210 3,310 1,870 1,090 -49 0,050
252—262 1.49 27,81 0.8345 1.4580 212 3,680 1,950 1,200 -44 0,052
262—270 1,89 29,70 0 8369 1,4620 220 4,180 2 190 1,270 -42 0,062
270—278 1,52 31,22 0,8389 1.4630 234 4,760 2,310 1,360 -35 0,069
278—287 1,71 32.83 0,8423 1.4650 247 5,610 2,680 1,430 -31 0,072
287—290 0,51 33,50 0 8445 1 4600 248 6,500 3,280 1,620 -27 —
290—295 1,05 34,55 0 9466 1,4690 265 8,110 3,520 1,690 -22 0,075
295—298 0,45 35,00 0 8482 1,4710 269 9,740 4,210 1,970 -18 0,079
298—320 4,00 39,00 0,8515 1,4720 281 11,58 5,000 2,210 -14 0,079
320—345 4,75 43,75 0.8574 1,4730 286 16,08 5,610 2,400 -11 0,088
345—368 4,05 47,80 0 8610 1.4740 289 20,62 6,720 2,940 -6 0,088
368—379 2,20 50,00 0.8611 1 4750 318 24,30 7,980 3,080 -5 0,090
379—385 1.55 51,65 0,8630 1,4760 335 30.43 9,360 3,600 — 0,100
385—390 1,15 52,80 0,8659 1,4780 364 40,33 10,62 3,440 -3 0,127
390—410 4,4С 57,20 0,8690 1,4800 376 45,83 14,29 4,280 2 0,193
410—450 12,20 67,20 0 8746 1.4840 383 — 18,89 6,190 И 0,080
450—475 8,00 75,20 0,8805 1 4880 407 — 28,49 7,300 14 0,092
Остаток 24,80 100,00 0 9170 — 593 — 351,2 73,10 7 —
75
Потенциальное содержание фракций в нефти таково:
Температура оп'она, ’С Содержание фракций, %
6С 70 80 90 100 110 120 130 140 150 160 170 180 193 200. 210 220 230 240 250 260 270 280 290 300 310 320 330 340 350 360 370 380 393 400 410 420 430 440 450 460 470 480 490 500 Остаток 0,8 1.2 2,0 -2,5 3,6 -48 6,0 7,0 8,3 10,0 11,4 12,8 14,4 16,0 17.6 19,2 20,8 22,4 24,0 26,0 27,6 29,7 31,6 33,5 35,6 37,0 39.0 40,8 42,8 44,7 46,6 48,5 50,5 52,8 55,0 57,2 59,5 62,0 64,5 67,2 70,0 73,0 75,2 (до 475 °C) 24,8
76
Исследование легких керосиновых дистиллятов при температуре отбора 120—240 °C показало сле.туюпще результаты: выход на нефть
18,00 %, 0 8016; фракционный состав: при н. к.—162 °C, 10% —
172 °C, 50 % — 198 °C, 90 % — 230 °C; V20 1,650 мм2/с; температура вспышки 42 °C, кристаллизации ниже минус 60 °C; содержание серы 0,028 %; теплота сгорания (низшая) 10 317 ккал/кг; высота некоптящего пламени 22,90 мм
Ряд физико-химических характеристик нефти и ее фракций пред с гав-лен в табл. 85—90.
Таблица 85 Групповой уч леводородный состав фракций, выкипающих до 200 °C
Темп-ра отбора, °C Выход на нефть, % •>? 3 Седер жание серы, % Содержание углеводородов, %
ароматических нафте новых парафиновых
всего нормального строения изостроения
н. к.—би 0,80 0,6593 1,3840 0,007 0 20,64 79,36 46,61 32,75
60—95 2,20 0,7080 1,4040 0,013 1,15 35,06 63,79 20,65 43,14
95—122 3,30 0,7430 1.4150 0,014 О.00 34.82 59 18 25,64 33,54
122—150 3,70 0,7884 1,4280 0,019 8,82 34,73 56,45 34,46 21,99
150—200 7,6(5“ "0;7988 1,4440 0,024 12.16 49.41 38.43 22,83 15.60
Таблица 86. Харыгтгркстнка масляных фракций (скв. № 3)
Темп-ра отбора, °C Выход на нефть, % М V50, мм2/с Vioo, мм2/с Темп-ра застывания, °C Содержание парафина, % Темп-ра плавления парафина, °C Содержание серы, %
350—400 10,30 0,8597 1.4750 292 9 650 2,680 -2 4,68 38 0,070
400 - -450 12,20 0,8746 1,4840 383 18,89 5,000 11 2,98 49 0,080
450 -475 8,00 0,8806 1,4880 408 28,49 5,700 14 1,28 57 0,090
Таблица 87. Структурно-групповой состав 50- гра цен >а фракций, определенный но методу л—4—М
Темп-ра отбора, °C Распределение углеводорода, % Среднее число колец в молекуле
Са Сн Скол Сп Ка Кн ко
200- 250 9,04 51,26 60,30 39,70 0,18 1.06 1,24
250--300 9,58 42,56 53,09 46,91 0,22 1,12 1,34
300—350 7,52 39,54 47.11 52,89 0,21 1,27 1,48
350—400 6,71 34,44 41,13 58,85 0,24 1,44 1,68
400-450 13,42 31,78 45,20 54,80 0,68 1,19 1,82
450—475 14,61 18,41 33,02 66.98 0,73 1,21 1.94
77
Таблица 88. Харьитернстькадизельных
Темп-ра отбора, °C Выход на нефть, % Плотность при 20 °C, г/см? V20. мм2/с V50, мм2/с Температура, °C Содержание серы, %
помутнения засты- вания
150—350 34,70 0,8291 3,760 1,950 -35 -41 0,059
200 -350 27,10 0,8406 5,010 3 090 -27 -37 0,060
240—350 20,70 0,8427 6,450 2.950 -23 34 0,053
Таблица 89. Групповой углеводородный состав дистиллятной части
Темп-ра отбора, °C Выход на нефть, % Парафино-нафтеновые углеводороды Ароматические
I группы
% л20 D %
200—250 8Л0 1,4470—1,4580 88,94 1,5065—1,5210 493
250—300 9,60 1,4535—1,4900 88,68 1,5140—1,5245 5,46
300- 350 9,10 1,4540—1,4850 88,45 1,5040—1,5240 4,86
350--403 10,80 1,4680—1,4840 87,28 1,4920—1,5130 4,70
400 450 12,20 1,4651—1,4893 84,23 1,4953-1,5111 3,08
450—475 8,00 1,4720—1,4895 73,21 1,4915—1,5280 7,97
Таблица 93 Характеристика остат ков
Темп-ра отбора, °C Выход на нефть, % V50, мм2/с V100, мм2/с М Температура, °C Содер-жание серы, % Коксуемость, %
засты- вания вспышки
200 82,40 0,8678 15,00 4,600 306 -25 124 0,13
290 66,50 0,8736 22,80 6,000 326 3 162 — 1,04
295 65,45 0,8796 32,40 7,600 337 9 176 -— 1,35
298 65,00 0,8823 42,10 8,700 398 10 190 — 1,50
320 61,00 0.8835 50,20 9,500 415 9 203 — 1,54
350 55,30 0,8852 54,20 13,50 420 10 210 — 1,72
410 42,80 0,8960 127,0 18 40 490 14 240 0,33 2,29
475 24,80 0,9170 351,2 52.00 593 7 282 1,63 4,74
В табл. 91, 92 приведены результаты анализа трех образцов тяжелой сернистой нефти нижнекарбонового горизонта с большим выходом бензиновых фракций. В зависимости от содержания металлопорфириновых комплексов в нефтях обнаружены пирроловые и индоловые соединения [118].
78
топлив и их компонентов
Кислотность, ИГ КОН на 100 мл топлива Фракционный состав, °C, при Анилиновая точка, °C Дизельный индекс Цетановое число
н. к. 10 % 50 % 90 % 95 %
0,34 199 211 249 285 73,0 63,0 56,3
1,01 230 241 268 ЗС1 — 77,0 62,2 55,2
2,02 260 266 276 295 304 79,0 62,4 52,6
нефти, определи нный адсорбционным ме годом
углеводороды Промежуточные фракции и смолистые вещества, %
II, III групп IV группы всего, %
л20 D % л20 D %
1,5395- -1,5555 5.26 — — 10,19 0,86
1,5390—1,5605 5,52 -— — 11,13 0,11
1,5410—1,5750 6 37 — — 11,23 0,32
1,5368--1,5482 8,00 — — 12,70 —
1,5340—1.5760 11,15 1,5971—1,5990 1,11 15,84 0,42
1,5360—1,5880 15,70 1,5925 0,16 23,83 2,94
Таблица 91 Концентрация серосодержащих соединений
Образец ₽Г Выход фракций, % Содержание серы, %
ДО 200 °C ДО 300 °C общей меркаптановой сульфидной остаточ-ной (к общей)
во фракциях к общей во фракциях к общей
1 0,8577 6,6 38,0 0,80 0,0016 0,20 0,2378 29,73 70,07
2 0,8406 20,4 47,6 0,84 0,0033 0,39 0,2603 30,99 68,62
3 0,9387 7,4 30,0 1,98 0,0031 0,16 0,4185 21,14 78,70
Таблица 92 Характеристика металлопорфириновых комплексов
Образец —- Интервал, м Соединения Содержание крмптексоь, mi на 100 г
V-порфириновых Ni-порфириновых
1 1076— 3108 Пирроловые 4 69 1,1
2 3075—3167 « 6,80 0,3
3 2906—2910 Индоловые 4,50 Отс.
79
Месторождение ПГолькара. Месторождение находится в 65 км к юго-востоку от месторождения Мунайлы.
Физико-химическая характеристика нефти артинского горизонта (скв. № 3, интервал 3555 м при забое) следую! да я [10]:
0,8638
Молекулярная масса 259
Вязкость, мм/с, при:
20 °C 18,78
50 °C 9,340
Температура, °C:
вспышки 16
застывания -22
Давление насыщенных паров (38 °C), кПа 13,87
Содержание парафина, % 3,03
1 емператуэа плавления парафина, °C 48
Содержание, %:
серы 0,46
азота 0,37
смол сернокислотных 60
смол силикагелевых 12,82
асфальтенов 3,97
Коксуемость, % 5,20
Зольность, % 0,08
Кислотное число, мг КОг! на 1 г нефти 0,006
.Выход фракций, %
до 200 °C 28,0
до 35С °C 46,00
Количество фракций 150—200 °C составляет 7,5 %.
Шолькаринские нефти (н. к.—200 °C) имеют парафино нафтеновую основу. Бензины их относятся к высокооктановым компонентам топлив, в составе которых преобладают и ароматические углеводороды.
Высокосмолистая нефть содержит минимальное количество фракций, выкипающих в пределах 200—350 °C.
Керосиновый дистиллят отвечает требованиям на реактивное топливо ТС-1.
По содержанию серы в нефти и в топливных фракциях нефти относятся к 1 классу, т. е. малосериистые.
Остатки характеризуются высокой коксуемостью (10 % для остатка выше 350 °C и до 15 % для остатка выше 460 °C) и повышенным содержанием серы.
Зависимость изменения кинематической вязкое ги и плотности нефти от температуры такова: при 0 °C v=47,02 мм2/с, р=0,8902; при 10 °C — 27,90 и 0.8829 соответственно; при 20 °C — 18,78 и 0,8755; при 30 "С —
80
15 08 и 0,8693; при 40 °C — 14,80 и 0,8408; при 50 °C — 9,340 и 0,8355; при 60 СС — 7,290 и 0,8281; при 70 °C — 5.860 и 0,8213, при 80 °C — 4,880 и 0,8134.
Потенциальное содержание фракций следующее:
Температура отгота, °C Содержание фраю ни, %
60 2,0
70 3,5
80 4,8
90 6,7
100 8,9
110 10,6
120 12,5
130 14,5
140 16,0
150 17,5
160 20,0
170 22,0
180 23,5
190 25,3
200 27,0
210 28,0
220 28,6
230 29.2
240 31,5
250 32,3
260 33.7
270 36,0
280 36,0
290 37,5
300 38,Ь
310 39,7
320 41,0
330 41,5
340 42,5
350 43,7
360 44,1
370 45,6
380 47,0
390 48,5
400 49,9
410 51,3
420 53.0
430 55,1
'440 57,0
450 59,2
460 62,5
470 —
480 —
490 —
500 —
Остаток 37,5
81
в ходе анализа легких керосиновых дистиллятов при 120 - -240 °C получены следующие данные; выход на нефть 16,45 %, р’° 0,792.8; фракционный состав; н. к.— 150 °C, 10 % — 158 °C, 50 % — 182 °C, 90 % — 215 °C; vo 1,990 мм2/с, V20 1,470 мм2/с, температура вспышки 38 °C, начала кристаллизации — ниже минус 60 °C; содержание серы 0,043 %; теплота сгорания (низшая) 10 435 ккал/кг; высота некоптящего пламени 24,70 мм.
Характеристика дизельных топлив и их компонентов при температуре отбора 240—350 °C: выход на нефть 13,45 %; р 0,8412; V20 5,330, V50 2,650 мм2/с; температура помутнения -25 °C, застывания -28 °C; содержание серы 0,168 %; кислотность 1,90 мг КОН на 100 мл топлива; фракционный состав; н. к.— 259 °C. 10 % — 258 °C, 50 % — 270 °C, 90 % — 282 °C; анилиновая точка 75,0 °C; дизельный индекс 61,0; цетановое число 54,0.
Характеристика масляных фракций при температурах отбора 300 400 и 400- -160 °C; выход па нефть — 6 20 и 12,60 соответственно; р^° — 0,8691 и 0.8887; л“—1,4825 и 1,4950; v$o —6,990 и 22,35 мм2/с, vioo— 3,070 и 5,990 мм2/с; температура застывания — 3 и 19 °C; содержание серы — 0,253 и 0,280 %; парафин отсутствует.
Исследование остатков при температурах отбора 350 и 460 °C показало следующие результаты: выход на нефть — 43,7 и 37,5 % соответственно; V50 — 59,93 и 204,40 мПа-c, V80— 8.80 мПа с-(для второго случая); М—558 и 815; температура застывания — 18 и 27 °C, вспышки — 237 и 310 °C; содержание серы — 0,33 и 1,63 %; коксуемость — 10,00 и 15 63 %.
Ряд физико-химических характеристик шолькарипской нефти и ее фракций приведен также в табл. 93- -96.
Т а б л и ц а 93. I рупповой углеводородный состав фракций, выкипающих до 200 °C
Темп-ра отбора, °C Выход на нефть, % л20 D Солер-жание серы, % Содержание угж вояирогюв, %
ароматических нафтеновых парафиновых
Н. к.--60 2,0 0,6716 1,3840 0,006 0 33,0 67,00
60--95 7,0 0,7126 1,4065 0,015 0 47,0 53,00-
95—122 6,0 0,7483 1,4160 0,015 4.80 44,8 50.40
122—150 4,5 0,7695 1,4280 0,022 7,56 39,1 53,34
150--200 7,5 0,7969 1,4430 0,044 15,00 48.1 36,90
82
Таблица 94. Разгонка шоликаринсксй нефти и м рактеристики полученных фракций
Темп-ра выкипания при 760 мм рт. ст., °C Выход на нефть, % м 920» мм2/с 950, мм2/с 98С» мм2/с Темп-ра застывания, °C Содержание серы %
отдели ных фракци - 1 всего й
Н. к. (36)—67 2,77 2,77 0,6730 1,3920 76 0.470 — — — 0,004
67—81 2 70 5,47 — 1,3990 88 0,570 0,440 — — —
81—91 2.30 7,77 — 1,4060 99 0,690 0,520 — — —-
91—108 2,00 9,77 0,7429 1,4120 100 0,750 0,560 — — 0,018
108—121 2,50 12,27 — 1,4160 107 0,810 0,600 — — —
121—135 3 50 15,77 — 1,4241 119 0,890 0,650 — — —
135—152 3,00 18,77 0,7748 1,4300 130 1,070 0,730 — — —
152—169 3,50 22,27 — 1,4370 137 1,280 0,890 — — —
169—186 2,00 24,27 — 1,4438 150 1,580 1,050 — — 0,033
186—200 3,00 27,27 0,8111 1,4500 168 2,040 1,250 — — —
200—241 4,50 31,77 — 1,4600 181 2,750 1,550 9,950 -51 0,046
241—260 2.00 33,77 — 1,4630 201 3,590 1,880 1,120 -37 —
260—280 3,00 36,77 0,8420 1,4668 230 4.690 2,310 1,280 -30 —
280 -300 2.00 38,77 — 1,4695 231 6.570 2,940 1,570 -21 —
300—320 2,50 41,27 — 1,4700 245 8,650 3,760 1,840 -16 0,223
320—355 3,20 44,47 0,8596 1,4765 252 12,86 4,760 2,220 -8 —
355—382 2,80 48,27 — 1,4812 278 19,60 6,560 2,780 -2 —
382—405 2,50 50,77 — 1,4848 315 28,89 8,650 3,780 8 -—
405—415 2,00 52,77 0,8794 1,4880 331 77,02 12,30 4,590 13
415—430 2 50 55,27 — 1,4940 336 — 21,44 5,980 16 —
430—460 7,23 62,50 0,8861 1,4990 353 — 24,40- 7,150 18 —
Остаток 37,50 100,00 0,9624 -- 816 — — 59,90 27 —
Таблица 95. Групповой углеводородный состав дистиллятной части нефти, определенный адсорбционным методом
Темп-ра отбора, °C Выход на нефть, % Парафино-нафте-новые углеводе-роды Ароматические углеводороды Промежуточные фракции и смолистые вещества, %
I группы И, III групп всего, %
% % 20 ; "о %
200--250 5 30 1,4430— 1,4895 88,45 1,4960— 1,5240 6,61 1,5605— 1,5845 4,69 11,30 —
250—300 6 50 1 4490— 1,4895 82,63 1,4900— 1,5295 6,72 1,5440— 1,5690 9,49 16,21 1,10
300—350 4,90 1,4550— 1,4864 79,28 1,4989— 1,5084 3,90 1,5359— 1,5844 13,09 16.99 3,80
Остаток выше 350 56,30 1,4640— 1 4890 55,36 1,4910— 1,5150 5^4 1,5320— 1,5647 18,38 27,27 17,35
Примечанле. Ц.зя остатка IV группы п2° =1,5915—1,6005: содержание — 3,25 %.
83
Таблица 90 Crpj ктурно-rpj пповои состав 50-градусных фракций, определенный по методу n—d—М
Темп-ра отбора, °C Распределение углеводорода, % Среднее число колец в молекуле
’ Сд Си Скол Сп Кд Кн Ко
200—250 12,33 56,98 44,65 43,02 0,24 1.24 1 48
250—300 9,57 45,89 36,32 54,11 0,25 С,98 1,23
300—350 17,39 42,34 24,95 57,66 0,52 0,88 1 ,40
350—400 12,39 42,65 30,26 57,35 0,43 1,27 1,70
400—450 15,31 38,36 23,05 61 64 0,69 1,33 2,02
Месторождение Доссор^ Месторождение находится в Макатском районе, в 100 км к северо востоку от г Лтырау и в 25 км к западу от нефтепромысла Сагиз.
В геологическом строении месторождения принимают участие галогенные отложения кунгурского яруса нижней перми и перекрывающие их пермо триасовые, юрские, меловые, третичные и четвертичные терригенные образования. В структурном отношении месторождение приурочено к солянокупольному поднятию, имеющему почти меридиональное поднятие, соляное ядро которого залет ает в его сводовой части на глубине около 200 м. Грабенами меридионального и широтного простирания поднятие делится на северо-западное, юго-западное, восточное крылья.
Разведочные работы на месторождении были начаты в 1892 г., а разработка отдельных залежей — в J 911 г.
Нефти всех горизонтов месторождения по физико-химическим свойствам близки между собой и относятся к малосернистым (0—0,2 %), малосмолистым (2,4—8,9 % акцизных смол), слабопарафиновым (0,47—2,02 %), с выходом 29— 59 % светлых фракций, выкипающих при температуре 300 °C. Плотность колеблется от 0,824 —0,887 г/см3. Отличительной чертой нефтей этого месторождения является высокий выход из них дистиллятных масел — 40—60,5 % на нефть.
Растворенный газ нефти содержит 54,09—95,7 % метана, 11,3— 14,0 % тяжелых углеводородов, 1,6—31,8 % углекислого газа, 0,2— 0,4 % углекислоты, 0,2—8,5 % азота. Сероводород в газе отсутствует. >
Результаты обшего исследования доссорской нефти представлены в табл. 97 [130].
Помимо этого, определялось потенциальное содержание фракций (по кривой НТК): до 100 °C — 0,? %, до 120 °C — |,9, до 140 °C — 3,7, до 150 °C — 4,6, до 180 °C — .9,9, до 200 °C — 13,4, до 240 °C — 22,6, до 260 °C — 31,8, до 280 °C — 37,3, до 300 °C — 42,0, до 320 °C — 52,5, до 350 °C — 56,2, до 380 °C — 65,3, до 400 °C — 71,0, до 420 °C — 76,0, до 450 °C — 81,8, до 470 °C — 84,0, до 500 °C — 88Д) % [129].
Результаты исследования нефтепродуктов приведены в табл. 98.
84
Таблица 97. Общи е каракте ристики нефтей юоско! о юра зонта
Мест: отбора проб рГ V20> мм2/с V50 мм2/с, Содержание, % Коксуемость, % Содержание парафина, % Выход, %
серы СМОЛ серно-кис-лот-ных ДО 200 °C ДО 300 °C
I пласт 0,8570 — 5,80 Отс. — — 8 46
II пласт 0,8890 — 12 60 — 5,0 — 0,40 — 23
Ш пласт 0,8540 — 6,20 0,088 Огс. 0,89 0,56 11 52
IV пласт 0,8620 — 5,80 — — — 0,28 (50 °C) 10 42
1 сорг 185-й учас- 0,8601 15,60 6,10 0,134 3,0 0,53 0,61 (50 °C) 13 42
ТОК 0,8420 10,20 2,80 0,20 15 0,27 1,56 (49 °C) 19 48
Примечание. дгя вссх |.рОб температура застывания ниже минус 50 °C; асфальтены отсутствую!; смолы силикагелевые обнаружены б пробе нефти 1 сорта в количестве 2 %; кислотное число для нефти 1 септа равно 2,63 мг КОН на 1 г нефти
Таблица 98. Характеристика нефтепродуктов (компонентов авгл мобильного бензина)
Фракция, °C Выход на нефть, % Октановое число Содержание серы, %
в чистом виде мл Р-9 на 1 кг топлива
0,5 1 0,1 ; 1,5
Н. к,—120 2,0 71,0 — — — 0,055
Н. к,—150 4,6 66,0 75 79 81 0,042
Н. к,—200 13,4 56,6 — — — 0,046
Выход на нефть керосинового дистиллята при 150—320 °C составил 47,2 %, содержание в нем серы — 0,07 %.
Характеристика дизельного топлива типа арктического следующая; выход на нефть при 180 400 °C 61,1 %; цетановое число 41; 0,8587;
v?o 8.300 мм2/с; температура застывания ниже минус 60 °C.
Анализ остатка выше 500 °C показал выход на нефть 12 %; р™ 0,9089; ВУюо 4,65; температура застывания минус 2 °C; коксуемость 3,15 %.
Вязкость V50 трансформаторного масла составила 8,500. температура его застывания — минус 45 °C.
Характеристики масел следующие: для масла MBIT V5o=7,4OO мм2/с, температура застывания минус 60 °C, Р;” 0,889: для авиационного
85
масла МС-14 vioo~15,7O мм2/с, V5O'VHX)=6,6.27, температура застывания минус 30 °C, коксуемость 0,39 %.
Месторождение Жыланкабак. Месторождение расположено в севера восточной части Южно-Эмбинского солянокупольного района Прикаспийской впадины. Ближайшими населенными пунктами являются поселки нефтепромыслов Доссор и Макат, расположенные к западу в 110 и 90 км соответственно и ж.-д. станции Жантерек и Мукур, находящиеся к северу в 30—35 км.
Месторождение открыто в 1980 г., введено в разработку в 1985 г. Пробурено 29 скважин. Максимальная глубина их 732 м. В тектоническом отношении структура относится к скрытоиропванным соляным куполам Сводовая часть соляного ядра осложнена двумя вершинами: западной и восточной с глубинами залегания соли 500 и 700 м соответственно. В надсолевом комплексе купола, по данным сейсморазведки и бурения, выделяются северное, южное, юго-западное крылья и грабен.
В разрезе юрских отложений вскрыты два нефтяных горизонта и проведена их разведка.
Юрские нефти сернистые (0.50—0,72 %), тяжелые (0,9161— 0.9346 г/см3). Основные физико-химические характеристики их приведены в табл. 99 [12].
Таблица 99. Физико-химические характеристики жьглаикабакской нефти
№ скважины Глубина отбора, м Температура, °C Выход фракции до 300 °C, % Коксуемость, % Зольность, % Содср жанис серы, %
вспышки начала кипения
I юрский горизонт
3 400—415 0,9327 + 137 253 — 4,24 0,09 0,51
6 431—536 С,9146 +103 223 14,0 3,64 0,61 0,09
11 436—440 0,8922 +137 252 16,4 — 0,18 0,91
18 429—440 0,9273 + 140 225 13,0 4,07 0,34 0.72
II юрский горизонт
3 452—460 0,9071 +120 255 14 2 2,49 0,03 0,50
4 450—460 0,9161 +127 247 16,0 4,15 2,10 0 10
4 464—468 0,9346 +129 248 12,0 4,04 1,41 0,26
6 483—490 0,8346 +115 215 18,4 2 86 0,03 0,43
7 459—362 0,924 7 +113 230 16,2 4,76 0,09 0 19
Помимо этого, получек еще ряд физико-химических характеристик нефти I юрского горизонта (скв. № 4) и ее фракций.
Так, например, общая характеристика нефти с интервала 403 —426 м следующая: р при 20 °C 0,9131; М 460,0; V20 498,6 мм2/с, V50 80,40 мм2/с;
86
температура застывания минус 33 °C; давление насыщенных паров 4,10 кПа (при 50 °C); содержание парафина 2,76 %; температура его плавления 43 °C; содержание серы 0,47 %, смол сернокислотных 58, смол силикагелевых 13,83, асфальтенов 2,56 %; коксуемость 5,30 %; кислотное число 0,8400 мг КОН на 1 г пеФтн; выход фракций до 200 °C 6,50 %, до 350 °C 27,70 %.
Технологическая характеристика фракций и масел такова фракция реактивного топлива (120—240 °C): выход на нефть 11,70 %, Р^° 0,8399, V20 2,600 мм2/с, температура начала кипения ниже минус 60 °C, содержание серы 0,150 %; фракция дизельного топлива (240—350 °C): выход на нефть 9,50 %, ДИ 50, р*' 0,8776, v20 5,200 мм?/с, темпера • тура застывания минус 50 °C, содержание серы 0,230 %: базовые масла: выход на нефть 32,84 %, на мазут (350 °C) 42,40, индекс вязкости 134.
Исследования зависимости кинематической вязкости и плотности нефти от температуры показали следующие результаты: при 20 °C — v-498,6 мм2/с, р=0,9130 г/см3; при 30 °C — 249 и 0,9101 соответственно; при 40 °C — 141 и 0,9047; при 50 °C — 80,48 и 0.8978: при 60 °C — 55,20 и 0,8922; при 80 СС р=0,8836; при 90 °C — 19,44 и 0,8790.
Месторождение Орысказган. Месторождение газонефтяное, находится в Кзылксгинском районе, в 230 км от г. Атырау. Открыто в 1978 г., введено в разработку в 1985 г. Вблизи месторождения проходит нефтепровод Атырау — Орск.
Месторождение расположено в пределах куполовидной структуры, срезанной и разделенной дизъюнктивными нарушениями на несколько блоков. Нефтегазоносность установлена в юго-восточной и юго-западной частях структуры в терригенных отложениях нижнего мела, средней юры и нижнего триаса в интервале глубин 300 —И 00 м.
Балансовые и извлекаемые запасы нефти и растворенного газа составлены по категориям Ci и Сг.
Физико-химические свойства среднеюрских и нижкетриасовых нефтей изучены по 9 глубинным пробам из 6 скважин и по 12 пробам из 8 скважин, отобранным в условиях поверхности. Пои стандартных условиях нефть имеет плотность 0,798—0,895 г/см3, вязкость 4,39—168,26 мм2/с, в пластовых условиях — соответственно 0,612—0,808 г/см3 и 0,5—21,84 мПа-c и содержит серы 0,18—0,84 %, парафина 0,57—2,85 %, асфальтенов 0,19—2,29 %, силикагелевых смол 6,92—10,24 %; выход легких Фракций (до 300 СС)— 18—69 %.
Растворенный газ содержит метана 62,58—75,36 %, этана 13,36— '5,58 %, пропана 3,67—10,82 %, бутанов 1,27—4,12 %, азота — 4,09—11,28 %; углекислый газ отсутствует.
87
Таблица iOO. Физ ихо-химгческая характеристике
№ скважи- ны Интервал, м рГ Содержание серы, % Температура. °C Кис летное число, мг КОН ва 1 г нефти
ВСПЫШ- КИ засты- вания
Л объект
54 584—572 0,8836 0.22 51 -32 0,31
56 567—547 0,8747 0,15 50 -26 0,20
I объект
51 350—361 0,8873 0.22 61 -33 0,87
49 353—362 0,8875 0,13 49 -29 0,59
52 336—350 353 —363 0,8892 0,18 53 -30 1,85
Примечание. Содержание кокса в нефти скв. .V 54 1,19 %; содержание
парафина в
Результаты исследований нефтей средпеюрского горизонта представлены в табл. 100 Как видим, нефти малосмолистые (смол силикагелевых 0,1 %), малосернистые, асфальтены не обнаружены. Бензиновые фоак-ции практически отсутствуют.
Физико-химическая характеристика нефтей триасового (интервал 921—948 м, скв № 17) и юрского (интервал 567—580 м, скв. № 2) горизонтов такова: р при 20 °C — 0,8460 и 0,8714 г/см3 соответственно; М — 242,0 и 314,0; V20 — 30,51 и 69,40 мм2/с, V50 — 8,07 и 23,10 мм2/с; температура застывания — минус 22 и минус 30 °C; давление насыщенных паров при 38 °C — 5,155 и 9,600 кПа; содержание парафина — 2,85 и 1,63 %, температура его плавления 51 и 33 °C; содержание серы — 0,41 и 0,34 %, смол сернокислотных — 31 и 29, смол силикагелевых — 10,8 и 6,92, асфальтенов — 0,19 % и сл.; коксуемость — 2,40 и 1,02 %; кислотное число — 0,0398 и 0.0300 мг КОН на 1 г нефти: выход фракций до 200 °C — 22,70 и 3,28 %, до 350 °C — 41,00 и 25,40 % [12].
Технические характеристики фракций и масел нефтей из тех же скважин следующие: фракция реактивного топлива (120—240 °C): выход на нефть — 22,10 и 7,42 %, pf — 0,7796 и 0,8335, V20 — 1,379 и 1,920 мм2/с, температура начала кипения — ниже минус 62 и ниже минус 80 °C, содержание серы — 0,021 и 0,120 %; фракция дизельного топлива (240—350 °C): выход на нефть — 13,60 и 17,98 %, ДИ — 64,0 и 54,0, р]° — 0,8345 и 0,8579, V20— 5,690 и 8,550 мм2/с, температура застыва-
88
op-пеказганских нефтей
Вязкость, мм2/с, при Фракционный состав, %, при
0 °C 10 °C 20 °C 30 °C 40 °C 50 °C н. к. 250 °C ЗОС °C
I—II—III J2
665,? 241,9 119,4 66,41 41,40 27,61 218 2,0 19,0
574,3 147,6 68,93 40,69 28 60 18, J8 212 3,0 21,0
131,9 29,46 240 0,5 18,0
120,2 28,23 220 3,0 16,0
999,1 419,6 197,1 108,8 63,66 40,77 — — —
нефти скв № 56 3,83 %, температура его плав пения 49,6 °C.
пня - - минус 30 и минус 69 °C, содержание серы — 0,057 и 0,056 %; базовые масла: выход на нефть — 33,62 и 53,91 %, на мазут (350 °C)— 57,00 и 72,20 %, индекс вязкости — 92 — 112 и 70—112.
Определение группового углеводородного состава нефтей указанных скважин показало следующие результаты. Фракция до 350 °C: выход на нефть — 25,40 и 44,0U %, парафино-нафтеновых углеводородов — 90,35 и 88,56 %, ароматических — 9,65 и 11,44 %; масляный дистиллят (350 °C — к. к.): температура конца кипения — 490 и 480 °C, выход на нефть — 32,60 и 20,36 %, содержание парафина — 1,59 и 14,88, парафинонафтеновых углеводородов — 87,24 и 84,56 %, ароматических I группы — 3,54 и 7,60, П+Ш групп — 1,60 и 7,83, IV группы — 3,97 (скв. № 2), всего — 9,17 и 15,43 %, промежуточные фракции и смолистые вещества — 1,27 % (скв. № 2); вакуумный остаток (выше к. к.): выход на нефть — 42,00 и 38,64 %, содержание парафино-нафтеновых углеводородов — 71,30 и 57,32 %, ароматических I группы — 6,10 и 14,27, II + Ш групп — 15,40 и 18,21, IV группы — 0,81 (скв. № 2), всего — 22,31 и 32,48 %, промежуточных фракций и смолистых веществ — 6,41 и 10,20 %; общее содержание в нефти, парафино-нафтеновых углеводородов — 81,31 и 75,44 %, ароматических — 14,87 и 20,51 %, промежуточных фракций и смолистых веществ — 3,10 и 4,05 %.
89
Данные об изменении кинематической вязкоств и плотности нефти по скважинам № 17 и 2 приведены в табл. 101.
Таблица 101. Зависимостьклнемагтичгскойвязкости и плотиос-и нефти ог температурь-
Т емпература, °C Вязкость Плотность
0 333,51 0.85861
209.22 0,88622
10 91,98 0,8524
116,1 0,8800
20 30,51 0,8467:
69 40 0,8735
30 17,74 0,8400
43,50 0,8675
40 10,66 0,8340
28,70 0,8612
50 8,070 0.82ЯС
23,10 0,8554
60 6,440 0,8226
13,40 9,8485
70 5,180 0,8164
7,900 0,8423
80 4,310 0,8108
6,900 0,8358
90 3,860 0,8040
— 0,8297
1 По скв. № 17.
2 По скв. № 2.
Месторождение Уртатау-Сарыбулак. Палеозойская нефть месторождения Уртатау-Сарыбулак сернистая. Согласно классификации, она относится к парафино-наф теневым. В отбензиненных остатках содержание насыщенных углеводородов составляет 54,06 %.
В результате исследований проб пефти, отобранных с интервала 2872- -2877 м (скв. № 9), получена следующая общая характеристика: Рд° 0,8957; V20 148,2 мм?/с, температура вспышки 80 °C, застывания 5 °C; содержание парафина 6,51 %, температура его плавления 50 °C; содержание серы 0,6 %, силикагелевых смол 11,44, асфальтенов 3,96 %; коксуемость 4,6%; кислотное число 0,013 мг КОН на 1 г нефти; выход фракции до 200 °C — 8,0 %, до 350 °C — 33,8 %. Содержание углеводородов в бензине при н. к.— 200 °C; ароматических 15,8 % нафтеновых 32,9, парафиновых 51,3 %; в- отбензиненной нефти — парафипо-нафтеновых 54,1 %, ароматических 31,0, смолистых веществ
90
14,9 %. Кроме того, в нефти определены ванадий в количестве 0,0019 % и никель 0,0034 % (V/Ni— 0,56)[119].
Результаты анализов фракций приведены в табл. 10?.
Таблица 102. 1рупповой умевощородный состав высоко кипящих и оссаточных фракций нефтей
Темп-ра отбора, °C Содержание, % Промежуточные фракции и смолы, %
парафине-нафтеновых углеводородов ароматических углеводородов
I группы II; Ш групп [V группы всего
200—250 86.50 6.30 6,50 12,80 0,70
250—300 80,60 9,30 9,70 — 19,00 0,40
300—350 76,30 12,90 9,90 — 22,80 0,90
Выше 350 47,62 9,92 15,83 13,83 39,58 12.80
Исследование легких керосиновых дистиллятов при 120—230 и 120 —240 °C показало’ выход на нефть — 12,5 и 14,4 соответственно; р*9 — 0,7398 и 0,8049; фракционный состав: н. к.— 120 °C, 10 % — 165 и 180 °C, 50 % — 185 и 200 °C; вязкость V20 — 215,0 и 230,0 мм2/с, Vjo— 1,500 и 1,750 мм2/'с; температура вспышки — 40 и 50 °C, застывания — минус 60 и минус 55 °C; содержание серы — 0,04 и 0,044 %, высота кекогтяшего пламени — 29,6 и 22,4 мм.
Данные анализа углеводородного состава бензиновых фракций при н. к.— 150 и 150—200 °C таковы: выход на нефть — 1,45 и 6,55 %; Р^° — 0,7649 и 0,7932; п™ — 1,4250 и 1,4380; содержание ароматических углеводородов — 12,60 и 16,50 %, нафтеновых — 30,59 и 33,40, парафиновых — 56,81 и 50,10 %.
Исследование дизельных дистиллятов при 180—350 и 240—350 °C показало: выход на нефть — 28,8 и 18,9 %; р*° — 0,8325 и 0,8452; вязкость V20 — 3.790 и 5,630 мм2/с, V50 — 1,910 и 2,630 мм2/с; температура помутнения — минус 45 и минус 21 °C. застывания — минус 56 и минус 30 °C, вспышки — 95 и 107 СС; молекулярная масса — 198 и 200; фракционный состав: н. к.— 180 и 240 °C, 10 % — 220 и 250 °C, 50 % — 257 и 275 °C, 90 % — 290 и 360 °C; анилиновая точка — 67 и 74 °C; содержание серы — 0,0595 и 0,0760 %; ДИ — 57 и 58.
Характеристика базовых масел при температуре выше 350 °C: выход на фракцию или остаток 44,28 %, на нефть 20.35 %; р“ 0,8680; вяз
91
кость V5o 42,68 мм2/с, vioo 9,700 мм2/с; ИВ 124; п20 1,д807, М 404;
D температура застывания минус И °C.
Структура Пустынная. Структура Пустынная расположена в Эмбин-ском районе. Ближайший населенный пункт — нефтепромысел Каратон, в 40 км восточнее. Районный центр — нефтепромысел Кульсары, находящийся в 135 км к северо-востоку.
В 1957 г. по результатам гравиметрических работ сводовая часть купола очерчена отдельными точками и минимальными значениями изоаномалий силы тяжести. Можно предполагать, что соляное ядро купола, соответствующее данному минимуму, залегает довольно глубоко и поэтому на гравиметрической карте выражено слабо. Аналогами являются соляные купола Караарна, Кокарна, Тажигали и другие.
В 1968 г. начато глубокое поисковое бурение на надсолевой комплекс. В итоге на западном крыле структуры выявлены нефтеносные горизонты в сантонских, сеноманских и альбских отложениях.
В параметрической скважине № 10 в интервале 3639—3658 м наблюдались нефтегазопрояв ления в виде периодических выбросов. Газ содержит до 44,23 % метана.
Нефть арчинского яруса нижней перми (скв. № 10, глубина 3650 м) имеет следующую физике химическую характеристик [128]:
р? 0,8350
Содержание, % :
сернокислотных смол:
в нефть 10
в мазуте 16
силикагелевых смол —
асфальтенов отс.
серы 0,87
парафина 3,8
Температура плавления парафина, “С 48,2
Кислотное число, .яг КОН на 1 г 1,29
Температура з.-пышки в закрытом тигле, °C ниже -10
Коксуемость, %:
нефти 0,54
мазута 1,65
Температура застывания, °C ниже -20
Кинематическая вязкость. мм2/с, при:
20 °C 4,600
50 °C 2,500
Молекулярная масса 195
Потенциальное содержание фракц;гй по И ГК. %,
при:
100 °C 11,0
120 °C 15,4
150 °C 22,4
92
150 °C
200 °C
250 °C
300 °C
350 °C
22.4
32,7
42,6
49,6
59.9
Температура кипения нефти 32 °C.
Нефть характеризуется большим выходом светлых фракций, которые являются ароматизированными (табл. 103).
Таблица ЮЗ. Групповой углеводородный состав светлых фракций
Фракция, °C Выход на чефть, % Содержание углеисдородов, %
ароматических нафтеновых парафиновых
32—60 4,1 — —
60—95 5.6 5,8 20,7 73,5
95-122 6.2 13,5 12,0 74,5
122—150 6.5 22,6 13,2 64,2
150—200 10,3 25,2 14,3.. 60,5
200-250 9,9 22,3 16,3 61,4
250—300 7,0 27,2 5,1 67,7
Характеристика светлых фракций при 120-—240 и 240—350 °C такова: выход на нефть — 24,7 и 19,8 %; плотность при 20 °C — 0.794 и 0,857 г/см3; содержание серы — 0,37 и 1,14 %. Температура застывания второй фракции минус 14 °C, температура кристаллизации первой минус 60 °C. Фракционный состав при 120—240 °C: н. к.— 150 °C, 10 % — 158 °C, 58 % — 184 °C, 90 % — 231 °C, 97 % — 2*0 °C.
Дополнительная очистка керосиновых фракций (120—240 °C) от сернистых и кислородных соединений позволит использовать ее в качестве реактивного топлива. Дизельная фракция (240—350 °C) имеет высокую вязкость, повышенную температуру застывания и может применяться для получения дизельного топлива Л.
Месторождение Кошкар. Месторождение расположено в Макатском районе, в 125 км к северо-востоку от г. Атырау и в 40 км к северо-западу от месторождения Доссср. Ближайшая ж.-д. станция широкой колеи Макат находится северо-западнее, на расстоянии 30 км по прямой.
Соляной купол Кошкар выявлен гравиметрической съемкой в 1933 г. Здесь обнаружены естественные выходы нефти в виде закированных песков, приуроченных к линиям выхода сброса на поверхность
Первые притоки нефти получены в 1943 г. из неокомских отложений глубокой скважиной № 23, пробуренной на восточном крыле, затем в 1944 г. — из юрских толщ юго-западного крыла, а также из альбских северо-западного крыла.
93
Наиболее изученной является нефть месторождения Южный Кошкар.
В строении надсолевого комплекса юго-западного крыла принимаю? участие отложения алъба—сеномана, альба, апта, неокома, юры и лермо-триаса.
Купол Южный Кошкар делится на две резко отличающиеся друг от друга части: опущенную северо-западную часть и приподнятую юго-восточную, которая объединяет юго-западное и восточное крылья.
Из физико-химической характеристики проб нефти ки о-западною крыла, отобранных в поверхностных условиях, видно, что средняя плот ность равна 0,8851 г/см3. Нефть сравнительно вязкая, хотя и застывает при низких температурах (ниже минус 20 °C). Количество смол в мазуте небольшое, в среднем 12 %. Исходя из температуры кипения (н. к. 223 °C) можно заключить, что бензиновые фракции отсутствуют. При разгоне до 300 °C выход составляет 22 %, в основном за счет керосина.
Нефть юго-западного крыла малосерпистая, малосмолистая, парафиновая. Фракции до 200 °C не содержит.
Смесь нефти юрских горизонтов северо-западного крыла легче таковой юго-западного. Она содержит большое количество акцизных смол и повышенное количество кокса. Начинает кипеть при 135 °C и до 300 °C имеет выход светлых фракций 42,5 %.
Результаты исследований южно кошкарской нефти даны в табл 104 [130].
Таблица 104. Физико-химическаяхарактеристиханеф~и
Горизонт
Показатели среднеюрский II юрский
1 2 3
0,8730 0,8823
Вязкость. хм2/с, при:
20 °C 98,90 52,70
50 °C 21,90 15,11
Температура застывания
(с обработкой), °C -43 -47
Содержанке, %:
серы 0,20 0,17
смол сернокислотных 13.00 500
смол силикагелевых 6,13 1,28
парафинов 0,60 0,24
Коксуемость. % 1,28 0,42
Выход фракций, %:
до 200 °C 5,0 3,5
до 300 °C 24,0 24,1
94
Продолжение табл. 104
• 1 2 3
Нефть северо-западного крыла
Рд° 0,8604
Вязкость гри 50 °C, мм2/с;
кинематическая 9,850
по Энглеру 1,82
Темлератра загниванья, “С Ниже -20
Содержание, %
серы t 032
смол акцизных в мазуте 23,5
кокса в мазуте 2,75
Температура вспышки °C +129
Фракционный состав, %, при:
н. к. 135
до 150 °C 2,5
до 200 °C 11,5
до 250 °C 17,5
до 300 °C 42,5
Месторождение Тентексор. Месторождение находится в Макалском районе, в 100 км к востоку от г. Атырау ив 18 км к востоку от нефтяного промысла Байшонас Открыто в 1941 г., эксплуатационное бурение начато с 1945 г.
В геологическом строении месторождения принимают участие пермские гидрохимические осадки, слагающие соляной купол, я перекрывающие их пермо-триасовые, юрские, меловые и четвертичные отложения. Общая мощность надсолевых отложений 1720 м, максимальная мощность вскрытых гидрохимических отложений 281 м.
Надсолевая структура разделена грабеном северо-западного простирания на два крыла — северо-восточное и юго-западное, которые поперечными сбросами расчленены на отдельные тектонические блоки. Наиболее изучены северо-западное и восточное поля северо-восточного крыла, на площади которых пробурены 21 разведочная и 29 эксплутационных скважин
Физико-химические свойства нефти и газа охарактеризованы результатами лабораторных исследований проб поверхностной нефти, отобран ных из скважин № 1 (апт)—25 (юра).
Нефти всех залежей месторождения малосмолистые (2,0-5,0), мало-сернистые (0,12—0,26 %). Выход светлых фракций при нагреве до 300 °C 33—35 %. Плотность нефти 0,849 —0,913 г/см3.
Вязкость нефти антского горизонта южного поля очень высокая — 475,5 мм2/с, остальных горизонтов колеблется в пределах 21,2— 33,3 мм2/с.
95
Химический состав растворенного в нефти газа определен по данным исследований 42 проб газа, отобранных из скважин, вскрывших юрский (скв. № 2) и аптский (скв. № 1) горизонты северо-западного поля и аптский (скв. № 1) горизонт восточного поля. Газ состоит из метана (32,5—87,1 %), тяжелых углеводородов (2,3—8,9 %), сероводорода и углекислого газа (1,2—21,6), азота и редких газов (2,7—15,6
Месторождение Комсомольский (Нармунданак). Месторождение расположено в 130 км к востоку от г. Атырау. Через нефтепромьшел Комсомольский прокладывалась узкоколейная железная дорога, соединяющая его с ближайшей ж.-д. ст. Макат. Промышленная разработка начата с 1937 г.
В геологическом строении месторождения принимают участие пермские, триасовые, юрские отложения, перекрытые древчекаспийскими четвертичными породами. Наиболее древние из пройденных отложений, отнесенные к кунгурскому ярусу нижней перми, вскрыты скважинами на глубинах 957—1501 м.
Месторождение приурочено к солянокупольной структуре. Ядро соляного штока вытянуто в широтном направлении и залегает в наиболее приподнятой части на глубинах 800 900 м. Падсолевые отложения осложнены крупными сбросовыми нарушениями, образовавшим три крыла (западное, северное и южное), разобщенные грабеном.
Нефтяная залежь в отложениях апта — неокома, залегающая на глубинах 370—397 м, полностью разбурена.
Физико-химические свойства нефти из апт-неокомской залежи определены по результатам исследования 20 проб Нефть нафтеновая, плот ностьвт 0,888—0,899 г/см3, смолистая (16—22 %), слабопарафинистая (0,5—0,6 %), малосернистая (0,4 %), вязкая (22—53 ед. по Энглеру при 20 °C) с выходом 10—18 % керосиновых фракций, 40 % дизельного топлива и 25 % масел. Бензиновые фракции практически отсутствуют (0,4 %).
Физико-химическая, характеристика нижнеаптской нефти следующая [130]:
Р4° Вязкость, мм2/с, при: 0,8350
20 °C 50 °C Температура застывания (с обработкой), °C Содержание, %: 185,0 36,71 -40
серы смол сернокислотных парафинов Температура плавления парафина, °C Коксуемость, % Выход фракции до 300 °C, % 0,15 20,00 0,84 50 2,28 16,5
96
Месторождение Косшагыл. Месторождение Косшагыл находится в 270 км к юго-востоку от г. Атырау. Структура Косшагыл выявлена гравиметрической съемкой, в 1929 г. В ее геологическом строении принимает участие весь чадсолевой комплекс — от четвертичных отложений до галогенной толщи кунгурского яруса пермской системы. Структура разделена основным грабеном восточного простирания на .^восточное, южное и северное крылья. Промышленная нефтеносность связана в основном с альбскими, неокомскими и среднеюрскими отложениями северного крыла. В южном крыле промышленная нефтеносность установлена в пермо-триасовых отложениях западного поля.
В результате бурения в пределах структурных элементов месторождения выявлено 29 нефтяных горизонтов.
За время разработки (с 1935 г.) нефти в поверхностных условиях изучены по всем объектам. С увеличением глубины залегания залежи ллог-еость нефти уменьшается. Последующие анализы, выполненные в процессе разработки, свидетельствуют, как правило, об ее увеличении. Нефти меловых и литерных горизонтов относятся к малосернистым, характеризуются высокой плотностью и вязкостью, почти полным отсутствием бензиновых фракций.
Нефти пермо-триасовых горизонтов по физико-химическим свойствам близки к нефтям литерных горизонтов, но содержат значительное количество (8—16 %) бензиновых фракций, выкипающих до 200 °C. Нефти юрских горизонтов малосернистые, с выходом бензиновых фракций, выкипающих до 200 °C, более 20 %. Нефти характеризуются низкой плотностью и вязкостью. Юрская нефть как маловязкий компонент использовалась к качестве добавки к другим нефтям для улучшения условий отстоя и транспортировки.
Косшагылская товарная нефть является малосернистой, смолистой, с содержанием бензиновых фракций до 150 °C 1,5 %, до 200 °C — 9,5 %.
Результаты общего исследования косшагылской нефти разных горизонтов даны в табл. 105,106 [129, 130].
Потенциальное содержание фракций в нефти таково (%): до 85 °C — 5,1; 100 °C — 6,1; 120 °C — 9,4; 140 °C — 12,7; 150 °C — 14,0; 180 °C — 18,5; 200 °C — 21,4; 240 °C — 28,6; 260 °C — 32,6; 280 °C — 36.9; 300 °C — 41,0; 320 °C — 42,7; 350 °C — 46,0. 380 °C — 54,0; 400 °C — 58,0; 420 СС — 64,0, 450 °C — 74,0; 470 °C — 79,0: 500 °C — 86,0 [129].
Характеристика компонента автомобильного бензина: выход яа нефть (н. к.— 150 °C) 14,0 %; октановое число 75,0 (в чистом виде), 82,0 (0,5 мл Р-9 на 1 кг топлива), 85,5 (1,0 мл Р-9), 88,0 (1,5 мл Р-9); сера — следы.
Анализ керосинового дистиллята показал- выход при 150—310 °C — 29,0 %; октановое число — 40; серы — следы.
Характеристика дизельного топлива тина летнего; выход 36 %; цета-
97
Таблица 105 Оби;сеиссгедование
Нефть V20» мм2/с V50> мм2/с Теми-ра застывания, °C
серы СМОЛ сернокислотных
Неокомская 0,8857 — 47,СО Ниже -40 0,44 36,0
Неокомская смолистая 0,9241 65,40 Ниже -35 0,44 33,0
Юрская 0.8590 — 6,000 Ниже -30 0,18 7,2
Юрская II и Ш пластов 0.8450 11,20 3,900 Ниже -30 0,18 10,4
Псрмо-триа-совая 0,8630 21,00 7,300 45 0,52 8,0
Таблица 106. Физико-химическая характеристика нефти
Горизонт
Показатели I альб-ский п неокомский III неокомский Литерный I юрский п юрский неокомский сзп юрский СЗП пермский ЗП
Средняя глубина залегания, м 247,0 354,0 348,0 348,0 427,0 468,0 188,0 319,0 154,0
0? 0,9165 0,9165 0,9165 0,8706 0,8706 0,8706 0,8440 0,8440 0,8830
Содержание серы, % 0,30 0,30 0,30 0,10 0,10 0,10 0,09 0,09 0,40
Содержание парафина, % 0,59 0,59 0,59 0,86 0,86 0,86 0,53 0,53 1,50
Примечание. Тип залежей — пластовые тектонические, коллекторы терригенные.
hobos число 67; рг 0,853; V20 7,600 мм2/с; температура застывания ниже минус 30 °C, содержание серы 0,2 %.
Анализы широкой масляной фракции при 350—420 и 420—590 °C показали следующие результаты: выход — 18,0 и 22.0 % соответственно; Рд —0,8780 и 0,9000; V50— 15,40 и 12,50 мм2/с; температура застывания — минус 4 и 10 °C.
Характеристика мазута выше 300 °C: выход 59,0 %; ВУ юо 2,0; температура застывания минус 5 °C.
Характеристика битума следующая: глубина проникновения иглы 167 мм, растяжимость выше 100 см; температура размягчения 37 °C,
Месторождение Молдабек Восточный. Месторождение находится в 90 км к востоку от пос. Доссор. Открыто в 1988 г.
Месторождение находится в надсолевых отложениях юго-востока Прикаспийской впадины.
98
косшагылских нефтей
Содержание, % Коксуе-мостъ, % Содержание парафина, % Темп-ра плавления парафина, °C Выход, %
асфальтенов СМОЛ силикагелевых до 200 °C до 300 °C
— — 3,20 1,10 55 1,5 24
0,40 10,27 4,20 0,40 55 0,5 19
— — 1,03 1,74 54 1,7 —
0,35 — 1,44 1,56 52 21,0 41
Оте. Огс. 1,50 1,56 52 16,0 38
Пробы кефги для исследований отбирались из разведочных скважин №6, 9, 16, 28 |122].
Свойства пластовых нефтей с ростом глубины их залегания изменяются в достаточно широких пределах (табл. 107).
Показатели Таблица 107. Основные свойства пластовой нефти
№ скважииьг
Ch Ю 9 28 1 16
Инз ервал i «рфорации, м 286—298,5 318- -322 2,5 24,0 1,62 352—365 3,0 24,5 1,80 425—429 3,6 24,0 2,40 517—530 4,6 25,0 3,20
Пластовое давление, мПа Пластоаая температура, °C Давление насыщения, мПа Газосо держание при одно- 2,4 24,0 1,60
кратком оазгазировании: мЗ/мз 6,2 6,3 6,9 8,7 13,3
м3/т 6,9 7,0 7,7 9,8 15,2
Характеристика пластовой угле р20 юдной жидкости: 4 иный коэффициент 1,08 1,99 1,09 1,09 1,10
вязкость, м11а с 98,70 85,20 74,10 31,84 15,50
0,8215 0,8245 0,8244 0,8140 0,8049
коэффициент сжимаемости, мПа-1 28,3 31 0 39,2 40,8 44,5
усадка, % 7,7 7,9 7,9 8Д 9,7
Мезозойская нефть месторождения малосернистая. Согласно классификации нефть относится к нафтеновым [122]
В табл. 108 приведена физико-химическая характеристика нефти.
В широкой бензиновой фракции (н. к.— 200 °C) нефти из скважины № 6 определено ароматических углеводородов 9,3 %, нафтеновых — 58,0,
99
Таблица '08. Физико-химически» характеристика
Интервал, м № скважины ₽? V20, мм2/с Темп-ра эастывглия, "С Содержание парафина, % Темп-ра плавления парафина, °C
512- -529 2 0,8772 114,7 -30 2,36 —
316,4—322 6 0,8887 193.8 -36 0,89 —
550—570 16 0,8708 70,30 -45 0,86 57
парафиновых — 22,5 %. В отбензиненной нефти парафино-нафтеновых углеводородов содержится 74,9 %, ароматических — 19.9, смолистых веществ — 5,2 %.
Месторождение Кптыртас Северный. Месторождение находится в 80 км к юго востоку от ж.-д. ст. Макат. Открыто в 1982 г.
Нефть, отобранная из скважины № 1 (интервал 1114—1119 м), ма-лосернистая (содержание серы 0,42 %), парафинистая (парафина 3,84 % с температурой плавления 42 °C), высокосмолистая (асфальтенов 1,26 %, силикагелевых смол 14,3 %, коксуемость 3 6 %). Потенциальное содержание светлых фракций в нефти, выкипающих до 350 °C, 42 %. Выход широкой бензиновой фракции п. к.— 200 °C 20,5 %; р“ 0,8872; V20 46.96 мм^/с, температура вспышки 92 °C; кислотное число 0,054 мс КОН на 1 г нефти.
Нефть из скважины № 22 высокопарафинистая (содержание парафина 9,72 % с температурой плавления 41 °C), высокосмолистая (асфальтенов 0,91 %, силикагелевых смол 15,67 %, коксуемость 2,6 %), сернистая (содержание серы 0,6 %). Потетщиальное содержание светлых фракций в нефти, выкипающих до 350 °C, 36,7 %. Выход широкой бензиновой фракции н. к.— 200 °C 12,0 %; р“ 0,8702; V20 94,49 мм2/с; темпера-
тура вспышки 15 °C; кислотное число 0,200 мг КОН на 1 г пефти [122, 125].
Фракции нефти отличаются повышенным содержанием серы и высокой кислотностью. Поэтому легкие фракции этой нефти (и. к.— 120 °C, н. к.— 150 °C) после очистки от сернистых соединений могут служить прямогонными компонентами авиа- и автобензинов. Фракции н к.— 180 °C и п. к— 200 °C после соответствующей очистки могут использоваться в качестве растворителя для лакокрасочной промышленности по ГОСТу 3134—52 (табл. 109).
100
жзшойекой нефти
Содержание, % Коксуемость, % Выход фракций, %
серы силикагелевых смол асфальтенов до 200 °C ДО 350 °C
0,45 486 1,12 0,1 2,0 21,0
033 9.91 0,20 1.4 43 25,7
0,25 4,84 0,22 1,0 5,0 31,8
Таблица 109 Характеристика бензиновых фракций, выкипающих до 200 °C
Темп-ра отбора, °C >? Фракционный состав, %, при Кислотность, мг КОН на 100 мл топлива Содержание серы, %
И. к. i 10 % 50 % 90 % 1 98 %
Н. к,—120 0.7492 60 85 ЮС' 120 125 11,49 0,097
Н. к,—150 0.7538 70 93 125 140 155 15,02 0,110
Н. к,—180 0.8094 80 114 158 170 190 22,54 0,180
Н. к,—200 0,6346 95 120 180 200 202 22,54 0,200
Групповой углеводородный состав бензиновых фракций нефти (скв. № 22) приведен в табл. 110.
Таблица 110. 1'рупповой углеводородный состав бензиновых фракции
Темп-ра Выход на _ 20 20 Содержание углеводородов. %
отбора, °C нефть, % ₽4 п D ароматических | нафгеновых парафиновых
Н. к,—122 2,6 0,7511 1,4220 31,2 14,1 54,7
122—150 2,9 0.7608 1,4260 17,6 14,8 67,6
150—200 6,5 0,7825 1,4400 21,5 19,6 58 9
Керосиновые дистилляты нефти из скважины 22 по сравнению с нефтью из скважины № 1 содержат много серы, поэтому они должны подвергаться глубокой очистке, после которой фракции 150—280 °C и 150 —320 СС могут использоваться в качестве прямогонных компонентов зимних дизельных топлив марки 3 для холодной зоны. Характеристика свойств керосиновых дистиллятов при температурах отбора н. к. — 280 °C и н. к.— 320 °C такова; р*’ — 0,8021 и 0,8129 соответственно; фрак-
ционный состав: н. к.— 150 °C, 10 % — 180 и 150 ПС, 50 % — 220 и 240 °C; вязкость V20— 2,410 и 3,020 мм2/с, vso— 1,460 и 1,730 мм2/с; температура застывания — минус 55 и минус 50 ’С, вспышки — 60 °C (для первой фракции); содержание серы — 0,26 и 0,31 %; анилиновая точка — 74 и 73 °C; высота некоптящего пламени — 23 и 21 мм
101
Результаты исследования группового углеводородного состава высоко-кипящих и остаточных фракций нефти из скважины № 1 приведены в табл. 111.
Т а б л п ц а 111. Групповой углеводородный состав выг(коканшм я остчтотшlx tpjMuni нефтей
Темп-ра отбора, °C Содержание парафинонафтеновых углеводородов, % Содержание ароматических углеводородов, % Промежуточная фракция и смола, %
I группы П, Ш групп IV группы всего
200 -250 90.40 4,50 2 80 — 7,30 2,30
250—300 84,90 3,50 8,10 — 1160 3,80
300 350 81,90 4,70 9,50 — 14.20 3,90
Выше 350 57,74 11,24 13,55 7,29 32,08 13,18
Фракции дизельных топлив характеризуются высокими значениями цетанового числа, имеют низкие температуры застывания (табл. 112) и могут быть использованы в качестве зимнего топлива, а остальные дистилляты — в качестве летнего марки Л.
Таблица 112. Хзраитсриг’ька тшг. типах (истюиип'О',
Теи-т-р» < «тбора, <С
Выход ча нефть %
V20, ММ!/С
м фракционный состав, ®С, при Анилине- вая точка, ЯС держание серы. % дн
и. к. 10% 50 % 90 %
180—350 27,38 0,8130 3,020 1,720 -39 -48 95
200—320 18,00 0,8211 3,670 1,980 -34 -45 5 00
200—350 24,70 0,8226 3,770 2,010 -23 -35 107
230—350 21.38 0 8298 4,170 2,210 -22 -33 115
240—350 20,37 0,8329 4,290 2.310 -19 -30 120
193
199
205
208
210
180 210 242 280 75 0,38 70
210 235 254 284 78 0,35 69
210 235 258 290 79 0,40 69
220 240 255 295 76 0 44 65
235 245 260 300 74 0 45 62
Дизельный дистиллят 180 -350 °C нефти по физико-химическим характерногикам соответствует требованиям ГОСТа 305 -82 на зимнее дизельное топливо марки 3, а фракция 240—350 °C может быть использована в качестве летнего топлива марки Л.
Нефти месторождения имею! высокое потенциальное содержание базовых масел: при температуре отбора выше 350 °C выход на фракцию или остаток 56,96 %, на нефть 32,18 %; р(° 0,8874; вязкость vso 62,01 мм2/с; Vito 11,59 мм?/с, ИВ 103; 1,4832; температура застыва-
ния минус 9 °C.
По содержанию серы в самой нефти и в топливных фракциях н^фть месторождения (скв. № 1) относятся к классу 1.
102
Месторождение Жубантам, Месторождение находится в 90 км к северо-востоку от ж.-д. ст. Ку.тьсары. Открыто в 1986 г. Запасы забалансовые подсчитаны.
Месторождение приурочено к солянокупольной структуре скрыто-прорванного типа. Структура серий тектонических нарушений разделена на три крыла. В разрезе восемь залежей нефги. Все они приурочены к наиболее погруженному юго восточному крылу и залегают в барремских и готеривских осадках на глубинах 390 -500 м.
Небольшая глубина залегания продуктивных горизонтов, сильная на-рушенпость структуры разломами повлияли на состав и свойства нефтей. Нефть характеризуется высокой плотностью (0,8705-—0,9249 г/см3), повышенной серяпстостью (до 1,63 %) и смолистостью (7,14—19,2 %). Содержание асфальтенов в нефтях варьирует от 0,39 до 1,03 %.
Мезозойская нефть месторождения Жубантам малосернистая. Согласно классификации она относится к парафино-нафтеновым. Общая физико-химическая характеристика нефти с горизонта К а (интервал 477- -480 м, скв. № 14) такова: р“ 0 9197; V20 187,4 мм2/с; температура застывания минус 13 °C; содержание парафина 3,78 %, температура его плавления 40 °C; содержание серы 0,75 %, силикагелевых смол 15,17, асфальтенов 3,36 %; коксуемость 5,6 %; выход фракций до 200 °C 6,2 %, до 350 °C 20,5 %.
Углеводородный состав нефти, а также содержание углеводородов в составе широкой бензиновой фракции н. к.— 200 °C той же нефти следующие: ароматических углеводородов 17.8 %, нафтеновых 38.0, парафиновых 46,2 %; в составе отбензиненной нефти парафиио-нафте-новых углеводородов 59,1 %, ароматических 31,3, смолистых веществ 9,6 % [122].
Нефть из скважпны № 4 I барремского (интервал 390—394 м) го ризонта окисления (Д 1710=0,13) содержит большее количество ванадия (15,3 10-4 %), который в значительной степени преобладает над никелем (0,26-10-4 %). Порфириновые комплексы в нефти не обнаружены, что, вероятно, объясняется их разрушением при окислительных процессах. Судя по коэффициентам С1=0,76 и С2=0,92, нефть ароматическая, содержание алифатических структур незначительное. Остальные ее физикохимические характеристики таковы: плотность 0,9250 г/см3; содержание серы 1,63 %, силикагелевых смол 11,92. асфальтенов 0,8 %. Фракция н. к.— 200 °C отсутствует [121].
Месторождение Ботахан. Месторождение находится в 65 км к западу от ж -д. ст. Кульсары. Открыто в 1980 г., введено в разработку в 1981 г.
Все нефти месторождения малосмолистые, малоссрнистыс. Выход светлых фракций (до 300 °C) составляет 35—57 %, выход бензиновых фракций — 14—30 % (табл. 113).
103
Таблица 113. Фичи ю-химическая харя кткриств и
№ скважины Интервал, м Содержание, % Темп-ра застывания, °C
смол СИЛИ каге-левых асфальтенов серы
25 1205- 1209 0.8509 0.28 2 48 -39
65 1416—1412 0,8114 4,91 0,26 0,18 1,34 -40
83 1366- -1378 0,8111 0,19 1,08 -31
1386—1389
42 1338—1375
1382—1359 0,8246 5,17 0,40 0,14 1.70 -16
52 1200—1220 0,8499 6,96 0,35 0,30 2,36 -26
37 1405—1421 0,8225 — — — 1,20 -25
51 1195—1210 0,8495 — — 0,29 2,38 -32
17 1410—1420 0.8083 — — — 0,88 -32
1 1206—1214 0,8478 — — 0,19 2,29 -37
67 1361—1375 0,8452 0,20 2,30 -13
1380—1385
7 1205—1220 0,8465 0,27 2,00 -14
53 1418—1420 0,8321 0,07 1,07 Ниже -45
41 1428-1427 0,8355 0,12 -25
1414—1419
Примечание. Температура вспышки ниже минус 5 °C.
Месторождение Крыкмылтык. Месторождение открыто в 1988 г.
Месторождение расположено в зоне небольших по запасам нефтяных месторождений Жыланкабак и Дауле талы. Крыкмылтык — сложно-построенная структура. Нарушениями она разделена на ряд блоков, где располагаются нефтеносные отложения триаса, юры и нижнего мела Тип залежей — пластовые, тектонические, экранированные Возможности промышленной добычи связываются с юрским комплексом, где выделяются четыре (ю-1 — ю-IV) нефтяных горизонта. Объекты фонтанирующие, дебиты их при 7-мм штуцере составляют 24,0—38,5 м3/сут. Триасовая и меловая нефти тяжелые, высоковязкие, смолистые [122, 125].
Мезозойская нефть малосернистая. Общая физико-химическая характеристика се проб, отобранных с интервала 924—934 м (скв. №1), такова: р/ 0,8835; V20 121,8 м^/с; температура застывания минус 37 °C; содержание парафина 2,83 %, температура его плавления 54 °C; содержание серы 0,36 %, силикагелевых смол 9,69, асфальтенов 1,09 %; коксуемость 2,2 %; выход фракция до 200 °C 3,5 %, до 300 ЭС 20,5 %.
Методами электронного парамагнитного резонанса (ЭПР), электронной спектроскопии и масс-спектрометрии былп установлены состав и строение мсталлопорфиринов (табл. 114) [124].
104
нефти месторождсыш Ботахаи
Кислотное число, мг КОН на 1 г нефти *20, мм2/с *50, мм2/с Фракционный состав, %, при
н. к., °C 100 °C 150 °C 200 ’С 250 °C 300 °C
0,09 18,63 7.220 110 6,4) 13.0 23,0 37,0
0.07 5,670 3,090 72 4,0 15.0 26,5 35,5 13,5
0,03 5,550 3.070 75 6,0 17.0 28.0 39.0 50,5
0,10 8.030 4,080 75 3.0 13.0 23,5 35,5 47 0
0,08 22,22 9,010 95 — 7,0 14.0 25,0 38 0
0,15 7,540 3,800 — — — — — —
0,09 19,60 8,010 97 — 8,0 15,0 25,0 38.0
0,18 5,730 2.950 63 5.0 19.0 30 0 42,0 57,0
0,09 13,87 8.140 100 — 8,0 17,0 25,0 37,0
0,11 17,12 7,310 — — __ — — —
0,14 18,30 7,370 80 3,0 12.0 21,0 30,0 43,0
0,13 9,93 4.720 — — — — —
0,12 4,800 5,300 80 4,0 10,0 24,0 35,0 48,0
Таблица 114 Концентрацияьаиадияиметаллопорфирияов и нефти надсолевого комплекса
№ скважины Интервал, м Содержание V, г/г Содержание, мг на 100 г УЛ-МП
vn Nin
9 16 15 409 -419 23,G 3,4 0.4 8.5 491—495 17.9 1,7 0.20 8.5 930—933 5.0 0.8 Отс
Месторождение Забурупьс. Месторождение Забурунье находится в 70 км к западу-юго-западу от г. Атырау.
Нефть отобрана из нижнемеловых отложений (неоком) с глубин 905—913 и 895—903 м {123].
Как показали исследования, нефть тяжелая (плотность при 20 °C 0,8945 г/см-), вязкая (46,3 мм2/с при 50 °C), смолистая (содержание силикагелевых смол 8.8 %), низкозастывающая (минус 37 °C), с незначительным содержанием асфальтенов (0,3 %), парафина (0,02 %) и серы (0,4 %). Температура вспышки 50 °C, содержание в нефти азота 0,04 %, хлоридов 183 мг NaCl на 1 л; кислотное число 1,21 мг КОН на 1 г; коксуемость 2,5 %; зольность 0,07 %. Выход светлых фракций очень низкий: потенциальное содержание фракций до 350 °C 29 %, до 490 "С 54,5 %.
1С5
Анатаз группового углеводородного состава 50-градускых фракций нефти показал, что фракции до 350 °C в основном состоят из изопа-рафинс-нафтековых углеводородов, содержание которых составляет 82—94 %. Парафиновые углеводороды в дистиллятах не обнаруженье.
Содержание в нефти бензиновых фракций незначительно: до 180 °C — 1,6 %, до 200 °C — 2,5 %. Эти фракции характеризуются низкими значениями октанового числа (56-- 59), содержанием серы 0,06—0,08 % и очень высокой кислотностью (107,3 и 76 мг КОН на 100 мл соответственно).
Фракции и. к.— 230 °C и н. к.— 240 °C (табл. 115) по всем показателям (кроме кислотности) отвечают требованиям ГОСТа 10227—62 на топливо Т-1.
Характеристика фракций дизельного топлива приведена в табл. 116. Фракция 200 —320 °C по всем показателям, за исключением плотности и кинематической вязкости при 20 °C, соответствует требованиям ГОСТа 305—82 на топливо дизельное
Таблица 115. Физико-лимическам характеристика фракций
Показатели Фракция
н.к,—230 °C н. к —240 °C
Выход, % 6,5 8.5
Р? 0,8243 0.8268
Фракционный состав, °C, при:
н. к. 150 150
10% 168 174
50% 204 211
90% 228 238
98% 236 243
Вязкость, мм2/с:
при 40 °C 9.45 11,87
при 20 °C 1.87 2,03
Содержание, %:
серы 0,10 0,10
ароматических углеводородов 10,2 10.4
Температура, °C:
начала кристаллизации Ниже -60 °C Нпже -69 °C
вспышки 38 41
Высота некоптящего пламени, мм 22 22
Кислотность, мг КОН на 100 мл 40 45
106
Таблица 116. Характеристика фракций дизельного тоюинэ
Показатели Фракция, °C
180—350 200—350 200—360 200—320 230—350 240—350
Выход, % 27,4 26.5 28,3 20,2 22,5 20.5
Р4° 0,8566 0,8576 0,8583 0,8527 0.8604 0,8617
Фракционный состав, °C, при: 50 % 292 291 293 270 296 299
96 % 342 343 351 317 338 339
Вязкость при 20 °C, мм2/с 6,61 7 27 8,62 5,20 8,83 9,57
Температура вспышки, °C 88 94 118 120
Содержание серы, % 0,14 0 18 0.19 0,15 0.18 0,19
Коксуемость 10 % остатка,% 0.01 0.03 0,05 0,02 0,06 0,08
Кислотность, мг КОН на 100 мл 19.7 20,0 20,6 15.5 20,3 20.6
Цетановое число 44 50 — — 52
Примечание. Температура помутнения ниже минус 60 °C.
Нефть плотностью 0.8966 с выходом до 200 °C 2,0 % и до 300 °C 20,4 % является сернистой: общей серы — 1,04 %; меркаптановой — 0,015 % во фракциях и 1,48 % к общей; сульфидной — 0,4848 и 46.61 % соответственно; остаточной — 51,9 % к общей.
Для нефтей неокомского горизонта характерно отсутствие нике ль-порфириновых комплексов, а ванадилпорфириновые комплексы обна ружены в пробах с интервала 894—899 м в небольших количествах — 11,1 мг на 100 г, а также 9,2 мг на 100 г в остатке при температуре выше 400 °C.
Месторождение Прибрежное. Месторождение находится в Эмбинском районе.
Структура расположена на юго-востоке Южно-Эмбинского нефтеносного района, в 18—20 км к западу от разведанного месторождения Караарна и в 45 км от месторождения Каратом.
В 1964—1965 гг. в результате площадных сейсмических исследований было установлено наличие солянокупсльной структуры по III отражающему горизонту (кровля верхней юры). Соляное ядро имеет два склона: северо-западный пологий и юго-вос точный крутой. Минимальная глубина соли составляет 2100- -2200 м. Соответственно склонам соли надсолевые отложения имеют одноименные крылья, разделенные грабеном.
В 1979 г. по скважине N« 6 в целях определения продуктивности горизонта проводилось испытание глубишю-насосным способом. В резуль-
107
Таблица 117. Физико-химическая
№ скважины Интервал, м Смолы сернокислотные. % Кокс, % Содержание, %
асфаль-тенов силикагелевых смол
в нефти В мазуте В нефти В мазуте
2 634—622 578—571 0,9672 50,0 62,0 7,80 9.30 — —
4 397—400 400—410 412—419 .0,9928 — 75,0 7.95 9,20 8,2 32,2
4 437--432 0,9972 48,0 74,0 7,00 8,40 4,5 20,0
6 436—440 0 9955 49.0 74,0 8.20 9,80 6,8 31,2
9 412—425 0,9982 4X.Q 74,0 8,00 10,00 — —
9 412—402 0,9967 48,0 75,0 8,60 10,20 8,4 30,4
418—422
Примечание.
Кинематическая
вязкость нефти с интервала 412—425 м
тате установлен приток нефти из интервалов 402- -412 и 418 -422 м. Характеристика полученной нефти следующая: плотность при 20 °C 0,909, при 38 °C 0,990 г/см3, механические примеси 0,058 %, хлористые соли 2419,2 мг/л.
Физико химическая характеристика поверхностных нефтей приведена в табл. 117. В про лессе разведочного бурения были отобраны и изучены шесть поверхностных проб нефти альб-сеноманского горизонта из скважин № 2, 4, 6, 9.
Нефти альб-сеноманского горизонта относятся к тяжелым (плотность 0,9672—0,9982 г/см3), высокосмолистым (сернокислотных смол 48— 50 %), малопарафиновым (парафина 0,12—0,2 %), высокосернистым (серы 2,1—3,0 %), вязкость от 950 до 3384 мм2/с. Содержание асфальтосмолистых веществ 24,5—40,4 %, потенциальное содержание по НТК светлых фракций, выкипающих до 300 °C, 18,5 %, выход базовых масел 31,2 %. Остаток свыше 300 °C, как и чистая нефть, может быть использован в качестве сырья для дорожных покрытий.
Месторождение Жолдыбай Северный. Месторождение находится в Кзылкогинском районе, в 152 км к северо-востоку от г. Атырау. В 20 км юго-восточнее расположена площадь Жолдыбай; в пределах которой, с северо-востока на юго-запад, через центральную ее часть проходит ж.-д. 'Актюбинск — Астрахань. В 30 км к юго-западу находится нефтепромысел Макат.
В 1932—1933 гг. в результате проведения вариометричсской съемки был выявлен гравитационный минимум силы тяжести Жолдыбай, которо -
108
характеристик? сеном?неких нефтей
Температура, °C Содержа-ние серы, % Кислотное число, мгКОН на 1 г Содержание пара-фнна, % Кинематическая вязкость, мм2/с при
застывания ВСПЫШ- КИ
20 °C 30 °C 40 °C 50 °C
-22 3,0 0,80 — 950,1 405,4 194,9 106,0
Ниже -20 138 2,2 1,40 0,14 3120 f 1450 7 14.0 228,0
Ниже -20 122 2,1 0,72 0,12 3384 1692 846,0 282,6
Ниже -20 136 2,0 1,45 0,17 3290 1626 808,0 269.0
-22 145 2,7 1,53 0,20 3180 1495 740,0 244,6
-21 141 2,6 1,40 0,17 3165 1484 732,0 242,9
при 60 “С 64,50 мм2/с
рому соответствуют две солянокуполвные структуры — Жолдыбай Северный и Жолдыбай.
Месторождение Жолдыбай Северный, приуроченное к антиклинальной структуре, осложняющей крутой уступ одноименного соляного купола, достаточно полно изучено геологоразведочными работами [127].
Впервые поисковое бурение на площади начато в 1982—1984 гг. Перспективные ресурсы нефти на площади определялись на основании расчетных данных по «подкарнизному» комплексу (1,9 млн т.) Кроме того, здесь предполагалась нефтегазоносность «надсолевого» комплекса (3,3 млн г). Однако в результате проведения поисковых работ залежи нефти и газа не установлены и предполагаемые ресурсы нс подтвердились.
Первый промышленный приток нефти на месторождении получен в 1982 г. из отложений средней юры (скв. № 1).
Плотность нефти 0,855 г/см3, содержание серы 0,17 %, кокса 0,49 %. Кинематическая вязкость 11,49 мм2/с
Углубленному физико-химическому анализу подвергались нефтяные пробы, отобранные в скважинах № 1 и 10 (интервалы 643- 647 и 627 —641,5 м соответственно)’ В результате установлено, что изученная нефть тяжелая (плотность 0,885 г/см3 при 20 °C), малосернистая (серы 0,64 %), с низким содержанием твердых парафинов (1,47 %), смолистая (9,08 % силикагелевых смол), содержит всего 0,47 % асфальтенов, Анализ спектрограмм показал, что в этой нефти широко развиты длинноцепочечные (722 см-1, л>6) алканы.
109
Из анализа ИК-снектров следует, что нефть обогащена также отдельными (850 см”1) и конденсированными (970,* 1160—1170 см-1) нафте новыми структурами, а весьма слабый суммарный рефлекс от бензольных колец (1610 см-1) свидетельствует о низкой концентрации аренов.
Методом атомно-абсорбционной спектроскопии в суммарной пробе нефти и остаточных фракциях (350—400, 400—450 °C) выявлены V и Ni (V от следов до 0,0006 мае. %, Ni — от 0 до 0,0012 мае. %).
В разрезе среднеюрских пород месторождения установлены три нефтяных горизонта, залегающих в интервале 629— 833 м. Нефть во всех залежах плотная (0,881—0,8993 г/ем3), малосернистая и сернист ая (0,4—0,8 %), с содержанием силикагелевых смол 10,1 %, асфальтенов 5,8 %, не содержит или содержит незначительное количество бензиновых фракций (0,5—2 %). Нефть из горизонта слабоокисленная (Д1710 — 0,045), при С 1-0,33 и С2=0,60, характеризуется низкой ароматичностью, незначительным количеством (0,1 и 0,2 мг на 100 г нефти) ванадил- и никельперфириновых комплексов Содержание ванадия преобладает над содержанием никеля, их отношение достигает 6,5.
Содержание серы в нефти плотностью 0,8854 г/см3 при 20 °C таково; общей — 0,64 %; меркаптановой — 0,329 % во фракциях. 5,14 % к общей; дисульфидной — 0.0199 и 1,70 % соответственно, сульфидной — 0,1909 и 29,83 %: остаточной — 63,38 % к общей; выход фракций до 200 °C — 4,0 %, до 300 °C 23,2 %.
Для юрской нефти характерно отсутствие никельпорфириповых комплексов, ванадил порфириновые комплексы обнаружены в небольшом количестве — от 0,750 до 0,400 (остаток 430 °C) мг на 100 г с интервала 627—641,5 м и 0,825 мг на 100 г с интервала 6J1—647 м. Пирроловые соединения не определены.
Месторождение Мунайлы. Месторождение расположено в Эмбинском районе, в 250 км на юго-восток от г. Атырау. Райцентр Кульсары находится в 60 км на северо-запад от месторождения.
Таблица 118. Физико-химические свойства и фракционный
Горизо Р? Содержание, % Температура, °C
серы СМОЛ кокса парафина засты- вания ВСПЫШ- КИ начала кипения
Неокомский 0,8989 0,414 60 5,30 1,77 -17 +98 187
1 среднеюрский 0.8539 0,302 56 Не обн. 2,53 -20 -10 75
II средиеюрский 0,8582 0,350 56 » 1,69 -20 + 1 103
IV среднеюрский 0,8475 0,330 56 4,29 1,42 -20 -15 85
VI среднсюрский 0,8444 0.330 74 7,69 1,26 -20 -30 63
Пермо-трнасоаый 0,8177 0,050 23 2,13 0,74 -15 -13 82
110
Геологическое изучение месторождения, расположенного в юго-восточной части Южно-Эмбинского нефтяного района, началось в 1УЗО г. Глубокое разведочное бурение проводилось с конца 1946 г.
Солянокуполыюе поднятие Мунайлы относится к куполам прорванного типа с неглубоким залеганием соляного ядра (400—500 м в наиболее приподнятой части). Поверхность соляного ядра в своде выпуклая, вытянутая в северо-восточном направлении. Севере- западный склон характеризуется несколько более пологим наклоном солевой поверхности, юго-восточный — более крутым. Солянокупольная структура грабеном делится на два крыла: северо-западное и юго-восточное. В разработке находятся десять нефтесодержащих горизонтов, открытых на V поле юго-восточного крыла. Из них два горизонта залегают в отложениях неокома, семь в среднеюрских, один в пермо-триасе.
Нефть продуктивных горизонтов месторождения Мунайлы по своим физико-химическим свойствам различна (табл 118).
Нефти разных горизонтов обладают небольшой вязкостью и сравнительно низкой температурой кипения, за исключением неокомской. Нефть неокомского горизонта малосернистая, высокопарафинистая, метаново-нафтеново-ароматического типа, бензинолигроиновых фракций не содержит. Нефти среднеюрских горизонтов почти не отличаются друг от друга и относятся к малосернистым, высокосмолистым, высокопара-фичовым, метаново-нафтенового типа. Нефть пермо-триасового горизонта содержит меньшее количество смол, чем нефть среднеюрских горизонтов 1130].
Результаты общего исследования нефти юрского горизонта следующие: 0,8602; V20 22,39 мм2/с; V50 7,94 мм-/с; температура застыва-
ния минус 24 °C; содержание серы 0,21 %, сернокислотных смол 36,0, силикагелевых смол 7,20. асфальтенов 1,41 %; коксуемость 2,92 %; содер-
сосгав разгазированнои нефти
Фракционный состав по Энглеру, %, при Вязкость при 20 °C, мм2/с
до 100 °C 100—150 °C 150—200 °C 200—250 >С 250—300 °C
— — 1,5 7,0 20,5 5,20
4,5 160 24,0 33.5 44.0 1.72
— 14,0 24,5 35.0 44.5 2 79
1.5 19,0 29,0 38,5 48.0 1,36
10,5 21,0 32,0 42.0 55,0 Не опр.
5,0 21,5 33,5 43.5 54,5
111
жапие парафина 1,83 %, температура его плавления 62 °C. Потенциальное содержание фракций (по кривой ИТК, %): до 85 °C — 2,7; 100 °C — 4,9; 120 °C —8,5; 140 °C —11,7; 150 °C — 13,5; 180 °C — 18,5; 200 °C — 21,4; 240 °C - 27,5: 260 °C — 30,5; 280 °C— 34,0; 300 °C — 37,0; 320 °C — 40,0; 350 °C — 45,0; 380 °C — 50,0; 400 °C — 53,5; 420 °C — 57,7; 450 °C — 61,6; 470 °C — 64,0; 480 °C — 66,0; 490 °C — 67,0; 500 °C — 68,0 % [129].
Помимо этого, исследовались продукты нефти юрского горизонта. Данные анализа компонента автомобильного бекзина приведены в табл. 119. Характеристика керосинового дистиллята следующая: выход при 160—325 °C 25,0 %, октановое число 19,0, содержание серы 0,08 %; топлива летнего дизельного, выход при 200—400 °C 32,1 %г цетановое число 54, р™ 0,8410, v?o 7,10 мм2/с, температура застывания минус 17 °C, содержание серы 0,10 %.
Таблица 119. Характеристика компонента автомобильного бен тина
Фракция, °C Выход, % Октановое число, мл Р-9 на 1 кг топлива Содержание серы, %
В чистом виде 0,5 1,0 1,5
Н к, —120 8,5 62 72,5 77,0 80,0 0,05
Н. к, —150 13,5 57 66,0 70,0 73,5 0,07
Н. к, —200 21,4 44 56 62 66 0,10
Анализы широкой масляной фракции проводились в двух режимах — при 350—400 и, 420—500 °C. В результате получены следующие данные: выход — 11,7 и 11,3 % соответственно; р " — 0,8729 и 0,8989; вязкость 1 4
V50 — 9,10 и 45,40 мм2/с, vioo — 3,30 и 8,70 мм2/с; температура застывания — 16 и 34 °C; содержание серы — 0,32 и 0,51 %.
Исследование мазута при температурах выше 300 и 350 °C показало: выход — 63 и 55,0 %; BYso— 4,5 и 8,5; температура застывания — 13 и 20 °C; содержание серы — 0,33 и 0,38 %; коксуемость — 5,7 и 6,7 %.
Характеристика остатка выше 480 °C следующая: выход 34,0 %;
0,9656; v;oo 159, 75 мм2/с; температура застывания 26 °C; содержание серы 0,60 %; коксуемость 9,01 %.
Результаты общих исследований нефти неокомского горизонта таковы: р*' 0,9188; V50 78,18 мм2/с, температура застывания -4 °C содержание серы .0,25 %, смол сернокислотных 52, силикагелевых 15,09,
112
асфальтенов 2,24 %; коксуемость 5,74 %; содержанке парафина 3,97 %, температура его плавления 51 °C; кислотное число 0,19 мг КОП на 1 г нефти. Потенциальное содержание фракций (по кривой НТК, %): до 250 °C — 1,2; 260 °C — 2,3; 280 °C — 4,6; 300 °C - 8,1; 320 °C — 13,7; 350 °C — 20,8; 380 °C — 27,9; 400 °C — 32,8; 420 °C — 34,5; 450 °C — 44,5.
Кроме того, были проведены анализы продуктов нефти неокомсксго горизонта. Приведем их характеристики. Дизельное топливо зимнее: выход (н. к.— 300 °C) 8,1 %, цетановое число 40, р“ 0,8522, V20 5,00 мм2/с; температура застывания минус 45 °C, содержание серы 0,03 %; дизельное топливо летнее; выход (н. к.— 350 °C) 20,8 %, цетановое число 52, р* 0,8577, V20 8,00 мм2/с, температура застывания минус 24 °C, содержа ние серы 0,04, широкая масляная фракция: выход при 350—450 °C 23,7 % р2° 0,8846, V50 12,6 мм2/с, vioo 3,6 мм2/с, температура застывания -14 °C, содержание парафина 5,2 %, температура его плавления 46 °C, содержание серы 0,16 %; мазут выше 350 °C; выход 79,0%, В "У 80 11,0, температура застывания 7 °C, содержание серы 0,26 %, коксуе мость 7,4 %; остаток выше 450 °C: выход 55,5 %, р2° 0,9527, ВУ100 18,6, температура застывания - 20 °C, содержание серы 0,41 %, коксуемость 10,2 %; битум: выход 55.5 %, глубина проникновения иглы 33 мм-1, растяжимость 3 см, температура размягчения 93 °C (129}.
Месторождение Гран. Месторождение находится в Махамбетском районе, в 85 км к северо-западу от г. Атырау и 15 км к северо западу от месторождении Мартыши и Юго-Западное Камышитовое.
Структура была выявлена сейсмическими исследованиями в 1959 г. В 1962—1963 и 1969—1971 гг. на структуре проводилось структурно-поисковое бурение.
Месторождение представляет собой соляискупольную двукрылую структуру с минимальной глубиной залегания соляного ядра 600—700 м. Свод структуры разбит центральным грабеном. В геологическом строении мсстооожцения принимают участие триасовые, юрские, меловые и нео-ген-четвертичные отложения общей вскрытой мощностью 1500 м.
Физико-химическая характеристика нефти получена но результатам анализов 20 поверхностных и 13 глубинных проб.
Нефть среднеальбского горизонта имеет плотность 0,9253 г/см3, вязкость при 50 °C 107,2 мм2/с, содержит 0,45 % серы, 0,75 % парафина, 19 % фракций, выкипающих до 300 °C, 25 % смол сернокислотных.
Нефти среднеюрских продуктивных горизонтов имеют плотность 0,8166—0,8980 г/см3, кинематическую вязкость при 50 СС 3,33—
113
43,1 мм2/с, содержат до 26 % смол сернокислотных и 4,3—10,2 % силикагелевых, 0,03—3,17 % парафина, 0,15—0,61 % серы.
Свободный 1аз содержит 84,9—88,38 % метана, количество бугаков не превышает 0,20 %, пентаны отсутствуют. В неуглеводородной части пре обладает азот, содержание его достигает 6 %, у1лекислого газа не более 0.73 %.
Растворенные газы от свободного газа отличаются по составу. Количество метана в них не превышает 69,5 %, этана — до 23,7, пропана — до 5,6, бутанов — 0,56, азота — не более 1,8, углекислого газа — до 1,41 %.
Месторождение Кульсары. Месторождение Кульсары расположено в Эмбинском районе, в 20 км к северо-западу от нефтепромысла Косшагыл, в 98 км к юго-востеку от ж д. ст. Макат.
В геологическом строении месторождения принимают участие отложения от пермских до четвертичных включительно. Наиболее древними из них являются гидрохимические отложения кунгурского яруса перми, залегающие на глубине 200 м в сводсвсй части складки и 2150 м на ее крыльях. Кульсаринское поднятие представляет собой соляной купол со сводом, вытянутым почти в меридиональном направлении. Центральная часть купола осложнена грабеном, разделяющим купол на два крыла: восточное и западное. Ьолее детально изучено строение восточного крыла, которое сбросами разделено на три поля — северное, южное и центральное.
Разработка юрских и меловых нефтяных залежей началась в 1939 -1940 гг., пермэ-триасовых — в 1949 г.
Согласно данным исследования поверхностных проб, плотность нефти I—VIII горизонтов южного ноля колеблется в пределах 0,812— 0,894 г/см3, XI—XV горизонтов — 0,775—0,793 г/см3. Содержание в нефти парафина 0,8—6 %, смол 2,2—15 %. Количество серы не превышает O,0O4--O.2i %. Выход светлых фракций по I—VIU горизонтам изменяется от 18,5 до 56 %, по XI—XV горизонтам — от 68 до 75 %.
Нефти горизонтов южного поля малосернистые малосмолистые, высо-копарафиновые, с высоким количеством бензиновых фракций.
Нефти пермо-триасовых и юрских горизонтов содержат высокоин дексные масла.
По северному полю исследовались только две пробы нефти юрской залежи; нефть оказалась более тяжелой (плотность 0,922 г/см3), смолистой, с низким выходом легких фракций (16 %).
В составе газа, растворенного в нефти меловых и юрских отложений, содержится 73,0—93,7 % метана, 31—25,3 тяжелых углеводородов, 0,1—5,8 углекислоты, 0,1—5 % азота.
Газ пермо-триасовых отложений включает 20,5—51,1 % метана, 42—77 тяжелых углеводородов, 0,9—7,6 азота, 0,3—1,0 углекислоты и 0,1—0,62 % сероводорода.
114
Результаты общего исследования кульсаринской нефти разных горизонтов даны в табл. 120 [130].
Кроме того, получены физико-химические характеристики кульсаринской нефт и пермо-триасовою горизонта и ее фракций. Потенциальное содержание фракций (по кривой ИТК) следующее (%): до 85 °C — 9,7; 100 °C — 14,9: 120 °C — 23,1; 140 °C — 30,0; 150 °C — 32,9; 180 °C — 41.6; 200 °C — 46,3, 240 °C — 55,0.%; 260 °C — 59 8; 280 °C — 64,0; 300 °C — 68,5; 320 °C — 71,8; 350 °C — 75,6; 380 °C — 80,0; 400 °C — 82,0; 420 °C — 84,4; 450 °C — 87,4; 470 °C — 89,3; 480 °C — 90,6; 490 СС — 91,8; 500 СС — 93,4 [129].
Результаты анализа нефтепродуктов (автомобильного бензина) приведены в табл 121.
Характеристика керосина осветительного следующая: выход при 150—325 °C 39,0 %; октановое число ниже 26; содержание серы 0,12 %; высота некоптящего пламени 20 мм.
Анализы дизельного топлива типов летнего и зимнего таковы: выход — 30,0 % (при 200—350 °C) и 43 % (при 150 —350 °C) соответственно; р*° — 0,8160 и 0,8034; v?o — 3,99 и 2,79 мм2/с; температура застывания — минус 32 и минус 45 °C; содержание серы — 0,] 6 и 0.13 %.
Характеристика широкой маслиной фракции при 350—450 и 450— 500 °C следующая: выход — 12,0 и 7,0 % соответственно; р*° — 0,860 и 0,873; V50— 12,6 и 32,85 мм2/с, vioo — 3,0 и 7,1 мм2/с; температура застывания — 20 и 30 °C; содержание парафина — 11,0 и 11,4 %, температура его плавления — 49 и 50 °C; содержание серы — 0,21 и 0,23 %.
Анализы мазута выше 300 и 350 °C показали: выход — 31,5 и 24,4 %; ВУэд — 2,3 и 3,7; температура застывания — 11 и 22 °C; содержание серы — 0,25 и 0,28 %; коксуемость — 1,32 и 1,50 %.
Остаток выше 500 °C имеет следующие показатели: выход 5,6 %; р.' 0,893, ВУюо 4,78; температура застывания -47 °C; содержание серы 0,33 %; коксуемость 2,8 %.
Исследования дистиллятных масел типов «индустриальное 12» и «индустриальное 45» дали следующие результаты; выход — 10,0 и 3,8 % соответственно; р*1 — 0,8683 и 0,8720; vso — 12,16 и 38,42 мм2/с, vioo — 3,63 и 7,93 мм2/с; температура застывания — минус 30 и минус 31 °C; содержание серы — 0,06 и 0,13 %.
115
Таблица 120. Общее
Нефть р;° V20, мм2/с V50, мм2/с Темп-ра застывания, °C
Аптекам 0,8772 10,40 —
Неокомская III б 0,8737 — 10,40 —
Юрская 0,8150 3.20 2,00 -16
Пермо-триасовая 0,7827 2,25 1,55 -31
Таблица 121. Характеристикаиефт«прод;к<пов
Октановое число
Фракция, Выход, % в чистом мл Р-9 на 1 кг топлива Содержание
°C виде 0,5 1,0 | 1,5 серы, %
Компонент ав1омо6илыого бензина
Н. к,—120 23,1 65,0 75 80,0 82,4 0,017
Н. к,—150 32,9 59,5 70 74,8 78,3 0,022
Бензин автомобильный А-70
Н. к,—120 46,3 47,2 61 67,3 72.2 0,070
Приводилась также исследования авиационного масла МС 20, полученного смешением остаточного компонента с vioo=27,86 мм2/с (выход на нефть — 1,7 %) с дистиллятным маслом с Vioo=7,93 мм2/с в соотношении 75:25. Получена следующая характеристика: выход 2;3 %; р^° 0,8930, vico 20,27 мм2/с; V50/vi00=6,5; температура застывания минус 31 °C;
коксуемость 0,23 %; содержание серы 0,20 %; ИВ=95; ВВК=0,817.
Месторождение Тажигали. Месторождение находится в Эмбинском районе, в 350 км к юго-востоку от г. Атырау.
Площадь Тажигали расположена в юго-восточной части Урало-Эмбинской нефтеносной провинции, в 15—25 км к юго-востоку от разрабатываемых месторождений Западный Терень-Узек и Каратон.
В строении структуры Тажигали принимает участие полный комплекс осадков, начиная от мощной толщи кунгурского яруса нижней перми и кончая каспийскими отложениями четвертичной системы. В тектоническом отношении это соляной купол с залеганием кровли соляного ядра на глубинах 1600—2400 м.
Геолого-геофизические исследования здесь проводились с 1950 г. В 1954 г. было начато структурно-поисковое бурение. В результате раз-
116
иссл едеыме нефтей
Содержание. % Коксуемость, % Содержание парафина, % Выход, %
серы смол сернокислот- ных смол силика- гелевых асфальтенов ДО гсс’с ДО 300 °C
—- 6 — — 0,64 — 2,0 36,0
— 7 — — 0.56 — 4.6 35.5
0,10 2 1,04 Сл. 0.27 3,42/530 27,0 55,0
0,10 1 0,81 Отс. 0,12 5,5/10° 46,0 68,5
водочного бурения в 1956 г. выявлены промышленно-нефтеносные горизонты в отложениях сеномана, неокома, альба и юры. В 1960 г. начата промышленная разработка месторождения.
Промышленная нефтеносность выявлена на западном крыле в I и II альбских и среднеюрском горизонтах; на восточном крыле — в сеноманском и нсокомском горизонтах
Нефти месторождения различаются по физико-химическим свойствам. Их плотность находится в пределах 0,8536—0,9390 г/см3. Содержание сернокислотных смол 8—24 %, парафина 0,36—5,87 %. Вязкость при 20 °C колеблется от 10,4 до 415 мПа-c, при 50 °C — от 4,2 до 65 мПа с. Все нефти сернистые (0,76—1,4 % серы).
На обоих крыльях качество нефти изменяется с глубиной залегания нефтеносных пластов в стерону уменьшения плотности, вязкости, содержанке серы и кислых всшеств, светлых фракций и парафина возрастает
Наиболее легкой и парафинистой является нефть юрского горизонта западного крыла, относящаяся к сернистым и смолистым.
Пефть неокомского горизонта восточного крыла сернистая, малосмолистая, высокопарафиновая.
Нефти сеноманского горизонта восточного крыла и альбского горизонта западного крыла сернистые, смолистые, малопарафиновые.
Вязкость нефтей альбских и сеноманского горизонтов в пластовых условиях большая (115,2—2,299,2 мПа с).
Газ юрского горизонта помимо метана имеет небольшое количество тяжелых углеводородов. Газ неокомского горизонта метановый.
Физик о химическая характеристика нефти неокомского (400 м) и юрского (1200 м) горизонтов такова: р^° — 0,8622 и 0,8518 соответственно; М — 283 и 260; V20 — 26,15 и 18,27 мм2/с, vso — 4,50 и 3,80 мм2/с: температура застывания (с обработкой)— минус 8 °C в обоих случаях; содержание парафина — 5,88 и 5,98 %, температура его нлавле-
117
ния — 54 °C; содержание серы — 1,00 и 0,95 %, азота — 0,03. смол сернокислотных — 14 и 10, силикагелевых — 4,77 и 4,28. асфа^генов — 0,03 % (в неокомской нефти); коксуемость — 1,48—1,33 %, кислотное число — 0,02 и 0,05 мг КОН на 1 г нефти; ьыхсд фракций до 200 °C — 11,0 и 16,8 %, до 300 °C — 46,0 и 43,0 % [130].
Проведение разгонки нефти ко ГОСТу 2177—66 показало, что при 120 °C (н к.— 99 °C) отгоняется 4 %, 140 °C — 8,150 °C — 9, 160 °C — 11, 180 °C — 13, 200 °C — 15, 220 °C — 19, 240 °C — 24, 260 °C — 31, 280 °C — 40, 300 °C — 48 %.
Результаты исследований изменения вязкости и плотности нефти от температуры приведены в табл. 122.
Таблица 122. Зависимость вязкости и плотности неф in от температуры
Температура, °C Вязкость Пл откос ть
кинематическая, мм2/с условная
20 18.27 2.74 С.8518
30 7.55 1,62 0,8448
40 5.83 1,46 0,8379
50 3,80 1,22 0,8309
Элементный состав золы нефти (%, считая на нефть): Fe 1,3 10’3; Mg 1,7 10-4; Са 2,610-3; V 4,8 10-6; Ni 3,210-5; Si 2,910-3; aj 7,910-4; Zn 1,0 10 -4; Со 3,0 10-6; Sr 1,0 10- 5; Pb 2,410-5; Мп 2,0 10-5; Си 4,3 10 5; Ti 2,5 10-5; Cr 6,010-6; Na и Sn отс.; зела 0,024.
Элементный состав нефти (%): С 85,58; Н 13,22; О 0.22; S 0,95; N 0,03.
В составе газов (до Са), растворенных в нефтях, и нпзкокипящих углеводородов (до Сэ), имеющих выход на нефть в обоих случаях 0,45 %, содержится индивидуальных углеводородов (%)• СН4 — 6,С и 4,8; С2Н6 _ 9,7—7,8; СзН8— 15,2 и 12,4; изо-СдНю — 48,7 и 39,4; н-СдНю — 20,4 — 16,6; U30-C5H12 — 11,5 (до С|); н-СбНц— 7,5 (до С5).
Потенциальное содержание фракций таково:
Отгоняется до температуры, °C Фракция. % Отгоняется до температуры °C Фракция. %
28 0.5 230 22,8
(газдоСд) 240 25,1
60 2,2 250 27,6
62 2.3 260 30,0
80 3.9 270 33 4
118
85 4,2 280 36,2
90 4,5 290 40,0
95 4,9 300 43,0
10С 5,3 310 46,8
105 5,7 320 50,1
110 61 330 5’4,1
120 7,0 340 56,9
122 7,2 350 60,0
130 8,0 360 63,6
140 9,0 370 66,0
145 9,5 380 69/2
150 10,0 39С 72,0
160 10,8 400 747
170 12,0 410 76,0
180 13,5 420 77.8
190 15,0 430 79,4
200 16,8 440 803
210 189 450 81,8
220 20,8 460 83,0
470 84,0
480 84,8
490 —
500 —
Остаток 157
Ряд характеристик фракций нефти представлен в табл. 123—136 [130].
Таблица 123. Групповой углеводородный состав фракций, выкипающих до 200 °C
Температура отбора, °C Выход на нефть, % и20 D Содержание углеводородов, %
ароматических нафтеновых парафиновых
28—60 1.7 0.6957 1,3851 76,0 24
60—95 2.8 0.7440 1,4050 1.0 74,0 25
95—122 2,2 0,7600 1,4144 1,5 71,5 27
122--150 2.8 0,7813 1,4254 2,0 68,0 30
150—200 6 8 0,8104 1.4409 11.0 61,0 28
28- 200 16.3 0,7810 1,4185 5.0 67,0 28
Та б л и ц а 124. Групповой углеводородами состат керосиновых фракций
Содержание углеводородов %
Температура отбора. °C ароматических нафтг»овых парафиновых
200- -250 10 55 35
250—300 17 33 50
200—300 14 42 44
119
Таблица 125- Характеристикафранций,
Тема -ра * отбора, ’С Выход на нефть, % Фракционный состав, °C, при Содержание серы, %
н. к. 10 % 5С % 90 %
28—85 3.7 0,7170 56 63 75 80 Сл.
28-100 4,8 07250 61 70 82 93 —
28—110 5,6 0,7355 65 77 89 1С6 —
28- 120 6,5 0,7460 70 84 96 118 Сл
28—130 7,5 0,7493 72 86 100 126 —
28—140 8,5 0,7526 74 86 105 133 —
28—150 9,5 0,7560 76 90 109 141 0.10
28—160 10,3 0.7610 78 92 116 150 —
28—170 11,5 0,7660 79 94 123 159 —
28—180 13,0 0,7710 81 96 130 169 —
28—190 14,5 0,7760 83 98 138 178 —
28- 200 16,3 0,7810 84 100 146 189 0,12
Таблица 126 Хаза» теристина дизельных
Темп-ра отбора, °C Выход на нефть, % Цетановое число Фракционный состав, °C, при
10 % 50 % 90 % 98 %
150—350 50.0 49 210 265 317 324
200—350 43,2 53 248 277 318 326
240—320 25,0 54 270 282 304 309
240—350 34,9 55 276 290 322 327
Таблица 127. Групповой]г леводород ныйсот дистиллят»ж
Темп-ра отбора, °C Вьзтод на нефть, % Парафнно-нафтеновые углеводороды Ароматические
I группы
% „20 D %
200—250 10,8 1,4458-1,4592 86 1,4910—1.5262 14
250 -300 15,4 1,4460—1,4700 79 1.4920—1.5200 13
300—350 17,4 1,4480—1,4782 74 1,4930—1,5232 13
350—400 142 1 4495—1 4800 70 1,4950—1,5290 8
400- 459 7,6 1,4510-1,4868 67 1,4985—1.5242 8
450—475 3.0 1.4553—1,4880 65 1,4990—1,5255 7
120
вышли ющих до 200 °C
Октановое число Кислотность, мг КОН на 100 мл фракции Давление насыщенных паров (при 38 °C), мм рт. ст.
без ТЭС с 0,6 кг ТЭС на 1 кг фракции с 2,7 кг ТЭС на 1 кг фракции
80,7 87.5 94,7 Сл 225
80 0 86,5 94,0 — —
79,0 86.0 92,0 — —
79,0 85.0 91,7 4.29 141
78,0 84.0 — — —
77,0 83,0 — — —
74,7 82,3 — 6,44 91
74.0 81,5 — — —
73,0 80,5 — — —
720 79,0 — — —
710 78,0 — — —
69,3 77,6 — 7,51 20
топлив и их компокен! ов
Р? V20, мм2/с V50, мм2/с Температура, °C Содержание серы, % Кислотность мг КОН на 100 мл топлива
застывания помутнения вспышки
0,8347 4,63 2,33 -20 -14 61 0.56 4,83
0,8371 5,64 2,80 -15 -12 64 0.65 4,93
0.8353 5.90 2,99 -12 -10 70 0,48 5,37
0,8403 7,03 3.39 -10 -8 74 0.57 6,44
части неф|И, определенный адсорбционным ме тодом
углеводороды Промежуточная фракция и смолистые вещества, %
П,Ш групп IV группы всего, %
£ % л20 D %
14
1,5410—1.5502 8 — — 21 —
1.5300—1,5710 13 — — 26 —
1.5330—1.5898 22 — — 30 —
1.5340—1.5847 13 1,6005—1,6128 10 31 2
1.5340—1,5820 14 1,5940—1,6235 и 32 3
121
Таблица 128. Характеристика фракций, служащих сырьем для каталитического риформинга нефти
Темп-ра отбора°С Выход на нефть, % >? Содержание серы, % Содержание углеводородов, %
ароматических нафтеновых парафиновых
60—105 4.0 0,7516 Сл. 1 73 26
85—120 2.8 0,7583 » 1 73 26
165—140 3.3 0,7831 0,10 2 71 27
140- -180 4,5 0,7983 0,15 7 65 28
Т а б л и а а 129. Характеристика мазутеи и остатков
Продукт Выход на нефть, % ВУ50 ВУво ВУ100 Температура, °C Содер-жание серы, % Коксуемость, %
засты- вания вспыш- ки
Мазут топочный:
40 308 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 "С 57.0 0,8895 2,93 1,68 1.30 15 180 1.18 2,21
'.ышс 350 °C 4С,0 0,9С38 5 92 3,70 2,12 22 225 1,40 2,93
выше 406 °C 25,8 0,9195 38,00 11,85 4.10 27 264 1,75 6,40
эьпле 450 °C 18,2 0,9325 98.00 17,22 5,18 31 294 2.10 8,05
Таблица 130. Структурно-групповой состав 50--граду сных фракций нефти
Темп-ра отбора. °C Распределение углерода, % Среднее число колец в молекуле
Са Сн Скол Сп Ка Кп Ко
200 250 0,8240 1,4533 2 54 56 44 0.05 1,35 1.40
250—300 0,8336 1,4585 3 44 47 53 0,09 1.31 1.40
300—350 0 85 Ю 1.4720 4 39 43 57 0,12 1.45 1,57
350—тОО 0,8818 1,4874 12 30 42 58 0.44 145 1.89
400 -450 0 8950 1,4975 16 22 38 62 0,75 1.22 1,97
4э0—475 0,8966 1,4985 21 13 34 66 1.04 1.23 2.27
122
Таблица 131. Потенциальное содер» ание базовых диспилятных и остаточных масел
Темп-ра отбора, °C Выход на нефть дистиллятной фракции или остатка, % Характеристика базовых масел Темп-ра засты- вания, °C Содержание базовых масел, %
р? V50, мм2/с V100, мм2/с ив
на дистил- лятную фракцию или остаток на нефть
350—400 14,2 С,8978 13,28 3.58 — -37 81,8 11,6
400—475 10,6 0,8917 29,37 6,40 86.2 -21 66,8 7,1
Остаток
выше 475 15,2 0,8928 133,00 20,00 98,0 -17,5 28,4 4,4
Примечание, vjo/v 100=6,66; ВВК=0,8170.
Т а б л и ц а 132. Ха рактеристкка гистцллятных ба л *вых масел и групп ]т.тн»)дорсдов, получеших адсорбционным методом
Исходная фракция, смесь углеводородов Выход, % V50, мм2/с V100, мм2/с ив Темп-ра застывания, °C Содер-жание серы, %
на фракцию на нефть
Фракция 350—400 °C То же, после депара- 10С,0 14,2 0,8818 1,4874 11,10 3,30 22 1,16
финизации 81 8 11,6 0,8078 1,4988 13,28 3.58 — -37 1,10
Фракция 400—475 °C То же, после депара- 100,0 10,6 0,8970 1,5010 23,08 5,62 — 35 1,25
фпнизации Нафтено-парафиновые 80,7 8,6 0,9150 1.5125 35,60 6,99 66,2 -21 1,4С
углеводороды То же + I группа 43,0 4,6 0,8563 1,4712 20.72 5,32 104,4 -18 Сл.
ароматических То же + I—Ш группы 56,6 6,0 0,8731 1,4824 24,45 5.83 96,0 -20 0,95
ароматических То же + I—IV группы 66,8 7,1 0,8917 1,4937 29.37 6.40 85,2 -21 1,20
ароматических I группа ароматиче- 77,8 8,3 0,9106 1,5092 34,40 6,80 69,5 -21 1,35
ских углеводородов П и Ш группы аромати- 13,6 1,4 0,9163 1,5090 40,98 7,50 62,5 21 —
ческих углеводородов IV группа ароматиче- 10,2 1,1 1,0080 1,5696 184,40 14.66 — —
ских углеводородов Промежуточная фракция и смолистые 11,0 1.2 1,0700 1,6180 916.80 25.72 — 6 4,70
вещества 2,9 0.3 — — — — — —
123
Таблица 133. Харш-Герата ос .а точные Ьмоа^д иксе- 4 групп
Остаток, смесь углеводородов Выход, % $ м
на остаток на нефть
Остаток выше 475 °C Нафтен о-парафиновые углеводороды 100,0 15,2 0,9415 — —
после депарафинизации Нафтено-парафиновые + I группа аромати- 19,3 3,1 0,3735 1 4789 610
ческих углеводородов То же + I и часть II и Ш групп аромати- 26,5 4,1 0,889С 1,4848 590
ческих 28.4 4,4 0,8928 1,4875 608
То же + I—Ш группы ароматических 44,5 6,8 С ,9200 1,5131 595
I группа ароматических углеводородов 18.0 1,0 0,9086 1,5016 —
П и III группы ароматических углеводородов 18,0 2,7 0,9894 1,5573 —
IV группа ароматических углеводородов 20,0 3,0 — — —
1 Значение вязкости условной при 50 "С.
3 Значение вязкост а условной при 100 ’С.
Таблица 134. Разгонка (ИТК) нефти в а пкарате АРН-2
№ фракции Темп-ра выкипания фракций при 760 мм рт. ст., °C Выход на нефть, % рГ п20 D
отдельных фракций суммарный
1 2 3 4 5 6
1 До 28
(газ до ед 0.45 0,45 •— —
2 28—68 2,46 2,91 0,7000 1,3997
3 68—102 2 60 5,51 0,7515 1,4093
4 102—132 2,53 3,04 0,7800 1.4115
5 132—1 58 2 60 10,64 0,7860 1.4193
6 158—178 2.68 13,32 0,8035 1.4335
7 178—195 2.76 15,08 0,8115 1,4435
8 195—210 2.80 18,88 0,8160 1,4492
9 210—225 2,68 21,56 0,8226 1,4529
10 225—234 2,60 24,16 0.8250 1,4538
11 234—248 2.60 26,76 0,8284 1,4540
12 248—258 2,82 29,58 0.8300 1,4541
13 258—267 2,68 32,26 0,8304 1,4558
14 267—274 2,64 34,90 0.8328 1,4572
15 274—284 2,79 37.69 0.8346 1.4595
16 284—292 2 79 40,48 0,8362 1,4610
17 292—301 2,68 43,16 0,8396 1 4629
18 301—308 2,66 45,82 0,8412 1.4638
19 308—314 2.68 48,50 0,8466 1,4652
20 314—322 2.79 51,29 0,8531 1,4700
124
углеводородов, полученных адсорбционным .не i одом
V50. мм^/с VI00, мм2/с V50/V1Q0 ИВ ВВК Температура застывания, °C
МО.О1 5,70* — — — 34,0
99,96 16,50 6,05 102,6 0,7958 -15,0
119,9 18 70 6,40 101,0 0,8139 -17,0
133,0 20,00 6,66 98,0 0,3170 -17,5
323,8 30,85 10,50 65,2 0,8454 -21,0
213,7 26.90 7,93 96,0 0,8437 -17,0
371,5 108,63 34,2 — — —
к харг ктервстика полученных фракции
м V50, мм2/с V100, мм2/с VI00, ММ2/с Температура, °C Содержание серы, %
застывания ВСПЫШ- КИ
7 8 9 10 11 12 13
78 — — — — — Сл.
— — — — — — 0,20
— — — — — 0,14
130 1.17 — — — — 0.15
— 1,51 — — —— 0Д6
1,89 — — — 0,17
— 2,21 — — — 0,20
172 2.59 — Ниже -60 76 0,25
— 3,00 — — — 87 0,28
— 3.42 1,00 — -36 97 0,31
— 3,85 1.32 — -32 104 0,33
— 4,30 1,58 — -28 109 0.39
213 4,80 2.10 — -25 114 0,45
— 5,16 2.66 1,26 -20 120 0.52
.— 6.00 2.81 1.33 -17 123 0,53
— 6:78 3,18 1,46 -13 128 0,57
241 7.70 3.63 1.60 -9 132 0,58
—. 8.72 4,02 1,71 -5 135 0.59
— 10,45 4.50 1.82 -2 140 0,60
125
1 3 4 5 6
21 322-330 2.79 54,08 0.8605 1.4757
22 330—338 2,80 56,88 0 8661 1,4788
23 338- 346 2.80 59,68 0,8704 1,4810
24 346—357 2,80 62,48 0,8732 1,4832
25 357—365 2,80 65,28 0,8743 1,4839
26 365—374 2.80 68,08 0,8809 1,4858
27 374—384 2,91 70,99 0.8828 1,4901
28 384—396 2,83 73 82 0,8870 1.4930
29 396—416 2.76 76 58 0,8917 1.4940
30 416—430 2.82 79.40 0.8960 1 4999
31 430—456 2.87 82.27 0,9011 1,5029
32 456—475 2,53 84 80 0,9029 1,5068
33 Остаток 15.20 100,00 — —
Примечают. Содержание парафина во фракции № 30 10,7? %; во <Ъракции № 32 12.82 %;
Таблица 135 Структурно-групповой состав дистиллята») к базовых масел и групп углеводородов
Исходная фракция, смесь углеводородов Распределение углерода, % Среднее число колец в молекуле
Сд Сн Скол Сп Кд кн Ко
Фракция 350—-400 °C 12 30 42 58 0 44 1,45 1,89
То же, после депарафинизации 18 30 48 52 0.65 1.30 1,95
Фракция 400—475 °C 18 19 37 63 0,83 1,38 2,21
То же, после депарафинизации 23 20 43 57 1,01 1,26 2.27
Нафтено-парафиновые углеводороды 0 26 26 74 0 1.40 1.40
То же + I группа ароматических 7 28 35 65 0.34 1 71 2.05
То же + I—Ш группы ароматических 13 27 40 60 0,56 1,54 2,10
То же + I—IV группа ароматических 22 20 42 58 0,95 1,20 2,15
Таблица 136 Структурно-групповой состав остаточных базовых масел и групп углеводородов
Смесь углеводородов Распределение углерода, % Среднее число колец в молекуле
Сд Сн | Скол | Сп Кд | Кн кэ
Нафтено-парафиновые углеводороды
после депарафинизации Нафтено-парафиновые + I группа 0 31 31 69 0 2.95 2.95
ароматических То же +1 и часть П и Ш групп 0 3 3 33 67 0 3 15 3.15
ароматических 1 34 35 65 0,05 3,11 3,16
То же + I—III группы ароматических 17 22 39 61 1.31 2.18 3 49
126
Продолжение табл. 134
7 8 9 10 и 12 13
12,46 4.95 2 00 4 148 0,70
272 14,05 5,42 2,15 6 154 0,80
— 15,88 6.21 2 40 9 161 0,95
294 19,00 7,15 2 55 13 166 1,00
— 25,53 3,67 2,74 16 171 1,08
310 — 10,68 3,13 20 183 1,16
— — 12.68 3,73 24 194 1,17
— — 15,80 4,21 28 206 1,18
340 — 18,57 4,93 31 217 1,19
— — 23,00 5,60 35 226 1.24
380 — 27,72 6,68 39 234 1,26
408 — 42,08 8.38 42 240 1,28
— — — — — — 2,20
температура плавленом его 58 и 63 °C соо, веготаенио.
Характеристика керосиновых дистиллятов, исследованных при 150—280 и 150—310 °C, такова: выход на нефть —26,2 и 40,1 % соответственно; р*0 — 0,8266 и 0,8300; фракционный состав: н. к.— 180
и 186 °C, 10 % — 203 и 213 °C, 50 % — 240 и 260 °C, 90 % — 265 и 296 °C, 98 % — 273 и 315 °C, отгоняется до 270 СС — 9.3 и 58 %, температура помутнения — минус 28 и минус 17 АС, вспышки — 48 и 53 °C; высота некоптящето пламени — 20 и 17 мм; октановое число — 28 и 23; содержание серы — 0,30 и 0,33 %; кислотность — 3, 76 и 4,29 мг КОН на 100 мл дистиллята.
Анализ остатка после отбора фракций до 350 и 450 °C показал
20
следующие результаты: выход на нефть — 40,0 и 18,2 %; р4 — 0,9038
и 0,9325; ВУюо — 2,12 и 5,18: температура застывания -22 и -31 °C; содержание серы — 1,40 и 2,10 %; коксуемость — 2,90 и 8,05 %.
Месторождение СагизГМссторождение находится в Макатском районе, I 120 км от г. Атырау. Ближайшими железнодорожными станциями и населенными пунктами являются Доссор, расположенный в 25 км от Сагиза, и Макат — в 18 км.
Месторождение находится в центральной части Эмбипской нефтеносной провинции.
В 1937 г. была обнаружена пермо- триасовая залежь на западном крыле. С 1938 по 1945 гг. глубоким разведочным бурением были открыты меловая и юрская залежи на восточном крыле.
Баланс остаточных геологических запасов нефти составлен.
127
Физико-химическая характеристика нефти в поверхностных условиях, плотность нефти уменьшается с глубиной и с возрастом — от меловых до пермо-триасовых — оз 0,8884 до 0,7876 г/см3 соответственно Исключение составляют нефти I и II пластов РТ отложений, имеющие высокие плотности — от 0,8978 до 0,8997 г/см3. Кинематическая вязкость нефтей при 20 °C изменяется от 667,4 мм2/с в I альбском горизонте до 60,72 в IV неокомском горизонте. Вязкости нефтей других горизонтов занимают промежуточное положение. Вязкость нефти в пермо триасовых отложениях колеблется в пределах 241,8—252,4 мм2/с. Температура застывания нефтей ниже минус 20 °C, а во II аптском горизонте ниже минус 42 °C. Начало кипения колеблется в пределах 56—254 °C. Содержание светлых фракций до 300 "С составляет 16,9—70 %. В нефтях содержится от 0,280 До 1,87 % парафина и от следов до 0,46 % серы. Температура плавления парафина 51—57 °C,
Физико-химическая характеристика сагизской нефти разных горизонтов дана в табл. 137 [130].
Таблица 137. Физико-химическая характеристика нефтей
Горизонт *20, мм2/с *50, ММ2/с Темп-ра застывания (с обработкой), °C Содержание, % Коксуе- мость, % Выход фракций, мае. %
парафина . смол сернокислотных до 200 °C ДО 300 °C
Нижнеаптский 0,86*8 28,70 9,400 Ниже -20 0,88 4 0,40 5,5 35,0
Неокомский 0,8974 235,7 44,90 То же 0,88 24 2,02 2,5 —
Юрский (скв. № 73) 0,8792 83,90 20,40 1,60 13 1,08 — 25,0
Юрский (скв. № 163) 0,8391 10,90 3,700 — 2 0,25 9,5 49,0
Пермо-триасовый 0,3970 194,0 44,0 Ниже -27 0,20 23 1,07 0.5 21,4
Примечание. Содержанке серы в последней пробе 0,30 %, смол силикагелевых 4,18 %
Результаты общего исследования, сагизской нефти верхнего аптского горизонта восточного поля (скв. № 29): р'^ 0,859, вязкость £s‘o 1,71; температура вспышки по Бренкену 80 °C; температура застывания ниже минус 42 °C; содержание парафина по Гольде с деструкцией 0,22 %, температура его плавления 56 °C; кислотное число 0,22 мг КОН на 1 г; содержание серы (бомба) 0,20 акцизных смол 5 %; кокса по Копрадсону 0,46 % [131].
128
Ряд физикохимических характеристик саги зек их нефтей и их фракций приведен в табл. 138—146.
Таблица 138. Завагимбсп. швколн и плотности нефти от п »*prypv
Показатели Температура, °C
0 10 20 30 40 50 60
Вязкость по Энглеру Кинематическая вязкость, 7,50 4,80 3,32 2,55 2,00 1,71 1,50
мм2/с 57,00 35,70 23,85 17,10 11.80 8,600 6,300
20 Р4 0,8750 0,8681 0,8612 С.8544 0,8426 0,8407 0.8338
Таблица 139. Разгонка неф ™ в приборе Баджера на 1 Ф-градусные фракций
Темп-ра отбора, °C Выход фракций на нефть, % раздельных фракций Суммарный выход фракций, % Плотность комбинатов фракций начиная с первой при 20 °C, г/см3
Н. к. (35 °C)— 100 2,22 0,7125 2,22 0,0125
100-110 0,07 0,7090 2,29 —
110—120 0,03 0,7059 2,32 0 0681
120—130 С,11 0,7375 2,43 С,7040
130—140 0,68 0,7500 3,11 0,7270
140—150 0,25 0,7633 3,36 0,7287
150—160 0,42 0,7869 3,70 0,7340
160—170 1,50 0,7930 5,28 0,7460
170—180 0,66 0,8000 5,94 0,7520
180—190 0,09 0,8070 6,03 0,7610
190-200 1,04 0,8144 7,07 0,7710
200—210 0,87 0,8190 7,94 —
210—220 1,50 0,8244 9,44 —
220—230 0,38 0,8310 9,82 —
230—240 0,75 0.8376 10 57 .—
240—250 1,16 0,8590 11,73 —
250—260 2,29 С,8479 14,02 —
260—270 2,66 0,8480 16,68
270-280 3.91 0,8519 20,69 —
280—290 4,01 С 8548 24,60 —
290—300 3 22 0,8561 27,82 —
300—305 0,94 0,8559 28,76
305—310 1 95 С.8559 30,71 —
310—315 3,38 0,8598 34,09
315—320 1,46 0,8607 35,55 —
320—325 1,90 0,8616 37,45 —
Примечание. Отбор фракций проведен дс 220 °C при нормальном дазлевкн, выше 220 °C при 10 мм рт. ст Пересчет выполнен по номограмме UCP.
129
Таблица 140. Характеристика
Темп-ра отбора, °C ФрМЩИОННЫН
н. к., 60 °C 70 °C 80 °C 90 °C 100‘°С ПО °C 120 °C 130 °C 140 °C 150 °C 160 °C 170 °C
От н. к. до: 120 50 8 20 38 56 70 82 92
130 55 5 12 32 43 60 71 83 96 — — —
140 60 — 7 17 30 42 60 76 88 95 — — —
150 64 — 4 14 23 34 46 60 76 86 92с — —
160 66 — 2 9 9 31 — 52 66 76 89 — —
170 68 — 1 5 9 18 28 38 45 65 70 90 —
180 70 — — 4 8 15 25 30 38 56 55 74 86
110 73 — — 3 7 14 22 28 34 47 56 68 80
200 76 — — 2 6 10 16 22 30 38 48 56 70
120—200 134 — — — — — — 10 28 44 60
130—200 141 —. 19 33 50
140—200 148 — И 20 40
150—200 157 — 1 6 30
Таблица 141. Характеристика
Темп-ра отбора,°C • Фракционный
н. к., °C 170 °C 180 °C 190 °C 200 °C 210 °C 220 °C 230 °C 240 °C 250 °C 260 °C
130—325 150 8 10 14 19 22 26 30 40 50 60
140—315 160 Л 7 10 16 20 30 36 44 56 68
150—315 185 — 5 10 6 20 30 38 48 60
160—305 180 — — б 10 19 26 36 46 60 70
170--315 208 — — — — 4 9 18 28 40 56
190—325 215 — — — — — 5 16 24 36 50
200- 390 220 — — — — — — 20 40 50 60
Примечание Содержание серы в первой фракции 0,12 % октановое число 38
Таблица 142. Трупповой химический состав фракций 0.859;
Темп-ра отбора, °C Выход на нефть, % 15 Р4 Анилиновая точка, °C 15 п D Вязкость £20
1 2 1 2 1 2 1 2
Н. к,— 122 0,80 0,7499 54,8 61.0 1.4130 —
122—150 1,89 0,7630 0,7374 60,8 62,5 1,4230 1,4180 — -—
150—200 4 80 0,7928 0,7834 62,5 64,4 1,4320 1,4220 — —
200—250 4,32 0.8330 0,8294 68.3 70,4 1,4590 1.4566 —
250—300 16,16 0,8493 0,8417 74,0 78,0 1,4850 1,4601 .— —
300—400 10,16 0,8639 0,8528 82,0 86 5 1.4750 1,4580 1.31 1,43
400—*50 17,72 0,8700 0,8513 90,6 94,4 1,4762 1,4590 1 68 1,73
450—500 10.00 0,8759 0,8558 98,8 104,2 1,4800 1,4715 2,72 2.56
500—550 11,35 0,8938 0.8719 110,8 115,0 1,4850 1,4730 4 85 4,23
Примечание 1 — до удаления ароматики, 2 — после удаления ароматики.
130
бензиновых и лигроиновых комбинатов
состав, % при Всего отогнано, % Оста- ток, % Поте- ри, а/о р20 4. Содержание серы, % Докторская проба Выход на нефть, % Октановое число
180 сС 190 °C 200 °C к. к., °C
без антидетонатора с 3 мл на 1кг ЭЖ
— 125 97 1.0 2,0 0.6812 0,030 Пол. 2,22 79,5 90,0
— — — 134 98 1,0 1,0 0.7040 — — 2,43 — —
— — 143 98 1,0 1,0 0.7270 0,040 Пол. 3,11 77,5 90,0
— — -— 154 98 1,0 1,0 0,7280 — — 3,35 — —-
-— — — 158 98 1,0 1,0 0,7340 — — 3,78 — —
— — — 168 98 1,0 1,0 0,7460 — — 5,94 — —
— — — 178 98 1,0 1,0 0,7520 — — 5,94 — —
93 — — 188 98 1,0 1,0 0,7610 — — 6.63 — —
79 87 98 200 98 0,5 1,5 0,7700 0,060 Пол. 7,07 64,5 85.5
74 84 93 204 98 0,5 1,5 0,7900 — — 4.75 52,0 —
69 82 91 204 98 0,5 1,5 0,7940 — — 4,63 — —
64 79 89 204 98 0,5 1,5 0,7980 — — 3,96 — —
60 77 87 200 98 0,5 1,5 0,8030 0,039 — 3,71 — —
керосиновых комбинатов
состав, %, при Всего отогнано, % Остаток, % Потери, % 20 Р 4 Выход на нефть, %
270 °C 280’С 290 °C 300 °C 310 °C к. к., °C
70 76 86 90 95 318 98 1,5 0,5 0,8357 35,02
76 86 90 96 97 312 98 1,5 0,5 0,8348 30,98
70 80 86 94 96 314 98 1,5 0,5 0,8399 30,73
86 90 93 96 —- 302 98 1,5 0.5 0.8381 25,40
67 77 84 91 94 315 98 1.5 0,5 0,8439 28.81
60 72 84 90 95 317 98 1,5 0,5 0,8458 31,92
70 80 93 98 — 300 98 1,5 0.5 0,8439 19,75
парафина 0,5 %; асфальтены отсутствуют, смолистых веществ 5 %)
Темп-ра застывания после удаления ароматики, °C Йодное число до удаления ароматики м до удале- ния аро- матики Кислотность, % SO3 Содержание нафтеновых кислот, % Содержание во фракциях углеводородов, %
ароматических нафтеновых метано- вых
— 1,50 106 — — 2 37 61
1.80 119 — — 2 45 53
— 2.20 140 — — 3 65 28
— 3.29 181 — .— 5 72 23
— 3,79 219 — — 8 69 23
Ниже -45 2,99 286 0.012 0,085 10 88 2
-23 3.91 342 0.028 0.239 9 80 11
-5 2,83 407 0,048 0.488 13 64 23
4 4.35 445 0,051 С.567 19 39 42
131
Таблица 143. ХяИич<ши1ИС«кшк“р1ИПН>выхфгчШ1л&. rjjnrrMbP* ИО ; Г7МЧ* »
Темп-ра отбора, °C Выход на нефть, % Содержанке ароматических углеводородов, % Деароматизнрованные фракции
удельная рефракция средний рад среднее содержание ядер на молекулу
150—200 4,8 3 9.3264 С„Н2и+0,62 1,31
200—250 4,32 5 0,3297 С„Н2л+0,64 0,92
250—300 16,16 8 0,3274 СдН2л+0,62 1,31
Таблица 144. Характерно яка бглздмьых и лигромюьыа комбинатов
Темп-ра отбора, °C Фракционный состав, °C, при
н. к., °C 10 % 20 % 30 % 40 % 50 % 60 % 70 % 80 % 90 % к. к., °C
Н. к.— 120 50 63 70 75 82 86 93 100 108 116 125
130 55 68 73 78 86 96 100 105 112 120 134
140 60 74 83 90 98 107 114 119 124 133 143
150 64 78 87 95 105 113 120 127 134 140 159
160 66 82 91 99 109 117 126 132 138 146 158
170 68 96 103 114 125 130 143 15С 155 160 168
4 г. 180 70 94 108 120 132 141 150 158 168 171 178
190 73 96 109 122 134 142 153 159 170 177 188
200 75 101 117 130 143 152 163 170 188 195 200
Таблица 145. Общее наследование ма<утов
Выход на нефть, % Eso Е75 Температура, °C Содержание акцизных смол, % Марка мазута
ВСПЫШКИ по Бренкену застывания
56,19 0,888 0,93 — 194 -26 9 7,5
49.43 0,893 9,25 — 217 -26 10 10
37,32 0,896 16 30 — 253 -16 13 20
28,38 0,901 — 8,55 284 -6 17 40
25,21 0,904 — 11,20 298 -3 19 60
22,61 0,906 — 13,60 310 0 22 80
132
Таблица 146. Вариант разгонки мазута (после отбора фракций до 300 °C)
Продукт Выход, % Е50 Ек ьгк Температура. °C Содержанки кокса по Конрадсону, %
на нефть на мазут вспыш- ки застыва- ния
1 вариант
Соляровый
ДИСТИЛЛЯТ 13 20 0,866 1,4 — — 160 Ниже -30 —
Веретенный
дистиллят 26 41 0,87» 3,0 — 3,000 214 2 0,01
Авиадистил-
лят 29 34 0,902 23.0 3,0 0,829 271 15 0,01
Битум 3 5 — — — — — — —
Итого 71 100 — — — — — — —
II вариант
Г азойлевый
дистиллят 6 9 0,866 1,4 — — 160 Ниже -30 —
Веретенный
дистиллят 28 44 0,875 2,2 — 198 -8 —
Машинный
дистиллят 8 13 0,887 6,0 — 0.826 250 11 0,05
Концентрат 22 34 С,906 33,0 4,4 0,828 300 0 2 60
Итого 64 100 — — — — — — —
Анализ дизельного топлива показал следующие результаты: Р4 — 0,859 и 0,871 г/см3, отгоняется до 300 °C — 60,0 и 40,0 % соответственно, до 350 °C — 0 и 85,0 %; V20 — 12,80 и 17ДО мм2/с, vso— 4,100 и 5,300 мм2/с; температура застывания — ниже минус 40 °C и минус 32 СС, дизельный индекс — 58 и 56; цетановое число — 60 и 60, выход на нефть — 30.6 и 39,7 %
Характеристика остаточного масла такова: р4 0,8863; вязкость Е$о 21,77, Eioo 3,17; ВВК 0,807. индекс вязкости по Дину и Девису — 86,4, температура застывания 4 °C; выход на нефть 8.5 % 1131 ].
Месторождение Макат. Макат — одно кз старейших месторождений Эмбинского нефтеносного района — находится в Макатском районе, в 130 км к северо-востоку от г. Атырау и в 35 км в том же направлении от промысла Доссор. J
Первые теоретические исследования на месторождении относятся к 1911 г. разработка его начата в 1915 г.
В структурном отношении месторождение представляет собой соляной купол с неглубоко (30G— 700 м) залегающим соляным ядром. Надсолевой комплекс отложений центральным и восточным грабенами разделен на
133
самостоятельные участки Северный, Западный, Южный и Юго-Восточный Макат, которые поперечными и продольными нарушениями расчленены ча ряд локальных тектонических блоков и полей.1
НРяэико-химические свойства нефти и газа Охарактеризованы по данным исследований 374 поверхностных проб. Плотность нефти колеблется от 0,804 до 0,896 г/см3. По типу они относятся к масляным (выход остаточного масла колеблется от 10,6 до 36 %), малосернистым (0,2—0,3 %), малопарафиновым (0,2—1,0 %), малосмолистым (4—17 % акцизных смол), не содержащим бензиновых фракций. Температура застывания масел колеблется от 19 до минус 20 °C. Вязкость нефти I горизонта Северного Маката составляет 21,9, а остальных варьирует в пределах 4,6--14,6 по Энглеру.
Химический состав газа, растворенного в нефти, определен по данным исследования 22 проб газа из всех пятнадцати залежей. Газ содержит 76,9—97,8 % метана, 0,5—6,5 % тяжелых углеводородов.
Результаты общих исследований макатской нефти юрских 1 оризонтов и физико-химические характеристики фракций представлены в табл. 147—153, пермо триасовых горизонтов — в табл. 154, 155 [131].
Таблица 147. Общее исследование несли
Горизонт № скважины Вязкость Я20 Темп-ра вспышки по Брея-кену, °C Кислот-ное число» мг КОН на 1 г Содержание, % Фракционный состав по Энглеру, %
акциз- ных смол кокса по Кон-радсо-ну н. к., °C до 250 °C ДО 300 °C
Северное поле
Юрский: а 277, 312, 313 0,8959 21,90 128 0,06 17,0 1,13 232 2,0 20,2
111 393 0,8871 13,85 117 0,09 14,5 1,33 222 3,0 23,0
IV 14, 64, 394 0,8798 6 33 116 0.25 4,0 0,50 219 3,0 24.5
Юго- сеточное поле
Юрский: П 460, 435 397 0,8936 18,67 123 0,53 12.0 — 235 1,0 23,0
III 432 0.8876 12,88 120 0,32 10,0 — 224 3,0 25,0
IV 13—429 0,8731 5,68 110 0,20 3,0 — 214 9,0 29,5
Южное поле
Юрский: 11 205 0,8572 3,5 182 15.0 40,0
11 206 0,8513 2,36 — — 3,0 0,34 96 23,5 45,0
Примечание. Температура застывания для всех проб ниже минус 20 °C.
134
Таблица 148. Зависимость вязкости и плотности нефти от температуры
Горизонт Показатели Температура, °C
0 10 20 30 40 50
CenepHOi г поле
Юрский I Вязкость: по Энглеру 44,26 21,90 11,89 7.Ю 4,63
кинематическая, мм2/с 20 Р4 743,0 0,9182 323,0 0.9031 160,0 0,8959 86,14 0,8907 51,00 0,8843 32,50 0,8787
Ш Вязкость: по Энглеру 50,49 23,56 13,85 7.16 4.59 3.22
кинематическая 20 Р4 1, мм2/с 369.0 0,8997 172,0 0,8944 100.8 0,8371 51,50 0,8798 32,20 0,8747 21,60 0,8706
IV Вязкость: по Энглеру 19,98 10,91 6,33 3,96 3,10 2.16
кинематическая 1, мм2/с 145 6 79,30 45,80 27,40 20,70 13,00
0,8886 0,8844 0.8790 0.8782 0,8650 0,8516
Юго-восточное поле
Юрский П Вязкость: по Энглеру 51,62 37,28 18,6.7 10,48 6,29 4,17
кинематическая, мм2/с 20 Р4 378,0 0.9074 272,0 0.9017 136,0 0,8936 76.00 0,8876 45,00 0,8620, 29,00 0,7756
Ш Вязкость: по Энглеру 50,80 24,20 12,88 7,56 4,83 3,10
кинематическая, мм2/с 371,6 176,9 93,70 54,40 34,00 21,70
р? 0,8997 0,8935 0,8876 0,8817 0,8753 0,8688
Южное поле
Юрский I (скв № 206) Вязкост ь: по Энглеру 5,50 3,28 2,36 1,87 1,59 1,40
кинематическая, мм2/с 39,10 22,10 14,80 10,30 7.700 5,800
рГ 0,8637 0,8567 0,8513 0,8429 0,8359 0,8289
135
Таблица 149. Харшггс ркггики керосине»
Горизонт Темп-ра ВСПЫШКИ по Абель-Пенскому, °C Фракционный состав, % Выход на нефть, %
и. к., °C ДО 200 °C до 270 °C ДО 300 °C
Северное поле
Юрский:
1 0.8524 Выше 50 151 17,0 85,0 95,0 6,56
ш 0,8750 53 160 11.5 88,0 97,0 8,84
(V 0,8481 Выше 50 176 9,5 85,5 95,0 1,72
Юго-восточное поле
Юрский:
п 0,8526 Выше 50 178 6,0 98 О1 — 6,12
ш 0,8506 То же 182 7,0 97,02 — 7,90
IV 0,8406 « 185 16,0 91,0 97,0 8,64
1 До 258 °C
2 До 255 °C.
Таблица 150. Xарактеристнка дизельного топлива
Горизонт Фракционный по Энглеру. % Кинематическая вязкость, мм2/с, при Вязкость Дизельный индекс Выход на нефть, %
н. к., °C ДО 300 °C ДО 350 °C
20 °C 50 °C Его £50
Северное поле
Юрский:
I 237 50.0 88,0 0,8763 14,20 7,900 2,42 1,61 48,80 22,50
ш 202 50,5 88,0 0,8752 13,75 4,920 2,20 1,32 49,20 35,28
ГУ 244 52,0 91,0 0,8689 13.17 5,010 2,20 1,33 52.60 44,38
Юго-восточное поле
Юрский:
П 192 57.0 93,0 0.8752 12 80 4,800 2.16 1,30 48,50 18.12
Ш 207 55,0 91,0 0,8771 12,40 4,800 2,11 1,31 47.75 30,57
IV 244 53.5 89,5 0,8679 13,88 5 420 2,28 1.37 52,70 48,20
Примечание. Температура застывания для всех проб ниже минус 20 °C
136
Таблица 151. Характеристика дисти. мятных насел
Р? Вязкость ВВК Индекс вязкости по Дину и Девису Темл-ра, °C Солер-жание кокса по Кон-радсону, % Выход на нефть, % Соответствует по вязкости маслу
ВСПЫШ- КИ по Брен-кену застывания
Е50 £100
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10
Из нефти I юрского горизонта северного поля
0.880 0,885 1,46 1.83 1,07 1,19 — 140 161 Ниже -20 То же — 9,30 9,50 Соляровому «
0,891 3,01 1,31 0,840 — 188 « — 9,50 Веретенному 3
0,896 4.86 1,55 0,842 55,0 204 0,15 9,80 Машинному
0,899 10,30 1,93 0,837 41,0 237 0,17 10,10 Автолу
0,929 — 9,80 — — 316 4,00 30,00 (Остаток
разгонки)
Из нефти III юрского горизонта северного поля
0.879 0,884 1,42 1,93 1,09 1,17 — — 134 162 Ниже -20 То же — 8,20 8,30 Соляровому Веретенному 2
0,886 2,53 1,25 0 837 — 1.78 — 8.40 Веретенному 3
0,891 3,58 1.38 0,838 — 198 — 8,40 То же
С.893 6,11 1,57 0,834 10,0 219 « 0,10 8,60 Автолу 6
0,897 15,60 2,70 0,827 101,0 — -1 0,93 7,90 Льиацьон-ному облегченному
0.917 — 12,20 — — 337 — — 13,60 (Остаток
разгонки)
Из нефти IV юрского горизонта северного поля
0,870 0,874 1,33 1,51 1,08 1,11 — — 131 145 Ниже -20 То же 7,00 7,20 Соляровому «
0,874 1,89 1,17 — — 167 « — 7,301 Веретенно-
0,875 2,32 1,26 0,823 — 181 0,93 7,50/ му 2
0.876 2,98 1,46 0.820 — 193 -20 0,95 7,50 Веретенному 3
0,876 4,95 1.65 0,813 105,0 217 -16 0,15 7,60 Машинному
0.877 6,50 2,10 0.810 Выше 110,0 242 -1 0,10 7,80 Автолу
Из нефти Ш юрского горизонта ю о-востотиого поля
0,882 0,884 1 ,48 1,79 1,11 1,15 145 150 Ниже -20 То же — 8,20 7,94 Соляровому «
0,885 2,33 1,22 0,836 — 174 « — 7,901 Веретенно-
0,886 3 48 1,37 0,833 — 201 — 8,60f му
0,884 5,41 1,64 9,822 80,0 224 — 10,90 Машинному
— 8,45 1 44 — — 245 -16 0,21 8,80 Автолу 8
0,889 8,92 2,00 0,823 92,0 — -7 0,47 6,60 *
0,920 — 8,80 — — — -6 — 8,50 (Остаток
разгонки)
137
Продолжение табл. 151
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10
Из нефти IV юрского торизонпа юго-восточного поля
0;874 0,874 1,42 1,81 1,09 1,13 138 151 Никс -20 То же — 8,20 7,70 Соляровому легкому Соляровому
0,876 1,98 1 20 — — 165 — 7,20 Веретенному 2
0,876 2,44 1,28 0,823 — 182 — 6,90 «
0,878 3,45 1,36 0,821 — 204 — — 8 20 Веретенному 3
0,878 4,97 1,52 0,816 0,3 223 -7 — 8,10 Машинному
0,879 6,74 1,63 0.812 11,0 234 5 0,14 8,30 Автолу 6
Таблица 152. Характ< ристина мазута
Горизо Выход на нефть, % р? #50 £75 £юо Темп-ра вспы.оки, °C Содержание акцизных смол, %
Северное поле
Юрский: 1 79,23 0,9042 3.63 3,45 1,96 175 21,0
III 68 00 0 8884 5,25 2,78 1,72 176 19,0
IV 68,50 0,8812 4,16 2,09 1,49 171 7,0
Юго-восточ
Юрский: Л 84,20 0,8997 7,70 3,15 1,82 173 15,0
ш 74,10 0,8934 5,04 2,58 2,36 176 11,0
IV 68,70 0.8827 4,11 2,10 1,28 171 7,0
Пр:шечание. Температура застывания для всех проб ниже минус 20 °C.
Таблица 153. Ха рачтерис~нка остаточних насел нефти северного поля
Горизонт £50 £1,00 ВВК Индекс вязкости по Дину и Девису Темп-ра застыва- ния. °C % Содержание кокса по Конрадсону, % Выход на нефть, %
Юрский: I 0,8550 23,68 3,19 0.761 83,3 Ниже -20 1.66 36,00
III 0.8910 21,20 3.26 0.807 94,9 -19 1,08 22,00
IV 0,8810 18,81 3,11 0.802 99,9 7 0,47 11,00
138
Таблица 154. Зависимость вязкости и плотности нефти от температуры
Показатели Температура, °C
0 10 1 20 30 40 50
Северное поле, термо-триасовый горизонт
Вязкость: по Энглеру 45,42 12,85 6,56 4,27 2,42 2,29
кинематическая, мм2/с 232,0 93,50 47,00 29,80 15,10 13,90
$ 0,8834 0,8770 0,8705 0.8643 0,8580 0,8520
Юго-восточное поле, V пермо-триасовый горизонт
Вязкость: по Энглеру 16,31 7,43 4,50 3,07 2,00 1,86
кинематическая, мм2/с 119,2 53,50 31,50 20,40 14,10 10,40
0,8831 0,8758 0,8692 0,8631 0,8665 0,8501
Таблица 155. Характеристика дистиллятных масел
Р? £50 £103 ВВК Индекс вязкости по Дину и Девису Темп-ра, °C Содер-жание кокса по Кон-радсону, о/ Л Выход на нефгь, % Соответствует по вязкости маслу
вспышки по Брен- кену застывания
Из нефти северного поля
0,8510 0.8560 1,43 1,49 1,13 1,15 — 152 156 Ниже -20 — -10 — 9.5 8.7 Соляровому «
0,8850 2,13 1,25 — — 190 -5 — 9 2 Веретенному 2
0,8660 2,51 1.25 — — 199 -1 0,02 8,7 Веретенному 3
0,8710 3,61 1,44 — — 218 10 0,03 8,9 «
0,8800 6,76 1,80 0,812 90 233 16 0,25 10,1 Автолу 6
0.8840 10.90 2,30 0,811 109 241 23 0,50 9,2 Автолу 10
6,7 (Остаток разгонки)
Из нефти V горизонта юго-восточного поля
0,8710 0,8730 1,37 1,59 1.08 1,13 136 152 Ниже -20 То же 8,2 7,7 Соляровому «
0,8740 1,96 1,18 — — 172 « — 7,6 1 Веретенно-
0,8740 2,46 1,23 •— — 189 — 7,6 | му 2
0,8750 -- 1.36 — — 203 -14 — 8,0 Веретенному 3
0,8750 4,80 1.54 0,812 51 293 -2 — 7,9 Машинному
0,8780 8,45 1,98 0,807 96 259 13 — 9,3 Автолу 8
0,8990 40,90 5,21 — — 338 1 — 8,7 (Остаток
разгонки)
139
Общая характеристика нефти северного поля пермо-триасового горизонта и юго-восточного поля V пермо-триасового горизонга (скв № 29, 54, 408) такова: Р4 — 0,8705 и 0,8692 соответственно; вязкость Его — 6,56 и 4,50; температура вспышки по Бренкеку — 116 и 96 °C, застывания — ниже минус 20 °C (для обоих случаев); кислотное число — 0,003 и 0,19 мг КОН на 1 г; содержание акцизных смол — 8 и 6 %, кокса по Копрадсону — 0,52 и 0,55 %; фракционный состав: н. к.— 220 и 201 ГС, до 250 °C — 3,5 и 11,5 %, до 300 °C — 26,0 и 36,0 %.
Анализ проб нефти тех же горизонтов на бензиновые и керосиновые Фракции показал, что первые отсутствуют, а характеристика вторых следующая: р4’’ — 0,8396 (северное поле) и 0,8370 (юго-восточное поле); температура вспышки — выше 50 °C в обоих случаях; фракционный состав: н. к.— 168 и 173 °C, до 200 °C — 16,5 и 28,5 %, до 270 °C — 89,0 и 91,0 %, до 300 °C — 97.0; выход на нефть — 6,26 и 8.12 %.
Характеристика дизельного топлива из тех же нефтей: фракционный состав по Энглеру н. к. — 233 и 235 °C, до 300 °C — 54,0 и 57,0 %, до 350 °C — 87,0 и 89,0 %, р20 — 0,8527 и 0,8658; кинематическая вяз-кость при 20 °C — 9,700 и 10,80 мм2/с, при 50 °C — 4,000 и 4,300 мм2/с; вязкость Его — 1,80 и 1,93, Е50— 1,24 и 1,27; температура застывания — ниже минус 20 °C в обоих случаях; дизельный индекс — 59,3 и 53,2; выход на нефть — 35,59 и 44,37 %. Характеристика остаточных масел такова: 'р^° — 0,8903 и 0,87 7 7; вязкость Е50 — 22,04 и 20,84, Еюо — 3.39 и 3.07; ВВК — 0,813 и 0,795; индекс вязкости по Дилу и Девису — 92,3 и 105,6; температура вспышки по Бренкену — 268 и 289 °C, засты вания — 15 и 19 °C; содержание кокса по Конрадсону — 9.99 (северное голе); выход на пефть — 28,7 и 10,6 %.
Нефти Юго-Восточного Маката II юрского горизонга (табл. 156) более тяжелые по сравнению с нефтями пермо-триасового горизонта. Нефти юрского горизонта Северного Маката также более тяжелые, чем нефти пермо-триасовсго, малосмолистые, малосернистые. Бензиновые фракции практически отсутствуют,
4— Месторождение Мартыши. Месторождение расположено в юго-восточной часта междуречья Урал—Волга, на северном побережье Каспийского моря, в 76 км к западу от г. Атырау Структура его — асимметричный соляной купол скрытонрорванного типа, вытянутый в северо восточном направлении. '
Месторождение открыто в 1962 г., введено в эксплуатацию в 1969 г. Разрабатывается высокими темпами — 6—7 % в год от извлекаемых запасов.
140
i'j? Таблица 156. Физико-химическая характеристика нефтей Г месторождений Ю: о-Восточныи и Северный Манат
№ скважины Горизонт р20 И4 Содержанье, % Темп-ра, °C Кислотное число, мг КОН на 1 г Вязкость, мм^/с, при Фракционный состав, %, при
серы кокса ИЯ -шпиоа застывания 20 °C 50 °C И. к. 250 °C 300 °C
Юго-Восточный Макат
117 ЮрСлий Н 0,8553 0,14 — — -45 0,51 115,9 26,02 255 — 19,0
455 То же 0,8983 0,17 — 108 -44 0,50 143,7 29,90 — — —
212 0 8940 0,14 0,71 78 -43 0 45 106,7 24,50 234 2,5 20,0
70 Пермский V 0,8697 0,05 0,14 43 -45 0,10 32,35 10,13 238 3,0 29,0
370 То же 0,8681 0,07 0,34 73 -45 0,09 30,45 9,550 205 13,0 31,0
415 0.8673 0 07 0,18 78 -45 0,07 30,00 9,740 236 4,0 30,0
421 0,8671 0,07 0,18 59 -45 0,07 29,60 9,720 217 10,0 32,0
Северный Макал
24 Юрский IV 0.8848 — — 75 -46 0,12 84.51 21,21 235 2,5 21.0
38а То же 0,8982 0,16 — 95 -43 0,40 158,1 30,45 — — —
79 0,8822 0,07 0,40 72 -47 0,15 61,26 15,95 225 3,0 25,0
378 0,8795 0.07 0,40 — -42 0,14 57,85 15.55 226 3,0 25,0
74 Юрский I 0,8848 0,09 0.60 — -42 0,15 84,24 21.26 240 3,0 23,0
61а Пермский V 0,8716 0,11 0,40 71 -26 0,01 58,72 15,89 230 3,0 25,0
608а То же □,8755 0,09 0,40 72 -46 0,06 60,95 16,32 232. 4,0 27,0
Примечание. Содержание :мол силикагелевых и асфальтенов по скв. № 79 — 5,95 и O,G1 %, по скв. № 74 — 6,7Э и 0,01 %, по скв. № 63а —5,25 и 0,01 %, содержание парафина по скв. № 79 0,43 %, по скв. № 74 0,52 %, по скв. № 63а 1,27 %; температура плавления парафина по скв. № 79 55,2 °C, пс скв. № 74 54,3 °C. по скв. № 63а 49,6 °C; вязкость пс скв. №212при0°С4б9.4мм2/с, при 10 "С 214,3, при 30 °C 61,00, при 40 °C 37,20 и по скв. №24 при 0 °C 368, 7, при 10 °C 170.3, при 30 °C 50.76, при 40 °C 30,90 ммг/с.
Плотность нефтей юрского и апт-неокомского горизонтов меняется в пределах 0,799—0,896 г/см3, кинематическая вязкость при 20 °C составляет от 3,5 до 143,0 мм2/с. В нефтях содержится (%): силикагелевых смол 1,9—7,8, парафина — 0,54— 1,9, серы общей — 0,1—0,9.
141
Выход бензиновых фракций неокомских нефтей до 200 ®С составляет 1,0 %, для юрских нефтей — от 3,5 до 41 %.
Дистиллятных фракций до 300 °C выкипает 20,0—64 %.
Нефти относятся к смолистым, парафиновым, малосернистым. Тип нефтей — масляный, за исключением юрской нефти, которая отнЛится к бензиновому типу.
Фнзико-хпмнчсская характеристика мартышинской нефти апт неокомского горизонта (здесь и далее — первая цифра), а также аптского, I и II неокомских (вторая цифра) такова: р^° — 0,8890 и 0,8881 соответ-
ственно; М—321 и 315, вязкость V20 — 113,4 и 105,7 мм2/с, V50 — 27,26 и 29,93; температура застывания с обработкой — минус 37 и минус 38 °C, без обработки — минус 39 °C (для второго случая), вспышки в закрытом тигле — 55 и 22 °C; давление насыщенных паров при 50 °C — 87 мм рт. ст. (для второго случая); содержание парафина — 2,6 и 8,8 %, температура его плавления — 56 °C (для первого случая), содержание серы — 0,37 и 0,36 %, азота — 0,082 и 0,076, смол сернокислотных — 19,00 и 18,00, силикагелевых — 7,76 и 7,57, асфальтенов — 0,59 и 1,23 %; коксуемость — 2,16 и 2,25 %; зольность — 0,052 и 0,009 %; кислотное число — 0,81 и 0,83 мг КОН на 1 г нефти; выход фракций до 200 °C — 5,0 и 4,2, до 350 °C — 34,5 и 36,6 %.}
Разгонка нефтей по ГОСТу 2177—66 для тех же нефтей следующая-при н. к.— 128 и Щ °C, 150 °C — 1 % (для второго случая), 180 °C — 1 н 2 %, °C —• 3 и 4 %, 220 °C — 5 и 6 %, 240 °C — 9 % (для обоих случаев); 250 °C — 12‘и Ц %, 280 °C - 21 и 18 %, 300 °C — 26 и 24 %,
Зависимость некоторых параметров нефти от температуры приведена в табл. 157 [130].
Таблица 157. Зависимость вязкости и плотности нефти от температуры
Температура, °C Вязкость >?
кинематическая, мм2/с условная
Нефть апт-неокомского горизонта
20 113,4 15.30 0 8890
30 62,87 8.51 0,8832
40 38,77 5,33 0.8774
50 27.26 3,85 0.8708
Нефть аптского. J и II неокомских горизонтов
20 105,7 14 30 С 8881
30 61.09 8.27 С,8842
40 38.42 5,29 0,8794
50 26.93 3.80 0,8719
142
Состав газов (до С4), растворенных в нефтях, и нрзкокипящих углеводородов (дс С5) в нефти апт-кеокомского горизонта следующий: выход на нефть фракции до С4 — 0,18 %, фракции до С5 — 0,58 %; содержание СгНб — 5,6 и 1,7 соответственно; С3Н8— 16,7 и 5,2 %; U30-C4H10— 33,3 и 10.3 %; и-С4Ню — 44,4 и 13,8 %; М30-С5Н10 — 31,1 % (до С5); Н-С5Н10 — 39,9 (до С;).
Потенциальное содержание фракций в мартышиксквх нефтях таково:
Отгоняется до температуры, °C Нефть апт-нео- сомского гори зонта, % Смесь, % Отгоняется дс температуры, "С Нефть апт-неокомского юрвзонта, % Смесь, %
28 0,2 Сл. 260 14.1 14,0
(газ до Сч)
62 — 0,1 270 16.5 16.0
70 — 02 280 19,5 18,5
80 — 0,4 290 20,4 20,5
85 1,2 05 300 23,0 24.0
9С 1.3 — 310 25,0 26,0
95 1,4 06 320 27,7 28,3
100 1,5 0,7 330 30,4 31,3
105 16 — 340 32,5 34,0
110 1,7 — 350 34,5 36,5
120 2,0 С.9 360 36,5 38,3
130 2,2 1,1 370 38,2 40,0
140 2,4 12 38G 40,0 41,5
145 — — 390 42,0 43.0
150 2.5 1,3 400 44,4 44,3
160 2,6 1,5 410 47,0 46,2
170 3,0 2,0 420 49,5 48,8
180 3,4 2,4 430 51,6 51,3
190 4,0 3,5 440 53,5 53,5
200 5,0 4,2 450 54 4 56.0
210 6,0 5.5 460 57,3 59.2
220 7,0 6,5 470 60,1 61,0
230 8,5 82 480 62.5 63.5
240 10,0 10.0 490 65,0 65.5
250 12,0 12,2 500 68,7 68,3
Ряд характеристик фракций марть.шинских нефтей приведен ь табл. 158—173 1130].
143
Таблица 158. Хариктериеписафракций,ьиьшыющихдо2и0°C
Темк-ра отбора, °C Выход на нефть, % Фракционный состав, °C, при Содержание серы, % Октановое число Кислотность, мг КОН «а 100 мл фракции
и. к., °C 10 % 50 % 90 % без ТЭС с 0,41 г ТЭС на 1 кг фракции
Нефть апт-неокомского горизонта
28—85 1,0 0,6691 39 49 62 80 0 — — —
28—150 2.3 0.7408 69 89 115 136 0,005 74,7 81,4 3.17
28—180 32 0,7767 85 119 148 168 С 007 721 — 4,35
28—200 4,8 0,7934 88 133 167 183 0,010 ^70,3 76,0 720
Смесь
Н. к.—100 0,7 0,6920 47 53 71 90 Сл. 77,3 84,3 —
К. к,—120 0,9 0,7163 58 76 93 110 0,004 76,7 81,9 —
Н. к.—150 1.3 0.7314 64 83 103 135 0,014 *73.5 79,5 4,82
Н. к.—200 42 0,7839 88 133 167 186 0,017 70,4 75,5 7,75
Таблица 159. I фупповой углеводородный состав фракций, выкипающих до 2«0 °C
Температура отбора, °C Выход на нефть, % 20 п D Содержание углеводородов, %
ароматических нафте-новых парафиновых
всего нормального строения изостроения
28-95 12 Нефть апт яеокемскогс горьзогта 0,6920 1.4340 6 20 74 9 65
95—120 0,6 0.7421 1,4380 3 43 54 4 5С
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
Н. к.—120 0,9 0,7163 Смесь 1,4408 3 33 64 9 55
123—150 0,4 0.7649 1.442.0 3 47 50 2 48
150—200 2.9 0,8050 1,4500 4 90 6 2 4
Н. к.—200 4,2 0.7839 1,4480 4 73 23 5 18
144
Таблица 160. Содержите ги дивидуальхых ароматические углеводородов во фракции 120--150 °C
Углеводород Выход, %
на фракцию на нефть
Нефть апт-иеоксмского горизонта
Этилбензол 1,5 0.0075
п-Ксилол 0,3 0,0015
м-Ксилол С,4 0,0015
о-Ксилсл 0,8 0.0040
Смесь
Этилбензол 0,6 0,0024
п- Ксилол 1,1 0,0044
м-Ксилол 1,7 0,0068
о-Ксилол 0,5 0.0020
Таблица 161. Характеристика фракции, служащих сырым для китзлпескоги риформинга
Температура отбора, °C Выход на нефть, % С одержа-нпе серы, % Содержание уг.-еводогодоь, %
ароматических нафте-новых парафиновых
всего нормального строения изостроения
85—105 0,4 Нефть апт-неокомского горизонта 0,7176 Сл 4 32 64 8 56
85—130 2,2 0,7845 « 4 67 29 3 26
105—120 0,4 07383 « 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 — —
85—140 0,7 0.7440 Смесь 0,007 4 43 53 5 48
140—180 U 0,7931 0,007 4 43 53 1 24
85—180 1,9 0,7788 0,014 4 66 30 3 27
145
Таблица 162. Характеристика легких
Темп-ра отбора, °C Выход на нефть, % 20 Р4 Фракционный состав, °C, при V20, мм2/с
н. к., °C 10 % 50 % 90 % 98 %
86—24С 8,8 0,8225 139 168 208 Нефть апт-неокомского 227 234 2,030
100- 220 5,8 0 8062 124 150 182 207 216 Смесь 1,560
1С0—250 11,5 0,8150 129 158 197 232 249 1,900
Примечание. Температура начала кристаллизации для всех проб ниже 60 °C.
Таблица 163. Характеристика
Темп-ра отбора, % Выход на нефть, % Фракционный состав,
н. к., °C 10 % 50 % 90 %
85—260 13,9 0,8302 118 179 223 Нефть апт- 247
100—280 17,8 0,8322 143 181 226 Смесь 252
150—300 22,7 0,8407 187 202 239 270
Таблица 164. Групповой углеводородный состав керосиновых фракций
Температура
Содержание углеводородов, %
отбора, °C
ароматических
нафтеновых
парафиновых
Нефть апт-неокомского горизонта
200—250 И 71 18
250—300 18 57 25
200—300 15 Смесь 62 23
200—250 11 65 24
250—303 16 61 23
200—300 14 62 24
146
керосяновых дистиллятов
V40, мм2/с Темпе- ратура вспышки в закрытом тигле, °C Теплота сгорания (низшая), ккал/кг Содержание, % Кислотность, мг КОН на 100 мл дистиллята Йодное число, г 12 на 100 г дистиллята Фактические смолы, мг на 100 мл дис- тиллята
ароматических углево-родов серы
Горизонта 10,45 54 10305 9,4 0,021 3,41 — 5 1
6.840 28 10340 8,0 0,020 5,80 0,79
10,08 40 10330 8,5 0,020 6,20 0,84 4,8
керосиновых дистнивпов
°C, при Температура, °C Октановое число Содержание серы, % Кислотность, мг КОН на 100 мл дистиллята
98 % отгоняется до 270 °C, % помутнения ВСПЫШКИ
неокомского горизонта 255 — Ниже — 60 35 57 0,020 4,00
266 Ниже — 60 46 40 0,040 6,70
2Я2 90 -55 62 — 0.Э6С 16,10
Таблица 165. Характеристика сырья для деструктивных процессов
Остаток после отбора фракций до темп-ры, °C Выход на нефть, % вуюо Темп-ра застыва- ния, °C Содержание серы, % Коксуемость, % Содержание ванадия, %
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
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
147
Т а б л и п a 166. Харах гервстнка „ -оси гчи
Темп-ра отбора, °C Выход на нефть, % Цетановое число 8 « « » з 0 d и я Фракционный состав, °C, при 20
10 % 50 % 90 % 98 %
85—31С 24,8 46 200 254 292 300 Нефть апг- 0,8445
150—280 17,0 — — 2С4 239 266 283 0,8424
120—350 32,5 46 54,0 213 275 331 342 0,8539
150—350 32,0 45 54,0 226 278 333 341 0,8554
200- -350 29,5 44 — 251 289 334 345 0,8598
240 -350 24,5 46 — 275 299 335 346 0,8650
120—350 35,6 42 210 266 314 325 Смесь 0,8502
150—300 22,7 43 53,9 202 239 270 282 0,8407
200—350 32.3 44 53,8 232 269 316 324 0,8566
250—350 24,3 44 53,7 272 291 321 325 0,8626
220—280 12,0 40 — 238 247 259 266 0,8 503
Таблица 167. Грунтовой угла чодородо ай гостия цвствллятнои чистя
Темп-ра отбора, °C Выход на нефть, % Парафнно-нафтеновые углеводороды Ароматические
I группы
20 nD % 20 nD %
Нефть агт-
200—250 7,0 1.4512—1,4618 88 1,4930—1.5088 8
250—300 11,0 1,4590—14750 81 1,4925—1.5200 11
300—350 11,5 1,4625—1,4840 79 1,4941—1,5178 10
350-^00 9.9 1,4635—1.4843 77 1,4930—1,5300 12
4СО—45О 10.0 1,4685—1,4928 75 1 4975—1,5280 10
450—500 14,3 1,4690- -1,4882 73 1,4955—1,5285 12
Смесь
200—250 8.0 1,4500—1.4625 89 1,4925—1.5095 8
250—300 11,8 1.4583-1.4759 84 1,4925-1.5240 10
300—350 12.5 1,4632—1 4840 S3 1,4960-1.5200 7
350--400 7.8 1,4640—1.4855 78 1.4925—1,5300 11
400- 450 11.7 1,4690—1,4840 77 1.4978-1,5285 9
450—500 12,3 1,4695—1,4880 74 1,4960-1.5290 И
148
топлив и их компонентов
V20, мм2/с V50, мм2/с Температура, °C Содержание серы, % Кислотность, мг КОН на 100 мл топлива Анилиновая точка, °C
застыва- ния помутнения вспышки
неокомского горизонта
3,790 2,120 Ниже -60 Ниже -60 56 0,04 4,9 —
3,280 1,840 То же Тоже 94 0.02 5,4 —
5,760 2,970 « « 67 0,05 6,6 73,0
6,540 3,030 « « 100 0,10 6,9 72,8
7,870 3,440 -60 « 122 о,и 7,4 —
10,76 4 440 -60 « 144 0,11 7,9 —
5,300 2,290 Ниже -60 -52 65 0,06 — —
3,370 — То же 62 62 0,07 7,0 65,0
6,770 3,100 -60 — 95 0,07 17,5 72,8
9,940 4,(150 -53 -50 102 0,08 37,6 76,0
4,170 2,150 Ниже -60 Ниже -60 74 0,07 — 66,0
нефтей» определимый адсорбционным методом
углеводороды
П, Ш групп IV группы всего, % Промежуточная фракция и смолистые вещества, %
20 nD % 20 nD %
неокомского горизонта
1,5320—1,5625 3 — — 11 1
1,5450--1.5780 7 — — 18 1
1,5580- 1,5760 10 — — 20 1
1,5440—1,5825 4 1.5920—1 6182 5 21 2
1,5320—1,5860 8 1.6012—1,6230 5 23 2
1.5320—1 5840 7 1.5972—1,6210 5 24 3
1.5310—1,5615 3 — — И
1.5435—1,5770 5 — — 15 1
1,5430—1,5760 9 — — 16 1
1,5430—1.5840 4 1,5920—1.6195 5 20 2
1.5312—1,5870 7 1,6030—1.6245 5 21 2
1,5320—1,5845 6 1,5995—1,6230 6 23 3
149
/Таблица 168. X* pureристика мазут ы л остатков
Продукт Выход на нефть, % рГ БУЯ 8 в ВУ100 Температура, °C Содержание серы, % Коксуемость, %
1 | ВСПЫШКИ в открытом тигле
Нефть апт-иескомсксго горизонта Мазут флотский 12 77,0 0,9045 11,50 3,51 2,24 -30 171 0,30 2,ЯЗ Маоут тоьичыый: 40 59,9 0,9137 28,90 7,17 3,76 -18 212 0,43 3,64 100 45,9 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 “С 77,0 0,9045 11,50 3,51 2,24 -30 171 0,30 2,83 ьышс 350 “С 65,5 0,9105 19,25 5,46 3,06 -22 199 0,41 3,31 ьыше 400 °C 55,6 0,9169 — 9,15 4,50 -14 223 0,46 4,05 выше 450 °C 45,6 0,9250 — 14,50 7,20 -3 248 0 54 5,СО выше 490 °C 35,0 0,9345 — 27,22 12 00 13 288 0.57 6,48
Смесь
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
выше 350 °C 63,5 0,9132 19,27 5,44 3,05 -17 201 0,42 3,37
выше 400 °C 55,7 0,9163 31,11 7,34 4,11 -12 214 0,46 3,96
выше 450 °C 4 4,С 0,9260 71,58 14,30 6 84 2 235 0,56 4,71
выше 500 °C 31,7 0,9373 — 38 79 14.70 10 ЗОБ 0,89 6,91
Таблица 169. Потенциальное содержание баз, вы* дпстиллятиыл и оста точных масел к нефти апт-неокомского горизонта
Темп-ра отбора, °C Выход на нефть, % Характеристика базовых масел Содержание базового масла. %
Р20 р4 V50, мм2/с VI00, мм2/с ив Темп-ра застывания, °C на фракцию или остаток на нефть
350—450 19 9 0.8659 15,40 4.140 78 -18 87,2 17,4
450—490 10,6 0,8734 42,02 8,200 88 -21 81,1 8,6
Остаток дистиллятной фракции выше 490 °C 35,0 0 8756 80,42 12,68 81 -18 32,9 11,5
Примечание vjo/v оо Для остатка равло 6,3, ВВК — 0,805.
150
Таблица 170. С гружтурпо-групг овой состав ЗДч-радусмых фраиль нефтьч
Темп-ра отбора, °C 20 nD м Распределение углерода, % Среднее число колец в молекуле
Са Сн Схол Сп Ка Кн Ко
Нефть апт-лсокомскою горизонта
100—250 0,8376 1,4604 175 5 55 60 40 0,12 1,28 1,40
250—300 0,8613 1,4741 205 12 45 57 43 0,13 1,30 1,61
300—350 0,8688 1,4796 250 11 39 50 50 0,32 1,45 1,77
350—400 0,8790 1,4856 300 11 36 47 53 0,41 1,63 2,04
40С—450 0,8840 1.лт 380 10 31 41 59 0,47 1,84 2,31
450—5С0 0,8926 1.4946 450 И 27 38 62 0,63 2,00 2,63
СмеС!
200—250 0,8385 1,4600 168 5 58 63 37 0,10 1,22 1,32
250—300 0,8556 1,4713 195 9 49 58 42 0,21 1,37 1,58
300—350 0,8684 1,4791 250 10 43 53 47 0,30 1,61 1,91
350-400 0,8789 1,4852 298 11 39 50 50 0,38 1,67 2,05
400 -450 0,8859 1,4893 379 11 31 42 58 0,46 1.91 2,37
450—500 0,8920 1,4932 440 10 39 40 60 0,55 2,12 2 67
Таблица 171. Характерней^ дистиллятных базовых масел и групп углеодородоа, полученных адсорбционным не годом
Исходная фракция, Выход, % 20 VS0, V100, «) и S#
смесь углеводородов на на р« М мм2/с мм2/с PR г
фрак- нефть D 5 Б -
цию Н 3 и О о
Фракция 350—450 °C Нафтено-парафиновые 1С0,0 78',2 19,9 0,8820 1,4875 310 18,68 4,51 52 -30 0,19
углеводороды То же + I группа 15 6 0,8597 1,4720 344 15,23 4,12 80 -18 —
ароматических То же +1—Ш группы 87,2 17,4 0,8659 1,4757 340 15,40 4,14 78 -18 —
ароматических То же + I—IV группы 94,2 18.7 0,8754 1,4820 330 16,00 4,21 72 -21 —
ароматических 98,7 19.6 0,8804 1,4857 325 16,34 4 26 70 -21 0,17
Фракция 450—490 °C То же. после депара- 100,0 10,6 0.8923 1,4936 440 52,26 9,53 — -21 0,26
фпнизацни Нафтено-парафиновые 97,0 10.3 0,8947 1,4941 450 57,84 9,55 65 -28 —
углеводороды То же + I группа 71,9 7,6 0,8678 1,4768 455 38,66 8,66 101 -21 —*
ароматических То же +1—Ш группы 81,1 8.6 0,8734 1,4802 453 42 02 8,20 88 -21 —
ароматических То же + I—IV группы 88,3 9,4 0,8819 1 4862 450 47,44 8,64 78 -21 —
ароматических 93,3 9,9 0,8897 1,4921 445 52,68 9,12 71 -21 0,18
151
Таблица 172. Стругирн< «-грутовой согтшг дяснхпятных балевых аил л групп углыодзродов неф л апт-иеошмкхого го равен г»
Исходная фракция, смесь углеводородов Распределение углерода, % Среднее число колец в молекуле
Са Сн Скол Сп Ка КН Ко
Фракция 350—450 °C 12 35 47 53 0,47 1,65 2,12
Нафтено-парафиновые углеводороды 0 39 39 61 0 1,94 1,94
То же + I группа ароматических 2 39 41 59 0,08 1,92 2,00
То же +1—Ш группы ароматических 6 38 44 56 0,23 1,87 2,10
То же + I—IV группы ароматических 10 34 44 56 0,37 1,73 2,10
Фракция 450—490 °C 10 29 39 61 0,60 2 06 2,66
То же, после депарафинизации 10 31 41 59 0,57 2,15 2,72
Нафтено-парафиновые углеводороды 0 34 34 66 0 2,32 2,32
То же + I группа ароматических 2 34 36 64 0,12 2,31 2,43
То же + I—Ш группы ароматических 6 32 38 62 0,34 2,21 2,55
То же + I—IV группы ароматических 10 22 39 61 0,54 2,16 2,70
Таблица 173 Разгоны (НТК) нефтей в аппарате АРН-2 и характеристика полученных фракций
Темп-ра выкипания фракций при 760 мм рт. ст., °C Выход на нефть, % 20 ₽4 20 nD М *20, •> м2/с V50, мм2/с Э/^НИ ‘001А Температура, °C Содержание серы, %
отдельных фракций 2 в
застывания вспыш- ки
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12
Нефть апт-неокомского горизонта
До 28 0,2 0,2— — _____ __
(газ до Сд)
28-172 2,9 3,1 0 7857 1,4361 132 1.190 — — — — 0,008
172—215 3,1 6,2 0,8229 1,4534 — 1,770 1,240 — — 60 —
215—235 3 0 9,2 0,8312 1,4583 170 2,590 1,340 — — — 0,020
235-252 3,0 12,2 0,8417 1,4642 — 3 310 2,000 — .— 78 —
252—264 2,7 14,9 0,8532 1,4688 183 4,200 2,180 1,080 — — 0,030
264—275 2,7 17,6 0,8550 1,4700 — 5.090 2,520 1,220 — 107 —
275—288 2,7 20 3 0,8622 1,4753 205 6.100 2,910 1,350 — -—- —
288 — 300 2,7 23,0 0.8633 1,4762 — 8.18С 3,610 1,530 — 122 0.043
100—312 2,8 25,8 0,8643 1,4766 236 10,54 4,310 1 750 — — —
312—323 2,8 28,6 0,8653 1,4779 240 13,70 5,130 1,960 Ниже -60 141 0,098
323—335 2,8 31,4 0,8703 1,4805 245 17,70 6,220 2,220 -59 — —
335—350 3,1 34,5 0,8721 1,4824 250 22,90 7,440 2,510 -50 160 0,170
152
Пр одолжевиетабл. 173
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 И 12
350- 365 2,8 37,3 0,8740 1,4831 262 30,50 9,090 2,830 -47
365—380 2,8 40,1 0,8773 1,4853 280 39 20 11,03 3,320 -43 174 0,207
383—392 2,8 42,9 0,8797 1,4856 300 61.48 13,56 3,700 -40 — —
392--405 2,8 45,7 0,8825 1,4884 330 30,62 16,40 4,240 -35 188 0,226
405—418 2,9 48.5 0,8828 1,4887 355 90 69 20,24 4,920 30 — —
418—428 2,9 51,5 0,8848 1,4900 380 123,3 25,84 5,770 -26 205 0 240
428—450 2,9 54,4 0.6868 1,4912 400 163,2 33.22 6,720 -19 — •—-
450—460 2,9 57,3 0,8984 1,4940 410 209,7 40,21 7,870 -10 218 0,260
460-470 2,8 60 1 0,8918 1,4947 430 — 47.24 8,700 2 — —
470—482 2,9 63,0 0,8928 1,4956 460 — 56.80 1С,0С 6 — С.300
482- 494 2,9 65,9 0,8938 1,4966 480 — 60,04 11,36 14 — —
Остаток 34,1 100,0 0,9358 — Смесь — 98,17 15 294 С,600
До 28 Сл. (газ до Сд) — — — — __ — — — — —
28—190 3,5 3,5 0,7785 1,4370 130 1,390 — — — — —
19G—2.2С 3,0 6,5 0,8234 1,4535 140 1,900 1,270 —- — 24 —
220- 234 з,с 9,5 0,8331 1,4580 172 2,560 1.520 — — — —
234—250 2,7 12,2 0,8410 1,4628 182 3,240 1,780 — — — —
250—266 3,2 15,4 0,8576 1,4712 194 4,230 2,200 — — — —
266—278 2.9 18,3 0,8589 1,47.33 207 5,450 2,700 1,280 — 114 —
27в—292 2,8 21,1 0,8605 1,4749 217 7,200 3,110 1,380 — — —
292—302 2,8 23,9 0,8622 1,4752 228 9,0.30 3,800 1,600 — 132 —
302—317 2,9 26,8 0,8629 1,4762 240 11 40 4,520 1,800 Ниже -60 — —
317—327 3,8 30,6 0,8667 1,4781 250 14,76 5,430 2,010 -60 144 —
327—342 3,8 34,4 0,8688 1,4808 260 20,00 6,580 2,280 -50 — —
342—356 2.8 37,2 0,8723 1.4829 272 25,41 7,990 2,600 -42 — —
356—370 2,8 40,0 0,8780 1,4850 280 35,00 9,940 2,960 -37 174 0,12
370—392 3,3 43,3 0,8796 1,4863 307 45 26 11,89 3,600 -33 180 —
392—410 2,9 46,2 0,8803 1,4668 330 58,13 14,75 4,000 -29 — —
4'0—420 2,6 48,8 0,8801 1,4869 360 78,82 18,34 4,51С -24 196 —
420- -432 3,0 51,8 0,8830 1,4880 400 98,85 23,39 5,420 -19 — -—
432—444 2.8 54,6 0,8864 1,4900 406 136,2 28,94 6,130 -16 205 —
444—455 2,9 57,5 0,8874 1,4913 410 182.7 37,70 7,070 -14 — 0.23
455—465 2,8 60,3 0,8905 1,4928 425 229,1 43,35 7,850 10 216 —
465—4/8 2,7 63.0 0,8928 1,4950 438 274.3 47,95 8,810 -1 — 0,27
478—490 2,5 65,5 0,8942 1,4972 465 — 58,79 10,24 4 218 —-
Остаток 34,5 100,0 0,9339 — 610 — — 89,ОС 6 280 0,58
Исследование фракций нефти апт-неокомского горизонта и смеси в качестве сырья для каталаескс го крекинга при температуре отбора 350—500 °C показало следующие результаты: выход на нефть — 34,2 и 31,8 %, pf — 0,8874 и 0,8858; М — 380 и 383; v5o — 27,60 и
12,06 мм2/с; vioo — 6,08 и 5,81 мм2/с; температура застывания — 1 и минус 1 °C; содержание серы --0,22 и 0,24 %, смол сернокислотных — 4 % (в обоих случаях), ванадия— 4105 % (в первом случае); коксуе
153
мость — 0,22 % (в первом случае); содержание карафино-нафтеновых углеводородов — 75 и 77 %, ароматических I группы — 11 и 10,11 и 111 групп — 7 и 6, IV группы — 5 % (в обоих случаях), смолистых веществ — 2 % (то же).
Фракционный состав сырья для каталитического крекинга следующий:
Выход, %
Фракция 350-500 °C смеси, °C
и. к-
5
10
20
30
40
50
60
70
80
90
95
98
к. к.
359
376
381
390
399
408
419
432
444
455
468
482
494
494
Таблица 174. Фшико- химическая
№ скважины Горизонт Интервал, и Содержание серы, % » Температура, °C
вспышки застывания
35 Апт-неокомский, — 0,8922 0,33 — -42 Iнеокэмскии 133 Апт-неокомскии 650—654 664 -666 0,8900 0,33 — -43 132 « 659—662 0,8914 — — -42 28 Промежуточный 657—640 0,8887 0,39 Ниже -5 -39 28 « 637—640 0,8901 0,30 +74 -9
Фракции и остаток апт-неокомских нефтей исследовались на остаточные базовые масла. Получена следующая характеристика остаточных базовых масел и групп углеводородов, полученных адсорбционным методом: осгаток выше 490 °C. выход на остаток 100. на нефть 35,0 %, р^° 0,9345; Vico 88,40 мм2/с; температура застывания — 13 °C; содер-
жание серы 0,57 %; нафтено-парафиновые +1 группа ароматиче
154
ски< углеводородов после депарафинизации: выход на остаток 32,9 на нефть 11,5 %; р«° 0,8756; л“ 1,4818; М 550; V50 80,42 мм 2/с;
vioo 12,68 мм2/с; V5o/viqo=6,3; ИВ 81; ВВК 0,805; температура застывания минус 18 °C, Распределение углерода в кафтепо-пара-финовых + I группе ароматических углеводородов остаточных базовых масел следующее (%): Сл 2, Сл 30, Скол 32, Сп 68; среднее число колец в молекуле: Ка 0,11, Кн 2,59, Ко 2,70. j
Физико-химическая характеристика нефгег: из различных скважин цаца в табл. 174.
заключение приведем характеристику товарной мартышпнской нефти. При различных температурных пределах выкипания выход фракций следующий (%): н. к — 5,49; 120—150 °C — 4.80; 150— 170 РС —3,18; 170—180 °C —1,22; 180—190 °C 1.43; 190— 200 °C — 1,78; 200- 210 °C — 0,49; 210—230 СС — 2,98 %; 230—300 °C — 19,20; 300—320 °C — 5,74; 320—330 °C — 1,82; 330-340 °C —1,75; 340—350 °C — 3,73; 350—360 °C — 1,53; 360— 370 °C — 2,90; 370—
характеристика чартышииской нефти
Кислотное число, мгКОН на 1 г Вязкость, мм^/с, при Фракционный состав, %, при
20 °C 50°С н. к., °C 200 “С 250’С 300 °C
1,07 — — 203 — 7,0 23,0
0,87 208 4,0 20,0
0,97 — — 198 — 60 22,0
1,22 125,2 32,36 158 4,0 9,0 27,0
— 113,1 30.90 244 — 1.0 9,5
380 СС — 1,75. Плотность товарной нефти при 20 °C 0,8490 г/см3; массовая доля серы 0,26 %; содержание хлорисоых солей 108 мг/дм3, массовая доля воды 0,04 %; температура застывания минус 42 °C; вязкость кинематическая при 50°С 1,0-10 зольность 0,013 %; коксуемость 1,10 %; содержание механических примесей 0,012 %'.
Месторождение Кареак. Месторождение находится в Макатском районе, в 130 км к востоку от г Атырау и 35 км к юго-востоку от промысла Байшонас.
155
На площади солянокупольной структуры Карсак, выявленной в 1926 г. маршрулюй гравиметрической съемкой, до 1959 г. были проведены геологическая и сейсмическая съемки, а зачем структурно-поисковое и глубокое разведочное бурение. Месторождение представляет собой соляной купол прорванного типа, вытянутый в меридиональном направлении. Надсолевой комплекс пород купола осложнен сбросовыми нарушениями, обусловившими образование в центральной части структуры грабена, расчленившего ее на восточное, западное и южное крылья. Наиболее перспективным является западное крыло, в пределах которого установлены девять нефтеносных горизонтов: туронский, I и Л альб-сеноменские, 1- и 2-й промежуточные, Ш альб-сеноманский, IV средне-альбский, V нижнеальбский и VI нижпеаптскии.
В соответствии с данными анализов нефти месторождения имеют плотность 0,826—0,933 г/см3 и относятся к малосернистым (0,01— 0,45 %), смолистым и высокосмолистым (9—52 %).
Таблица 175. Физико-химическаяхарактермспн'Я
№ скважины Горизонт Интервал, м Содержание, %
смол силикагелевых асфальтенов серы кокса
Альб-сеноманский II — 0,9565 22,80 1,70 0,40 3,70 401 Тоже 107—134 0,9022 12,40 0,17 0,31 — А 1ьб-се номанский II G.94C5 22.80 1,70 0,40 3,66 400 То же Заб 248 м, 106—125 0,9057 0,26 401 Заб 135, 107—134 0,8986 0.28 6 Aifi-неокомский 669—6G2 0,9227 18,30 1,75 0,55 5,01
Примечание. Для нефти апт-неокомского горизонта (скв. № 6) М=375, содержание
Выход светлых фракций с температурой кипения до 300 °C по всем горизонтам колеблется от 11 до 34,5 %. Нефти характеризуются высокой вязкостью, варьирующей по отдельным горизонтам в пределах 28— 2545 мм2/с при 20 °C.
Нефти I—VI горизонтов содержат масла, средний выход которых составляет 40 %. По существую]цей классификации эти масла относятся
156
ко II сорту. При отборе глубинных проб газ был обнаружен лишь в пробах нефти 1V горизонта, в соответствии с чем он имеет плотность по воздуху 0,810 г/см3 и содержит 70,4 % метана, 27,9 % тяжелых углеводородов, 1,1 % азота и 0,3 % кислорода. Сероводород в пробах газа не обнаружен.
Физико-химическая характеристика нефти разных горизонтов дана в табл. 175 [130].
Разгонка нефти апт-неокомского горизонта по ГОСТу 2J 77-82 при н. к.— 198 °C показала следуюгцие результаты (%): 200 °C — 1,0; 220 °C — 1,5; 240 °C — 2,5; 260 °C — 8,0; 280 °C — 12,0 %; 300 СС — 16,0.
Данные об изменении вязкости и плотности нефти с температурой приведены в табл. 176 [130].
нефтей ншяых гирЕзоют»
Температура, СС Кислотное число, мг КОН на 1 г Вязкость, мм2/с, при Фракционный состав, %, при
ВСПЫШ- КИ застывания
20 °C I 50 °C н. к. [ 200 °C 250 °C 300 °C
+142 -14 1,70 1872 217,0
*34 Ниже-7 0,13 180,0 38,49 180 1,0 3,0 17,0
+144 -14 1,70 2466 217,0 — — — —
+102 Ниже -10 1.42 249,8 46,20 232 2,5 19,0
157,4 34.40 200 3,5 20,0
-32 1,59 994.7 96,04 2,4 12,8
г.апафкна 2,ЗС %, температура его плавления 48 °C.
Таблица 176. Температурная зависимость вязкости и платности нефти
1------------------------------
Вязкость
Температура, °C кинематическая, мм3,'с ' условная
20 994,7 134,4 0,9227
30 324,1 46,23 0.9167
40 165,1 22 30 0,9106
50 96,04 13,00 0,9645
157
Элементный состав нефти следующий ( %); С 86 46; Н 12,65, G 0,29; S 0,55; N 0,05.
Было определено потенциальное содержание фракций в нефти:
Олоняется до температуры, °C Фракции, % Отгоняется до темпера 1уры, °C Фракции, %
170 04 340 20,4
180 0,8 350 22,6
190 1,6 360 25.0
200 2,4 370 27,0
210 3.2 380 29,0
220 4,0 390 30,8
230 4,8 400 33,0
240 5.8 410 35,0
250 6,8 420 37,0
260 7,6 430 39,0
270 8,5 440 40,8
280 9.6 450 43,0
290 11,0 460 44,8
300 12,8 470 46,8
310 14,5 480 48,6
320 16,4 490 50.4
330 18,1 500 53,3
Остаток 46,7
Анализы группового углеводородного состава фракций, выкипающих до 200 °C, показали следующее: выход на нефть 2,4 % р'( 0,8447, содержание ароматических углеводородов 8 %, нафтеновых 62 %, парафиновых 30 %.
Характеристика легких керосиновых дистиллятов при н. к.— 210 °C: выход на нефть 3,2 %; р*' 0,8497; фракционный состав при н. к.— 167 СС, 10 % — 177 °C, 50 % — 190 °C, 98 % — 210 JC; v2o 1,970 мм2/с, V40 11,58 мм2/с; температура начала кристаллизации ниже минус 60 °C, вспышки в закрытом тигле 60 °C; теплота сгорания (низшая) 10 260 ккал/кг; содержание ароматических углеводородов 8,0 %; кислотность 0,35 мг КОН на 100 мл топлива; йодное число 2,00 мг йода на 100 г; фактические смолы 3,0 мг па 100 г топлива.
Характеристика керосиновых дистиллятов определялась при н. к.— 280 и 210—280 °C: выход на нефть — 9,6 и 6,4 % соответственно; р*1 — 0,8546 и 0:8641; фракционный состав при н. к.— 208 и 227 °C; 10 % — 220 и 244 °C, 50 % — 238 и 256 °C 90 % — 267 и 277 °C, 98 % — 279 и 280 °C, отгоняется до 270 °C 92 и 81 %; температура помутнения ниже минус 55 °C (в обоих случаях), вспышки — 85 и 87 °C; высота некоп-
158
тящего пламени — 19 мм (в обоих случаях); октановое число — 4/,4 и 45,0; кислотность — 0,70 и 0,80 мг КОН на 100 мл дистиллята; содержание серы в первой фракции — следы.
Групповой углеводородный состав керосиновых фракций при 200— 250 °C следующий: ароматических углеводородов 5 %, нафтеновых 86, парафиновых 27 %.
Ряд характеристик фракций приведен в табл. 177,178 [130].
Таблица 177. Характеристика дизельных тшилиь и их кэмпокенто
5 Г
g
S О
SP
Фракционный состав, °C, при
20
Р4
*20
мм2.'с
V50, мм2'с
Температура,’С
□ ч©
Ж 0х-
£
5
3 я
9
5 =
3
S
*8 s
2
S
М 2
165—300 12,8 40 227 260 276 0,8634 5,320 2,540 Ниже -60 -37 85 Сл. 0,68
165—320 16,4 41 238 278 310 0,8674 6,490 3,450 -57 -35 90 0,88
165—350 22,6 44 248 290' 333 0,8717 10,26 4,270 -55 -30 95 « 1,35.
200—350 13,0 45 298 303 341 0,8813 15,87 5,510 -53 -28 — 0,09 2,10
Таблица 178. Характеристика мазутон и остатков
Темп-ра Выход на ВУ80 ВУ100 Температура, °C Содержание Коксуе-
отбора, °C нефть, % застывания вспышки серы. % мость, %
Выше 300 °C
(остаток) 87,2 9,40 — -14 180 0,63 6,90
выше 350 °C 77,2 — 5,90 -6 207 С.67 8,04
Выше 500 °C 46,7 234,9 72,24 22 317 0,82 13,20
Примечание Для фракции выше 500 °C
20
р =0,9967
*4
Характеристика сырья для деструктивных процессов (остаток после отбора фракций до 500 °C) следующая: выход на нефть 46,7 %; Р 0,9967. В У юо 72,24, температура застывания 22 °C; содержание серы 0,82 %: коксуемость 13,20 %.
Анализ физико-химических к товарных свойств нефти II альб сеноманского горизонта показал, что нефть тяжелая, высоковязкая, высокосмолистая, малосернистая, мало парафиновая.
159
В соответствий с требованиями ОСТ 38.0119780 «Нефти СССР. Технологическая индексация» данная нефть имеет шифр 1.3.1.4.1: класс 1 (содержание серы в нефти 0,4 %);
тип 3 (содержание фракций до 350 °C 28,6 %);
группа 1 (потенциальная массовая доля базовых масел на нефть более 25 %);
подгруппа 4 (индекс вязкости масел меиее 85 %);
вид 1 (содержание парафина в нефти 0.44 %).
Потенциальное содержание фракций в нефти таково: до температуры 20С °C отгоняется 1.84 %, до 300 °C — 14,90, до 325 °C — 20,74, до 350 °C — 28,60, до 400 °C — 38,44, до 440 °C — 49,25 %.
Характеристика топливной фракции 200—350 °C следующая: выход 26,76 %; Рч 0,8999; кинематическая вязкость при 20 °C 18,85 мм2/о; температура вспышки 139 °C, застывания минус 45 °C; кислотность 215,0 мг КОН на 1 г топлива; фракционный состав (ГОСТ 2177 -82)-50 % — 305 °C; 96 % — 343 °C; содержание серы 0,1 %. Результаты анализов остатков разной глубины отбора представлены в табл. 179—186
Таблица 179. Групповойутлеводородныйсоставцисталлятвой части неф и», опреде тонный адсорбмвимны м методом
Темп-ра отбора, °C Выход на нефть, % Парафино-нафтено-вые углеводороды Ароматические углеводороды
I группы П, Ш групп всего, %
20 nD % 20 nD % 20 nD %
165—200 2.4 92
200—250 4,4 1,4592— 1,47з2 95 1,4935—1,5288 5 — — 5
250—300 6,0 1,4655— 1,4845 92 1,4902—1,5290 8 — — 8
300—350 9,8 1,4705— 1,4880 83 1,4912—1.5120 3 1,5308— 1,5460 14 17
350—400 10,4 1,4762— 1,4898 75 1,4922—1,5060 5 1,5345— 1,5512 20 25
400—450 10,0 1,4781— 1,4888 70 1,4911—1,5235 15 1,5635— 1,5899 15 30
450—500 9,3 1,4788— 1 4872 63 1,4905—1,5222 18 1,5535— 1,5862 17 36 (с IV
группой)
Примечание. Во фракции 450— 500 ГС установлен 1 % IV группы ароматических угле
водородов с nD = 1,5910, а также 1 % промежуточкой фракции и смолистых веществ.
160
Таблица 180. Характернеги ха двепмлятмых базовых масел и групп углеводородов, полученных адсорбционным методом
Ж Исходная фракция, смесь углеводородов Выход % 20 ₽4 Я о ё V50, мм2/с V100, мм2'с Темп-ра засты- вания, °C
на фракцию . на нефть
Фракция 350—450 °C 100,0 2С,4 0,9089 — 27,89 5,630 -30
Нафтено-парафиновые углеводороды 69,1 14,1 9,8754 1,4820 22,81 5,210 -16
То же + I группа ароматических 84,1 17,1 0 8902 1,4841 23,10 5,300 -18
То же, после депарафинизации 83,7 17.0 0,8972 1,4851 24,14 5,630 -37
I группа ароматических углеводородов 15 0 3.0 0,9233 1,5114 23,37 5,960 -24
П и Ш группы ароматических углеводородов 15,9 3,3 9,9965 1,5739 65,00 7,790 6
Фракция 450—500 °C 100,0 9,3 0,9192 — 101,9 12.61 -4
Нафтено-парафиновые углеводороды 65,0 6,0 0,8947 1,4859 65,18 10,05 2
То же + I группа ароматических 78,9 7,3 0,8979 1,4886 68 98 10,32 -3
То же, после депарафинизации 77,7 7,2 0,9076 1,4892 74,15 10 86 -26
I группа ароматических углеводородов 13,9 1,3 0,9178 1,5032 80,97 10,81 -18
П и Ш группы ароматических углеводородов 3 9,0 1,8 0,9858 1,5650 122,8 12,28 -10
IV группа ароматических углеводородов 2,С 0,2 1,0191 1,5910 157,0 14,69
Примечание Содержание серы во фракции 350- 450 "С 0,20 %, во фракции 450—500 °C 0,40 %.
Таблица 181. Харашержгпиы остатишых базовых масел групп углеводородов, полученых адсорбжжным методом
Остаток и смесь углеводородов Выход, % 20 ₽4 20 nD V50, мм2/с Viоо, мм2/с V50^V)00 § ввк Темп-ра застыв.., °C Содерж. серы, %
ев Я । на нефть
Остаток выше 500 °C 100 0 46,7 0,996'' — — 534,5 — _ _ -22 0,32
Нафте во- парафнно-вь. с углеводороды после дспарафи- 18,? 8,8 0,7894 1,4838— 151,8 21,82 6,95 100 0,754 -24 впзации 1,4863
Нафт ено-парафа ковке л I группа аромата я веках углеводородов 39,1 18,2 0,9037 1,4946 380,1 36,58 10,39 79 0,822 -11 0,48
161
Таблица 182. Потенциальное содержание базовых
ДИС1ИЛ.7Я" .Ы X и ЦСТД10 «НыХ МИСе.’1
Темп-ра отбора, °C Выход на нефть ДИСТИЛ, фракции или остатка, % Характеристика базовых масел Содержание базовых масел, %
20 Р4 V50, мм2/с VI00, мм2/с Темп-ра застывания, °C на дистиллятную фрак-ItUXTH ипп ГМ-’- fe г на нефть
350-^)50 20,4 0,8972 24,14 5,630 -.37 83,7 17,0
450—500 9,3 0,9076 74,15 10,86 -26 77 7 12
()статок вьгие 530 46,7 0,9037 380,1 36,58 -И 39,1 18.2
Примечание. Для остатка выше 500 °C vsyvioo" 10,39; ИВ~79,0; ВВК~С,8220.
Таблица 183. Разгонка (ИГК) карсдоской нефти в аппарате АРН-2 и характеристика полученных фракций
Выход на нефть, % Температура, °C
№ фракции Темп-ра вы] пания фракции при 760 рт. ст., °C отдельных фракций суммарный 20 Р4 м V20, мм2/с V50, мм2/с vioo, мм2/с я м й Б я вспышки Содержание серы, %
1 165—202 2.75 2.75 0.8465 184 2.740 2,010 — — 82 0
2 202—236 2,46 5,21 0,8562 196 4,110 2,050 1,140 — 85 —
3 236-252 2,55 7,76 0.8627 206 5,410 2,550 1,200 Ниже -60 98 —
4 262—288 2,87 10 83 0,8690 228 7,220 3,230 1 480 -59 105 —
5 288—305 2,87 13.50 0,8736 246 9,600 4,000 1,530 -58 121 0
6 305—320 2,92 16,42 0,8788 260 12,30 4,950 1,850 -54 134 —
7 320—334 2,97 19,39 0,8825 274 17,50 6,100 2,140 -«9 142 —
8 334—348 2,97 22,36 0,8875 290 26,20 8.01С 2,520 -45 150 Сл.
9 348—363 2.92 25,28 0,8927 301 — 10,52 2,880 -40 154 —
10 363—378 2,92 28,20 0,8973 328 58,66 13,40 3 «50 -36 166 —
11 378—393 2,87 31,07 0,9024 350 — 16,07 4 080 -32 174 —
12 393—406 2,97 34.04 0,9070 370 132,6 — 5,100 -26 186 —
13 406—421 3,03 37,07 0,9094 388 — 31,51 6,030 -21 195 0.27
14 421—436 2,97 49.04 0,9148 396 — — 7,500 -17 200 —
15 436—450 3,03 43,07 0.9173 408 — 64,82 9,230 -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 О.'таток 46.72 100,00 — — — — — — —
Примечание. Содержание парафин? во фракции № 16 7,21 %, во фракции № 18 5,56; температура плавления его 28 и 39 °C соответственно.
162
Таблица 184. Хярак1е|Мстика oci'aiKOB
20 ₽4 при Темп-ра, °C Вязкость кинематическая, мм^/с, при Вязкость условная
у Содержание серы, % № К № 3 о Я и £
н 2 £ отбора, Выход К « к 80 °C 100 °C е Е СО а I с о я | Содерж 2 80 °C 100 °C 80 "С 100 °C
Выше 440 50,75 0,9112 0,8944 0,65 + 7 +308 8,90 1264 375.9 170,64 50.70
Выше 400 61,56 0,9082 0.8874 0.-13 +1 +277 6,77 199,9 18»,7 67,48 25,47
Выше 350 71,40 0,9024 0,5830 0,46 -5 +250 5,27 283,6 104,2 38,28 14,06
Примечание. Для остатка выше 440 °C кинематическая вязкость при 60 °C равна 6303 мм2/с, условная вязкость ври 60 °C 850,89, плотность при 60 °C 0,9330 г/см1, содержание асфальтенов 2,81 %, силикагелевых смол 21,7, масляных фракций 73,09 %, температура размягчения И °C.
Температура 185. Хараьтс листика остаточного масла и групп углеводородов, пол, чемныт адгорбшюныч! м методом
Парафино вафгено-
вые углеводороды 16,37 30,28 — — — — — —
То же + I группа
ароматических 23,63 46,55 0,9453 668,4 52 90 78,0 0,11 -9
То же + П группа
арокатззеских 26.48 52,14 0,9524 873.3 59.70 69,5 .0,12 -И
Примечание. Для парафиио нафтеновых углеводородов + II группа ароматических nD 1,5010; выход смолистых веществ на нефть составил 24,27 %, на остаток — 47,86 %.
Фракция 200 - 350 °C с выходом на нефть 26,76 % может быть использована как компонент дизельного топлива зимнего.
Характеристика остатков выше 400 и 440 °C свидетельствует о возможности получения из них путем окисления различных битумов.
Остаток выше 440 °C подвергали адсорбционному разделению на колонке с сичнкагелем ь целях получения остаючного базового масла.
163
Таблица 186 Характеристика длстиллктных масел и ipyirn умежедородов, полученных адсорбционным методом
Исходная фракция, смесь углеводородов Выход, % Вязкость, мм2/с, при
на нефть на фракцию 50 °C 100 °C
Фракция 350—440 °C Парафино-нафтсновые 20,65 100 00 — —
углеводороды То же + I группа 15,24 73,80 — —
ароматических То же + I и II группы 15,90 77 00 43,23 7,910
ароматических То же + I—III группы 16,84 81.66 — —
ароматических 18,00 87,15 61,62 8,360
Примечание. Для последней фракция! р4 раыю С.9137, содержание серы — 0,16 %.
Месторождение Алтыколь. Месторождение находится в 35 км к северо-западу от ж.-д. ст. Кулъсары. Открыто в 1942 г., введено в разработку в 1960 г.
Балансовые геологические и извлекаемые запасы по категории А+B+Ci составлены.
В нефти содержится 0,034 % нафтеновых кислот и 0,050 % фенолов.
Разгонка нефти по ГОСТу 2177—82 при н. к. 227 °C такова (%): 240 °C — 3, 260 °C — 8, 280 °C — 12, 300 °C — 18.
Дачные об изменении вязкости и плотности нефти приведены в табл. 187.
Таблица 187. Температурная зависимость вязкости и птотности нефти
Температура, °C Вязкость 20
кинематическая, мм2/с условная
20 202,6 27,35 0,8942
30 114,2 15,41 0,8877
40 66.80 9,03 0,8793
50 42,41 5,81 0,8728
Состав газов, растворенных в нефтях (фракция до С4) и пизкокипящих углеводородов (до С5) следующий; выход на нефть — 0,16 и 0,18 % соответственно, содержание СгНе — 23,6 и 22,1 %, изо-СдНю — 11,7 и 11,0 %, п- С4Н10 — 21,7 и 20,3 %, uao-CsHn — 3,4 % (до С5); H-C5II12 — 2,8 % (до С5).
164
Потенциальное содержание фракций в нефти таково:
Отгоняется до температуры, °C Фракции, % Отгоняется до температуры, °C Фракции, %
200 1,3 360 32,2
210 2,1 370 35,0
220 3,2 380 38,0
230 4,2 390 40,9
240 5,5 400 43,9
250 6,9 410 46,8
260 8,4 420 49,7
270 10.2 430 52,5
280 12,0 440 55.5
290 14,0 450 58,0
300 16,0 460 60,5
310 18,4 470 62,5
320 21,0 480 —
336 23,8 490 —
340 26,4 50С —
350 29,3 Остаток 37,5
Характеристика легких керосиновых дистиллятов при и. к.— 200 °C: Р4 0,8251; фракционный состав: н. к.—160 °C, 10 % — 169 °C, 50 % — 187 °C, 90 % — 195 °C; вязкость V20 1,930 мм2/с, V40 10,46 мм2/с; температура вспышки 30 °C, начала кристаллизации ниже минус 60 °C; содержание ароматических углеводородов 4 %, серы следы; теплота его рания (низшая) 10 223 ккал/кг; выход на нефть 1,3 %.
Характеристика керосиновых дистиллятов при 153—280 °C: р*' 0,8518, фракционный состаз: н. к.— 196 °C, 10 % — 215 °C, 50 % — 241 °C, 90 % — 266 °C, 98 % — 275 °C; отгоняется до 270 °C 94 %; температура ьспь;шки 69 °C, помутнения ниже минус 60 '’С, октановое число 44; содержание серы 0 03 %, кислотность 6,9 мг КОН на 100 см3; высота некоптящего пламени 17 мм; выход на нефть 12,0 %
Остальные физико-химические характеристики фракций пефти приведены в табл. 188—197.
Таблица 138. Групповой углеводородный состав
керосиновых фракций, %
Температура, отбора, ‘‘С Углегодороды ароматические нафтекоьые
200—250 250—300 200—300 6 94 14 86 11 89
Г65
Таблица 189. Характеристика дизельных топлив них каипонеимч
240—320 40 51,7 266 282 300 302 0,8641 9,190 3,910 — 0,05 73,5 15,5
240—350 41 51,6 271 292 320 324 0,8651 10,37 4,340 12.50 0,07 74,0 23,8
Примечание. Температура застывания и помутнения фракци.1 153—300 °C ниже минус 60 °C, вспышки 74 °C.
Таблица 190. Характеристика мазутов и остатков
Продукт 20 Р4 Вязкость условная при Температура, °C Содержание, серы, % Коксуемость, % Выход на нефть, %
80 °C 700 °C вспышки 1 = 3 S
Мазут; флогский 12 0,9и38 — — 160 -23 0,44 3.21 87,6 топочный 40 0,9119 8 00 4,20 234 -7 0,58 4,80 64,0 топочный 100 0,9195 15,30 6,50 268 1 0,63 5,12 52,4 топочный 200 0,9215 16,78 7,15 275 2 0,64 5,71 50,5 Остаток выше 350 °C 0,9090 5,50 3,42 213 -12 0,57 4 72 70,7 выше 400 °C 0,9155 12,85 5,71 257 -2 0,60 4,96 56,1 выше 450 °C 0,9320 34,00 11,70 302 10 0,71 6,94 42,0
Примечание. Вязкость условная при 50 °C мазута флотского 12 — 11,61, остатка выше 450‘С —2.10,00.
Таблица 191. Структурно-групповой состав ЗОчрадусных фракций, опре целенных по мел оду л—d—‘>1
Темп-ра отбора, °C Распределение углерода, % Среднее число колец в молекуле
Са Сн Скол Сп Ка кн Ко
200—250 5 59 64 36 0,11 1,41 1,52
250—300 6 52 58 42 0,16 1,59 1.75
300—350 6 46 52 48 0,19 1,85 2,04
350—400 6 41 47 53 0,25 2,12 2,37
400--450 8 36 44 56 0.40 2,31 2,71
450—470 9 35 44 56 0 45 2,63 3,08
166
Т а б л и ц а 192. Характеристика дистиллятных и остаточных базовых масел и групп углеводородов, подученных адсорбционным методом
Исходная фракция, смесь углеводородов 20 %- 20 nD Вязкость кинематическая, мм2/с, при Ив i см пирату ра застывания,°C Выход, %
2 X S я й на нефть
50 °C 100 °C
Фракция 350—420 °C 0,8850 1,4859 17,40 4,340 54 34 100,0 20,4
Нафтено-парафиновые углеводороды 0,8545 1,4703 14,94 4,120 89 33 78,5 16,0
То же + I группа ароматических 0,8620 1,4762 15,37 4,150 80 33 87,5 17,9
То же + I—III группы ароматических 0,8678 1,4797 15,98 4,180 68 35 93,5 19,1
То же + I—IV группы ароматических 0,8740 1,4822 16 50 4,240 62 37 96,6 19,7
I группа ароматических углеводородов 0,9135 1,5083 24,70 5,630 — 45 9,0 1,9
II и III группы ароматических углеводородов 0,9749 1,5514 50 43 6,760 — 24 6,0 1,2
IV группа ароматических углеводородов — — — — — 3,1 0,6
Смолистые вещества — — — — — 3,4 0.7
Фракция 420—470 °C 0,8950 1,4920 48 46 8.650 73 К 100 12,8
Нафтено-парафиновые углеводороды 0,8658 1,4762 40,49 8.120 92 1 75,0 9,6
То же + I группа аромати-
ческих 0,8715 1,4812 42,75 8,220 83 -2 84,3 10,8
То же + I—III группы ароматических 0,8810 1,4855 46,05 8,400 75 -5 93,0 11,9
I группа ароматических углеводородов 0.9166 1,5088 93,23 12,15 — -3 9,3 1,2
II и III группы ароматических углеводородов 0,9931 1,5683 692,4 28 70 -6 8,7 1,1
Смолистые вещества — — — — — 7,0 0,9
Остаток выше 470 °C 0,9387 — — 17,21» — 17 —
Нафтено-парафиновые углеводороды1 0,8743 1,4831 196,2 26,94 103 15
То же + I группа ароматических1 2 0,8833 1,4894 267,5 31,99 95 9
1 М=700; 45(^00=7,28: ВВК-0,7830.
2 М -690; ¥50^100=835; ВВК=0,7920.
2 Значение вязкости условной при 100 °C.
167
Таблица 193. Групповой углев</дородный<тоста11днсгктля гной чисти нефти, определенный адсорбционным методом
Темп-ра отбора, °C Выход на нефть, % р. г/см-^ 20 nD М Парафино-нафтеновые углеводороды Ароматические углеводороды
I группы II, III групп всего, %
20 nD % 20 nD % 20 nD %
Н. к. (153)—200 1,3 0,8251 1,4510 96 4
200—250 -5,6 0,8452 1.4635 172 1 4595— 1,4870 94 1,4962— 1,5035 6 — - - 6
250—300 9,1 0,8627 1,4732 212 1,4617— 1,4860 86 1,4963— 1,5227 4 — — 14
300—350 13,3 0,8/41 1,4795 267 1,4629— 1,4745 83 1.4949— 1,5264 11 1,5550— 1,5891 6 17
350—400 14,6 0.8832 1,4850 337 1,4664— 1.4836 81 1.4983— 1.5058 11 1 5360— 1,5869 8 19
400—450 14,1 0,8915 1.4906 408 1.4736— 1,4862 79 1,5002— 1,5274 11 1,5426— 1,5898 9 20
450—470 4,5 0,8993 1,4944 448 1,4746— 1,4831 75 1,4926- - 1,5152 13 1.5448— 1,5683 10 23
Примечание. Содержание смол и прочих веществ во фракции 400—456 °C 1 %, ьо фракции Д50—470 °C 2 %.
Таблица 194. Структурно-групповой состав дистиллятных ба ювых масел и групп углево городов, определенный по методу л-d- М
Исходная фракция, смесь углеводородов Распределение углерода, % Среднее число колец в молекуле
Са Си Скол Сп КА Кн Ко
Фракция 350—420 °C Нафтено-парафиновые 7 39 46 54 0,30 2,15 2.45
углеводороды То же + I группа арома- 0 35 35 65 0 1,79 1,79
тических То же + I—III группы 6 30 36 64 0,23 1.59 1,82
ароматических То же + I—IV группы 7 31 38 62 0,30 1,63 1,93
ароматических 7 34 41 59 0,30 1,79 2,09
Фракция 420—470 °C Нафтено-парафиновые 9 35 44 56 0,45 2,46 2.91
углеводороды То же + 1 группа аромата- 0 32 32 68 0 2,23 2.23
ческих То же + I—Ill группы 5 23 33 67 0,26 1,98 2.24
ароматических 6 32 38 62 0,31 2,22 2,53
168
Таблица 195. Потенциальное содержание дистиллятных и остаточных масел
Темп-ра отбора, °C Выход фракций или остатка на нефть, % Характеристика базовых масел Выход базовых масел, %
20 ₽4 V50 VJOO ИС « г « Я? я j к t на нефть
35С—420 20,4 0,8620 15,37 4,150 80 -33 8’, 5 17,9
420—470 12.8 0,8715 42,75 8,220 83 -2 84.3 10,8
Выше 47С 37,5 0,8833 267,5 31,99 95 9 63,9 24,0
Примечание. Для фракции вьпие 470 °C V3c/Vioo=8,35, ВВК=С.792О.
Таблица 196. Характеристики остатков нефти
Вязкосп условная, при Температура, °C а?
Выход
остатка 20 « ч £ <У X ж
на нефть, % Р4 50 °C 80 °C 100 °C вспышки открытом тигле застывания Коксуемс Содержа! серы, %
37,50 0,9187 45,25 17,21 324 16 7,96 0,86
41,66 0,9329 210,95 34,88 12,12 303 10 6,94 0,72
50,51 0,9215 — 16,78 7,15 275 2 5,71 0,64
56,35 0,97 49 65,59 12,59 5,70 256 -2 4 96 0,60
71,11 0,9100 33,25 5,47 3,44 212 -12 4,73 0,56
77,45 0,9073 22,63 4,38 2,95 193 -16 3.98 0,50
82,30 0,9063 17,39 3,89 2,52 178 -19 3,23 0,45
87,63 0,9038 11,61 — — 160 -23 3,21 0,44
90,84 0,9015 9,03 —- — 150 -25 3,19 0,43
93,24 0.9004 7,70 — — 140 -27 3,16 0,42
98.50 0,8958 6,08 — — 118 -31 3,13 0,41
100,00 0,8942 5,81 — — ПО -32 3,11 0,40
Таблица 19Т Раагопка (ИТК) нефги и аппарате АРН-2 и характеристика пол) ченных фракций
* № фракции Темп-ра кЦдсиия фракции при 760 мм рт. ст,, °C Выход на нефть, % 20 Р4 20 nD м Вязкость кинематическая, мм^/с, при Температура, °C содержание серы, %
отдельных фракций суммарный застывания X X Е g
20 °C 50 »С 100 °C
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 и 12 13
1 153—200 1,3 1,3 0,8251
2 200—230 2,9 4.2 0,8430
3 230—250 2,7 6,9 0,8530
1,4510 — 1,970 1,270 0,790
1,4628 165 2,290 1,590 0.940
1,4680 — 3,100 2,050 1.120
— Сл.
109 —
113 0.03
169
Продолжение табл. 197
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 И 12 13
4 250—270 3,3 10,2 0,8575 1,4705 — 5.240 2,360 1,280 — 116 — 5 270—290 3,8 14,0 0,8640 1,4738 215 8,170 3,000 1,500 — 123 0,С5 6 290—310 4,4 18,4 0,8691 1,4764 — 9,360 4,000 1,780 — 132 — 7 310--320 2,6 21,0 0,8720 1,4780 — 13.80 5,080 1,990 Ниже-60 1 4 0 0,07 8 320 -330 2,8 23,8 0,8744 1 4796 268 20,26 6,200 2 260 - 57 1 48 — 9 330—350 5,5 29,3 0,8770 1,4820 — 28,41 8.4С0 2,610 -50 158 0,09 10 350—360 2,9 32,2 0,8800 1,4829 — — 12,00 3,040 -45 169 — 11 360—380 5,8 38,0 0.8826 1,4845 328 51,74 — 3,600 -40 180 0,14 12 380—390 2,9 40,9 0,8850 1,4862 — — — 4,380 -34 191 — 13 390—400 3,0 43,9 0,8868 1,4875 — 102,1 22,37 5,080 -30 200 0,18 1 4 40'4—420 5,8 49.7 0,8890 1,4890 387 — — 6,150 -24 210 — 15 420—430 2,8 52,5 0,8918 1,4908 — 256,8 43,83 7,410 -17 221 0,20 16 430—440 3,0 55.5 0,8941 1 4920 — — — 8,340 -5 238 0,28 17 440 -460 5,0 60,5 0,8972 1,4935 438 378,1 59,70 9,600 -5 238 0,28 18 460—470 2,0 62.5 0.9С05 1,4950 452 408,9 64,82 10.70 +1 245 0,32 19 Остаток выше 470 37,5100,0 — — _ _ _ _ _ _ 0,86
Месторождение Юго-Западное Камышитовое. Месторождение находится в 80 км к западу от Атырау. Введено в эксплуатацию в 1972 г.
Нефти из мелового, среднеюрского, альбского, апт-неокомского и пермо-гриасовог о горизонтов близки между собой по физико-химическим свойствам. Плотность их колеблется в пределах 0,8225—0.9191 г/см3, содержание серы составляет 0,05—-0,43 %, смол сернокислотных — 3,0—34,0, силикагелевых — 0,94—17,50 %.
Нефть пермо-триасового горизонта отличается повышенным содержанием парафинов — 6,1 %
Нефти верхнеальбского горизонта (скв. № 2) тяжелая (плотность 0,9191), высокосмолистая (34 % смол), парафиновая (0,8 %), малосернистая (0,43 % серы общей). Выход фракций до 200 °C — 4,0 %, до 300 °C — 25 %.
Нефть средкеалъбского горизонта (скв. № 5) смолистая (24,0 и 10,7 % смол), парафиновая (1,21 %), малосернистая (0,3 % серы), плотность ее 0,8943.
Нефти неокомского и апт-неокомского горизонтов характеризуются р’° 0,8340—0,8785, содержание смол сернокислотных 3,8—18,0 %, парафина — 1,9—5,09 %. Это малосернистые нефти (0,05—0,36 % серы); выход светлых фракций до 200 °C — 6,5—27.0 до 300 °C — 37,0—53,0 %
Юрские нефти также малосернистые (0,1 —0,13 % серы) и малосмолистые (смол сернокислотных 3,0—4.5 %). Плотность их составляет 0,8362—0,8415, содержание парафинов — 3,1—3,6 %. Выход светлых
170
фракций до 200 °C колеблется в пределах 13,0—17,07, до 300 °C — 37,0 0,46,0 %.
Физико-химические характеристики нефти и ее фракций приведены в табл. 198—217 [130].
Среднеюрский 62 4 7 10 12 14 19 24 29 34 37 44 49
Юрский 60 2 5 9 12 14 18 23 28 32 35 43 49
Аптский 48 2 4 7 9 11 13 16 20 25 28 37 43
Неокомский 55 3 5 6 7 9 12 15 19 21 24 34 38
Таблица 199. Температурная зависьмость вязкости и плотности нефтей рамлсх гориюигоз
Температура, °C Вязкость 20 Р4
кинематическая, мм2/с условная
Средне юрский горизонт
20 9.510 1,81 0,8232
30 5,160 1,50 0,8167
40 4,550 1.44 0,8100
50 3,830 1,37 0,8025
Юрскии горизонт'
20 10,120 1,87 0,8296
30 7,410 1,61 0,8222
40 5 510 1,43 0,8148
50 4,570 1,06 0,8075
Аптский горизонт
20 13,480 2,20 0,8363
30 9,130 1,77 0,8310
40 7,000 1,57 0,8255
50 5.470 1,43 0,8188
Неокомский горкзснт
20 16.530 2,54 0,8493
30 11.310 1,99 0,8376
40 8,750 1,73 0,8301
50 6,960 1,57 0,8243
Таблица 200. Фвзкк о-киипгаш
Горизонт № скважины 20 ₽4 Вязкость кинематическая, мм2/с, при Гем ьература. °C Давление насыщен-ных паров, мм рт. ст., при
застывания вспышки в закрытом тигле
20 °C Эе 0S с обработкой без обработки 38 °C Эо 0S
Среднеюр-
скьй 19 0,8232 9,510 3,830 Ниже -55 -42 -25 — —
Юрский 11,24,25 29 0,8296 10,12 4.570 -53 -41 -30 110 132
Аптск»й 18, 20, 23 0,8363 13,48 5,470 -39 -21 Ниже -30 — —
Неоком-
ский 15,20,26 0,8493 16,53 6,960 -40 -15 Ниже-35 223 270
Примечание. Для нефти среднеюрского горизонта (скв N” 19) М-200, содержание
Таблица 231. Состав газов (до С4), растворенных в нефтях, и низкою пя щих углеводородов (до Cs)
Фракция Выход на нефть, % Содержание углеводородов, %
СП» С2Нб СзНб 1ДО-С4Н10 Н-С4Н10 uoo-CsHlo Н-С5Н1С
Нефть средне юрского 1 ориэогга
До С4 До С5 0,95 1,73 2,1 1,2 4,2 2,3 29.4 16,3 25,3 13,9 39,0 21,4 18.4 26,5
Нефть юрского горизонта
До С4 0,36 — — 8,3 36,3 55,4 — —
До С; 1,25 — — 2,4 10,4 16,1 64 7 6,4
Нефть аптского горизонта
До С4 0,90 — 0,9 25,1 31,4 42,6 — —
До С5 2,02 — 0,5 13,4 16,8 22,8 37,6 8,9
Нефть неокомского горизонта
До С4 0 85 — — 17,7 35.3 47,0 — —
До Cs 1.85 — — 8 2 16,2 21,7 44,2 9,7
172
характер»erm а нефтей
1,2 — С,08 7,00 2,59 0,39 0,60 0,059 0,46 18,1 51,1
5,3 52 0,10 6,00 1,96 0,38 0,60 0,037 0,35 15,5 49,8
азота 0,038 %.
Таблица 202. ('одержание индивидуальиых ароматических углеводородов во фракциях 120—150 JC
Углеводород Выход, %
на фракнию на нефть
Нефдь среднеюрского горизонта
Этилбензол 3,0 0,165
п-Ксилол 3,0 0,165
м-Ксилол 2,0 0,110
о-Кс11лол 6 0 0,330
Нефть юрского горизонта
Этилбензол 1,0 0,052
п-Ксилол 1,8 0 093
м-Ксилол 3,8 0,197
о-Ксилол 3,3 0,172
Нефть аптского горизонта
Этилбензол 2,6 0,096
п-Ксилол 1,3 0,048
м-Ксилол 2.5 0,093
О-КсИЛСЛ 1,2 О,СМ 4
Нефть неокомского горизонта
Эзилбевзол 2,4 0,082
п-Ксилол 09 0,031
м- Ксилол 1,2 0.041
о-Ксилол 1,9 0065
173
Таблица 203. Потенциальное содержание фракций, %
Отгсняе ся це темп-ры, °C Горизонт
среднеюрский юрский аптский неокомский
28 0,9 0,4 0 9 0,9
(газ до С4)
62 3,3 2,9 3,1 2,6
70 3.6 3,1 3,4 3,1
80 3.9 3,4 4,1 3,5
85 4,4 3,7 4,3 3,6
90 5,2 4,3 4,6 3,9
95 5,9 4.8 5.0 4,1
100 6,6 5,3 5,4 4,4
105 7,0 5,8 5,9 5,0
ПО 8,1 6,3 6,2 5,5
120 9.4 7 8 7,4 6,5
130 11,5 9,2 8,6 7,1
140 12,9 11,5 9.8 8.5
145 13,6 12,6 10,4 8,9
150 14,9 13,0 11,1 9,9
160 16,0 14,6 12,5 10,7
170 18,4 16,7 13,8 12,4
180 19,9 18,5 15,5 13,8
190 21,4 20.4 16.9 14,7
200 23,6 22,1 18,1 15,5
210 25,4 23,8 19,5 18,0
220 27,6 25,9 21.1 19,9
230 29,9 28,7 23,2 22,0
240 32,4 31,0 25,5 23.6
250 34 1 34.0 28,8 25,3
260 36,4 35,3 30,3 28,3
270 38,7 38,2 31,3 30,8
280 41,4 40,3 33,8 33,2
290 43 4 41,9 36,8 35.5
300 46,2 44,0 38,9 37,8
320 48 9 46,9 41,2 40,3
330 51,4 48,7 43,6 42,7
340 53,9 50,6, 46,8 45,6
350 56,2 53,7 48,9 47,7
360 57,9 56,1 51.1 49,8
>70 58,7 56,9 52.4 51,0
‘380 59,2 58,4 53,9 52,5
390 60 7 60,4 54.9 54,0
400 62,7 62,6 56.4 55,0
410 63,9 64.9 57,7 56,8
420 65,2 65 7 60,4 59,5
430 66 9 67,5 62,9 64,4
440 68,7 70,5 65,4 66,0
450 71,2 73.1 67,9 68,5
460 73.4 71,1 70,6 71,1
470 76,4 77.1 73,0 73,5
480 77,0 78,6 75,4 77,0
490 81,2 80,6 76.9 79,0
500 82,9 82,8 78,7 82,0
174
Таблица 204. Характеристика фракции, выкинающах до 200 °C, из и гфти среднеюрскою горизонта
Фракционный состав, Октановое
°C, при ЧИСЛО
О 4 о
и п„ % 20 Р4 X к а* О <Т) Н и X U 5 ИНОС на К ции
Темп-[ отбора Выход на неф и Z 10 % 50 % % 06 <3 8 ъ с 0,41 на 1 к фраке s О с-ьг -е-
28—85 3,5 0,6723 35 45 60 76 Сл. 85,4 95,0 0,20
28—100 5,7 0,7000 42 56 76 92 « 80,5 90,8 —
28—110 7,2 0,7145 47 64 81 102 « 79,7 88,6 —
28—120 8,5 0,7227 52 72 96 113 0,003 76.5 87,0 0,25
28—130 10,6 0,7314 52 76 102 121 — 75,5 85,0 —
28—140 12,0 0,7353 53 79 106 127 — 73,8 84,5 —
28—150 14,0 0,7411 54 84 113 136 0,006 73,1 83,4 0,28
28—160 15,1 0,7440 54 84 121 140 — 71, 3 82,3 —
28—170 17,5 0,7569 54 85 130 151 — 69,0 80,4 —
28—180 19,0 0,7488 55 85 136 158 0,007 69,1 79,5 —
28—190 20,5 0.7566 58 91 145 167 — 67,0 77.5 —
28—200 22,7 0,7623 63 99 158 181 0,009 64,4 74,4 0.30
Таблица 205. Характеристика фракций нефти средиеюрскиго горизон га, служащих сырьем для каталитического риформинга
Темп-ра отбора, °C Выход на нефть, % 20 Р4 Содержание серы, % Содержание углеводородов, %
ароматических нафге-новых парафиновых
8 нормального строения изострос-ния
62—85 1,1 0,7230 Сл. 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 0,0'38 12 54 34 — —
85- -120 5,0 G,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 Сл. 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 — —
175
Таблица 206. Групп >»>й углеводородам^ состав фракций, выкипающих до 200 СС
Темп-ра отбора, °C Выход на нефть, % 20 ₽4 20 nD Содержание углеводородов, %
ароматических нафтеновых парафиновых
£ оа нормального строения изостроения
Нефть средаеюрского 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 0,7523 — 11 51 38 4 34
Нефт. юрскою 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 С 7461 1,4156 6 50 44 2 42
120—150 5.2 0,7663 1,4274 10 47 43 1 42
150—200 21,7 0 7516 — 8 47 45 4 41
28—200 21 7 0,7516 — 8 47 45 4 41
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
Нефть неокомского горизонта
28—62 1,7 — — — И 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
Таблица 207. Харта терпенья сырья для jet труктивных процессов пэ нефти средиеюрского горшемни
Остаток после отбора фракций до темп-ры, °C Выход на нефть, % 20 Р4 Вязкость условная Темп-ра застывания, °C Содержа ние серы. % Коксуемость, %
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 08903 406 12 0,15 1,37
Примечание. Содержание ванадия в остатке до 490 СС — 0,00008 %.
176
Таблица 208. Характеристика керосине* иих дистиллятов
150- 280 26,5 0,8155 180 196 233 273 286 87 « 61 0,018 —
150--310 34.0 0,8182 183 203 246 295 307 70 « 62 0,022 1,80
Примечание. Для фракция 100—280 °C октановое число равьо 34
Таблица 209. Групповой углеводородный состав керемяловых фракции
Темп-ра отбора, °C Содержание углеводородов, %
ароматических нафтеновых парафиновых
Нефть среднеюрского горизонта
200—250 10 39 51
250-300 12 33 55
200—360’ И 36 53
Нефть астскогс горизонта
200—250 10 43 47
250-300 13 37 50
200 -300 11 40 49
Нефть неокомского горизонта
200—250 10 49 41
250—300 12 42 46
200—300 И 45 44
Таблица 210. Потенциальное содержание базовых дистнлля гных oenrrowux масел
Темп-ра отбора, °C Выход на нефть дистиллятной фракции или остатка, % Характеристика базовых масел Содержание базового масла, %
20 Р4 V5Q, мм2/с vioo, мм2.'с § на дистил- лятную фракцию или остаток на нефть
35С—450 15,5 0,8600 12,72 3,740 96 96,1 15,0
450—490 9,5 0,8715 33,59 7,800 116 90,6 8,5
Остаток выше 490 17,0 0,8789 108.3 16,14 87 41,2 7,1
Примечании.. 1. Температура застывания для всех фракций минус 20 °C 2. Для остался V5(/Vioo=6,6; ВВК=О,8ОЗ.
177
Таблица 211. Характеристика ди-ильных топлив и их компоиекхэв
Фракционный состав, °C, при
Темп-ра отбора, °C Выход на нефть, % Цетановое число Дизельный индекс 10 % 50 % 90 % 98 % 20 Р4
150—320 36,5 46 198 250 299 311 0.8209
140 —300 33,3 46 69 188 236 284 294 0,8156
150—350 43 0 50 67 201 259 316 330 0,8243
180—350 38,0 52 66 225 261 314 332 0,8270
200—350 34,3 54 66 242 273 321 331 0,8302
240—350 25,5 54 65 276 293 325 333 0,8377
Таблица 212. Харакчсрист пка мазутов и остатков ьз нефти, «"редоюрлм е горизонта
Продукт Выход на нефть, % 20 ₽4 Вязкость условная при Темп-ра, °C Содержание серы, % Коксуемость, %
* Эо 0S Эо 08 100 °C i 6 5 ? и вспышки в открытом тигле
Мазут флотский:
5 47,7 0,8699 4,87 1,75 — -15 188 о,11 0,46
12 38,7 0,8762 7,73 2,82 1,97 -8 214 0,12 0,53
топочный:
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
выше 350 °C 42,1 0,8735 6,20 2,54 2.00 -10 208 0,12 0,43
выше 400 °C 36,1 0,8785 — 3,40 2,25 -5 223 0,12 0,51
яыше 450 °C 26,6 08860 — 5,12 2,78 4 268 0,13 0,72
выше 490 ГС 17,1 0.8903 — 7,47 4.06 12 310 0,15 1,37
178
из. iieji га е>-Д№ юре» нт > го1>кили
Температура, °C
V20, мм2/с V50, мм2/с Е 1 § помутнения S а с а Содержание серы, % Кислотность, мг КОН на 100 МЛ ТОПЛИЕ Анилиновая точка, °C
3,220 1,850 Ниже -60 Ниже-60 64 0,023 1,84 —
2,900 — Тоже То же 60 0,02.0 1,74 122
3,940 2,030 -55 -4Н 66 0,026 2,50 77,0
4,650 2,360 -54 -47 88 0,028 3,07 78,2
5,670 2,710 -51 -43 96 0,029 3,48 80,8
8,430 3,650 -45 -38 126 0,034 4,71 84,6
Таблица 213. Г рупповой тглевсдоролгь.й состав днсгиллятис и части нефти средн «-юрского re pi мила, определенный адссрбционнъ: м метогом
Темп-ра отбора, °C Выход на нефть, % Парафино-нафтеновые углеводороды Ароматические углеводороды >
I группы Е, Ш групп IV группы всего, % 5 о с,
Я 2 J
о “ g
20 nD % 20 nD % 20 nD % 20 nD % f к S
* « п £ § £ § § 5 й й з
200—250 10,5 1,4391— 1,4800 93 1,5111 — 1,52.41 2 1,5320 5 — — 7 —
250—300 12,1 1,4465— 1 4630 92 1,4946— 1,5200 1 1,5411— 1,5520 7 — — 8 —
300—350 11,7 1,4455— 1,4639 89 1,4941 — 1,5207 1 1,5439- - 1,5609 10 — — 11 —
350—400 6,0 1,4545— 1,4712 87 1.4930— 1,5181 4 1,5300— 1,5840 3 1,5966— 1,6400 5 12 1
406—450 9,5 1,4631— 1,4767 86 1,4900— 1,5110 4 1,5300— 1,5600 5 1,5960— 1,6149 4 13 1
450- 490 9,5 1,1600— 1,4792 85 1,4900- 1,5212 4 1,5292— 1,55.89 5 1,5930 5 14 1
179
Таблица 2x4. Струкаурно^грушюной состав ЗД-градусных фракций
Темп-ра 20 р 20 м Распределение углерода, % Среднее число колец в молекуле
отбора, °C 4 ЯО Са Сн Скол Сп кд Кн Ко
НефгА срецьеюрского горизонта
200—250 0,8151 1,4490 175 2 48 50 50 0,06 1,00 1,06
250—300 0,8335 1,4625 210 8 37 45 55 0,19 1,01 1,20
300—350 0,8470 1,4690 250 8 31 39 61 0,22 1,02 1,24
350—400 0,8543 1,4739 285 9 29 38 62 0 27 1,25 1,52
400—450 0,8606 1,4770 325 9 28 37 63 0 32 1,36 1,68
450--490 0,8723 1,4850 435 10 20 30 70 0,55 •..48 2,03
Нефть юрского горизонта
200—250 0,8150 1,4489 175 2 48 50 50 0,06 1,00 1,06
250—300 0,8338 1,4625 208 8 38 46 54 0,20 1,00 1,20
300—350 0.8430 1 4681 248 9 33 42 58 0,26 1,05 1,31
350—400 0,8587 1,4759 280 9 32 41 59 0,31 1,29 1,60
400—450 0.8672 1,4805 370 10 25 35 65 0,37 1,51 1,88
450—490 0 8750 1,4870 460 11 21 32 68 0,59 1,51 2,10
Нефть аптского горизонта
200—250 0 8135 1,4501 178 4 43 47 53 0,09 0,92 1.01
250—300 С 8359 1,4630 208 8 39 47 53 0,18 1,07 1.25
300—350 0,8449 1,4675 250 8 33 41 59 0,20 1,37 1,57
350—400 0,8598 1,4760 320 8 29 37 63 0,31 1,33 1,64
400—450 0,8690 1,4800 370 8 28 36 64 0,33 1,64 1,97
450—490 0,8800 1,4870 440 9 26 35 65 0 46 1,87 2,33
Нефть неокомского горизонта
200—250 0,8121 1,4498 170 5 42 47 53 0,11 0,89 1,00
250—300 0,8337 1,4625 200 8 39 47 53 0,21 1,00 1,21
300—350 0,8463 1,4685 245 8 34 42 58 0,21 1,17 1,38
350—400 0,8593 1,4755 280 8 34 42 58 0,28 1,37 1,65
400—450 0,8685 1,4812 360 9 28 37 63 0,38 1,51 1,89
450- 490 0,8787 1,4889 440 И 22 33 67 0,61 1,51 2,12
Таблица 215. Структурно-групповой состав дистиллягных базовых масел и групп углеводородов нефти среднеюрскок о горизонте
Исходная фракция, смесь углеводородов Распределение углерода, % Среднее число колец в молекуле
сА Сн Скол Сп Ка Кн Ко
1 2 3 4 5 6 7 8
Фракция 350—450 °C 6 29 35- 65 0,21 1,44 1,65
То же, после депарафинизации 9 27 36 64 0,36 1,39 1,75
Нафтено-парафиновые углеводороды 0 32 32 68 0 1,52 1 52
То же + I группа ароматических 1 34 35 65 0.С4 1,51 1,55
То же + I—Ш группы ароматических 4 32 36 64 0,16 1,45 1,53
180
Продолжение табл. 215
1 2 3 4 5 6 7 8
То же + I—IV группы ароматических 6 30 36 64 0,25 1,48 1,73
Фракция 350—490 °C 10 20 30 70 0,25 1,67 1,92
То же, после депарафинизации И 21 32 58 0,56 1 48 2,04
Нафтено-парафиновые углеводороды 0 29 29 71 0 1,93 1,93
То же +1 группа ароматических 2 28 30 70 0,08 1.84 1,92
То же + I—П группы ароматических 4 27 31 69 0,15 1,81 2,00
То же + I—IV группы ароматических 7 24 31 69 0,46 1,50 1,96
Таблица 216. Харцктерьсмы дистиллятами бязиных масел и групп углснодорс доя, полученных адсорбционным методом, тп нефти среднеюрского горизонта
Исходная фракция, смесь углеводородов Выход, % 20 ₽4 20. nD м Вязкость кинематическая, мм2/с, при ИВ Темп-ра застывания, °C Содержание серы, %
§ э S •& на нефть
50 СС 100 °C
Фракция 350—450 °C 100,0 15,5 0,8596 1,4750 320 12,46 3,720 — -7 0,07 То же, после депарафинизации 98,5 15,3 0,8618 1,4777 325 12,80 3,780 100 -23 — Нафтено-парафиновые углеводорспы 86,5 13,4 0.8452 1.4668 320 11,50 3 600 116 -19 — То же + I группа ароматических 88,1 13,7 0,8467 1,4670 320 11,84 3,630 109 -19 — То же +1 и П грутгы аромагкчесхих 92,9 14,5 0,8541 1,4700 320 12,20 3,690 107 19 — То же +1—Ш группы ароматических 96 1 15,0 0.8600 1.4755 325 12,72 3,740 96 -2С — Фракция 450- 490 °C 100,0 9,5 0,8723 1 4850 430 32,28 7,300 — 18 0,28 То же, после депарафинизации 91,6 8,6 0 8740 1,4860 440 35,11 7,900 — -20 — Нафтено-парафиновые углеводороды 78,0 7,3 0,8571 1,4727 450 20,57 7,440 134 -15 — То же + I группа ароматических 82,6 7,7 0 8610 1,4750 445 29,99 7,650 125 -15 — То же +1— Ш группы ароматических 87,0 8,2 0,8661 1,4783 440 31,76 7,720 120 -15 — То же +1—IV группы ароматических 90,6 8,5 0,8715 1,4835 440 33,59 7,800 116 -16 0,20
181
Таблица 217. Разгонка (ИТК) нефти среднеюрсхого горизонта в аппарате АРН-2 и хараитеригти ка пол» ценных фра дай
№ фракции Темп-ра выкипания фракции при 760 мм рт. ст., °C Выход на нефть, % 20 Р4 20 nD м V20, мм2/с о ?Г Ж S о V100, мм?/с Темп-ра, °C Содержание серы, %
отдельных фракций суммарный Я й ё § S S м м i и и m
1 Цо 28 0,9 0,9 —
(газ до Са)
2 28—70 2,9 3,8 0,6681 1,3745 — — — — — — —
3 70—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 0,7825 1,4355 127 — —- — — 20 —
7 160- 175 3,0 19,0 0,7919 1,4428 133 1,160 — — — — —
8 175—192 3,2 22,2 0,7958 1,4431 146 1,430 — — — — —
9 192—209 3,0 25,2 0,8018 1 4460 458 1.77.С 1,140 — — — 0.010
10 209—223 2,9 28,1 0,8025 1.4465 165 2,180 1,330 — — 72 —
11 223—234 3,2 31,3 0.S078 1 4490 178 2,5 9С 1.540 — — — —
12 234—249 3 0 34,3 0,8134 1,4522 186 3,080 1,750 — — 88 0,012
13 249—264 3,0 37,3 0,8316 1,4622 195 3,900 2.110 — — — —
14 264—275 2,9 40,2 0.8292 1.4610 206 0,250 2 220 — Hi 1же -64 108 —
15 275-289 2,9 43,1 0.8317 1,4625 227 5.500 2,6С0 1,260 -64 ИЗ 0,018
16 289—300 3,1 46,2 0,8342 1,4637 232 7,570 3,180 1,420 -57 -— —
17 300—312 3,0 49,2 0,8342 1,4637 245 8,500 3,760 1,600 -50 128 —-
18 312—326 3,1 52,3 0,8397 1,4665 260 10,88 4,450 1,670 -48 138 0,021
19 326—339 3.0 55.3 0,8461 1,4700 265 14,17 5,430 2,060 -39 — —
20 339—353 3,0 58,3 0,8505 1,4728 270 18 74 6,700 2,360 — 155 0.045
21 353—393 3,0 61,3 0,8545 1,4749 278 25,06 8,290 2,/40 -26 164 —
22 393—410 3,0 64,3 0,8543 1,4746 295 33,85 10,36 3,190 -25 — —
23 410—435 3,1 67,4 0,8600 1,4770 310 47.36 13,39 3,840 15 188 0,070
24 435—448 3,1 7С.5 0,8623 1,4780 360 63.44 16.94 4,540 -1 207 —
25 448—452 3,2 73,7 0,8664 1,4830 390 — 22,47 5,260 5 — 0,11
26 452-465 2,9 76,6 0,8710 1,4340 410 —- 28,47 6,610 18 220 —
27 465—475 2,9 79,5 0,8740 1,4855 420 —- 34,96 7,690 25 231 0,14
28 Остаток 20 5 100,0 — — — — —- — — — —
Анализ легких керосиновых дистиллятов ири температурах отбора 120—240 и ПО—270 °C показал: выход на нефть — 23,0 и 30,6 % соответственно; р2° — 0,7995 и 0,8051; фракционный состав (н. к.—141 °C):
10 % _ 164 и 171 °C, 50 % — 193 и 212 °C, 90 % — 229 и 259 °C, 98 % — 237 и 272 °C; кинематическая вязкость при 40 °C — 1,570 и 1,970 мм2/с, при 20 °C — 7,370 и 10,73 мм2/с; температура начала кристаллизации — выше минус 60 °C (в обоих случаях), вспышки в закрытом тигле — 37 и 40 °C; теплота сгорания (низшая)— 10 400 и 10 360 ккал/кг; содержание ароматических углеводородов — 12 % (в обоих случаях); содержание серы — 0,010 и 0.011 %; кислотность — 0,51 и 1,12 мг KOII на 100 мл дистиллята; йодное число — 2,18 и 2,48 г йода на
182
100 г дистиллята; фактические смолы — 1,2 и 6,0 мг на ИХ) мл дистиллята.
Характеристика сырья из нефти среднеюрскою горизонта для каталитического крекинга, определенная при температуре 350—490 °C, такова: выходка нефть 25,0 %; р^° 0,8625; М—360, кинематическая вязкость при 50 °C 16,51 мм2/с, при 100 °C 4,760 мм2/с; температура застывания -10 °C; содержание серы 0,10 %, смол сернокислотных 2 %, ванадия следы, парафино-нафтеновых углеводородов 86 %, ароматических углеводородов 1 группы 4 %, II и 111 групп 5 %, IV группы 4 %, смолистых веществ 1 %.
ФракцяокньЕЙ состав сырья для каталитического крекинга следующий:
Выход, % Фракыя 350- —490 ’С нефти среднеюрского горизонта, °C
Н.к. 5 10 20 30 40 50 60 70 80 90 95 98 К. к. 374 378 388 394 402 411 422 436 450 468 478 489 489
Характеристика остаточных базовых масел (остаток выше 490 °C) и групп углеводородов (нафтено-парафиновые+ 1 группа ароматических после депарафинизации) такова: выход на остаток — 100,0 и 41,2 % соответственно, на нефть — 17,1 и 7,1 %; Рд —0,8903 и 0.8789; гг°—
1,4824; М=590 (для углеводорода); кинематическая вязкость при 50 °C — 213,7 и 108,3 мм2/с, при 100 °C — 28,87 и 16,14 мм2/с; vso/vioo— 7,4 и 6.6; ИВ — 87, ВВК — 0,803 (для углеводородов); температура застывания — 12 и минус 20 °C; содержание серы — 0,15 и 0,2 %.
Структурно-групповой состав остаточных базовых масел из нефти среднеюрского горизонта (нафтено-парафиновые + I группа ароматических) следующий; распределение углерода (%). Са 1, Сц34, СКОл 35, Сп 65; среднее число колец в молекуле: Кд 0,05, Кн 2,95, Ко 3,00.
183
МЛНГИСТАУСКАЯ ОБЛАСТЬ
Месторождение Алатобе. Месторождение открыто в 1987 г., введено в разработку в 1987 г. Пефтекасьпценная толща 11,96 м, нефтенасыщен-ность 0,74 %, проницаемость 0,014 мкм2. Плотность нефти 0,841 г/см3, содержание парафина 19,5 %, смол и асфальтенов 5,7 %, температура зас-ывания 29 °C.
Месторождение Айрантакыр. Месторождение открыто в 1989 г. Неф-тенасыщенность 0,63 %, проницаемость 0,021 мкм2. Плотность нефти 0,850 г/см3.
Месторождение Северное Карагие. Месторождение открыто в 1984 г., введено в разработку в 1987 г. Нефтеяасышенносгь не<Ьти 0,72 %, плотность нефам 0,8362 г/см3, вязкость в пластовых условиях 1,19 мПа с, содержание серы 0,13 %, парафина 15,1 %, смол и асфальтенов 3,3 и 0,9 %, температура застывания нефти 25 °C.
Месторождение Каменистое. Месторождение открыто в 1985 г., введено в разрабогку в 1989 г. Нефте насыщенность пласта 0,75 %, проницаемость 0,01 мкм2. Качественная характеристика нефти: плотность 0,860 г/см3, содержание парафина 23,7 %, смол и асфальтенов 6,83 %, температура застывания нефти 33 °C.
Месторождение Шинжнр. Месторождение открыто в 1982 г., введено в разработку в 1984 г Параметры пласта: нефтепэсыщенность 0.63 %, проницаемость 0,048 мкм2. Нефть характеризуезся следующими физико-химическими свойствами: плотность 0,894 г/см3, вязкость в пластовых условиях 2,3 мПа-c, содержание серы 0,13 %, парафина 11,8 %, смол 12,0 %, асфальтенов 0,8 %. Температура застывания нефти 32 °C.
Месторождение Восточный Нормаул. Месторождение открыто в 1987 г. Нсфтенасыщенносгь 0,71 %. Плотность нефти 0,857 г/см3, вязкость в пластовых условиях 1,73 мПа с, содержание парафина 28,03 %, смол и асфальтенов 4,2 %, температура застывания 35 °C.
Месторождение Бурмаша. Месторождение открыто в 1975 г., введено в разработку в 1987 г. Эффективная нефтснасыщенная толща 10,4 м Плотность нефти 0,845 г/см3, вязкость в пластовых условиях 2,27 мПа с, содержание серы 0,2 %, парафина 21,8 %, смол и асфальтенов 10,8 %, температура застывания пефти 34 °C.
Месторождение Северное Придорожное. Месторождение открыто в 1988 г., введено в разработку в 1989 г. Нефтенасьпцекность 0,72 %, проницаемость 0,013 мкм2, плотность нефти 0,838 г/см3.
Месторождение Досмухамбетоиское. Месторождение открыто в 1979 г., введено в разработку в 1980 г. Плотность пефти 0,83 -0,87 г/см3, вязкость в пластовых условиях 0,945 мПа с, содержание серы 1,18— 1,59 %, парафина 1,19—1,95 %, смол и асфальтенов 9,4—21,3 %, температура застывания нефти — 23 - 44 °C
^184
При исследовании более 60 образцов нефтей юрских горизонтов Досмухамбетовского месторождения установлено значительное количество ванадия и ванадилиорфиринов (табл. 218).
Таблица 218 Содер» ание металлов в юрской нефти месторождения Досмухамбетоихогс
№ скважины Горизонт Ванадилпорфириновые комплексы, мг на 100 г Ванадий, г/т Никель, г/т
1 ш 1,56 19.7 1,8
50 п 1,08 23.8 2,1
52 III 2.8S 34,4 1.7
55 III 4,32 692 6,1
4 III 4,40 36,0 U
57 II 7,40 50,8 6.9
63 III 5,70 н,з 4,5
Месторождение Карагие. Карагипнская структура расположена в центральной осевой части Южно-Мангистауского прогиба к приурочена к северо-западному борту Жазгурлинской депрессии [138]. Структура выявлена площадной сейсмической съемкой. По III отражающему горизонту она представляет собой куполовидное поднятие, оконтуривающееся изогипсой -1750 м. Амплитуда поднятия около 40 м.
В 1984 г. из разведочной скважины во впадине с глубины 3650 м получен приток промышленной нефти. Экспресс-анализ показал, что ка-рагиинская нефть легкая, невязкая, удобна для транспортирозки Цвет нефти светло-золотистый, за что нефтяники окрестили ее «блондинкой».
Месторождение Елемес. Месторождение открыто в 1987 г. Нефть юрских отложений относится к сернистым (табл. 219).
Таблица 219. Физико ими четкая характерне гика кефти
№ скважины Интервал, м 20 Р4 Содержание, % Выход фракций цо 200 °C, % Содержание серы, %
о S о 5 ® й о 0- « О О
51 2668—2672 0,9039 18,0 20.0 1,00
52 2690—2700 0,8779 430 2,0 20,0 0,92
1 3945 0,8322 3,32 1.7 31,8 0.50
Выход бензиновых фракций 20,0--31,8 % [135]. Концентрация меркаптановой серы незначительна (табл. 220).
185
Таблица 220. Содержание серы в нефти
№ скважины Сера общая Сера меркаптановая, % мае. отн. Сера сульфидная, % мае. отн. Сера остаточная (по разности), отн.
2 1,00 0,007 0.7С 0,220 22,00 77Д0
51 1.00 0.002 0,ЗС 69,8
0,20 30,0
52 0,92 0,003 О_.8 80,2
0,30 19,5
1 0,50 Che. 0,34 32,0
68,0
Сероводород и дисульфидная сера не обнаружены. Серосодержащие соединения в основном представлены сульфидной и остаточной серой.
Нефть Елемеса отличается от нефтей Прорыл повышенным содержанием азотистых оснований и большой величиной NCch/N06uv Кроме того, для них характерно повышенное содержание МОбщ, порфириновых комплексов, смолисто-асфальтеновых компонентов.
Исследован также характер распределения сложных азотсодержащих гетероциклических соединений — металлопорфириновых комплексов
Концентрации ванадилпорфириновых комплексов колеблются ст 0,33 до 2,60 % (табл. 221).
Таблица 221. Содержание ванадилнорфлриновых комплексов, mi не 100 г
№ скважины Интервал, м Ванацк^порфириновый комплекс, %
2 2292—2302 2,60
51 2668—2672 1,20
52 2690—2700 0,90
1 3945 0,38
Месторождение Култук. Месторождение открыто в 1978 г, введено в разработку в 1986 г.
186
Плотность нефти при 20 °C 0,8242, вязкость при 20 и 50 °C — 3,59 и 1,95 мм2/с соответственно; температура застывания (с термообработкой)— минус 24 °C, вспышки (в закрытом тигле)— минус 29 °C. Содержание смол силикагелевых 1,9 %, асфальтенов 0,4, парафина 1,2, серы 0,18, азота 0,04 %; кислотное число 0.03 мг КОП на 1 г, коксуемость 1,7 %, зольность 0,007 %. Потенциальное содержание фракции (%): до 200 °C — 31,8, до 350 °C — 80,3, до 490 °C — 93. Как видим, нефть легкая, маловязкая, низкозастывающая, с малым содержанием серы, парафина, смолисто-асфальтеновых веществ [132].
Содержание бензиновых фракций в исследуемой нефти низкое (%): до 120 °C — 6,5, до 150 °C — 15,6, до 180 °C — 25. Эти фракции характе ризуются низким октановым числом (42—48), содержанием серы 0,003—0,006 %, кислотностью 0,5—0.9 мг КОН на 100 мл.
Фракция реактивного топлива 120- -230 °C по всем показателям, кроме кислотности (1,1 мг КОН на 100 мл), отвечает требованиям ГОСГа 10227—86 на топлива ТС-1 и РТ и может быть использована в качестве этих топлив после защелачивания.
Фракция 120—240 °C соответствует требованиям стандартов к этим топливам по всем показателям, за исключением высоты некоптящего пламени (23 мм против нс менее 25 мм по ГОСТу) и кислотности (1,1 мг КОН на 100 мл), а фракция 120—270 СС — требованиям ГОСТа 10227 -86 к топлизу РТ по всем показателям, кроме высоты некоптящего пламени 23 мм и кислотности 1,1 мг КОН на 100 мл.
Свойства тяжелых керосиновых фракций приведены в табл. 222.
Таблица 222. Характ ерис-ика тяжелых керосиновых фракции
160—270 40,1 0,8006 176 184 204 242 252 42 — 2.0 -48 -52 57 0,01 22 21 1,6
190-260 25,1 0,8096 201 207 217 235 246 ---- 2,3 -42 -45 0,01 0,01 17 20 1,9
Фракция 150—290 °C соответствует требованиям ГОСТа 4753 —68 на керосин осветительный КО-20, фракция 160—270 °C не отвечает этому ГОСТу по кислотности и требует защелачивания. Фракции 150—320 и 190 - 260 °C не соответствуют требованиям ГОСТа 4753—68 по высоте некоптящего пламени и кислотности и могут быть использованы как керосины для технических целей или как дизельное топливо марки 3-0,2.
187
Фракции дизельного топлива 140—320, 160—350, 180—350 и 200— 320 °C по всем показателям соответствуют требованиям ГОСТа 305—82 па топливо зимнее для умеренной климатической зоны марки 3-0,2-35. Фракции 200—350, 200—360, 230—350, 240—350 °C имеют большой запас качества по всем основным показателям дизельного топлива типа летнего марки Л-02-01 ГОСТ 305 -82.
Фракция 350—490 °C без гидроочистки удовлетворяет по всем показателям сырью каталитического крекинга.
Потенциальное содержание базовых масел определяли адсорбционным методом (ГОСТ 11244—76). Суммарный выход дистиллятных чисел 9,7 %, остаточных 14 %.
Выход остатков выше 350, выше 450 и выше 490 °C невелик. Они характеризуются низкими плотностью (0,9285—0,9689), зольностью (0,04—0,89 %), содержанием серы (0,64 0,89 %), металлов. Остаток выше 350 °C можно использовать как сырье для получения топочного мазута 100. Гудрон култукской нефти вследствие высокой коксуемости пригоден в качестве сырья для получения ценного матосеркистого кокса. Дорожные битумы из исследуемой нефти получать нецелесообразно. Согласно ОСТу 38 0119780, индекс нефти месторождения Култук 1.1.4.2.1.
В табл 223 приведены сравнительные технологические характе ристики нефги [12].
Таблица 223. Сравнительные технологические характеристики нефти
Показатели № скважины
1 1 2-
Фракция реактивного топлива 120—240 °C
Выход, % 31,34 37,00
20
Р4 0,7758 0,7758
V20, мм2/с 1,340 1,220
Температура начала кипения, С -67 -60
Содержание серы, % С.060 0,010
Фракция дизтоплива 240—350 °C
Выход, % 25,00 31,17
Дизельный индекс 67,5 47,3
20
Р4 0,8268 0,8362
V20, мм2/с 4,25 4,19
Температура застывания, °C -33 -299
Базовые масла
Выход, %:
на неф.-ь 22,69 17,22
на мазут (350 °C) 62,16 58,90
ИВ 86—115 57—98
188
Данные о групповом углеводородном составе нефти сведены в табл. 224.
Таблица 224. Грут повой i глеводородный сосав нефти
Показатели № скважины
1 4
Фракция- го 350 °C. %.
ВЫХОД 63,50 70.80
папафино-нафтеновые 88,43 86,00
ароматические 11,57 14.00
Масляный дистиллят (350 °C — н. к.). %
к. к., °C 475 480
выход на нефть 19,90 16,64
парафино- нафтеновые 74.50 73,67
парафиновые 11,85 14,84
ароматические, по группам:
I 13,66 5.12
И+1Ц 8,24 17,50
IV 2.22 2,10
Вакуумный остаток
выход на нефть 55,20 16,60
парафино-нафтеновые 5,49 37,00
ароматические, по группам:
I 19,05 19,86
п+ш 15,40 20,76
IV 17.73 —
Всего 52,38 40,62
Обцее содержание в нефти, %:
парафино-нафтековь ie 77.06 78 09
ароматические 78,09 18,28
Месторождение Западная Прорва. Месторождение находится в 15—20 км к западу от нефтепромысла Прорва и в 70 км от магистрального газопровода Средняя Азия — Центр.
Месторождение характеризуется сложным строением, что обусловлено чередованием в разрезе нескольких газо- и нефтекокценсатных залежей, приуроченных к продуктивным горизонтам, отличающимся неоднородным литологическим составом и невыдержанным по площади строением, а также высокой глинист остью (в среднем свыше 30 %) пород коллекторов.
Дегазированные нефти легкие, маловязкие, смолистые, парафиновые. Нефти горизонтов VI1I2 и VIII3 сернистые (класс II), а нефти горизонтов 1X2 малосеркистые (класс I). Выход фракций, выкипающих до 300 °C, высокий (табл. 225).
189
Таблица 225. Физико-химическая хараюеркстика нефти
Показатели Горизонт
VIII2 VIII3 IX
20 Рд 0,861 0,846 0.824
Содержание. %:
парафинов 4,2 3,3 2,0
серы 0,9 1.3 0,3
асфальтенов 1,1 1,5 —
смол силикагелевых 15,7 13,0 12,0
Вязкость, мПа с:
при 20 °C 7,3 5,8 2.6
при 50 °C 3.7 3,8 —
Температура начала кипения, °C 87 87 81
Фракционный состав, %:
до 150 °C 17 18 29
до 300"С 55 59 64
Примечание Для нефти VIJJз горизонта коксуемость 2,5 %, кислотное число 0,104 мг КОН на 1 г, температура застывания минус 28 °C, содержание фракции до 200 °C 29 %.
Концентрации ванадия и ванадил порфириновых комплексов низкие (табл. 226).
Таблица 22б. Характеристика ванадилпорф чриновых комплексов
Содержание, г/т
№ скважины ванадилпорфири-новых комплексов ванадия никеля
Триасовый горизонт
53 219 11,5 1,6
60 1,20 4,5 0,6
70 4,20 9.0 1,6
III юрский горизонт
74 2,25 15,6 0,9
94 0,84 23,4 0,3
96 0,60 7,7 1,2
Пермо триасовый горизонт
304 1,65 20,9 0.4
315 1,20 15,3 1,5
318 1,20 14,0 0,3
319 1,08 17,7 1,1
190
Men ©рождение Прорва. Месторождение находится в 70 км к югу от нефтепромысла Каратом и в 170 км к юго-востоку от г. Атырау./,
Структура представляет собой солянокупольную складку шпротного простирания размером 15x5 км по кровле II среднекелловейского горизонта с амплитудой 110 м Складка разбита крупным продольным сбросом на северное опущенное и южное приподнятое крылья, амплитуда сброса колеблется от 20 м на западе до 50—60 м на северо-востоке.
Структура была выявлена сейсмическими исследованиями в 1955 г. В 1959 г. начато глубокое разведочное бурение. Месторождение было введено в пробную эксплуатацию в 1963 г.
/(Нефти всех горн зонтов о тносятся к сернистым, высоконарафинистым, смолистым. Нефть содержит (%): серы 0,13—1,70 парафина 0,95—2,14, смол сернокислот^х 8— 2,7, масел до 4,8/Выход легких фракций до 300 °C составляет 40X458 % из нефтей I, II и IV горизонтов и 60-- 74,5 % из III горизонта. Плотноелъ нефтей изменяется от 0,847 до 0,885 г/см3 Вязкость пластовой нефти колеблется от 0,58 до 1,02 мПа с.
Газ содержит (%): метал 83.3—83,6, зтан 4,0—4,4, пропан + высшие 2,76—6,86, углекислый газ 0,71—1,74, азот 0,93—2,33, гелий 0,0037—Ю,0170. Плотность газа по воздуху 0,615—0,648.
Остатки прорвинской нефти с выходами 60—75 % по своим параметрам напоминают бузачипские нефти. Так, для остатка прорвинской нефти с выходом 62,54 % плотность равна 0,9292 г/см3, температура застывания минус 20 °C, коксуемость 7,54 %, содержание серы 1,97 %. Это в определенной степени свидетельствует о возможном родстве прорвинской нефти с нефтью, из которой возникли существующие залежи высокосмолистых нефтей п-ва Бузачи [4].
Данные об изменении вязкости и плотности нефти с температурой приведены в табл. 227.
Таблица 227. Темпе!»атурная замсимостъ вязкости и плотности нефти
Температура, °C Вязкость 4 р,
кинемати- ческая, мм2/с условная
20 8,58 1,72 0,8703
30 5,85 1,46 0,8636
40 4,60 1,35 0,8569
50 3,72 1,26 0,8502
Физико-химическая характеристика смеси нефтей юрского горизонта (2200—2200 м) такова. Р4 0,0703; М 282; кинематическая вязкость при 20 °C 8,58 мм2/с, при 50 °C 3,72 мм2/с; температура вспышки в
191
закрытом тигле минус 22 °C, застывания с обработкой минус 36 °C; содержание парафина 3,12 %, температура его плавления 50 °C; содержание серы 1,25 %, азота 0,08, смол сернокислотных 16, асфалыенов 2,99 %; коксуемость 2,95 %; кислотное число 0,11 мт КОН на 1 г нефти; выход фракций: 28—200 °C —25.8 %, 28—300 °C — 48,2 %, 28—350 °C — 69,8 %.
Разгонка нефти по ГОСТу 2177—82 при н. к.— 100 °C: 120 °C — 5 %, 140 °C — 10, 150 °C — 14, 160 °C — 17, 180 °C — 23, 200 °C — 28, 220 °C — 34, 240 °C — 38, 260 °C — 43, 280 °C — 47. ЗОС °C 55 %.
Состав газов (до Сд), растворенных в нефти, и низке кипящих углеводородов (до Cs) следующий; выход на нефть — 0,19 и 0,68 % соответственно; С?Нб — 7,8 и 2,2 %; СзН« — 12,7 и 3,5 %; изо-СдНю — 15,6 и 4,4 %; н-СдНю — 63,9 и 17,6 %; изо-С5Н)2— 32,6, Н-С5П12— 39,7 % (два последних значения для С<1). -'
Потенциальное содержание фракций в нефти таково:
Отгоняется до темп ры СС Фракция, % Отгоняется до гемп-ры, °C Фракция, %
До Сд (газ) 0,2 260 39,0
60 1,6 270 41,2
62 1,8 289 43,6
80 3,6 290 46,0
85 4,2 300 48,4
90 4,7 310 50,8
95 5,2 320 53,8
100 6,5 330 56,0
105 7,0 340 58,4
110 8,0 350 61,0
120 10,0 360 63,5
122 10,4 370 65,6
130 12,0 380 67,8
140 13,7 390 69.5
145 16,0 400 71,2
160 18,3 410 72,6
.ПО 20.0 420 74,2
180 22,0 430 75,7
190 24,0 440 77,0
200 26,0 450 78,0
210 27,9 460 79,6
220 30,0 470 80,0
23С 32,4 480 82,0
240 34,6 490 83,3
250 36,6 Остаток, % 16,7
Результаты некоторых других анализов фракций и остатков приведены в табл. 228—235.
192
Таблица 228 Характеристика фракции, выкипающая до 200 °C
Темп-ра отбора, °C 20 % Фракционный состав, °C, при Содержание серы,% Октановое число (в чистом виде) Выход на нефть, %
н. к. 10 % 50 % 90 %
28—85 0,7053 44 58 75 83 Сл. 70,0 4,0
28- 10С 0,7176 50 65 83 93 — 69,4 6,3
28—110 0.7299 57 73 91 103 — 687 7,8
28--120 0,7423 64 80 98 112 0,01 68,0 9,8
28—130 0,7474 67 83 104 121 — 67,3 11,8
28—140 0,7525 71 8.5 ПО 130 — 66,7 13,5
28—150 0,7607 74 88 115 140 0,02. 66,0 15,8
28—160 0,7639 74 90 119 148 — 64,6 18.1
28—170 0.7671 75 92 123 156 — 63,2 19,8
28- 180 0,7705 76 94 127 164 0,03 61,8 21,8
28--19С 0,7735 77 96 131 172 — 60.4 23,8
28—200 0,7770 78 98 135 180 0,04 59,0 25,8
Таблица 229. Групповой углеводородный состав фракций,
выки лающих до 200 °C
Темп-ра отборе, °C Выход на нефть, % 20 Р4 20 nD Содержание углеводородов, %
ароматических нафте новых парафиновых
всего нормального строения изо-строения
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 0,780-/ 1,4436 ^6 26 28 13 15
150 -200 10,9 0,8001 1,4452 38 24 38 13 25
28—200 25,8 0,7790 1,4426 33 28 39 14 25
Таблица 230. Групповой углеводородный состав керосиновых фракций
1 Темп-ра Содержание углеводородов, %
отбора, °C ароматических нафтеновых парафиновых
200- 250 24 38 38
250—300 26 42 32
200—300 25 40 35
193
Таблица 231. Характеристика дидельных топлив и их компонентов
150—350 5С 47 2С2 258 318 325 0,8448 3,50 -33 -18 58 0,25 1,40 58,4
180—350 50 -- 221 265 320 325 0,8536 4,50 -28 -17 76 0,32 1 54 —
200--350 50 48 234 270 320 326 0,8588 5,20 -25 -16 88 0,37 1,68 63,6
235—320 51 46 264 282 299 309 0,8600 5,30 -24 — 98 0,40 1.96 62,5
235—350 52 45 271 284 302 329 0.8653 6,30 -20 — 111 0,57 2.80 6б ,9
Таблица 232. Характеристика мазутов и остатков
Продукт 20 Р4 Вязкость условная, при Температура, °C Содер-жание серы, % Коксуемость, % Выход на нефть %
вспышки застывания
80 °C 100 °C
Мазут топочный: 40 0,9743 8.00 3,63 226 26 2,47 12.6С 37,2
100 0,9768 12,52 4,40 232 27 2,51 14,00 35,1
200 0,9803 — 6,50 248 30 2,57 14,76 30,8
Остаток.
выше 350 °C 0.9718 6,00 3,20 220 24 2,45 12,13 39,0
выше 400 °C 0.9845 — 7,70 256 31 2 68 15,70 28.8
выше 450 "С 0.9938 — 12.80 285 35 3,10 18,ОС 22,0
выше 490 °C 1,0672 — 335,30 320 Выше 50 3,50 20.90 16,7
Таблица 233. СтрухтурногрупвОвьй состав 50-граду Свы* фракций нефти (по методу n-
Темп-ра отбора, °C Распределение углерсда, % Среднее число колец в молекуле
Са Сн Скол Си Ка Кн Ко
200—250 7 44 51 49 0,17 0,98 1,15
250- 300 12 38 50 50 0,33 1,16 1,49
300—350 17 33 50 50 0.53 1.35 1,88
350 -400 23 28 51 49 0,93 1,36 2,19
400-450 24 23 46 53 1,05 1,23 2.28
450—490 25 23 48 52 1,19 1,55 2,74
194
Таблица 234. Характеристика дистиллятных базовых масел из нефти скважи пьг № 1
Исходная фракция, смесь углеводородов Выход, % 20 Р4 20 nD Вязкость кинемати ческая, мм2/с, при ИВ Темп-ра застыв., °C
на фракцию на нефть
50 °C 100 °C
Фракция 350—400 °C 100,0 11,0 0,8950 1,5019 12,74 3,58 — 15
То же, 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
То же + I группа ароматических 60,0 6,6 0,8591 1,4753 12,51 3,70 96 -23
То же + I—Ш группы ароматических 67,0 7,4 0,8756 1,4838 13,30 3,83 86 -24
Фракция 400—440 °C 100,0 7,2 0,9008 1,5168 37,00 7,58 — 26
То же, 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
То же + I группа ароматических 50,9 3,7 0,8737 1,4818 28 00 6,24 88 - 18
То же + I—1П группы ароматических 54 4 4,6 0,8918 1,4968 34,13 6,86 77 -19
То же + I—IV группы ароматических 87,1 6,3 0 9281 1,5247 47,81 7,70 29 -22
Примечание. Содержание серы во фракции 350—400 "’С 1,35 %, во фракции 400—440 °C 1,65 %
Таблица 235. Групповой углеводородный состав дистиллятной части нефти, опре ;елеи ный адсорбционным методом
Темп-ра отбора, °C Выход на нефть, % Парафино-нафгеновыс углеводороды Ароматические углеводороды
I группы II, Hi групп IV группы всего, %
20 nD % 20 nD % 20 "D 1 % 20 nD %
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 и
200—250 11,2 1,4.315— 1 ,4775 78 1,4912— 1,5292 10 1,5372— 1,5519 12 — 10 22
250—300 11,6 1,4382— 1,48 99 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 8,3 1,4680— 1,4870 62 1,5078— 1,5288 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 И 1,5935— 1,6440 24 40
195
Продолжение табл. 234
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 И
Смес- 200—25Э 10,6 1,4405— 79 1,4919— 7 1,6380— 14 — — 21 1,4745 1,5115 1,5720 250—300 11,8 1,4550— 71 1,4922— 9 1,5465— 20 — — 29 1,4747 1,5185 1,5730 300—350 12,6 1,4560— 66 1,4965— 2 1,5470— 13 1,5905— 19 34 1,4812 1,5180 1,5775 1,6020 350 -400 10,2 1,4Ь45— 62 1,5009 2 1,5477— 16 1,5905 20 38 1,4820 1.5858 1,6012 400—450 6.8 1,4710— 54 1,4995— 11 1,5450— 10 1.5960— 22 43 1,4835 1,5238 1,5885 1,6110 450—490 5.3 1,4750— 49 1,4998— 15 1,5346 - 6 1,6070— 24 45 1,4830 1,5290 1,5891 1,6120
Месторождение Морское. Месторождение расположено на юго-востоке Прикаспийской впадины, в 15 км севернее разрабатываемого месторождения Прорва. На структуре установлены два нефтяных горизонта, приуроченных к подошве альба и апта. Пробурено пять глубоких разведочных скважин.
Породы коллектора представлены песчаниками кварцевыми, полимиктовыми, серьтми и светло-серыми, мелко- и срецнезеркистыми, слюдистыми некарбонатными, иногда слабокарбонатными с прослоями глия.
В табл. 236 представлена физико-химическая характеристика нефти.
Таблица 236. Фи мко-хммичесьач характеристика смеси нефтей (скв. Хе 6)
Показатели Горизонт
кижиегльбеккй апт-неокомский
20 Р4 0,9424 0,9485
Смолы сернокиспотные, % 41 43
Коксуемости. % 5,43 6,7
Температура вспышки, °C +46 +48
Содержание, %:
серы по В ГИ 2,58 2,59
парафина — 3,87
смогтсто-ас фальтеногых веществ 24,41 25,56
Вязкость кинематическая, мм2/с, при:
40 °C 94,95 97,28
50 °C 68,95 61,85
Фракционной состав, %, при:
н. к. 85 86
150 °C 9,1 9
200 °C 14,2 14,5
250 °C 21,5 21,0
300 °C 49.8 40,5
196
Результаты исследований глубинной пробы представлены в табл 237.
Таблица 237. Результаты иссведовмния глубинной пробы смети нефтей (скв. № 6)
Показатели Горизонт
нижиеалъбский апт- неокомский
Ипгереа . и 1178—1182 1255 -1265
Пластовое давление, атм 127 166,1
Пластовая температура, °C 42 45
Давление насыщения, атм 77 104
Газовый фактор: м3/т 31,92 39,55
м3/м3 29,88 36.98
Объемный коэффициент 1,111 1,089
Усадка, % 9,99 8,17
20 Р4 1 пластовой нефти 0.892 0,888
сепарированной нефти 0 936 0,934
Вязкость: пластовой нефти, мПа с 25,10 15,21
сепарированной нефти, м2/с 48,68 34,35
Средний коэффициент растворимости и газа 0,518 0,355
Месторождение Оймаша. Открытое в 1980 г. и введенное в разработку в 1981 г. месторождение Оймаша расположено на п-ве Мангистау. Его залежи приурочены к юрским и палеогеновым отложениям.
Физико-химическая характеристика нефти такова: плотность 0,766 г/см3, вязкость при 20 °C 1,551 мм2/с; коксуемость 0,18 %: температура вспышки 19 °C, застывания минус 21 °C; содержание асфальтенов 0,002 %, смол силикагелевых 1,7, парафина 2,35, серы 0,015, механических примесей 0,021 %; кислотное число 0,03 мг КОН на 1 г, содержание ванадия 4 мкг/г, никеля 1 мкг/г; фракционный состав по ГОСТу 2177—82: до 100 °C — 18 %, до 200 °C - 52, до 300 °C — 70 %.
Таким образом, нефть легкая, яизкозастывающая, парафинистая, малосернистая. Разгонку нефти на фракции осуществляли последовательно на аппарате АРН-2 (до 450 °C) и в глубоковакуумной колбе (до 560 °C). Выход фракций составил: 200 °C — 55,4 %, до 350 °C 81,1, до 500 °C — 94,0 до 560 °C — 98 %.
Фракция н. к. — 62 °C (выход 4,7 %) содержит приблизительно в одинаковом количестве нормальные и изопарафиновые углеводороды (42,4 и 43,3 % соответственно) и 12,3 % нафт еновых. Суммарное содержание н-гексана 28,5 %. Следовательно, эта фракция является хоропгим сырьем для получения высокооктановых компонентов автомобильных
197
бензинов каталитической изомеризацией н-парафиновых углеводородов, практически не содержит серы и отличается низкой кислотностью.
Исследуемая нефть характеризуется очень высоким выходом бензиновых фракций (табл. 238).
Т а 5 л и ц а 238 Хараь тернстньа б енэвиогы х фракций
Показатели Бензиновая фракция, °C
я. к.—85 в. к.—120 н. к.—140 | и. х.—180
Выход, % 19,3 34.1 40,1 51,1
20 Р4 0,6550 0,6983 0,7055 0,7374
Фракционный состав, °C, при: н. к. 28 36 37 40
10 % 36 52 56 63
50 % 55 83 91 102
К. к. 81 127 143 175
Примечание. Содержание общей серы — следы; кислотность — отсутствует.
В табл. 239 приведена характеристика керосиновых фракций 120—230 и 150—280 °C. Первая фракция характеризуется низкими вязкостью при минус 40 °C и температурой начала кристаллизации, но не содержит серы как общей, так и меркаптановой. Однако по некоторым показателям опа нс соответствует требованиям ГОСГа 10227 -86 на реактивное топливо марок ТС-1 и РТ. Фракция по всем показателям, кроме кислотности, удовлетворяет требованиям ОСТа 38.01407— -86 ка осветительный керосин КО-20 и может быть использована в этом качестве после защелачивания
Таблица 239. Характеристика керосиновых фракций
Показатели Керосиновая фракция, °C
120—230 150—280
Выход, % Вязкость, мм^/с, при: 25,5 28.3
20 °C 1,101 1,698
-40 “С 3,835 —
20 Р4 ФракционньГ °C, при: 0,7800 0,8001
н. к. 126 —
10 % 136 —
50 % 166 —
90 % 209 «—
98 % 221 —
Кислотность, мг КОН на 100 мл Температура, °C: 0,81 1,35
начала кристаллизации Ниже -60 —
помутнения —- -41
вспышки 20 42
Содержание ароматических углеводородов, % 26 22
198
Физико-химические характеристики фракций дизельного топлива приведены в табл. 24С.
Таблица 24С. Характеристика дизельного топлива
Показатели Фракции дизельного -топлива, “С
140—320 143—350 180—350 180—360 200—320
Выход, % 36,6 41,0 30,0 31,9 21,3
20 0.8046 0.8096 0,8215 0.8210 0,8190
Вя зкость при 20 °C, мм2/с 1,931 2,524 3,029 3,166 2,935
Фракционный состав, °C. при:
50% 215 216 241 244 240
96% 312 340 338 351 317
Температура, °C:
вспышки 41 45 69 79 76
застывания -36 -30 -24 -24 -29
помутнения -33 -26 -17 -16 -24
Содержание, %:
нафтено-парафиновых
углеводородов — — — 29 27
серы 0,019 0.022 0.024 0,032 0,034
Фракция дизельного топлива 140—320 °C по всем показателям отвечает требованиям ГОСТа 305 -82 на зимнее дизельное топливо 3-0,2-35. Фракция 140— 350 СС имеет несколько завышенную температуру застывания минус 32 °C (по ГОСТу минус 35 °C) при соответствии всех прочих показателей нормативным и может быть использована как малосернистый компонент этого топлива или низке зас тывающий компонент летнего дизельного топлива. Фракции 180—350, 108—360 и 200—320 °C соответствуют требованиям ГОСТа 305—82 на летнее дизельное топливо Л-0,2 62. Все фракции имеют высокое цетановое число (53—59).
Фракция 350—500 °C по основным характеристикам удовлетворяет требованиям к сырью каталитического крекинга.
Остатки оймашинской нефти характеризуются невысоким содержа нием серы и металлов, низкими значениями плотности, вязкоеги, коксуемости и зольности (табл. 241).
199
Таблица 241. Характеристика остатков
Показатели Остаток, °C
выше 350 выше 400 выше 450 выше 500
Выход, % 18,9 15,4 11,1 6,0
20
0,8838 0,8910 0,8947 С,9024
Вязкость условная при:
50 °C 4,40 5,95 16,70 45,40
80 °C 2,32 3,10 4,97 11,50
100 °C 1,76 2,23 2,91 5,75
Содержание серы, % 0,03 0,04 — 0,05
Коксуемость, % 0,81 1,19 1,60 2,70
Зольность, % — — 0,015 0,055
Температура, °C:
застывания 26 27 29 30
вспышки 206 222 259 323
Содержание меди, мкг/г 1 2 3 4
Мазут по всем показателям соответствует требованиям ГОСТа 10585—75 на котельное топливо марок 40 а 100.
Из остатка выше 350 °C получены высокоиндексные базовые масла (табл 242).
Таблица 242. Характеристика базового наела
Показатели Базовое масло^
I II III
Выход, %: на остаток 62,3 64,2 67,0
на нефть 11,8 12,1 12,7
р;° 0.8678 0 8720 0.8726
Вязкость мм2/с, при. 40 °C 51,86 54,93 56,02
50 °C 33,22 35.69 35,99
100 °C 7,552 7,671 7851
Индекс вязкости 115 114 114
Темгература застывания "С -20 -19 -19
Смесь углеводородов парафиновых, пафтенсв ix в апоматичсских госте депарафинизации I—III групп
Выход петролатума составил 23,2 % на остаток или 4,4 % на нефть.
Как видно из табл. 242, мазут исследуемой нефти может быть хороним сырье м ДЛЗ- про и чводств э маловязквх вь. секо индексных масел.
200
В соответствии с ОСГом 38.01197—80 нефть месторождения Оймаша имеет индекс 1.1 4.1.2. Основным направлением ее переработки следует считать топливно-масляное. Из нее можно получать низкооктановые малосернистыс прямогонные бензиновые фракции и сырье для каталитического риформинга, изомеризации, осветительный керосин КО-20, дизельное топливо типа зимнего 3-0,2-35 и летнего Л-0,2-62, сырье каталитического крекинга, котельное топливо марок 40 и 100, высокоиндексные базовые масла.
Месторождение Комсомольское. Месторождение открыто в 1984 г. Нефтенасыщенность 0,58—0,67 %, проницаемость 0,014- -0,041 мкм2. Плотность нефти 0,791, вязкость в пластовых условиях 0,37—0,56 мПа с, содержание серы 0,2—0,57 %, парафина 3,0—13,2, смол и асфальтенов — 3,08 %.
Физико-химическая характеристика мезозойской нефти (интервал 3017—3019 м, скв. № 3) такова: р™ 0,7834; кинематическая вязкость
при 20 °C 3,4 мм2/с; температура застывания О °C; содержание парафина 10,4 %, температура его плавления 49 °C; содержание силикагелевых смол 1,50 %, асфальтенов 0,24, кокса 0.50 %; выход фракций до 200 °C — 37,5 %, до 350 °C — 63.0 %.
Содержание углеводородов в составе широкой бензиновой фракции н. к.— 200 °C следующее: ароматических 5,70; нафтеновых 19,70, парафиновых 74,64. В составе отбензиненной нефти углеводородов парафино-нафтеновых 78,5, ароматических 12,7, смолистых веществ 8,8 %.
По содержанию серы в самой, нефти и в топливных фракциях нефть относится к классу 1. Наибольшее содержание светлых фракций до 350 °C характерно для этой нефти, относящейся к тиг.у 1.
В составе бензиновых фракций нефти преобладают парафиновые углеводороды (табл. 243).
Таблица 243. Групповой углевсдородныи состав бензиновых фрамих иефти * j -авижиш л X- 3
Темп-ра •сбора, °C 20 ₽4 Содержание углеводородов, %
ароматических нафтено-вых парафинов
всего нормального строения изостроения
Н. к.—62 0,6764 — 22,25 77,75 24 34 53,41
67-95 0,6938 1,15 21.62 77,23 38,71 38,52
95—122 0,7294 7,20 21,32 71.48 29.09 42,39
122—150 0,9494 6,30 20.68 73,02 22,22 50,80
150—230 0,7670 924 15,00 75.76 35,92 39.84
201
Таблица 244, Характеристика пластовых
№ скважи- ны Интервал, м Давление, кг/см^ Темп-ра пласта, °C 20 Р4 нефти
пласта насыщения
пластовой дегазированной
22 1686—1712 167,4 55,1 75 0,740 0,8147
12 1688- 1716 167.3 74,5 75 0,737 0,8117
10 1719—1730 171,5 78 5 79 0,748 0,8185
10 1739—1747 173,0 59,5 80 0,764 0,8322
17 1723—1733 176,3 61,0 79 0,760 0,8260
Легкие керосиновые дистилляты 120—230 и 120—240 °C нефти (скв. № 3) имеют температуру начала кристаллизации минус 60 °C и ниже. Они малосернистые и обладают высокими фотометрическими свойствами. Фракция 120—230 °C весьма маловязкая (вязкость при 20 °C меньше 1,25 мм2/с) и легкая. Фракция 120—240 °C по основным характеристикам, включая вязкость при 20 °C, отвечает требованиям ГОСТа 10227—82 на рсакгивнос топливо РТ.
Месторождение Дунга-Еспелисай. Месторождение открыто в 1969 г. Оно приурочено к одноименным структурам, осложняющим западное окончание Беке-Башкудукского вала. Структура Еспелисай представляет собой полусвод, раскрывающийся на восток и осложненный субмеридиональным сбросом На фене моноклинального погружения пород на запад от Еспелисая выделяется Душинская структура, по подошве валанжина также являющаяся полусводом [8].
Нефтеносность Душинской группы установлена в 1968 г. В дальнейшем при проведении поисково-разведочных работ на данных месторожце ниях установлена нефтегазоносность антских и келловейских отложений. На Душинском месторождении нефтяные залежи А и Б выявлены в аптских отложениях. На месторождении Еспелисай установлена одна газовая залежь в Ю-1 горизонте.
Глубина залегания продуктивных горизонтов 1682—2285 м
Дегазированная нефть характеризуется малым содержанием окисленных продуктов (3,5—3,9 %) и высоким потенциалом светлых фракций (46 %), что предопределяет низкие плотности и вязкости в поверхностных условиях: р^0 0,82—0,83 г/см3, вязкость при 50 3С 3,5—4,8 мм2/с и в пластовых условиях 0,74—0,76 г/см3; 1,1—1,5 мПа с (табл. 244).
Нефть месторождения Душ а (скв. № 6) характеризуется следующими физико-химическими свойствами [12]: р‘ 0,816; температура застывания 26 °C; коксуемость 0,65 %; кислотное число 0,08 мг КОН на 1 г; содержание смол силикагелевых 0,78 %, асфатыенов 1,31, парафина 20,4,
202
я легазироьанньп. ап гских нефтей
Вязкость нефти Г азосодержание Объемный коэффициент Плотность газа, г/л Темп-ра застывания, °C Содержание, %
пластовой, мПа-с негазированной при 50 °C, мм^/с м3/м3 м3/г парафинов о S и < ! £ У
1,12 3,50 50,2 61,62 1.17 1,209 22 17,15 2,86 0,63 1,07 3,72 66,9 82,42 1,22 1,222 22 — — — — 3,78 53,1 64,87 1,19 1,053 20 — — — 1,50 4 07 40,5 48.67 1,18 1,222 24 11.51 2,66 175 1,32 4,76 51,5 62,35 1,18 1,211 20 — — — температура его застывания 54 °C, серы 0,15 %; вязкость кинематическая при 50 °C 4,25 мм2/с; выход светлых фракций: до 200 °C — 2.3,0^%, до 350 °C — 57,0 %.
Физико химические свойсзъа дунгинской нефти из скважины № 8 (нижний мел, I, интервал 2283—2277 м) и скважины № 6 (нижний мел, 1746—1742 м) таковы: р^° — 0,8409 и 0,7980 соответственно; М—219 и 165; вязкость кинематическая при 50 °C V50 — 9,614 и 2,13 мм2,'с; температура застывания -20 и 12 °C, вспышки в закрытом тигле минус 35 и минус 30 °C; давление насыщенных каров при 38 °C — 128 и 155 мм рт. ст., при 50 °C — 161 и 197 мм рт. ст.; содержание парафина — 14,9 и 8,9 %, температура его плавления — 55 и 51 °C; содержание серы — 0,12 и 0,08 %, азота — 0,140 и 0,013, смол силикагелевых — 10,91 и 2,15, асфальтенов —4,07 и 0,56 %; коксуемость — 3,38 и 0,50 %; зольность — 0,010 и 0,016 %; кислотное число — 0,12 и 0,07 ’ т КОН на 1 г нефти; выход фракций до 200 °C — 22,6 и 35,8 %, до 350 *4 — 47,0 и 69,8 %.
Данные об изменении относительной плотности и условной вязкости дунгинской нефти с температурой приведены в табл. 245.
Табл и па 245. Температурная лавишмосгь плотности и вязкости нефти
Темп-ра, °C t Р4 Вязкость условная
Нефть I горизонта
20 0.8409 4,95
30 0.9339 3,07
40 0,8266 2,19
50 0,8195 1,82
Нефть нижнемеловая
20 0,7980 1,34
30 0,7859 1,21
40 0,7780 1,15
50 0,7703 1,11
203
Потенциальное содержание фракций нефтей Г горЕтоята таково:
Ото -ИЯ' ТС« до темл-ры, °C Фракция. % Оыоняется до теми ры, ‘С Фр>ДОИ* %
28 0,7 240 28,7
(газ до Сд) — 250 30,5
60 — 260 32,1
62 3,1 270 33.6
70 3,7 280 35,1
80 4.9 290 36 7
85 5,7 300 39,0
90 6,3 310 407
95 6,9 320 42,4
100 7,7 330 43,9
105 82 340 45.4
110 8,8 350 47,0
120 10,1 360 48,7
130 11,5 370 49,4
140 13,1 380 50,2
145 13,7 390 50,7
150 14,7 40С 51,4
160 16.6 410 5М
170 18,2 420 55 6
180 197 430 56,8
190 21,1 4И: 58 4
200 22,6 450 60,3
220 25,5 460 63,7
230 27,1 480 612
490 70,8
Ряд свойств дунпыскэй нефти и ее фракций отражен в табл. 246 —262.
Таблица 246. Состав газов (до Са), растворенных в нефтях, «тоотаишт углеводородов (до Сг)
Фракция Выход на нефть, % Содержание углеводородов, %
СзН8 иэо-СаНю и-СдНю И30-С5Н12 Н-С5Н12
ДоС4 0,65 12,3 I горизонт 24,7 63,0
ДоС5 2,00 4,0 8.0 20,5 28,0 39,5
ДоС4 0,71 10,0 Ньжниймел 24,0 66,0
ДоС5 2,48 2,8 6,9 18,9 32,7 38,7
204
Таблица 247 Харин герметики фршцни, выкипающихди 200 °C
Темп-ра отбора, ®С | Выход на нефть, % 20 Р4 ФракцаоягьЛ состаь, °C, при Содержание серы, % Кислотность, мг КОН на 100 мл фракции Давление насыщенных паров при 38 °C, мм рт. ст.
а. к., °C 10 % 50 % 90 %
Нефть I тризогта
28—85 5,0 0,6741 54 58 66 73 0,003 0 343
28—100 7,0 0,6842 59 66 76 87 —- с 253
28—110 8,1 0,6900 62 70 82 95 —. с 228
28—120 9,4 0,6960 65 75 90 105 0,004 0 197
28—130 10,8 0,7025 68 79 95 113 — — 180
28—140 12,4 0,7109 72 33 101 123 — — 160
28—150 14,0 0,7175 74 88 108 133 0,004 0,20 145
28- -160 15,9 0,7228 74 91 114 144 — — 135
28 -170 17.5 0,7273 75 93 119 153 — — 127
28—180 19,0 0,7318 75 95 125 162 0,004 0,35 120
28—190 20,4 0,7340 76 96 129 169 — — 112
28-200 21,9 0,7361 76 98 134 178 0,004 0,40 104
Нефть ааж»|еме..киш
28- -85 6,7 0,6648 35 46 59 76 0 0 —
28—100 11,0 0,6823 41 55 72 88 0 0 —
28—110 14,0 0,6945 43 60 78 91 0 0 —
28—120 16,0 0,7028 47 67 87 104 0 0 330
28—130 18,7 0,7100 49 71 96 114 0 0 —
28—140 20,5 0,7143 50 74 101 118 0 0 —
28—150 22,0 0,7179 51 76 105 124 0 0 250
28—160 24 0 0,7248 52 77 109 133 0 — —
28--170 26,8 0,7284 54 79 115 148 0 — —
28—180 30,0 0,7328 57 82 121 162 0 0,25 215
28—190. 33,С 0,7342 60 85 126 172 0 — —
28—200 35,1 0,7349 62 86 129 177 Сл. 0,38 184
Таблица 248. Г'руппом* углевод) додаый состав хсроопюнмх фракций
Темп-ра отбора, °C Содержание углеводородов, %
ароматических яафтеновьп парафиновых
203—2.50 Кефть 1 горизонта 9 22 69
250—300 9 17 74
203—300 9 19 72
200—250 Неф|ь кижнемслсвьЯ 6 18 76
250—300 11 13 76
200-300 9 15 76
205
Таблица 249. Групповой углеводородкы ч сос гав фракции, выкипающих до 200 °C
Темп-ра отбора, °C Выход на нефть, % 20 Р4 20 п D Содержание углеводородов, %
аромати- ческих нафте-новых парафиновых
всего нормального строения изо- строе- ния
Нефть I горизонта
28—62 2,4 0.6479 — — 3 97 37 60
62—95 3,8 0,7027 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
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
150—200 13,1 0,77о2 1,4320 16 20 64 24
28—200 35.1 0,7349 1,4231 11 28 61 26
Таблица 250. Содержание индивидуальных ароматических углеводородов во фракциях 120—145 к 120—150 °C
Углеводороды
Выход, %
на фракцию на нефть
Нефть I горизонта Фракция 120—145 ЭС
Этилбензол 2,00 0,387
п-Ксилол 4,62 0,760
м- Ксилол 4,93 1,873
о-Ксилол 1,02 1,756
Нефть ни жнемело вая Фракция 120—150 °C
Этилбензол 0.1 0.007
п-Ксилол 3,2 0,218
м-Ксилол 7,3 0.482
о-Ксилол 5,6 0,381
206
Таблица 251. Характеристика фракций, служащих сырьем для каталитического риформинга
Темп-ра отбора, °C Выход на нефть, % 20 Р4 Содержание серы, % Содержание углеводородов, %
ароматических нафте-новых парафиновых
всего нормального строения изостроения
62—85 2 6 0,6970 Нефть I горизонта 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
85—180 14,0 0,7502 0 009 10 30 60 — —
105—120 1,9 0,7382 0,007 6 33 61 16 45
105-140 4,9 0,7483 0,008 13 28 59 23 36
120—140 3,0 0,7531 0 009 16 26 58 29 29
140- 180 6,6 0,7636 0,010 13 21 66 34 32
62—85 2,9 0,6900 Нефть нижнемеловая Сл. 1 25 74 36 38
62—140 16,7 0,7293 — 8 36 56 26 30
85—105 6,1 0,7317 — 6 50 44 — —
65—120 9,3 0,7329 6 46 48 25 23
85—150 13,3 0,7401 — 12 31 57 24 33
105—140 7,7 0,7461 — 13 29 58 20 3 8
120—140 4,5 0,7512 — 14 31 55 22 33
140—180 9,5 0,7639 — 17 16 67 24 43
120—200 12,5 0,7632 140 147 160 185 196 1,16 — -60 12,5 — 0.40 —
120—210 13,8 0,7661 141 148 163 192 204 1,19 29 -60 12,0 — — 0,15
120—240 18,6 0,7725 144 154 178 215 224 1,24 30 -51 12,0 0,011 0,50 1,80
Нефть еижнемеловзя
120—220 23,5 0,7853 141 149 166 197 209 1,17 35 -60 15,0 0,005 0,39
120—240 28,6 0,7710 142 150 180 216 227 1,33 38 -56 14,4 0,006 0,47 1,35
207
150-2Э0 20> 0,7930 180 190 216 251
150—320 27,7 0,7945 187 197 239 280
260 -31 59 0,012 —
295 -20 64 0,013 0,50
Неф г» ияжнем -тв»
150-320 41,6 0,7948 176 190 232 280 292 -20 68 0,014 1,07
150—350 47,1 0,7986 178 194 244 299 315 -12 74 0,018 1,53
150—350 32,3 55 78,3 194 250 310 328 0,8031 3,32 -14 -7 66 0,019 — 78,0
180—350 27,3 56 77,0 227 267 316 329 0,8096 4,21 -8 -6 86 0,026 1,20 83,0
200—350 24,4 — 76,7 242 272 317 331 0,8128 4,69 -6 -4 101 0,030 — 84,4
240 -350 18,3 58 76,2 264 283 321 332 0,8195 5,57 • 3 -1 118 0,035 1,61 86.8
Нефть я и» вемеловг»
180—350 39,1 59 77,0 217 254 303 317 0,8036 3,60 -15 -9 84 0,019 1,75 81,0
240—350 24,5 60 77,5 259 278 308 320 0,8154 5.36 -3 2 92 0,022 2.03 8.5,8
Таблица 255. Характеристика мазутов и остатков
Продукт Выход на нефть, % 20 ₽4 Вязкость условная при Темп-ра, °C Содер-задние серы, % Коксуе мость, %
50 °C 80 °C 100 °C застывания вспышки в открытом тигле
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10
Нефть I горизонта
Миуг топочный: 40 69,5 0,8784 6,33 2,45 1.87 25 140 0,17 5,20
100 S3,? 0,8962 31,19 6,39 3,61 31 216 0,21 6,63
208
Продолжение табл. 255
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10
Остаток:
выше 350 °C 53,0 0,6962 31,19 6,39 3,61 31 216 0.21 6,63
выше 400 °C 43,6 0,9029 .— 8,76 4,71 35 236 0,22 7,11
выше 450 °C 39,7 0,9240 — — 12,97 44 256 0,28 9,46
выше 490 °C 29,2 0,9581 — — — 621 324 0,30 14,56
НЕефть 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
выше 400 °C 25,6 0,8775 — 2,98 2,25 42 22 4 0,14 2,78
выше 450 °C 16,5 0.8918 — 5,22 3,16 44 260 0.16 3,93
выше 490 °C 11,6 0,9098 — 13,40 6,80 48 312 0,18 6,24
1 Температура разкьпчев ия.
Таблица 256. Характеристика дистиллят*ых базовых масел и групп углеводероЕэь тредеф‘ниьа адеэрб^пчнгшаи методом
Исходная фракция, смесь углеводородов Выход, % 20 Р4 Вязкость кинематическая при 50 °C, мм^/с § Температура J ж я 5 и Содержание серы, %
на фракцию на нефть
Нефть I горизонта
Фракция 350—450 °C 100 0 13,3 0,8491 10,32 — 31 0,05
То же, после депарафинизации 61,6 8,2 0,8749 15,23 96 -15 —
Нафтено-парафиновые углеводороды 48,2 6,4 0,8463 12,30 128 -12 0,04
То же + I группа ароматических 53.4 7,1 0,8528 13,13 102 -12 0,07
То же + I—Ш группы ароматических 57,4 7,6 0,8598 13,98 98 -13 0,11
То же + I—IV группы ароматических 60,6 8 0 0,8680 14,87 95 -14 0,16
Фракция 450—490 °C 100,0 10,5 0,8756 28,56 119 44 —
То же, после депарафинизации 58,5 6,1 0,8976 49,71 72 -24 -—
Нафтено-парафиновые углеводороды 42,6 4,5 0,8658 31,86 101 -20 0,08
То же + I группа ароматических 48,5 5,1 0,8718 36,88 96 -20 0,09
То же + I—П1 группы ароматических 53 8 5,6 0,8817 41,18 90 -20 0,19
То же + I—IV группа ароматических 56,3 5,9 0,8887 45,46 80 -22 0,20
Нефть нижнемеловая
Фракция 350—450 °C .100.0 13,7 0,8367 8,29 — 31 0,05
То же, после депарафинизации 61 4 8,4 0,8595 10,87 110 -17 —
Нафтено-парафиновые углеводороды 50,0 6,9 0,8355 9 56 135 12 —
То же + I группа ароматических 53,6 7,4 0,8412 10,00 124 -13 —
То же + I—Ш группы ароматических 57,5 7,9 0,8494 10,40 116 -13 —
209
Таблица 257. Характеристика остаточных базовых масел, полученных адсорбционным методом
Остаток, смесь углеводородов Выход, % 20 Р4 20 п D м Вязкость кинематическая, мм^/с, при «So/vioo ИВ ВВК Температура застывания, °C Содержание серы, %
м о Й & о Я на нефть
50 °C 100 °C
Нефть I горизонта
Остаток выше
490 °C 100,0 29,2 0,9581 — — — — — — — 621 0,30
Нафтено-парафиновые + I группа ароматических углеводородов после депарафинизации 24,1 2,8 0,9196 1,5150 660 485,2 45,54 10,7 88 0,839 -19 0,24
Нефть нижнемеловая
Остаток выше
490 °C 100,0 11,6 0,9098 — — 370,0 49,94 — — — 48 0,18
Нафтено-парафи-
новые + I группа ароматических углеводородов после депарафинизации 24,1 2,8 0,8718 1,4818 620 101,3 17,85 5,7 112 0,800 -12 —
1 Температура размягчения.
Таблица 258. Групповой углеводородный состав масляных фракций, определенных адсорбционным методом
Темп-ра отбора, °C Выход на нефть, % Парафино-нафтеновые углеводороды Ароматические углеводороды Промежуточная фракция и смолистые вещества, %
I группы П, Ш групп IV группы всего
Нефть I горизонта
350—400 4,4 83 8 5 3 16 1
400—450 8,9 81 6 4 6 16 3
450—-500 10,5 78 8 2 9 19 3
Нефть нижьс меловая
350- 403 5,5 88 4 4 3 11 1
400—453 8,2 88 4 4 3 11 1
450—500 4,9 86 5 3 4 12 2
210
Таблица 259. Потенциальное содержание базовых дистиллятных и остаточных масел
Температура отбора, °C Выход на нефть дистиллятной фракции или остатка, % 20 Характеристика базовых масел Содержание базовых масел, %
Вязкость кинематическая при 50 °C, мм2/с § ввк Темп-ра застывания, °C на дистиллятную фракцию или остаток на нефть
Нефть I горизонта
350—450 13,3 0,8680 14.87 95 0,813 -14 60,6 8,0
450—490 10,5 0,8817 41,18 90 0,818 22 56,3 5.9
Остаток 29,2 0.9196 485,2 88 0.839 -19 24,1 2,8
Нефть нижнемеловая
350—450 13,70 0,8576 10,68 112 — -14 60,1 8,3
45С—490 3,9 0,8769 32,34 97 — -И 67,3 3,3
Остаток
выше 490 11,6 0,8719 101,3 112 0,800 -12 24,1 2,8
Примечание. Для нефти I горизонта V50/V100 равно 10,7, для нижнемеловой — 5,7.
Таблица 260. Структурно-групповой состав 50-градусных фракции нефти
Темп-ра отбора, °C 20 ₽4 20 п D м Распределение углерода, % Среднее число колец в молекуле
Са Си Скол Сп Кд Кн Ко
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 С,20 0,80 1,00
350—400 0,8381 1,4681 300 10 18 28 72 С,30 С,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
Нефть нижнемеловая
200- -250 0,7891 1/415 175 6 19 25 75 0,13 0,42 0,55
250—300 0.8160 1,4566 219 7 22 29 71 0,19 0,59 0,78
300—350 0,8202 1,4584 255 6 18 24 76 0,20 С,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 :,48 1,78
211
Таблица 261. Раггикка (И1ГК) нижнемеловой нефти в аппарате АРН-2 и ха рая ериегика полеченных фракэй
№ фракций Температура выкипания сЬпакпий при 760 мм рт. ст., °C Выход на нефть, % 20 ₽4 20 п D м Вязкость кинематическая, мм^/с, при Температура застывания. °C серы, %
► я 8 фракций суммарный
20 °C Эо 0S 100 °C
1 До 28 (газ до Сд) 0,7 0,7 -
2 28— -64 4,2 4,9 0,6368 1,3860 — — — — — 1
3 64- 90 3,1 8,0 С,7043 1,3955 93 — — — —
4 90- -98 3,0 11,0 0,7244 1,4056 — — — — —
5 98- 108 2,8 13,8 0,7495 1.4185 100 — — — — 0
6 108- 122 3,0 16 8 0,7347 1,4129 — — — — —
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
10 167- -172 2,8 28,6 0,7685 1,4320 — 1,22 — — -63 0
11 172- 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 133 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 — -12 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 58,4 0,8551 1,4804 400 — 22,4' 6,17 45 С,09
30 Остаток 11,6 100,0 — — — — — — — 0,18
212
Т а б л и a a 262. Разгонка 'ИТК) дунганский нефти I горизонта в аппарат е А PH-2 ь кара ктернстика полученных фракций
№ фракции Темп-ра выкипа-ния фракции при 760 мм рт. ст., °C Выход на нефть, % 20 Р4 3 * 8 м Вязкость кинематическая, мм2/с, при
отдельных фракций суммарный 20 °C 50 °C 100 °C
1 До 28 (газ до Сл) 0,7 0,7 — — — — — —
2 28—70 30 3,7 0,6506 1,3792 80 — — —
3 70—96 3,4 7,1 0,6961 1,3990 — — — —
4 96—122 3,2 10,3 0,7373 1,4131 105 — — —
5 122—143 3,1 13,4 0.7496 1.4210 — — — —
6 143- -159 2,9 16,3 0,7579 1,4260 129 — — —
7 159—175 2,9 192 0,7562 1,4300 — — — —
8 176—199 3,1 22,3 0,7733 1,4340 151 1,35 1,18 —
9 199—220 32 25,5 0,7823 1,4389 — 1,82 1,18 —
10 220 -240 32 28,7 0,7926 1.4440 ISO 2,38 1,42 —
11 240—2.56 2,8 31,5 0,8165 1,4562 — 2,86 1,67 —
12 256 274 2,8 34,3 0,8148 1.4553 201 3,88 2,16 1,10
13 274—292 2,8 37,1 0,8160 1 4560 — 4,69 2,45 —
14 292—304 2,9 40,0 0,8202 1,4590 230 5,93 2,98 1,38
15 304--324 2,9 42.9 0,8214 1,4580 — 7,63 3,65 —
16 324—343 2,9 45,8 0,8278 1,4670 260 10,11 4,45 1,87
17 343—358 2,8 48,6 0,8334 j.4646 — — — —
18 358—400 2,8 51,4 0,8393 1,4672 300 — 6,82 2,59
19 430-^10 2,9 54,3 0,8411 1 4676 — — — —
20 410—434 3,0 57,3 0,84G3 1.4705 320 — 10,73 3,52
21 434—450 3,0 60,3 0,8552 1,4760 — — — —
22 450—458 3,1 63,4 0,8658 1,4802 390 — 17,19 5,08
23 458—478 32. 66,6 0,8732 1,4841 — — — —
24 478—486 2 8 69,4 0,8748 1,4855 — — — —
25 Остаток 30.6 100,0 — — — — — —
к -
Месторождение Каламкас. Расположено в пределах северного склона Бузачинского поднятия [4]. Открыто в 1976 г., введено в разработку в 1979 г.
Структура, к которой приурочено месторождение, представляет собой антиклинальную складку, вытянутую в широтном направлении. Промышленная нефтегазоносность месторождения связана с нижнемеловыми и юрскими отложениями. В разрезе юры установлены четыре нефтяные (Ю—III—VI) и две газонефтяные (Ю—I—II) залежи. Продуктивные горизонты залегают на глубинах 570-—870 м.
Нефть высокосмолистая (табл. 263).
213
Таблица 263. Физико-химическая характеристика юрской нефти
Показатели Скважина № 93 Скважина № 52
Интервал перфорации, м 847—855 778—784
20
Р4 0,9119 0,8933
Вязкость кинематическая, мм2/с, при:
20 °C 280 81,4
50 °C 44 20
Температура, °C:
вспышки в закрытом тигле 96 77
застывания -27 -27
Содержание парафина, % 3,15 3,62
Темиерагура плавления парафина, СС 57 48
Содержание, %: серы 1,62* 2,17
азота 0,64 0,42
смол сернокислотных — 48
смол силикагелевых 13,4 12.0
асфальтенов 1.4 2,95
Коксуемость, % 4,7 6,3
Зольность, % 0,060 0,068
Клслотаое число, мг КОН на 1 г нефти 0,17 0,05
Выход фракций, %:
до 200 °C 4,8 16,5
до 300 °C 16,5 28,4
до 350 ''С 27,7 33,3
Как видно из табл..263, нефть сернистая, отличается низким выходом легких фракций. Следовательно, для нефти характерно малое содержание дистиллятной части. Несмотря на это, нефть является низкозастываю-шей, что обусловлено незначительным содержанием твердых парафинов при весьма избыточном количестве смолоасфальтеновых веществ.
Каламкасские пефти отличаются от нефтей других месторождений л-ва Бузачи меныними значениями плотности и вязкости (табл. 264).
Таблица 264. Температурная эашшнисп» вязомли и плотности нефти
Темп-ра, °C Вязкость, мм^/с 20 ₽4 Темп-ра, °C Вязкость, мм2/с 20 ₽4
Нефть из скв. № 3 Нефть из скв. № 52
10 882 0,9127 10 140,0 —
20 281 0,9119 20 81,4 0,8930
30 142 0,9040 30 46,6 —
4С 71,3 0,8970 40 33,5 0,8800
50 44,5 0,8923 50 20.0 —
60 31,5 0,8849 60 14,4 0,8683
70 22,3 0,8/86 70 — С, 8/86
80 21,0 0.8728 80 8 8 0,8728
90 16,1 0,8655 90 6,0 0,8484
214
Элементный состав нефти таков (%): С 85,38; Н 12,1; S 1,62; N 0.64 (скв. № 3); С 84,45; Н 12,7; S 2,17; N 0,42 (скв. № 52).
Сернистые и высокосернистые нефти, как правило, содержат опре деленное количество ванадия. С увеличением содержания серы в нефтях растет и содержание ванадия [8]. Анализ каламкасской нефти подтверждает эту взаимосвязь. Так, по скважинам № 3 и 52 получены следующие результаты: выход золы — 0,060 и 0,068 % соответ ственно, содержание ванадия — 6,6 и 6,9 % (на волу), 4,2 10-3 и 3,4 10~3 % (на нефть), никеля — 4,4 и 3,0 % (на золу), 210 3 % (на нефть, в обоих случаях); содержание порфиринов в нефти скважины № 52—28,4 мг на 100 г.
В т абл. 265 представлены данные перегонки нефтей.
Таблица. 265. Риши калам касской нефти (скв. .4? 3) в аппарате А PH-2 я
яарк кт*f ист ива получгнных фракций
Температура выкипания, °C Выход на нефть, % 20 Р4 20 п D м Вязкость при 20 °C, мм^/с 1 сыне р»1 ура застывания, °C Содержание серы, %
отдельных фракций суммарный общей меркаптановой
1 'аз до С5 108 1,08 — — — — — — —
Н. к. (65} -200 4.80 5.88 0 8158 1,449 134,0 — — 0,733 0,0040
200--25С 3.34 922 0,8426 1463 169,0 1,16 -68 0,207 0,0032
250—300 8.36 17,58 0.8492 1,471 192,0 1,30 -69 0,3*0 0,0071
300—350 1120 28,78 0.8620 1,479 227,6 1,84 -46 0,595 0,0013
350—400 6.86 35,64 С,8686 1,481 267,0 2,62 -21 0.926 0,0077
4-00—450 14,30 50,00 С,886” 1,492 310,3 4,21 +7 1,147 0,0037
Остаток выше 470 44,00 100,00 — — 515,0 249 т19 — —
Как видно из табл. 265, по мерс повышения температуры отбора фракций значе ния их характеристик увеличиваются. Высокие температуры застывания последних фракций обусловлены повышенным содержанием ь них парафина.
Кинематическая вязкость (при 50 СС) фракции каламкасской нефти (сив. № 52) изменяется от 0,46 (фракция н. к.— 85 °C) до 30,5 (фракция 450—480 °C).
Бензиновые фракции каламкасской нефти отличаются сравнительно малым содержанием серы (тзбл. 266). В их составе преобладают парафиновые и нафтеновые углеводороды. В составе парафиновых углеводородов доминируют углеводороды изомерного строения (скв. № 52). Фракции имеют высокие температуры начала кипения и по своим характеристикам не отвечают требованиям ГОСТа 2084—77 на автомобильные бензины.
215
Таблица 266. Групповой углеводородный сослан фракций, выкипающих до Z00 °C
Темп-ра отбора, °C Выход фракций, % 20 ₽4 20 п D Содержание серы, % Содержание углеводородов, %
арома-тиче ских нафте-новых парафиновых
всего нормального строения изо-строения
Н. к.—95 0,35 0,7463 Нефть из скважины № 3 1,4162 — 8,59 32,07 59 34 24,17 35,17
95—122 0,25 0,7798 1 4300 — 3,60 40,51 55 89 22,30 33,59
122—150 0,60 0,7964 1.4374 — 5,04 50,37 44,59 19,39 25,20
150—200 3,60 0,8282 1,4530 — 15,4 51,53 33 07 31.15 1,92
Н. к.—200 4,80 0,812С 1,4490 0,133 6,85 43,85 49.30 — —
Н. к. -60 0,70 0,6722 Нефть из скважины № 52 1,3910 — — 28,80 71,20
60—95 2,42 0,7273 1,4080 0,020 1,15 54,55 44,20 8,04 36,16
95—122 2,39 0,7542 1,4190 0,027 3,60 45, 71 50,69 4,58 46.11
122—150 2,63 0,7740 1,4300 0,085 5,04 43,94 51,02 3,90 47,12
150—200 6.55 0,8064 Нефть из скважины № 1 1,4480 0,097 13,5 54,06 32,44 6,00 26,44
Н. к.—200 14,76 0,7753 1,4320 0,068 7,66 49,64 42,33 — —
Характеристика легких керосиновых дистиллятов из скважин № 3 и 52 такова, выход на нефть — 6,80 и 13,07 % соответственно; р*° — 0,8272
и 0,7990; фракционный состав (°C): н. к.— 140 °C (в обоих случаях), 10 % — 182 и 165, 50 % — 208 и 183, 90 % — 230 и 208. 98 % — 238 и 222; V50 — 1,95 и 1,44 мм2/с, температура вспышки — 48 и 32 °C, начала кристаллизации — минус 70 и ниже минус 65 °C; содержание ароматических углеводородов — 12,9 и 11,3 %, серы общей — 0,16 и 0,11, меркаптанов — 0,0016 и 0,0027 %; теплота сгорания (низшая)— 10 364 и 10 290 ккал/кг.
Дистилляты калам касской нефти (скв. № 3) не отвечают требованиям ГОСТа по температурам выкипания 10 и 50 % объема. Фракция нефти (скв. .V» 52) с пределом выкипания 120—240 °C по своим характеристикам отвечает требованиям ГОСТа на топливо марки ТС-1 для реактивных двигателей со звуковой скоростью.
Керосиновые фракции содержат много серы — 0,33 % (скв. № 52), имеют повышенную плотность — 0,8307 г/см3 и по своим характеристикам не отвечают требованиям ГОСТа 4753 - 68 на осветительные керосины.
В табл. 267 приведены характеристики фракции дизельных топлив. Им свойственны повышенная плотность, высокая вязкость при низких температурах и низкие температуры застывания. Цетановые числа фракций невысокие.
216
Таблица 267. Характеристика дизельных топл кв и их ком зоиентов
150—350 46 9 52,8 196 234 274 308 316
200—350 47,1 52,9 246 266 279 306 310
240—35С 47 3 53,4 254 264 276 296 302
0,8518 4,9 -70 -33 78 — 67,0 26,5
0,8535 5.6 -67 -30 108 — 68,0 22,9
0,8540 5,9 -63 -27 112 0,45 69,0 20,3
Нефть из скважинь: № 52
150—350 49,0 55,3 195 211 247
200—368 46,6 52,2 214 251 271
240—350 48,6 55,1 240 248 258
282 285 0,8368 3,4 -54 -45 78
298 306 0,8518 5,5 -50 -40 98
279 287 0,8444 4,8 -45 38 90
0.36 64,0 24 7
2.31 66.0 20 2
1,72 67,0 14,7
Фракции нефти (из скважины № 3) по основным характеристикам отвечают требованиям ГОСТа 305—82 на дизельное топливо марки Л подгруппы 2. Фракция 150—350 °C (скв. № 52) по всем характеристикам отвечает требованиям ГОСТа 305 -82 на зимнее топливо марки 3 подгруппы 2 для тепловозных и судовых дизелей, а две последние фракции являются топливом марки Л подгруппы 2.
В табл. 268 приведены характеристики остатков. Остатки преимущественно высокосерпистые, тяжелые, высоковязкие. Температуры застывания их сравнительно невысокие.
Таблица 268. Характеристика остатков
Остаток, выше °C 20 Р4 Кинематическая вязкость, мм^/с, при М Температура, °C Содер-жание серы, % Коксуемость, % Выход на нефть, %
засты- вания вспышки
5С °C 80 °C
Нефть из скважины № 3
200 0,917 0,5 0,13 396 -14 134 1,45 5,06 95,2
320 0,937 2,2 0,68 427 +2 214 1,98 6,15 78,4
350 0,942 2,7 0,92 457 +6 220 — 6,53 72,3
388 0.959 8,4 1.55 478 +12 240 — 7 63 67,3
410 0.985 9,5 1,70 484 +16 248 2,03 9,69 62,5
470 — 37,6 4.20 515 + 19 262 2,50 10,10 46,0
Нефть из скважины № 52
280 0,933 1.87 0.46 — -10 178 1,49 7,26 74 8
320 0,938 2,24 0,59 — 4 198 — 7,40 69,4
350 0,942 3.04 0,73 459 0 214 — 7.47 66,4
450 0,962 34,4 4,20 692 +8 267 2.30 8,37 47,2
480 0,965 52,7 5,80 807 + 10 274 2,19 11,00 43.6
217
В табл. 269, 270 сведены данные исследований группового углеводородного и структурно-группового составов 50-градусных фракций нефтей.
Результаты анализов масляных фракции даны в табл. 271, 272.
Таблица 269. Групповой углеводородный состав дистиллятной части нефти (скв. Х° 3). определенный адсорбционным ме.одом
Темп-ра отбора, ‘С Выход на нефть, % 20 Р4 м Парафи но-н афте- Ароматические углеводороды Содержание всех групп, %
новые углеводороды I группы II, III групп IV группы
20 п 1) % 20 п % 20 л D % 20 л D %
Н. к.— 200 200—250 5.1 3.3 0,8158 0.8426 134 169 1,4510— 1.4830 93,1 89,12 1,4930— 1.5240 7.7 15315— 15470 3,0 — — 6.9 10,7
250—300 8.3 0.8492 192 1,4495— 1.4875 83,88 1,4970- 15225 6.0 15390— 1,5775 9.3 — — 15,3
300—350 И.? 0,8620 227 1,4540— 1,4750 72,80 1.4925— 15120 103 15310— 15890 15,2 — 9,5 26,0
350—400 6,8 0,8686 267 1,4591— 1.4853 75.00 1,4903— 1,5287 8,3 1,5336— 15.828 7,4 15956— 1,6067 7,5 23,3
400—450 14.3 0.8867 310 1,4688— 1,4890 68,43 1,4950— 1,5225 7.7 15350— 15855 133 1,5900— 1.6120 6,6 27,7
450—470 6,0 0,8966 320 1,4700— 1,4880 5628 1,4905— 15250 5,4 15370 V5790 34,4 1 — 39,9
Таблица 270. Структурио-ip) иловой состав 50-1 радусиых фракций нефти (по методу п—d—bf)
Темп-ра отбора, °C Распределение углерода, % Среднее число колец в молекуле
СА Сн Скол Сп Ка Кн Ко
Нефть из скважьны 56 3
200—250 7,1 66,09 58.9 .3.3,90 0,14 1,40 1,28
250—300 13,53 58,18 39,0 48,81 0,31 1.35 1.04
300 -350 15,41 47,57 32,1 52 43 0,42 1,48 1,06
fSO-ЧОО 12,04 31,75 43,7 50,21 0,39 1,19 1,58
400 450 1390 28,73 42,6 57,30 0,52 1,32 1.84
450—470 22,60 15,40 38,0 62,ОС 0,90 0,71 1,61
Нефть из скьажииы № 52
200-250 9,7 39,6 49,3 50.6 0,21 0.89 1,10
250—300 11,7 31,2 42,3 57 0 0,31 0,99 1,31
300 -350 .13,7 31,0 44,7 55,3 0,39 0,99 1.36
350-^00 159 31,0 47,0 52.9 0,44 1,04 1,46
400—450 .8 0 29,9 43,0 56.9 0,46 1.24 1,70
450—480 18.7 23,4 41,4 58,6 0,79 1,28 0,06
218
Таблица 271. Характеристика масляных фракций
Темц-ра отбора, Выход на 20 20 Вязкость кинематиче- О 8.V о S S. и о V X
°C нефть, ₽4 п D м ская, мм2/с, О m я S х X г «Е Я Е ’ X S Ж
% при g 3 в- х -8-
2 а а Л Q- Ь? Q-
50 °C 100 °C - S б Е н Ч я с с б 8
Нефть из скважкнь' № 3
300—350 11,20 0,8620 1,479 227 3,53 1,84 -46 — — 0,59
350—400 6,86 0,8686 1 481 267 5,72 2,62 -21 0,25 22 0,93
400—450 14,38 0,8867 1,492 310 11,93 4,21 +7 10,68 34 1,15
450—470 6,06 0,8966 1,540 320 25.23 7,83 + 16 1,63 35 —
Гудрон 470 45,00 515 +19 5,59 — 2,50
Нефть из скважины №> 52
300—350 4,85 0,8565 1,4760 232 3,42 1,50 -28 — — 0,65
350—400 5,24 0,8675 1.4820 235 5,00 2,10 -22 3,08 5 0,88
400—450 14,22 0,8884 1,4950 290 11,25 3,95 -3 3,97 37 1,28
450—480 3.64 ,0,9032 1,5030 354 30,53 6,70 +1 3,63 52 1,39
Гудрон 480 43,60 0,9658 — 807 52,7 — +10 3,36 59 2,19
Таблица 272. Характерксттгкадастиллятных и остаточных базовых масел к групп углеводородов, m лученных абсорбционным методом (скв. № 52)
Исходные фракции, группы углеводородов и их смеси 20 ₽4 20 п D М Вязкость кинематическая, мм2/с при ив Темп-ра застывания. °C Выход. %
а е- s х s 1 X 3 2 Ь ° * х g
50 °C 100 °C
Фракция 350—400 °C 0,8675 1.4820 235 5,0 — — -22 100,00 5.24 Нафтено-парафиновые углеводороды 0,8390 1,4624 256 4,4 1,8 114 -23 7333 3,84 То же + I группа ароматических 0.8457 1,4690 263 4,8 1,9 85 -22 8053 4,22 То же + I—III группы ароматических 0.8597 1,4768 257 4,9 1.9 71 -26 90,07 4,72 I группа ароматических 0,9095 1,5084 236 5.3 1.7 -54 — 7,23 0.38 II и III группы ароматических 0.9857 1,5646 250 6.0 1.8 -101 -О 9.64 0,50 Фракция 400—450 °C 0.8884 1,4950 290 113 — — -3 100.00 1422 Нафтено-парафиновые углеводороды 0.8490 1,4668 329 8.5 2,9 98 -24 57.10 8.12 То же +1—III группы ароматических 0.8869 1.4920 313 9.9 3.0 52 -22 8755 12.45 I группа ароматических 0.9050 1.5040 612 14.9 3,9 42 — 9.07 129 II и III группы ароматических 0,9910 1 5570 540 27,9 5,0 -53 — 2137 3.04 Фракция 450-480 °C 0.9032 1 5030 354 305 — — +1 100.00 3,64 Нафтено-парафиновые углеводороды 0,8786 1,4846 382 21,3 5,4 106 -14 4725 1,72 То же +1 группа ароматических 0,8883 1,4904 376 23.1 5,6 98 -14 79,67 2,90 То же +1—III группы ароматических 0,8870 1.4933 366 233 5 5 88 -15 82,69 3,01 I группа ароматических 0.9040 1.4965 408 26,6 5.0 -30 -12 32.42 1.18 Остаток выше 480 °C 0.9658 — 807 — — — +10 43.60 100,00 Нафтено-парафиновые 0.8843 1.4858 666 122 175 87 +27 1057 24.24 То же. после депарафинизации 0.8846 1.4862 556 121 16,0 69 -6 9 3 0 2231 То же +1 группа аро^шеских 0,9013 1,4970 614 220 27 93 -7 20.96 48.07 I группа ароматических 0,9100 1.5020 746 388 27 -5 +25 11.87 2722 То же. после депарафинизации 0.9145 1,5042 554 232 25 72 -4 1123 25.75
219
Месторождение Каражанбас. Месторождение расположено на п-ве Бузачи. Открыто в 1974 г., введено в разработку в 1980 г.
Каражанбас — месторождение многопластсвое, залежи нефти обнаружены в шести пластах нижнего мела (А •, А2, Б, В, Г, Д) и двух горизонтах (Ю-1, Ю-2), приуроченных к верхней части юрского разреза.
Продуктивные пласты и горизонты разделяются выдержанными по площади глинистыми пластами Структура Каражанбас представляет собой крупные брахиантиклинацьныс складки, вытянутые в субшнрртном гапразл.лии к кулисчобразно примыкающие друг к другу.
Нефть высокосмолистая, высокосернистая, характеризуется низким выходом легких фракций.
Физико-химическая характеристика нефти юрского (интервал 362—376 м, скв. № 1G8) и неокомскою (интервал 251—258 м, скв. № 101) 20
горизонтов такова: Р4 — 0,9431 и 6,9395 соответственно; М — 409 и 309. кинематическая вязкость при 20 °C — 539 и 920 мм2/с, при 50 °C — 117 и 150 мм2/с; температура вспышки — 108 и 60 °C, застывания — минус 17 и минус 26 °C; содержание парафина — 1,40 и 1,49 %, температура его плавления — 42 и 59 °C; содержание серы — 2,51 и 2,15 %, азота — 0,88 и 0,55, смол сернокислотных — 64 и 60, силикагелевых — 25,8 и 17,4, асфальтенов — 4,1 и 6,5; коксуемость — 7,20 п 7,44 %; зольность — 0,15 % (скв. № 108); кислотное число —0,22 и 0,70 мг КОН на 1 г нефти; выход фракций до 200 “С — 8,0 и 6,5 %, до 300 °C — 16.6 % (скв. № 101), до 350 °C — 23,6 и 26,7 %.
Как видно из этих данных, нефть характеризуется малым содержанием дистиллятной части (скв. № 108). Несмотря на это," она низкозастываю-щая (-17 °C), что обусловлено незначительным содержанием твердых парафинов (1,4 %) при весьма избыточном количестве смоля сто-асфаль-теновых веществ [4].
Каражанбасская нефть — наиболее вязкая среди известных нефтей Западного Казахстана. Так, се вязкость при 50 °C равна 150 мм2/с, что в 10 раз больше таковой для мангистауских нефтей при той же температуре.
Элементный состав не<Ьти (скв. № 108) таков (%): С 84,09, Н 12,5, N 2,14. О 0,88, S 0,39. Высокое содержание серы отмечено и в других пробах: 1,75 % (скв № 135), 2,03 (скв. № 122), 2,30 % (скв. № 105) [13]. Содержание серы в каражанбасской нефти примерное едина»то с таковым в арланской
Выход фракций, выкипающих до 200 °C, невысок: 3.5 % (скв. № 35), 2,8 (скв J* 127), 6,5 (скв. № 101), 2,5 (скв. К" 105), 6,0 % (скв. № 108).
Характеристика легкого керосинового дистиллята (120—240 °С)1(скв. № 101) такова: выход на нефть 7,3 %; Р4° 0,8270; фракционный со
220
7. 7/
став (°C): н. к.— 148 °C, 10 % — 170.. 50 % - 205, 90 % — 230, 98 % — 238; V20=2,l мм2/с, V40':7,9 мм2/с; температура вспышки 43 °C, начала кристаллизации минус 60 °C; содержание ароматических углеводородов 12,8 %, серы 0.4 %; теплота сгорания (низшая) 10 354 ккал/кг. По фракционному составу и содержанию серы он не отвечает требованиям ГОСТа 10227—86 на реактивные топлива.
Керосиновая фракция также содержит много серы, имеет повышенную плотность и по своим характеристикам не отвечает требованиям ГОСТа 4753—68 на осветительные керосины.
Физики химические свойства нефти керосинового дистиллята (скв. № 101) приведены в табл. 273.
Таблица 273. Характеристика керосинового дистиллята
Показатели Температура отбора, °C
150—280 150—320
20 Р4 0,8344 0.8439
Фракционный состав, °C, при: н. к. 190 140
10% 208 215
50% 240 252
90 % 266 282
98 % 274 308
Отгоняется до 270 °C. % 98 75
Температура, °C вспышки 65 70
помутнения -45 -33
Содержание серы, % 050 0,63
Кислотность, мг КСН на 100 мл топлива 3,0 4,1
Высота некоптяшего пламени, мм 18,0 16,0
Как видно из табл. 273, керосиновая фракция не отвечает требованиям ГОСТа 4753—68 на осветительные керосины.
Фракция 150—350 °C каражапбасской нефти по значению вязкости, фракционному составу к температуре застывания проходит по требованиям ГОСТа 305 -82 на топливо марки Л (летнее), но не соответствует указанному ГОСТу по содержанию серы, кислотности и низкому значению цетанового числа (табл. 274). Все три фракции могут служить топливом марки ДТ для средне- и мал соборотных диделсйпо ГОСТу 1667—68. " "
Из фракции 240—350 °C при карбамидной депарафинизации выделены жидкие парафины и углеводороды, не образующие комплекса с карбамидом (табл. 275).
221
Таблица 274. Характеристика дизельных дистиллятов (скв. № 101)
240—350 42.2 44.6 222 267 283 305 314 0.8730 9.03 4.43 -36 -24 115 9.7 0.82 63.2
Таблица 275. Характеристика фракций 244*—350 LC и углеводородов нефти (скв, N? 101), полу чениых при карбамидной де, и рафинизавии
Исходная фракция Углеводороды, нс обра- 100,0 19,5 0,8730 1,479 9,03 36 63,2 44,6
зующие комплекса с карбамидами 95,15 18,56 «>,«734 1,485 9,53 -40 61,2 43,6
Жидкие парафины 4,84 0,94 «Ц8580 1,475 — — — —
Остатки нефти месторождения Каражанбас высокоссрнистыс, тяжелые (табл. 276). Они непригодны в качестве топочных мазутов.
Таблица 276. Хфактеристяка остатков ~
Остаток, °C, выше 20 Р4 Кинематическая вязкость при 50 °C, мм2/с м Темп-ра застывания, °C Содержание серы, % Выход на нефть, %
Нефть из сквижнкы № 101 350 0,9600 33,0 477 +9 2,46 73,3 450 0,9680 133,0 634 +22 2 60 53,3 485 0.9700 200.0 12;0 +27 2,81 47,5 Нефть из скважины № 108 350 0,9760 17,42 — 17 2,65 73,6
Примечание. Для остатка выше 750 °C температура вспышки 212 °C. содержание кокса 8,74 %.
222
Каражанбас ская нефть может использоваться в качестве сернистого топочного мазута.
В табл. 277, 278 приведены физико-химические характеристики масляных фракций.
Таблица 277. Харакзшнстини днсгил.ипкых и баювых масел и ipynn углеводородов, полученных адсорбционным мегодом (скв. № 101)
Исходная фракция, остаток групп углеводородов и их смеси 20 Р4 20 п D м Вязкость кинематическая, мм2/с, при ИВ Выход £ X 5 е X №Н?фп>
50 °C 100 °C
Фракция 350—400 °C Нафтено-парафиновые углеводороды 0,9020 0,8900 1,5029 1,4723 267 11,2 3,4 85 100,00 67.15 10,3 6,4
То же +1 группа ароматических 0,9000 1,4765 — 12,0 3,5 80 70,36 7,2
То же + I—IV группы ароматических 1,5112 15,5 4,1 70 91 48 9,4
Фракция 400—450 °C 0,9140 1,5070 330 — — — 100,0 9,6
Нафтено-парафиновые углеводороды 0,9060 1,4810 — 16,5 4,5 96 54,28 5,2
То же + I группа ароматических 0.9120 1,4898 — 25,2 5.83 87 72,74 6,9
То же + I—Ш группы ароматических — 1.5132 — 243,0 7,3 40 90,07 8,7
Фракция 450—485 °C 0,9235 1,5142 850 — — — 100,00 5,9
Нафтено-парафиновые углеводороды 0,9113 1,4819 — 22,5 5.6 106 50,21 2,9
То же + I группа ароматических 0,9133 1,4914 — 29.9 6.6 90 74,28 4,38
То же +1—III группы ароматических — 1.5192 — 46,8 7,4 17 83,56 4,93
Таблица 278. Потенциальное содержание базовых дистиллятных и остаточных масел (скв. № 101)
Темп-ра отбора, °C Выход фракции или остатка на нефть, % 20 Р4 V50, мм2/с V100, мм2/с ив Выход базовых масел, %
на фракцию или остаток на нефгь
350—400 10,3 0,9000 12,0 3,5 80 70,36 7.25
400—450 9.6 0,9120 25,2 5,8 87 72.74 6,98
450—485 5,9 0,9133 29,9 6,6 90 74,28 4,38
223
Каражанбасская нефть по классификации [133] относится к группе наилучших нефтей с точки зрения их пригодности для производства дорожных вяжущих, так как соответствует уравнению А+С -2,5П =8,0, где А — содержание асфальтенов, С — смол, П — парафина.
Для процессов переработки нефти необходимо знать содержание в ней не только сернистых и азотистых соединений, но и примесей ванадия и никеля. Присутствие этих металлов способствует образованию при сгорании нефтепродуктов легкоплавких шлаков. Ванадий и никель отрицательно влияют на селективность и активность катализаторов крекинга, вызывают коррозию оборудования.
В Институте ядерной физики НЯЦ РК определено содержание в нефти микроэлементов методом атомно-эмиссионной спектроскопии (табл 279).
Таблица 279. Микроэлементны) состав лефти
Элемент г/т ('кважина 206 (289 -305 м) Скважина К? 106 (378- -400 м)
Be 0,24 0,17
Al 2,50 8,30
V 142 145
Cr 0,47 0,60
Fe. 4,60 7,80
Ni 39,40 37,00
Cu 0,48 0,17
In 2,57 0,33
Ar 4,54 4.50
Sr 0,18 G,27
Mo 0,33 С,37
Cd 0,03 0,03
Sn 0,50 0.50
Sb 0,27 0,29
Ba 0,37 G,92
Те 0,50 0,50
В Институте металлургии и обогащения НАН РК разработан способ переработки высоковязкой каражанбасс кои нефти, при котором извлечение вападия осуществляется непосредственно на месторождении. Облагороженная «легкая» нефть по трубопроводу направляется на нефтеперерабатывающий завод, а ванадийсодержащий остаток утилизируется по кислотно-экстракционной технологии на металлургическом пре дприятии 1>егиона. Технология обеспечивает извлечение ванадия на уровне 70 %, увеличение выхода легких углеводородных фракций до 25 %, получение товарной элементной серы, исключение загрязнения окружающей среды..
Месторождение У день/ Месторождение находится на п-ве Мангистау. Открыто в 1961 г., введено в разработку в 1965 г.
224
Месторождение мяо горласт овое, исключительно сложного строения. В разрезе меловых и юрских отложений выделено 25 продуктивных горизонтов (I—XXV) Из них I—XII горизонты (в нижнемеловых отложениях) стратиграфически представлены гуронскими (I), сеноманскими (II), альб-скими (III—XI) и неокомскимв (XII) толщами, состоящими из переслаивающихся песчаных, алевролитовых и глинистых пород [9].
Для нефти характерно малое содержание серы (менее 0,3 %), повы шейное содержание парафина и смолисто-асфальтеновых веществ. Сум марноё количество этих высокомолекулярных компонентов в нефтях, равное 40 % [130, 131], обусловливает застывание нефти при высокой температуре. Содержание ароматических углеводородов, обладающих высокими температурами плавления, незначительно. Так, выходы тяжелых ароматических углеводородов в высококипящих фракциях 400- 450 и 450—490 °C составляют 5—7 %, тогда как парафино-нафтеновых во всех фракциях — 80 - 90 % [136]. Парафин представлен различными углеводородами преимущественно нормального строения (с числом угле родных атомов от С16 до Сдои более).
(Содержание смолоасфальтеповых веществ в нефти изменяется по площади месторождений [137]. В присводовых частях залежей оно составляет 13—17 %, в зоне, тяготеющей к контуру нефтеносности,— до 20—21 %, вблизи водонефтяного контакта и в межконтурной зоне — до 26- 28 %. При этом дочти во всех скважинах при опробовании горизонтов количество смолоасфальтенов в нефтях нижнего горизонта растет по сравнению с верхним, В табл. 280 приведена характеристика нефти.
Таблица 280 Финнае химические свойства узеисхвх нефтей
Место отбора
20 Р4 Температура 3 < Кислотное число, мг КОН на 1 г нефти Температура вспышки, °C Содержание парафина, % Температура плавления парафина, °C Содерж ние, % - Выход фракций, % м
асфальтенов 1 !! до 200 °C j цо 300 °C |
РИТС-1, ГУ-92
сэр. ХШ, скв. Л» 27
РИТС-1, ГУ 61
гор. XIV, скв. № 5289
РИТС-1. 1У-6С
гор. XV, скв. № 3106
РИТС 1, ГУ-13
гор. 16, скв. № 3199
РИТС-1, ГУ-61,
гор. XVH, СКВ. № 4088
РИТС-1, ГУ-60, гор ХШ, скв. № 4337
0,8590 31 5,2 0,047 25 14,2 52 0,44 22,48 И 16 395
0,8472 33 1,0 0,053 14 22,00 52 0 76 12,70 13 29 144
0,8612 32 3,9 0,054 17 18,00 53 0,35 15,66 И 28 283
0,8576 32 4,0 0,060 25 12,18 50 0,71 15.50 12 29 301
0,8792 36 3,3 0,030 32 12,56 53 0,58 13,20 — — 377
0,8522 32 2,7 0,031 22 14,16 54 0,75 20,28 — — 304
225
В табл. 281 представлены данные по разгонке.
Таблица 281. Разгонка нефтей по ГОСТу 2177—82
Место отбора Н. к., °C Отгоняется, %, до
100 °C 130 »с 160 °C 190 °C । 220 °C 1 240 °C 250 °C 260 °C 270 °C 280 °C 290 °C 300 °C
Скважина № 27 71 1 4 7 11 14 17 19 20 22 23 25 27
(гор. ХТП) 72 1 4 7 10 13 17 19 19- 21 23 25 26
Скважина № 5289 82 1 5 8 И 15 18 20 22 24 25 27 29
(гор. XIV) 80 1 4 7 И 15 17 19 21 23 24 26 23
Скважина № 3166
(гор. XV) 87 — 3 6 10 14 17 19 20 22 24 26 28
Скважина № 3199
(гор. XVI) 90 1 3 6 9 13 16 17 19 21 22 24 26
В табл. 282 приведен групповой состав бензиновых фракций по данным из работы [137]. Как видим, бензиновые дистилляты, отогнанные в пределах н. к.— 200 °C, обладают низкими октановымп числами Сера в бензиновых фракциях практически отсутствует. Низкие октановые числа бензиновых фракций объясняются высоким содержанием метановых углеводородов, в основном нормального строения.
Таблица 282. Групповой углсведорошый госта? бензиновы л фракци й
Темп ра отбора. °<е Содержание углеводородов, %
ароматических нафт ено-ВЫХ метановых
всего нормального строения изостроения
28—60 100 50 50
60 - 95 4 37 59 34 25
95—122 10 32 58 33 25
122—150 И 34 55 32 25
150—200 12 28 60 — —
В масляных фракциях преобладают (90 %) метаяо-пафтеновые углеводороды, содержание ароматических невелико (10 %).
Исследование изменения вязкости и плотности нефтей при 40 и 50 °C показало следующие результаты вязкость кинематическая — 26.43 и 15,78 мм2/с соответственно; вязкость условная — 3,73 и 2,46; плотность — 0,8283 и 0,8212.
В табл. 283—297 приведены физико-химические свойства нефти, фракций, остатков.
226
Таблица 283. Cociaa гадов, растворенных в нефтях, юю'игл :m pn.*irjnpHn
Углеводо- роды Выход на нефть, % Содержание углеводородов в газе, %
С2не СзН8 изо-СдНю н-СдНю U3O-CJ1I12
Неф^ь XV1 горизонта
До С4 038 1.5 19,5 17,7 51,3 —
До С5 0,69 0,9 10,8 9,8 33.6 26,2
Неф-n. XIV горизонта
До С4 0,60 16,6 16,8 16,6 50,0 —
До С5 1,70 5,8 5,9 5,8 17,7 29,5
Таблица 284 Характеристика фракини нефти XVI горклою а, выкилающих до 2WI ”С
Темп-ра отбора, °C 20 Р4 Фракционный состав, °C, при Октановое число в чистом виде Выход на нефть, %
н. к. 10 % 50 % 90 %
28—85 0,6748 43 —-5,4 - - 69 80 6.6,5 5.6
" 28—100 0,6830 50 62 7'6 119 62,0 6,8
28—110 0,6927 55 68 82 96 59,0 7,6
28—120 0.7025 60 74 88 103 57,0 8.6
28—130 0,7083 63 77 94 111 54,С 9,6
28—140 0,7141 67 81 JCO 120 51,0 10 4
28—150 0,7200 70 85 106 128 48.6 11,6
28—160 0,7230 72 87 по 135 46,0 12 4
28—170 0,7260 73 88 115 142 43,9 13,3
28 -180 0,7290 75 90 119 149 40,6 14.1
28—190 0,7320 76 92 124 157 38,0 15,3
28—200' 0,7350 78 95 127 164 35,2 16,3
1 Содержание серы н кислотность — следы.
Таблица 285. Содержание индивид) альных ароматически х углеводородов во фра кии их 120—145 н 120—150 °C
Выгод, мае. %
Углеводороды
на фракцию
на нефть
Этилбензол 2,0 0,080
п-Ксилол 2,2 0,088
м-Ксилол 3,1 0,124
о-Ксилол 2,7 0,118
227
Таблица 286 Груллым,й углеводородный состав фракций, выкипающих до 200 °C
Темп-ра отбора, °C Выход на нефть, % 20 Р4 20 п D Содержание углеводородов, %
ароматических нафте-новых парафинов
всего нормаль- ного строения изостроения
28—62 1,9 0 6537 Нефть XIV горизонта - 2 3 95 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 87 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 0,6643 Нефть XV горизонту 1,3787 1 9 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 34
Н. к — 6С 0,7 0,6453 Нефть XVI горизонта — 2 4 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 23 33
120—150 3,1 0,7475 1,4172 7 24 69 25 44
150—200 4,8 0,7659 1,4217 10 19 71 34 38
Н. к.— 200 12,7 0,7437 — 7 25 68 32 36
Таблица 287. Групповой углеводородный сослал керосиновых фракций
Темп иа Содержа! ве углеводородов, %
отбора, “С ароматических нафтеновых парафиновых
Нефть XV юризоата
200—250 12 12 75
250—300 12 8 80
200—300 12 10 78
Смесь
200- 250, 8 18 74
250- зое 10 15 75
200- 300 9 16 75
228
Таблица 288. Характеристика фракций, служащих сырьем для на тлятическ!их> р одорчиы г
Темп-ра отбора, °C Выход на нефть, % 20 Р4 Содержание серы, % Содержание углеводородов, %
ароматических нафте-новых парафиновых
всего нормального строения изо- строения
60—85 3,о 0,7140 Нефть XV 0,007 горизонта 4 12 54 32 22
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
120—140 2,7 0,7597 0,014 14 23 63 22 41
140- 180 4,8 0,7623 — 12 18 70 32 38
62—85 1,0 0,7018 Смесь Сл. 2 39 59 29 30
62—105 2,0 0,7277 « 7 45 48 22 26
85—105 1,0 0,7281 « 8 41 51 — —
85—120 2,4 0,7318 « 7 42 51 28 23
85 — 180 7,1 0,7480 0,012 10 29 61 32 29
105—120 1,4 0,7449 — 9 36 55 32 23
120—140 1,7 0.7460 — 12 24 64 36 28
140—180 3,0 0,7607 0,014 13 24 63 32 31
Таблица 28$. Хярактернстьиа легких керосиновых длпиллялов нефти XV серчтинтэ
Показатель Температура отбора, °C
120—200 120—205
Выход (на нефть), % 9,8 102
20 Р4 0,7650 0,7687
Фракционный состав. %, при: ч. к. 137 139
10% 150 152
50% 163 168
90% 188 200
98% 200 218
Вязкость при 20 °C, мм2/с 1,16 125
Температура, °C: вспышки в закрытом тигле 23 25
начала кристаллизации -63 -59
Содержанке, % ароматических углеводородов 13 12
серы 0,020 0,020
Кислотность, мг КОН на 100 мл дистиллята 1,10 —
225
Таблица 290 Характеристика легких керосиновых дистиллятов смеет.
Показатели Температура отбора, °C
28—230 120- 240
Выход на нефть, % 20 рл 9.8 0,7538 10,2 0,7715
Фрак: (ионный состав, %, при;
н. к. 75 138
10% 99 153
50% 158 180
90% 210 217
98% 221 228
V20- Мм2/с 1,03 1,38
Температура, °C:
вспышки в закрытом тигле — 29
начала кристаллизации -60 -54
Содержание, %:
ароматических углеводородов 9 12
серы 0,018 0,019
Кислотность, мг КОН на 100 мл
дистиллята — 0,57
Таблица 291, Характеристика мазутов и остатков
Продукт Выход на нефть, % 20 Р4 ВУ8О БУ100 Темп-ра, °C Содержание серы, % Коксуемость, %
засты- вания 1 вспышки в открытом тигле
Нефть XV горизонта
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
выше 400 °C 52,6 0,9050 8,30 4,10 49 245 — 5,02
выше 450 °C 44,4 0,9150 11,20 6.18 50 271 — 5,98
выше 500 °C 36,6 0,9210 21,37 9,00 51 312 0,24 8,10
Смесь
Мазут топочный 40 66,6 0,9155 5,70 3,19 42 212 0,17 5,20
Остаток:
выше 350 °C 66,6 0.9155 5,70 3,19 42 212 0.17 5,20
выше 450 °C 31,2 0.9254 16.8 8,70 45 251 0.18 6,82
выше 490 °C 40,0 0,9406 — 15,70 49 352 0,23 9,00
выше 500 °C 36,5 С,9414 — 16,10 55 320 0,27 9,23
230
Таблица 292. Характеристика дисгылятных базовых масел и групп )тлево.чородов, полученных адсорбционным методом из смеси нефтей
Исходная фракция, смесь углеводородов Выход, % 20 ₽4 Вязкость кинематическая при 50 °C, мм2/с ив Темп-ра застывания, °C Содержание серы, %
на фракцию на нефть
Фракция 350-^460 °C 100,0 18,3 0,8453 11,11 — 38 0,16 То же, после депарафинизации 52,7 9,7 0,8756 17,42 85 -22 — Нафтено-парафиновые углеводороды 39,9 7,3 0,8510 13,60 121 -19 — То же +1 группа ароматических 45,6 8,4 0,8577 14,48 114 -20 — Тоже + 1—Ш группы ароматических 48,7 9,3 0,8646 15,33 109 -22 0,19 Тоже + 1—IV группы ароматических 51,2 9,4 0,8707 16,30 99 -22 — Фракция 460—490 °C То же, после депарафинизации 57,6 4,8 0,8942 44,47 .90 -21 — Нафтено-парафиновые углеводороды 40,5 3,3 0,8688 32,55 121 -17 — То же + I группа ароматических 47,7 3,9 0,8747 35,55 114 -17 — Тоже + 1—Ш группы ароматических 52,2 4,3 0,8827 39,38 102 -17 — Тоже + 1—IV группы ароматических 55,6 4,6 0,8895 43,66 91 -18 0,24
Таблица 293 Групповой углеводородный состав масляных фракций, определенных адсорбционным мет одой
Темп-ра отбора, °C Выход на нефть, % Содержание парафинонафтеновых углеводородов, % Содержание ароматических углеводородов, % Промежуточные фракции и смолистые ВС1ЦССГ , % С 1 П-Н СА
1 группы П и III групп IV группы
Нефть XV горизонта
350—^0С 8,1 86 5 4 4 13 1
400—^450 8.2 86 6 3 4 13 1
450—500 7,8 82 7 5 4 16 2
Нефть XVI горизонта
350—400 6.9 86 5 4 4 13 1
400—450 9,7 86 7 3 3 13 1
450—500 10,9 82 8 3 5 16 2
1 Индекс П-Н — парафино-нафтеновые углеводороды, А — ароматические.
231
Таблица 294. Характеристика дизельных
Темп-ра отбора, °C Выход на нефть, % Цетановое число Дизельный индекс Фракционный состав, °C, при
10 % 50 % 90 % 98 %
Нефть
180—320 20,6 56 — 221 256 301 318
150—350 23,7 58 — 208 254 323 339
180—350 25,2 61 — 224 243 329 341
200—300 14,8 60 — 242 263 291 304
250—350 2.2,9 61 — 246 283 329 342
2.50—350 15,0 — — 296 308 337 344
Смесь
150—350 26,3 58 78,0 198 265 320 33 3
180—320 19.7 59 78,7 222 260 302 311
180—350 24,1 62 78,3 225 273 324 332
200-350 21,9 61 77,6 240 278 324 336
240—300 8,1 55 — 252 258 269 276
250—350 16,4 61 77 2 270 291 330 336
Таблица 295. Структурио-групловд* состав 5<1^градусных tppaKM'd it смеси нефтей
Темп-ра отбора, °C 20 Р4 20 п D М Распределение углерода, % Среднее число колец в молекуле
Са Сн Скол Сп Ка Кн КО
200--250 0,7934 1,4430 183 6 19 25 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
Таблица 296. Потенциальное содержание базовых доспидотных и остаточных масел из смеси нефтей
Темп-ра отбора, °C Выход на нефть фракции или остатка, % Характеристика базовые масел Темп-ра застывания, °C Содержание базового масла, %
20 Р4 V50, мм2/с V100, мм2/с ив
на фракцию или остаток на нефть
350—450 18,3 0,8707 16,30 4,45 95 -22 51,2 9,4
450—490 8.3 0,8895 43,66 8,55 91 -18 55,6 4,6
Остаток
выше 490 °C 40,0 0,8932 114,6 19,09 111 -19 14,4 5,7
Примечание. Для остатка vjo/V)oo=6,O; ВВК=0,8158.
232
топлив и их компонентов
20 Р4 V20, мм2/с Содержание серы, % Температура, °C Кислот- ность, мг КОН на 100 г топлива Анили- новая точка, °C
засты- вания помут- нения ВСПЫШ- КИ
XV горизонта
0,8078 2,40 0,040 -и -10 76 2,04 —
0,8072 — 0,047 -9 -2 55 1,90 —
0,8094 — 0,055 -4 — — — —
0,8082 2,24 0,035 11 -9 98 2,44 —
0,8148 2,81 0,044 -3 .— 106 2 55 —
0,8239 — С,046 9 •— — — —
С,8041 3.76 0,051 - 9 -4 64 82,4
0,8061 3,67 0,041 -12 -5 80 1,56 83,6
С,8С95 4,51 0,065 -7 -1 86 2,10 83,9
0,8130 5,16 — -5 0 96 0,71 —
0,8026 4,01 0,035 -4 -6 104 0,94 —
0,8193 6.51 0,065 3 5 124 2,72 88,0
i Z Z Таблица 297. Ра згонха (НТК) смеси нефтей в аппарате АРН-2 и
I характеристика полученных фрикций
Выход Кинематпче- Темп-ра, °(
1 О на нефть, % ская вязкость,
20 мм2/с
п-ра вык S3 1 Б. £ я зльных 1КЦИЙ И S Р4 п D м 20 °C 100 °C к S 5 3 S й h
* S м S Б s cL
Н МЭ Б •& и с к л г> о в Я о Q и
Н. к,- - 85 2,2 2,2 0,6909 1,3990 — — Сл.
85- 120 2.4 4.6 0.7382 1.4125 103 0,76 —- -— —
120- 150 2,5 7,1 0,7524 ] ,4210 — 0,92 — — 18
150- 180 2,2 9,3 0,7638 1,4270 — 1,14 — Ниже -60 —
180- 210 2,9 12,2 0,7755 1,4325 160 1,60 — 44 46 «
210- 230 2,7 14,9 0,7863 1,4386 — 1,80 — -34 — 0,019
230- 250 4.0 18,9 0,7959 1,4436 — 2,70 — -2.0 95 —
250- 275 2,7 21,6 0,8156 1,4538 212 3,08 — -13 — —
275- -300 3,5 25.1 0,8146 1,4530 — 5,00 1.27 -3 — 0,030
300- 312 2,8 27,9 0,8160 1,4550 — 5,60 1,40 4 133 —
312- -325 2,8 30,7 0,8177 1,4565 264 7,71 1,61 8 .—- —
325- 350 2,7 33,4 С,8304 1,4628 — — 2,05 17 152 0,063
350- 380 3,3 36,7 0,8366 1,4600 — — 2,40 22 — —
380- -410 3,2 39,9 0,8389 1,4663 280 2.80 29 — —
410- 424 2 8 42,7 0,8407 1,4682 — — 3,60 36 195 —
424- 440 3,1 45,8 0,8481 1.4715 — — 4,01 41 — —
440- -450 3,0 48,8 0,8577 1,4746 385 — 4,79 44 — 0.070
450- 460 2,9 51,7 0,8631 1,4787 — — 5.20 47 — —
460- •474 3,2 54,9 0,8672 1,4822 400 — 5,84 48 218 0,080
474- -482 3,1 58,0 0,8701 1.4858 — — 6,65 50 220 —
482- -490 2,0 60 0 0,8730 1,4871 434 — 7,05 50 — 0,140
Остаток 40,0 Ю0,0 — — — — — — 912 0,230
233
Месторождение Северное Бузачи. Промышленный приток нефти получен на месторождении в 1975 г., первоначально из неокомских отложений (скв. № 122), а затем из юры (скв. № 130). Разрез месторождения аналогичен таковому Каражанбасского. Здесь прослеживаются пять пластов в нсокоме и два горизонта в юре, к которым приурочены нефтяные и газонефтяные залежи. Залежи расположены в интервале глубин 290—550 м (4].
Нефть Северного Бузачи является высокосмолистой, высокосернистой, с низким выходом легких фракций и, следовательно, малым содержанием дистиллятной части.
Физико-химические свойства нефти горского горизонта (интервал 447—454 м) таковы: р20 0,9217, М=382; вязкость кинематическая при
20 °C 290, при 50 °C 55 мм2/с, температура вспышки в закрытом гиг ле 98 “С, застывания минус 2S °C, содержание парафина 1,6 %, темпера гура его плавления 48 °C, содержание серы 1,78 %, азота 0,18, смол сернокислотных 72, смол силикагелевых 20, асфальтенов 2,85 %; коксуемость 6,41 %, зольность 0,09 %; кислотное число 0,109 мг КОП на 1 г нефти; выход фракции до 200 °C — 3,75 %, до 300 °C — 20, до 350 °C — 31 %.
Состав газов, растворенных в нефтях, и низкокипящих углеводородов следующий (%):
Этан 21,27
Проньн 12,40
Пропен —-
Изобутан 11,91
к-Бут ан 11,14
Бутен-1 (транс) —
Бутен-2 24.09
Изопентан 19,19
н-Пентан —
Всею 100.0
Выход на нефть 1,11
В табл. 298 представлены данные по перетопке пефти в аппарате АРН-2 и характеристики полученнвтх фракций По мере повышения температур отбора фракций значения их характеристик увеличиваются.
Анализ индивидуального углеводородного состава бензиновой фракции н. к.— 150 °C показал, что из общего числа идентифицированных углеводородов ароматические составляют 32,68 %, нафтеновые — 19,80 %, парафиновые — 47,59 % (н-парафины — 28,89, изо-парафины — 18,62 %).
Товарная характеристика нефти следующая: плотность при 20 °C 0,939; кинематическая вязкость при 50 °C 131,0 мм2/с, содержание,
234
мае. %: парафинов 1,8 , смол силикагелевых 18.6, асфальтенов 6.6: температура застывания ниже минус 13 °C, содержание серы 2,0 %.
Таблиц» 298. Газгоика нефти (скв № 175) в аппарате АРН-2 и характеристика полученных фракций
Темп-ра выкипания, °C Выход на нефть, % 20 ₽4 20 п D м Вязкость кинематическая, мм^/с, при Температура застывания, °C Содержание серы, %
отдельных фракций । суммарный общей меркаптановой
О О 05
Газ до С$ 1,11 1,11 — — — — — — — —
Н. к. (-95)— 200 3,75 4,86 0,8040 1,446 151,1 1,45 — -60 0,115 0,0018
200—250 6,Э0 10,86 0,8315 1,460 170,8 1.56 0,97 -52 0,150 0,и005
250—300 10,25 21,11 0,8510 1,472 208,8 2,35 1,38 -31 0,308 —
300—350 11,00 32,11 0,8679 1.483 250,4 4.75 2,21 -13 0,784 0,0016
350—430 8,65 40,76 0,889? 1,491 260,5 6,71 2,82 -6 1,080 —
400—450 10,36 51,11 0,8990 1,501 267,7 14,8 4.34 -4 1 360 0,0008
Остаток яьппе 450 49,89 100,0 0,9930 — 558,6 6200 346 +14 2,060 0,1070
Результаты исследования фракций в товарной нефти приведены в табл. 299.
Таблица 299. Потенциальное содержание фракций в товарной нефть
Фракция Темп-ра отбора, °C Выход, мае. % Содержание серы, %
Бензиновая 28—180 3,1 0,16
Бензиновая 28—120 0
ДТ нля кере сии< .вая 180—240 6,9 0,28
дг 180—350 25,9 0,59
Керосиновая Н. к,—240 10,0 0,24
ДТ 240—350 19,0 0,71
Вакуумный газойль 350—490 23.0 1,6
Остаток Вьвие 490 48,0 2,71
Примечание. Октановое число бензиновой фракции 28—180 °C равно 70. цетановое число фракции ДТ180—350 °C — 44.
Характеристика легких керосиновых дистиллятов (120—140 °C) нефти из скважины № 175 такова: выход на нефть 6,06 %; р" 0,8170; фрак цконный состав: н. к.— 150 °C, 10 % — 180 °C, 50 % — 204 °C; температура вспышки 48 °C, начала крист аллизации минус 70 °C; содержание
235
ароматических углеводородов 12,9 %, серы общей 0,161, меркаптаповой 0.0016 %. Дистилляты не отвечают требованиям ГОСТа по температурам выкипания 10 и 50 % объема.
Характеристика керосиновых дистиллятов (150—320 °C) следующая: 20
выход на нефть 24,51 %; Р4 0,8422; фракционный состав: и. к.— 204 °C, 10 % — 224 °C, 50 % — 254 °C, 90 % — 284 °C, 98 % — 286 °C; температура вспышки 73 °C, помутнения минус 35 °C; содержание серы 0,29 %, кислотность 3,8 мг КОН на 100 мл топлива; высота некошящего пламени 16.5 мм
Как видим, керосиновая фракция содержит много серы, имеет повышенную плотность и по своим характеристикам нс отвечает требованиям ГОСТа 4753—68 на осветительные керосины
Дизельная фракция по основным характеристикам отвечает требованиям ГОСТа 305—82 на дизельное топливо марки Л подгруппы 2. Кислотность фракции выше нормы (8,3 мг КОН на 100 мл топлива).
Остатки нефти высокоссрнистыс (содержание серы 2,98 %), тяжелые (плотность 0,993 г/см3), температура застывания невысокая. В составе остатков с более низкими температурами отбора дистиллятной части содержание нафтено-парафиновых углеводородов выше. В составе ароматических углеводородов этих остатков содержание II и Ш групп углеводородов превышает содержание I группы. Остатки выше 350 и 450 °C имеют высокую вязкость и не MOiyr служить топочными мазутами. Остаток выше 200 °C может применяться в качестве сернистого топочного мазута. Остаток выше 320 °C может служить в качестве сернистого топочного мазута 100.
В табл 300, 301 приведены данные исследований группового углеводородного и структурно-группового составов 50-градусных фракций. В табл. 302 сведены результаты анализов масляных фракций.
Таблица 300. Структурно-групповой состав 50-градусных фракций нефти (скв. № 175), определенный ио методу л— 4—М
Темп-ра отбора, °C Распределение углерода, % Среднее число колец в молекуле
Са Сн Скол Сп кА КН Ко
200—7.50 9,37 49,03 58,33 41,67 0.19 1.02 1,27
250—300 12,51 33,62 46,13 53.87 0,31 1,07 1,38
300- 350 15,60 27,86 43,46 56 67 048 1,02 1,50
350- 400 14,65 37,80 52,45 47,55 0,46 1.47 1,93
400—450 20,50 29,24 49,89 50,17 0,68 1,17 1,85
236
Т а б л и ц а 301 I руппопой углеводородный состав дистил. |яты>й части нефти (скв. № 175). определенный адсорбционным методом
Темп-ра отбора, •С Выход на нефть, % 20 ₽4 20 п D м Парафино-нафтеновые углеводороды Ароматические углеводороды
I группы II и III групп IV группы всего %
20 п D % 20 п D % 20 п D % 20 п D %
Н. к,— 200 3,75 0,8040 1,446 151 — 78,1 — 21,9
200—250 6,00 0,8315 1,460 170 1,4420— 1,4875 86.1 1,4960— 1,5050 5,8 15320— 1,5135 8,1 — — 13,9
250—300 10,25 0.8510 1.472 208 1,4470— 1,4900 77,4 1,5275 7.5 1,5420— 1,5695 15,0 — — 22,5
300—350 11,00 0,8679 1,483 256 1,4555— 1,4870 74,0 1,4940— 1,5030 7,0 15340— 1,5715 14,1 15950— 1,6110 4.9 36,0
350—400 8,65 0.8898 1,491 268 1,4546— 1.4878 70,4 1,4904— 15294 6,7 15421— 1,5869 21,3 1,5900— 15972 1,03 29.1
400-450 1035 0,8990 1501 268 1,4666— 1.4898 69,6 1,4910— 1,5240 5:5 15375— 1.5896 21,7 15980— 1.5985 1,98 28.9
Таблица 302. хяряктерясгчка масляных фракций
Темп-ра Выход на 20 20 Кинематическая л а* к 0)
о, боре, ’С нефть, % ₽4 п D м вязкость, мм2/с, при - 5 и с 1 h Q. я-
50 °C 10С ’С н Сод cepi
300—350 11,00 0,8679 1,483 256 4,75 2,21 -13 0,70 —
350--400 8.65 0,8896 1,491 260 6,76 2 82 -6 1,08 7,99
400—450 Гудрон 10,35 0,8999 1,501 268 14,80 4,94 -4 1,36 9,68
выше 450 50,00 0,9930 — 558 +14 2,96 8,10
В табл. 303 приведены характеристики дистиллятных базовых масел и групп углеводородов, полученных при адсорбционном разделении деасфальтизированных остатков неф] к.
Таблица 303. Характе ристики дистиллятных к остаточных базовых масел и групп углеводородов
Исходные фракции, остаток групп углеводородов и их смеси с 20 ₽4 20 п D м Вязкость кинематическая. мм2/с. при ИВ Температура ч а 3 ч •> Выход, %
на фракцию на нефть S с ж
50 °C 100 °C
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11
фракция 350—400 °C 0.8898 1,4914 260 6,7 2,8 — -6 100.00 8,65
Нафтено-парафиноьые
углеводороды 0,8393 1,4640 285 5,2 1.9 57 -10,5 70,48 6,10
237
Продолжение табл. 303
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11
То же, после депарафинизации 0,8463 1 4662 293 6,8 2,5 105 -12,5 59,11 5,10
То же * I группа ароматических 0,8552 1,4721 269 6,8 2,4 82 -14 65,92 5,70
То же + I—Ш группы ароматических 0,8847 1,4910 259 6,9 2,4 64 -15 87,69 7,58
I группа ароматических 0,9220 1,5135 — 1С,8 2,5 -— ’9. — —
П и Ш группы ароматических 0,9369 1,5680 10,9 2,6 -36 2
Фракция 400—450 °C 0,8999 1,5010 268 14,8 4,9 — -4 1бЭ,00 10,35
Нафтено-парафиновые углеводороды 0,8532 1,4710 303 13,2 4,0 128 +4 69,63 7,20
То же, после депарафинизации 0 8607 1,4724 292 13,5 4,1 133 -25 55,73 5,77
То же + I группа ароматических 0.8628 1,4750 330 13,8 4,0 105 -25 60,95 6,31
То же + I—Ш группы ароматических 0,8902 1,4937 291 16,1 4,2 64 -20 82,72 8.56
I группа ароматических П и Ш группы ароматических* Остаток выше 450 °C Нафтено-парафиновые 0,9066 0,9459 0,9930 0,8919 1,5182 1,5682 1,4886 558 657 16 5 3,6 3+,8 5,0 111.2 15,7 78 -1 25 + 14 +7 19,49 100 38,98
То же, после депарафинизации * 0,8978 1,4893 596 117,8 17,0 86 -14 15,94 31,88
То же + I группа ароматических 0,9049 1,4963 708 140,0 18,5 79 -14 22,26 44,52
То же + I—Ш группы ароматических 0,9200 1.5136 413,2 40,0 85 +11 32,80 65,60
В табл: 304 дана характеристика базовых дистиллятных и остаточных масел.
Таблица 304. Потенция лысое содержание базовых дистиллятных и остаточных масел в нефти (скв. № 175)
Темп-ра отбора, °C Выход фракции или остатка на нефть, % 20 Р4 Вязкость кинематическая, мм^/с, при ив Температура застывания, °C Выход базовых масел, %
на фракцию или остаток на нефть
50 ’С 100 °C
350—^400 8,65 0.8552 6.85 2,44 82 -14 65,92 5,70
400 450 10,35 0.8628 13,80 4,00 105 -25 60,95 6,31
Остаток
выше 450 50 64 0,3978 117,80 17,00 86 -14 31,86 15.94
Месторождение Тюбеджик. Месторождение открыто в 1981 г. Нефть альбского горизонта (интервал 239—311 м, скв № 50) имеет
238
следующие физико-химические ^свойства: * р^° 0,9244; вязкость при 20 СС 1880 мм2/с, температура застывания минус 19 °C; содержание парафина 9,38 %, температура его плавления 38 °C, содержание серы 0,47 %, смол силикагелевых 16,2^сгрцокислотных 23,0, асфальтенов 0,32 %; коксуемость 5,90 %; кисйотнос^ь 1.60 мг КОН на 1 г нефти; выход фракций до 20JJ °C — 6,24 ^'К^350 °C — 14,79 %. Как видно, нефть тяжелая, трМ£ература застываиця низкая, несмотря на значи-гельноеХсодержание парафина и весьма малый выход светлых фракций до 35?ЬчС/Это обусловлено высоким содержанием в нефти смолистых вещеетв'тьмёлой долей парафиновых углеводородов нормального строения. подтверждается и низкой температурой
застываииЯ’'фракдии дизельною топлива 240—350 °C из этой нефти, характеристика которой такова: выход при2С10—350 °C 8,55 %; дизельный ирдекс 497П; р*' 0,8689; вязкость при 20 °C 8,11 мм2/с, темпера-тура Частьтанияминус 64 °C; содержание сЬры 0,123 %. Характеристика ЛуегЛах^месел; выход на неЛК^4,22^ча мазут 42,80 %, индекс вязкбети 93—113.
Общий групповой углеводородный сослав нефти (скв. № 50) и распределение отдельных групп углеводородов-тт-ярсделах широких дистиллятных фракни [ и^яжслого остатка гюсле вккк\.'.шой перегонки нефти с.тедуюшие^фр’ бдмя до 350 °C (%): выход 14,791 чарафино нафтеновые углсродброды 81,05, ароматические ^леврдороХь! 18,95; масляный дне-тилля: (350 °C — к. к.) (%): выход 217Ъттйрафино-нгфтеновые угле-водородыбЗ^б^дцюматические углеводороды 36,44; ваккум»1ый остаток (выше к. к.) (%ф''Въгход 64,16, пАрафипо-пафтеновые углеводороды 43,92, ароматические углеводороды 31,66; общее содержание в нефти (%): парафино-пафтеновые углевсксЬрдая^,49,"ароматические углеводороды 29,79, промежуточные фракции и смолистые вещества 15,65
В табл. 305 представлены результаты исследования изменения кинема тической вязкости и плотности нефти (скв. № 50) от температуры.
Таблица 305. Темпера гуртя зависимость кинема тической вязкости и плотности неф~и
Температура, °C Вязкость, ММ^/с 20 Р4
0 — 0,9332
10 0,9272
20 1480 0,9244
зе 752 0,9192
40 329 0,9115
50 218 0,9032
би 140 0,9001
70 77 0,8949
80 49 0,8866
239
Месторождение A cap. Месторождение открыто в 1963 г., введено в разработку в 1973 г.
Асар расположен в юго-западной части Узенской группы месторождений. Нефтегазоносность его установлена в 1969 г. Месторождение приурочено к брахмаптиклинальной складке субпшрстного простирания с размерами по кровле продуктивной толщи 7,0 х 2,5 км и амплитудой 30 м [8].
В разрезе месторождения открыто 11 залежей нефти и газа, приуроченных к Ю—И — Ю—IV, X)—IX — Ю—XI горизонтам и образующих два хорошо выраженных этажа нефтегазоносности, разделенных непродуктивной 250-ме гровой толщей. Месторождение в целом похоже на Узень и Каражанбас по составу и свойствам пластовых жидкостей, но отличается от них белее тяжелым составом нефтей (табл. 306), вязкость которых при 50 °C достигает 40—60 мм2/с.
Нефтяные газы Асара по сравнению с узенек ими более легкие и содержат меньше гомологов метана (табл. 307).
j)_lV6 12,17,176 158 73 0 760 0,677 0.9 76 87,5 1,23 0,48 3,5 35,4 _ — — _
9.19
Ю_Г/В 9 177 159 73 0,758 0,883 0,9 76 87,5 1,23 0,48 3,5 42,1 _ _ _ _
Ю-ТХ6 “• 15' 205 155 82 °'758 °'870 °-9 74 85>° 1.22 °-48 3’5 27’6 20'5 5>8 7>6 29
17
Ю К" 8
209 159 82 0,760 0,870 0,9 74
85,0 1,22 0,47 3,5 25,0 — — —
Ю—X*
18,6 211 141 83 0,750 0,873 0,9 67
76,0 1,22 0,47 3,5 24,7 — — —
Ю—Xе 2
219 149 85 0,750 0.Я85 0,9 72
81,0 1,24 0,48 3,5 62,5 27,0 2,5 14,0 —
П- XI 6
220 130 66 0,600 0,905 0,9 42 464
1,20 0,40 3,8 109,2 21,5 5,7 12,0 —
240
Ю--№ Тоже 12 12,40 0,20 75,50 5,61 3,42 0,90 1,31 0,42 0,23 0,01 155,6 0,995
Ю—IXе « 7,8 7,30 0,40 73,73 10,15 5,27 0,72 1.50 0,40 0,33 0,20 192,0 0,974
Ю- 1ХВ Нефть 15 3,0» 0.18 70.91 11,77 8,93 1,66 2,34 0,83 0,30 — 337,0 1,062
Ю—X « 6 6,06 0,20 69,58 13,34 6,36 1,31 1,95 0.51 0,67 — 256,0 1,011
Свойства пластовых нефтей исследовали пс пробам из многих горизонтов [138]. Нефти близки по свойствам, газосодержанпе их чуть вьпке, а плотность и вязкость несколько ниже, чем для условной средней нефти.
Дегазированные нефти отличаются друг от друга по плотности, вязкости, количеству смол, имеют высокую температуру застывания и содержат много парафина (табл. 308).
Таблица 308. Физики-хи ии"сская характеристика дегазированных нефтей
Показатели Г оризонт
II III IV6 IVя IX6 Ха Х1
20 Р4 0,864 0,883 0,866 0,860 0,844 0,873 0,912
Содержание, %, парафина 21,4 20,3 21,0
асф альтеиов — 7,6 3,2 — 8 3 — —
смол силикагелевых — 16,3 17,5 — 6,8 — —
Вязкость. мм2/с, при: 40 СС 40 35 19 66
50 °C 20 27 23 46 8 25 109
Температура, °C: застывания 35 37 34 36 32 34 38
начала кипения — — — — 64 — —
Примечание Фракционный состав нефти из горизоата IX6 (%): до 150 °C — 9, до 200 ’С — 16, до 300 °C —32.
Месторождение Актас. Месторождение открыто в 1973 г. Залежи юрской площади, сосредоточенные в пределах южной, наиболее погру-
241
жешюи антиклинальной линии, преимущественно газоласьпцены и являются либо чисто тазовыми, либо нефтегазовыми с небольшой высотой нефтечасыщспных зон [t>J.
Начальные балансовые запасы нефти подсчитаны.
Физико-химические свойства дегазированной нефти приведены в табл. 309.
Таблица 309. Характеристика дегазированной нефти
Показатели Горизонт, № скважины
Ю--Ш, 5 Ю—IV, 9, 5 Ю—X, 12 Ю—XI, 9 13—ХШ, 8, 6, И т, 6, 5
Р4° 0,9150 0,8851 0,8304 0,8724 0,8516 0,8371
Температура засты-
вания, °C — 36 28 36 29 26
Содержание, %:
парафина — 26,14 — — 20,04 15,50
смол — 14,54 — 6,72 3,01
асфальтенов — 2,33 — — 5,62 2,90
Выход фракций до
300 ’С, %. — 30 — — —- 32
Вязкость кинемати- ческая, мм2/с, при:
40 °C 1 19,88 56,82 15,44 39,27 22 42 10.25
50 °C 58.87 35,42 7,37 20,24 11,08 6,39
60 °C 33,78 23,19 4.93 11,82 8,01 4 84
В нефтяных залежах газ богат тяжелыми углеводородами (табл. 310). Плотность его составляет 0,943 г/л.
Таблица 310. Состав нефтяного газя
Горизонт «-Пент Азот Изопентан Метан Этан Пропан Гексан Изобутан «-Бутан
Ю—X 0,24 0,60 0,30 82,70 11,10 3,40 0,21 0,60 0,84
Ю—XI 0,30 3,00 0,30 80,80 9,60 2,80 0,20 0,60 1,00
ю-хш 0.30 1,45 0,30 79,30 10,30 3,84 0,25 1,16 3,06
В нефтегазовых залежах газ характеризуется более высоким содержанием метана (до 82,70) и низким содержанием его гомологов.
242
Дегазированная нефть в основном легкая, высокопарафиковая. Нефть П горизонта смолистая, нефти горизонтов IV и VIII малосмолистые (табл. 311).
1 аблица 311. Физико-химическая характеристика нефти
Показатели Г орг. зонт
II IV VI VII IX XI XIII т
20 Р4 0,860 0,880 0.890 0,882 0,835 0,872 0,852 0,832 Содержание, %: парафина 23,7 26,1 20,0 20,0 15,5 асфальтенов 1,1 2,3 5,6 3,90 смол силикагелевых 11,7 4,6 6,8 3,0 Вязкость, мПа-c, при: 40 °C 21,7 — 57 93 6,3 55 22 10,3 50 °C 13,1 37 34 43 4,2 20 И 6,4 Температура застывания, °C 32 34 38 36 — 36 30 36
Месторождение Исановское. Месторождение открыто в 1987 г.
Плотность нефти из скважин К° 77 (интервал 2688—2674 м) и № 52 (2647—2658 м) 0,8790 и 0,8764 соответственно; содержание смол — 4,0 и 8.9 %; асфальтенов — 2,0 и 0,24 %; выход бензиновых фракций до 200 ЭС —9,2 и 24,13 %.
Нефть сернистая, содержание общей серы 1.90 % (скв. № 77). Концентрация меркантановой серы незначительна — 0,003 мае. % (0,20 отн. %). Сероводород и дисульфидная сера не обнаружены. Серосодержащие соединения в основном представлены серой сульфидной — 0,20 мае. % (10,50 отн. %) и остаточной — 89,3 отн. % [135].
Нефть нижнепермских и юрских отложений по содержанию’основного азота аналогична таковой месторождения Елемес, что подтверждает их единый генезис и возможность подтока нефт и из нижележащих горизонтов. Для пефти характерно увеличение концентрации основного азота с глубиной залегания нефтяного пласта. Исследован также характер распределения сложных азотсодержащих гетероциклических соединений — металлопорфиринсвых комплексов. Их содержание в нефтях (интервал 2682—2674 м) было определено методом горячей спиртоацетоновой экстракции [139] с последующей записью спектров бензольных растворов выделенных экстрактов на спектрофотометре СФ-14. Концен-зрация ванадилпорфириновых комплексов составила 0,70 %.
Месторождение Тенге. Месторождение, открытое в 1964 г., приурочено к брахиантиклинальной складке субширотного простирания, размеры которой но кровле юрских продуктивных отложений состав
243
ляют 20 х 3.0 км [8]. Поисково-разведочными работами в разрезе месторождения первоначально установлены залежи в XVII—XIX и XXI—ХХ1П горизонтах. Основные запасы нефти сосредоточены в наиболее крупных залежах XVIII и XXIII горизонтов, где высота нефтяных частей равна 76,26 м. В последние годы на Тенге выявлена нефтегазоносность триасового комплекса Нефтеносность триасовых оз ложений установлена при опробовании в скважине № 55 интервала 3010—3160 м.
Нефть из скважины № 7 (гор. VTU) характеризуется плотностью при 20 °C 0,844 г/см3, температурой застывания 32 °C, коксуемостью 1,72 %, кислотностью 0,06 мг КОН на 1 г; содержит (%): смол силиказелевых 15,2, асфальтенов 0,75, парафина 22,7 с температурой плавления 59 °C, нафтеноеых кислот 0,007, Фенолов 0,007, азота по Кьелдалю 0,130, серы 0,06 %. Вязкость кинематическая при 50 °C составляет 14,22 мм2/с. Выход светлых фракций (%): до 200 °C — 10,2, до 350 °C — 38,4 [12].
Физико химическая характеристика нефти из скважины № 4 (гор. ХПТ, 2613—2603 м) следующая: плотность при 20 °C 0,8640 г/см3; М=248; вязкость при 50 °C 18,85 мм2/с; температура застывания —29 *С, вспышки в. закрытом тигле 11 °C; содержание парафина 19,19 %, температура его плавления 57 ®С; содержание серы 0,18 %, азота 0,14, смол силикагелевых 16,6, асфальтенов 1,7 %; коксуемость 3,46 %; зольность 0,022 %; выход фракций до 200 °C — 11,3 %, до 350 °C — 34,6 %.
Свойства пластовых и дегазированных нефтей отражены в табл. 312.
Таблица 312. Характсрн”нка пластовых и дегазироваллых нефтей
Ю—X, 102 229 102 229.0 0,782 0.8530 — 10.39 103,5 1.00 +33 22.22 7,47 1.93
Ю—XI 109 224 100 87.8 0,782 0,8516 2,64 9 73 36,8 1.08 +33 23,60 4,36 153
Западное Тенге
Ю—XI, 3 _ _ — _ 0,8698' — 22,89 — — 4-36 21,33 6,13 1,79
Результаты исследования изменений вязкости и плотности
температуры приведены в табл. 313.
нефти от
24“
Таблица 313 1 емпературнаязависимостьпдотносте и вязкости нефти
Температупа, °C 20 Рд Условная вязкость
20 0 8445 —
30 0,8374 —
40 0.8303 3,28
50 0.8236 2,28
60 — 1,17
70 — 1,66
Потенциальное содержание фракции в нефти таково:
Отгоняется до температуры. °C Фракция, % Отгоняется до температуры, °C Фракция, %
28 — 250 19,1
(газ до Сд) 260 22,7
60 — 27Q 23,0
62 -—. 28G 23,5
70 0,1 290 25,6
80 0,2 300 27,0
85 0.9 310 29,3
90 1,3 320 32,2
95 1.7 330 33,5
100 1,9 340 35.2
105 2,1 350 38,4
110 2,4 360 39,1
120 2,9 370 40,4
130 3,4 380 41,8
140 4,0 390 42,7
145 4.5 400 44,1
150 5,0 4Ю 45,5
160 5 9 420 47,4
170 69 430 48,0
180 8,1 440 49,4
100 8,9 450 5д,0
200 10,2 460 58.2
210 11,6 470 59,0
220 13,1 480 62.6
230 15,1 490 6б,0
240 17-,1 500 69 4
Результаты анализов фракций нефти даны в табл. 314—316.
245
Таблица 314. Характернеекафракций.выкипающихдо20С°C
Темп-ра отбора, °C Выход на нефть, % 20 Р4 Фракционный состав, °C, при Содержание серы, % гьиили гноить, мг КОН на 100 мл топлива
н. к. 10 % 50 % 9С %
Н. к,—129 2,9 0 7434 86 95 103 114 Сл. Сл.
Н. к.—150 5,0 0,7545 99 ПО 124 141 « 0,019
Н. к,— 200 10,2 0,7651 107 126 160 Т 86 0,007 0,030
Таблица 315. Групповой углеводородный состав фракций, выкипающих до 200 °C
Темп-ра отбора, °C Выход на нефть, % 20 п D Содержание углеводородов, %
ароматических нафте-новых парафиновых
всего нормального строения изо-строения
Н. к,—70 0,1 0,6841 1,3883 7 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—20С 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
Таблица 316. Содержание индивидуальных ароматических углеводородов во фракциях 120—145 °C
Выход. %
Углеводороды на фрак, (ию на чесЬть
Этилбензол 1,9 0,139
п-Ксилол 3,0 0,219
м-Ксилол 12,0 0,876
о-Ксилол 5,0 0,365
Анализ фракций 85—180 °C, служащих сырьем для каталитического риформинга, показал следующее: выход на нефть 7,2 %; р^° 0,7627; содержание серы 0,006 %, ароматических углеводородов 19, нафтеновых. 24, парафиновых 57, из них нормального строения 25, изостроения 32 %.
246
Свойства легких керосиновых дистиллятов определялись при 120— 220 я 120—240 °C: выход на нефть — 10,2 и 14,2 % соответственно; р^° — 0,7737 и 0,4789 г/см3; фракционный состав: н. к.— 153 и 154 °C, 10 % — 160 и 162 °C, 50 % — 173 и 177 °C, 90 % — 206 °C, 98 % —220 и 234 °C; V20— 1,21 и 1,41 мм2/с; температура вспышки в закрытом тигле — 34 и 36 °C, начала кристаллизации — минус 51 и минус 46 °C; содержание ароматических углеводородов — 16 % (в обеих случаях), серы—0,011 % (для фракции 120—220 °C); кислотность — 1,19— 1,22 мг КОН на 100 мл дистиллята. Характеристика керосиновых дистиллятов при 200—300 и 180 -320 °C: выход на нефть — 16,8 и 24,1 %, р2° — 0,8036 и 0,80^7 г/см3, фракционный состав: н. к.— 228 и
215, 10 % — 235 и 315 °C, 50 % —248 и 251 °C, 90 % — 270 и 284 °C, 98 % — 277 и 294 °C; температура помутнения — минус 16 и минус 13 °C, вспышки — 99 и 88 °C, содержание серы — 0,019 и 0,016 %; кислотность — 0,71 и 0,15 мг КОН на 100 мл дистиллята.
Ряд свойств фракций и остатков приведен в табл. 317—319.
Таблица 317. Группэвой углеводородный состав керосиновых фракций
Темп-ра отбора. °C Содержание углеводородов, %
ароматических нафтеновых парафиновых
200—250 10 13 77
250- 300 12 9 79
200—300 11 И 78
Т<5 л и ц а 318 Характеристика мазутов и остатков S.
Продукт Выход на нефть, % 20 ?4 ««ЛИ £ СО Темп-ра, °C Содержание серы, % Коксуемость, %
застывания вспышки в открытом гигле
Мазут товочны': 100 55,9 0,8868 4 17 2,66 42 230 — 3,42 2С0 30,6 0,9146 16.9 8,50 40 320 0,17 5,20 Ос тэт ок, °C,выше: 350 61,6 0,8832 3,70 2,35 40 218 0,12 3,10 400 55,9 0,8868 4,17 2,66 42 230 — 3,42 450 46,0 0,8956 6,91 3,73 43 248 0,14 4.16 500 30,6 0,9146 16,9 8.50 40 320 0,17 5,20
247
Таблица >19. Характеристика дистиллятных базовых масел и групп уг легм >; и да а. псл”’еч.11 гх эти ръггионню ц четпдом
Исходная фракция, смесь углеводородов Выход, % 20 Р4 20 п D м V5Q, мм2/с O/jWW ‘001Д ив Температура застывания, °C содержание серы, %
на фракцию на нефть
Фракция 350—450 °C 100.0 15,6 0,8417 1,4693“ 310 9,1 3J22 — 32 0.04
То же, после депарафинизации 59,8 9,3 0,8667 1,4830 330 12,3 3,76 99 -20
Нафтено-парафиновые углеводороды 48,8 7,6 0,8444 1,4662 355 10,7 3,46 119 -13
То же + I группа ароматических 53,1 8,3 0,8507 Г,4702 340 п,з 3,56 114 -13
То же + I—1Ц группы ароматических 55,3 8.6 0.8532 1,4722 335 11,6 3,60 110 -15
То же + I—IV группы ароматических 58.9 9,2 0.8642 1,4812 330 12,1 3,65 100 -17 0,05
Фракция 450—500 °C 100,0 15,4 0,8642 1,4803 455 16,8 7,72 — 45 0,08
То же, после депарафинизации 56,7 8,7 0,8899 1 4950 430 41,5 8,39 96 -22
Нафтено-парафиновые углеводороды 42,2 6,5' 0,86*5 1.4756 450 31,3 7,49 119 -20
То же + I группа ароматических 48.2 7,4 0,8710 1,4800 445 34,2 7,59 107 -20
То же + I—III группы ароматических 51,8 8,0 0,8730 1,4846 446 36 7 7,75 99 -20
То же + I—IV группы ароматических 55,1 8,5 0,8850 1,4916 435 39,2 8,10 98 -21 0,09
Характеристика базовых дистиллятных и остаточных масел тенгин-ской нефти при температурах отбора 350 —450 и 450—500 °C такова: выход на нефть: 15,6 и 15,4 %; p2L —0,8642 и 0,8850; vso—12,14 и 4
39,28 мм2/с, vioo — 3,65 и 8,10 мм2/с, ИВ — 100 и 98. ВВК — 0,810 и 0,823; температура застывания базовых масел — минус 17 и минус 21 °C; содержание базового масла на фракцию или остаток — 58,9 и 55,1 %, на нефть — 9,2 и 8,5 %.
Результаты разгонки тенгинской нефти приведены в табл. 320.
248
Таблица 320. Разгоьы (ИТК) нефти в аппарате AFH-2
№ фракции Температура выкипания фракции при 760 мм рт. ст., °C Выход на нефть, % 20 Р4 20 п D V20, мм2/с 2 о Э/зИИ ‘001 д Температура застывания, °C Содержание серы, %
отдельных фракций суммарный
1 Н к.— 119 2.9 2,9 0,7405 1,4013 -60 Ся. 2 119—158 3.0 5,9 0,7635 1,4280 -60 3 158—191 3,0 8.9 С,7750 1,4328 1,40 -54 « 4 191—208 3,0 11,9 0,7842 1,4390 1,85 -42 С.008 5 208—225 2,9 14,8 0 1920 1,4434 2,24 1,15 -33 — 6 225—243 3,0 17,8 0,7985 1,4470 2,93 1,30 -25 0 013 7 243—252 3,0 20 8 0,8108 1,4505 3,57 1,60 -16 — 8 252—264 2,8 23.6 0,8120 1,4540 4,50 1,98 -8 0,018 9 264—282 2,9 26,5 0,8185 1,4568 5,25 2,22 -2 10 282—303 3,0 29,5 0,8235 1 4593 6,07 2,60 5 0,022 11 303—317 3,0 32,5 С 8260 1.46С7 6,90 3,38 12 — 12 317—335 2,9 35 4 0,8306 1,4634 8,03 4,03 18 — 13 335—352 2,9 38,3 0,8340 1 4650 9,16 5,05 23 0,027 14 352—372 3,0 41,3 0,8378 1,4668 6,10 2,57 32 — 15 372—389 3,0 44,3 0,8409 1,4687 7,24 3,00 37 16 387—402 3,0 47,3 и,«443 1,4700 8.У0 3,20 41 17 407—423 2,9 50,2 0,8480 1.4718 10,70 3,72 44 0,С36 18 423—434 2,9 53,1 С,3506 1,4730 12,50 4,24 51 — 19 434—448 3,0 56,1 0,8542 1,4750 15,43 4,80 — 20 448—459 3,0 59,1 0,8584 1,4762 18,70 5,30 — 0,045 21 459—465 3.0 62,1 0,8622 1,4780 5,8С — — 22 465—481 3 0 65,1 0,8660 1,4800 6,77 — — 23 481—497 2,9 68,0 0,8697 1,4813 — — 0,090 24 Остаток 32,0 100,0 — — — — —
Месторождение Каратурув, Нефть месторождения Каратурун тяжелая и высокоьязкая (плотность и кинематическая вязкость при 20 °C 0,9339 и 612,9 мм-/с), что обусловлено значительно большим содержанием в них смопоасфалыеновых веществ — 21,7 %.
Физико-химическая характеристика нефти из скважины № 1 (гор. Ю—1,1012—1022 м) такова: р20 0,9339; М 335,0; V20 612,9 мм2/с; температура застывания минус 22 °C; содержание парафина 1,38 %, температура его плавления 47 °C; содержание (%): серы 1,27 %, смол сернокислотных 70, смол силикагелевых 17,42, асфальтенов 4.28 %; коксуемость 9,11 %; кислотность 0,2100 мг КОН на 1 г нефти; выход фракций До 200 °C — 10,00 %, до 350 °C — 25,00 %. Таким образом, нефть тяжелая, высоковязкая, смолистая.
В табл. 321 приведены общий групповой углеводородный состав нефти (скв. № 1) и распределение отдельных групп углеводородов в пределах Широких дистиллятных фракций и тяжелого остатка после перегонки
249
нефти Общее содержание парафино-кафгеновых углеводородов в нефти составляет 35,7 %, ароматических — 46,95 %,
Таблица 321. Групповой углеводородный состав пефш
Фракитя Выход Углеводороды, %
параф! нс-вафте - аромата-
на нефть, % новые ческие
До 350 °C 25,00 79,96 20,34
Масляный дистиллят (350—к. к.) 19,80 64 59 35,35
Вакуумный остаток (выше к. к.) 55,20 5,49 63,21
Пршлечание. Для масляного дистиллята температура конца кипения 480 °C, содержание парафина 4,70 %.
При колориметрическом определении микроэлементов в золах нефтей (скв № 1) установлен ванадий в количестве 3580-10-3 %, при нейтрояно-активационном определении — никель в количестве 941 10~3 %, хром — 103,010 3 % кобальт —7,80 %.
Нефть из различных скважин подвергали исследованию на присутствие пирроловых соединении и ванадиевых порфиринов (табл. 322). Во всех пробах установлен индол.
Таблица 322. Распределение металлсодержащих комплексов и пирролов в нефти
№ скважины Горизонт Интервал, м Содержание, мг на 100 г нефти
ванадил- порфиринов никель- порфиринов
139 Неокомский 389—404 46.30 0,3
1 Юрский 1012-1022 12.75 Не опр.
2 I юрский 1012—1022 13,50
18 П юрский 915—920 3 75
18 IV юрский 976—970 1,50
21 VI юрский 993-996 2,44
В табл. 323 представлены результаты изучения изменения плотности, вязкости нефти из скважины 1 от температуры.
250
Таблица 323. температурная зависимое! ьвязкости и плотности нефти
Кинематическая 20
Температура, °C вязкость, мм2/с Р4
0 — 0,94-88
10 — 0,9413
20 612,9 0;9339
30 320,8 0,9279
40 164,С 0,9228
50 104,5 0,9165
60 57.7 0,9069
70 98,4 0,9039
SO 26,3 0,8948
Месторождение Кзрамандыбас. Месторождение открыто в 1981 г., введено в разработку в 1983 г.
Структура Карамакдыбас расположена к западу от Узеня и приу рочена к брахиантиклкнальной складке субширотного простирания, осложненной Западным и Восточным куполами.
Нефтегазоносность месторождения установлена в 1964 г. В результате проведенных поисково-разведочных работ залежи нефти и газа выявлены на обоих куполах Карямандыбаса.
В табл. 324—338 приведены физико-химические характеристики нефти и фракций. Особенностью нефти является высокое содержание парафина. Вследствие этого ока имеет высокую температуру застывания, что осложняет ее перекачку. Нефти малосернистые, с низкой кислотностью и значительным содержанием смолистых веществ. В осветительном керосине мало ароматических углеводородов, он отличается хорошими фотометрическими свойствами и небольшим содержанием серы.
Таблица 324. Физике -химическа я ха рактерисзика юрской нефти
Показатели .V» соажины, горизонт
10. IX 5,Х 1, XII
1 2 3 4
Интервал, м 1834 -1824 1855—1844 1966--1956
20
₽4 0,8422 0,8700 0,8746
Вязкость при 50 °C, мм2/с 12,30 19,05 34.91
Температура. °C:
застывания 30 32 31
вспышки в закрытом тигле -28 4 24
Содержание парафина, % •20,7 18,4 20,3
251
Продолжение табл, 324
1 2 3 4
Температура плавления парафиза, °C 62 62 65
Содержание, %: серы 0,10 073 070
азота 0,110 — 0,160
смол силикагелевых 13,50 16 33 15,56
асфальтенов 170 1,80 0,83
Коксуемость, % 2,55 370 4,60
Зольное ъ, % 0,016 — 0770
Кислотность, мг КОН и а 11 нефти 0,10 073 0,07
Выход фракций, %: до 200 °C 15,5 6,8 7,6
до 350 °C 39,8 39,0 29,5
Таблица 325. Тектратурнаяз*1Л<з1мосл> вязкостен плотное'" «ефтя
Температура, °C Вязкость условная 20 Р4
20 Нефть IX горизонта
30 — —
40 2,73 —
50 2,08 —
60 1,72 —
70 1,54 —
20 Нефть X горизонта
30 — —
40 5,8 а —
50 2,84 —
60 1,77 —
70 3,38 —
20 Нефть Х11 горизонта 0,8746
30 — 0,8673
40 7,88 0,8614
50 4,82 0,8546
60 3.38 0,8473
70 2,66 —
252
Состав газов (до С4), растворенных в нефти, и низкокипяцгпх углеводородов (до С5) гаков: выход на нефть — 0,20 и 0,72 % соответственно; С3Н8 — 60,0 и 3,0 %, изо С4Н10 — 30,0 и 8,0; H-C4H10 — 60,0 и 17,0; U30-C5H12 — 33,0 (до С5); н- С5Н12 — 39,0 (до С5).
Таблица 326. Нс ешшальиое еодержаитге фракций в нефтях, %
Отгоняется до темпера гуры, °C Г соизонт Отгоняется до температуры, °C Г оризоьт
IX X XII IX х XII
28 02 250 222 11,9 142
(газ до Сч)
60 — — 0,3 260 24,0 12,7 15,6
62 0.8 0,8 — 270 26,0 14,3 17.0
70 2,2 1,1 0,6 280 27,5 182 18,4
80 2.9 1,4 0.7 290 29,5 21,1 20,3
85 3,4 1,7 07 300 31,0 24,4 21,2
90 3,8 1,9 0.8 310 33.0 272 23,4
95 4,1 22 10 320 34,5 30,6 24.7
100 4,5 2,4 1,4 330 36 0 332 26,1
105 4,8 2,6 1,6 340 38,0 36.6 28,0
ПО 5,1 2,8 1,7 350 39,8 39,0 29,5
120 6.1 3,1 2.0 360 41,0 40,5 31.0
130 7,1 3,5 2,7 370 42,0 42,0 32,1
140 8,3 3,9 3,3 380 42,7 43,7 33,3
145 8,8 4,1 3,6 390 43,5 46,0 342
150 9,4 4,3 3,9 400 442 48,3 352
160 10.5 4,8 4,5 410 46,0 50,0 37,1
170 11,9 5,4 5,3 420 47,5 51,5 37,7
180 13,0 5,8 6,0 430 49,0 532 39,6
190 14.1 6,4 6.8 440 51.0 55.0 41,4
200 15,5 6,8 7,9 450 54,1 57,2 42,8
210 16,6 72 8,6 460 56,0 59,8 45,7
220 18,0 7,9 9,6 470 58,5 62,5 48,8
230 19.5 8,9 10 9 480 61,5 64.7 517
240 20,7 102 122 490 64,4 672 55.5
500 — 70,0 59,0
Га б л ц а 327. Характеристика фракций, выкииаюших до 200 °C
Темп-ра отбора, °C Выход на нефть, % 20 Р4 Фракционный состав, °C, при Содержание серы, %
н. к. 10 % 50 % 90 %
Н.К.—120 2,0 0,7079 51 73 93 113 Сл
Н.К.—150 3,9 0,7231 65 88 111 135 0,004
В. к.—200 7,6 0,7457 69 107 148 176 0,007
253
Таблица 328. Групповой углеводородный сое гав фракций, выкипающих до 200 °C
Темп-ра отбора, °C Выход на нефть, % 20 ₽4 Содержание углеводородов, %
ароматических нафте-| новых i парафиновых
всего нормального строения изо-строения
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
H. к,— 200 15,5 0,7447 12 28 60 35 35
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 0,7304 9 38 53 28 25
120—150 1.2 0,7516 13 26 61 27 34
150—200 2,5 0,7703 14 27 59 32 27
28—2G0 6,6 0,7309 10 28 62 30 32
Примечание. Для фракции 28- - 62 °C > ' равно 2.
Таблица 329 Характеристика фракций нефти XII горизонта, служащих сырьем для каталитического риформинга
Темп-ра отбора, Выход на нефгь, % 20 Р4 Содержание серы, Содержание углеводородов, %
арома- нафте- парафиновых
°C % тических новых всего нормаль- изо-ного строс- строения ния и
60—85 0,4 0,6927 Сл. 3 35 62 23 39
85- 105 1,3 0,7141 « 5 41 54 17 37
105-140 1,7 0,7378 « 6 30 64 28 36
140—180 2,7 0,7592 0,080 7 27 66 31 35
85—180 5,3 0,7472 0,004 7 28 65 27 38
Характеристика легких керосиновых дистиллятов нефти из XII горизонта, полученная при температурах отбора 120—230 и 120- 240 °C, следующая выход на нефть — 8,9 и 10,2 % соответственно; р^ —0,7680 и 0,7750; фракционный состав: и. к.— 140 СС (для обеих фракций), 10 % — 148 и 149 °C, 50 % — 170 и 172 °C, 90 % — 204 и 206 °C, 98 % — 219
254
и 222 °C; V20 - j ,25 и 1,56 сСт; температура вспышки в закрытом тигле — 33 и 35 °C, начала кристаллизации — минус 60 и минус 52 °C; содержание ароматических углеводородов при 200 -300 °C: выход на нефть 13,6 %; Р^° 0,8154; фракционный состав: н. к,— 230 °C, 10 % — 242 °C, 50 % — 261 °C, 98 % — 292 °C; температура помутнения минус И °C, вспышки 106 °C; содержание серы 0,046 %; кислотность 2,15 мг КОН на 100 мл дистиллята.
Таблиц» 339 Групп ивой углеводородный состав керосиновых фракции
Темп-ра отбора, °C Содержание углеводородов, %
ароматических нафтеновых парафиновых
Нефть IX горизоига
203—250 9 22 69
259—300 9 17 74
209- 300 9 19 72
Нефть X1 оризона а
209- 250 17 28 55
250 300 18 28 54
209—300 17 28 55
Нефть XII горизонта
200—250 9 22 69
250—300 12 20 68
200—200 11 21 68
Таблица 331 Характеристика мазутов и остатков нефти XII горизонта
Продукт Выход на нефть, % г Р4 ВУ80 вуюо Темп- ра, °C с »дv рльа п и v серы, % Коксуемость, %
застывания ВСПЫШ- КИ в от- крытом тигле
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 61,0 0,9418 — 15 30 53> 314 0,38 11,73
' 1 емпература размягчения
255
Таблица 332. Характеристика дизельных дистиллятов и их компон енте !
Показатели Температура, °C
150—350 180-350 200—350 200--300 230—320
Выход на нефть, % 25,6 23,5 21,9 13,6 13,8
Цетановое число 49 56 62. 51 62
Фракционный состав: °C. 10 % 197 227 246 242 259
50 % 272 276 277 261 275
90 % 321 322 322 285 301
98 % 334 335 335 298 310
20 ₽4 0,8123 0,8’. 80 0,8220 0,8154 0,8207
V20, сСт 4.01 4,83 5,68 4 12 6.85
Температура, °C: застывания -12 -9 -6 -14 -19
помутнения -5 -2 -1 -И -5
вспышки 71 68 108 106 117
Содержание серы, % 0,064 0,068 0,069 0,046 0.064
Кислотность, мг КОН на 100 мл топлива 2,87 3,35 3,58 2,15 3 46
Таблица 333. Характеристика дистил. ia гных базовых на сел и групп углеводородов, полученных адсорбииоиным методом на пефти ХП горизонта
Исходная фракция, смесь углеводородов Выход, % 20 Р4 20 п D О S S о > O/jHW ‘001л ИВ
на фракцию на нефть
Фракция 350—450 °C То же, после депарафи- 100,0 13,3 0,8510 1,4732 9,14 3,12 —
низации Нафтено-парафиновые 65,2 8,7 0,8776 1,4886 12,82 3 72 90,6
углеводороды То же + I группа арома- 45,5 6,1 0,8456 1,4561 10,12 3,36 123,6
тических То же + 1—III группы 54,7 7,3 0,8547 1,4716 10,94 3,49 115,1
ароматических То же + I—IV группы 60,2 8,0 0,8646 1,4788 11,41 3.55 108,7
ароматических 64,2 8,5 0,8748 1,4861 12,00 3,60 95,4
Фракция 450—500 °C То же, после депарафи- 100,3 16.2 0.8745 1,4856 28,11 6,66 —
низации Нафге но-парафиновые 63,0 10,2 0.9044 1,5020 50.23 9,08 78.4
углеводороды То же + I группа 40,3 6,5 0,8754 1,4795 34,72 7,51 101,8
ароматических То же + I—III группы 51,4 8,3 С,8833 1,4852 37.76 7 85 96,8
ароматических То же + I—IV группы 57.5 9,3 0,8905 1,4905 40,70 8,20 93,8
ароматических 60,9 9,9 0,8989 1.4980 44,71 8,62 88.9
256
Таблица 334. Характеристик оста гоя ных баз, -вых насел, ло.. ученных адсорбционным методом из нефти ХП горизонта
Показатели Остаток выше 490 °C Нафтено-парафиновые+ +1 группа ароматических углеводородов после депарафинизации Нафтено-парафиновые+ +1, II группы ароматических углеводородов после депарафинизации
Вьпэд. %:
на нефть 41,0 7,6 10,9
на остаток 100,0 18,6 26,5
20
Р4 0,9418 0.9010 0,9149
20 л 1,4990 1,5050
D
м — 630 650
V50 мм2/с — 193,6 355,8
V106, мм2/с — 24,45 37,00
vsoMoj — 7,9 8,7
ИВ — 89 86
ВВК 0,834 0,850
Температура засть:ва-
ния, °C 531 -20 -16
Содержание серь:, % 0,38 — —
1 Температуря размягчения.
Таблица 335. Групповой углеводородный состав фракиий, определенных адсорбционным методом
Темп-ра отбора, °C Выход на нефть, % Содержание углеводородов, % Промежуточные фракции и смо-листые вещества, %
пара-фи но- вых ароматических
I группы II и Ш групп IV группы
350—400 4,4 Нефть IX горизонта 85 6 3 5 1
400—450 9,9 85 6 4 4 1
450—500 10,3 84 5 4 5 2
350—400 9,3 Нейи 79 ь X горизо 10 5 4 2
400—450 8,9 78 10 5 5 2
450—500 12,8 77 10 5 5 3
350—400 6,1 Нефть ХП горизон та 80 10 4 4 2
400-450 7,2 79 10 4 4 3
450—500 16,2 76 10 5 5 4
257
Структурно-групповой состав остаточных базовых масел (нафтено-парафиновые углеводороды + I, II группы ароматических) следующей: Сд 11%, Сн 29, Скол 40, Сп 60 %; Кд 0.88, Кн 3,40, Ко 4,28.
Таблица 336. Сгрукгурно-грушювой сослав 56-градусных фракций
Темд-ра отбора, °C 20 Р4 20 П4 м Выход углерода, % Среднее число колец молекуле
СА Сн ^кол сп Ка Кн Ко
Нефть IX горизонта
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
300—35С 0,8252 1,4610 256 8 19 27 73 0,25 0,67 0,92
350-400 0,8409 1,4685 280 9 25 34 66 0.37 0,87 1.18
400—450 С.8465 1,4710 335 7 25 32 68 0,30 1,02 1.32
450—490 0.8656 1,4792 410 6 27 33 67 0.31 1,61 1.92
Нефть X горизонта
200—2 5С 0,8010 1,4480 185 8 21 29 71 0.17 0,50 0.67
250—300 0,8325 1,4650 215 10 29 39 61 0.30 0.83 1,13
ЗОС—350 0,8413 1 4691 210 И 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 И 22 33 67 0.48 1,05 1.53
450—500 0,8740 1,4860 410 11 23 34 66 0,56 1,13 1.99
350—450 13,3 0.8748 12,00 3,60 95 -24 642 8.5
450—500 162 0,8989 х 44,71 8,62 89 -22 60,9 9,9
Остаток
выше 500 41,С 0,9149 355.8 37,00 86 -16 26.5 10,9
Примечание. Дла остатка оо-Я,7 ЗВК=0,850.
258
Таблица 338. Разгонка (НТК) нефти XII горизонта в аппарате ЛРН-2 и характеристика полученных фракций
а ЭИ Л-., °C Выход на нефть, % о « °
№ фракции Температур; выкипания фракции пр 760 мм рт. < отдельных фракций суммарный 20 Р4 20 п D м S о Г4 > о Г4 Ж о > э/зии ‘001л Температур застывания Содержани серы, %
1 Н. к,— 135 3,0 'з,0 0.7450 1,416 100 Ниже -60 Сл.
2 135-180 З.о 6,0 0,76С0 1,428 130 1,1 — — -49 0,008
3 180 -212 3.1 9,1 0,7860 1,436 152 1,7 1,1 — -38 —
4 212—240 3,1 12,2 0,7980 1,446 170 2,6 1,6 — -29 —
5 240-260 3,0 15,2 0,8240 1,457 1«8 3,5 1,9 .— -21 0,019
6 250-280 3,0 18,2 0,8200 1,457 206 4,4 2.3 — -13 —
7 280—300 3,0 21,2 0 8240 1,458 220 5,5 2,8 1.3 -5 —
8 300—318 3,0 24,2 0 8290 1,459 240 7,5 3,5 1,5 2 0,064
9 318—334 3,0 27,2 0,8360 1,464 256 9,9 4,3 1,8 7 —
10 334- -354 3,0 40,2 0,8390 1,468 270 12,5 5.4 2.1 14 —-
И $54—380 3,0 33,2 0,8480 1,472 280 — 6,7 2.5 22 0 095
12 380 -404 3,0 36,2, 0 8440 1,471 285 — 8.5 2,9 35 —
13 404—428 3,0 39,2 0,8480 1,474 290 — 10,9 3,5 35 -—
14 428—446 3,0 42,2 0,8520 1,477 340 —- 14,0 4,2 41 0,140
15 446—460 3,0 45,2 0,8600 1,480 370 — 18,0 5.0 44 —•
16 460—470 3,0 48.2 0,8690 1,484 380 — 22,0 5.8 47 —
17 470—480 3,0 51.2 0,8730 1,485 400 — — 6,7 49 0,180
18 480—488 3,0 54,2 0,8770 1,487 440 — — 7 6 —
19 488- 494 3,0 57,2 0,8800 1,490 — —- — — — —-
20 Остаток 42,8 100,0 — — — — — — — —
Месторождение Жетыбай Восточный. Месторождение открыто а 1969 г., введено в разработку в 1979 г. Поисково-разведочными работами на месторождении выявлена нефтегазоносность юрских VIII—Х1 го ризонтов. Залежи VIII и XI горизонтов нефтяные, IX, X горизонтов нефтегазовые
По типу природного резервуара нефтяные залежи являются массивными, ненарушенными, высота их от 24 до 26 м.
Физико химическая характеристика нефти из скважины № 4 XIII юрского горизонта (интервал 2613—2603 м) следующая: р:о 0,8640; V50 18,85 мм2/с, температура застывания —29 °C, вспышки в закрытом тигле 11 °C; содержание парафина 19,9 %, температура его плавления 57 °C; содержание серы 0,18 %, азота 0.148, смол силикагелевых 16,61, «сфалыенов 1,70 %; коксуемость 3,46 %; зольность 0,022 %, выход Фракций до 200 °C — 11,3 %, до 350 °C — 34,6 %.
Осветительный керосин содержит мало ароматических углеводородов
259
е отличается хгфогтами фотометрическими свойствами, небольшим содержанием серы.
Физико-химические свойства дизельного топлива и его компонентов приведены в табл. 339.
Таблица 339 Характеристика дизельного тепли ва и его к змпс нечтог
Темп-ра отбора, °C Цетановое число Дизельный индекс 20 ₽4 20 л D Температура, °C Содержание серы, % Кислотность, г КОН на 100 мл топлива
застывания помутнения 3 С а
150—320 59 72,0 0.8125 3,44 -13 -10 64 0,044 1,75 150—350 59 72,5 0,8140 3,80 -11 -5 68 0,053 2,04 18С--350 57 71,4 0,8200 4,63 -7 -2 80 0,070 2,34 200—350 58 59,0 0.8240 5,31 -5 -1 95 0,973 2,63 240—350 59 — 0,8268 6,06 -2 -1 117 0,081 2,92
В углеводородном составе керосиновых фракций преобладают пара фиковые углеводороды (табл. 340).
Тяблииа 340. Групповой углеводородный состав керосиновых фракций
Темп-ра отбора, СС Содержание углеводородов. %
ароматических нафтеновых парафиновых
200- 250 11 24 55
250 300 14 17 69
200—300 12 20 68
Результаты исследования изменений вязкости и плотности нефти от температуры приведены в табл. 341.
Таблица 341. Температурная зависимость вязкости и плотности нефти
Темп-ра, °C । Вязкость условная i 20 Р4
20 0,8640
30 — 0,8571
40 — 0,8503
50 2,82 0,8426
60 2,21 0,8362
70 1,92 —
260
Потенциальное содержание фракций в нефти таково:
Отгоняется до Фракция, % Опокхстся до Фракция, %
температуры, °C 28 Сп. температуры. °C 230 15,1
(газ до С») 240 16,6
60 — 250 18,2
62 0,9 260 19,8
70 1,3 270 20,5
80 1,5 280 22,5
85 1.6 290 24,0
90 1,7 300 25,6
95 2,2 310 27,5
100 2,9 320 29.0
105 3,1 330 31,0
110 3,3 340 33,0
120 3,9 350 34,6
130 4.9 360 36,0
140 5,7 370 37,0
145 6,0 380 38,0
150 6,5 390 39,0
160 7,4 400 40,5
170 8,3 410 42,5
180 9,3 420 44,5
190 10,1 450 51,3
21Ю 11,3 480 58,4
210 12,5 490 60,3
220 13.8 500 —
Ряд физико-химических свойств фракций нефтей приведен в табл. 342—355.
Таблица 34? Характеристика фракций, выкипающих до 20С °C
Темп-ра отбора, °C Выход на нефть, % 20 Р4 Фракционный состав, °C, при Я ность, мг КОН на 100 мл фракции
н. к. 10 % 50 % 90 %
Н. к,— 85 1.6 0,6790 51 59 66 78 0
Н. к,— 103 2.9 0,7000 57 69 84 97 0
Н. к.— 110 3,3 0,7013 58 71 86 99 0
Н. к,— 120 3,9 0,7100 62 78 94 109 0
Н. к,— 130 4,9 0,7154 63 82 101 120 0,15
Н. к,— 140 5,7 0,7206 65 86 106 128 —
Н. к,— 150 6,5 0,7248 66 89 111 137 0,23
Н. к,— 160 7,4 0,7300 68 91 119 146 —
Н. к,— 170 8,3 0,7352 71 94 127 154 0,35
Н. к.— 180 9,3 0,7397 73 97 136 164 —
Н. к,— 190 10,1 0,7442 74 101 141 172 —
Н. к.— 200 11,3 0,7487 78 107 148 181 0,47
Примечание. Содержание серы от следов до 0,005 %.
261
Таблица 343 1рушювок углевддорс дим й « оста фракций, выкшмютцвх до 200 °C
Температура отбора, °C Выход на нефть, % 20 ₽4 20 Л D Содержание углеводородов, %
ароматических нафтеновых парафиновых
о V « нормального строе- ния изостроения
Н. к.—62 0,9 0 6*95 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 14020 7 29 64 19 45
150 200 4,8 0.7737 1,4150 12 35 53 18 45
Н.к.—200 и,з 0,7497 1.4030 8 33 59 20 39
Т а б л и в а 344. Содержание индивидуальных ароматических углеводородов во фракциях 120—145 и 120 —J50 °C
Углеводороды Выход, % на фракцию на нефть
Этилбензол п-Ксилол м-Кси лол о- Ксилол 0,8 0,021 2,0 0,052 5,0 0,130
Таблица 345. Характеристика фракции, служащих сырьем цля каталитического реформинга
1смисратура отбора, °C 1 t Выход на нефть, % 20 ₽4 Содержание серы, % Содержание углеводородов, %
ароматических нафтеновых парафиновых
о Ь 3 нормального строе- ния изостроения
62—85 0.7 0.6942 Сл. 1 19 80 35 45
62- -105 2,2 0.7170 3 43 54 6 48
62- -140 4.8 0.7322 « 3 32 65 9 56
62- -180 8,4 0,7474 0,005 7 29 64 20 44
85- -105 1,5 0.7220 — 3 41 56 9 47
85- -120 2,3 0,7256 — 6 38 56 15 41
85 -180 7,6 0,7511 0,006 7 30 63 29 43
105- -120 0.8 0,7315 — 3 32 65 9 56
120—140 1.8 0,7498 — 7 29 64 19 45
140- 180 3,6 0,7641 0,007 10 26 64 18 46
262
Таблица 346. Характеристика легких керосиновых ди статинов
Показатели Температура отбора, °C
120—140 120—200
Выход ва нефть, % 20 Р4 62,7 0,7812 7,4 0,7672
Фрикционный состав, °C. при: и. к. 148 142
1С % 161 149
50% 386 163
90% 221 185
98% 231 194
V20, сСт 1,48 1.19
Температура, °C: ВСПЫИ1 п ь й крытси тигле 33
начала кристаллизации -49 Ниже -60
Содержание, %: ароматических углеводородов 12 —
серы 0 012 —
Кислотность, мг КОН на 100 мл дистиллята 0,58 —
Таблица 347. Характеристика диаельпых топлив и их компонентой
Показатели Темсера^ ра отбора, °C
150—320 150—350 180-350 200—350 240-350
Выход на нефть, % 22,5 16.1 25.3 23,3 18,0
Цетановое число 59 59 57 58 59
Дизельный индекс 72.0 72,5 — 71,4 59,0
Фракгиоиччи состав, °C, при:
10 % 203 198 228 243 259
50 % 257 265 273 280 295
90 % 306 324 327 328 328
98 % 316 333 334 334 334
Р4 0,8125 0.8140 0.8200 0,8240 0,8268
V20- MM2/c Температура. °C: 3,44 3,80 4,63 5.31 6.06
застывания -13 -4 -7 -5 -2
помутнения -10 -5 -2 -1 1
вспышки 64 68 80 95 117
Содержание серы, % Кислотность, мг КОН на 0.044 0.053 ОО'Ю 0,073 0.081
ЮС мл топлива 1.75 2,04 2,34 2,63 2,92
Анилиновая точка, °C 77.1 79,0 — 82,4 83.6
263
Таблица 348. Грута»вой углеводородный состав кериишсвьп jw ?.« и
Темп-ра отбора “С Содержание углеводородов, %
ароматических нафтеновых парафиновых
200—750 11 24 65
250—300 14 17 69
200--300 12 20 68
Таблица 349. Хара ктерисгика мазутов ч остатков
vp л 20 Темп-ра, °C Ё i - * 9= емость, %
вания S 2 2
Проду It Я CQ х Р4 ЬУбО ВУ80 ВУ100 засты I ВСПЫЕ и а н С '-одер серы, 1 3
Мазут топочный 100 Остаток выше: 59,5 0,9092 27,27 8,49 5,05 41 224 0,25 7,60
350 °C 65,4 0.9045 27,35 6,32 3,58 42 208 0,24 6,46
450 °C 48,7 0,9224 — 15,73 8,90 44 260 0,28 9,41
490 °C 39,7 0,9367 — 17,17 10,20 32 324 0,31 10,20
Таблица 350. Характеристи ка дистиллятных базовых масел и групп углеводородов, Определенных адсорбционным методом
Исходная фракция и смесь углеводородов Выход, % 20 Р4 V5Q, сСт ОЗ Температура застывания, °C
на фракцию на нефть
Фракция 350—450 °C 100,0 16,70 0,8544 10,73 — 35
То же, после депарафинизации 59,6 9,95 0,8824 15.72 — -23
Нафтенс-парафинсвые углеводороды 41,2 6,87 0.845? 11.52 139 -17
То же + I группа ароматических 48,7 8,13 0,8552 12,56 126 -17
То же + I—111 группы ароматических 52,9 8,84 0,8630 13,20 118 -18
То же + I—IV групгы ароматических 57,0 9,52 0,8740 13,72 114 -10
Примечание. Содержание серы во фракции 350—450 °C 0,15 %, в последней группе 0,13 %.
264
Таблица 351. Характеристика остаточных базовых масел, полученных MXffiiinmu" методом
Показатели Остаток выше 490 °C Нафтено-парафиновые углеводороды + I—III группы ароматических после депарафинизации
Выход, %: на остаток 100,0 37,7
на нефть 39,7 14,9
20 ₽4 0,9363 0,9200
20 п D — 1,5090
м — 600
VJ0, мм’/с — 272,3
Vico, мм2/с 130,9 32,5
VscA’ltX) — 8.4
иг — 96
ьвк — 0.847
Температура застывания , °C — -21
Содержание серы, % 0,31 —
Таблица 352. Групповой утл еводородный состав масляных фракций, опредс генных адсирбцнонкым методом
Темп-ра отбора, °C Выход на нефть, % Содержание углеводородов, % Промежуточные фракции и смолистые вещества, %
парафине-нафтено- вых ароматических
I группы II и Ш групп IV группы
350—00 5,9 83 5 5 5 2
400—450 10,8 82 6 5 5 2
450—500 9,0 78 9 6 4 3
Таблица 353. Стругиурно-грушювой состав 50-градусных фракций нефти
Темл-ра отбора, °C 20 ₽4 20 Л D М Распределение углерода, % Среднее число колец в молекуле
СА Сн Скол Сп Ка Кн Ко
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- 35G 0,8410 1,4710 245 15 20 35 65 0,44 0,64 1,08
350-400 0,8415 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
265
Структурко-групповой состав остаточных базовых масел (нафтсно-парафгновые + I—II группы ароматических углеводородов после депарафинизации) следующий: Са 14 %, Сп 28, Скол 42, Си 58; среднее число колец в молекуле: Кд 1,00, Кн 3,08, Ко 4,08.
Таблица 354. Потенциальное содержание базовых дистиллятных и остаточных масел
Темп ра отбора, °C Выход на нефть фракций или остатка, % Характеристика базовых масел Содержание базовых масел, %
20 Р4 V50, мм2/с л в Температура застывания, °C на фракцию на нефгь
350—450 16,7 0,8740 13,72 114 -19 57,0 9,5
450—490 9,0 0,8920 39,89 94 -16 51,3 4,6
<)статок
выше 490 39,7 0,9200 272,3 96 -21 37,7 14,9
Примечание. Для остатка vsc/vioo=8,4; ВВК=0,847.
Таблица 355. Разгонка (НТК) нефти в аппарате АРН-2 и характеристика полученных фракций
№ фракции Температура выкипания фракции при 760 мм рт. ст., °C Выход на нефть, % 20 ₽4 20 п D м V20, мм2/с V50, мм2/с V100, мм2/с Температура застывания, °C Содержание серы, %
отдельных фракций суммарный
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12
1 До 28 (газ до Сд) Сл. —
2 28—190 3,0 3,0 0,7000 1,3954 — — — — — —
3 100—142 2,9 5.9 0,7387 1,4110 114 0.80 — — — 0,004
4 142—173 3,1 9,0 0,7590 1,4260 — 1,15 — — —
5 173—200 2,9 11,9 0,7798 1,4357 150 0 98 — — -54 0,016
6 200 —22.6 3,1 15,0 0,7920 1,4435 — 2,05 1,25 — -40 —
7 226—246 3,0 18,0 0,8036 1,4498 182 2,63 1.57 — -26 0,021
8 246—272 2.8 20.9 0,8125 1 4546 — 3,40 1,80 — -19 —
9 272—288 2,8 23,7 0,8214 1,4593 308 4,36 2,18 — -8 0,047
10 288—302 2.8 26,5 0.8221 1,4600 — 5,35 2,70 1,00 —4 —
11 302—320 2,8 29,3 0.8230 1.4608 235 6,99 3,33 1,30 3 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 0,109
266
Продолжение табл.355
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 и 12
14 352- 380 3,0 38,0 0,8450 1,4726 6,20 240 21
15 380-^402 3,0 41,0 0/510 1,4760 280 — 7,92 2,91 28 0,110
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 0,120
18 430 444 3,0 49,7 0,8595 1,4810 — — 15,00 4,60 44 —
19 444—456 3,0 52,7 0,8651 1,4834 370 — 17,99 5,30 48 0,150
20 456-468 3,0 55,7 0,8684 1,4855 — — — 5,70 48 —
21 468-480 2,7 58,4 0,8718 14868 405 — — 6.57 48 0,180
22 480—490 1,9 60,3 0,8758 1,4889 — — — 7,20 49 —
23 Остаток 39,7 100,0 0,9367 — — — — — — 0,310
Месторождение Жетыбаи, Месторождение, расположенное в Брайлевском районе, открыто в 1961 г., введено в -разработку в 1970 г.
В геологическом строении месторождения участвуют отложения от четвертичных до триасовых, мощность их более 3 км. В литологическом отношении юрские толщи представлены чередованием песчаников, алевролитов, глин и аргиллитов, особенностью которых является чрезвычайная невыдержанность как по размеру, так и по площади.
В настоящее время в разрезе 13 юрских продуктивных горизонтов выявлено 26 залежей, из них одна газовая, 13 нефтегазовых и 12 нефтя ных. Наиболее известна по размерам и запасам нефтяная залежь XII горизонта.
Нефть Жетыбая по составу, структурно-механическим свойствам весьма специфическая, что усложняет ее разработку, добычу и транспорт [9].
Плотность нефти 0,Й4—0,87 г/см3, вязкость при температуре 50 °C 10— -37 мм2/с, 4 температура застывания 28-?34 °C, содержание смол 8—15 %, парафинов 20— 24 %, выход светлых фракций до 300 °C 27—40 %.
Нефти, насыщающие юрские продуктивные горизонты, можно разделить па две группы. К одной относятся нефти Ш и IV горизонтов с повышенными значениями плотности (0,86—0.87 г/см3), вязкости (при 50 °C 24- -31 сП) и количеством асфальтосмолистых веществ (15—17 %) [8].
Горизонты VID, ХШ содержат нефть с более благоприятными филь-трациошгыми характеристиками (табл. 356).
267
Таблица 356. Характеристика дегазированной нефти
Горизонт 20 р 4 Б о 6 > V5O, сП V60, сП Температура застывании, °C сэры Содержание, % Содержание светлых фракций, %, п эь
смол ЙЕЛИЕЭ гелевых асфальтенов 1 т г
и м и Эо001 150 °C 200 °C 250 °C 300 °C
Ш 0,8631 47-2 24,2 14,17 32,0 0,23 14,20 2,75 19,1 4,93 93 3,2 12,1 16,1 27,9
V 0,8698 58,6 31,2 17-99 34,0 0,13 1430 1,20 22,0 3,06 94 — 3,9 И.4 16,7 27,0
VI 0,8640 60,5 28,7 19,20 33,5 0Д7 14,00 1,12 20,2 3,04 93 — 4,9 10,4 19,1 31,1
ЧП 0,8487 19,8 12,2 — 20,0 С,13 1230 1,63 213 2,93 76 — 5,6 11,7 20,9 33,2
К 0,8484 21,4 10,4 — 28,0 0,09 7,24 2,86 18,6 1,98 72 — — 14,0 26,0 42,2
X 0,8406 14,1 7,8 5,60 31,0 0,23 6,32 2,83 21,2 1,78 75 — 94 17,3 26,0 35,4
XI 0,8428 14,5 9,2 — 31,4 0,12 7,64 0Д№ 24,2 2,00 79 2 63 13,5 22,1 33,0
хп 0,8389 11,5 7,2 5,62 28,2 031 5,28 3,50 19.4 — 64,2 — 8,6 16,6 26,3 38,6
хш 0,8320 10,3 — — 29,0 0,28 5,50 1,81 20,05 1,20 64,0 2 11,4 21,0 30,0 42,0
По данным из работы [137], содержание силикагелевых смол в нефти III горизонта составляет 15,8 %, асфальтенов 4,22 %, парафина 10,3 %, температура плавления парафина равна 53 °C. коксуемость 5,21 %, температура застывания минус 34 °C. Элементный состав нефти (%): С 85,91; II 13,18; О 0,31; S 0,45; N 0,15.
Характеристика товарной нефти Жетыбая следующая: р20 0,850, ди-
*4
намичгская вязкость при 50 °C 12 мПа с; содержание парафинов 21,0 %, смол силикагелевых 12,6, асфальтенов 1,2 %; температура застывания 31 "С; содержание серы 0,18 %.
Ряд физйко-хлмических свойств и характеристика нефти и ее фрак ™й приведены в табл. 357—372.
Таблица 357. Пстекциальное содержание фрахтуй е товарной нефти
Фракция Тсмп-ра отбора, °C Выход, % Содержание серы, %
Бензиновая 28—180 13,5 0,005
Бензиновая 28- 120 4,9
Дизельного топлива или керосиуа 180—240 9.6 0,016
Дизельного той 1 ива 180—350 27.5 0,031
Керосиновая 120- 240 18,2 0,017
Дизельного топлива 240—350 17,9 0,051
Вакуумный газойль 350—500 30.2. 0,140
Остаток Выше 500 28,6 0,190
Примечание. Дня фракции 28—180 “С октановое число равно 38, цля 28—120 °C — 53, дат» фракции 180—350 °C цетановое число равно 57. для 240 - 350 °C — 51.
268
Таблица 358. Рюгонм нефти по ГОСТу 2177—59
X 105 9 12 13 15 18 21 23 25 29 33 34
VIII 63 3 4 5 6 8 И 14 18 20 26 32
Таблица 359 Составгиов(доСл),растворенныхчнефтях, в ш । к жилящих углеводородов (до С;)
Углеводороды Выход на нефть, % Содержание углеводородов в газе, %
с2нъ С3Нв вао-СдНю и-СаНю U30-C4H12 и-CsHu
Д0С4 0,31 6,4 Нефть II тори зонта 32,2 19,4 38,8
До с? 0.70 2,8 14,3 8,6 17,2 22,9 32,8
Д0С4 0,78 4,7 Нефть Ш горизонта 27,2 21,0 47,1
Д0С5 0,38 2,7 15,3 11,8 26.6 19,7 23,9
Д0С4 0,08 2,5 Нефть X горизоыа 21,0 16,5 60,0
ДоС5 0,23 1,0 82 6,5 23,6 23,7 37,0
Таблица 360. Со,дердинне индгвядуалыгьп а рочатшеатх ут лево де родов во фрапдеях 120—145 в 120—150 °C
1 Выход, %
Углеводороды на фракцию на нефть
Нефть П горите ига (фракция 120—145 °C)
Этилбензол 1,11 0,061
н-Ксилол 1.15 0.064
и- Ксилол 1,53 0,084
о-Ксилсл 3,20 0,176
Сие ь
Этилбензол 0,93 0,037
п-Ксилол 1,10 0,045
ы- Ксилол 3,50 0,143
о-Ксилол 1,60 0.О66
269
Таблица 361. Потенциальное содержание фракций в нефтях, %
Отгоняется до темп-ры, °C Горизонт
л ш УШ X
До С4 (газ) 0,3 0,8 0,2 0,1
60 1,0 1.2 1.3 1,8
62 1,3 1,4 1,6 2,0
80 2,9 2,1 1,9 3,0
85 3,5 2,3 2,1 4,0
90 6,0 2,6 2,3 4,6
95 7,2 3,0 2,7 5,0
100 8,9 3,8 3,6 5,6
105 9,3 4,0 3,8 6,2
ПО 10,0 4,1 4,0 6,8
120 11,8 5,2 5,0 8,1
122 15,7 5,3 8,4
130 15,7 6,0 6,3 9,6
140 17,3 7,0 7,1 11,1
145 17,8 7,5 7,5 11,7
150 20,2 8,0 8,2 12,4
160 22,5 9,0 9,2 14,0
170 24,5 10,0 10,2 15,6
1 КО 27,7 11.3 11,6 16,8
190 29,3 12,2 12,2 18,6
200 31,2 13,7 15,2 19,6
210 32,8 14,5 15,0 21,0
220 34,8 15,7 16,2 22,2
230 36,6 16,5 18,0 23,6
240 38,5 17,4 20,1 25,0
250 40,1 18,8 21,3 26,2
260 41,2 19,8 25,2 27,7
270 42,6 20,8 25,0 29,2
280 44,0 22,0 26,8 30,3
290 45,6 23,0 28,7 31,7
300 47,6 24,0 30,8 33,1
310 49,1 25,7 32,5 34,5
320 50,6 26,3 34,9 36,1
330 51,6 28,0 36,2 37,5
340 52,6 29,7 37,8 39,1
350 53,1 31,5 39,5 40,6
360 54,1 33,0 41,0 42,6
370 55,1 35,0 42,6 44,6
380 56,1 36,5 44,1 46,6
390 58,1 38,5 45,7 48,8
400 59,4 40,3 47,1 50,8
410 62,1 42,2 49,0 52,8
420 64,0 44,2 51,5 54,8
430 65,6 46,2 53,1 56,9
440 67,3 48,7 55,2 58,9
450 68,4 51,0 56,0 61,0
453 70,6 53,5 59,4 63,0
470 72,7 55,8 62,4 65,1
480 74,6 57,0 65,5 —
490 76,3 58,6 68,5 —
500 78.9 -— 73,0 —
Остаток — 41,4 — 34,9
270
Таблица 362. Харах гервстика франций, выкипающих до 206 °C
Темп-ра отбора, °C 20 Р4 Фракционный состав, °C, при Октановое число в чистом ' виде Кислотность, мг КОН на 100 мл фракции Выход на нефть, %
10 % 50 % % 06
Нефть III горизонта
28-85 0,6850 46 57 70 81 66,0 Сл. 1,5
28- 100 0,6927 51 64 78 92 63,0 — 3,0
28-410 0,6997 55 69 85 100 60,00 — 3,3
28—120 0,7057 59 74 91 108 58,5 Сл. 4,4
28—130 0,7113 62 79 94 118 * 56,0 — 5,2
28—140 0.7169 65 83 97 129* 53,0 — 6,2
28—150 0,7224 68 88 100 140 50,6 Сл. 7,2
28—160 0,7273 70 89 109 148 48,0 — 8,2
28—170 0,7321 72 91 117 156 45,5 — 9,2
28—180 0,7370 74 92 126 164 43,0 — 10,9
28—90 0,7418 76 94 135 172 40,5 — 11,4
28—200 0,7467 78 96 144 180 36,0 Сл. 12,5
Нефть X горизонта
28-85 0.6713 35 48 68 80 65.0 Сл. 3,9
28-100 0,6850 43 57 77 91 62.5 — 5,5
28—110 0,6987 51 66 86 102 59,0 — 6,8
28- 120 0,7123 60 76 96 112 54,5 0,20 8,0
28—130 0,7195 63 78 101 121 52.3 — 9,5
28—140 0,7267 67 80 106 130 50,1 — 11,0
28—150 0,7340 70 82 110 140 48,0 -0,43 12,3
28—160 0,7372 72 83 114 149 46,0 — 13,9
28- 170 0,7404 74 84 119 159 44,0 — 15,5
28- 180 0,7437 76 84 124 168 42,0 — 16,7
28—190 0,7463 78 85 128 178 40,0 — 18,5
28—200 0,7502 80 86 132 188 38,0 0,87 19,5
Примечание. Содержание серь: оз следов (фракция 28- 200 °C) до 2 % (фракция 28—100 °C, III юр.).
271
Таблица 363. 1 рупцпвой угле»>м>родиьай гости фракции, bi дышающм цо 2 *0 ‘С
Темп-ра отбора, °C Выход на нефть, % 20 Р4 20 п D Содержание углеводородов, %
ароматических нафтеновых парафинов
всего нормального строения изостроения
28—62 1,0 0,6989 1,565 Нефть П горизонта — 2 98 40 58
62—95 5 9 0,7255 — 2 36 62 43 19
95—120 4,6 0,7643 — 4 36 60 28 32
120—150 8,4 0,7337 — 7 24 69 32 37
150—200 и,о — 9 25 66 37 29
28—200 10,9 — 7 22 71 33 38
К. к.— 62 0,7 0,6598 Нефть IX горизонта 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
Таблица 364. Характеристика фракций, служащих сырьем для ката литического риформинг:
Темп-ра отбора, °C Выход нефть, % 20 Р4 Содержание серы, % Содержание углеводородов, %
ароматических нафте-новых парафиновых
всего нормаль- ного строения изостроения
62—105 8,0 0,7053 Сл. Нефть П горизонта 3 36 61 42 19
105—120 2,5 0,7287 « 5 32 63 42 21
123—141 5,5 0,7373 0,004 7 26 67 32 35
140—180 10,4 0,7486 0,005 6 25 69 40 29
85—18С 24,2 0,7380 0.009 4 28 68 31 37
62—85 0,9 0,6878 0 Смесь 2 33 65 32 33
62—105 3,С 0,7027 0 4 39 57 28 29
85—115 ?,8 0,7238 0 4 43 53 23 30
85—120 3,4 0,7249 0,003 4 43 53 30 23
85—180 12,0 0,7462 0,003 8 30 62, 27 35
105—120 1,3 0,7360 Сл. 6 40 54 33 21
45—140 3,8 0,7398 « 7 30 63 28 35
120—14С 2,8 0,7403 7 29 64 30 34
140—180 5,8 0,7616 11 26 63 29 34
272
Таблица 365 Характеристика легких керосиновых доталля1 ив
Показатели Нефть П горизонта при Смесь при
120—210 °C 120—205 °C 60—200 "С 120—215 °C 120—240 °
Выход на нефть, % 21,0 26,7 16,2 13,5 18,2 р20 0,7561 0,7692 0,7514 0,758? 0,7694 4 Фракционный состы, РС, при: и к- 135 1 35 105 137 144 10% 140 146 119 146 154 50% 156 168 159 163 182 90 % 205 210 201 192 215 98% 195 225 216 203 224 V2C,mmZ/c 1,01 1,26 1,09 120 1,34
Таблица 366. Групповой углеводор<>дкый сости керосиновых Фракций
Темп-ра отбора, °C Содержание углеводородов, %
ароматических нафтеновых парафиновых
Нефть П горизонта
200—250 10 22 68
250—300 12 19 69
200—ЗСО И 20 69
Нефть IX горизонта
200—250 15 34 51
250—300 18 34 48
200—300 16 34 50
Нефть ХП горизонта
200—250 10 21 69
250—300 12 16 72
20С—300 И 18 71
Таблица 367. Характеристика мазутов и остатков нефти
Продукт Выход на нефть, % 20 Р4 О £ я ВУ8С ВУ100 Темп-ра, °C 1 ] i с серы, % а ь- Г 1 i
3 к £ 1 <я « m л вспышки в открытом тигле
Мазут топочный 100 Остаток выше, °C: 52,4 0,8722 7,35 2,40 1,83 41 178 0.23 3,03
300 52,4 0,8722 7 35 2,40 1,83 41 178 0 23 3,03
350 46,9 0,8771 12,60 3,27 2,17 43 216 0,27 3,11
400 40,6 0,8990 — 9,63 4,01 43 252 0,29 4,73
440 31,2 0,9167 — — 6,04 43 278 0,32 5,27
500 21,1 0,9180 — — 7,41 47 335 0,37 7,С6
273
Т а б л и п а 368. Групповой углеводородный состав масляных фракцн. ц опэолснкь.к адсооСциошспост.Го"
Содержание углеводородов, %
ароматических
Темп-ра отбора , °C Выход на нефть, % парафинонафтеновых I группы П и Ш групп IV группы Сумма Сп-Сн/Са
Нефть П гсоизоагта
350- -400 6,3 86 7 2 4 13 1
400--450 9,0 86 6 3 4 13 1
450—500 10,5 84 6 4 4 14 2
Нефть IX горизонта
350—400 6,4 83 6 5 5 16 1
400- -450 3 4 82 6 5 5 16 2
450—500 8,6 81 7 6 3 16 3
Нефть ХП горизонта
350—4С0 5,0 88 4 3 4 И 1
400—450 9,9 88 4 2 5 11 1
450—500 10,7 86 5 4 4 13 1
Таблица 369. Характеристика диститлятных базовых масел и групп углеводородов, полученных адсорбционным методом F -. Г Mi'CFi Неф ГС II
Исходная фракция, смесь углеводородов Выход, % 20 Р4 V5Q, мм2/с ИВ Темп-ра застывания, °C
й 2 « я я -& я на нефть
Фракция 350—460 °C 100,0 20,6 0,8472 10,71 — 36
То же, после депарафинизации 58,2 12,0 0,8773 17,34 — -24
Нафтено-парафиновые углеводороды 4э,0 9,3 0,8527 13,80 114 -22
То же + I группа ароматических 49,0 10,2 9,8550 14,45 100 -23
То же + I и II группы ароматических 52,4 10,9 0,8626 15 06 96 -24
То же + I—Ш группы ароматических 55,1 11,4 С,8о93 15,78 92 -24
Фракция 460—490 °C
То же, после депарафинизации 61,3 3,9 0,8902 47,40 95 -17
Нафтено-парафиновые углеводороды 45,5 2,9 0,8640 33.83 104 -16
То же + I группа ароматических 49 7 3,2 0,8670 34,50 94 -16
То же + I и П группа ароматических 53,8 3,5 0,8727 37,02 92 -17
Примечание Содержание сери во фракция 3-0—460 °C
углеводородов этой же фракции 0,14 %
0,12 %, в последней группе
274
Таблица 370. Характеристика девельпых тонлив и их компонентов
Температура отбора, °C Выход на нефть, % Цетановое число Дизельный индекс Фракционный состав, °C, при 20 Р 4 V5Q, мм2/с Темп-ра, ®С Содержание серы, % Кислотность мг КОН на 100 мл топлива
И m А помутнения м 1 g А
о 50 % % 06 98 %
Нефт! П горизонта 200—300 16,4 — — 225 241 266 277 0,8010 3,02 -27 -27 62 С,022 5,6Э 150-350 32,9 57 80 185 235 307 320 0,7943 2,60 -22 -14 56 0.031 4,30 180- 350 25,4 59 78 215 250 308 322 0.8030 3 43 -19 -10 76 0,037 5,12 200—350 21,9 60 77 235 262 311 322 0.8СВЗ 3 03 -15 -8 89 0,043 — 240--350 14,6 59 76 265 283 315 325 0,8171 5.40 -15 -8 113 0,047 6,14 Смесь 150—350 32,0 54 76 198 258 313 322 0,8036 3,06 -17 -9 67 0,021 1,64 180—240 9,5 50 — 198 206 219 230 0,7855 1,92 -39 -35 — 0,008 1,13 180—320 22,2 57 75 212 250 288 296 С,8054 3.14 -19 -15 85 0,028 2,46 180—350 27,5 57 82 223 265 310 322 0,8108 4,07 -11 -7 84 0,031 1,75 240—350 17,9 51 75 264 270 313 324 Л 8213 6л2 -4 1 126 — 2,05
Таблица 371 Структурво-групповой гостив 58-грхдусны» фриши кефлг
Темп-ра отбора, °C 20 Р4 20 п D м Распределение углерода, % Среднее число колец в молекуле
Са Сн Схол Сп Ка Кн ко
. 1ефть И горизовтэ
200—250 С,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
ЗОЭ—350 0,8487 1,4724 248 12 29 41 59 0,36 0,99 1,35
350—400 0.859'1 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
*59—500 0,8734 ,1,4890 400 15 17 32 68 0,72 1,10 1 82
Нефть ХП 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 С,79
300—35С 0,8220 1,4605 252 8 19 27 73 0,24 0,59 6,83
350—400 0,3370 1,4660 280 10 21 31 69 0,35 С,72 1.07
400—450 0,8440 1,4701 336 9 21 30 70 0,37 0.84 1,21
450—500 6,8577 1,4782 418 9 20 29 71 0,78 0,93 1,71
Смея,
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 С.80 1,21
400—450 0,8484 1,4735 360 9 19 28 72 С,40 0,87 1,27
450—490 U,8648 1,4818 430 10 19 29 71 и, 51 1.24 1,75
275
Таблица 372. Разгонка (ИТК) смеси нефтей в аппарате АРН-2 е к?рч ьтелис! ина получен.i t-n фраьций
№ фракции Температура DLTVnHGTTUn фракции при 760 мм рт. ст., °C Выход на нефть, % 20 ₽4 20' п D м V20, мм2/с V50, мм2/с о *2 2 <5 о о
отдельных фракций 1 S’
С серы, %
1 До 28 0,2 0,2 —
2 3 (газ 28 114 ДО С4) -114?. —134 4,0 3,2 4,2 7,4 0,6990 0,7388 1,4018 J ,4150 118 119 — — — Сл. «
4 124 —160 3.5 10,9 0,7541 1,4226 124 — — — 0,003
5 16С —182 3,1 14,0 0,7668 1,4298 142 1,34 — —
6 182 — 208 3,4 17,4 0,7783 1,4360 160 1,77 —- — 0,012
7 2С8 —225 3,1 20.5 0,7910 1,4424 178 2,23 1,43 —
8 225 -242 3,0 23,5 С.8007 ] ,4466 189 2,90 1 68 — 0,018
9 242 —263 3,0 26,5 0,8205 1,4596 198 3,00 1,78 1,00
10 263 —283 2,8 29,3 0,8183 1,4570 218 4,04 2,36 1,22 0,035
11 283 -296 2.5 31,8 0,8184 1,4572 238 5.02 2,78 1,38
12 296 —313 3,8 34,0 0,8198 1,4578 250 6,42 3,09 1,63 0,055
13 313 —331 3,2 38,0 9,8280 1,4620 235 8.39 3,78 1,93
14 331 —350 3,2 41 2 0,8333 1,4658 270 10,93 4,73 2,38 0,097
15 350 —384 3,8 45,0 0,8363 1.4695 315 — 5,99 2,71
16 384 —406 3,3 48 3 0,8375 1,4699 320 — 7,08 2,85 0 1С8
17 406 —416 3,4 51,7 0,8402 1,4715 322 — 8,12 2,92
18 416 -430 3,0 54,7 0,8436 1,4725 355 — 9,50 3,27 0,110
19 430 —440 2 5 57 2 0,8493 1,4750 36С — 11,47 3,72
20 440 —448 2,1 59 3 0,8550 1,4770 400 — 14,92 4,19 0,140
21 448 —460 2,5 61,8 0,8610 1,4792 410 — — 5,01
22 460 —473 2,9 64,7 0.8628 1,4310 450 — — 5,65 0,168
23 473 —478 3,5 68.2 0,8654 1,4825 490 — — 6,76
24 Остаток 31,8 100,0 — — — — — —
Месторождение Жалгызтобе. Месторождение открыто в 1976 г. В отличие от Каражанбаса и Северного Бузачи имеет небольшие размеры, а также зна-штельно сокращенный диапазон нефтеносности. Продуктивен лишь пласт Аь Месторождение разбито на три блока (I—III), из которых продуктивны II и III [4].
Неокомская нефть (интервал 377—385 м) тяжелая, плотность при 20 °C равна 0,9400 г/см3, высокосернистая (серы 2,10 %), смолистая (16,00 % смол, 5,20 % асфальтенов), малопарафинистая (1,80 %), с выходом фракций до 200 °C — 3,50 %, до 300 СС — 25.0 %.
Для меловых нефтей характерны также значительные концентрации ванадиевых порфиринов, присутствие никелевых порфиринов и свободных порфирин в [13].
276
Плотность и динамическая вязкость для неокомской нефти из скважин № 142 (351—385 м) и № 136 (389—407 м) таковы: р^° — 0,938 и 0,943 г/см3 соответственно; ц при 20 °C — 1101 и 1143, при 50 °C — 156 и 168.
Месторождение Тасбулат. Месторождение открыто в 1967 г., введено в разработку в 1982 г.
В структурном отношении меш орожденис приурочено к бражагткли-тталъной складке с размерами по кровле 9,8x2.0 км и амплитудой 37 м.
Газонефтеносность месторождения установлена в 1965 г. Псвсжово-разведочными работами в разрезе юрской толщи открыто дссяп газоконденсатных, две газоконденсатные с нефтяной оторочкой промышленно то значения и одна нефтяная залежи Нефтенасыщенность составляет 0,66 %. По типу природного резервуара залежи в основном пластовые и только некоторые массивные.
По физическим параметрам пласты терригенных обломочных пород существенно отличаются от одновозраезных аналогов соседнего Жеты-бая. 'Это объясняется увеличением тонкослойности разреза, содержанием глинистых пластов и повышенно! степенью карбонатности порового пространства коллекторов. Среди обломгчной части песчаников и алевролитов сильно разложенные полевые шпаты преобладают над кварцем и обломками эффузивов. Порислость коллекторов невысокая (6—10 %), проницаемость колеблется в пределах гервьгх единиц миллидарси.
Физико-химические свойства нефти и фракций приведены в габ1:. 373—388
Таблица 373. Фиэкко-химическая характеристика юрской нефти
Показатели Горизонт
X XV
1 2 3
Глубина перфорации, м 20 2453—2416 2850 -2843
Р4 0,8506 0,8043
м 240 185
V50, ММ2/С Температура, °C: 24,53 2,53
застывания 20 21
вспышки в закрытом тигле -35 -10
Давление насыщенных паров, мм рт. ст.
при 38 "С 128 —
при 50 °C 161 —
Соцержание парафина, % 27,7 12,7
Температура плавления. СС 60 50
277
Продолжение табл 373
1 2 3
Содержание. %
серы 0,11 0,10
азота 0.090 0,080
смол силикагелевых 5,45 1,83
асфальтенов е,бо 0.28
Коксуемость, % 1,22 0,29
Зольность, % 0,091 0,087
Кислотное число, мг КОН на 1 г нефти Выход фракций, %: 0,10 0,05
до 200 °C 92 35,4
до 350 °C 33,5 67,3
Таблица 374. Те ипературмая эавяомостъ плотжил вязкости нефти
Температура, °C 20 Р4 Вязкость условная
Нефть X горизонта
20 0,8506
30 О.8450 —
40 0,8396 —
50 0,8396 —
50 0,8338 ЗЛО
60 — 2.77
70 — 2,11
Нефть XV горизонта
20 0 8040
30 0,7964 1,31
40 0,7887 1,20
50 0,7811 1,15
60 0,7734 1,11
70 — 1,09
Таблица 375. Состав талой (до Се), растворенных и нефтях , и шпкокнпяимх углеводородов (до Cs)
Фракцм Выход на нефть, % Содержание углеводородов, %
СНд С2Нб СзН8 иао-СдНю «-С4Н10 «0-С5Н12 Л-С5Н12
До Ct 0,26 7,7 Нефть X горизонта 26,9 30,8 34,6 ,
До С5 1,00 — 2,0 7,0 8,0 9,0 32,0 42,0
До Сд 0,29 3,4 3,4 Нефть XV горизонта 10,3 27,6 55,3
<ДоС5 1,00 1,0 1,0 3,0 8,0 16.0 42,0
278
Таблица 376. Характеристика фракций, выкипающих до 200 °C
Темп-ра отбора, °C Выход на нефть, % 20 Р4 Фракционный состав, °C, при Содержание серы, % Кислотность, мг КОН на 100 мл фракции
10 % 50 % 90 %
Нефть X гсртзовта 28—8* 1,0 0,6621 32 42 53 68 — — 28—120 2,9 0,7378 67 84 96 110 — 0,21 28—130 3,4 0,7423 68 86 100 116 — — 28-140 4,1 0,7460 71 91 107 126 — — 28-150 4,7 0,7510 73 95 114 135 — 0,30 28—160 5,4 0,7530 75 98 ИЗ 141 — — 28—170 6,2 0,7560 77 101 123 149 — — 20—180 7,2 0,7592 80 104 130 160 — 0,05 20—190 7,9 0,7610 81 106 136 167 — — 28-290 8,9 0,7636 82 119 142 178 0,003 0,53 Неф.ь XV шриэиыга 28—85 3,4 0,6920 62 69 75 85 Сл. 0 28—100 4,6 0,7027 70 77 85 95 « 0 28—110 5,5 0,7090 75 83 92 162 « 9 28—120 6,5 0,7177 84 92 100 109 « 0 28—130 9,3 0,7236 88 96 106 116 « — 28—149 13,0 0,1280 93 103 114 126 « — 28—150 17,1 0,7320 99 110 123 137 0,004 6,22 28—160 21,1 0,7355 101 113 129 146 — — 28—170 25,7 0,7393 104 118 137 155 — — 28—180 28,7 0,7420 106 121 143 167 0,004 0,33 28—190 32,3 0,7452 108 124 148 175 — — 28—200 35,1 0,7459 110 127 152 182 0,005 0,42
Примечание Давление насыгденных царев при 38 °C для фракции 28 -120 °C — 106 мм рт. ст, 28—150°C —56, 28— 200°C —26ммрт.cr.(XV -ер.).
Таблица 377. Групповой углеводородный состав фракций нефти X горизонта, выкипающих до 200 °C
Темп-ра отбора, °C Выход на нефть, % 20 Р4 20 Л D Содержание углеводородов, %
ароматических нафтеновых парафиновых
о у нормального строения изо-строения
28--62 0,4 0,6515 1,4010 2 И 87 45 42
62—95 1,1 9,7128 1,4091 12 40 48 22 26
95—120 1,4 9 7520 1,4151 22 38 40 22 18
120—150 1.3 0,7712 1,4182 30 22 48 25 23
150- 200 4.2 0,7803 1,4299 22 26 52 31 21
Н. к,— 200 8,9 9,7636 1 4214 23 26 51 27 24
279
Таблица 378. Содержанье индивидуальных ароматических углеводородов во фракциях 123—145 °C
Выход, %
Углеводороды на фракцию на нефть
Нефть X горизонта
Этплбекзы 4,2 0,051
п-Ксилол 5.2 0,062
м-Ксилол 13,1 0,157
о-Ксилол 9.0 0,108
Нефть XV горизонта
Этилбензол 13 0.384
п-Ксилол 1,8 0,117
м-Ксилол 7.0 0,455
о-Ксалол 2,7 0,175
Таблица 379. Характеристика фракций. <лужицах сырьем для каталитического р ифорлшшж
Содержание углеводородов, %
V S парафиновых
icMtiepai отбора, с Выход на нефть 20 Р4 Содержав серы, % ароматических нафтеновых всего нормального строения изостроения
Нефть X горизонта
28 -140 62—180 85-180 140—180 3,7 6 8 6,2 3,1 0.7531 0.7619 0,7675 0.7754 Сл. « 24 30 29 25 34 22 22 24 42 48 49 51 22 27 27 29 20 21 22 22
Нефть XV горизонта
62—85 62—1С5 85—120 85- -183 105—120 105—140 120-140 140—180 2,2 3,8 3,1 25,3 1,5 8,0 6,5 15,7 0,7016 0,7160 0,7243 0,7449 С," 260 0,7370 0,7406 0,7531 Сл 0.004 0,304 0,006 0,008 0,009 2 6 8 10 6 10 13 9 31 36 26 12 18 20 14 8 67 58 66 78 76 70 73 83 39 32 27 34 26 30 31 36 28 26 39 44 50 40 42 47
280
Таблица 380. Групповой углеводородный состаг керосиновых фракций
Темп-ра oi-бора, °C Содержание углеводородов, %
ароматических нафтеновых парафиновых
200—250 8 22 70
253—300 10 12 78
200—300 9 17 74
Характеристика легких керосиновых дистиллятов, полученная при температурах отбора 120—140 и 120—200 °C, следующая: выход на нефть —10,8 и 6,0 % соответственно; р^° — 0,7890 и 0,7775; фракционный состав: н. к.— 142 и 134 °C, 10 % — 155 и 143 °C; 50 % — 179 и 157 ®С, 90 % — 213 и 179 °C, 98 % — 225 и 193 °C; V20 — 1,38 и 1,05 мм2/с; температура вспышки в закрытом тигле — 34 к 28 °C, начала кристаллизации — минус 50 и ниже минус 60 °C; содержание ароматических углеводородов — 23 и 31 %, серы — следы, кислотность — 1,08 мг КОН на 100 г дистиллята (для фракции 120—240 °C).
Таблица 381. Характеристика керосиновьп: дистиллятов
г- Фракционный состав, °C, при Темп-°С рэ. Е S о
Температура отбора, °C Выход на нефть, % 20 Р4 н. к. 10 % 59 % 90 % 98 % помутнения X м g Е о Q Кислотность, мг КОН на 101 дистиллята
Нефть X горизонта
150—280 15,3 0,8098 178 190 225 253 259 -32 +62 0,35
150—300 19,5 0,8131 178 191 232 272 283 +24 +63 0,40
150—320 23,5 0,8136 179 194 250 291 302 -15 +64 0,41
180—300 17,0 0,8178 206 217 242 272 283 22 +80 0,39
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 28J -26 +54 0,35
150—320 45,6 0,7846 175 181 215 274 29G -24 +55 0,46
150- 350 49,9 0,7886 173 183 220 299 315 -16 +58 0,46
Примечание. Содержанте серы от следов дс 0,016 % (фракция 150—350 °C).
281
Т а б л ч ц а 382. Характеристика дкзе.1 ышх топлив и их компон гитов
Температура отбора, °C Выход на нефть, % Цетановое число Дизельный индекс Фракционный состав, °C, при 20 ₽4 мм2/с Темп-ра, °C Содержание серы, % Кислотность, мг КОН на 100 мл топлива
10 % 50% 90% % 86 Е S м S 3 с о
Нефть X горизонта
150—350 28,5 55 69 199 259 306 317 0,8166 3,43 -13 -9 68 0,010 —
180—320 21,0 56 39,5 222 254 292 332 0,8178 3,50 -15 -13 84 — —
180—350 26,0 57 69,5 224 264 307 318 0,8213 3,97 -10 -7 86 0,010 0,95
200—300 153 57 — 233 249 269 283 0,8206 3,30 -19 -19 92 — —
200—350 24,3 58 68,2 242 271 308 319 0,8237 4,49 -7 -6 96 0,020 130
240-350 19,5 60 70,0 263 281 310 318 0,8280 538 -4 -2 116 0,024 136
Нефть XV горизонта
150—350 49,9 55 79,8 183 220 299 315 0,7886 2,37 -29 -16 58 0,016 0,46
180—350 38,3 55 79,7 214 243 299 320 0,7988 3,02 -23 -11 82 0,018 0,93
200—300 23,9 55 77,7 228 242 274 284 0,8003 3,05 -21 -13 88 — 0,69
200—350 27,7 55 78,0 232 255 309 323 0,8050 3,82 -16 93 — 1,16
215—350 27,7 58 — 241 264 310 326 0,8075 4,00 -10 -5 100 0,023 U0
240-350 213 58 — 262 277 314 327 0,8113 4,93 -5 0 112 0,025 U6
Остаток выше:
350 °C 66,5 0,8749 2,70 1,89 43 224 0,16 1,92
400 “С 60,5 08784 3,17 2,10 46 242 0.19 0,01
450 "С 45,9 0,8887 4,70 2,90 48 272 0.21 2,90
490 °C 34,0 0.90С9 9.98 5,36 49 322 0,25 4,40
Нефть XV горизонта
Мазут тойочный 40 Остаток выше: 32,7 0,8700 2,10 7,68 41 205 0,20 1.52
350 "С 32,7 0,8700 2,10 1,68 41 205 0,20 1,52
450 °C 18,7 0,8861 3,90 2.48 49 237 0,21 2,50
490 °C 12,7 0,9069 12,22 6.09 43 322 0,24 4.99
Примечание. Для нефти XV горизонта ВУ50 мазута и остатка выше 350 СС равна 3,56.
282
Таблица 384. Характеристика дистиллятных базовых масел и групп углеводородов, полученных адсорб ионным методом из нефти X г оризонта
Исходная фракция, смесь углеводородов Выход, % 20 ?4 20 п D м V50, мм2/с Vioo, мм2/с § Температура застывания, °C
2 3 S 1 ед X на нефть
Фракция 350—450 °C 100,0 20,6 0,8403 1.471 315 7,12 3,03 — 33
То же, после депарафинизации 54,0 11,1 0,8714 1.485 320 11,74 3,50 85 -26
Нафтено-парафиновые углеводороды 45,3 8,5 0,8392 1 463 330 9,84 3,22 108 -22
То же + I группа ароматических 45,0 9.3 0,8434 1,467 327 10,26 3,28 102 -22
То же + I—III группы ароматических 48,6 10,0 0,8504 1,472 325 10,59 3,37 99 -22
Примечание. Содержание серь- во фракции 350—450 °C — 0,13 %.
Свойства остаточных базовых масел, полученных адсорбционным методом из нефти X горизонта, определялись для остатка выше 490 °C и смеси нафтено-парафиновых углеводородов и I—III групп ароматических: выход на остаток — 100,0 и 37,7 % соответственно; выход на нефть — 39,7 и 14,9 %; р“ —0,9373 и 0,8200; л*’— 1,5090 (смесь); М-600 (смесь); vso— 272,3 мм2/с (смесь); vioo— 130,9 и 32,5 мм2/с; vsc/vioo — 8,4 (смесь); ИВ, ВВК и температура застывания для смеси равны соответственно 96, 0,847, минус 21 °C; содержание серы в остатке — 0,31 %
Таблица 385. Группойэй утлевсдэродный сосгач масляных фракций, определенных адсорбционным методом из нефти XV горизонта
Темп-ра Выход Ароматические углеводороды, % Парафино-
отбора, на нефть, % — —— нафтеновые
°C I группа II и III группы Сумма углеводороды, %
350-400 4,5 5 2 И 88
400- 450 9,5 4 3 11 88
450—500 6,0 6 3 13 86
Примечание- Содержание IV группы ароматических углеводородов во всех фракциях равно 4 %, промежуточной фракции и смолистых веществ — 1 %.
283
Таблица 386. 13труитурио грутовой состав 50-грацусюл фракций нефги X и»ризота
Темп-ра отбора, °C 20 Р4 20 п D М Распределение углерода, % Среднее число колец в молекуле
Са Си Скол Сп Ка кн Ко
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 И 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
359—400 0,8302 1,4662 28С 13 11 24 76 0,42 0,41 0,83
400—459 0,8422 1,4729 320 13 И 24 76 0,50 0,45 0,95
450- -490 0,8590 1,4830 39С 14 14 28 72 0,70 0,70 1,40
Таблица 387. Пэте нциальное содержание б азо вых дист илляткых и оститочных масел в нефти X горизонт а
« Характеристика базовых масел Содержание базового масла, %
Температура отбора, °C Выход на нефть фрак] или остатка, % 20 Р4 V50, мм2/с ‘001л § Температура застывания, °C на фракцию или остаток на нефть
350—450 14,0 С,8595 11,80 3,58 99 -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 178,20 24,09 101 -16 36,9 4,7
Примечание. Для остатка vsoVido =7,1, ВЕК -0,813
Таблица 388 Разгонка (ИТК; нефти X i ери зонта в аппарате АРН-2 и характеристика n<u>j ченных фракций
S 1 * Ж Температура выкипания фракции при 760 мм рт. ст., °C Выход на нефть, % 20 Р4 20 п D м V20, мм2/с V50, мм2/с Г? i 8 Температура застывания, °C Содержание серы, %
M 5 X 1 в ж ж е суммарный
1 2 3 4- 5 6 7 8 9 10 и 12
1 До 28
(газ до Сд) 0,3 0,3 — — — — — — — —
2 28—115 2,8 3,1 0,7060 1,4110 100 — — — — —
3 115—161 3,2 6.3 0,7707 1,4329 119 0,85 — — Ниже -68 0
4 161—201 3,5 9,8 С,7811 1,4382 143 1,28 0,89 — -59 0
5 201—232 3,0 12,8 0,7977 1,4473 169 1,98 1,20 — -34 0
6 232—250 2,7 15,6 0,8112 1,4550 185 2,64 1,50 — -24 0
7 250—270 3,0 18 5 0,8324 1,4679 190 3,20 1,77 0,95 -23 0
284
Продолжение табл. 388
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12
8 270—285 3,0 21,5 0,8307 1,4662 205 4,14 2,27 1,14 -7 0
9 285—ЗСО 3,0 24,5 0.8230' 1,4619 225 5,27 2,71 1,31 1 0
10 300—316 3 0 27,5 0,8231 1,4610 239 6,52 3,24 1,53 5 0,01
И 316—330 3.0 30,5 0,8265 1,4628 250 7,92 3,89 1,70 10 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 —
14 385—400 2,9 39,5 С 8342 1,4668 280 — 6,12 2,39 26 0,08
15 400—412 3,0 42.5 0,8373 1,4679 300 — 7.09 2.67 30 —
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 —
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 0,8595 1,4739 340 — — 4,19 43 —
20 450—464 2,8 56,9 0,8550 1,4760 36С — — 4,71 47 0,11
21 464—476 3,0 59,9 0,8574 1,4770 400 — — 5,29 50 0,11
22 476-484 3,0 62,9 0,8613 1,4790 420 — — 6,00 52 0,13
23 484--490 3,1 66,0 0,8627 1.4810 440 — — 6,72 53 0,13
24 Остаток 34,0 100,0 — — — — — — 0,13
Месторождение Кисимбай. Месторождение расположено в 210 км к юго-востоку от г. Агырау. Открыто в 1978 г., введено в разработку в 1984 г. Нефтенасыщенность составляет 0,61 %.
Характеристика нефти приведена в табл. 389.
Таблица 389. Физико-химя ческие cbohci ва и харак-рристнпа нефти (13]
Горизонт, X- скважины
Показатели Валанжинский, 7 Мел, 2
Глубина залегания, м 1572—1590 1565-1569
20
Р4 0,8856 0,8912
Содержание %:
серы 1,27 0,79
смол 11,88
асфа.тотечов 2,26 —•
Температура застывания °C -20 —
Содержание парафинов, % 4,40 —
Температура плавления парафина. °C 48 —
Выход фракций %:
до 200 °C 27,45 22,00
до 300 °C 44,00 47.60
Смолы сернокислотные, % 48,00 —
Коксуемость. % 5,70 —
Кислотное число, мг КОН
на 1 г нефти 0,0028 —
285
В табл. 390 приведено содержание ваяадилиорфириноиых комплексов в нефти различных горизонтов. Простые пирроловые соединения везде представлены индолом.
Таблица 390. Распределение ванадилпорфириновых комплексов в нефти
Горизонт Глубина залегания, м Содержа:ше мета л,топор фириновых комплексов, мг на 100 г нефти
и>алсляе-нскг:« 1572—1590 4,870
Меловой 1565—1569 5,250
Меловой 1580—1585 3,380
Месторождение Бектурлы. Месторождение открыто в 1973 г., введено в разработ ку в 1974 г.
Месторождение приурочено к брахиантиклинальной складке субппг-ротпого простирания и расположено к юго-востоку от месторождения Жетыбай. Размеры по кровле аале некое о яруса 2,5x1,0 км, амплитуда около 40 м.
Нефтегазоносность месторождения установлено в 1973 г. В разрезе выявлена промышленная продуктивность X—XIJI юрских горизонтов. Характер насыщения верхней части юрской продуктивной толщи окончательно не установлен, несмотря на имеющиеся притоки нефти и газа из II и IV горизонтов.
По типу природного резервуара нефтяные залежи X и ХШ горизонтов являются пластовыми сводовыми, а залежи XI (нефтяная) и XII (нефтегазовая) горизонтов — массивными. Высота нефтяных залежей измеряется от 16 до 62 м.
Продуктивные горизонты залегают на глубине 2360—2780 м [8].
Для нефти характерно высокое содержание асфальтосмолистых и парафиновых компонентов, обусловливающих потерю текучести дегазированной нефти при положительных температурах (табл. 391).
Таблица 391. Характеристика дегазированной нефти
Показатели Горизонт, № скважины
X, 82 XI, 82, 89 ХП ХШ, 82, 94 Т, 20
1 2 3 4 5 6
Давление пластовое, кг/см2 Температура пласта, °C — 229 100 — 286 100 —
пластовой нефти — 0,775 — 0,727 —
дегазированной нефти 0,870 0,876 0,840 0,854 0,856
286
Продолжение табл. 391
1 2 3 4 1 5 6
Вязкость, при 5С °C, мПас 28,7 23,8 6 5 13,5 11,3
Температуря, °C:
застывания 38 33 26 32 28
начала кипения — 88 80 125 —
Содержанте, %:
парафинов 25 4 22,4 30,2 24,9 23,3
СМОЛ 11,7 11,5 9,5 5,1 6,5
асфальтенов 6,14 1,50 1,50 1,56 2,03
Выход фракции, %:
до 150 °C — 9 4 1 —
до 200 “С — 12 16 8 —
до 300 ’С — 30 43 25 —
В пластовых условиях нефть недопасыщенг газом. Растворенный d нефти газ в объеме залежей неоднороден по составу (табл, 392).
Таблица 392. Сослав нефтяного пиа, %
Горизонт № сква- жины N2 Метан Этан Пропан Изобутан «-Бутан Изопентан н-Пен- тан Гексан
IV 88 0,2 86,70 8,60 2,70 0,50 0,40 0,25 0,20 0,45
XI 82,89 5,3 69,09 13,18 7,33 1,40 2,60 0,54 0,57 0,58
хш 82,84 2,3 79,10 11,00 3,95 0,56 1 40 0,10 0,74 0,74
Нефть Бектурлы легкая, имеет высокое газосодержание, объемный коэффициент и малую вязкость [138J. Растворенные в нефти газы жир ные, содержат значительное количество гомологов нефти (22,6—27,8 %), мало азота.
Месторождение Прорва Восточная. Месторождение находится в Эмбинском районе, в 70 км от нефтепромысла Каратон и в 170 км к юго-востоку от г. Атырау. Открыто в 1964 г.
Месторождение приурочено к одной из платформенных структур северо-западного склона Южно-Эмбинского погребенного палеозойского поднятия, которое представляет собой пологую брахиантиклинальную складку асимметричного строения, вытянутую в широтном направлении.
Физико-химические свойства нефти и газа охарактеризованы по результатам лабораторных анализов. Нефти I и II пластов келловейского горизонта однотипны и близки по свойствам. Они сернистые, смолистые, парафиновые.
Вязкость нефти при 20 °C равна 5^9—8,5 мм2/с. Выход масел на нефть составляет 4,8 %.
Исследованиями глубинных проб нефти установлено, что давление на-
287
Таблица 393. Физико-томическая
№ скважины Г оризонт Интервал, м 20 Р4 Содержание, % Темп-ра, °C Кислотное число, мг КОН на 1 г
серы О X с х вспышки К X X ? ё я я
311 2 2555- 2548 0,8707 1,02 Ниже-5 -9 0,05
311 2 2380—2374 2360—2366 0,8652 0,86 -10 0.04
314 312 п т 3085 3075 0,8966 0 8973 1,24 1,17 12 0,07 0,06
IV—т 3120—3135 — 0
313 IV—т 3174-3186 0 8966 1,G4 3,32 12 -10 0,06
315 IV—т 3164—3180 0,9034 1,32 4,10 12 -14 0/J6
315 IV—т 3160-3136 0.8978 1,37 3,20 14 -8 0.18
Примечание. Содержание в нефти скважины №311 (2555—2548 м) и № 311 (2389— — 4,0 и 14,5 %, асфальтенов — 1,70 и 1,97 % соответственно Содержание параф^а в нефти
сыщелия нефти газом (198,5—253 атм) близко к пластовому давлению, растворимость газов в нефти 90,4- 121,4 м3/м3.
В табл. 393 приведены физико-химические свойства нефтей различных скважин и их фракционный состав.
Нефти Прорвы Восточной отличаются низкими концентрациями ванадия и ванадидпорфириновых комплексов (табл. 394). Никель распределяется более равномерно, чем ванадий [130].
Таблица 394. Содержание никеля и ванадия я нефти III юрского горизонта
№ скважины Ван адллпорфирино-вые комплексы, мг на 100 г V, г/т Ni, г/т
56 06 5,0 0,7
250 1,2 8,8 0.4
402 0,9 6,64 1,3
Месторождение Туркменов. Месторождение открыто в 1970 г., в настоящее время законсервировано
Месторождение, связанное с брахиантиклинальной складкой еубши-ротного простирания, приурочено к северной, Узень-Карамакдыбасской, линии. Нефтегазоносность его установлена в 1969 г. Поисково-разведочными работами в разрезе Туркменойского поднятия выявлено девять залежей нефти и газа, приуроченных к юрским горизонтам и образующих два этажа нефтегазоносности, которые разделены 290-метровой непродуктивной толщей.
288
характеристика нефти
Вязкость, мм^/с, при Фракционный состав, %, пои
20 «С 50 °C к Эо 001 150 °C 200 «С 250 »С 300 °C
9,00 4,09 72 61 14,0 21,0 34,0 49,0
7,88 3,49 69 7 15,0 23,0 35,С 50,0
33,05 9,43 90 1 8,0 11,5 18-0 30,0
33,06 9,46 107 — 5,5 10,0 16,5 25,5
37,67 10.22 109 — 1,5 9,0 14,5 28,0
46,21 12 90 108 — 0,5 7,0 11,5 26,0
23,89 11,30 106 — 1,5 7,0 13,5 27,0
2374 м) смол сернокислотных 16,0 и 15,0 %, скважин №311 и 314 смол силикагелевых скважин № 313 и 315 — 3,2 и 2,9 %, температура его ктавле чия — 50,5 и 51,2 °C.
Физико-химические свойства дегазированной нефти приведены в табл. 395, 396.
Дегазированные нефти в основном легкие (за исключением нефти ХП1 горизонта с р70 0,880), но довольно вязкие, смолистые, высокопарафи-1 4
новые (вид. 3). Они имеют невысокий выход светлых фракций, выкипающих до 300 °C, и очень высокую температуру застывания.
Таблица 395 Физике -химя-к ская характерна нка юрской нефти
Показатели Горизонт
II Villa IX
П ’.отность при 20 °C 0,865 0,865 0,852
Содержание, %:
парафина 21,7 30,7 2С,5
асфальтенов 5,6 2,7 2,1
смол силикагелевых 8.5 12,9 8,7
Вязкость, мПа с:
при 40 °C 39 — 17
при 50 °C 20 19 И
Температура, °C:
застывания 32 34 30
начала кипения 130 118 90
Фракционный состаь %:
до 1 ДО °C 1 2 7
до 200 °C 9 7 15
до 300 °C 35 23 34
289
Таблица 396- Средние значения параметров пластовой и дегазированной юрской нефти
Горизонт
Показатели 11 Villa IX ХШ
№ скважины 3,6 14 3,7,12 3,9,11
Давление пластовое, кт/см3 148 181 192 227
Температура пластовая, °C 65 74 78 90
20 нефти:
пластовой 0,770 0.770 0,770 0,780
дегазированной при 20 °( 0,86* 0,865 0,855 0,890
д, сП, нефти
пластовой 3,5 3,5 3,5 3,6
дегазированной при 20 °( 19,50 19,10 11,95 48,37
Содержание газа, м3/м3 47 62 66 57
Объемный коэффициент Коэффицие.ч растворимости 1,22 1,22 1,22 1,20
газа, м3/ат 0,48 0.48 0,50 0.40
Плотность газа, г/л Температура застывания 0,9 0.9 0,9 0,9
дегазированной нефти, °C Гудержание. %: 32 34 30 34
смол силикагелевых 8.46 12,38 8,73 —
асфальтенов 5,60 2.67 2,14 —
парафин* ,в 21,7 30,7 20.4 —
Выход фракций до 300 °C, % 33,5 23,0 33.5 —
Месторождение Актобе. Месторождение находится в Эмбинсксм районе, в 170 км к юго-востоку от месторождения Прорва.
Структура Актобе выявлена сейсмическими исследованиями в 1960— 1961 гг., введена в разработку в 1970 г.
В геологическом строении мес торождения принимают участие юрские, меловые, палеогеновые и че твертичные отложения. Вскрытая мощность пород 2833 м Месторождение приурочено к верхне- и срсднеюрским отложениям, слагающим одноименную локальную брахиантиклиналь в пределах северо-западного склона Южно-Эмбинского поднятия.
В 1962 г. начато глубокое разведочное бурение. На месторождении пробурено 12 разведочных скважин глубиной 2820- -2833 м.
Физико-химические свойства нефти в условиях поверхности изучены по 7 пробам. Нефть содержит серы 0,24—0,6 %, парафина 1—2,43 %, смол сернокислотных 10—15 %. Выход легких фракций при температуре 300 °C составляет 46—61,5 %. Плотность нефти изменяется от 0,811 до 0,880 г/см3. Вязкость пластовой нефти 1,09- -1,88 сПз.
Физико-химические свойства нефти приведены в табл. 397.
290
Таблица 397. Физико-химические свойства поверхностных проб нефти
9 2237— 2241 0.8094 -12 — 0,4500 10,0 29,0 3,64 2,89 2,40 -47
13 2230— 2238 0,8283 .—. 0,4671 10,0 26,0 4 30 2,86 2,63 -33
1 2237— 2247 0.8268 Ниже -15 0,89 0,5000 8,5 20,0 5,С6 3,40 3,10 -20
15 2229— 2228 0,8299 -12 1,95 0,3750 12,0 24,0 4,91 3,41 2,90 -32
VIII1+2 горизонт
10 2230— 2236 0,8418 -14 1.15 0,4200 15,00 28,0 7,26 2,97 3,52 Ниже -15
13 2230— 2238 0,8060 -14 — 0,3700 9,0 28,0 3,54 2,87 2,55 -49
Примечание. Температура плавления парафина 59 °C (скв. №1). Содержание смол силикагелевых 7,80 % (скв. № 1) и 9,9 % (скв. № 10), асфальтенов 1,3 и 0,9 % (те же пробы). Кинематическая вязкость нефти при 75 °C (скв. N? 15) 2,0 мм27с.
Результаты анализов юрской нефти из скважины № 19 (интервал 2236—2240 м) показали следующее: р“ 0,8100 г/см3; содержание серы 0,29 %, смол 2,90, парафинов 1,50 %; состав углеводородов: метановых 53,0 %, нафтеновых 21,0, ароматических 12,0 %; выход Фракций до 200 °C — 43.0, до 300 СС — 64,0 %.
Месторождение Ьорапколь. Месторождение находится на территории Змбинского района, в 70 км к юго-востоку от нефтепромысла Каратон и в 90 км к востоку от месторождения Прорва. Открыто в 1969 г.
В 1930—1961 гг. на структуре Боранколь проводились гравиметри-ческие и сейсмические исследования и с 1954 г. — глубокое поисково-разведочное бурение.
В геологическом строении месторождения принимают участие триасовые, юрские, меловые и третичные отложения мощностью свыше 3100 м и перекрывающие их современные образования мощностью 30 м.
Месторождение приурочено к локальным пологим структурам северо-восточного простирания
291
Характеристики нефти приведены на основании данных лабораторного исследования одной поверхностной пробы нефти для VI и VIII горизонтов (скв. № 9 и 7). Нефть имеет плотность 0,887 (VI гор ) и 0,841 (VII гор.) г/см3, относится к высокосмо.листым (24—34 %), сернистым (0,59— 1,46), малопарафиновым (1,20—1.59 %). Вязкость нефти при 20 °C 7,77—32,5 мм2/с. Выход светлых фракций при нагреве до 300 °C составляет 45—58 %. Нефть содержит высокооктановый бензин и срец-неичдексные масла с выходом последних на нефть 12,26 %.
Промышленные залежи нефти сосредоточены в IX среднеюрском и II верхнеюрском горизонтах, коллекторами которых являются песчаники.
Нефть IX горизонта в пластовых условьях имеет плотность, несколько превышающую среднюю для пластовых нефтей. Она маловязкая, содержит в 3 раза меньше растворенного газа, чем средняя нефть.
Дегазированная нефть IX горизонта довольно легкая, малосмолистая, сернистая (класс II), парафиновая. Результаты анализов ее физике- химических свойств такие: плотность 0,887 г/см3, содержание парафина 1,6 %, серы 0,7, смол силикагелевых 7,2 %; коксуемость 5,6 %; кислотность 0,05 мг КОН на 1 г; вязкость при 20 СС 50,4 мПа-c, при 50 °C 12,9 мПа с; температура начала кипения 93 °C, Фракционный состав: до 200 °C — 19.0 %, до 300 °C —41,0 %.
В среднеюрской пефти (скв. X? 14) содержится 0,20-10-2 % ванадия и 0,095-10-2 % никеля. В юрских нефтях обнаружены ванадилпорфирины (0,5-10-2 мг на то г нефти); простые ьирроловые соединения в них не найдены.
Месторождение Жангурпш. Месторождение открыто в 1981 г.
Нефть, отобранная с альбского горизонта (глубина 445—455 м, скв. № 4), сернистая (0,52 % серы), парафиновая (3,96 % парафина с температурой плавления 46 °C) и высокосмолистая (смол силикагелевых 12,50 %, асфальтенов 3,50, коксуемость 4,5 %). Нефть имеет незначительный выход бензиновых фракций (19,2 %), высокую плотность (при 20 °C 0,8964 г/см3). Температура застывания минус 10 °C, вязкость умеренная (при 20 °C 94.13 мм2/с).
Нефть исследовали на присутствие простых пирроловых соединений и металлопорфириновых комплексов. Так, в пробе с мелового горизонта (445—455 м) ванадилпорфиринов содержится 10,4 мг на 100 г нефти, а в пробе с неокомского горизонта (449 м) никельпорфиринов 11 мг. Из этого следует, что данная нефть представляет собой переходную группу от бузачинской к мангистауской. Б нефти обнаружен индол, поэтому по установленной классификации она принадлежит к IV типу.
Месторождение Арман. Нефтеносность месторождения установлена в 1969 г. Мощность нефтенасыщенной толщи составляет 2,3—7,3 м, нефтенасыщенность — 0,57—0,62 %.
Физико химическая характеристика юрской нефти (интервал 1307—
292
1316 м XI гор., скв. X? 5) следующая : р*° 0,8649 г/см3; V20 23.40 мм2/с; температура застывания — 13 °C; содержание парафина 2,59 %, температура его плавления 53 °C, содержание серы 0,94 %, смол силикагелевых 44, асфальтенов 0,94 %; коксуемость 2,60 %; выход фракций до 200 °C — 19,48 %, до 350 °C — 40,50 %; кислотность 0,050 мг КОН на 1 г нефти.
Сравнительные технологические характеристики нефти (скв. № 5) таковы: фракция реактивного топлива 120— 240 °C: выход 17,0 %, р*° 0,8031 г/см3, v?o 1,420 мм2/с, температура начала кипения ниже 60 °C, содержание серы 0,200 %; фракция дизельного топлива 240--350 °C: выход 17,50 %, ДИ-60,0, р?1) 0,8420, vjo 5,18 мм2/е, содержание серы 0,260 %; базовые масла: выход на нефть 37,20 %, на мазут (350 °C) 62,50 %, ИВ=80—130.
Результаты анализа состава углеводородов нефти из скважины № 5 таковы: фракция до 350 °C: выход 40.50 %, содержание парафинов 81,50 %, ароматических углеводородов 18,50 %; масляный дистиллят (350 °C к. к.): выход на нефть 27,43 %, содержание парафина 12,90 %, парафино-нафтеновых углеводородов 78,90, ароматических I группы 4,90, 11 и III групп 12,20, IV группы 1,90, всего по группам 19,00; вакуумный остаток: выход на нефть 32,07 %, парафино-нафтеновых углеводородов 28,38, ароматических I группы 35,60, II и III групп 7,14, IV группы 8,33, всего по группам 51.07 %; общее содержание в нефти парафино-нафтеновых углеводородов 63,80 %, ароматических 28,60 %.
Изменение вязкости и плотности нефти из скважины № 5 с температурой приведены в табл. 398
Таблица 398 Температурные изменения вязкости и плотности нефти
1 Температура, °C I Вязкость, мм2/с
0 190,90 0,8813
10 53,40 0,8746
20 23,40 0,8649
30 15.20 0 8584
40 12,00 0,8524
50 8.21 0,8469
60 6.58 0,8433
70 5,23 0,8347
80 4,44 —
90 3,22 —
293
АКТЮБИНСКАЯ ОБЛАСТЬ
Месторожденье Акжар. Нефтяное месторождение надсолевого ком плекса к проявления битуминозных пород (БСП) находятся в Темирском районе. Выявлены в 1931 г. Промышленная нефтеносность установлена в 1958-1963 гг
Исследованы нефти антского (интервал 333—329 м, скв. № 25) и среднеюрского (интервал 533—529 м, скв. № 27) горизонтов. Их физикохимические свойства приведены в табл. 399— 407.
Таблица 399. 4>я шко-химнческве свойсч вг нефтч
Показатели Горизонт
аптский срстнсюрский
Молекулярная масса 387 304
рГ Вязкость, мм2/с, при. 0,9047 0,8783
20 °C 175,0 68,0
50 "С Температура, °C: 35,07 16,86
застывания с обработкой -25 -38
то же, без обработки -20 -35
вспышки в закрытом тигле Давление насыщенных паров, 117 70
мм рт. ст., при 50 °C 21 50
Содержание парафина, % 0,44 0,60
Температура его плавления, °C Содержание, %• 49 56
серы 0,15 0.20
азота 0,07 0,11
смол сернокислотных 13,0 8
смол силикагелевых 11,6 6,8
асфальтенов 0,56 0.50
Коксуемость, % 2,21 1,41
Зольность, % 0,055 0,01
Кисло гное число, мг КОН на 1 г нефти 0,46 Выход фракций, %: 0,25
до 200 °C 1,2 5,0
до 350 °C 31,0 41,0
Характеристика фракции 145—200 °C нефти среднеюрского горизонта следующая: выход на нефть 5,0 %; р20 0,8302; фракционный состав: н. к,— 170 °C, 10 % — 178 °C, 50 % — 193 °C, 90 % — 216 °C; nD 1,4495; содержание серы — следы; октановое число без ТЭС 72,9, то же, с 0,6 г ТЭС ка 1 кг фракции 80,5; кислотность 1,72 мг КОН на
294
100 см3 фракции; давление насыщенных паров 27 мм рт. ст. при 38 °C; групповой углеводородный состав: ароматических 12 %, нафтеновых 70, парафиновых 18, в том числе нормального строения 5, изостроения 13 %.
Таблица 400. Темпе ралу рнач зависимость вязкости и плотности нефти
Темп-ра, °C Вязкость ₽?
кинемати- ческая, мм2/с условная
Нефть аптского горизонта
20 175,0 23,7 0,9047
30 92,8 12,5 0,8948
40 54,1 7,3 0,8921
50 35,1 4,7 0,8858
Нефть среднеюрского горизонта
20 68,0 9,2 0.8783
30 38,0 5,3 0.8716
40 253 3,6 €,8646
50 16,9 2,6 3,8582
Таблица 401. Потенциальное содержание фракций в нефти, %
Отгоняется до температуры, °C Горизонт
аптский среднеюрскиЛ
1 2 3
До 28
150 0,3
160 — 1,2
170 — 2,1
180 0,2 2.8
190 0,5 3,9
200 1,2 5,0
210 2.0 6,3
220 3,1 8,0
230 4,2 10,0
240 5,8 12,0
250 7,6 14,2
260 9,5 16,6
270 11,6 19,0
280 13,8 21,6
290 16,0 24,2
300 18,2 27,0
310 20,8 29,9
320 23,4 32,8
295
Продолжение табл.401
1 2 3
ззс 25.8 35,6
340 28,3 38,3
350 31.0 41,0
360 33,5 43,9
370 36,0 46,5
380 38,5 49,0
390 47,0 51,8
40Э 43,6 543
410 46,1 57,0
420 48,6 59,6
430 51,0 62.1
440 53,5 64,6
450 55,8 67,0
460 57,8 69,4
470 59,8 71,6
480 61,5 735
490 63,1 75,4
500 64,6 77,0
OciaTOK 354 23,0
Таблица 402 Характеристика легких керосиновых диспылЯ|'Ов
Горизонт
Показатели аптский среднеюрский
Температура отбора. °C 165 -240 145-240
Выход на нефть, % 5,8 12,0
р4° 0,8475 0,8422
Фракционный состав, °C, при:
и. к. 210 178
10% 214 195
50% 228 217
90% 242 242
98% 248 250
Вязкость, мм2,'с, при:
20 °C 2,77 2,37
40 °C 24.60 15,40
Температура, °C:
начала хпнс~?л ля зациь. Ниже-60 Ниже -60
вспышки в закрытом тигле 78 67
Теп.то~а сгорания (низшая), ккал/кг 10248 10210
Высота некоптяшего пламени, мм 17,5 19
Содержание ароматических углеводородов 9,0 11,3
Содержание серы общей. % Сл. 0,01
Кислотность, мг КОН на 100 см3
дистиллята 19,60 3.69
Йодное число, г йода на 100 г дистиллята — 3,00
296
Таблица 403. Характерисгекв керосиновых дистиллятов
Показатели Нефть аптского горизонта при температуре отбора, °C Нефть среднеюрского горизонта при температуре отбора, °C
165—240 165—280 165—320 145—280 145—320
Выход на нефть, % 5,8 13,8 23,4 21,6 32,8
Р4° 0,8475 0,8572 0,8665 0,8478 0,8510
Фракционный состав, ®С, при:
н. к. 210 218 230 196 197
10 % 214 222 240 212 213
50 % 228 236 274 240 263
90 % 242 256 310 272 303
98 % 248 272 315 276 310
Отгоняется до 270 °C, % -— 97 44 88 54
Теилература, °C:
помутнения Ниже -60 Ниже -60 Ниже -60 Ниже -49 Ниже -42
вспышки 78 б8 99 77 89
Высота некоптящего
пламени, мм 17.5 16 14 18 17,5
Октановое число 57,2. 53,1 42,4 49,0 35 0
Содержание серы, % Сл. Сл. Сл. 0,02 0,03
Кислотность, мг КОН на
100 мл дистиллята 19,6 22,7 25,1 5,65 6,64
Таблица 404. Групповой угле водородный состав керосшювы к фракцк й
Селе ржание углгвоаородл %
Температура отбора, °C ароматических нафтеновых парафиновых
Нефть гтского горизонта
200—250 10 73 17
250—300 17 63 20
200—300 15 66 19
Нефть срсдяеюрско!с горизонта
200- 250 15 57 28
250--300 17 34 49
200—300 15 44 40
Таблица 405. Характеристика дизельных топлив и их компонентов
Показатели Нефть аптского горизонта при температуре отбора, °C Нефть среднеюрского горизонта при температуре отбора, °C
165-350 240—320 240—350 145—350 200—350 240—320 240—350
1 2 3 4 5 6 7 8
Выход на нефть, % 31,0 17,6 25,2 41,0 36,0 20,8 29,0
Цетановое число 38 40 41 43 43 43 45 г
Дизельный индекс 47,4 46.6 45,8 52.4 56,3 55,7 57.3
297
Продолжение табл. 405
1 1 2 1 з 1 “ I 5 1 s 7 7 1 8
Фракционный состав, °C, при: 10 % 252 263 183 224 258 274 282
50 % 290 292 300 280 290 293 303
90 % 301 314 334 330 332 315 337
98 % 336 318 338 337 339 322 343
20 Р4 0,8720 0,8711 0,8762 0,8527 0,8545 0.8540 0,8573
Вязкость, мм^с, при: 20 °C • 8,0 7.5 10,3 6,6 7.6 7,4 9,5
50 °C 3,7 3,5 4,5 3,1 3,5 3,4 4,2
Температура, °C: застывания 1iи же -60 Ниже -60 -57 -39 -35 -34 -31
помутнения Ниже -60 Ниже -60 -51 -29 -27 -30 -26
вспышки 107 123 131 98 112 126 Болес 126
Содержание серы, % 0,02 0,01 0,02 С,04 0,05 0,04 0,06
Кислотность, мг КОН на 100 мл топлива 26,6 28,2 30,5 7,4 8,6 9,1 10,8
Анилиновая точка, °C 70,0 68,0 69,5 69,2 76.0 75,1 79,4
Таблиц: 406 Характеристика мазутов и остатков
Продукт Выход на нефть, % ВУ80 ВУ100 Темп-ра, °C Содержание серы, % Коксуемость, %
застывания вспышки
Мазут флотский Ф-5 100,0 Нефть aircxoro горизонта 0,9045 4,71 _ -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
Остап ж, °C. выше:
300 81,8 0,9180 5,40 2,82 -15 210 0,19 2,36
350 69,0 0.9242 6,48 3,14 -5 244 0,22 4.28
400 58,4 0,9305 9.10 4,00 5 276 0,27 5 50
450 44,2 0,9365 — 8,40 13 305 0,33 6,71
500 35,4 0,9427 44.50 16,3 18 322 0,40 7,95
Нефть среднеюрского горизонта
Мазут флотский:
5 84 5 0,8910 4 001 1,48 -24 159 0,24 2,10
12 67,2 0,9024 10,33 1,98 -11 210 0,27 2.5С
Мазут топочный:
40 49,3 0,9128 7,0 2,90 1 258 0,33 4,би
100 41,5 0,9179 15,0 4,00 5 280 0,35 5,10
200 34,0 0,9240 24,39 6,90 9 303 0,36 6,70
Остаток, °C, выше:
300 73,0 0,8985 2,39 1,79 -15 194 0.25 2,34
350 59,0 0,9067 3,58 2,29 -6 232 0,31 3,64
400 45,7 0,9150 10,10 3,30 3 269 С,34 4,76
450 33,0 0,9253 25,50 7,80 10 306 0,37 6,90
500 23,0 0,9407 49,87 19,18 12 342 0,40 9 07
1 Значение вязкости условной при 50 °C.
298
Таблица 407. Характеристика базовых масел и групп углеводородов, полученных адсорб иконным методом лз нефти средлсюрского горизонта
Исходная фракция, и смесь углеводородов Выход, % 20 Р4 20 п D м Вязкость, мм2/с, при ив Температура застывания, °C Содержание серы, %
на фракцию на нефть
Эо 0S 100 °C
Фракция 350—450 °C 100,0 26,0 То же, после депарафинизации 95,0 24,7 Нафтено-парафиновые углеводороды 72,0 18,7 Нафтено- парафиновые+ 4-1 группа ароматических 81,0 21,0 Нафтено-парафиновые+ + I и II группы ароматических 84,0 21,8 То же + I—III группы ароматических 86,7 22,5 То же + I—IV группы ароматических 93,3 24,2 I группа ароматических углеводородов 9,0 2,3 II группа ароматических углеводородов 3,0 0,8 Ш группа ароматических углеводородов 2,7 0,7 IV группа ароматических углеводородов 6,6 1,7 Смолистые вещества 1,7 0,5 0.8870 1,4880 336 21,98 5,02 — 3 0,18 0,8905 1,4900 350 23,10 5,10 49 24 0,20 0,8566 1,4710 365 17,88 4,68 93 -16 — 0,8666 1,4765 360 18,30 4,70 86 -23 0,05 0,8719 1,4803 360 18,57 4,72 83 5 -24 0,08 0.8760 1,4822 360 18,85 4,74 80 -24 0,10 0,8858 1,4887 355 20,86 4,91 64 -24 — 0,9092 1,5042 — 36,00 6,45 27 -28 — 0,9970 1,5645 — 146,00 10,49 -20 -7 —
Месторождение Акжар Восточный. Месторождение расположено в Байганинском районе, в 70 км от месторождения Кснкияк и р 60 км от месторождения Жанажол. Открыто в 1989 г. Были получены промышленные притоки нефти с дебитом 650 м3/сут из интервала 5049—5075 (скв. Я° 1). Коллекторами являются нижнепермские терригенные породы.
Элементный состач нефти из скважины № 2 таков (%): С 85,2; Н 12,3; S 0,45; N 0,32.
Результаты анализов физико-химических свойств фракции нефти приведены в табл. 408, 409. Сероводород в нефти Акжара Восточного отсутствует.
299
Таблица 4Э8 Групповой углеводородный октав бензиновых фракций
Темп-ра отбора, °е Выход на нефть, % 20 Л D Содержание углеводородов, % Содержание, серы, %
ароматических нафтеновых парафиновых
Н.к,—62 0,36 0,7058 1,3940 42 58 0,042
62 -95 2,14 0.7525 1 4060 5,8 33,9 60,3 С,045
95—122 2,62 0,7551 1,4195 6.0 45,1 47,9 0,054
122—150 3 18 0,7789 1,4310 10,1 46,8 43,1 0,064
150—200 6,70 0,8116 1,4465 15,С 59,0 26,0 0,071
Н.к,—200 15,00 0,7858 1,4347 10,7 50,2 39,1 0,061
Таблица 409. Физика химическая характеристики нефти
Показатели Скважина № 1 Скважина № 2
Интервал, м 5049—5078 5220—5200
20 Р4 0,8290 0,8398
Вязкость, мм2/с, при:
20 °C 6,05 13,3
50 °C 3,27 4,45
Температура застывания, °C -22 -12
Содержание парафина, % 7,66 3,72
Температура ei'o плавления, °C 51 6G
Содержание, %:
серы 0,10 0,15
асфальтенов 0,28 0,71
силикагелевых смол 3,47 8,0
Коксуемость, % 1,32 1,74
Выход фрак’ртй, %:
до 200 °C 32,0 25,0
до 350 °C 56,С 52,8
Месторождение Алибекмола. Месторождение расположено в Мугод-жарским районе, в 35 км от месторождения Кенкияк и в 25 км от месторождения Жанажол. Открыто в 1988 г. Промышленные притоки нефти получены из интервала 35^6—3560 м с дебитом 90 м3/сут иа 7-мм штуцере. Коллекторами являются каменноугольные известняки.
Физико-химические свойства нефти и фракций отражены в табл. 410, 411. В нефти присутствует сероводород.
300
Таблица 410. Общая характеристика нефти из скважины № 5
Показатели Интервал 3292—3306 м Интервал 3259—3271 м
20
0,8527 0,8700
Вязкость. мм2/с, при:
20 °C 6,66 20 39
50 °C 3,40 '7,38
Температура застывания °C -38 -34
Содержание парафина. % 4,15 3,2
Температура его .давления, °C 57 53
Содержание, %:
серы 1,55 1,55
асфальтенов 0,72 0,54
силикагелевых смол 6,87 6.13
Коксуемость, % 2,33 2,9
Выход фракций, %
до 200 °C 30,5 22,6
до 300 °C 44.5 —
до 350 °C 57,0 45,С
Таблица 411. Групповой углеводородный состав бензиновых фракций, чыкя лаюк (их до 200 °C
Темп-ра отбора фракций, % Выход на нефть, % 20 п D Плотность при 20 °C, г/см3 Содержание углеводородов, % Содер жание серы, %
ароматических нафтеновых парафиновых
Н. к,—62 0,55 — 0,7197 — 18.0 82,0 —
62—95 2,20 1,4157 0,7232 14,95 23,0 62,05 0,057
122—150 83 1,4328 0,7649 27,7 18,8 53,5 0,162
150- 200 14,5 1.4347 0,7747 34,3 29.5 36,2 С,237
К. к.— 200 29,5 1,4358 0,7770 28,0 25,0 47,С С,56
Элементный состав нефти из скважины № 5 (интервал 3025- 3041 м) следующий (%): С 86,40; Н 13,00; S 1,35; V 6,6-10 4; Ni 7,910-3; Fe 4,110-4; Zn 3,4-10-5; Сг 2,6-10-5.
Месторождение Бозоба. Подсолевое месторождение Бозоба вместе с площадью Кенкияк является частью крупной геологической структуры
Нефть залегает на глубине 4126- -4136 м в сакмаро артипских терригенных отложениях. По составу она имеет некоторое сходство с кечки-якской нижне-среднекаменноугольной нефтью. Исключение составляют лишь отдельные пробы, однако с увеличением глубины залегания продуктивного разреза (например, скв. № 3, интервал 4381,4—4397,4 м)
301
вязкость, содержание смол и асфальтенов быстро уменьшаются в сравнении с соответствующими параметрами пефти из скважины X» 1, что сближает ее с жанажольской нефтью.
В табл. 412 приведены результаты исследовании физико-химических свойств бозобинской нефти.
Таблица 412. Обшаь харак герметика нефти сакмарского -оризонта
Показатели Скважина № 1 Скважина № 3
Интервал, м 20 4287 - 4303.8; 4265.2—4281.2 4397,4—4381,4
Р4 0,9272 0,8892
Молекулярная масса Вязкость, мм2/с. при: 398 317
20 °C 871 41,4
50 °C Температура, ’С: 100 11,1
ВСПЫШКИ 64 —
застывания 18 -11
Давление насыщенных парен, кПа 7,27 (50 °C) 13,04 (38 °C)
Содержание парафина, % 5,20 3,17
Температура его плавления. °C 45 Содержание, %: 45
серы 1,30 1,33
азота С,50 0,55
смол сернокислотных 69 39
смол силикагелевых 14,94 11,88
асфальтенов 2,87 С,31
Коксуемость, % 9,20 3,10
Зольность, % 0,37 С,40
Кислотность, мг КОН на 1 Выхор фракций, %: г нефти 0,017 0,008
до 200 °C 13,0 11,5
до 350 °C 25.6 33,6
Выход светлых фракций бозобинской пефти невелик. Бензины имеют парафиновую основу, содержание нафтеновых yi леводородсв невысоко — 3,3—10,6 %. Содержание ароматических и нафтеновых углеводородов в керосиногазойлевых фракциях примерно одинаковое, парафиновых значительное — от 44 до 71,5 %. Но мере повышения температур кипения фракций бозобинской пефти количество парафиновых углеводородов уменьшается.
Тяжелая и вязкая нефть из скважины № 1 характеризуется большим выходом гяжелого остатка.
Ряд физико-химических свойств бозобинской нефти и ее фракций представлен в табл. 413—420.
302
Таблица 413. Темперягуркаи зашкимосгь вязкости и n iотнести нефти
Темп-ра, °C Скважина № 1 Скважина № 3
Вязкость кинематическая, мм2.'с 20 Р4 Вязкость кинематическая, мм2/с 20 Р4
0 6460.00 0,94080 0,90240
10 1959,00 0,93320 — 0,89440
2G 871,00 0,92720 41.39 0,88920
30 378,70 0,92000 27.09 0,88120
40 178,00 0,91450 19.04 0,87590
50 100,00 0,90700 14.14 0,87000
60 61,30 0,90100 10,2G 0.86380
70 45,60 0,89450 7,81 0,85630
80 32,00 0,88880 6,60 0,85000
90 25,70 0,88180 6,04 0,84430
Таблица 414. Разгонка нефти я характерно ин* полученных фракции
Температура выкипания при 760 мм рг. ст., °C Выход на нефть, % 20 Р4 20 п D М э/с«и сгл V50, ми2'с VI00» мм2/с Темп р», °C Содержание серы, %
отдельных фракций 1 суммарный S £ В X X 5 3 Е а
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12
Нефть из скважины № 1
Н. к. (65)—115 115—145 3,00 3,44 3,00 6,44 0,7464 1,4210 1,4275 121 — 0,05 0.06
145—165 2,36 8,60 — 1 4380 — — — — -70 — —
165—190 2,96 11,76 0,8011 1.4460 1"'8 1,91 1,02 — — 57 —
190—218 2,28 14,04 — 1,4540 — — — — -— — 0,12
218—257 2,24 16.28 — 1,4625 —
257—277 2,32 18,60 0,8411 1,4670 230 4,50 2,74 1,71 -29 96 —
277—296 2,20 20,80 — 1,4715 — — — — — — 0,59
296—321 2,32 23,12 — 1,4730 —
321—347 2,36 25,46 0,8645 1,4800 256 11,02 5,29 2,85 -8 137 —
347—377 2,44 27.92 — 1.4840 — — — — -— — 0,56
377—397 2,32 30,84 — 1.4880 —
397—414 2,60 32,84 0,8854 1,4925 318 30,38 9,40 5.10 -1 167 1,40
414—427 2.24 35,08
427—455 4,72 39,80 0,8886 1,4960 364 37,85 11,39 5,17 3 — 1,70
Остаток 60.20 100,00 0,9828 — 727 — — — 26 245 2,73
Нефть из скважины № 3
Н. к. (65)— 14С 2,84 2,84 0,7607 1,4260 124 1,85 1,34 — — —
140—170 2,84 5,68 — 1,4350 — — — — — 19 0,21
170—189 2,92 8,60 — 1,4430 —
303
Продолжение табл. 414
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 • 12
189—200 2,92 11,52 0,7993 1,4455 176 2,01 1,38 0,23
200—243 2,67 14.19 — 1,4540 — — — — — 101 —
243-256 2,75 16,94 0,8186 1,4550 184 2.71 1,70 — -42 — 0,24
256—267 2.75 19.69 — 1 4600 — — — — — — —
267—279 2,67 22,36 — 1,4640 — — — — 34 —— —
279--290 2,67 25,03 0,8374 1 4670 220 4,69 2,09 — — — 0,39
296—309 2,75 27,78 — 1,4700 — — — — -— 125 —.
309—32С 2,67 30,45 — 1,4710 —
320—349 2,84 33,29 0,8482 1 4725 246 7,96 3,41 1,99 23 — 0.50
349—376 2,79 36,08 — 1,4760 — — — — — — —
376—383 2,88 38,96 — 1,4795 —
383—395 3,17 42,13 0,8667 1 4820 275 15,67 6.57 3,03 -18 150 0,88
395—400 2,75 44 88 — 1 4855 — — — — — — —
400—415 2,88 47.76 — 1.4880 —
415—421 2,78 50,55 0,8783 1,4900 317 — 10,49 5,37 -1 176 1,26
421—435 2,79 53.34 — 1 4920 —
435—441 2,75 56.09 — 1,4945 — -— — — — — —
441—455 2,79 58,88 0,8938 1,4980 344 —- 17,83 7,07 7 212 1,43
455—462 2.88 61,76 — 1,5010 — — — — — — —
462 472 2.88 64,64 — 1,5035 — — — — — 239 —
472 -483 3,56 68,20 0,9088 1,5065 366 — 32,46 10,98 10 — 1,35
Остаток 31,80 100,00 0,9590 — 634 — — — 17 266 1,83
Таблица 415 Потенциальное содержание фракций в чсбтн, %
Темп-ра отбора, % Скважина № 3 Скважина № 1
1 2 3
60 — —
70 0,10 —
80 0,18 0,81
90 0.30 1,37
i0C 0,55 2,12
по 0,82 2,82
120 1,13 3,64
130 2,00 4,60
146 1 2,84 5,65
150 3,58 6,74
166 4,38 8,07
170 5,68 9,35
180 7,18 10,68
190 8.94 11,76
200 11,52 13,06
210 12,12 13,60
220 12,85 14,15
230 13,65 14,65
240 14,67 15,15
250 15,80 15,80
260 17,60 16,75
270 20,12 17,90
304
Продолжение табл. 415
1 2 3
28С 22,75 19,10
290 25,03 20,17
зос 26.64 21,26
310 28,14 22,18
320 30.45 23,10
330 31,15 23,95
340 32,18 24,95
350 33,57 25,58
360 34,70 26,40
370 36,20 27,30
380 38,16 28,20
390 41,00 29,35
400 44,88 30,58
410 47,68 32,12
420 49,50 33,85
430 5230 35,87
449 54,40 37,80
450 57,20 39,80
460 60,50 (Ди 455 °C)
470 63,60 —
480 68,20 —
490 (До 48? °C) —
500 — —
Остаток 31,80 60,2
Таблица 416. 1 'рущмиюй уг. 1еводородньиг сэсти г фракций, выкшмимцих до 260 °C
Температура отбора, °C Выход на нефть, % 20 Рд 20 п D Содержание серы, % Содержание углеводородов, %
ароматических нафтеновых парафиновых
всего нормального строения изостроения
Нефть из скважины rfe I
Н. к.— 95 1,75 0,7286 1,4233 0,052 9,2 10,6 81,2 46,0 35,2
95—122 2,05 0,7628 1,4270 0,035 9,6 3,3 87,1 37.2 49 9
122—150 2,94 0,7826 1,4345 0.058 10,8 4,2 85,8 26,0 59.8
150—200 6,26 0,8025 1,4478 0,160 15,0 8,5 76,5 22,0 54,8
Нефть из скважины № 3
Н. к,— 95 0,34 0,7419 1,4145 0 110 12,65 15,26 79,09 34,7 37,39
95—122 0,85 0,7773 1,4253 0,200 14,96 8,52 76,72 29,6 47,12
122—150 2,39 0,7835 1,4330 0,215 16,38 7,23 76,39 22,4 53,99
150—200 7-,94 0.7949 1.4435 0,230 16,83 8,30 74,90 21,9 53,00
305
Таблица 417. Характеристикакеросанонвойлешлфракций
Содержание углеводородов, %
Нефть из скважины № 1
200—250 2.8 0,8329 1,4610 179 0.32 13,7 14.8 71,5
250- -300 5.46 0,8418 1.4685 208 0,53 21,4 23,9 54,7
300—350 4,32 0,8512 1,4735 266 0.70 28,1 27,9 44,0
Нефть из скважины Д6 3
200—250 4,28 0,8191 1,4560 183 0,32 9,4 22,5 68,1
250—300 10.84 0,8374 1,4660 233 0,42 15,4 36,4 48,2
300—350 653 0,8590 1,4780 152 0,72 193 31.9 48,8
350-400 400 -455 6,00 9,22 0,8628 0,8848 1.4840 1,4910 276 299 5,02 9,07 2,20 5,12 -3 8 13,50 13,98 24 32 1,020 1,210
Нефть из скважины № 3
350-400 1,31 0,8602 14990 272 7,66 3,60 -3 10,93 24 0,880
(при 80 ’С)
400—450 12,32 0,8746 14890 305 8,39 4.83 2 12,74 38 1,410
450—*83 11,00 0,8968 1,5-000 372 20,39 8,72 9 10,65 44 1,460
Таблица 419. Структурио-группоютйсостав50-градусных фракций (по методу л—d—ИЗ
Темп-ра отбора, °C Распределение углерода, % Среднее число колец в молекуле
Са Сн Скол Сп Ка Кн Ко
1 2 3 4 5 6 7 8
Нефть из скзажинь № 1
200—250 9,3 45,31 54,62 45,38 0.20 0,98 1,18
250—300 12.70 42,44 55,14 44,86 0,32 0,84 1,16
305
Продолжение табл.419
1 2 3 4 5 6 7 8
300- -350 16.20 25.00 41,20 58,80 0,36 0,90 1,26
350 -400 18,00 17,00 35,00 65,00 0.60 0,60 1,20
400-^55 15,00 28.00 43,00 57,00 0,54 1,23 1,77
Нефть из скважины № 3
200—250 9,30 31,80 41,10 58 90 0,21 0,71 0,92
250—ЗСО 10,40 27.90 38,30 61,70 0,29 0.78 1,07
300- 350 14,20 31,50 45,70 54,30 0,43 0,94 1.37
350—400 15,00 23,00 38,00 64,00 0,45 0,96 1,35
4П0-450 17,00 18,ОС 35,00 65,00 064 0,74 1,38
450 —483 17,00 20.00 37.00 63,00 0,79 1,12 1,92
Таблица 420. Характеристика остатков
Л смпсратура отбора. °C Выход на нефть, % 20 рт М £ S S о «Л > V80, мм2/с Темп-ра, °C Содержание серы, % Коксуемость, %
застывания ВСПЫШКИ
240 84.85 0,9461 Нефть из скважины № 1 362,80 69,7 453 2 155 1,56 9,60
280 80.90 0,9502 — — 473 4 185 9.90
320 78,90 0,9540 6221 1101 530 5 202 2,00 11,30
350 74,42 0,9654 ’2661 1841 543 12 220 2,20 11,50
400 69,42 0,9804 22821 3001 646 19 242 2,40 12,20
455 60,20 0,9825 63621 4381 727 26 245 2,73 14,30
280 77,25 0,9188 Нефть из скважины № 3 66,00 22,00 422 -11,0 192 1,60 4,2
320 69,55 0,9227 97,36 28,73 442 5,0 192 1,69 4,4
350 66,43 0,9250 114,49 32,60 479 7,0 198 1,77 4,7
450 42,80 0,9425 323,55 93,59 605 16,0 232 6,1
483 31.80 0,9590 1,7* 2 С,232 634 17,0 266 1,63 8,2
1В мПас.
2 В Па с.
307
Таблица 421. Группо вые углеводородные составы тяжелых остатков
Показатели Скважина № 1 Скважина № 3
Остаток при температуре °C Выше 455 Выше 483
Выход оста.та на нефть, % 60,2 31,89
Парафино-нафтеновые углеводороды: 20 п D 1,4812—1,4843 1,4812—1,4880
% 13,89 24,30
Ароматические углеводороды: I группы: 20 п D 1,4906- -1,5214 1,4900 1,5274
% 23,39 32,80
П и III групп: 20 п D 1,5317—1,5882 1,5319—1,5820
% 17,45 18,77
IV группы: 20 п D 1,5900—1,5968 1.5904 -1,6262
% 1,61 13,96
Всегс по группам % 42,45 65,53
Промежуа омныефракции и смолистые вешес-ва, % 43,66 10,17
Бензиновые фракции нефти (скв. № 1) характеризуются утяжеленными фракционными составами, содержат от 0.04 до 1,19 % серы, имеют высокие кислотности. Они не отвечают требованиям ГОСТа па авто- и авиакеросины. Первые три фракции (н. к.— 20, 150, 180 °C) после очистки для снижения содержания серы и кислотности могут служить в качестве бензина-растворителя для лакокрасочной промышленности.
Керосиновые дистилляты сернистые и не отвечают требованиям ГОСТа на осветительный керосин Первая фракция нефти (скв. № 1) по своим характеристикам, за исключением кислотности, соответствует ГОСТу 305—73 на зимнее дизельное сонливо марки 3 подгруппы 2.
В дизельных фракциях содержание серы также повышено и превышает нормы ГОСТа на дизельные топлива. Для этих фракций характерно повышение температур застывания по мере роста температур отбора. Фракция 180—350 °C после соответствующей очистки для снижения содержания серы и кислотности может служить компонентом зимнего топлива марки 3, а следующие три фракции — марки Л. Последняя фракция после очистки может служить дизельным топливом марки ДС по ГОСТу 4749—73. Фракция 200—350 °C после карбамидной депарафи
308
низации имеет температуру застывания минус 62 °C и может служить компонентом арктического топлива марки А.
Дистиллятное масло из фракции 300- -350 °C, состоящее только из смеси парафино-нафтеновых и ароматических углеводородов I группы, малосернистое (0,08 %) и высокоиндексное (126). Выход на нефть составляет 3,16 %. Масло из всех групп углеводородов фракции 400— 455 °C имеет высокий индекс вязкости (90) и застывает при температуре минус 34 °C.
Общая цикличность усредненной молекулы 2,27, опа состоит из суммы ароматических (0,5) и нафтеновых колец (1,77) Общий выход высокоиндексных дистиллятных масел из бозобинской нефти составляет 11,08 %.
Остаточное базовое масло имеет кинематическую вязкость при 100 °C 20.7 мм2/с и индекс вязкости 109. В парафиновых цепях усредненной молекулы масла содержится 64 % углерода. Общая цикличность молекулы 3,06. Выход остаточного масла на нефть 17,53 %. Суммарный выход высокоикдексных дистиллятных и остаточных масел 28,61 %.
По свойствам бозобинсвая нефть из скважины № 1 значительно отличается от остальных. Она высоковязкая, характеризуется низким выходом светлых фракций.
Месторождение Жаксымай. Месторождение находится в Енбекско Жаркамысской нефтегазоносной области и расположено к северо-западу от нефтепромысла Кенкияк. Открыто в 1931 г., в настоящее время законсервировано.
В строении месторождения принимают участие пермские, юрские и меловые отложения. В геологическом отношении месторождение представляет собой солянокупольную антиклиналь, вытянутую в меридиональном направлении и разделенную грабеном на два крыла: западное, Жаксымайское, и восточное, Каратюбе.
В пределах западного крыла, среди отложений пермозриаса, оконтурена небольшая нефтяная залежь площадью до 60 га со средней глубиной залегания 500—700 м от поверхности.
Физико-химическая характеристика пермо-триасовой нефти такова: p*0 0,8430: вязкость при 20 °C 14,60 мм2/с, при 50 °C 5,60 мм2/с; EiO 1,45; температура застывания с обработкой ниже минус 30 °C; температура вспышки по Бренкену 9 °C; содержание парафина 2,32 %; температура плавления парафина 55 °C; содержание серы 0,28 %, смол сернокислотных 5, асфальтенов 0,30 %; кислотность 0,129 г КОН на 1 г нефти; коксуемость 0,95 %; фракций до 200 °C 20,6 %.
Ряд физике химических свойств нефти и фракций приведен в табл. 422—426.
Нефть содержит мало смолистых веществ, относительно мало ароматических углеводородов в керосиновых фракциях.
3G9
Таблица 422. Разгонка нефти на 10 % фракции
Темп ра отбора, °C Выход ка нефть, % 20 Р4 Суммарный выход, %
Н. к,— 60 0,06 0,6760 С,06
60—80 0.55 0,7090 0,61
80 -100 1,47 0,7272 2,08
100—110 1,50 0,7370 3,68
110- 120 1,96 0,7472 5,64
120-130 1,86 0,7544 7,50
130—140 1,68 0,7630 9,18
140- 150 2,13 0,7700 11,31
150—160 2,03 0,7766 13,34
160—110 2,01 0,7850 15,35
170—180 2,12 0,7906 17,47
180—190 1,88 0,7952 19,35
190—200 1,28 0,80Х 20,63
200—210 1.28 0,8030 21,91
210—220 2,66 0.8046 24,57
223—230 1,97 0,8126 26,54
230- 240 2,31 0,8162 28,85
240—250 2,96 0,8223 31,81
250—260 2,36 0,8270 34.17
260—270 2,28 0.8303 36,45
270—280 2,17 С,8350 38,62
280—290 2,20 0,8380 40,82
290 300 2,36 0,8400 43,18
300—310 2,20 0.8430 45,39
310—320 2,06 0,8460 47 44
320—325 1,92 — 49,36
Проведение разгонки по Энглеру показало следующие результаты:
Темп-ра огбора, °C Отгоняется, % Темп-ра отбора, °C Отгоняете s, %
Н.к.—109
120 4 250 32
130 6 260 36
140 8 270 37
150 11 280 38
160 13 290 42
170 16 300 44
180 19 310 46
190 20 320 48
200 22 340 52
210 24 350 53
220 27 360 60
230 20
240 30
310
Таблица 423 Температурная зависимость вязкости и плотности нефти
Темп-ра, °C Вязкость по Энтперу Вязкость кинематическая, мм2,'с 20 Р4
0 5.19 38,8 0,8606
10 3,10 22,0 2,8535
20 2,28 14,6 0.8464
33 1,83 10,0 0.8393
40 1,61 7,6 0,8322
50 1,45 5,6 0,825и
60 1,32 4,1 0,8179
Бензиновые фракции нефти (н. к.— 200 °C) анализировались до и после очистки. Выход на нефть как в том, так и в другом случае не изменился, — 20.63 %, то же характерно и для плотности — 0.766. Содержание же серы уменьшилось с 0,058 % (до очистки) до 0,039 % (после очистки).
Результаты общего исследования мазута при температуре выше 300 °C таковы: выход на нефть 53 %; плотность при 20 °C 0,889; вязкость £'50 5,91, Е.оо 1,69; ВВК 0,829; температура вспышки 178 °C, застывания минус 8 °C; содержание смол акцизных 15,2 %.
Таблица 424 Характеристика бензиновых комбинатов нефти (скв. № 110)
Температура отбора, °C Фракционный состав, °C, при 20 Р4 Содержание серы, % Октановое число Выход на нефть, %
X X 10 % % 0S % 06 X X всего отогнано, %
Н. к,— 120 4 2 6 2 9 8 117 1 2 9 9 8 0,713 0,038 7 1 9,23 Н. к,— 140 45 74 ПО 133 142 98 0,722 — 64,5 13,43 Н. к.— 200 5 6 89 140 180 192 98 0,746 0,058 58,5 22,43
Таблица 425. Характеристика керосиновый комбинатов
Фракционный состав, %, при 5?
псрату >ра, °C и О О О О О О и и и 1 р * и р> р О X 2 ? 20 ₽4
Тем отбе м Z 8 § о Я о я R гч 3 я сч ? о см S ГЧ 8 8 о X ж н ? S ей х
140—320 164 15 22 32 40 46 53 60 67 74 81 88 93 96 313 98.5 0.815 27,4
160—300 182 2 10 20 34 45 55 65 74 82 90 94 — — 299 98,2 0.817 28.9
160—320 190 — 5 16 27 37 46 55 63 71 81 87 92 96 311 93.4 0,818 33,2
180—320 204 — — 4 13 26 40 50 61 71 80 88 95 — 305 98,0 0.835 39.1
200—300 219 — — — 2 16 34 48 68 80 88 96 — — 292 98,0 0,826 21.7
Примечание. Содержание серы во фракции 140--320 °C 0.064 %.
311
Таблица 426. Гичиповойхимический
1 v мпс ратура отбора, °C Выход на нефть, % 20 Р4 Я а 15 п D 7 до удаления арома-i ики
после удаления ароматики
Анилиновая то после удаления ароматики
60—95 0,92 0.7168 563 1,432.3
95 -122 3,38 0 7396 573 1,4126 — —
122 —150 4,28 G.7617 61,0 1,4253 — —
150 200 7,58 0.7830 563 1.4360 — —
200—250 11,50 0,8162 ’53 14537 — —
250—300 10,62 0,8360 82,8 1,4648 — —
300—350 1,08 0,8526 85,8 1,4722 131 1,22
350-400 6,69 0,8592 91,2 1,4760 136 1,36
400—450 8.58 0,8692 98,1 1,4819 1,89 1,92
450—500 7,95 0.8803 1С6.1 1 4890 3,17 3,14
500—550 7,26 0,8879 114 1,4938 630 3,00
Нефть содержит мало смолистых веществ, относительно мало ароматических углеводородов в керосиновых фракциях.
Месторождение Жанажол. Месторождение расположено иа востоке Жаркамысско-Енбекской зовы нефтегазонакопления, в 40 км юго восточ нес Кснкияка. Открыто в 1978 г., введено в эксплуатацию в 1986 г. Глубина залегания нижнего продуктивного горизонта 3540—3650 м.
Плотность нефти 0,8188- 0,8586 г/см3, содержание серы менее 1 %, сернокислотных смол до 10 %, асфальтенов 0,59 %. Вязкость нефти при 20 °C 6,6—25,0 сСт.
Плотность пластовой нефти 0,5540 г/см3, сепарированной 0,8271 г/см3; давление насыщения 255 атм; газосодержание 305 2 м3/м3; усадка 42 %; плотность газа 0,7110 г/л.
Де биты газа и конденсата в присводовых скважинах превышали 200 тыс. м3/сут и 20G м3/сут соответственно. Газ метановый, с содержанием сероводорода до 3 %. Плотность конденсата 0,750 г/см3. Верхняя залежь находится на глубине от 2550 до 2830 м. Пластовое давление в разных частях залежи составляет 285- 295 атм, пластовая температура 57—62 °C.
В табл. 427—439 приведены физико-химические свойства нефти фракций (скв. № 4), в табл- 440—446 — характеристики товарной нефти и ее фракций.
312
г-асган фрдкцг.ь
Температура Содержание
застывания, °C углеводородов, %
до удаления ароматики после удаления ароматики Йодное число М Кислотность, % SO3 Содержание нафте новых кислот, % Я нафтеновых парафиновых
— — 0,82 — — 1 43 56
— — 1,08 — — — 2 51 47
— — 2,46 — — — 5 49 45
— — 1,95 — — — 9 54 37
— — 1,89 — — — 10 48 42
— — 1,72 — — — 11 45 44
-25 -25 2.92 253 0.027 0,168 12 60 28
-14 -11 2.29 279 0.024 0,154 10 67 23
+2 +3 2,43 337 0,025 0,126 8 66 26
+17 +18 2,73 374 0.028 0,252 8 58 34
+ 28 +30 3,38 491 0,030 0,322 8 53 39
Таблица 427. Харак'1 ери» нка фракций нефти (скв. Лл 4), выкипающих до 21Ю °C
Темп-ра отбора, °C Выход на нефть, % 20 Р4 Фракционный состав, °C, при Давление насыщенных паров при 38 °C, кПа
н. к. 10 % 50 % 90 %
Н. к,— 120 8,50 0,7270 60 81 97 113 34,79
120—130 10,10 0,7350 63 84 102 121 —
130—140 11,70 0,7420 67 87 107 129 —
140—15р 12,90 0,7440 70 90 111 138 24.93
150—160 14,50 0,7510 71 92 115 148 —
160—170 16,00 0,7550 72 94 121 158 —
170—180 17,70 0,7600 73 96 126 168 —
180—190 19,20 0 7635 74 98 131 178 —
190—200 20,60 0,7570 75 100 138 186 13,19
Примечание. Кислотность фракции 191)—2DO °C 0,70 мг КОН на 100 мл топлива.
Таблица 428. Групповой углеводородный состав керосиногазойлевых фракций нефти (скв. № 4)
Темп-ра отбора, °C Выход на нефть, % 20 Р4 20 Л D м Содержание углеводородов, %
ароматических нафтеновых парафиновых
200—250 8,3 0,8357 1.4620 178 20,0 47,0 33,0
250—300 8,8 0,8480 1.4700 220 23,0 30,0 47,0
200—300 17,1 — — — 22,0 38,0 40,0
313
Таблица 429. Физино-тимическая
Интервал, м № скважины 20 Р4 М V20, мм2/с V50, мм2/с Температура, °C содержание парафина, %
1 5 н А W ё И о 3 СП Л
2834,8—2900 6 0,8485 10,76 —- -17 4,56
2843—2850 16 0,8294 213 7,90 3,36 38 — 4,34
2783 - 2787 26 0,8525 232 15,30 6,00 68 -8 4,63
2794—2778 19 0,8332 203 6,35 2,94 45 -20 4,31
3758—3630 23 0,8237 202 5,33 2,89 5 -34 6,96
2894—2810 4 0,8586 228 25,01 7,57 -18 2,94
3650,8—3671 66 0,8259 191 5,47 — -15 -10 8,0
3575—3595 36 0,7703 248 1,85 — 5 -53 3,6 Товарная
— 0,8090 — 5,4 2,6 — -10 3,3 Тсварзая
— 0,8252 221 5,01 2,64 -6 -25 3,3
Примечание. Давление насыцения паров (при 38 °C) для нефти из г.кважЕИы № 4 равно 0,05 %, зольность товарной кеерти (1991 г.)—0,015 %.
Таблица 430. Гру1йюной углеводородами состав фракций нефти (скв. №4), лнкипзющих до 200 °C
Темп-ра отбора, °C Выход на нефть, % 20 Р4 20 п D Содержание углеводородов, %
ароматиче- ских нафтеновых парафиновых
К . к,—62 1,9 0,6733 1,382.0 0 27,0 73,01
62—95 3,4 0,7220 1,4090 3 54,0 43,0
95—122 3,5 0,7480 1,4180 5 50,0 45,0
122—150 4.1 0,7700 1,4280 9 47,0 44,0
150—200 7,7 0,7950 1,4430 16 44,0 40,0
1 Из них 29 % нормальною строения, 44 % —изомерною.
314
ха]мютры-ыкл неф 1Я
Температура плавления парафина, °C Содержание, % Кислотность, мг КОН на 1г нефти Выход фракции
1 ! ! 1
серы СМОЛ сернокислотных и еа § « § 2 к S О О Ч ь i •§•§ я к до 200 °C до 350 “С
51 0,23 9,20 0,40 24.0
50 0,49 28 10,84 0,74 2,20 0,021 29,0 —
45 0,68 27 7,67 0,65 1,70 0,061 14.0 —
48 0.45 27 7,63 0,68 1,80 0.016 32,2 54,6
45 0,10 26 426 0,53 1,50 0,011 28,7 53,8
52 0,30 — 9,50 3,40 4,02 0,120 209 45,4
51 0.47 26 2,49 0,25 0.65 0,015 302 57.6
50 нефть (1991 0,41 г) 20 0.55 Сл. 0,14 0,046 52,0 75.2
54 нефть (1992 0,67 г) — 16,8 — 1; 0,30 31,3 59,9
61 0,67 — 5,3 0,4 1,71 0,02 33,96 62,2
4,13 кПа. содержал ае аэота з нефти
из скважины №4 — 0,13 %,
в товарной (1992 г.)—
Таблица 431. Температурная зависимость вязкости « И ujiO li* Н.-1И кег| ,1п
ь Скважина № 4 Скважина № 6 Скважина № 16 Скважина № 19 Скважина № 23 Скважина № 26
II 1 2 1 2 1 2 1 2 1 2 1 2
0 21.69 843,60 846,90 11,45 836,90 58,50 865,00
10 — — 16,20 855,20 13,25 83530 10,87 837,40 7,00 5,33 831,70 31,40 859,40
20 25,01 858,60 10,76 848,50 7,90 829,40 6,35 833,10 823,70 15,33 852,50
30 13,10 852,60 732 844,60 5,64 822,60 4.97 824,90 4,24 816,60 10,49 846,30
40 9,34 844,60 535 836,20 4,34 814,90 3,61 81930 ЗД6 809,90 7,38 838,00
50 7,57 837,60 4,60 828,80 3,36 807,80 2,94 812,50 2,89 802,70 6,00 831,70
60 — — 3,72 822,30 2,84 — 2,45 — 2,47 — 4,80 —
Примечание. 1 — вязкость кинематическая. мм2/с; 2 — Рд
315
Таблица 432. Потенциален >е содержание фракций, % *
Т емл-эа отбора, °C Нефть из скважины №4 Товарная нефть (1991 г.) Товарная нефть (1992 г.)
60 2,0 1,7 5,06
70 2,6 — —
80 3,6 8,6 (85 °C) 7,50
90 4,8 — —
10С 6,2 11,9 12.73
ПО 7,4 13,9 15,01
1-20 8,8 16,0 17,08
130 10,4 17,2 19,44
140 12,0 19,3 21.56
150 13,2 21,5 24,07
160 14,8 23,6 2625
170 16 4 25,5 28,60
180 18,0 27,9 30,62
190 19,5 29,1 32,37
200 20,9 31,3 33,97
210 22,4 32,5 35,45
220 24,1 34,1 37,04
230 25,7 36.3 39,12
24С 27,6 38,8 41,35
250 292 41,4 43,35
260 30,9 42,1 45,53
270 32,6 43,0 47,52
283 34,4 44,4 49,50
290 36,2 46,6 51,30
300 38,0 47,5 52,94
31G 39,6 49,4 54,73
32С 41.4 51,8 57,00
33Q 43,2 53,8 58,47
340 44,8 58,2 60,03
350 46,4 59,9 62,20
366 482 604 63,92
370 50.1 62,2 65,67
380 52,0 64,2 67,15
390 54,0 65.8 68.90
400 562 68,2 70,80
410 582 70,1 Остаток выше 400
29 ДО
420 60,2 71,2
430 622 74,0
440 642 75,6
450 65,8 77,1
460 67.4 -77,9
470 692 79,7
480 71,0 81,6
490 72,0 83,3
500 74.6 84,1
Остаток 25,4 15.9
Газ 1
316
Таблица 433. Характерйсгикалегкихкеросиновыхдиститтятов нефти (ста. Л> 4)
120—240 18,80 0.7990 151 156 185 222 1,51 -60 — — 23,00
160—260 16,10 0,8145 185 193 214 242 2,30 -50 0 020 10292 20,00
Примечание Для фракции 120—230 °C темгература вспышки 38 °C.
Таблица 434 ( Структур» >-групповой сост л 50-градусньа фракций нефти (ста. № 1 )да меь оду л J М
Температура отбора, °C Распределение углерода, % Среднее число колец в молекуле
Сд Сн Скол Сп КА Кн Ко
200- -250 8,00 48,00 56.00 44 00 0,18 1Д0 1,38
250—300 9,00 39.00 48 00 52,00 ОДО 1Д5 1,45
300—350 11,00 33,00 44 00 56,00 0,32 1 40 1,72
350-400 14,00 29,00 43.00 57,00 0,54 1,46 2,00
400—450 18,00 24,00 42.00 58,00 0,88 1,52 2,40
450—500 19,00 21,00 40 00 6G.0G 1,08 1,74 2,82
Диализ керосиновых дистиллятов нефти (скв. № 4) при температурах отбора 150—280 и 150—320 °C показал следующее: выход на нефть — 21,20 и 28,20 % соответственно; р*° — 0.8173 и 0,8270; V20 — 2,17 и 3,00 ым2/с, температура помутнения — минус 46 и минус 31 °C, застывания — минус 50 и минус 43 °C, вспышки — 65 °C (для первой фракции); содержание серы — 0,040 и 0,042 %; кислотность — 2,28 и 2,53 мт КОН на 100 см3, фракционный состав: н. к.— 173 и 175 °C, 10 % — 182 и 187, 50 % — 218 и 233, Q0 % — 259 и 294, 98 % — 262 и 304 °C; высота некоптящею пламени — 20,0 и 19,0 мм; цетановое число — 43,0 и 44,0.
317
Таблица 435. Харакгс рисгика дизельных топлив и их компонентов из нефти (скв..4? 4)
200—35С 25.5 0.8442 5,70 2.63 -16 -19 С.08 — 244 280 326 333 72.4 — 50.0
230— 351* 20,7 0,8490 7 00 4.40 -11 -16 — — — — — — — _ —
24*1—350 18,8 0,8522 7.60 4,60 -10 -15 0,09 4.04 273 288 314 332 74,2 56.0 52,0
350--400 9,80 0,8801 1,4890 316 11,70 3,62 16 — — 0,190
400- 450 9,60 0,9027 1.5040 384 26,20 6,20 28 5,45 55 0,310
450—500 8,80 0,9118 1,5090 452 7731 11,35 35 10,52 60 0,490
Таблица 437. Характеристика остатков нефти (скв. № 4)
Температура отбора, °C Выход на нефть, % Плотность при 20 °C, г/см3 V50, мм2/с vgo. мм2,'с Температура, °C Содержание серы, % Коксуемость, %
застывания вспышки
300 62,0 0,9205 11,631 3,601 15 208 0,40 6,60
350 53,6 0,9320 23.00 7,20 19 246 0,43 8.10
400 43,8 0,9440 — 13,90 21 290 0,49 10,10
450 34,2 0,9555 — 22,30 24 332 0.60 12,80
500 25,4 0.9657 — — 27 350 0,75 15,94
1
» Вязкость условная.
3I8
Таблица 438. Харш> герметика базовых масел, полученных адсорбцио»! ным методом
Исходная фракция, смесь углеводородов 20 Р4 20 п D м V50, мм2/с V100, М.м2/с ИВ 1 ем пера гура застывания, °C Выход, %
на фракцию ла нефть
Фракция 350—450 °C То же, после депарафи- 0,8890 1,4952 342 18,00 4,75 — 24 100 19,40
низации Парафино-нафтеновые 0,9094 1,5021 358 27,64 5 84 62 -21 88,30 17,10
углеводороды То же + I группа арома- 0,8582 1,4758 387 19,20 4.89 93 20 52,20 10,10
тических То же + I—Ш и часть IV группы аромати- 0,8820 1,4844 380 20,99 5,10 84 -22 68,50 13,30
чсских То же + I—III группы 0,9012 1,4973 367 25,13 5,54 68 -22 84,50 16,40
ароматических 0,8940 1,4920 зго 23,88 5,42 73 -22 80,00 15.50
Фракция 450—500 °C То же, после депарафи- 0,9118' 1,5090 452 77,31 11,85 — 35 100,00 8,80
низации Парафино-нафтеновые углеводороды + I груп- 0,9244 1,5140 430 107,00 12,92 28 -20 88,0 7,70
па ароматических То же + I—III группы 0,8930 1,4890 470 72,70 4,09 68 -18 59,90 5,30
ароматических То же + I—IV группы 0,9122 1,5054 465 9ч,50 12,12 33 -19 79,30 7,00
ароматических 0,9184 1,5100 450 100,49 12,48 30 20 84,30 7,40
Остаток выше 500 °C Парафино-нафтеновые углеводороды после 0,9657 —. — 42,79* — 27 100,00 25,40
депарафинизации То же + I и III группы 0,8906 1,4865 655 193,0 25,57 95 3 17 6 4.50
ароматических То же +1—III и часть IV группы аромати- 0,9155 1,5065 645 420,0 37,38 71 -18 38,0 9.70
ческих 0,9298 1,5164 640 651,0 47,60 61 -18 45,8 11,60
Примечание. Содержание серы вс фракции 350—450 °C 0,23 %, во фракции 450— 500 °C 0,49 %, в остатке 0,75 %. Звездочкой отмечено значение условной вязкости.
Элементный состав нефти следующий (%): С 85,15; Н 13,24; N 0,05; S 0,67; О 0,89; V 0,0005: Ni 0,0003
Определение состава газов Ci—С4, растворенных в нефти, и низко-кипящих углеводородов Ci—С5 показало, что как в том, так и в другом случае содержание СН4 равнялось 0,001 %, СгНб— 0,018 %, С3Н8 — 0,306 %, П-С4Н10 — 0,355, Н-С4Н10 — 1,432 %; для Ci—С5 содержание П-С5Н12 составило 1,195 %, Н-С5Н12 — 1,562 %; выход на нефть для Ci—С4 — 2,112 %, для Ci—Cs — 4,869 %.
319
Таблица 439. Слруктурно-групповгнеоспп>базовых Mr.tv. нефти (скв. № 4, но методу п—d—М>
Исходная фракция, смесь углеводородов Распределение углерода, % Среднее число колец в молекуле
Са Сн | Скол 1 Сп Ка [ Кн Ко
Фракция 350—450 °C после депарафинизации 15 36 51 49 0,62 2,23 2,85
Парафино-нафтеновые углеводороды 0,0 40 40 60 0,00 2,32 2 32
То же + I группа ароматических 4.0 39 43 57 0,17 2,31 2.48
То же + I—III группы ароматических 1С 37 47 53 С,40 2,26 2,66
То же + I—Ш и часть IV группы ароматических 12 37 49 51 0,57 2,17 2,74
Фракция 450—500 °C после депарафинизации 20,0 27 47 53 1,12 2,08 3 20
Парафино-нафтеновые углеводороды 0,0 39 39 61 0,0 2,99 2,99
То же + I группа ароматических 4 0 39 43 57 0,18 2,92 3,10
То же + I—III группы ароматических 13,0 31 44 56 0.77 2,41 3,18
То же + I—IV группы ароматических 17,0 29 46 54 0,99 2,21 3,20
Остаток выше 500 °C Парафино-нафтеновые углеводороды после депарафинизации 0,0 33 33 67 0,00 3,85 3,85
То же + I группа ароматических 3,0 36 39 61 0,16 3,86 4,02
То же + I, II группы ароматических 13 27 40 60 0,98 3,12 4,10
То же + I—Ш и часть IV группы ароматических 18 23 41 59 1,40 2,88 4,28
Таблица 440. Температурная зависимость вязкости и плотности товарной нефти
Темп-ра, СС Еяжость кинематическая, мм2/с 20 Р4
10 7,03 0,8309
20 5,15 0,8218
30 3,90 0,8t59
40 3,25 0,8093
50 2,71 0,8021
Свойства бензиновых фракции определялись при н. к.— 120 и н. к. — 180 °C: выход на пефть — 14,97 и 28,51 % соответственно; р^° — 0,6976 и 0,7281; содержание серы общей — 0,34 и 0,29 %, меркаптановой — 0,260 и 0,205 %; кислотность — 1,04 и 1,24 мг КОН на 100 мл; фракционный состав по TOCTv 2177—82; н. к.— 46 и 60 °C, 5 % — 57 и 78 °C.. 10 % — 63 и 85, 50 % — 86 и 118, 70 % — 95 и 140. 90 % — 106
320
и 160, 95 % — ИЗ и 165 °C, к. к.— 119 и 178 °C; выход — 98.5 и 99,0 %; октаноное число — 58,4 (для первой фракции).
Таблица 441. Групповой утлеводороднкШ состав фракций, выкисающих до 200 °C
Темп- рэ отбора, °C Вязкость на нефть, % 20 Р4 Содержание серы, % Содержание углеводородов, %
ароматических нафтеновых парафиновых
62—100 6,57 0.7043 0,34 4,48 32,62 62,90
100—120 4,35 G.7382 0,20 9,60 36,10 54,30
120—150 6,99 0,7542 0,20 11,47 34,00 54,93
150- 200 9,89 0,7776 0,27 15.60 27,65 56,75
Таблица 4 42. РаИ'Огла (ИТК) товарной нефти и характеристика полученных фракций
Температура кипения фракций при 760 мм. рт., °C Выход на нефть, % 20 % Содержание серы, % Вязкость кинематическая, мм^/с Температура застывания, °C 20 п D
фракций суммарный общей меркаптановой при 20 °C при 50 °C
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10
С1—С4 2,11 12,11
28-62. 3,95 6,06 0,6392 0,52 0,461 — — — 1,3650
62—70. 1,44 7,50 0,6745 0,44 0.331 — — — 1,3790
70—85 1,81 9,31 0,6992 0,38 0,255 — — — 1,3850
85—100 3,42 12,73 0,7197 0,27 0 157 — — — 1,3990
*00—:ю 2,28 15,01 0,7386 0,19 0,127 — — — 1,4109
110—120 2,07 17,08 0,7389 0,21 0,135 — — — 1,4110
120—130 2,36 19,44 0,7428 0,17 0,109 0.58 0,78 — 1,4142
130—140 2,12 21,55 0,7594 0,20 0,140 0,61 С,83 -— 1,4220
140—150 2,51 24 07 0,7611 0,24 0,153 0,68 0,94 — 1,4250
150—160 2,18 26,25 0,7665 0,27 0,156 1,04 0,73 — 1,4280
160—170 2,35 28,60 0,7738 0,26 0,?63 1,12 0.79 — 1,4312
170—180 2,02 30,62 0,7781 0,26 0,162 1,26 0,87 — 1,4342
180—190 1,75 32,37 0,7849 0,27 0,161 1,42 0,95 — 1,4370
190—200 1,59 33,96 0,7897 0,28 0,135 1,61 1,07 — 1,4390
200—210 1,49 35,45 0,8036 0,31 0,123 1,60 1,16 Ниже -60 1,4450
210—220 1,59 37,04 0,8052 0,35 0,124 2.01 1,27 -52 1,4465
220—23С 2,08 39,12 0,8064 0,32 0,092 2,25 1,44 -45 1,4470
230—240 2.23 41,35 0,8118 0,30 0,084 2,60 1,57 -43 1 4495
240—250 2.00 43,35 0,8210 0,36 0,083 2 78 1 63 -38 1,4511
250—260 2,18 45,53 0,8243 0,52 0,075 3,52 1,96 -30 1,4570
260- -270 1,99 47 52 0,8311 С, 51 0,082 4,1С 2.18 -28 1,4609
270--280 1,98 49,50 0,8342 0,65 0,074 4.51 2.34 -22 1,4630
280—290 1,80 51,30 0,8385 0,72 0,074 5,44 2,72 -19 1.4650
321
Продолжение табл. 442
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10
290—300 1,64 52,94 0,8404 0.69 0,073 6,28 3,02 -15 1,4660
300—310 1,79 54,73 0.8416 0,71 0.О81 7.59 3,48 -11 1,4667
310—320 2.27 57,00 0,8464 0,72 0,069 9,15 4,01 -7 1.4685
320—330 1,47 58 47 0.8517 0,74 0,065 11.11 4,58 -4 1,4710
330—340 1,56 6'. ,03 0,8592 0,88 0,064 12.73 5 11 -1 1 4750
340—350 2,17 62,20 0 8639 1,00 0,064 15,71 5,98 +3 1 4790
350—360 1,72 63,92 0,8578 1,02 0,056 18,16 6,58 +8 1,4812
360—3'0 1,75 65,67 0,8696 1,12 0,056 21,74 7,50 + 11 1,4825
370—380 1,48 67,15 0,8722 1,07 0,056 27,17 8,86 +15 1,4840
380—390 1,75 68,90 0,8782 1,05 0,040 34,54 10,46 +17 1,4845
390—Д00 1,90 79.80 0,8818 1,06 0,037 — 13,11 +20 1,1865
Выше 400 29,20 100 0,9365 1,13 — — —
Примечание. Для фракции выше ЗДС °C ВУgo-9,96, ВУгоо=4,б6.
Таблица 443. Хара ь ернстика фракций
Темп-ра отбора, °C Выход на нефть, % 20 Р4 Содержание серы, % Вязкость, мм^/с Темп-ра помутне-ния, °C Йодное число, мг 12 на 100 г
общей меркаптановой при 20 °C при 50 °C
120—280 32,42 0,7900 0,35 0,124 1,57 . -47 0,82
120—340 42,95 0,8020 — — 2,03 1,28 -34 —
120—400 53,72 0,8155 0,55 0,091 3,00 1,74 — —
140—340 38,47 0,8106 0.38 С,ИС 2,47 1,50 -26 0,86
140—390 47 34 0,8205 0,55 0.097 3.45 1,37 -11 —
140—400 49,24 0,8231 0,59 0.098 3,53 1,99 -5 —
180—380 36.53 0,832-2 — — 4,75 2,44 -7 —
180 -350 31,58 0,8248 0,56 0,092 3,67 2,01 -22 0,77
240—350 20,85 0,8417 0,68 0,077 6,66 3,91 -12 0,83
Примечание. Дизельный индекс
для
фракции 140—340 °C равен 65,9, для фракции
Таблица 444. Адсорбционный анализ фракций товарной нефти
Температура отбора. °C | Выход на нефть, % Содержание серы, % Содержание метаново- нафтеновых углеводородов Содержание ароматических углеводородов, % Содержание смол, %
1 группы II группы III группы IV группы
а20 ' % D 20 п D % 20 л D % 20 п D % 20 л D %
200—250 9,39 0,33 1.4354— 1,4890 90,6 1.4979— 15260 6.1 15450 1,9 15582 0.7 15445 0.5 0,2
250—300 959 0,63 1,4420— 1,4870 81,1 1.4919— 15279 7,4 15340— 15428 6,3 1,5674 1.9 1,5911— 1.5425 3.00 0,3
300—359 9,26 0,81 1.4490— 1,4870 77,1 1,4927— 15240 7.8 1,5305— 15380 2,1 1.5687— 15860 7.6 1,5906— 15465 4,8 0,6
350—400 8,60 1,06 1.4600— 1,4830 72.1 1,4940— 15299 10,2 15490 3,0 15830— 15890 7.1 15970— 1,5850 6.7 0.9
322.
Характеристики керосиновых фракций получены при температуре отбора 120—230 и 120—240 °C: выход на нефть — 22,04 и 24,27 %; р -0,7755 и 0,7799; содержание серы общей — 0,26 и 0,28 %, меркаптановой — 0,135 и 0,137 %; вязкость кинематическая при 20 °C — 1,20 и 1,28 мм?/с; высота некоптящего пламени — 29 и 28 мм. Для фракции 120—240 °C определены также следующие показатели: вязкость кинематическая при минус 40 °C 5,14 мм2/с; температура вспышки 30 СС, начала кристаллизации ниже минус 60 °C; йодное число 0,62 мг 1г на 100 г; кислотность 2,06 мг КОН на 100 мл; содержание ароматических углеводородов 12,9 %, теплота сгорания (низшая) 43 347 кДж/кг, фрак-циогуый состав по ГОСТу 2177—82: н. к.— 138 °C, 10 % — 149, 50 % — 172, 90 % — 210, 98 % — 223 °C.
товарной нефти
Кислотность, мг КОН на 100 см3 Коксуемость 10 % остатка, % Фракционный состав по ГОСТу 2177—82, °C, при
н. к., °C 5 % 10 % 50 % 70 % 90 % 96 % 98 %
2,27 0,08 136 145 151 194 221 247 253 259
— — 140 154 160 225 260 294 303 —
— — — — —. — —— — — —
2 68 0,09 162 173 180 2.30 263 293 308 312
— — 161 171 180 251 290 330 395 350
— — 163 173 160 258 297 343 — —
— — 199 214 233 274 304 332 — —
4,64 0,13 1<>9 211 219 254 275 298 311 317
5,78 0,14 248 255 260 280 294 315 323 331
140—390 °C —64,9.
Таблица 445. Характеристика, остатков товарной нефти
Температура отбора, °C, выше Выход на нефть, % 20 Р4 Содержание серы общей, % Температура, °C Вязкость условная Коксуемость, %
вспышки застывания при 60 °C при 100 °C
300 47,06 0.9061 1,05 182 +16 2,30 — 3,17
350 37,80 0,9203 1,11 222 +25 4,20 2,55 4,09
400 28,60 0.9365 1,13 — +28 9,96 4,66 5,41
Примечание. Вязкость условная при 50 °C остатка выше 300 °C раьна 9,52.
323
Таблица 446. Физико-хлмическая характеристика газовых бензилов
Показатели Сепаратор
С-402 С-302
20 Р4 0,6868 07116
Содержание, %:
серы общей 0,40 0,39
сероводорода 0,007 С,038
серы меркаптановой 0,165 0,141
Йодное число, г 1г на 1 Об г 1,26 1,34
Кислотность, мг КОН на 100 мл 0,93 1,24
Октановое число в чистом виде 59,2 53,0
(. одержание углеводородов, %:
ароматических 6,08 6,07
непредельных 0,51 0,55
нафтеновых 28,24 24.95
парафиновых 65,17 68.43
Фракционный состав по ГОСТу
2177—82, °C, при:
н. к. 31 40
5% 43 54
10% 50 64
30% 69 87
50 % 88 108
70% 109 129
! 80 % 125 143
93 % 152 165
95 % 179
К. к. 176 187
Выход, % 96 98
Нефть Ж'анажола малосернистая, парафиновая, с высоким содержанием топливных и масляных фракций. Фракции н. к.— 120 и н. к.— 150 °C отвечают требованиям ГОСТа 1012—72 на авиабензин Б-70, другие бензиновые фракции могут служить прямогонными компонентами реактивных топлив или растворителями для лакокрасочной промышленности. Во всех фракциях до 200 °C отсутствует сера.
Керосиновые фракции в интервале 150—260 °C имеют высокую температуру начала кристаллизации и утяжеленный фракционный состав. Фракции 150—280 °C соответствуют ГОСТу на осветительный керосин КО-20. Дизельные дистилляты имеют высокие температуры застывания и невысокие значения дизельных индексов. Без депарафинизации они могут служить топливом марки ДЛ до ГОСТу 4749—73.-При депарафинизации фракций 240—350 °C получены 15,4 % (на фракцию) жидких парафинов, при этом температура застывания фракции снижается от минус 15 до минус 59 °C.
324
Широкая масляная фракция 350—450 °C нефти (скв. № 4) после депарафинизации имеет температуру застывания минус 21 °C; ИВ равен 62. Индекс вязкости масел из фракции 350—450 °C после селективной очистки (84 %) также невысокий и равен б8. Темперагура застывания минус 22 °C, кинематическая вязкость при 50 °C 25,13 мм2/с, выход 16,4 % (на нефть). Общий выход дистиллятных базовых масел с ИВ, равным 30—68, составляет 23,8 %, высокие индексы вязкости (89—93) имеет лишь парафино-нафтснсвая часть дистиллятных фракций.
Остаточные масла, содержащие только парафино-нафгеновую часть, а также I, II и частично IV группы ароматических углеводородов, имеют индексы вязкости 83, 71 и 61 и температуры застывания минус 17 °C (для Iгруппы) и минус 18 °C (дляДи IV групп).
Месторождение Жакатан. Месторождение расположено в Байганин ском районе, в 360—400 км от г, Актюбинска, в 65 км от месторождения Кенкияк и в 60 км от месторождения Жанажол, расположенных северо-восточнее. Открыто в 1992 г.
Первые промышленные притоки нефти с дебитом 7,2— 8,3 м-/сут получены из интервала 3994—3975 м (скв. № 7). Коллекторами являются каменноугольные пес чаники и алевролиты. Плотность нефти 0,852 г/см3, сероводород отсутствует.
Физико-химическая характеристика нефти из скважины № 5 (интервал 3635—3657 м) такова: плотность при 20 °C 0,8333 г/см3, вязкость при 20 °C 7,06 мм2/с, при 50 °C 3,71 мм2/с; температура застывания минус 44 °C; содержание парафина 4,19 %, температура его плавления 53 °C; содержание серы 0,3 %, асфальтенов 0,18, силикагелевых смол 7,84 %; коксуемость 1,23 %: выход фракций до 200 °C — 30,0 %, до 350 °C — 57,0 %.
Месторождение Каратобе. Месторождение расположено к юго-западу от нефтепромысла Кенкияк, Открыто в 1957 г. и подготовлено к эксплуатации.
Нефть барремского и юрских горизонтов тяжелая, малосернистая, смолистая, с невысоким содержанием легких фракций. С увеличением глубины залегания вязкость и плотность нефти уменьшаются, растет выход фракций до 200 и 300 °C.
Результаты анализов физико-химических свойств нефти и ее фракций приведены в табл. 447—45б.
325
Таблица 447. Общая хара ктсрнстнка
Показатели Барремский, скв. № 4 Среднеюрский Нижне-юрский, скв. № 7
Скг. № 3 Скв. № 6 Скв. № 4
Интервал, м 328—325 436—434 466—459 486—478 671—655
20 Р4 0,9178 0,9376 0,9224 0,9099 0,9063
Молекулярная масса 485 433 495 403 395
Вязкость, мм2/с, при:
20 °C — — — 340,8 340,0
50 °C 95,69 245,6 117,3 60.9 58.2
Температура застывания, °C:
с обработкой -15 -И -5 -23 -37
без обработки -11 -6 -5 -17 -20
Температура вспышки
в закрытом тигле, °C 91 110 95 86 84
Давление насыщенных
паров, мм рт. ст., при:
38 °C 0 0 0 3 2
50 °C 38 40 13 37 33
Содержание парафина, % 1,71 0,67 1,06 1,03 1,57
Температура плавления
парафина, °C 58 56 58 56 50
Содержание, %:
серы 0,27 0,32 0,31 0,32 0,35
азота 0,14 0,18 0,16 0,14 0,15
смол сернокислотньГ* 30 38 30 28 28
смол силикагелевых 17.8 22.0 17,3 16,6 16,9
асфальтенов 2,4 1,8 2 4 2,57 1,96
Коксуемость, % 4,5 5.8 4,75 4,10 3,91
Зольность, % 0,09 006 0,05 0,18 0,009
Кислотное число, мг КОН
на 1 г нефти 0,12 0,18 0,26 0,067 0,07
Выход фракций, %:
до 200 °C 1,0 ,—. — 1,2 2,0
до 300 °C 8,0 10,0
до 350 °C 23,6 25,2 27,6
Таблица 448. Температурная завипинопь Кйнемяшческон вяз когти нерпе разных i ориэоитии, мм^с
Температура, °C Барремский Среднеюрский ё* * S s си Д 2 Нижнетриасовый Верхнепермский
Скв. №3 Скв. № 6 Скв № 4 Скв. № 6 Скв. № 17 Скв. .4 14
20 — — — 340,8 340.0 24,04 — 26,61 18,93
30 232,8 1045.00 459,00 180.70 168 40 14.08 40,12 18,55 13.25
40 169,00 480,7 211,9 101,20 99.04 10,37 23,92 11,95 9,58
50 95,69 245,6 117,3 60,90 58,19 7.83 17,90 941 7.29
326
нефте докых горист ив
Нижнетриасовый Верхне-пермский, скв. № 15 Артинский Сакмар-ский VI, скв. № Г-37
Скв. № 6 Скв. № 17 Скв. № 14 Скв. № П-25 Ска. № 33
734-728 816—802 898—886 912,5—892 4358—4361 4289—4302 4685
0,8630 0,8846 0,8633 0,8593 0,8537 0 8450 0,8257
280 300 248 248 — — —
24,04 26,61 18,93 — —
7,8 17,9 9 4 7,3 — — —
-46 -23 -37 -40 — — —
-8 -1 -28 -8 — — —
Ниже -35 0 Ниже -35 -16 — — —
35 7 186 0
1и6 42 204 30 — — —
2,74 1,28 2,56 2,69 1,70 1,25 2,39
52 58 50 51 — — —
0,27 0,19 0,35 0,27 0,25 0,34 0,61
0,13 0,15 0,14 0,10 — — —
22 20 20 16 — — —
10,9 10,9 10,1 1,7 — — —
2,44 1,8 1,1 1,7 2,19 1,3 —
4,45 3,54 2,65 2,58 — — —
0,17 0,08 0,017 0,017 — — —
0,04 0,13 0,14 0,12 — — —
20,1 7,0 20,0 22,6 21,0 24,0 32,0
45,4 34,0 34,0 49,5 46,0 47,0 61,3
Таблица 449 Содержание индагр.идуа’р.ных ароматических углеводородов во фракциях 122—145 °C
У глеводород Выход, %
на фракцию на нефть
НсфгЬ инжнег рнасовс» о горгюнта, ск чажнна № 6
Этилбензол 0 0
п-Ксилол 1,0 0,031
м-Ксилол 4,0 0,124
о-Ксилол 2,0 0,062
Нефт- верхнепермского горизонта
Этилбензол 0,6 0,022
п-Ксилол 0.4 0,015
м-Ксилол 2,9 0,108
о-Ксилол 2,2 0,081
327
Таблица 450. Состав газов (до С«), раст» фекных в нефти, в и взкоквпящвх утл t-м дородоч (до Cs)
Фракция Выход на нефть, % Содержание индивидуальных углеводородов, %
С2Н« с3н8 МЗО-С4Н10 Н-С4Н10 ИЭО-С5Н12 КС5Н12
Нефть ба срг.мского горизонта
До С4 0,003 31,3 12.3 15,4 41,0 — —
До С5 0,006 13,7 5,4 6,7 13,0 27,2 29,0
Нефть среднеюрского горизонта, скважина № 6
До Са 0,005 49,3 18,0 8.7 24,0 — —
Д0С5 0,008 29,3 10,7 5,1 14,2 18,3 22,4
Нефто нижнетриасового горизонт», ноажинз № 6
До С4 0,13 1,3 16,7 14,5 67,5 — —
До Cj 0,45 0,4 4,6 4,0 18 9 28,6 43,5
Нефть зижяо-. ьизеоього 1орнзоита, скважина № 14
До Сд 1,37 — 30.2 23,0 46,8 — —
До Cs 2.26 — 18.3 13,9 28,4 18,4 21,0
Нефть веохнепермско.'о горизонта
До Ст 0,29 29.0 8,7 9,3 53,0 — —
До Cj 0,63 13,3 4,0 4,3 24,4 23,2 30,8
Таблица 451. I рупповой углеводородный состав фракций, выхипаж >щих до 200 °C
Темп-ра отбора, °C Выход на нефть, % 20 ₽4 20 п D Содержание углеводородов, %
ароматических нафтеновых парафиновых
всего нормального строения изо- строения
1 2 3 4 5 6 7 8 9
Нефть среднеюрского горизонта, скважина № 4
173—200 1,2 0,8165 1,4520 9 74 17 Нефть нлЖиеюрско.и горизонта 6 11
145—200 2,0 0,8295 1,4534 6 89 5 Нефть нижнетриасового горизонта, скважина № 6 3 2
28-60 1,5 0,6800 1,3883 0 36 64 32 32
60—95 3,4 0,7168 1,4003 4 33 63 20 43
328
Продолжен f то б л. 451
1 2 3 4 5 6 7 _2 9
95—122 3,5 0,7373 1,4115 8 28 64 19 45
122—150 4,0 0,7592 1,4220 9 24 67 18 49
150—200 7,7 0,7763 1,4330 12 24 64 17 46
28—200 20,1 0,7583 1,4210 8 28 64 19 45
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
159—200 9,2 0,7889 1,4330 9 36 55 14 41
28—200 22,3 0,7650 1,4315 6 42 52 14 38
Таблица 452. Характеристика керосиновых дистиллятов
Гориговт, № скважины, темгература стборг, °C
Показатели ннжнетриасовый, 6 среднеюрский, 14 нижнеюрский
120—240 150—280 150—320 173—280 173—320 145—240 145—280 145—320
Выход на нефть, % 18,7 21.2 28,0 12,5 20,0 5,2 12,5 20,6
20 0,7857 0.8098 0,8210 0,8466 0,8524 0.8370 0,8488 0,8564
Фракционный состав, °C, при: н. к. 140 168 176 166 196 190 198 212
10 % 153 179 190 214 225 198 213 230
50 % 175 215 237 244 266 217 2^6 271
90 % 216 253 286 271 300 237 270 300
98 % 240 275 300 280 313 250 280 306
Отгоняется до 270 °C, % 96 78 88 56 90 48
Температура, °C: помутнения < -15 < -15 < -38 < -38 < -60 < -60 < -60
вспышки 31 54 60 58 71 45 71 87
Высота некоптящего пламени, мм 25 21,5 17 18 5 17 20 18
Содержание серы, % Сл. Сл. Сл. С,07 0,09 Сл. 0,05 0,08
Кислотность, мг КОН на 100 мл дистиллята 0,75 1,26 1,51 3,36 4,48 1,0 1,7 2.5
Октановое число — 24 24 40 34 —- 44,2 —
Примечание. Для фракции 120--240 "С V20=l,3 мм2/с, V4o-5.11 мм2/с, температура начала кристаллизации ниже минус 60 ‘'С, ароматических углеводородов 10 8 %, йодное число 1,40 г I на 100 г дистиллята.
329
Таблица 453. Характеристика дизельных
1 емпература отбора, °C Выход на нефть, % Цетановое число Дизельный индекс Фракционный состав, °C, при 20 Р4
н. к. 50 % 90 % 98 %
Нефть среднеюрского 173—320 20.0 46 — 225 266 300 313 0.8524 173—350 25,2 48 52 238 284 323 334 0.8580 200—350 24,0 48 — — — — — 0,8590 240—320 14,4 49 53 272 286 309 314 0,8600 240—350 19,6 50 53 278 300 328 335 0,8628 Нефть нижнеюрского 145—320 20,6 42 52 230 271 300 306 0,8564 145—350 27,6 45 52 236 284 320 335 0,8590 200—350 25,6 47 51 255 288 323 334 0,8502 240—320 15,4 — — 262 275 298 312 0,8587 240—350 22,4 49 53,5 278 298 327 332 0,8620 Нефгь нижнетриасочсо 150—32.0 28.0 — — 190 237 286 300 0,8210 150—350 33,0 51 61 194 250 .314 .320 0,8270 200—350 25,3 52 59 225 270 320 332 0,8385 240—320 13,6 57 59 258 272 296 310 0,8397 240—350 18.6 58 60 274 295 320 335 0 8431
Таблица 454. Характеристика фракций нижнетриасоиой нефти, выкипающих до 200 °C (скв. № 6)
Фракционный состав, ° С, при Октановое число Давление насыщения паров (38 °C), мм рт. \
Температура отбора, °C Выход на нефть, % 20 Р4 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—85 3,9 0,6934 57 62 75 85 71,0 80.5 88,5 312
28—:оо 5,5 0,7078 59 67 82 91 67,0 78,5 88,0 —
28—110 6,7 0,7240 61 71 88 96 65,0 76,5 85,5 —
28—120 8.1 0,7230 63 76 94 111 62,0 74,6 84,0 181
28-130 9.5 0,7298 65 81 101 120 60,0 73,4 — —
28—140 10,8 0,7340 67 85 107 130 58,0 72.2 — —
28—150 12,4 0,7412 70 90 114 140 56,0 71,0 — 143
28—160 13,9 0.746С 73 93 119 148 54,0 69,6 — —
28—170 15,4 0,7490 7.6 96 124 155 52,0 68,2 — —
28 -180 17,1 0,7543 79 99 129 162 50,0 66,8 — —
28—190 18,7 0,7561 82 102 134 170 48,0 65.4 — —
28—200 20,1 0.7585 86 105 1.39 178 46 5 64,0 — 77
Примечание. Во фракциях 28—150 и ность фракции 28—200 °C 0,5 мг КОН на 1
28—200 °C присутствует сера (следы): кислот-
мл фракции.
330
топлив и их компонентов
Вязкость, ММ2/с, при Температура, °C Содержание серы, % Кислотность, мг КОН на 100 мл топлива £ а X к § 8- < Я о
20 °C Эо 0S - 1 _) X тз « П С9 помутнения я 3 с Q в =
горизонта, скважина № 4
6,20 3,05 -53 -38 71 0,09 4,48 —
8,37 3,75 -48 -34 82 0,10 5,20 69,9
9,20 4,00 -47 -36 — 0,10 — —
8,66 3.90 -47 -38 — 0,10 6,80 73,9
11,50 4,82 -42 -30 155 0,10 7,56 74,3
горизонта
5,10 2,90 -60 -60 87 0,08 2,50 70,4
7,42 3,55 -56 -40 88 0,09 3,30 71,6
8,30 3.80 -54 38 133 0,11 4,20 69,4
6,80 3,40 -57 — — 0,10 — —
9,96 4,20 -49 -37 151 0,13 5,30 75,8
горизонта, скважина № 6
3,10 1,60 -43 -30 60 Сл. 1,51 —
3,43 1,98 -38 -27 81 0,01 2,01 69,8
4,72 2,61 -30 -22 — 0,02 2,52 72 9
5,18 2,73 -28 -21 134 0,03 2,26 72,8
5.72 3,06 -25 -И 142 0,04 3,52 75,6
Таблица 455. Характеристика мазутов и остатков
Продукт Выход на нефть, % 20 °4 ВУы) ВУ100 Темп-ра, °C Содержание серы, % Коксуемость, %
1 застывания X к в а
1 2 3 4 5 6 7 8 9
Нефть среднеюрского горизонта, скважина № 4
Мазут фктский, Ф-12 94,8 0,9143 12,003 — -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, °C, выше:
зсо 84,0 0 9228 6,40 3,50 -6 222 0,36 5,40
ЗэО 74.8 0,9298 10,00 6.00 0 246 0,40 6,20
400 64,3 0,9366 22,30 13,63 6 272 0,46 9,80
450 53,1 0,9439 44,45 26,00 14 305 0.48 10,27
500 41,6 0.9530 118,2 38,80 22 356 0,55 12,54
331
Продолжение табл 455
1 2 3 4 5 6 7 8 9
Мазут флотский Ф-12 87 5 Нефть нижнеюрского горизонта 0,9100 11,80* 2,30 -23 185 0,39 3,20
Мазут топочный:
4С 72,4 0,9210 8.00 4,00 -9 246 0,44 6.60
100 64,7 0,9275 15,50 4,65 -2 278 0,47 7,10
200 61,5 0,9305 19,10 8,80 2 292 0,49 7,60
Остаток, °C, выше:
300 84,0 0.9122 4.35 2,60 -20 198 0,41 4,20
350 72,4 0,9210 8,00 4,00 -9 246 0,44 5,60
400 61,5 0,9305 19,10 8,80 2 292 0,49 7,60
450 52,4 0,9380 — 17,70 11 328 0,53 9,10
500 44.1 0,9448 85,30 26,10 21 368 0,58 11,20
Нефть нижнетриасового горизонта
Мазут флотский:
5 76,4 0,8985 5.001 1,71 -18 132 0,33 5.30
12 65,2 0,9132 12,001 2,23 - 9 180 0,38 6,00
Мазут топочный:
40 55,6 0,9233 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
2С0 49,0 0,9299 13,00 6,50 2 243 0,46 8,00
Остаток, °C, выше
300 63,0 0,9152 4,40 2,41 -8 189 0,40 6,30
350 54,5 0,9238 8 66 4 01 2 222 0 42 7,20
4СС 46,5 0,9324 16,05 8,22 5 252 0,49 8,40
450 38,5 0.9419 — 16,50 И 285 0,56 10,10
500 30,С 0,9548 117.3 41,06 20 334 0,65 12,05
1 Значение условной вязкость при 50 °C.
Таблица 456. Потенциальное содержание базовые дистиллятных в остаточных масел
< < отбора, °C Выход на нефть, % Характеристика базовых масел Содержание базового масла
20 ₽4 Вязкость, мм^/с, при V50/V100 ив Темп-ра застывания, °C
50 “С 100 °C cd -fr О cd £ SO SJ на нефть
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10
Нефть среднеюрского горизонта, -кьажина № 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 80.0 10,1
Остаток
выше 500 41,6 0,9010 419,0 39,60 10.6 81,2 4 57,2 —
332
Продолжение табл. 456
1' 2 3 4 5 6 7 8 9 10
350—450 20,0 0,8690 Нефть нижнеюрского горизонта 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 > 500 44,1 0,8979 324,9 35,50 9,15 91 -10 55,3 24,4
350—450 16,0 Нефть 0,8728 нижнетрнасового горизонта, скважина № 24,90 5,79 — 91 6 -17 78,0 12,5
450—500 8,5 0,8905 44,10 8,60 — 91,5 -15 73,0 6.2
Остаток >500 30,0 0,8915 392,3 38,62 10,15 84,8 -8 45,0 13,5
Месторождение Карате бе Южное. Месторождение накопится е Бай-ганинском районе, в 90 км от Кенкияка и 80 км от Жанажола. Открыто в 1978 г.
Промышленные притоки нефти получены из терригенных верхнепермских отложений (интервал 2689— 2844 м) с дебитом 20 м3/сут на 4-м штуцере.
Плотность нефти 0,840—0,850 г/см3. Сероводород отсутствует.
Месторождение Кенкияк, Месторождение открыто в 1959 г., введено в эксплуатацию в 1968 г.
Месторождение расположено в центральной части Жаркамысско-Енбекской зоны нефтегазонакэлления.
Температура пласта 20 °C, газовый фактор 4,6 м3/т, плотность нефти в пластовых условиях 0,909 г/см3, средняя вязкость 145 сП.
Нацсолевые нефти в основном смолистые и малосернистые. Плотность нефтей при переходе от юрских к нижнетриасовым горизонтам изме няется от 0,917 до 0,81.3. Физико-химические свойства надсолсвых нефтей приведены в табл. 457 [141—144].
НГДУ «Кенкиякнефть» было проведено определение фракционного состава нефти (по Энглеру), в результате чего получены следующие данные:
Температура оттока, °C Кол-во оюгнагвой ъефти. % Температура отгона, °C Кол-во отогнанной нефти, %
Н. к,—130 °C
180 1.5 260 10,0
190 — 270 —
200 '2,53 280 14,5
210 — 290 —
220 4,0 306 21.5
230 — Общий выход 22.5
240 7,0 Остаток и потери, % 77,5
250 -—-
Таблица 457. Обитая
Горизонт Интервал, м 20 ₽4 М Вязкость, мм2/с, При Температура застывания, °C Температура вспышки в закрытом тигле, °C
п 3 ч 5 20 °C Э« 05 с обработкой без обработки
Юрский 268-262 1 0,9083 381 188,0 37,98 -39 -29 -35
Юрский — 2 0,9170 — — 46,65 -44 -34 —
Юрский Пермо- 320—304 1 5 0,9134 — — 37,95 -42 -39 —
триасовый Нижне- 600—585 21 0,8654 295 21,02 8,19 Ниже -60 Ниже -60 Ниже -35
триасовый Средне- 650—644 72 0,9005 322 161,1 39,2 -27 -6 8
пермский П Среднепермский 699—689 72 0,8582 305 — 6 л5 -37 -16 34
нижний Юрский 997 -982 48 0,8126 223 5,44 3,47 -60 -31 Ниже -35
(смесь) — 0,906 — 171,4 36,0 37 — —
Артинский Карбоно- 3879— 3937 4074— 4343 9С 0 8283 224 8,61 3,35 -36 29
вый Карбо- 4343,6— 107 0,84/0 213 19,20 7,1 — -7 47
новый Сакмар- 4398 106 0,8514 230 6.02 3 32 — 56 70
ский Товарная 3774- 3716 102 0,8679 0,906 275 36,58 171,4 10,9 35 -37 24 22
1В кПа
2 До 300 °C.
Ряд характеристик фоакций надсолевых нефтей дан в табл. 458—469.
Промышленная нефтегазоносность в 1971 г. установлена и в подсо-левых отложениях, в которых выделены два этажа нефтеносности — каменноугольный и нижнепермскиа. Физико-химические характеристики подсолевых нефтей и их фракций представлены в табл. 470—478.
Бензиновые фракции являются лишь компонентами автомобильных бензинов, могут служить для промышленно-технических целей и ь качестве бензинов-растворителей в лакокрасочной промышленности. Легкие керосиновые фракции отвечают требованиям ГОСТа на реактивные топлива, керосиновые дистилляты удовлетворяют требованиям гехните-
334
uptiKTi-pHvinoi нефти
О о as on , и Содержание, % Содержание фракций, %
Давление насыще: ных паров при 31 мм рт. ст. Содержание парафина, % Температура плав ления парафина, 1 серы Л 1 смол сернокислотных сЧ м м ч я и ° 3 5 3 5 § асфальтенов Коксуемость, % Зольность. % Кислотность, мг КОН на 1 г нефти цо 200 -с цо 350 °C
— 1,13 58 С,63 0.12 26 11,45 0,27 3,30 — 4,79 3,3 29,2
— 2,68 53 1,27 — 28 16,90 0,33 3,20 — 5,88 2,0 20,02
— — — 0,93 — 24 — — 2,84 3,96 2,0 20,02
— 2,98 40 0,40 0,07 20 6,22 0,10 1,67 — 2 05 19,3 —
63 4.48 50 0,45 021 48 21,19 4,24 5,78 С,06 0,60 12,2 35,3
46 5,18 40 0.51 0,06 10 7,14 0,16 1,41 0.02 0,25 J2.0 44,02
393 3,53 49,5 0,44 0,03 9 4,68 Сл. 1,07 — 0,37 33,1 62.0
— 0,13 53 0,5 — — 13,2 0,16 2,7 — — 3,0 20
5.991 4,40 — 0,40 0,47 35 4,80 0,30 1,21 0,01 0,062 26,80 54,50
1,55 2,64 50 0,28 — 28 5,28 0,50 1,73 0,05 0,051 20,67 47.33
48,24 1,46 53 — — 30 3.47 0,13 1,40 — — 30,0 —
9.3С1 4,12 0,13 58 53 0,5 — 46 8,97 13,2 1,00 0,16 5,10 2,7 С,015 3,95 19,00 —
ских норм на осветительный керосин. Дизельные дистилляты без депарафинизации могут быть использованы как летнее дизельное топливо, а также могут служить компонентами дизельного арктического и зимнею топлива. Из юрской нефти можно получать базовые дистиллятные и остаточные масла без депарафинизации. Масляные дистилляты из нефти других горизонтов после депарафинизации могут использоваться как индустриальные масла общею назначения с достаточно высокими индексами вязкости.
335
Таблица 458. Аналш рыа фракии. говараой нефти
Температура отбора, °C 20 р4 Содержание серы, % Темп-ра кристал- лизации, °C Вязкость при 20 “С, йм2/с
меркаптановой общей
Н. к.—62 0,675 0,026 0Д1 — —
62- 85 0,730 0.С24 ОДО .— —
85-100 0,750 0,024 ОДО — —
100- -110 0,760 0,023 0,20 — —
110-Р0 С,776 0,021 ОДО — —
120-130 0,777 0020 ОДО — —
130—140 0,786 0.021 ОДО — —
140-150 0.791 0,010 ОДО — —
150—160 0,809 0,007 ОДО — 1,51
160—170 0.819 0,004 ОДО — 1,51
170—180 0,819 0,0035 ОДО — 186
180—190 0,820 0,003 оде 2,00
190 200 0,838 0.002 оде 2,49
200—210 0,845 0,001 ОДО —
210-220 0 849 0,004 0Д2 — —
220—230 0,850 0 0004 одз — 382
230—240 0,854 0.0002 0Д5 — 3,67
240—250 0,855 0,0002 0.25 — 4,35
250—260 0,861 0,0002 0Д7 5,26
260- -270 0,862 — 0,30 -57 6,э6
270—280 0,875 — 0,33 -51 8,00
280—290 0,880 — 0,35 -45 10,61
290—ЗОС 0,885 — 0,38 — 14,59
ЗОС^-ЗЮ 0.890 — 0,45 — 6.491
310- 320 0,896 — 0,48 — 7,80
320—330 0,902 — 0,49 — 9,82
330—340 0,903 — 0,50 — 10.75
340—350 0,906 — 0.51 — 13,46
350—360 0,912 — 0,51 — 12,65
360—370 0,914 — 0,52 — 23.74
370- 380 0,917 — 0.53 — 30,47
380—390 0913 — 0,55 -13 39.54
390—400 0,922 — 0,63 -12 51,45
400 410 0.925 — 0,63 -12 56,74
470—420 0,927 — 0.64 -И 83,50
420—430 0.928 — 0.67 -8 38,99
430—440 0,929 — 0,70 -8 100,90
1 Отсюда при 5С °C.
3.36
Таблица 459. Температурная зависимость кинематической вязкости нефти
Темп-ра, °C Горизонт
юрский, скв. № 11 пермо-триасовый нижнетриасовый нижний УШ
20 188,00 21,02 161,10 5,44 29,86
30 103 60 14,31 98,01 4,99 16,58
40 57,86 10,69 59-89 4,12 12,99
50 37,98 8,19 39,20 3,47 9,27
Таблица 460. Характеристика фракций, выкипающих до 200 °C
Температура отбора, °C Выход на нефть, % 20 % Фракционный состав, °C, при Содержание серы, % Октановое число Кислотность, мг КОН на 100 мл фракции
без ТЭС с 0,6 г ТЭС на 1 кг фракции с 2,7 г ТЭС на 1 кг Лпагции
н. к. 10 % 50 % % 06
1 2 3 4 5 6 7 S 9 10 11 12
Нефть пермо-триасового горизонта
28—85 2,8 0,6800 44 7С 75 80 Сл. 75,2 82,0 88,5 —
28—120 5,8 0.7205 46 73 98 119 « 72,8 80.5 87,8 Сл.
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 С,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
Нефть нижнетриасового горизонта
28--120 3,7 0,7330 71 82 98 118 — 68,0 78 85 0,44
28—130 4,7 0,7345 72 86 104 126 — 65,7 76,2 — —
28—140 5,7 0,7408 74 90 110 135 — 63.4 745 — —
28—150 6.9 0,7460 76 94 116 143 — 6Д,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 1С1 128 163 — 54,3 69,2 — —
28—180 9.7 0,7585 84 1СЗ 136 174 — 58,0 67,4 —— —
28—190 11,1 0,7645 86 105 144 175 — 50,6 55.6 — —
28—200 12,2 0,7679 89 108 153 196 49,2 63,8 — 1,34
Нефть нижнего горизонта
28-85 10,1 0,6570 30 39 57 80 — 65,6 78,0 87,0 —
28—1С0 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 0,6955 43 50 82 110 — 57.0 70.С 80,7 —
28—130 19,0 0,7057 42 53 87 117 — 55,5 68,4 — —
337
Продолжение табл. 460
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12
28—140 2С,9 0,7179 45 57 92 125 54 0 66,8
28-150 22,4 0.7200 43 60 98 132 — 52,5 65,2 —
28—16С 24,6 0,723С 49 64 99 141 — 51,0 63,7 —
28—170 26.6 0,7260 51 67 100 150 — 49,5 62,1 —
28-180 28 9 0,7290 52 71 102 159 — 48.0 60,6 -—
28—190 31,1 0,7320 53 75 103 167 — 46,5 59,0 —
28—200 33,1 0,7350 54 78 105 173 Сл. 45,0 57,5 Сл.
Нефть УШ горизонта
Н. к.-150 2,0 0 7702 118 124 136 140 — 54,3 63,5 — 0,20
Н. к.—160 2,6 0,7713 125 132 145 151 — 52,9 62,3 — —
И к —170 3,8 0,7724 132 140 154 162 Сл 51,5 61,1 — —
К. К.-18С 5,5 0,7735 140 148 163 174 — 50,0 59,9 — —
Н. к,—19С 7.0 0,7747 148 156 172 185 -—- 48,6 58,7 — -—
Н. к,—20С 8,9 0,7750 156 163 180 198 Сл. 47,2 57,5 — 0,75
Примечание Для нефти пнжнетрнасового горизонта давление насыщенных паров цри 38 °C равно 90 мм рт.ст. (фракция 28—200 °C), то же, для нефти нижнего горизонта — 160 мм рт. ст (фракция 28—150 °C) и 120 мм рт. ст. (фракция 28—200 °C), то же, для нефти VIII горизонта — 18 мм рп. ст. (н. к.—150 °C).
Таблица 461. Групповой углеводородный состав KcpouEHOBbu фракций
Темп-ра Содержание углеводородов, %
аромати- нафте парафи-
собора, °C ческих НОВЫХ новых
Нефть нижистриасового гори зонта
200—250 15 52 33
250—300 17 43 40
200—300 16 47 37
Нефть чнжнсго горизонта
200- 250 6 44 50
250 -300 13 35 52
200—300 9 40 51
Нефть VIII горизонта
200—250 11 48 41
250—300 14 42 44
200—300 13 45 42
338
Таблица 462. Группою* углеводорода ми состав фракций, вы килаюших до 290 "С
Содержание углеводородов, %
Л парафиновых
20 20
й р п Л к <и
о- * и О' |£ о * В ” 4 D и О О ii к •S’ 0 £ § S » 2 § Си ь g к
£ 5 СО я си и « О' л о я я 0 оо£“ я и о Я 0 я я
Нефть пермо-триасового горизонта
28—60 14 0,6420 1,3810 — — 100 — —
60-95 1.5 0,7206 1,4001 1 44 55 — —
95—122 3.6 0,7500 1,4152 2 57 41 — —
122—150 4.6 0,7735 1,4279 4 61 35 — —
150—2С0 8,2 0,8000 1,4445 9 65 26 — —
28—200 19,3 С 0,7500 \ 1,4208 5 56 39 — —
Нефть нижнетриасового горизонта
28—122 4,3 0,7312 1,4091 6 42 52 20 32
122- 150 2,9 0,7645 1,4251 9 32 59 16 43
150—200 5,3 0,7927 1,4392 12 35 53 15 38
28—200 12,2 0,7679 1,4322 10 35 55 17 38
Нефть нижнего горизонта
28—60 5,6 0 6294 1,3680 — — 100 39 61
60—95 6,4 0,7033 1,3965 2 35 63 29 34
95—122 5.3 0,7345 1,4110 6 36 58 22 36
122—150 5,1 0,7480 1,4210 9 32 59 18 41
150—200 10,7 0,7724 1,4338 12 31 57 17 40
28—200 33,1 0,7330 1,4100 7 28 65 24 41
Нефть УШ горизонта
Н. к,—122 0,6 0,7505 1,4212 10 5и 40 10 30
122—150 1,4 0,7592 1,4264 11 43 46 7 39
150--200 6,9 0,7850 1,4400 16 42 42 7 35
Н. к,—200 8,9 0,7759 1,4380 15 43 42 7 35
Таблица 463. Элементный состав сырья дтя деструктивных процессов, %
Остаток после отбора фракций до температуры, °C С Н О S N
Нефть нижнетриасового горизонта 350 86,75 12,10 0,16 0.72 0,27
450 86,80 11,70 6,25 0,82 0,43
500 86,90 11,32 0,36 0,90 0,52
350 Нефт1 ЧТИ .иризонта 85,16 12,86 0 25 0,59 С,14
450 86,20 12,65 0,19 0,80 0,20
490 86,23 12,52 0,11 1,10 0,24
339
Таблица 464. Характеристика легких
i f! отбора, °C Выход на нефть , % 20 Р4 Фракционный состав, °C, при V20, мм2/с i >
м X 10 % % OS 90 % % 86
150- -240 7,5 0,8372 165 173 200 230 Нефть юрского горизонта, — 2,03 15,26
120- —240 15.3 0.8040 143 154 185 222 Нефть нижве-риасивогэ 241 1,95 6,35
120- -240 25,0 0,7800 122 128 160 200 — Нефть нижнего 1,40 4,01
120- -240 17,5 0,8012 133 175 206 234 240 1,84 Нефть VIII 8,73
Таблица 465. Характеристика
Фракционный состав, °C, при
* ггоняется 270 °C, %
I яход । нефть 20 Р4 vO 8-° кО
Ь Б СП S X* й Ch 6 g
Нефть юрского горизонта,
150—240 7,5 0,8274 160 173 200 230 238 —
150—260 10,5 0,8430 175 187 220 235 250 —
150—280 14.3 0.8472 178 190 230 255 268 —
Нефть пермо-триасового
150—280 22,9 0,8350 177 186 220 252 266 —
Нефть нижнетриасового
150—280 17,6 0,8270 177 188 220 258 278 96
150-320 23,8 0,8380 186 198 248 296 308 66
Нефть нижнего
150- -280 26.2 0,7953 162 174 205 255 270 98
150—320 33,1 0,8061 170 182 226 284 300 82
Неф,ь9Ш
150—280 27,0 0,8134 184 195 230 263 282 94
150—320 36,6 0,8192 3 91 206 248 291 303 78
340
горизонта
помутнения
Температура.
вспышки
Высота некоптящего пламени, мм
Октановое число
Содержание серы, %
Кислотность, мг КОН на 100 мл
09- эжин скважина № начала кристаллизации Темпера^ я
w вспышки в закрытом тигле ? О о
1—‘ о ts) N) Теплота сгорания, ккал/кг
1 Высота некоптящего пламени, мм
о Содержание ароматических углеводородов, %
О й общей серь
о меркаптановой и 1 X о>
Кислотность, мг КОН на 100 мл •
00 о Йодное число, г 12 на 100 г дистиллята
Фактические
смолы, на
100 мл
Таблица 466. Ха ряктериепш дизыоиы
л смисрэтура отбора, °C Выход на нефть, % Цетановое число Дизельный индекс Фракционный состав, °C, при 20 ₽4
10 % 50 % 90 % 98 %
150 -330 24.3 46,0 195 235 306 Нефть юрского 314 08640
150—340 26,8 — 46,7 197 246 310 ч20 0,8670
150—350 29,2 — 47,0 200 260 320 332 0,8772
150-350 39,5 48,5 200 250 Нефть пе .мо- триасового 300 317 0,8327
200 350 30.6 — 48.2 231 266 307 319 0,8552
240—350 24,5 — 50,7 252 278 310 320 0,8610
150-350 28.4 49 57,0 206 263 Нефть иижиетриасового 320 326 0,8445
200—350 23,1 50 56,0 250 280 321 331 0.8515
240—320 П.7 51 57,0 263 278 300 306 0,8540
240—350 16,3 52 55,0 274 294 328 335 0,8600
150- 350 37.0 56 68 183 240 310 314 0,8108
180—350 30,5 58 67 220 260 313 319 0,8180
200-350 26,3 59 65 240 270 315 321 0,8279
230—320 16,1 59 65 256 275 294 296 0,8185
230—350 20,0 60 65 261 283 315 320 0,8344
240- -350 17,5 60 65 270 290 318 325 0,8360
280—350 10,8 — — 310 317 324 330 0,8420
150—350 43,6 54 67,4 204 260 320 Нефть VIII 338 0,8242
20С—350 36,7 55 65,6 251 280 331 339 0,8290
240 320 20,6 57 66,2 266 277 307 314 0,8307
240—350 27,6 60 65,9 273 295 333 342 0,8356
Примечание. Значения
анилиновой точки для
трех фракций нефти
пермо- триасового
342
топ mi ni и* коипснем ют
э/глл ‘о’л 1 6 •л > Температура, °C Содержание серы, % Кислотность, мг КОН на 100 мл
3 « & я S S помутнения 0 М
юризовта (скв. № 11) 5,62 228 Ни же -60 Ниже 60 60 Менее 0,1. 3,02
6,50 2,85 Ниже-60 Ниже-60 62 Менее 0,1 3,37
7,20 3,00 Ниже -63 Ниже-60 6с Менее 0,1 3.50
горизонта
5,82 2,50 Ниже-60 Ниже-60 65 0,28 5,78
6,82 3,00 Ниже -60 Ниже 60 73 0 30 16,87
8,70 3,74 Ниже -60 Ниже-60 107 0,33 6025
горизонта
5,50 2,70 -30 -25 69 — 6,72
7,35 3,20 -22 -16 — Сл. 8,51
8,70 3,50 -20 -19 — — —
11,50 4,15 -14 -5 — Сл. 11,42
3,00 1,73 -34 -24 56 0,18 2,96
4,09 2,10 28 -20 75 021 324
5,09 2,58 -21 -16 105 026 3,70
5,38 2,72 -23 -19 120 030 4,01
6,73 3,26 -18,5 -11 140 0,36 4,82
7,00 3,66 -12 -9 160 0,36 5,02
9,80 4,20 -6 — — 0,37 —
горизонта
3.9G 2,24 -30 -18 75 0,07 4,50
4,71 2,40 -26 -14 99 0.09 —
5,09 2,52 -25 -13 118 0,10 4,80
6,47 2.92 -16 -8 122 0,12 7,50
гор» «опта равны 62, 66 и 70 °C соответственно.
343
Таблица 467. Характеристика мазутов и остатков
Темп-ра, °C 4)
Продукт Выход на нефть, ’ 20 Р4 ВУяо в У100 застывания вспышки Содержав серы. % Коксуемость, %
Нафт, кижнетриасоього горизонта
Мазут флотский Ф-12 92,8 0.9118 12,001 _ -19 135 0,58 6,92
Мазут топочный:
40 81,7 0.9276 8,00 3,40 —4 173 0,63 8.35
ЮТ 75,2 0,9374 15,50 4,70 5 200 0,66 0,28
200 Остаток, °C, выше: 70,4 0,9446 25,30 650 11 220 0,69 9.98
300 71,9 0,9422 22,20 5,93 10 214 0,68 9.72
350 64,4 0,9535 45,00 11,40 19 245 0,72 10,98
400 56,2 0,9632 79,20 24,40 30 280 0,77 12.83
450 48,2 09745 — 54.40 37 315 0,82 14,96
500 40,1 0,9931 — 211,9 41 Нефть сре;(непермското нижнего горизонта 346 С.90 17.10
Мазут топочный:
40 29,5 0,9125 8,00 3,0 10 260 0,70 6,90
100 22.9 0,9290 15,00 5,00 13 290 3,90 8,40
200 20,5 0,9360 — 6,50 14 300 0,94 8.80
Остаток, °C, выше.
300 45,7 0,8885 2,05 1,58 7 198 0,64 3,50
350 38,0 0,8998 3,43 1,95 9 228 0,67 4,80
400 30,0 0,9115 7,10 2,83 10 256 0,70 6,85
450 23,2 0,9265 14,30 4,75 12 Нефть среднепермского VIII горизонта 286 0,85 8,22
Мазут флотский:
5 62,0 0,9943 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
Ма зут 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, °C, выше:
300 660 0,9014 2,45 158 13 194 0,54 2,82
350 ‘54,4 0,9101 3,38 1,95 -10 227 0,59 3,32
4СС 42,8 0,9173 5,72 3,23 -7 258 0,60 3,96
450 31,8 0,9227 18,38 732 -2 295 0,80 6,05
490 24,5 0,9339 40,66 14,57 5 332 1,10 7,65
1 Значение вязкости условной при 50 “С.
344
Таблица 468. Содержание парафина а 50-градусных масляных фрак ч иях че<]ггей нгс 'орожлгжий 'Ч.тийжтж »й xi.acin
Температура отбора, °C
Содержание парафина, %
Температура плавления парафина. °C
Кеикиякская нефть нижнетриасозО! о горизонта
400—450 3,08 55
450—500 1,55 61
Кенкиякская нефть среднепермского УШ горизонта
350—450 9,10 49
450—490 11.00 50
Акжарская нефть апге кого горизонта
400—450 0 —
450—500 Сл. —
Каратобинская нефть барремского горизонта
400—450 0.28 48
450—500 1,28 52
Каратобинская нефть средисюрсхого горн зонта, скважина № 4
400—450 0,96 50
450--500 1,16 55
каратобинская нефть нижнеюрского горизонта
400—450 1,80 45
450—500 2,68 46
Каратобинская нефть иижнетриаювого горизонта, скважина № 5
350—400 6,37 51
400—450 4,53 60
450-500 4,62 61
Каратобинская нефть верхнепермс* ого горизонта
350—400 6,40 45
400—450 6,60 54
450—500 5,10 57
Таблица 469. Групповой yi леводородный сгнетав керосинопиойлевых
фракций нефти ил скважин ы № 107
I ем пература отбора, °C Выход на нефть, % 20 ₽4 20 п D М Содержание серы, % Содержание углеводородов, %
ароматических нафтеновых парафиновых
200 —250 12,22 0,8050 1,4480 189 0,118 19,24 21,37 68,39
250 —300 9,00 0,8265 1,4574 203 0,160 10,37 44,73 44,90
300 —350 7,58 0,8356 1,4630 251 0,210 11,88 34,96 53,16
345
Таблица 470. Структурко-групповой состав 50ч ра дупл и фракций
Темп-ра отбора, °C 20 ₽4 20 п D м Распределение углерода, % Среднее число колец в молекуле
Сд Сн СКол Сп Ка Кн Ко
Нефть ниж аетр иасэього горизонта 200—250 0 8290 1,4578 173 7 48 55 45 0,10 1.20 1,30 250 —300 0,8523 1,4710 212 10 42 52 4 8 0,20 1,30 1,50 300—350 0,8710 1,4820 267 11 37 48 52 0,40 1,40 1,80 350—400 0,8900 1,4935 331 14 32 46 54 0,60 1,65 2,25 400—450 0,9095 1,5038 390 16 31 47 53 0,75 2,10 2,85 450—500 0,9190 1,5105 448 17 29 46 54 0,90 2,25 3,15 Нефть сретиепермского горизонта 200—250 0,8099 1,4505 184 6 32 38 62 0,14 0,73 0,87 250 -300 0,8284 1,4611 216 9 30 39 61 0,22 0,83 1,05 300—350 0,8500 1,4718 25G 10 33 43 57 0,30 1,12 1,42 350—400 0,8650 1,4808 294 12 29 41. 59 0,42 1,26 1,68 400—450 0,8820 1,4914 360 14 24 38 62 0,64 1,36 2,00 450—500 0,8936 1,4972 440 15 22 37 63 0,79 1,66 2,45 Нефть среднепериского VTO горизонта 200-250 0.8139 1,4505 178 2 41 43 57 0,04 0 86 0,90 250—300 0,8287 1,4591 220 5 39 44 56 0,20 1,00 1,20 300--350 0,8499 1,4704 260 9 35 44 56 0,30 1,20 1,50 350—400 0,8687 1,4792 298 10 34 44 56 0,40 1,50 1,90 400—450 0,8852 1,4884 363 12 31 43 57 0,50 1,90 2,40 450-500 0,8998 1,4998 428 15 26 41 59 0,70 1,90 2.60
Таблица 471. Потенциальное содержание фракций
Темп-ра кипения, °C Выход фракции на нефть, % Суммарный выход, % Темп-ра кипения, °C Выход фракции на нефть, % Суммарный выход, %
1 2 3 4 5 6
Скважина К» 90 Скважина № 107
Н. к—60 С. 84 0,84 Н. к.(691—108 2,52 2,52
60-70 1,07 1.91 108—124 1 94 4.46
70—80 094 2.85 124- -141 3,15 7 61
80—90 1,42 4,27 141—153 2,56 10.17
90—100 1.44 5,71 153—163 2,27 12,44
100—110 1,58 7,29 163—174 2,59 15,03
110—120 1,99 9,28 174—181 1,7 16.73
120—130 2 44 11,72 181—192. 2,34 19,07
130- -140 2,18 13,90 192—228 7.33 26.40
140—150 2.34 16,24 228- -248 4.08 ЗС.48
150—16С 2,28 18,52 248—267. 2,63 33,11
160- 170 2 41 20,93 262—274 2,37 35.48
346
Продолжение табл. 471
1 2 3 4 5 6
170—180 2.07 23,00 180- 19С 2,03 25,03 190—200 1,79 26,82 200—250 10.00 36.82 250—300 8.70 45,52 300- 350 9,00 54,52 350—400 7,90 62,42 400—450 6,20 68,62 450—490 2,70 71,32 Остаток 28,68 100,00 274—285 1,93 37.41 285 —297 1,88 39,29 297—310 1,82 41,11 310 -360 7,90 49,01 360—382 4,62 53,63 382 - 398 3,31 56,94 398—415 3,42 60,36 415—425 2.05 62,41 425—437 2,40 64,81 437- 450 2,27 67,08 450^-490 8,83 75,91 Остаток выше 490 24,0
Таблица 472. Г рупгон >И у глезопородный состав фракций, kmiui таюитвл до 2и« °C
Температура отбора, °C Выход на нефть, % 20 Р4 20 п D ч Содержание углеводородов, %
ароматических нафтеновых парафиновых
всего нормального строе- ния изостроения
Нефть EJ скважины 9
Н.к.—60 60—95 0,87 4,13 0,6546 0,7018 1,3800 1,3925 2,5 20,3 34,7 79,7 62,8 31,0 36,7 48,7 26,1
95—122 6.32 0,7323 1,4092 7,2 34,9 57,9 21,0 36,9
122-150 6,25 0,7534 1,4224 24,0 20,7 55,3 31,0 25,3
150—200 10,55 0,7784 1,4337 12,6 37,4 50,0 16,0 34,0
Нефть из скважины № 107
Н.к—95 1,40 0,7205 1,4170 3,5 17.0 79,0 22,31 57,19
95—122 2,60 0,7253 1,4200 5,0 18.0 77,0 25,38 51,62
122-150 5,50 0,7494 1,4220 6,0 21,0 73.0 36.80 36,20
150 -200 11,17 0,7763 1,4365 12,0 17,0 71,0 46.30 24,70
347
Таблица 473. Характеристика дистиллятных бэтсвых иасе.1 и групп углеводородов, получг-гкых адсорбционным методом
Исходная фракция, смесь углеводородов Выход, % 20 Р4 20 п D М сад, ммУс O/jHW ‘001л § Температура застывания, °C Содержание серы, %
на фракцию На неф! ь
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11
Нефть нижнетриасового горизонта
Фракция 350—450 °C 100 16,2 0,9000 1.4983 368 21,70 5,05 — 12 0,16
То же, после депарафинизации 93 15,1 0,9050 1,5020 365 26,89 5,47 36 -30
Нафтено-парафиновые углеводороды 59,3 9,6 0,8588 1,4756 380 16,70 4,47 93 -21 —
То же + I группа ароматических 72,4 11,7 0,8820 1,4860 375 19,65 4,85 85 -23 —
То же + I, П группы ароматических 75,8 12,3 0 8860 1,4890 375 21,01 4,95 69 -24 —
То же + I—III группы ароматических 82,2 13,3 0,8915 1,4938 375 21,90 5,00 57 -25 —
То же + I—IV группы ароматических 89,1 14.4 0,8990 1,4980 370 23,36 5,90 46 -27 —
Ароматические углеводороды: I группа II группа 13.1 5,3 2,1] 0,6 0,9470 1,5286 49,04 6,93 — -27
Ш группа IV группа 6,5 6.9 1,0 1,1 1,0326 1,5985 161.79 11,15 — -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
То же, 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 —
То же + I группа ароматических 68,6 5.5 0,9000 1,4928 470 64,21 10,63 77,5 21
То же + I, П группы ароматических 72 2 5,8 0,9035 1,4955 465 66,60 10.90 76,0 -22 —
То же + I—III группы ароматических 77,5 6,2 0.9073 1,4990 460 72,00 11.30 70,0 -23 —
То же + I—IV группы ароматических 83,5 6,7 0,9120 1,5038 450 81,5 11,83 59,0 -25 —
Ароматические углеводороды: I группа 15,9 1,3 0,9285 1,5146 134,85 14,30 52 —
II группа 3,6 0 3 0.9891 1.5590 — 663,ВО 31,31 -80 — —
III группа IV группа 5,3 10.9 0,4 0,8 1,0221 1,5900 — 981,68 35,83 -154 — —
Смолистые вещества 5 0 0,4 — — — — — — — —
Фракция 350—420 °C Нефть среднепермского нижнего горизо 100,0 10,3 0,8685 1,4829 — 12,50 3,65 — 18
То же, после депарафинизации 88,4 9,1 0,8704 1,4840 — 14,25 3,93 78 -28 —
348
Продолжение табл.473
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11
Нафтено-парафиновые углеводороды 65,4 6,7 0.8479 1,4658 12,08 3,64 100 -26
То же + I группа ароматических 70,0 7,2 0,8563 1,4720 — 12,50 3,71 92 -26 —
То же + I, И группы ароматических 75,6 7,8 0,8625 1,4790 13,30 3,80 85 -27 —
То же + I—Ш группы ароматических 86,5 8,9 0,8698 1,4830 13,98 3,88 79,5 -27 —
Фракция 420—500 °C 100,0 22,6 0,8915 1,4960 — 40,52 8,43 — 35 —
То же, 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 —
То же +1 группа ароматических 66,0 7,1 0,8749 1,4800 — 35,40 7,36 90 -20 —
То же + I—Ш группы ароматических 74,6 8,0 0,8837 1,4838 — 43,39 8,40 88 -22 —
То же +1—Ш и часть IV группы ароматических 79,5 8,5 0,8870 1,4900 47,60 8,87 85 -23
То же + I—IV группы ароматических 88,0 9,4 0,9000 1,4985 — 55,73 9,65 77 -26 —
Нефть среднепермского VIII горизонта
Фракция 350—450 °C 100,0 22,6 0,8762 1,4838 310 13,17 3,80 — 17 0,50
То же, 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 —
То же + I группа ароматических 71,0 16,1 0,8532 1,4710 345 13,93 3,97 96,0 -25 —
То же + I, И группы ароматических 78,5 17,8 0,8669 1,4768 340 14,51 4.02 85,2 27 0,20
То же + I—Ш группы ароматических 81,5 18 5 0,в738 1,4815 335 14,97 4 04 73,7 -28 —
I—IV группы ароматических углеводородов 87,4 19,8 0,8800 1,4870 330 15,47 4,06 — -30 0,47
Смолистые вещества 1,6 0,4 — — — — — — — —
Фракция 450—490 °C 1С0 7,3 0,8998 1,4998 428 43,66 8.38 — 29 0,65
То же, после депарафинизации 85,0 6,2 0,9025 1,5020 445 74,78 11,16 57 -30
Нафтено-парафиновые углеводороды 57,1 4,2 0,8732 1,4780 470 43,77 8.71 96 -24 —
То же + I группа ароматических 64,7 4,7 0,8760 1,4812 460 46,98 9,05 92 -25 —
То же + I, II группы ароматических 67,2 4,9 0,8780 1,4840 455 46,26 9,19 91 -26 —
То же + I—III группы ароматических 70,6 5,2 0.8800 1,4875 499 53,08 9,48 85 -27 0,10
То же + I—IV группы ароматических 82,5 6,0 0,8940 1,4980 44 7 67,50 10,8 70 -29 —
Смолистые вещества 2,5 0,2
349
ОкоЕчацкс табл. 473
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 и
Остаток выше 490 °C Нафтено-парафиновые 100 24,5 0,9339 — — 236.51 14,572 — — 5
углеводороды То же, после депарафи- 47.0 10,8 0,8759 1,4810 690 180,1 25,14 — 20
низации То же +1 группа арома- 39,0 9,0 0,8833 1,4850 720 248,3 31,03 98,5 -2
тических I группа ароматических 55,9 12,9 0,8928 1,4904 710 320 35,5 93 0
углеводородов 16,9 3,9 0,9139 1,5034 700 680 49,0 63,2 13
1 Значение вязкости устовиой при 50 "С.
2 Значение вязкости условной ври 100 °C.
Таблица 474. Характеристик! фэакци й, taлыпы ющих до 200 °C
Температура отбора, °C Выход на нефть, % 20 Фракционный состав, °C, при Содержание серы, % Кислотность, мг КОН на 100 мл топлива Давление насыщенных паров при 38 °C, кПа
м я 10 % 50 % 90 %
Нефть из скважины X 90
Н. к,—100 5,70 0./029 62 80 95 106 — 1,62 19,97
Н. к,—120 9,30 0,7089 75 92 110 125 0,053 2,63 19,20
Н. к.—150 16,25 0,7338 80 108 134 162 0,056 3,13 9,68
Н.К.-200 26,80 0,7491 92 120 152 192 0,111 756 —
Нефть из скважины № 107
Н. к,—100 1,80 0,7270 70 86 100 113 — — —
Н.к,—120 3,83 0,7350 76 89 112 125 — 25,90 —
Н. к,—150 9,50 0,7486 104 117 131 148 0,056 10,70 5,79
Н.к—180 16.50 0,7571 116 128 148 171 0,088 11,10 —
Н. к,—200 20.67 0,7665 117 133 161 188 0,093 10 00 2,32
350
Т а 5 л в ц а 475. Характерястим ьерошнокы* дистиллятов
120—240 25,70 0,8010 132 168 187 232 2,03 1,45 38 0,11 10285 23,08
Нефтс из сивджеиы № 107
120—230 22,97 0,7820 150 164 183 212 2,03 1,37 42 0,07 10475 27.10
120—240 24,97 0,7830 155 165 187 220 2,07 1.43 43 0,07 10370 26,70
120—250 26,06 0.7849 160 166 190 227 2,10 1,57 48 — 10317 25 60
Примечание. Температура начала кристаллизации трех первых проб ниже минус 60 °C, поелейней — минус 59 °C.
Таблица 476. Характеристика масляных фракций
Нефть из скиажины К: 90
350—400 7,90 0,8571 1,4760 267 6,89 — — 5,74 — 0,38
4СО--450 6,20 0,8660 1,4802 300 10,62 — — 12.30 0,40
450 490 2,70 0,8761 1.4890 346 40,18 — — 13,50 — 0,69
Нефть на скважины № 107
350—400 10,01 0,8496 1,4730 301 5,91 2,72 -5 14.4 23 0.30
400-Л50 9,83 0.8654 1,4813 360 12,26 5,95 8 9,1 43 0,19
450 - 490 8,83 0 8847 1.4924 397 49,90 8,07 10 7,4 50 —
351
Таблица ^11. Характсрьстнкадизельных
1 емпература отбора, °C Выход на нефть, % 20 ра V20» мм2/с V50, мм2/с Тем ufcpai vpa, °C Содержание серы, %
помутнения застывания i 5 я а «
150 -350 38,25 0,8215 3.67 2,07 -30 -39 83 Нефть из 0,17
200- -350 27,70 0.8218 4,09 2,27 -23 -30 96 0,18
240 -350 19,50 0,8352 6,39 3,28 -20 -28 127 0,23
18С- -350 30,83 0,8436 2,83 1,67 -31 -40 80 Нефть из 0,137
200- -320 21,98 0,8223 3,71 2,11 -ЗС -35 88 0,138
200- -350 26,66 0,3252 3.84 2,15 -29 -33 100 0,160
23С- -350 20,53 0,8226 4,66 2,45 -26 -30 108 0,141
240- -350 16.44 0,8302 5,11 2.60 -25 -30 ПО —
Таблица 478. Характеристикакеросиновыхдистилльгс-в
Показатели Скважина № 90, температура отбора, °C Скважина № 107, температура отбора, °C
150—280 150—320 150—280 159—300 150—320 । 150—350
Выход на нефть, % 25,75 33,05 27,10 30,25 33,15 37.83
20 Р4 0.8040 0,8970 0,7968 0,8010 0,8069 0,8114
В язхость при 20 °C, мм/с Температура, °C: — — 2,06 2,15 2,29 3,0
помутнения -50 — -47 -42 -36 -32
застывания -60 — -60 -58 -56 -40
вспышки 60 67 62 69 74 —
Содержание серы, % Кислотное число, мг КОИ 0.16 0,17 0.11 0,12 0.12 0,14
на 100 мл топлива Фракционный состав,°C, при: 15,80 13,80 9,60 11,05 7,64 22,10
н. к. И6 188 179 180 183 187
10 % 202 204 192 194 195 197
50 % 222 238 213 218 226 232
9G % 252 284 241 254 266 279
98 % 266 300 251 263 2.76 286
Анилиновая точка, °C — — 69,0 70.0 71,5 75 0
Дизельный индекс Высота некоптящего — — 71,0 70,5 70,0 71,0
пламени, мм 22,5 21,9 23.9 21.7 21,5 21,4
Цетановое число, мм — 56 66 65,5 65,0 66,0
352
топлив и их компонентов
Кислотность, мг КОН на 100 мл топлива Фракционный состав, °C, при Анилиновая точка, °C Дизельный индекс Цетановое число
м X 10 % 50 % 90 % 98 %
скважины № 90
18,50 156 206 262 296 310 76,0 69,0 64,0
16,50 188 216 276 322 336 78,0 58,0 63,С
10,75 244 262 280 330 340 81,0 67,0 61,0
сквьжины № 107
8,40 206 218 238 269 278 73,5 68,7 63,2
— 228 235 254 279 286 77,0 67,0 61,1
6,58 232 242 257 282 292 78,0 67,2 61.3
5.88 245 252 263 283 294 79,0 67,5 61,7
4,93 249 252 269 292 304 80,0 67,8 62,1
Месторождение Кожасай. Месторождение открыто в 1983 г. Извлекаемые запасы по категории A+B+Ci 0,66 млн т.
Для исследований были отобраны пробы нефти и конденсата. Плотность нефти при 20 °C 0,8212, вязкость 8.2 мПа с; температура застывания минус 8 °C, температура насыщения нефти парафином 50 °C; содержание серы 1,8 %, смол силикагелевых 8,7, асфальтенов 1,0, парафинов 7,8 %; выход фракций: при температуре отбора н. к.— 100 °C — 3 %, до 150 °C — 13, до 200 °C — 24, до 300 °C — 45%; пластовая температура 61,5—78 °C. В пробе нефти из скважины № 86 (интервал 3345— 3365 м) установлено содержание серы 0,65 %, смол силикагелевых 6,14, асфальтенов 0,7, парафинов 4.97 %; выход фракций до 200 °C — 33,3 %, до 350 °C — 54,4 %. В пробе конденсата из скважины № 87 (интервал 3138— -3144 м) содержится 0,59 % серы; выход фракций до 200 °C — 70 %, до 350 °C —92 %.
Элеменгный состав конденсата (%): С 81,8; Н 13,8; S 0,59.
Результаты анализа физико-химических свойств бензиновых фракций конденсата приведены в табл. 479.
Важнейшим показателем оценки высококипянщх фракций и остатков нефти является потенциальное содержание в них базовых масел. Физико-химические характеристики дистиллятных и остаточных базовых масел приведены в табл. 480—482 [145].
353
Тг блица 479. Групповойу1лсш>дородныйсос~ас мастной
Температура отбора фракций, остатка, °C Парафино-нафтеновые углеводороды Ароматические
% 20 п D I группа
% 20 л D
Фракция 350—454 °C 69,15 1,4626—1,4896 5 26 Нефть из 1,4916—1,5276
Остаток выше 454 °C 39,78 1,4798—1,4858 18,19 1,4923- -1,5253
Выше 350 °C 67,86 1,4649—1,4899 8,84 Конденсат из 1,4916—1,5296
Таблица 480. Групповой углеводородный сос: ав бензиновых фракций, выкипающих до 200 °C
Температура отбора, °C Выход на конденсат, % 20 Р4 и20' D Содержание серы, % Содержание углеводородов, %
ароматических нафтеновых парафиновых
всего о с и строения изостроения
Н. к —62 1,8 0,6516 1,3936 0,03 — 11,0 89,0 11.66 77,34
62—95 12,2 С.6880 1,3901 0,С8 4,6 11,34 84,06 17,05 67,01
95—122 19,6 0,7172 1,4061 0,10 9,6 24 4 66,0 19,95 46 05
122—150 17,4 0 7467 1,4216 С,13 16 38 21,74 61.88 15,58 46 30
150—200 19,0 0,7741 1,4351 0,36 20,72 23,78 55,5 10,08 45,42
Н. к.—200 70,0 0,7155 1,4093 0 14 10,26 18,45 71,29 14,86 56,43
Таблица 481. Потенциальное содержание базовых масел и масляной фракцн и и вакуумкь х остаi ках
Масло базовое 20 Р4 20 п D м Вязкость, мм2/с, при ИВ Темп-ра застывания, °C Выход, %
на фракцию на нсфгь
50 °C 100 °C
Нефть из скважины № 86
350—454 °C Остаток 0 8859 1,4878 322 9,64 3,08 89 -17 79,72 17,42
выше 454 °C С.9071 1.5013 519 317,16 32,13 80 -17 38,3 8,20
Конденсат из „кважины № 87
Остаток
выше 350 °C 0.8540- 1,4719 287 11,10 3,82 174 -10 53,16 3,88
354
фракцп н, вакуум ных остатке ч нефти и конденсата
углеводороды Промежуто-иные фракции и смолы, %
П и III группы IV группа
% 20 п D % 20 п D
скважины № 86 20,64 1,5336—1,5890 3,43 1,5910—1,5990 29,33 1 52
21.08 1,5338—1,5620 7,47 1,6000—1-6269 46,74 13,48
скважины № 87 17,11 1,5350—1,5853 5,68 1,5925—1,6396 31,63 5,51
Таблица 482. Характеристика дистиллят ых и остаточных базовых касел нефти месторождения Кожасай
Группа углеводородов, их смеси Выход, % 20 ₽4 20 Г,С М Вязкость, мм2/с, при ИВ Температура застывания, °C Содержание серы, %
на фракцию на нефть
Эо 09 Зо 001
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 и
Фракция 350- 454 °C (скв. № 86)
До депарафинизации После депарафинизации 83,94 10.93 18,34 0,8848 0,8982 1,4901 1,4940 308 297 16.0 10,65 3,28 87 -2 -20 0,64 0,64
Парафино-нафтено-вые углеводороды 58,03 12,68 0,8468 1,4658 269 8 09 2.80 101 -19 0,39
То же + I группа ароматических 62,42 13,64 0,8534 1,4688 324 8,57 2,88 99 -18 0,58
То же + I и III группы ароматических 79,72 17,42 0,8859 1,4878 322 9,64 3,08 89 -17 0.61
Средние ароматические углеводороды 17,30 3,78 0,9971 1,5598 284 25,69 5,49 44 28 1,13
Парафино-нафтеновые углеводороды до депарафинизации 38,90 Остаток выше 454 °C (скв. № 86) 8,36 0,8894 1,4858 721 146 5 22,06 104 +7 0,50
То же, после депарафинизации 26,30 5,65 0,9039 1,4928 565 171,5 24,56 102 -18 0,56
То же + I группа ароматических до депарафинизации 56,64 12,13 0,8937 1,4878 630 192,9 26,6 101 +4 0,38
То же, после депарафинизации 38,30 8,20 0,9071 1,5013 519 317,2 32,13 80 -17 0,64
Парафино-нафтеновые углеводороды до депарафинизации 66.30 4,84 0,8442 1,4666 338 9,42 3,54 192 +22 0,53
355
О к с н ч _.. в к- а б л. 4Й1
1 2 3 4 5 6 1’ 8 9 | 10 11
То же, после депарафинизации 51,36 3,75 852,6 1.4707 286 10,71 3,78 181 -12 0,52
То же + I группа ароматических до депарафинизации 68,63 5,01 845,7 1,4680 317 9,80 3,60 189 +22 0.60
То же, после депарафинизации 53,16 3,88 854,0 1,4719 287 11,10 3,82 174 -10 0,60
Остаточные базовые масла конденсата обладают очень высокими индексами вязкости при небольших ее значениях. Подобные масла нефти, наоборот, имеют очень большую вязкость при 50 °C.
Дистиллятное базовое масло нефти отвечает требованиям ГОСТа 20799—75 на индустриальное масло общего назначения И-8А. Остаточное базовое масло конденсата может применяться как индустриальное масло марки И-12А.
Месторождение Копа. Месторождение находится в Байганинском районе, в 18 км к юго-востоку от ст. Сагиз ж.-д. линии Атыоау — Кандагач и в 12 км от нефтепровода Атырау — Орск.
В геологическом строении солянокупольной структуры принимают участие гидрохимические осадки кунгурского яруса нижней перми и песчано-глинистые надсолевые отложения пермо-триаса, нижней, средней и верхней юры, нижнего и верхнего мела, а также четвертичные.
В структурном отношении месторождение приурочено к соляному куполу Копа, расположенному на юго- восточной окраине Прикаспийской впадины.
Геологоразведочные работы на площади соляного купола Копа начались в 1958 г. Были проведены геологическая съемка, гравиметрические и сейсморазведочные работы, В ходе бурения 12 скважин вскрыли проектный горизонт — отложения кунгурского яруса, одна скважина — пермо-триасовые толши и еще одна — нижнеюрские.
Структурно-поисковые и разведочные скважины расположены на расстоянии 0,4—1,1 км на профилях в основном субмеридиочального и широтного простирания. Расстояние между профилями 1,0—3,2 км.
Месторождение многопластсвое. Во вскрытом скважинами разрезе выявлено 11 нефтеносных горизонтов, из которых один — в нижней юое (нижнеюрский), семь — в средней юре VII — I (снизу вверх) и по одному в барреме, апте и альбе.
Нефтяные залежи, связанные с отложениями юры и нижнего мела, приурочены лишь к нижнему крылу, примыкающему к крутому склону соляного купола. Северный блок нижнего крыла содержит десять нефтяных залежей, а нижний — семь.
356
Продуктивные отложения представлены песками, песчаниками и алс-пролитами с прослоями известняков и конгломератов.
Залежи по типу откосятся к Пластовым, тектонически и литологически экран иров; ihhhm.
Гидрогеологическая характеристика месторождения Копа изучалась в процессе структурно-поискового, разведочного бурения и при опробовании скважин Все водонасыщенные горизонты, за исключением I и II средчеюрских, были опробованы. В процессе гидрогеологических иссле довений измерялись статический уровень воды, ее температура, пластовое и забойное давление, а также отбирались пробы воды на химический анализ. Установлено, что в водах пермо-триасовых, юрских и нижнемеловых обложений содержание йода колеблется от 1,2 до 14,3 мг/л, брома — от 19,2 до 78,5 мг/л. Тип вод хлеркальциевый.
Физико-химические свойства нефти исследованы по 16 пробам, отобранным в поверхностных условиях, и 4 глубинным пробам нефти, отобранным из нижнеюрского, I и II среднеюрских горизонтов. Нефти из юрских продуктивных горизонтов имеют плотность 0,8680—0,9418 г/см3, малосернистые (0,13—0,24 %), смолистые (15,0—50,6 % смол сернокислотных), слабопарафинистые (0,29- —3,14 %), характеризуются динамической вязкостью при 20 °C в пределах 62—816 сСт и выходом 9,0—24,12 % светлых фракций при разгонке до 300 °C.
Нефти нижнемеловых продуктивных горизонтов имеют плотность 0,919—0,926 г/см3, малосернистые (0,22—0,28 %), смолистые (22,0— 36,7 %), беспарафинистые (0,44—0,94 %), с динамической вязкостью при 20 °C в пределах 1374,5—2824,7 сСт и выходом 8,0—10,25 % светлых фракций при разгонке до 300 °C Сырьевые качества нефтей не изучались.
По данным исследования глубинных проб, газосодержание нефти низкое. В нижкеюрском горизонте газовый фактор равен 0,42—5,12 м3/т, во II среднсюрском — 4,44 м3/т, и в I среднеюрском — 1,61 м3/т.
Месторождение Кумсай. Месторождение выявлено в 1960 г., но, несмотря на большой объем проведенных буровых работ (96 структурных и 7 поисково-разведочных скважин), из-за сложного строения залежи на некоторых участках осталось недоизупенными. Граничит с месторождением Кенкияк.
Кумсайское межкупольное поднятие имеет форму брахиантикли-нальной складки размером 12,5x22,5 км и амплитудой до 65 м. Продуктивный горизонт толщиной до 23 м приурочен к верхней части среднеюрских песчано-глинистых отложений, мощность которых колеблется от 44 до 68 м и соответствует I среднсюрскому горизонту, разрабатываемому на Кенкияке [140].
В ряде слтчаев содержание песка в продукции скважин достигает 60 %.
357
Нефть высоковязкая, что должно учитываться в процессе извлечения из пласта и при переработке.
Коллекторы поровые, тип горных пород терригенный. Залежь находится под пластом глины мощностью 27—29 м. Площадь нефтяной части залежи около 30 км2. Высота залежи 55,4, глубина в своде кровли 270 м, подошвы — 293 м. Общая мощность нефтеносного пласта 93 м, нефтенасыщенной части — 5—16 м. Параметры пласта следующие: открытая пористость 0,18; нефтенасыщенность 0,8: коэффициент извлечения нефти 0,25; пересчетный коэффициент 0,98.
Физико-химическая характеристика поверхностных нефтей такова; плотность при 20 °C 0,9390 г/см3; температура застывания минус 6,2 °C, температура вспышки по Бренкену 135 °C; содержание парафина 0.36 %, температура его плавления 51,7 °C; содержание серы 0,71 %, кокса 3,66, асфальтенов 1,06, механических примесей 0,13, акцизных смол 31,2, золы 1,03 %: содержание свободной воды 1,7 %, воды по Дину — Старку 2,84; кислотность 3,77 мг КОН на 1 г нефти; разгонка по Энглеру (выход фракций на нефть): до 200 °C — 0,25 %. 200—250 °C — 0,95, до 250—300 °C — 15,21 %, vio 3787,11 мм2/с, v2o 2061,52, v30 822,36, V40 452,67, V50 230,49, v60 109,38 мм2/с; ВУ? о 511,26, ВУ2о 245,24, ВУзо Ш,01, БУдо 49,36. ВУ50 25,31, ВУво 214,76 (по Энглеру).
Физико-химическая характерист ика мазута: минимальная температура отбора светлых фракций 300 °C; выход на нефть 86,5 %; плотность при 20 °C 0,9485 г/см3; температура вспышки 168 °C, воспламенения 191 °C (по Бренкену); содержание серы 0,73 %, кокса 4,31, акцизных смол 39 %; узо 1377,88 мм2/с, V40 767,92, V50 313,32, vso 166,34 мм2/с.
Физико-химическая характеристика глубинных нефтей: плотность на глубине отбора 0,8857 г/см3; плотность сепарированной нефти при 20 °C 0,9380 г/см3; плотность газа при 20 °C 0,1232 г/л, коэффициент растворимости газа 0,158; давление насыщения 0,95 мПа; коэффициент сжимаемости 11,59 10 5; газосодержание 1,47 м3/м3, или 1,58 м3/т; объемный коэффициент 1,016; усадка 1,58 %; динамическая вязкость сепарированной нефти при 20 °C 1518,99 сП, то же. на глубине отбора 1048.69 сП7
Месторождение Локтыбай. Месторождение находится в Байганинском районе, в 75 км от Кенкияка и в 70 км от Жанажола, расположенных северо-восточнее Открыто в 1992 г. [146].
Промышленные притоки получены из скважины № 14 (интервал 4117— 4085 м) с дебитом 10 м3/сут.
Плотность нефти 0,845. Сероводород отсутствует.
Коллекторами являются нижнекарбоновые терригенные отложения.
Физико-химическая характеристика нефти такова: плотность при 20 °C 0,8275; вязкость при 20 °C 7,45 мм2/с, при 50 °C 3.66 мм2/с;
358
температура застывания минус 40 °C; содержание парафина 2,8 %, температура его плавления 62 °C, содержание серы 0,15 %, асфальтенов 0,02, силикагелевых смол 4,05 %; коксуемость 1,25 %; выход фракций до 200 °C — 29,0 %, до 300 °C — 46,5, до 350 °C — 55.0 %.
Элементный состав нефти следующий (%): С 86,2; Н 13,7; S 0,15; V 1.810 -3; Ni 1,73 10-2; Fe 1,95 -1СН; Zn 9,4-10-5; Cr 2,91-10-5.
Результаты анализа физико-химических свойств бензиновых фракций приведены в табл. 483.
Таблица 483. Группой' >й углеводородный состав бензиновых фракций, выкипающих до 200 °C
Темп-ра отбора, °C Выход на нефть, % 20 Р4 20 п D Содержание углеводородов, %
ароматических нафтеновых парафиновых
Н. к,—62 1,7 0,6679 1,3915 32,0 68,0
62—95 4,8 0,7040 1,4062 3,5 26,1 70.4
95—122 7,5 07572 1,4110 6,0 25,4 58 6
122—150 6,5 0,7500 1,4212 6,3 24,4 69.3
150—200 8,5 0,7816 1,4375 12,2 22,0 65.8
Н. к,—200 29.0 0,7491 1 4170 7,12 24,68 68,2.0
Месторождение Мортук Южный. Месторождение расположено в Мугоджарском районе. Ближайший населенный пункт — пос. Кенкияк — находится в 30 км к западу. Районный центр и ближайшая железнодорожная станция — Эмба (60 км к северо-востоку). От Актюбинска месторождение находится на расстоянии 270 км.
Нефтяные месторождения Кенкияка расположены в 20 и 40 км к западу и югу соответственно.
Месторождение открыто в 1992 г. При испытании скважины № 1 (интервал 4230— 4216 м) получен промышленный приток газоконденсата с дебитом 96 мЗ/сут. Коллекторами являются каменноугольные известняки пористостью 10 %. Плотность газоконденсата 0,790 г/см3.
Сероводород отсутствует. Свойства нефти изучаются.
Месторождение Синельниковское. Месторождение открыто в 1987 г. Глубина залегания 2780—2862 м, плотность нефти 0,836. Свойства изучаются.
Месторождение Урихтау. Месторождение нефтегазоконденсатное, расположено к западу от нефтепромысла Кенкияк. Открыто в 1983 г., в настоящее время подготовлено в разработке.
Глубина перфорации скважины №12 составляет 2572—2605 м, скважины №8 — 2932—2938 м.
359
Состав пластового газа следующий (%): СН4 75,04; СгНб 6,26; СзНвЗ,51; КЗ0-С4Н1С 0,74; H-C4H10 1,07; С5 выше 6,07; N2 3,3; СО2 0,5; Нг 8,5 %. Пластовое давление 31,09 мПа, пластовая температура 67 °C.
Физико-химическая характеристика дебутакированного конденсата такова: плотность при 20 °C 0,7853 г/см3; молекулярная масса 143, Содержание серы общей 0,49 %, меркаптанов 0,12, парафинов 5,65, масел 34,3, смол 0,3, асфальтенов 0,02 %.
Результаты анализов фракций и остатков нефти приведены в табл. 484-^88.
Т а б л и ц а 481 Физико-хинь ^м кие свойства разгазг-ровакной нефти
Параметры Скважина № 12 Скважина М> 8
20 Р4 0,7258 0,8802
Вязкость при 2С °C, мПа с 0,83 19,72
Температура, °C:
застывания -80 -1
вспышки -5 55
Содержание, %:
серы 0,42 0,99
смол сернокислотных 22,0 50,0
смол силикагелевых 0,81 11,13
асфальтенов Отс 1,34
парафлнов 0,32 8,27
Температура плавления парафина, °C — 44
Коксуемость, % 0,46 7,36
Кислотное число, мг КОН на 1 г нефти 0.045 0,034
Выход фракций, %:
до 200 °C 75,0 87,0
до 300 °C 11,0 37,3
Характеристика базовых масел во фракции выше 350 °C из нефти скважин № 8 и 12 такова: выход на нефть — 24,10 и 5,82 % соответственно; плотность при 20 °C — 0,8681 и 0,8694; вязкость при 50 °C — 18,1 и 15,9 мм3/с, при 100 °C — 5,40 и 4,66 мм?/с; ИВ — 152 и 128; л^0 — 1,4764 и 1,4720; М — 315 и 322; температура застывания — минус 12 и минус 13 °C.
360
Таблица 485. Групповой углеводородный состав бензиновых фракций
Температура отбора, °C Выход на нефть, % 20 Р4 20 Л D Содержание углеводородов, %
ароматических нафтеновых парафиновых
2 <ь и я нормального строения изостроения
Нефть из скважины ЛГ° 12
Н. к.—62 4,5 0.65С9 — — 12,0 88,С — —
62—85 22,5 0,6632 1,3848 3,5 20,3 76,2 — —
95-122 26,5 0,7026 1,3988 6,0 21,6 72,4 — —
122—150 12,5 0.7421 1,4158 10,1 23,4 66,5 — —
Нефть из скважины № 8
Н. к,—122 2,6 0,7569 1,4187 26,4 22,8 50.8 15,23 34,57
122—150 2,4 0,7639 1,4212 21,0 19,0 60,0 — —
150—200 6,0 0,7855 1,4327 20,7 12.0 67,3 10,83 56,47
Таблица 486. Харакз сристика легких керосиновых днстилля гов
Показатели Скважина № 12, температура отбора, °C Скважина № 8, температура отбора, °C
120--230 120—240 120—230 120—240
20 Р4 Фракционный состав, °C, при 0,7634 0,7654 0,7817 0,7833
н. к. 120 120 125 125
10 % 128 130 147 150
50% 160 165 174 175
96% Кинематическая вя, кость при 215 220 210 215
20 °C, мм^/с Температура, °C: 1,05 1,07 1,26 1,28
вспышки в закрытом тигле 28 30 36 38
начала кристаллизации — Ниже-60 Ниже —60 Ниже -60
Содержание серы, % 0,087 0,09 0,124 0,153
Высота некоптящего пламени, мм 32 31 27 26
361
Табпица 487. Характеристика дизельных диспьиятов
Гпказатсли Скважина № 12, температура отбора, °C Скважина № 8, температура отбора, °C
18D—340 240—340 180—350 240—350
Выход на нефть, % 15,75 8,25 28,7 22,3
20
Р4 0,8041 0,8252 0,8259 0,8294
Вязкость, мм2/с, при:
20 “С 2,41 2,81 3,30 3,76
50 °C 1,47 2,43 1,87 2,06
Температура, °C:
помутнения -43 -15 -32 -26
застывания -52 -27 -40 -35
вспышки 90 110 94 115
Молекулярная масса 167 195 208 215
Фракционный состав, “С, при:
н. к. 200 240 180 220
10% 210 250 200 230
50% 257 275 250 270
90% 285 300 290 300
Анилиновая точка, °C 74 81 73 75
Содержанье серы, % 0.18 0,23 0,43 0,5С
Дизельный индекс 72 70 63 64
Таблица 488. Харак геристика остатке в
Показатели Остаток из нефти скважины № 8 Остаток из нефти скважины № 12
Выше 230 °C Выше 350 °C Выше 450 °C Выше 340 °C
Выход на нефть, % 84,5 61,2 35,3 10,2
20 Р4 Вязкости, мм?'с. при: 0,8951 0,9258 0,9617 0,8745
50 °C 15,74 65 2 — 16,93
80 °C 6,75 19,53 146,66 7,21
Молекулярная масса Температура, °C: 352 392 757 286
застывания -10 5 35 5
вспышки 130 192 245 185
Содержание серы, % 1,27 1.52 2,67 0.88
Коксуемость, % 3,9 5,8 8,4 2,1
Месторождение Шубаркудук- Месторождение расположено к юго-западу от ж.-д. ст. Октябрьск. Открыто в 1926 г., введено в эксплуатацию в 1932 г. По состоянию на 01.01 1992 г. законсервировано.
362
В тектоническом отношении здесь наблюдается весьма пологая соля-кокунольная антиклинальная складка, вытянутая с юго-запада на северо-восток и разбитая по оси грабепом, который разделяет структуру на три крыла — западное, северное и южное.
В пределах северного крыла среди песчаных пестроцветных пород пермо-триаса выявлена и оконтурена небольшая нефтяная залежь площадью до 60 га со средней глубиной залегания 330—350 м и текущим дебитом нефти 0,4—1,2 т/сут на скважину.
В разрезе пород южного крыла нефтепроянления в виде закировапьых и нефтенасыщенных песков отмечены среди юрских отложений, но промышленного значения они не имеют. Физико-химические свойства нефти представлены в табл. 489.
Таблица 489 Общая характеристика нефти
Показатели Скважина № 109 Скважина № 106
20 0,894 3,878
Вязкость при 20 °C, мм^/с Температура, °C: — 64,6
застывания Ниже -20 Ниже -20
вспышки Содержание, %: 49 17
серы 0.30 0,47
смол сернокислотных 5 —
смол акцизных 16 30
асфальтенов 1,1 0,88
Содержание парафина, % 0,31 1,07
Температура его плавления, °C •55 55
Коксуемость, % 0 95 —
Кислотность, мг КОН на 1 г — 0,167
Результаты разгонки нефти по Энглеру таковы:
Температура, ’С Отгоняется, об. % Температура, °C Отгоняется, об. %
Н. к,—92
100 2 230 16
110 3 240 18
120 4 250 20
130 5 260 22
140 5,5 270 24
150 6 280 26
160 7 290 28
170 8 300 30
180 9 310 33
190 10 320 36
200 12 330 38
210 14 340 40
220 15 350 42
360 54
363
Данные о разгонке нефти па Ю-градусные фракции -приведены в табл. 490
Таблица 490. Разгонка нефтк на 10-градусные фракции
Темп-ра отбора, °C Нефть из скважины № 106 Нефть из скважины № 109
Выход фракций, % Суммарный выход, % Выход фракций, % Суммарный выход, % 20 °4
Н.К.—100 1,71 1.71 1,08 1,08 0,736
100- 110 1,06 2,77 0,10 1,18 0,744
110—120 0,49 3,26 0,30 1,48 0,752
120—130 1,04 4,30 0,10 1,57 0,761
130- 140 1,20 5,50 0,23 1,81 0.769
140 -150 1,34 6,84 0,37 2,18 0,777
150—160 1,40 8,24 0,42 2,60 0,786
160- 170 1.80 10,04 0,50 3,10 0,794
170—180 1,47 11,51 0.51 3,61 0.802
Как видно из анализов, нефти малосернистые, высокосмолисгые, парафинистые. Данные о физико-химических свойствах фракций нефти приведены в табл. 491—493.
Таблица 491. Характер истика бензиновых и лигроиновых фракций
Фракционный состав. %, при Всего отогнано. % 20 Р 4
X X 80 °C 90 °C § и о о © 140 °C 15С’С 160 °C и 180 °C 190 °C 200 °C X и
Нефть из скважины № 109
Н. к,—130 83 — 4 20 46 73 84 — — — — — — — 136 97 0,736 1,58
Н. к.--200 109 — — — — 4 10 19 33 49 62 76 88 92 211 97,4 0.784 4.92
Нефть из скважины № 106
Н. к.—100 51 44 58 63 91 93 97 — — — — — — — 130 97 0,697 1,71
Н. к.—140 78 1 7 24 48 68 80 84 92 97 — — — — 162 97 0,728 5.5
Н. к.—200 140 — — — — — — — 26 49 71 84 94 97 200 97 0.769 12,84
Примечание- Фракционный состав' 60 °C— 5 %, 70 ’С —26 % (скв. № 106), содержание серы 0,060 % (скв. № 109).
Керосиновые фракции нефти из скважины № 109 исследовались при температуре отбора 200—280 °C в условиях до и после очистки. Выход на нефть в обоих случаях составил 13,75 %, плотность — 0,819 и 0,818 соответственно, кислотность до очистки — 0.024 мг КОН на 1 г; содержание серы после очистки было равно 0,13 %; цвет по Штаммеру — 4,1 и 3,5.
364
Таблица 492. Температурная зависимость вязкости и плотitости нефти из скважины № 106
Tewi-pa, °C Вязкость по Энглеру Вязкость, мм2/с 20 Р4
20 8,51 64.6 0,878
30 5,41 40,6 0,871
40 3,67 26.8 0,865
50 2,95 20,6 0,858
Таблица 493 Филико-сими ческие свойства фракций нефти
Температура отбора, °C Выход на нефть, % 15 Р4 Анилиновая точка, °C 15 п D Йодное ч Содержание углеводородов, %
ароматических нафтеновых •£ > й А - а О X
Нефть из скважины № 109
35—60 0,2 0,6967 — 1,3900 — — 42 58
60—96 0 34 0,7064 53.2 1,4018 — 7 36 57
96 -122 1,20 0,7508 53,4 1,4167 20,0 4 54 42
122—150 1,49 0,7728 53,8 1,4277 15,63 5 64 31
150—200 4,11 0,8019 55.7 1,4430 9,91 8 69 23
200—250 7,33 0,8356 63.2 1,4612 4,22 11 72 17
250—300 9,15 0,8532 71,2 1,4725 2,61 11 72 17
Нефть из скважины № 106
27—60 0,76 0,6448 — — —
60—95 1,07 0,7199 56,6 1,3985 0,59 — 43 57
95—122 1,90 0.7270 57,4 1,4104 0,84 — 52 48
122—150 2,22 9,7608 59,6 1,4203 2,60 5 43 52
150—200 4,90 0,7814 61.6 1,4342 2,08 6 50 44
200—250 8,29 0,8106 69.0 1,4421 6,92 7 57 36
250—300 9,79 0,8384 76,2 1,4640 6,28 8 58 34
Результаты исследования физико-химических свойств мазутов из нефти скважины № 106 (н. к.—380 °C) таковы: выход на нефть 68,6 %; плотность при 20 °C 0,917; вязкость Esq 16,86, £юс2,57; температура вспышки 168 °C, застывания 7 °C; содержание акцизных смол 34 %, асфальтенов 1,29 %.
Характеристика керосиновых фракций нефти при температурах отбора 200—290 °C (скв № 106) и 200-- -300 °C (скв. № 109) такова: фракционный состав: н. к.—212 и н. к.—197 °C соответственно, 210 СС— 1 и 5 %, 220 °C — 3 и 9 %, 230 °C — 14 и 17, 240 °C — 35 и 27, 250 °C — 61 и 46, 260 °C — 65 и 53, 270 °C — 74 и 67, 280 °C — 82 и 76, 230 °C —
365
87 и 84, 300 °C — 90 и 89, 310 °C — 93 и 94, 320 °C — 98 % (скв, № 106), к. к.— 320 и 311 °C, отгоняется до к. к.—98 % (в обоих случаях), плотность при 20 °C — 0,818 и 0,848 выход фракций — 13.75 и 21.85 %
Месторождение Донгелексор. Месторождение расположено в 55 км к югу от ж.-д. ст. Нугаты. Поисковые работы на Донгелексоре проводились в 1931—1932, 1937, 1940 гг. В ходе исследований здесь были выявлены многочисленные признаки нефте-, битумоносности Поисково-разведочные работы, проведенные в 1959—1960 гг. Актюбинской комплексной ГРЭ, доказали промышленную значимость месторождения.
В 1987—1988 гг. Сагизская ПРП ПГО «Запказгсология» в целях рас ширения сырьевой базы дорожно-строительных материалов выполнила предварительную и детальную разведку месторождения. В настоящее время месторождение подготовлено для промышленного освоения.
Разведочным бурением установлено, что битумсодержащис породы представлены мелкозернистыми песками, пропитанными полужидкими вязкими битумами и мальтой. По данным испытания рядовых проб, содержание природного битума в породе колеблется от 8,1 до 21,0 (в среднем 15,3 %). Концентрация природного битума в битумсодержащих породах в разведанной части месторождения варьирует от 2,9 до 24 %.
По содержанию ПБ и физико-химическим параметрам можно выделить три технологических типа битумсодержащих пород: 1) представленные песчаником мелкозернистым, плотным, сцементированным ПБ; 2) представленные пластичной вязкой массой мелкозернистого песка кварц-пслевопгиатового состава, слабослюдистого, с содержанием ПБ от 8 до 18 %; 3) представленные пластичной вязкой массой песка с тонкими прослойками глины, с содержанием ПБ 10—16 % и более.
Первый технологический тип занимает верхнюю часть продуктивного пласта с выходом на дневную поверхность, второй охватывает основной объем полезной толщи, третий преобладает в ее подошвенной части.
В разведанной части Донгелексора при спокойной поверхности рельс фа покровные отложения имеют мощность от 2 до 24,5 м (в среднем 5,4 м) и представлены супесями, глинистыми песками и глинами. Мощность полезной голщи колеблется от 1 до 37,7 м (в среднем 7,2 м), причем битумсодержащие породы имеют местами выход на дневпую поверхность, обнажаясь в виде пятен размером 10x20 м.
Анализ группового углеводородного состава природного битума показывает, что основная его часть представлена маслами — 70,6—86 %, смол содержится 11—23.5 %, асфальтенов — 3—7 % Условная вязкость по вискозиметру (отверстие 5 мм при 60 °C) составляет от 92 до 259 с, по КиШ —15 °C.
366
ЗАПАДНО-КАЗАХСТАНСКАЯ область
Месторождение Карачаганак. Район Карачаганака, открытого в 1988 г., перспективен на нефтегазонакопленке. В настоящее время месторождение разрабатывается на газоконденсат и природный газ. Продуктивные горизонты залегают на глубинах более чем 3700 м (пермские в интервале 3700—4500 м, каменноугольные — 4500—5300 м). Этажи продуктивности достигают 850 м и более. Коллекторами являются каменноугольные и нижпепермские известняки. По данным геофизических исследований и лабораторных определений, открытая пористость карбонатных коллекторов составляет 2—10 %, а в отдельных интервалах — 14 % и более Пластовое давление 505 атм (скв. П-10). Пластовая температура на глубине 3937 м достигает 95 °C, на глубине 4050 м — 98 °C.
Приток газа составляет от 26 до 954 тыс. м3/сут (скв. П-10 — 680 м3/сут), конденсата — от 22 до 1300 м3/сут (скв. П-10 — 686 м3/сут).
Выход сырого конденсата колеблется от 416 до 992 см3/м3, достигая иногда 2108 см3/м3, плотность конденсата 0,623- -0,792, в конденсате содержится до 6 % сероводорода и 1—2 % углекислого газа. Извлекаемые запасы газа конденсата по категории A+B+Cj составляет 189.22 млн т.
Состав газа и конденсата при режиме сепарации при Р-90 ати, Т=15 °C приведен в табл: 494. Плотность газа при этом равнялась 0.888 г/л, конденсата — 0,623 г/см3.
Таблица 494. Сосгаь акза и кондеагага'а, %
Компоненты Газ Конденсат
Сероаодород 3,26 2,29
Азот 0,73 0.07
Углекислый газ 4,87 0,85
Метан 86,78 2,74
Этан 5,50 3,37
Пропан 1,78 6,66
Изобутан 0,26 2,07
н-Бутаи 0,43 5,71
Изопентан 0,15 4,64
н-Пентан 0,13 5,41
Гексан 0,03 14,02
Гептан — 18,67
Октан — 11,80
Нонан — 15,00
Декан — 6,7
367
Таблица 495. Состав
Компоненты Скважтаа № 2
3777—3797 м 4114—4126 м 4154—1343 и Газ сепарации
1 2 1 2 1 2
СН4 74,60 26,41 72,62 16,45 73,80 20,35 78,96—80,86
с2Нб 6,43 5,15 5,57 6,85 6,40 5,35 5,4—6,54
СзНв 2.46 5,93 2,96 6,30 2,60 4,85 2,13—2,68
U30-C4H10 0,49 1,80 0,62 1,49 0,46 1,48 0,32—0,52
и-СдНю 0,86 4,30 1.28 2,89 0,91 3,46 0,54—1,10
U30-C5II12 — — — — — — 0,17—0,32
Н-С5Н12 5,36 59,48 6,41 57,6 7,18 56,82 0,13—0,21
Сб + высшие — — — — — — 0,07—0,26
Ь’2 0,59 0,06 1,0 0,37 0,71 — 0.64—1,17
CO2 5,82 3,78 5,44 3,13 5,28 2,89 5,6—6,0
Н2 3.30 3,09 4,01 4,92 3,6б 4,80 3,42—3,91
Всего 100,00 109,00 100.00 100,90 100,00 100,00 100,00—100,00
Примечание. 1 — пластовый газ, 2 — сырой конденсат.
При давлении сепарации 80 атм температура +5 °C, температура начала кипения конденсата 36 °C. Фракционный состав следующий (°C): п. к,—36, 10 % — 93; 20 % — 116; 30 % — 137; 40 % —162; 50 % — 194; 60 % — 230 ; 70 % — 267; 80 % — 285.
Результаты исследований ка газоконденсатность приведены в табл. 495. Исследования проводились на большой сепарационной установке с производительностью 2 млн м3/сут по газу и 1400 м?/сут по жидкости. Рабочее давление 10 мПа, температура 44 °C.
Физико-химические характеристики и потенциальное содержание фракций в нефти даны в табл. 496—506.
Таблица 496 Характеристика бензиновых фракций, выкипающих до 20С °C, нефти из скважины № 15
О я г а- я Ё °* 1ХОД, % 20 Р4 Фракционный состав, °C, при о п о тп>, КОН 100 мл si 1
ч? Ч? Ч? 5х
S *£ О О X S О я “
Н о са Z т-н X 2 I и * 8
Н. X,—62 3,25 0,6495 — — — — — 2,16 0,003
II к.—85 8.3 0,6692 — — — — — — —
Н. к,—100 12,5 0,6818 30 45 80 98 102 2,18 0,012
Н. к,—120 18,1 0,6994 50 65 90 115 120 — —
Н к,—150 25,6 0,7058 59 74 100 135 155 2,74 0,024
Н. к,—180 33,1 0,7303 55 75 125 164 182 — —
Н. к,—200 37,5 0,7366 60 90 135 190 194 6,66 0,024
368
nnacionoiu сила, %
Скважина № 1 Скважина № 19
4427—4543 м 4734—4762, 4698—4728 м Газ сепарации 4870—4955 м Газ сепарации
1 2 1 ! 2 1 1 2
71,85 21,59 70,38 19,76 80,47—79,40 67,96 17,82 79,40
6,59 5,76 6,32 6,72 5,56—0,40 6 24 5,55 6,40
3,24 6,81 2,78 7,88 2,53—2,04 3,06 7,54 2,04
0,77 2,08 0,57 1,73 0,55—0,33 0,72 2,45 0,33
1,38 4,33 0,98 3,59 0,88—0,09 1,46 4,80 0,69
— — — — 0,08—0,07 — — —
7,62 50,88 8,57 52,11 0,06—0,05 10,26 54,96 0.05
— — — — 0,04 — — —
0,67 0,31 0,60 0,30 0,73—0,71 0,53 0,27 0,71
5,20 2,94 6,32 3,89 5,60—6,90 6,24 3,36 6,90
3,68 5 30 3,48 4,08 3,40—3,41 3,39 3,35 3,41
100,00 100,00 100,00 100,00 100,00—100,00 100,00 100,00 100,00
Таблица 497. Потенциальное содержание фракций в нефти
Температура выкипания, °C Выход на нефть, %
фракции суммарный
Н. к,—62 3,25 3,25
62—95 7,6 10,85
95—122 10,6 21,46
122—150 7,4 28,86
150—200 11,90 40,75
200—280 13,45 54,20
280—350 8,75 62,95
350—400 10,0 72,95
400—450 9,02 81,97
Выше 450 18,03 100
150—280 21,5 0,8079 150 188 205 2,06 1,28 — -60 66 0,507 73 21,8
150—320 28,3 0,8177 160 190 235 2,67 1,55 -42 -50 80 0,562 67 20,3
Нефть из скоожины Л» 15
150—280 26,9 0,7930 150 164 188
1,62 1,06 -55 -60 55 0,065 60
24
369
Таблица 499 Физико-химические характеристик» нефти
Показатели Скважина № 13 Скважина № 14 Скважина № 15 Скважина № 20 Скважина № 29
Глубина перфорации, м 5202— 5207 5120— 5170 5647— 5754 5007— 5023 5164— 5174
20 Р4 0,8495 0,8456 0,8036 0,8160 0,8650
Вязкость при 20 °C, мм2/с 12,10 18,59 3,59 5,16 94,5
Температура застывания, °C Содержание, %: -20 -28 -15 -24 2
силикагелевых смол 8,85 3 3« 1,17 2,2 9,02
асфальтенов 0,70 1,3 Сл. 0,06 0,93
серы 1,2 0,86 0,46 0,87 1,0
азота — 0,41 0,41 — 0,62
Содержгн ие парафина % 6 96 4,97 5,2 6,2 7,44
Температура его плавления, °C 49 46 46 48 56
Коксуемость, % 2,9 1,6 0,47 0,83 3.3
Кислотное число, мг КОН на 1 г Выход светлых фракций, %: 0,174 0,058 0 027 0,054 0,024
до 200 °C 28,8 24,0 40,75 36,7 22,0
до 35С °C 55.0 49,0 61,3 64,2 39,5
Таблица 500. Физико-химические характеристики беизино I ых фракцн й
Температура отбора,. °C Выход на нефть, % 20 ₽4 20 п D Содержание углеводородов, %
ароматических нафтеновых парафиновых
суммарное нормального строения j 5 X X X
Нефть из скважины Ns 15
Н. X.—62 3,25 0,6495 1,3787 — 7,59 92,41 9,38 83,03
62—95 7,60 0,6962 1,3962 7,5 13,9 78,6 9,5 69,1
95—122 10,62 0,7363 1,4132 15,6 13,5 70 9 5,21 65,69
122—150 7,40 0.7578 1,4252 23,94 13,69 62,37 2,90 59,47
150—200 11,90 С,7737 1,4392 31,68 10,2.5 58,07 7,91 50,16
Н. к,—200 40,75 0,7366 1,4194 15,74 11,79 72.47 6,98 65,49
Нефть из скважины № 14
Н. к.—62 1,2 0,6776 1,3840 — 11,3 88,7 88,7 —
62—95 3,8 0,6864 1,3940 8,6 17,8 73,6 73.6 —
95—122 4,5 0,7255 1,4085 12,6 21,9 65 5 65,5 —
122—150 6,5 0,7542 1,4230 20.2 19,1 60,7 60,7 —
150—200 9 0 0,7804 1,4380 26,3 22,1 51,6 51,6 —
370
Таблица 501. Хараik терксгика легких керосиновых ДИСТИЛЛЯТОВ
Неф ть из скважани № 14
120—230 20 0 0,7762 120 130 166 210 2,00 28 -70 0,277 0,003 28,5 —
120—290 29,0 0,7972 120 140 200 265 — 35 -55 — 0,0031 23,8 —
Нефть из скважины 20
120—230 27,0 0,7832 120 129 160 190 1,31 29 -60 0,43 — 27 —
120—240 29,1 0,7856 120 160 180 225 1,37 30 -60 0,44 — 26 —
120—342 47,34 0,8110 — — — — 2,45 — -55 0,58 — 21 —
Нефть из скважины № 15
120—240 27,5 0,7766 120 160 175 210 1,21 30 -70 0,0207 0,0018 28 5,5
150—250 21,6 0,7848 150 166 183 215 1,25 50 -59 0,021 0,0025 26 6,0
150—320 31,9 0,8024 150 189 230 280 2,28 60 — 0,076 — 22 6,3
Таблица 502. Потенциальное содержание базовых масел в нефти
Температура стбора фракций, °C М Выход на нефть, % 20 Р4 Вязкость, мм^/с, при ИВ 20 п D Температура застывания, °C
50 °C 160 °C
Нефть из скважины № 14
350—450 450 263 489 13,80 7,41 0,8797 0,8892 8,41 70,8 2,94 13,45 122 112 1,4902 1,4802 -22 -19
Нефть из скважины № 15
350—450 243 16,13 0,8680 6,40 2,41 133 1,4838 -25
450 334 9 8 0,8620 24,97 6 97 139 1,4740 -23
Нефть из скважины № 29
350—400 247 7.29 0,8829 5,27 2,15 107 1,4912 23
400--450 3G3 8.62 0.8948 13,66 4,04 111 1,4959 -21
450 485 12,90 0,8802 33,4 8,57 136 1,4871 -15
371
Таблица 503- Характеристики
Вязкость, 7емпература, с
и мм2/с, при
Темп-ра отбора, Выход на нефт] ₽4 о и о о помутнения застывания э 5 « 0 ы:
Нефть из
180—350 28,4 0,8291 3,40 1,85 -25 -36 82
200 -320 19,3 0,8307 3,92 2,13 -25 • 34 93
200—350 25,0 0,8355 4,32 2,35 -22 -31 96
230- 350 20,0 0,8385 4,55 2,38 -18 -29 ICO
Нефть из
180- 350 28,15 0 809b 2,84 1,68 -32 -40 85
200—320 20,0 0,8141 3,12 1,72 -27 -35 90
200— 350 23,75 0.8148 3,16 1.81 -27 -34 95
250—350 13,75 0.8166 3,32 1,91 -24 -32 100
Таблица 504. Физикохимическая ларак1ериС1Ика масляных дистиллятов и базовых масел (скв. № 15)
Показатели Фракция 350—450 °C Фракция 450 °C
1 2 1 ! 2
Выход на нефть, % 18,75 15,73 18,3 9,8
20 Р4 0,8379 0,8680 0,8978 0,8620
Молекулярная масса 320 243 584 354
Вязкость, мм2/с, при: 50 °C 7,13 6,40 173,5 24,97
1G0 °C 3,50 2,41 38.0 6,97
Индекс вязкости — 133 -— 139
Температура застывания, °C 0 -25 40 -23
Содержание серы, мае. % 0,69 0,85 0,96 0,28
Структурный групповой состав, %: Сп 71,7 56 60,97
Си 23,15 27 — 37,12
Сл 9,62 17 — 1,91
Кц 0,90 1,44 — 0,81
Кн 0,63 0,93 — 0,73
Ко 0,275 0,51 — 0‘,08
Примечание. 1 — исходная фракция, 2 — базовое масло.
372
ни зе.1ьных дил пллятов
Фракционный состав, °C, при
м X 10 % 50 % 1 % 06 [ Анилиновая точка, °C Содержание серы, % Дизельный индекс Кислотность мг КОН на 100 мл
скважины № 14
187 180 222 255 300 68 — 59,3 —
192 200 232 255 290 70 — 60,2 —
205 200 242 268 308 72 — 60,0 —
202 210 245 267 320 73 — 59,7 —
скважины № 15
191 180 220 237 285 66 0,02 63 —
202 200 226 245 275 67 0.082 64 6,5
2G4 20G 226 246 285 69 0,087 65 6,9
208 245 252 278 285 76 0,088 69 7,2
Наиболее тяжелой и вязкой является нефть из скважины № 29. Нефть из девонских отложений (скв. № 15, интервал перфорации 5647—5754 м) по своим характеристикам существенно отличается от нефтей других горизонтов. Опа маловязкая, легкая, малосмолистая, низкозастывающая, парафинистая, малосернистая, в ней высоко потенциальное содержание фракций до 350 °C. Основу углеводородного состава широкой бензиновой фракции н. к.—200 °C составляют парафинистые углеводороды. Легкие фракции неф тей из скважин № 14, 15 (н. к--— 120 °C, н. к.—150 °C) по своим показателям, кроме кислотности, могут служить прямогонными компонентами авиа- и автобензинов.
Фракции н. к.—180 °C и н. к.—200 °C после соответствующей очистки могут служить в качестве растворителей для лакокрасочной прсмыш ленности.
Фракция реактивного топлива (120—240 ЭС) нефти из скважины № 15 имеет низкую температуру начала кристаллизации, обладает хорошими фотометрическими свойствами, малосернистая, однако из-за малой вязкости и низкой плотности не отвечает требованиям ГОСТа 10227—62 на реактивное топливо.
Керосиновые фракции из нефтей других скважин содержат повышенное количество общей серы, не соответствующее требованиям ГОСТа. По остальным физико-химическим характеристикам они отвечают требованиям ГОСТа 10227—86 на реактивное тсчиыво ТС-.1 или РТ или требованиям ГОСТа 305—82 в качестве прямогонных компонентов зимних дизельных топлив марки 3, при необходимости — требованиям ГОСТ а 4753—68 на осветительный керосин 30.20.
373
Дизельные дистилляты нефти (скв. № 14) сернистые и низко застывающие. Фракция 180—350 °C по основным характеристикам спве-чает требованиям ГОСТа 305—82 на зимнее топливо. Остальные дизельные дистилляты могут быть использованы как летнее дизельное топливо после соответствующей очистки (содержание серы более 0,5 % и завышенная кислотность 5 %). Из числа аналогичных дистиллятов нефти (скв. № 20) фракция 200 —320 °C отвечает требованиям на зимнее топливо, а другие могут быть использованы, согласно ГОСТу 305--82, в качестве летнего дизельного топлива. Значительно отличаются дизельные дистилляты из нефти скважины № 15, они малосернистые, имеют низкую температуру застывания (см. табл. 503). По основным физико химическим характеристикам (вязкости, температуре застывания, фракционному составу и др.) фракции 200—320 °C, 200— 350 °C отвечают требованиям холодной климатической зоны, а фракция 240—350 °C — на летнее дизелыюе топливо для дизелей общего назначения. Карбамидной депарафинизацией из фракций 200—320 °C и 200-350 °C могут быть получены компоненты арктического дизельного топлива, при этом выход парафинов составляет 9,3—9,8 %. Исследования показали, что жидкие парафины сос тоят из н-алкапов Оц—С16-
Вакуумный дистиллят малсвязкий (см. табл. 503). Парафино-нафтеновые углеводороды в нем составляют 74,8, ароматические — 24,51 %, значительная часть последних приходится на углеводороды II и Ш групп (19,33 %).
Остаточные базовые масла характеризуются высокими индексами вязкости (см. табл. 504).
Остатки нефти имеют малую плотность и коксуемость, но довольно высокую температуру застывания и сернистость (см. табл. 505, 506).
Таблица 505. Характеристика остатков нефти
Остаток, °C, выше Выход на нефть, % 20 ₽4 Вязкость, мм2/с, при м Температура, °C Содержание серы, % Коксуемость, %
у Эо OS ! ! i = f*> X ВСПЫШ- КИ
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10
Нефть из скважины № 15
240 52,7 0,8603 12,17 5,43 282 9 120 0,71 0,59
280 45,8 0,8699 15,23 6,47 302 14 145 0,80 0,63
320 40,6 0,8736 26,83 10,57 331 17 160 0,82 0,70
350 27,05 0,8771 41.33 14,67 396 20 185 0.86 0,89
400 27,05 0,8856 62,28 19,22 502 25 215 0,94 1,4
450 18,3 0,8978 173,5 38,90 584 40 262 0,96 2,1
374
Продолжение табл. 505
1 2 3 4 5 6 7 8 9 I Ю
Нефть из скважины № 14
200 73,5 0,8840 17 8 7,7 289 -12 130 — 2,7
280 51,0 0,9091 38,98 13,88 311 -5 165 1,16 2,8
320 54,2 0,9150 67,83 20,46 347 10 180 — 2,9
350 48.5 0,9163 71,15 23,36 439 15 200 1,03 3,1
400 40,0 0,9322 145,60 36,98 483 20 230 1,35 3 6
450 31,5 0,9436 404,22 77,30 530 24 245 1,15 4,6
Таблица 506 Групповой углеводородный состав выкипающих и о<тате"ных фракций
Температура отбора, °C Содержание углеводородов, % Промежуточные фракции и смолы, %
парафино-нафтено- вых ароматических всего
I группы ПиШ групп IV группы
200—250 Не<Ьть из скважины № 29 84,5 1 0,0 4,7 — 14,7 08
250—300 80,1 4,9 14,3 — 19,2 0.7
300—350 79,1 8,3 10,4 — 18,7 1,6
350-^ОС 67,04 6,2 19,89 5.87 31,96 1.0
400—450 64,43 4,68 15 98 14,10 34,76 0,81
Ос-аток выше 45С 46,06 4,14 19,74 18,06 41,94 12,0
200—250 Нефть из скважины № 15 89,6 9,2 0,3 — 9,5 0,9
250- 300 88,9 8,2 2,8 — 11,0 0,1
300—350 86,4 7,6 54 — 13,0 0,6
350- 450 74,82 5,18 19,33 — 24,51 0,67
Остаток выше 450 69,71 4,22 24,87 С,98 30,07 0,22
Месторождение Дарьинскос. Месторождение расположено в сеноро-западной прибортовой зоне Прикаспийской впадины. Открыто в 1989 г. В настоящее время не разрабатывается.
Нефтегазоносность установлена в срсднекарбоновых отложениях на глубинах 4250—4270 м. Мощность общей нефгепасыщенной толщи составляет 7 м, температура пласта 56 °C.
Физико-химическая характеристика карбоновых нефтей (скв. № 1, интервал 4259—4266 м) такова: плотность при 20 °C 0,8781; вязкость при 30 СС 131,0 мм2/с; температура застывания — 10 °C; содержание пара
375
фина 12,4 %, температура его плавления 58 °C; содержание серы 0,63 %, смол силикагелевых 3,75, асфальтенов 0,54; коксуемость 1,1 %; выход фракций до 200 °C — 16,5 %, до 350 °C — 37,0 %; содержание углеводородов в бензине (н. к.—200 °C): ароматических 18,5 %, нафтеновых 37,8, парафиновых 42,8; состав отбензиненной нефти; парафино-нафтеновые углеводороды 65,6 %, ароматические углеводороды 27,9, смолистые вещества 6,5 %.
Месторождение Гремячинское. Месторождение нефтсгазоконден-сатное, расположено в центральной части Грсмячинско-Тепловской зоны яефтегазонакопления. Открыто в 1974 г.
Первоначально залежь была выявлена в известняках и доломитах артикского яруса и доломитах нижней часта филипповского горизонта. В 1981 г доказана продуктивность и нижнепермского разреза. Водо-нефтяной кентаы проводится по отметке 2826 м. Высота залежи 106 м, высота нефтяной части 7—10 м. Открытая пористость коллекторов 1,4— 14,0 %, в среднем 5,5 %. Глубина залегания залежи на месторождении 2800-- 2930 м, пластовое давление 331 атм, температура на глубине 2950 м 80 °C.
При испытании скважин дсбиты газа достигали 115,7 тыс. м3/сут, конденсата — 98,4, нефти — 2,54 м3/сут; абсолютно свободный дебит газа 139,2 тыс. м3/сут. Результаты исследования физико-химических свойств нефти и конденсата представлены в табл. 507.
Табл и к а 507. Физико-химические свойства нефти и конденсата
Показатели Нефть Конденсат
20 Р4 0,830—0,869 0,6980—0,8045
Вязкость при 20 °C, мм^/с 3,2—11,2 0,64—2,29
Содержание, %: серы 0,37—0,84 0,12—0,74
парафина 0,28—4,51 0,15—0,9
смол 18,0 —
кокса 3,25 —.
золы 0,05 —
Температура, °C: начала кипения 68—120 36—64
вспышки 5—75 9—11
Выход фракций, %: до 200 °C 23—54 53—89
до 330 “С 48—69 78—98
Газы отличаются высоким содержанием метана. Плотность свободных газов составляет 0,597—0,68? г/л, пластовых 0,7С4—0,759 г/л. Пластовый газ содержит 88—80 % метана.
Месторождение Тепловскос Западное. Месторождение расположено в восточной части Гремячинско-Тепловской зоны неф генакопления.
376
Отрыто в J 973 г. В отложениях подсолевой нижней перми установлены три залежи — две газоконденсатные и одна нефтегазоконденсатная. Продуктивные горизонты вскрыты на глубинах 2737—2676 м. Коллекторы представлены карбонатными породами с открытой пористостью 11—19 %,
Мощность нефтенасыщенной толщи составляет 24 м, пл ощадь нефтяной пасти залежи — 8,3 км2, высота — 35 м. Дебиты нефти 117,5 м3/сут. Коэффициент нефтеотдачи принят равным 0,3. Пластовая температура 80 °C, давление .34,2 мПа. Содержание, в нефти сероводорода и углекислого газа незначительно.
Физико-химические свойства нефти артипского горизонта представлены в табл. 508.
Таблица 508. Общая характеристика нефти
Показатели Скважина № 12 Скважина № 7
Интервал, м 2968—2970
20 Р4 0 8556 0,8236
Вязкость, мм^/с, при: 20 °C 5,90 2,89
50 °C 3.19 1,76
Температура, °C: застывания 48 -34
вспышки 9 3
Содержание парафина, % 3,57 1,24
Температура его плавления, °C 56 50
Содержание, %: серы 1,24 1,30
смол сернокислотных 43 30
смол силикагелевых 3,49 8,69
асфальтенов 0,51 0,48
Коксуемость, % 2,85 1 ,62
Кислотное число, мг КОН на 1 г нефти 0,89 0,035
Выход фракций, %: до 200 °C 36,5 42,50
•о 350 °C 63,00 63,90
Бензиновые фракиий высокосернистые. Так, в наиболее легкой фракции (н к.—100 °C), отвечающей по фракционному составу техническим требованиям на авиабензин Б-70, содержится 0,177 % серы, что во много раз превьхшаст норму Бензиновые фракции имеют большие выходы на кефть (н. к.—100 °C — 8,30 %, 120 °C — 13,00 %, 150 °C — 22,00, 200 °C — 36,50 %) и содержат значительное количество ароматических углеводородов, поэтому после соответствующей очистки они могут служить высокооктановыми компонентами моторных топлив-
Легкий керосиновый дистиллят (120—240 °C) имеет выход на кефть 32,70 %. Фракция не соответствует ГОСТу на топливо ГС-1 из-за высокого содержания серы (0,35 % против нормы по ГОСТу 0,25 %) и низкой
377
высоты некоптящего пламени, обусловленной большим содержанием ароматических углеводородов. После соответствующей очистки они могут служить высокооктановыми компонентами моторных топлив.
Дизельные фракции отличаются низкими значениями дизельного индекса — 50,0. По содержанию серы — 0,46 % — они относятся к дизельному топливу подгруппы 2 ГОСТа 305—73.
Выход тяжелого остатка (после отбора всей дистиллятной части) ми нимален — 13,3 %.
Месторождение Гремячииское Восточное. Месторождение расположено в зоне бортового кижнспермского уступа, к востоку от Грсмя-чинскон площади. Открыто в 1976 г.
Нефтегазоконденсатная залежь массивного тина выявлена в сакмаро-артинских отложениях. Высота залежи 113 м, высота нефтяной части 25 м. Открытая пористость пород-коллекторов кавернозно порово-трещипных известняков и доломитов колеблется в пределах 3,9—9,4 % (в среднем 5,9 %). Глубина залегания продуктивного горизонта 2830— 2900 м. Пластовое давление 331 атм, пластовая температура на глубине 2900 м 75 °C.
В процессе испытания скважин притоки газа достигали 180 тыс. м3/сут, конденсата — 292,7 тыс. м3/сут, нефти — 6 м3/сут.
Плотность свободных газов 0,634 г/л, потенциальное количество жидких углеводородов 225,4 г/м3, содержание метана в газе достигает 85,92 %.
Физико-химические свойства нефти и конденсата представлены в табл. 509.
Таблица 509 Физико-химические свойства нефти и конденсата
! Показатели 1 Нефть 1 Конденсат
20
% 0,874 -0,875 0,7236—0,8067
Вязкость при 20 °C, мм3.'с Содержание. %: 7,47—8,07 0 65—2,02
серы 0,25—1,31 До 1,23
парафина 1,25—1,30 —
СМОЛ 5,5 —
кокса 0.37—2.96
золы 0,05—0.06
Выход фракции, мае. %:
до 200 °C 20,7—25,0 53 6--86,6
до 300 °C 47,0—52,0 74,4 -99,0
Примечание. Температура начала кипения конденсата 32—60 "С.
378
ЮЖНО-КАЗАХСТАНСКАЯ ОБЛАСТЬ
Месторождение Арыскум. Месторождение нефтегазовое, открыто в 1985 г. В 1989 г. закончены разведочные работы и месторождение подготовлено к разработке. Установлены одна нефтегазовая залежь в отложениях нижнего мела и две газовые залежи в верхней юре и неокоме.
Мощность нефтснасьпценного пласта 3—8 м, площадь нефтеносности 52,4 км2. Коллекторами являются песчаники с открытой пористостью 17,4 %. Высота нефтяной залежи 27 м. Коэффициент нефтеотдачи принят равным 0,35. Дебит нефти 60,9 м^/сут. Сероводород отсутствует. Темпеоатура пласта 44 °C, пластовое давление 19,5 мПа.
Физико-химические свойства нефти (интервал 1046—1049 м, скв. № 19) таковы: плотность при 20 °C 854,6; вязкость при 20 °C 61,95 мм2/с; температура застывания -5 °C, вспышки 44 °C; молекулярная масса 259; содержание парафина 19,61 %, температура его плавления 49 °C; содержание серы 0,25 %, сернокислотных смол 12,17, асфальтенов 0,41 %; коксуемость 2,0 %; кислотное число 0,025 мг КОН на 1 г нефти; выход фракций до 200 °C — 21 %, до 300 °C — 40,0 %.
Бензиновые фракции легкие, малосернистые, имеют повышенную кислотность (табл. 510, 511).
Таблица 510. Характеристика бензиловых фракций, выкипающих до 200 °C
Н. к.—180 18,5 0,7663 75 94 125 170 173 С,030
Н. к,—200 21,0 0,7737 80 100 133 196 200 0,034
Примечание. Кислотность фракции и. к.— 10G °C 3,18, фоакции и. к.- --200 °C — 3,78 мг КОН па 100 мл топлива
Легкие фракции нефти после щелочной очистки могут служить прямогонными компонентами авиационных бензинов, фракции н. к.—150 °C и н. к.—180 °C — прямо! онными компонентами автобензинов, а фракция н. к.—200 °C — бензином-растворителем для лакокрасочной промышленности.
379
Таблица 511. I руппоми углеводородный состав бензиновых Фра миги
Температура отбора, °C Выход на нефть, % 20 Р4 20 л D Содержание углеводородов, %
ароматических нафтеновых парафиновых
всего 2 с X ного строения 1 X X S X
Н. к,—62 0,3 0,6968 1,4068 — 61.0 39,0 — —
62—95 2,7 0,7258 1,4072 3,45 46 34 46,34 29,67 16,67
95—122 6,5 0,7579 1,4202 9,60 33,45 33,45 20,83 12,62
122—150 5,3 0,7773 1,4327 15,12 26,31 26.31 11.41 14.90
150--200 6,2 0,7965 1.4497 26,28 36,86 36,86 14,30 22,06
Фракции 120 -230. 120—240 °C характеризуются высокой теплотой сгорания, низким содержанием серы, но по таким показателям, как вязкость при 20 °C и фракционный состав, не удовлетворяют требованиям ГОСТа на реактивное топливо.
Фракции 150—280 °C и 150—320 °C по основным характеристикам отвечают требованиям ГОСТа 4753—58 на осветительный керосин КО-20. Они имеют высокие дизельные индексы и низкие температуры застывания, высокие цетановые числа, поэтому могут служить компонентами дизельного топлива марки А по ГОСТу 305—82 (табл. 512).
120—230 14.0 0.7894 120 125 167 210 1,13 — Ниже 60 0.028 25 61
120-140 15.0 С.7956 120 130 170 220 1,1В — -60 0.033 24 —
Керх ичовоИС дистилляты
ISO—280 13 £6 0.8173 160 184 216 — 199 1.25 -45 -55 54 0.036 20 61
150—320 20.2 3,8226 162 188 246 — 2.8* 1.66 -19 -30 60 0.052 19 66
Фракции дизельного топлива пс своим характеристикам (фракционный состав, дизельный индекс, содержание серы и др.) соответствуют требованиям ГОСТа 305 —82 на дизельное топливо марки Л и не удов летворяют требованиям ГОСТа марки 3 по температурам застывания и помутнения (табл. 513).
380
Таблица 513. Характерноцка дизельныхдистиллятов
Выход на нефть, % 20 Р 4 Вязкость, ММ2/с, при Температура, ’С м Фракционный состав. вС, при Анилиновая точка, °C Содержание серы, %
20 “С 50 °C помутнения 1 i з 2 с X м X Z 10 % % 0S % 06
индекс
1
180—350 21,15 0,8249 3,88 2,12 -19 -21 90 195 180 220 240 295 72 0,062 63
200—320 14,0 0,8271 4,55 2,29 -10 -15 95 201 200 226 260 280 74 0,065 64
200—350 19,0 0,8283 4,72 235 -8 -13 105 204 200 234 264 290 75 0,07 64
230—350 17,0 0,8319 4,76 2,40 -9 -13 116 213 230 242 268 290 76 0.072 64
240—350 14.0 0,8382 4,87 2,48 -8 -12 120 217 240 255 275 300 77 0.075 65
Дистиллятное базовое масло из фракции 350—^00 °C может быть использовано при изготовлении индус триального базового масла И-5А по ГОСТу 20799 -75, а из фракции 400 -450 °C по основным характеристикам, за исключением повышенной температуры застывания, отвечает требованиям ГОСТа 20799—75 на индустриальное масло И 12А (табл. 514).
Таблица 514. Потенциальное содержанке базовых масел в нефти
Температура отбора, °C Выход, % 20 Р4 Вязкость, мм2/с, при ив 20 п D М Температура 1 1
на фракцию на нефть
09 100 °C
350-400 50.22 4,0 0,8456 4,74 1,94 106 1.4684 281 -17
400—450 50,82 7,62 0,8649 10,24 3,38 106 1,4788 324 -16
Ост. 450 33,82 11,74 0,9000 134,74 18,66 87 1 4965 479 -9
Результаты анализов остагксв нефти приведены в табл. 515
Таблица 515. Караетерист ика остатков нефти
Остаток, °C, выше Выход на нефть, % 20 Р4 Вязкость, мм2/с, при м Температура, °C содержание серы, % Коксуемость, %
и 80 °C застывания вспыш- i ки
200 76,7 0,8648 23.47 16,11 331 17 160 0,37 2,5
280 69,04 0,8784 46,93 24 41 361 25 205 0,40 2,7
320 62,7 0,8900 60,36 26,81 375 27 210 0,46 2,9
350 57,7 0,8998 74,09 30,41 395 28 215 0,52 3,5
400 49,7 0,9038 105,44 34,81 403 30 225 0,55 4,0
450 34.5 0,9164 303,81 71,39 574 35 260 0,69 4.6
381
Смесь парафино-нафтеновых и I группы ароматических уг.зеводоро дов остатка выше 450 °C (табл. 516) после депарафинизации с плотностью при 20 °C 0,900 и вязкостью при 100 °C 18,66 мм-/с может служили авиационным маслом марки МС-20 согласно ГОСТу 21743—76. Общее сопержание базового масла в нефти составляет 23,36 %.
Таблица 516. Группой й углеводородный госта в высококинНщпх и остаточных фракций, %
Температура отбора, °C Парафине-нафтеновые углеводороды Ароматические углеводороды Промежуточные фракции и смолы
I группы ПиШ групп IV группы всего
200—250 87,0 6.9 5,5 — 12,4 0,6
250—300 85,2 6.8 7,4 — 142 0,6
350—400 78,4 7.33 1033 1,98 19.64 1,96
400-450 73,67 8,23 10,97 3,67 22.87 3 46
Выше 450 46,05 8,89 1609 24.25 50.5 3,90
Месторождение Майбулак. На месторождении проводились разведочные работы в 1988—1990 гг. Установлены четыре нефтяных горизонта максимальной площадью 5,3 км. Продуктивные горизонты залегают на глубинах 1100—1370 м. Всего на месторождении пробурено 10 скважин, из пих 4 могут быть использованы как эксплуатационные. Извлекаемые запасы нефти 5,059 млн т. Плотность нефти 0,80 г/см3, вязкость 3,46 мПа с. Содержание серы 0,25 %, парафина 12,7 %, смол и асфальтенов 3,6 %. Температура застывания нефти минус 8,3 °C.
382
ЖЕЗКАЗГАНСКАЯ ОБЛАСТЬ
Месторождение Кум коль. Месторождение расположено в южной части Торгайского прогиба, в 230 км к юго-западу от г. Жезказ1аиа, Открыто в 1984 г.
Продуктивные горизонты установлены в средне-, верхнеюрских и нижненеокомских отложениях. Все эти горизонты сложены слабосце-ментированными песчаниками и песками, открытая пористость которых достигает 30 %, а проницаемость превышает 1000 мД.
Нефть сравнительно легкая (0,81--0,83 г/см3), со значительным содержанием легких фракций и практическим отсутствием вредных приме сей. Высокое содержание парафинов в нефти приводит к парафинизации подземного и наземного оборудования нефтяных скважин. Особенно интенсивная парафинизация наблюдалась при освоении меловых горизонтов, для которых характерны более низкие пластовые давления и температуры по сравнению с юрскими.
Пластовая температура и давление меловых горизонтов равны 47— 49 °C и 11,8 мПа соответственно, юрских — 56 °C и 13,8 мПа. Газосс держание нефтей мелового горизонта низкое — до 10 м3/с, юрских — 132—184 м3/т.
Асфальтеносмслоларафиновые отложения содержат 6—10 % парафина, 10—16 % смол, 52—55 % асфальтенов и 20—28 % масел и механических примесей. Температура плавления этих отложений 82—85 °C.
Кумкольские нефти малосернистые, парафинистые и легкозасты-вающие. Физико-химические свойства их представлены в табл. 517.
Таблица 517. Общая характеристика нефтей
Показатели Скважина № 3, горизонт Скважина № 2. среднеюрскпй горизонт
неокомский верхнеюрский среднеюрский
1 2 3 4
Глубина перфорации, м 1078—1093 1205-1209 1290—1297 1311—1318
20 Р4 0,8215 0,8248 0,8348 0,8208
Вязкость при 20 °C, мм^/с Температура, °C: 9,69 14,08 22.14 8,89
застывания 2 3.5 -10 5
вспышки 20 15 -4 0
Содержание, %:
парафина 14,/8 13.2 16,52 12.7
серы 0,37 0,43 0,38 0,41
силикагелевых смол 8,2 6,33 6.67 7,46
асфальтенов 1,52 2,34 0.35 0,3
ванадия 0,58-10-* 5,0-Ю'4
никеля 2,5-10-* 3,0-10-4 — —
383
Продолжение табл. 517
1 2 3 4 5
Коксуемость, % 2,8 1,5 1,52 1,2
Кислотность, мг КОН на 1 г 0.0143 0,036 0,0132 0,024
Выход фракций, %:
до 200 °C 30,0 23,0 22,5 23 в
до 350 °C 50,0 40,0 48,8 49,4
Примечание Температура плавления ш.рафина 46 °C.
Бензиновые фракции нефти содержат в малом количестве серу; кислотность их невелика (табл. 518). Поэтому фракции н. к.—100 °C, н. к.— 120 °C отвечают требованиям ГОСТа 1012- 82 на авиационные бензины и ГОСТа 2084— 82 на автобензины. Фракции н. к.—150 °C, н. к.—180 °C по значениям своих характеристик, за исключением небольшого превышения кислотности, могут служить прямогонными компонентами автобензинов, а фракция н. к.—200 °C — бензином-растворителем для лакокрасочной промышленности.
Состав углеводородов в бензиновых фракциях приведен в табл. 519.
Таблица 518. Характеристика бензиновых фракций, (ыклпакмьих до 200 °C
Температура отбора, °C Выход, % 20 ₽4 Фракционный состав, °C, при Кислотность, мг КОН на 100 мл Содержание серы, %
10 % 50 % 90 % 98 %
Нефть из скважины № 3
Н. к,—100 6,0 0,7047 45 65 86 99 102 0,54 0,03
Н. к.—120 8,5 0,7226 50 80 100 118 120 0,99 0,04
Н. к,—150 13,С 0,7312 60 95 120 142 152 1,40 0,08
Н. к.—180 18.5 0,7406 60 95 135 178 182 1,48 0.014
Н. К.--200 23,0 С,74 69 62 95 144 195 200 1,55 0,018
Нефть из скважины № 21
Н. к.—70 2,0 0,6788 — — — — — 0,425 —
Н. к,—85 4,7 0,6917 40 45 60 83 86 0,54 0,005
Н. к.—120 13,2 0,7246 60 80 101 112 12Э 0,54 0,012
Н. к.—150 17,3 0,7381 70 85 110 146 152 0,83 0,012
Н к,—180 21,7 0,7464 80 ПО 135 170 180 1,08 0,022
Н к.—200 23,8 0.7492 — — — — — 1 2.6 0,022
384
Таблица 519. Групповой углеводородный состав бензиновых фракций
смпсратура гбора, °C ыход 1 нефть, % 20 Р4 20 п D Содержание углеводородов, %
эомати-еских 2 3 -е- g парафиновых
о ормаль-ого троения зострос- ИЯ
Н о со х л - X X е ЗХО
Нефть из скважины № 21
Н к.—62 1,15 0,6470 1,3790 — 21,0 79,0 48,33 30,67
62—95 6,05 0,6687 1,3912 2.3 26,38 71,32 34,10 37,22
95—122 6,24 0,7288 1,4052 7,2 35,26 57,54 22,11 35,43
122-150 3,26 0,7528 1,4164 10,08 35.97 53,95 17,17 36,78
150—200 6,5 0,7713 1,4279 15,00 25,0 60,0 43,96 16,04
Нефть из скважины № 21 (1093—1078 м)
Н. х.—62 2,5 0,6953 1,3786 78 46 32
62—95 4,0 0,6870 1,3886 2 21 77 33 44
95—122 3,0 0,7235 1,4046 4 29 67 33 34
122—150 11,0 0,7418 1,4146 5 25 70 35 65
150—200 9,5 0,7745 1,4306 12 4 84 — —
Легкие керосиновые дистилляты маловязкпе, малэсернистые, имеют повышенную температуру кристаллизации, обладают хорошими фотометрическими свойствами. Все они могут служить компонентами реактивных топлив РТ и Т-1. Керосиновые дистилляты 150—280 °C ио основным показателям отвечают требованиям ГОСТа 4753 -68 на осветительный керосин КО-22 (табл. 520, 521). Дизельные дистилляты малосернистые и по основным характеристикам отвечают требованиям ГОСТа 305—82 на летнее топливо марки Л (табл. 522).
Таблица 520. Характеристика легких керосиновых .тиетиллятов
120—230 22,0 0,7696 120 145 180
120—240 23,5 0,7697 120 150 180
215 1,35 25 -53 0.026 1,1-10—4 30
220 1,41 29 -47 0,029 1,7-10—4 30
385
Продолжение табл. 520
1 2 3 4 5 6 7 8 1 9 10 | 11 12 13
То же, интервал 1205—1209 м 120—230 18,0 0,7778 120 145 180 210 1,49 29 -53 0.013 Сл. 28,1 120—240 18,5 0,7782 120 160 188 229 1,51 35 -48 0,026 « 28,0 Нефть из скважины № 21 120—230 14,8 0,7702 120 145 178 225 1,22 29 -57 — — 30 120—240 16,8 0,7712 120 150 182 225 1,37 31 -55 0,032 — 29 Таблица 521. Характеристика керосиновых дистиллятов
Л Фракционный состав, °C, при Вязкость, мм2/с, при Температура, °C <и к * 2
Температу] отбора, °C Выход на нефть, * 20 Р4 н. к. 10 % 50 % О О о о О О помутнения застыва- ния вспышки Содсржанв серы, % Анилинов: точка, °C Высота не1 щего плам€
Нефть из скважины № 3 (1205--1209 м)
150—280 20,5 0,7994 150 160 225 2,27 1,45 -23 -40,5 65 0,026 66 23,4
150—320 24 0,8032 150 162 245 2,52 1,57 -16,5 -37 76 0,037 68 22,7
150—280 21,2 0,8094 150 170 215 1,95 1,25 -32 -45 75 0,936 40 21,7
Нефть из скважины № 21
150—320 28.3 0,8116 159 172 240 2,55 1,61 -20 -30
70 0.030 42 21,3
180—350 21,5 0,8087 2.97 1,80 -18 -28 76 190 180 220 245 286 70 0,049 67.4
200—320 14 0,8110 3,17 1,85 -11 -26 88 195 200 240 270 290 71.5 0.053 67,7
200—350 17 0,8116 3.23 2.00 -8 -19 95 201 200 250 265 292 73 0,056 68.7
230—350 15,5 0,8136 3,47 2,15 -6 -15 105 209 230 270 280 299 74 0,067 68,7
240—350 13 0.8194 426 2.34 -3 -10,5 112 213 240 263 275 290 75,5 0,070 67,8
0,038 47
— 49
— 52
— 54
0,051 58
Нефть из скважины № 21
180—350 27.7 0,8081 3,22 1,94 -11 -26 80 195 180 223 257 300 44
200—320 21,8 0 8102 3.46 2,05 -10 -23 90 198 200 230 260 290 47
200—350 25,6 0,8116 3,64 2.05 -8 -20 97 203 200 230 260 290 51
230—350 21,4 0,8156 438 2638 -7 -17 106 215 230 255 263 300 55
240—340 19.4 0.8173 4.69 2,68 —6 -12 115 225 240 264 272 300 62
386
Ряд физико-химических свойств фракций и остатков нефти приведен в табл. 523—525. Остаточное базовое масло кумкольской нефти может служить индустриальным маслом общего назначения марки И 70Л, использоваться согласно ГОСТу 20799-—75 для приготовления смазочных масел с присадками. Весьма высокое содержание парафиновых и малое полициклических ароматических углеводородов и асфальтосмолистых веществ в дистиллятах позволяет считать кумкольскую пефть ценным сырьем для производства масел и парафинов.
Таблица 523. Потенциальное содержание базовых масел в нефти
Выход, % Вязкость, о
20 мм2/с При 20 и
& cL Е о 2 ХО । фрак 1Ю ИЛ1 :таток X Р4 50 °C 100 °C ив п D м &I I ё
Н о х х о X
Пефть из скважины № 3
35& -400 48,39 3,24 0,8493 4,56 1,95 128 1,4718 252 -5
400—450 53,59 6,87 0,8677 10,17 3.34 129 1,4807 320 -4
Выше. 450 37,45 11,09 0,8733 55.25 13,45 138 1.4805 452 +1
Нефть из скважины Ms 21
350—400 46,03 4,88 С,8488 4,65 1,99 125 1,4708 325 -8
400- 450 43,03 3 79 0,8612 11,67 3,86 131 1,4770 355 -10
Выше 450 42,39 12,59 0,8763 69,26 14,33 129 1.4856 581 -13
Таблица 524. Характеристика остатков нефти из скважины № 21
Остаток, °C, выше Выход на нефть, % 20 Р4 Вязкость, мм2/с, при м Температура, °C < серы, % о4-
i э г 0
50 °C 80 °C 3 05 & § л § . э 3 5 = а X
290 74,7 0.8649 13,85 6,19 344 15 130 0.54 1,60
280 60,0 0,8777 20,74 8,92 381 18 170 0.59 1,75
320 52,9 0,886'. 41,34 14,16 418 22 175 0 67 2,0
350 49.1 0,8902 43,16 14,52 473 25 180 0 69 2,4
400 38,5 0,8978 55,17 20,37 540 30 200 0,74 3,0
450 29,7 0,9059 181,7 52.18 583 34 215 0,81 3,7
387
Таблица 525. Групповой углеводорода!.: й состав высовокишгщях и остэтотаы» фрапий нефти из скважины ЛЬ 21
Температура отбора, °C Парафино-нафтеновые углеводороды, % Ароматические углеводороды, % Промежу-точные фракции и смолы, %
I группы ПиШ групп IV группы всего
200—250 91.4 1,3 6,7 8,0 0,6
250—300 86,2 3,2 8.8 — 12,0 0,8
300—350 80,6 6,6 11,7 — 18,3 1,1
350—400 81,12 1.90 16.6 — 18,5 0,38
400—450 75,41 6,82 12.33 4,65 23,8 0,79
Выше 450 59,72 7.85 15.45 14.3 37,6 2,67
Месторождение Аксай. Месторождение разведывалось в 1987— 1991 гг. Содержит два нефтяных горизонта в отложениях нижнего мела. Всего па месторождении пробурена 21 скважина, из них 11 могут быть использованы как эксплуатационные. Площади залежей 59 и 10 км2. Продуктивные горизонты залегают на глубинах 1550—1780 м. Общая мощность нефтенасыщенной толщи нижнемеловых отложений 2,7 м. Дебиты нефти 11—98 т/сут.
Плотность нефти 0,818 г/см3, динамическая вязкость 0,74 мПа. Температура застывания 17 °C. Содержание серы 0,20 %, смол и асфальтенов 9,5 %, парафина 15,3 %.
Месторождение Акта булан. На месторождении проводилась разведка в 1988—1991 гг. В отложениях нижнего мела и юры установлены три нефтяные залежи площадью 11,8—34 км2. Всего на месторождении пробурено 20 скважин, из них две могут быть использованы как эксплуатационные. Продуктивные горизонты залегают на глубинах 1610— 1900 м. Дебаты нефти 40—100 т/сут.
Плотность нефти 0,82 г/см3, динамическая вязкость 3,54 мПа с. Температура застывания 17,7 °C. Содержание серы 0,23 %, парафина 14,38 %, смол 8,44 %.
Месторождение Бектас. Месторождение нефтегазовое, находилось в разведке в 1989—1990 гг. В отложениях нижнего мела установлены две залежи площадью 7,6 и 13,1 км2. Всего па месторождении завершено бурение шести скважин, из них две могут быть использованы как эксплуатационные. Продуктивные горизонты залегают на глубинах 1000 -1150 м.
Плотность нефти 0,865 г/см3, вязкость 3,27 мПа с. Содержание серы 0,42 %, парафина 15,9 %, смол и асфальтенов 10—11 %. Температура застывания нефти минус 26 °C.
388
Месторождение Кызылкия. Месторождение с 1986 г. находилось в глубоком бурении. Разведка завершена в 1991 г. Установлена одна нефтяная залежь М-П площадью 49,6 км2 в отложениях мела. Всего на площади пробурен ы 23 поисково-разведочные скважины, из них 11 могут быть использованы как эксплуатационные. Глубина залегания продуктивного горизонта колеблется в пределах 1490—1630 м. Дебиты нефти составили 11—150 т/сут.
Плотность нефти 0,79 г/см3, динамическая вязкость 0,76—14,3 мПа с. Температура застывания 8,4 °C. Содержание в нефти серы 0.14 %, парафина 10,2 %, смол 6,42 %.
Месторождение Коныс. Месторождение разведывалось в 1989— 1991 гг. В отложениях мела и юры установлены две нефтяные залежи площадью 11,4—54,8 км2. Всего на месторождении пробурено 25 сква жин, из них 5 могут быть использованы как эксплуатационные. Глубина залегания залежей изменяется в пределах 1200—1300 м Дебиты нефги 30—190 т/сут.
Плотность нефти 0,83 г/см3, динамическая вязкость 2,57 мПас. Температура застывания 12,4 °C Содержание серы 0,24 %, парафина 14,14 %, смол 10,5 %.
Месторождение Нуралы. Месторождение с 1987 г. находилось в глубоком бурении. Разведка завершена в 1991 г. В меловых и юрских отложениях установлены четыре нефтяные залежи площадью 6,9—21,7 км2. Всего на площади пробурена 21 скважина, из них 10 могут быть использованы как эксплуатационные. Глубина залегания продуктивных горизонтов колеблется в пределах 1760— 1950 м. Дебиты нефти 34—110 т/сут.
Плотность нефти 0,825 г/см3, динамическая вязкость 0,824 мПа с. Температура застывания 16,8 °C. Содержание серы 0,2.5 %, парафина 15,86 %, смол 5,94 %.
389
ВОСТОЧНО-КАЗАХСТАНСКАЯ ОБЛАСТЬ
Месторождение Зайсан. Бурение первой параметрической скважины в Зайсанской впадине на южном крыле Сарыбулакской структуры началось в 1985 г. и закончилось в 1989 г. на глубже 4859 м. Нефть в виде капельно-жидких включений в трещинах и пустотах породы была обнаружена па глубинах 1940—1948 м (средний — верхний триас). Более существенные кефтспроявления встречены в верхнепермских отложениях на глубинах 2390—2464 м. Породы этого интервала пропитаны очень вязкой коричневато-черной нефтью.
Первая нефть добыта с глубины 2980—3036 м; приток составил 2,6—4,1 м3/сут. Нефть содержала значительное количество газа следующего состава (%): метан 88,7; этан 3,7; пропан 2,7; бутан 1,1; пентан 0,2; углекислый газ 0,4; азот 3,2. Плотность газа при 20 °C 0,776 г/л. Сероводород отсутствует.
Физико-химические характеристики зайсанской нефти с глубины 2980 —3036 м таковы: плотность при 20 °C 0,9768 г/см3; температура застывания -27 СС, начала кипения 171 °C; содержание серы 0,45 %, парафинов высокоплавких 0,5, смол силикагелевых 42,0, асфальтенов 2,9, азота 0,77 %, хлористых солей 45,8 мг/л, никеля 110,0 г/т, ванадия 3,3 г/т, выход фракпий до 350 °C 10,5 %.
Как видим, нефть очень тяжелая, высокосмолистая, с высокой температурой застывания. В ней очень мало светлых фракций, серы, сравнительно высокое содержание азота. По общим физико-химическим свойствам и составу гстсроэлементов нефть не имеет аналогов среди других известных месторождений тяжелых нефтей бывшего Союза. Вследствие низкого содержания светлых фракций она не может быть источником производства моторных топлив и рекомендуется к переработке по схеме производства малосернистого котельного топлива, бихума, малосернис того нефтяного кокса для электродной промышленности и других тяжелых нефтепродуктов.
Обобщая изложенное, отметим, что в книге была приведена подробная характеристика нефтей и газа лишь наиболее изученных и значимых месторождений. По самым последним данным Министерства геологии и охраны недр РК, открыт или находится в разведке еще ряд новых месторождений [211].
В Атырауской области в настоящее время известно 75 месторождений, из которых разрабатываются 39, семь подготовлено к разработке и несколько законсервировано. Продолжается разведка еще 24 месторождений.
390
В последнее время здесь в надсолевом комплексе открыты следующие перспективные месторождения: Кенбай, Крыкмылтык, Сазанкуйрык и др. Самыми крупными месторождениями в Атырауской области являются Тенгизское, Королевское, Кенбайское, извлекаемые запасы которых составляют более 1 млрд т. В 1994 г. в области было добыто около 4 млн т нефти, что составило 18 % всей добычи в республике [212].
Большой интерес к области в плане совместного сотрудничества проявляют зарубежные фирмы «Оман Ойл Компани», «Амоко», «Сноу Леопард Ресорсез», совместные предприятия «Тенгизшевройл», «Казах-туркмуйнай», кззахстанско-венгерское СГ1«Эмбаведбойл», с Кипром «Гюрал».
В Мангисгауской области открыто 66 месторождений нефти и газа, из которых разрабатываются лишь 27, в том числе такие известные месторождения, как Узепь, Жетыбай, Каламкас, Каражанбас, где сосредоточено более 500 млн т нефти. Здесь на тендер предложено 14 нефтяных и 8 газовых месторождений.
С начала становления в республике нефтегазовой отрасли в Магни стауской области добыто 75 % всей казахстанской нефти.
В Западно-Казахстанской области известно 13 месторождений, из которых одно нефтяное, семь газоконденсатных и пять находятся в доразведке.
Из указанного числа месторождений в разработке находится лишь Карачаганакское нефтеконденсатное месторождение, хотя подсчитанные извлекаемые запасы нефти составляют 196 807 тыс. т, конденсата — 631 319 тыс. т, свободного газа — 1 353 826 млн м3. Все эти цифры весьма значительны и позволяют считать область одной из наиболее перспективных в плане добычи углеводородного сырья.
В Актюбинской области известны 25 месторождений, из которых 16 нефтяных (промышленные запасы 226 483 млн т), 4 нефтегазоконденсатных (запасы 143 975 млн г) и 5 со свободным газом. Наиболее известные и перспективные из них Жанажольское и Кенкиякское. В связи с большими перспективами области многие иностранные фирмы (Франции, ФРГ, Турции и др.) создают здесь совместные предприятия. В 1995 г. общий объем иностранных инвестиций пс области составит 51 млн долларов США.
В Кзыл-Ординской области только в районе Арыскумского бассейна открыт и находится в разведке ряд месторождений, где прогнозные и извлекаемые запасы нефти оцениваются в 250—300 млн т, газа — более 100 млрд м3. Кроме самого крупного месторождений Кумколь, которое расположено на территории Жезказганской области, но находится на балансе Кзыл-Ординской обладминистрации, большую перспективу имеют месторождения Ащисай, Акшабулак, Аксай, Нуралы, Майбулак.
В Жезказганской области кроме упомянутых месторождений Кумколь, Майбулак намечается открытие новых месторождений.
391
В Южно-Казахстанской области помимо известного Шу-Сарысуй-ского газоносного бассейна предполагается наличие более 200 млк т нефти и 93 млрд м3 газа. В Жамбылской области, где разведанные запасы газа составляют 17 366 млп м3, а прогнозируемые — 170 млрд, м3, в 1995 г. начата разработка газового месторождения Амангельды казахстанским АО «Досбол» турецкой компанией «Окай Холдинг».
Такие же прогнозы имеются по другим областям, в частности по Восточно- и Северо-Казахстанской, Тсргайской, Кокшетау ской, Костанайской, Акмолинской и Карагандинской.
В заключение отметим, что территория Республики Казахстан составляет 2 717 км2, из них в настоящее время 1 698 км2 считается нефтегазоносной.
392
АЛФАВИТНЫЙ УКАЗАТЕЛЬ нефтяных н газовых месторождений КАЗАХСТАНА
Айрантакыр (Макгистаусхая обл )
Акингень (Атырауская обл.)
Акжар (Актюбинская обл.)
Акжар'Восточный ( Актюбинская обл )
Аксай (Жезказганскас обл.)
Актас (Маигистауская обл.)
Актобе (Мангистаускаи обл )
Акшабулак (Жезказганская обл)
Алагобе (Мангистауская обт.)
Алпбекмола (Актюбинская обл)
Алтьеколь (Атырауская обл.)
Армал (Мангистауская обл .)
Арыскум (Южнс-Казахстанская обл.)
Асар (Маш истауская обл.)
Байшонас (Атырауская обл.)
Бакланий Северный (Атырауская обл )
Бекбпке (Атырауская обл.)
Бектас (Жезказганская обл.)
Бектурлы (Мангистауская обл.)
Бесболех (Атырауская обл.)
Боадба (Актюбинская обл.)
Бсракколь (Мангистауская обл.)
Боталан (Атырауская обл.)
Бузачи Сеъерчы" (Мангистауская обл )
Бурмаша (Мангистауская обл.)
Гран (Атырауская обл )
Гремячинское (Западчо Казахстанская обл.)
Гремячинское восточное (Заладио-Казахстансках обл )
Дарьичское (Западню-Казахстанская обл.)
Док-елексс-р (Актюбинская обл.)
Досмухамбетовское (Мгнгчстауская оба.)
Доссор (Атырауская обл.)
Дунга-Еспелисай (Мвнпсстауская обл.)
Елемес (Мангистауская обл.)
Жаксымай (Актюбинская обл.)
Жалгызтобе (Мангистауская обл.)
Жанажол (Актюбинская обл.)
Жанаталап (Атырауская обл.)
Жангур^н (Mani истауская обг)
Жетыбай (Мангистауская обл.)
Жгтыбай Восточный (Мангистауская обл.)
184 (ч 2) 75(ч.2) 294 (ч. 2) 299 (ч . 21 388 (ч. 2) /6К(ч.1),247 (ч. 2) 290 (ч. 2) 388 (ч. 2)
184 (ч. 2) 300 (ч. 2)
164 (ч. 2)
292 (ч. 2)
379 (ч 2)
108 (ч. 1), 240 (ч. 2)
2(7 (ч. 2)
16 (ч. 2)
14 (ч. 2)
388 (ч. 2)
286 (ч. 2) 73(4.2)
27, 75 (ч. 1), 301 (ч. 2) 109(ч. У), 291 (ч. 2) 103 (ч. 2)
5, 15. 140 (ч. 1), 234 (ч. 2)
184 (ч. 2)
773 (ч. 2)
376 (ч. 2) 378 (ч. 2)
375 (ч. 2)
366 (ч 2)
184 (ч. 2)
149 (ч. 1) 84 (ч. 2)
108 (ч. 1). 202 (ч 2)
185 (ч. 2)
309 (ч. 2)
276 (ч 2) 5,14. 27. 68, 172.
210 (ч. \\312 (ч. 2) 77(4.2)
292 (ч. 2)
5, /72, 201 (ч 1).
2о7 (ч. 2)
1(^8 (ч 3). 259 (ч. 2)
393
Жегыбай Южный Жыланхабак
Жолдыбай Северный
Жубантам
Забурунье
Зайсан
Пекине
Ка.тамкэс
Каменистое
Камысколь Южный
Камышитовое Юго-Восточное Камышитовое Юго Западное Караарна
Каоагие
Карагие Северное
Караган
Каражанбас
Каракудук
Карамаидыбас
Карсак
Карагайкыз
Каратял
Каратон
Каратуруи
Каратобе
Каратобе Южное-
Карачаганак
Кенкияк
Кисимбай
Кожасай
Кокарна Восточная
Кокжиде
Комсо. дольские
Комсомольское (Нармунданек)
Коны.'
Кэпа
Косчагыл
Королевское.
Котыртас Северный
Кошкар
Ксшкг.р Южный
К ршкмылтык
Култук
Кульг »ры
(Мангнстауекая обл.) (Атырауская обл ) (Атырауская обл.) (Атырауская обл.)
708(4.1)
86 (ч. 2)
70«(ч.2)
103 (ч. 2)
(Атырауская обл.)
(Восточно-Казахстанская обл.)
(Атырауская обл.)
(Мангнстауекая обл.)
(Мангнстауекая обл.) (Атырауская обл.) (Атырауская обл.) (Атырауская обл.) (Атырауская обл.)
(Мангнстауекая обл.) (Мангкстауская обл.) (Атырауская обл ) (Манпгстаускат обл.)
(Мангкстауская обл.) (Мангнстауекая обл.) (Атырауская обл.) (Атырауская обл ) (Атырауская обл ) (Атырауская обл ) (Мангнстауекая обл.) (Актюбинская обл.) (Актюбинская обл.) (Западно-Казахстанская обл.)
(Актюбинская обл.)
(Ms нгистауская обл ) (Актюбинская обл.) (Атырауская обл ) (Актюбинска* обл.) (Макпдстауская обл.) (г^т-'рчуская обл) (Жезказган кая обл ) Актюбидгкая обл.) (Атырауская обл) (Атырауская обл.) (Атырауская обл.) (Атырауская обл.; (Атырауская обл.) Атырауская обл.)
(Мангнстауекая обл.)
(Атырауская обл.)
68, 75, 94 (ч. 1), 105 (ч. 2)
390(4.2)
29 (ч. 1), 53 (ч. 2)
5, 68, 78,101'152,
172 (ч. 1), 2/3(ч. 2)
184 (ч. 2)
16 (ч. 2)
108 (ч. 1), 170 (ч. 2)
43(ч.2)
75, 92, 97, 101 (ч. 1),
46 (ч. 2)
269 (ч.1), 185 (ч. 2)
184 (ч. 2)
74(ч.2)
5, 78, 101,135,
172 (ч. 1) 220 (ч. 2)
33, 93 (ч 1)
251 (ч. 2)
140 (ч 1), 750(ч.2)
75(ч.2)
79 (ч. 2)
29, 76 (ч. 1), 70 (ч. 2) ~75 (ч. О’. 249 (ч. 2)
27(ч. 1), 325(ч. 2)
33? (ч. 2)
5, 14, 94, 105,106,
204 (ч. 1), 9, 367(ч.2)
27. 75, 94, 135,
7 2(ч. i),3J3*4. 2)
92, 97(ч 1),285 (ч 2) 27(ч. 1). 353 (ч. 2) 77(ч.1), 15 (ч.2)
148 (ч. 1)
207 (ч. 2)
749(ч. 1). 96(ч 2)
389(1.2)
356 (ч. 2)
29, 140(ч. 1), 97 (ч. 2)
14 (ч. 2)
100 (ч2Т
93 (ч. 2)
94 (ч. 2)
101(ч. 1), 391 (ч. 2)
33, 68. 268 (ч. 1),
186 (ч. 2)
29 (ч.1).114 (ч. 2)
Кумнсбек (Атырауская обл.) 27(ч.2)
Кумколь Кумсай Кызылкия (Жезказганская обл ) 17, 38, 92, 97,114 (ч. 1), 383 (ч. 2) (Актюбинская обл.) >48 (ч. 1), 357 (ч. 2) (Южно-Казахгтанская обл.) 389 (ч. 2)
Локтыбай (Актюбинская обл.) 358 (ч. 2)
Майбулак Макгт Макат Восточны" Макал' ЮжньГ Мартыни< Матки Мслцабек Восточный Морское Мортук Южны" Мунайлы (Южно-Казахстанская обл.) 382 (ч. 2) (Атырауская обл.) 29, 92, 97 (ч. 1), 133 (ч. 2) (Атырауская обл.) 134 (ч. 2) (Атырауская обл.) 93 (ч. 1), 134 (ч. 2) (Атыраиская обл.) 125. 172 (ч. 1), 141 (ч. 2) (Атырауская обл ) 20 (ч. 2) (Атырауская обл.) 98 (ч 2) (Мангистауская обл.) 196 (ч. 2) (Актюбинская обл) 148 (ч. 1), 359 (ч. 2) (Атырауская обл.) 111 (ч. 2)
Новобогатинское Юго-Восточное Нормаул Восточный Нсановское Нура.ты (А гыраускал обл.) (Мангистауская обл.' (Мангистауская обл/ (Жезказганская обл.' 32(ч.2) ) 784(ч.2) ) 29 (ч. 1), 243(ч. 2) 1 389 (ч. 2)
Оймаша Октябрьское Орыск азгач (Мангистауская обл.) 197 (ч. 2) (Атырауская обл ) 18 (ч. 2) (Атырауская обл.) 75 (ч. 1), 87 (ч. 2)
Прибрежное Придорожное Поидорожное Северное Проува J (рорва Восточная Прорва Западная Пустынное (Атырауская обл.) (Мангистауская обл/ (Мангистауская обл/ (Мангистауская обл,, (Мангистауская обл (Мангистауская обл , (Атырауская обл.) 140 (ч. 1), 107 (ч. 2) ) 108,110(4.1) ) 784 (ч. 2) ) 29. 75,101, 2(78(4.1), 797 (4.2) ) 287(4.2) ) 189 (4.2) 92 (ч. 2)
Равнинное Ракушечное Ровное (Атырауская обл.) 19 (ч. 2) (Мангистауская обл.) 92 (ч. 2) (Атырауская обл ) 14 (ч. 2)
Сагиз Синелытиконское (Атырауская обл.) (Актюбинская обп.) 29. 749(ч.1). 727 (ч. 2) 359(ч.2)
Тажигали Танатар Тасбулат Тенге Тенге Западный (Атырауская обл ) 14, 28, 108 (ч. 1), 116 (ч 2) (Атырауская обл.) 29 (ч. 1), 60 (ч. 2) (Мангистауская обл.) 108 (>,. 1), 277 (ч. 2) (Мангистауская обл.) 106. 168. 218 (ч. 1), 243 (ч. 2) (Мангистауская обл.) 108 (.. 1)
395
Тенгиз (Атырауская обл.) 5,12,14,28, 92,172. 206,232 1), 5(v. 2)
Тентексор (Атырауская обл.) 149 (ч. 1), 95 (ч. 2)
Геплбцбкое Западное (Западно-Казахстанская обл.) 97 (ч.1), 375 (ч. 2)
Терень-Узек (Атырауская обл.) 75. 76. 97 (ч. 1), 33(4.2)
Терень-Узек Западный (Атырауская обл.) 140 (ч. 1), 41 (ч. 2)
Толес Южный (Тюлюс) (Атырауская обл.) 28 (ч 1)
Тсртай (Атырауская обл.) 74(ч. 2)
Туркмении (Мангистауская обл.) 288 (ч. 2)
Тюбеджик (.Мангистауская обл.) 75(ч. 1), 23в(ч.2)
Узем. (Мангистауская обл .) 5,108,126,135,143, 152,172, 201 (ч. 1), 224 (ч. 2)
Улъкечтобе Юго-Западный (Атырауская обл ) 95 (ч 1)
Урихтау (Акт юбинская обл.) 27, 211 (ч. 1),
5 359(ч.2)
Шияжир (Мангистауская обл.) /84(ч.2)
Шолъкара (Атырауская обл.) 80 (ч 2)
Шубаркудук (Актюбинска* обл.) Проявления нефти и НБП Зб2(ч.2)
Жанатан (Актюбинская обл.) 325(ч.2)
У ртатау-Сарыбулак (Атырауская обл ) Газовые месгорождеш я 90(ч.2)
Айракгинское газоконд. (Жамбылская обл.) 43,108,110 (ч. 1)
Амачгсльды газоконд. (Жамбылская обл.) 108, 7/0(ч.1)
Мздйское (Актюбинская обл.) 7/0 (ч. 1)
Еспелисай (Мангистауская обл.) 108,110 (ч.1)
Жаксыкоянкулак (Актюбинская обл.) 708, //0(ч.1)
Жаманкоя нкулак (Актюбинская обл.) 7/0 (ч. 1)
Имашевское газоконд. (Атырауская обл.) 7/0 (ч. 1)
Кане у (Мангистауская обл.) 108, Н0(ч. 1)
Кзылойское (Актюбинская обл.) 108, ПО (ч. 1)
Малдыбай (Жамбылская обл.) 108, 77О(ч.1)
Тамды (Мангистауская обл.) 110 (ч 1)
Чагырлы -Чумиштинское (Мангистауская обл.) 108, 110(ч.1)
396
ОГЛАВЛЕНИЕ
Часть 1
Предисловие........................................................... 5
Глав?.1. Развитие нефтегазовой промышленности Казахстана . ........... 7
Глава 2. Нефтегазоносность осадочных бассейнов ... 22
.Глава 3. Методы исследования состава и свойств нефтей .............. 48
Глава 4. Природные и попутные газы.................................. 104
Глава 5. Состояние и перспективы повышения эффективности нефтеизвлечения......... ...................................... 122
Глава 6. Трубопроводный транспорт нефти и газа.......................163
Глава 7. Нефте газоперерабатывающая и нефтехимическая отрасли промышленности и перспективы их развития ....................... 179
Г.шваД К экологическим проблемам нефти и газа....................... 225
Глава 9. Участие зарубежных компаний в решении нефтегазовых проблем Казахстана.......... ................................... 235
Литература...........................................................254
Приложение. ........................................................ 264
Тайны нефти.................................................... . 264
Словарь основных терминов....................................... 280
Указ Президиума Республики Казахстан, имеющий силу закона, о нефти.................................................... 295
Часть 2
Общая физика- химическая характеристика нефтей.................... ... 5
Алфавитный указатель нефтяных и газовых месторождений Казахстана......393
Научное издание
НАДИРОВ Надир Каримович
НЕФТЬ И ГАЗ КАЗАХСТАНА
Часть 2
Утверждено к печати АО Научно-производственный центр «Мунай» Министерства нефтяной и газовой промышленности
Республики Казахстан
Редакюр Т. Е. Каткова
Технический редактор И. У. Насыром Художественный редактор В. А. Ващенко Набор и верстка на компьютере Н. А. Романико
НА
Сдано в набор 07 04 95. Подписано в печать 20.11.95. Фермат 60х84'/1б.
Бум. тип. № 2. Печать офсетная. Усл.-п. л. 23,25. Уел. кр.-отт. 23.25. Уч.-изд. л. 25,94
Тираж 10ЭС. Заказ W> 37.
НИЦ<Гылым» НАН РК 480100, Алматы, у а. Пушкина 111/113 Типография НИЦ «Гылым» НАН РК 480021, Алматы, ул. Шевченко, 28
Акционерное общество научно-производственный центр
«МУНАЙ»
АО НПЦ «Мунай» создано на базе научно-производственного объединения «Казнефтебитум», организованного бывшим Министерством нефтяной и газовой промышленности СССР. Ныне находится ь составе Министерства нефтяной и газовой промышленности Республики Казахстан. АО НПЦ «Мунай» занимается:
изучением запасов и рациональным использованием ресурсов углеводородного сырья;
проектированием обустройства и разработки нефтяных месторождений;
разработкой и оптимизацией технологии комплексной переработки нефти, природных битумов и нефтебитуминозных пород:
изучением перспективных проблем комплексной перс работки нефти и природных битумов по топливко-масляной схеме.
Акционерное общество научно-производственный центр «МУНАЙ»
АО НПЦ «Мунай» имеет на своем балансе перспективные нефтяные и нефтебитумные месторождения Кокжиле, Кумсаи, Мортук, находящиеся в Темирском и Мугоджарсксм районах Актюбинской области вблизи действующего нефтепровода Жапажол — Бсстамак — Орск. Рядом с районом расположения месторождений имеются действующее нефтяное месторожде ние Кенкияк, сеть автомобильных дорог и инженерных коммуникаций. На балансе АО НПЦ «Мунай» также числятся месторождения Пустынное, Тажигали, Прибрежное в Атырауской области, находянщеся вблизи месторождения Тенгиз.
АО НПЦ «Мунай» приглашает к сотрудничеству зарубежные фирмы для составления инвестиционных проектов по решению научно-производственных проблем нефтегазовой промышленности.
Адрес АО НПЦ «Мунай»: Республика Казахстан 480026, г. Алматы, ул. Розовая. 88 тел. 39-28-21, 32-97-81