Текст
НЕФТИ СССР
СПРАВОЧНИК В ЧЕТЫРЕХ ТОМАХ
V
Редакционная коллегия:
3. В. Дриацкая, Е. Г. Ивченко (I том), И. С. Лазарева,
А. П. Олейникова (II том), Г. Г. Ашумов, Е. С. Левченко,
А. С. Журба (III том), 3. В. Дриацкая, Г. X. Ходжаев (IV том)
Титульные редакторы:
3. В. Дриацкая, М. А. Мхчиян, Н. М. Жмыхова
НЕФТИ СССР
ТОМ IV
НЕФТИ СРЕДНЕЙ АЗИИ,
КАЗАХСТАНА, СИБИРИ И о. САХАЛИН
ЭДей f
ИЗДАТЕЛЬСТВО «ХИМИЯ»
МОСКВА 1974
УДК 553.982 [ (574/575) + (571.1 /5) + (571.642) ]
Н 58
Нефти СССР (справочник), т. IV. Нефти Средней Азии,
Казахстана, Сибири и о. Сахалин.
792 с., 504 табл., 6 рис.
В справочнике обобщены данные о наиболее перспектив-
ных и наиболее интересных нефтях СССР. Он состоит из че-
тырех томов, составленных различными научно-исследователь-
скими организациями. Большинство нефтей исследовано по
единой унифицированной методике, что дало возможность
сравнить их.
В справочнике представлены физико-химические характе-
ристики нефтей, их элементный состав, углеводородный
состав газов, растворенных в нефтях, данные о потенциаль-
ном содержании фракций н. к. — 450—500 °C, качестве товар-
ных нефтепродуктов или их компонентов, приведены харак-
теристики дистиллятов, которые могут служить сырьем для
каталитического риформинга и каталитического крекинга, и
остатков — сырья для деструктивных процессов. В книге со-
держатся также данные о групповом углеводородном составе
фракций н. к. — 450—500 °C и индивидуальном составе бензи-
новых фракций.
Приведенные материалы могут быть использованы работ-
никами планирующих, проектирующих, геологоразведочных,
нефтедобывающих, нефтеперерабатывающих, нефтехимических
организаций, научно-исследовательских институтов, а также
преподавателями и студентами нефтяных и химических вузов.
В составлении четвертого тома принимали участие:
3. В. Дриацкая, М. А. Мхчиян, Н. М. Жмыхова, 3. Н. Бара-
нова, С. Н, Павлова, С. В. Завершинская, Г. X. Ходжаев,
Ф. 3. Сагидова, М. Д. Сокольникова, 3. X. Абидова,
С. Ф. Моисейков, В. С. Толстенев, Е. С. Левченко, Е. А. По-
номарева, Р. П. Александрова.
г 31406-140 ~
Н 050(01)-74 Б3'21'24'74
© Издательство «X и м и я», 1974 г.
СОДЕРЖАНИЕ
Условные обозначения...................................................20
I. НЕФТИ СРЕДНЕЙ АЗИИ................................................. 22
А. Нефти Узбекской и Киргизской ССР....................................24
1. Физико-химическая характеристика нефтей.............................26
2. Разгонка нефтей по ГОСТ 2177—66 ................................ 28
3. Изменение кинематической вязкости (в сСт) нефтей в зависимости
от температуры.......................................................28,
4. Изменение условной вязкости нефтей в зависимости от температуры 29
5. Изменение относительной плотности нефтей в зависимости от темпе-
ратуры ...............................................................29
6. Состав газов (до С4), растворенных в нефтях.........................29
7. Потенциальное содержание (в вес. %) фракций в нефтях ... 30
8. Характеристика фракций, выкипающих до 200 °C .......................31
9. Групповой углеводородный состав фракций, выкипающих до 200 °C 34
10. Содержание индивидуальных ароматических углеводородов во фрак-
ции 122—150 °C........................................................36
И. Характеристика фракций, служащих сырьем для каталитического
риформинга......................'.....................................37
12. Характеристика легких керосиновых дистиллятов......................40
13. Характеристика керосиновых дистиллятов.............................42
14. Групповой углеводородный состав керосиновых фракций .... 43
15. Характеристика дизельных топлив и их компонентов...................44
16. Характеристика исходных фракций (240—350 °C) и углеводородов, по-
лученных из них карбамидной депарафинизацией..........................46
17. Характеристика сырья для каталитического крекинга..................48
18. Характеристика остатков разной глубины отбора......................49
19. Характеристика сырья для деструктивных процессов...................51
20. Групповой углеводородный состав дистиллятной части нефтей, опре-
деленный адсорбционным методом........................................52
21. Структурно-групповой состав 50-градусных фракций нефтей ... 55
22. Характеристика дистиллятных базовых масел и групп углеводородов,
полученных адсорбционным методом......................................56
23. Выход гача при депарафинизации масляных фракций ..... 63
24. Характеристика остаточных базовых масел и групп углеводородов,
полученных адсорбционным методом............................ . . 64
25. Выход петролатума после депарафинизации парафино-нафтеновых и
I группы ароматических углеводородов, выделенных из деасфальтени-
рованных остатков.................................................67
26. Потенциальное содержание базовых дистиллятных и остаточных масел 67
27. Характеристика нефтей применительно к получению из них дорож-
ных битумов (ГОСТ 11954—66)......................................... 69
28. Шифр нефтей согласно технологической классификации (ГОСТ 912—66) 69
29. Разгонка (НТК) газлинской нефти в аппарате АРН-2 и характеристи-
ка полученных фракций................................................70
30. Разгонка (ИТК) шурчинской нефти в аппарате АРН-2 и характери-
стика полученных фракций........................................... 71
5
31. Разгонка (ИТК) караулбазарской нефти в аппарате АРН-2 и харак-
теристика полученных фракций..........................................72
32. Разгонка (ИТК) шуртепинской нефти в аппарате АРН-2 и характе-
ристика полученных фракций............................................73
33. Разгонка (ИТК) карактайской нефти в аппарате АРН-2 и характери-
стика полученных фракций..............................................74
34. Разгонка (ИТК) айританской нефти в аппарате АРН-2 и характери-
стика полученных фракций..............................................75
35. Разгонка (ИТК) западно-палванташской нефти в аппарате АРН-2 и
характеристика полученных фракций.....................................76
36. Разгонка (ИТК) андижанской нефти в аппарате АРН-2 и характери-
стика полученных фракций..............................................77
37. Разгонка (ИТК) южно-аламышикской нефти в аппарате АРН-2 и ха-
рактеристика полученных фракций.......................................75
38. Разгонка (ИТК) наманганской нефти в аппарате АРН-2 и характери-
стика полученных фракций..............................................79
39. Разгонка (ИТК) киргизской нефти в аппарате АРН-2 и характеристи-
ка полученных фракций.................................................80
Б. Г азоконденсаты Узбекской ССР.......................................81
40, Физико-химическая характеристика конденсатов.......................82
41. Разгонка конденсатов по ГОСТ 2177—66 . . . . . . . . 83
42. Состав газов (до С4), растворенных в конденсатах, и низкокипящих
углеводородов (до С5).................................................84
43. Потенциальное содержание фракций (в вес. %) в конденсатах . . 85
44. Характеристика фракций, выкипающих до 200 °C ......................86
45. Групповой углеводородный состав фракций, выкипающих до 200 °C . 88
46. Содержание индивидуальных ароматических углеводородов во фрак-
ции 122—150 °C ...................................................... 90
47. Характеристика фракций, служащих сырьем для каталитического ри-
форминга .............................................................91
48. Характеристика легких керосиновых дистиллятов..................93
В. Нефти Туркменской ССР...........................................94
49. Физико-химическая характеристика нефтей........................96
50. Разгонка нефтей по ГОСТ 2177—66 .................................. 98
51. Изменение кинематической вязкости (в сСт) нефтей в зависимости
от температуры...................................................99
52. Изменение условной вязкости нефтей в зависимости от температуры . 99
53. Изменение относительной плотности нефтей в зависимости от темпе-
ратуры ..............................................................100
54. Элементный состав нефтей.................................. ЮО
55. Потенциальное содержание (в вес. %) фракций в нефтях . . . Ю1
56. Характеристика фракций, выкипающих до 200 °C..................102
57. Групповой углеводородный состав фракций, выкипающих до 200 °C ЮЗ
58. Содержание индивидуальных ароматических углеводородов во фрак-
ции 122—145 °C........................................................Ю5
59. Характеристика фракций, служащих сырьем для каталитического ри-
форминга ........................................................... 105
60. Характеристика легких керосиновых дистиллятов.....................108
61. Характеристика керосиновых дистиллятов............................109
62. Групповой углеводородный состав керосиновых фракций . . . . 111
63. Характеристика дизельных топлив и их компонентов...................Н2
64. Характеристика исходных фракций (200—350 °C) и углеводородов,
полученных из них карбамидной депарафинизацией.......................114
65. Характеристика сырья для каталитического крекинга . . . . 115
66. Характеристика мазутов и остатков.................................116
67. Характеристика сырья для деструктивных процессов..................118
68. Групповой углеводородный состав дистиллятной части нефтей, опре-
деленный адсорбционным методом . . .....................119
6
69. Содержание парафина в 50-градусных масляных фракциях
70. Структурно-групйовой состав 50-градусных фракций нефтей
71. Характеристика дистиллятных базовых масел и групп углеводородов,
полученных адсорбционным методом....................................
72. Выход гача после депарафинизации масляных фракций ....
73. Структурно-групповой состав дистиллятных базовых масел и групп
углеводородов ......................................................
74. Характеристика остаточных базовых масел и групп углеводородов,
полученных адсорбционным методом....................................
75. Выход петролатума после депарафинизации парафино-нафтеновых и
I группы ароматических углеводородов, выделенных из деасфальтени-
рованных остатков...................................•...............
76. Структурно-групповой состав остаточных базовых масел и групп угле-
водородов ..........................................................
77. Потенциальное содержание базовых дистиллятных и остаточных масел
78. Характеристика нефтей применительно к получению из них дорож-
ных битумов (ГОСТ 11954—66)............................- .
79. Шифр нефтей согласно технологической классификации (ГОСТ 912—66)
80. Разгонка (ИТК) котуртепинской нефти центрального и западного
участков в аппарате АРН-2 и характеристика полученных фракций
81. Разгонка (ИТК) котуртепинской нефти восточного участка в аппара-
те АРН-2 и характеристика полученных фракций.........................
82. Разгонка (ИТК) барсагельмесской нефти (скважина № 2) в аппарате
АРН-2 и характеристика полученных фракций....................• .
83. Разгонка (ИТК) барсагельмесской нефти (скважина № 6) в аппарате
АРН-2 и характеристика полученных фракций...........................
84. Разгонка (ИТК) банкалийской нефти в аппарате АРН-2 и характе-
ристика полученных фракций..........................................
85. Разгонка (ИТК) бурунской нефти в аппарате АРН-2 и характеристи-
ка полученных фракций...............................................
86. Разгонка (ИТК) кумдагской нефти западного участка в аппарате
АРН-2 и характеристика полученных фракций...........................
87. Разгонка (ИТК) окаремской нефти в аппарате АРН-2 и характери-
стика полученных фракций ...........................................
88. Разгонка (ИТК) шараплийской нефти в аппарате АРН-2 и характе-
ристика полученных фракций..........................................
89. Характеристика дистиллятов и остатков, полученных при однократном
испарении котуртепинской нефти центрального и западного участков
90. Характеристика остатков разной глубины отбора котуртепинской неф-
ти центрального и западного участков ...............................
91. Характеристика остатков разной глубины отбора котуртепинской неф-
ти восточного участка ...........................................
92. Характеристика остатков разной глубины отбора барсагельмесской
нефти (скважина № 2).............................................
93. Характеристика остатков разной глубины отбора барсагельмесской
нефти (скважина № 6)...........................................
94. Характеристика остатков разной глубины отбора банкалийской нефти
95. Характеристика остатков разной глубины отбора бурунской нефти
96. Характеристика остатков разной глубины отбора кумдагской нефти
западного участка ..................................................
97. Характеристика остатков разной глубины отбора окаремской нефти .
122
122
124
131
132
136
140
140
142
143
144
144
145
146
147
148
149
150
151
152
153
153
154
154
155
155
156
156
157
П. НЕФТИ КАЗАХСКОЙ ССР.......................................... 158
А. Нефти Прикаспийской впадины.......................................160
98. Физико-химическая характеристика нефтей Южно-Эмбенского района 164
99. Разгонка нефтей по ГОСТ 2177—66 ................................ 168
100. Изменение кинематической вязкости (в сСт) нефтей в зависимости
от температуры.......................................................169
7
101. Изменение условной вязкости нефтей в зависимости от температуры
102. Изменение относительной плотности нефтей в зависимости от тем-
пературы ..................................................
103. Состав золы нефтей (вес. %, считая на нефть)....................
104. Элементный состав нефтей........................................
105. Состав газов (до С4), растворенных в нефтях, и низкокипящих угле-
водородов (до С5) ............................................
106. Потенциальное содержание (в вес. %) фракций в нефтях
107. Характеристика фракций, выкипающих до 200 °C....................
108. Групповой углеводородный состав фракций, выкипающих до 200 °C .
109. Содержание индивидуальных ароматических углеводородов во фрак-
ции 122—145 °C.......................................................
ПО. Характеристика фракций, служащих сырьем для каталитического ри-
форминга ............................................................
111. Характеристика легких керосиновых дистиллятов...................
112. Характеристика керосиновых дистиллятов..........................
ИЗ. Групповой углеводородный состав керосиновых фракций . . . .
114. Характеристика дизельных топлив и их компонентов................
115. Характеристика исходной фракции (200—350 °C) прорвинской нефти
(смеси) и углеводородов, полученных из нее при карбамидной де-
парафинизации .......................................................
116. Характеристика сырья (фракции 350—490 °C) для каталитического
крекинга прорвинской нефти (смеси) ..................................
117. Фракционный состав сырья (фракция 350—490 °C) для каталитическо-
го крекинга прорвинской нефти (смеси) ...............................
118. Элементный состав сырья (фракция 350—490 °C) для каталитического
крекинга прорвинской нефти (смеси) ............................ ....
119. Характеристика мазутов и остатков...............................
120. Характеристика сырья для деструктивных процессов . , .
121. Элементный состав сырья для деструктивных процессов прорвин-
ской нефти (смеси)...................................................
122. Групповой углеводородный состав дистиллятной части нефтей, опре-
деленный адсорбционным методом...................................
123. Содержание парафина в 50-градусных масляных фракциях прорвин-
ской нефти (смеси)...................................................
124. Структурно-групповой состав 50-градусных фракций нефтей
125. Характеристика дистиллятных базовых масел и групп углеводородов,
полученных адсорбционным методом.....................................
126. Выход гача после депарафинизации масляных фракций . . .
127. Структурно-групповой состав дистиллятных базовых масел и групп
углеводородов .......................................................
128. Характеристика остаточных базовых масел и групп углеводородов, по-
лученных адсорбционным методом ......................................
129. Выход петролатума после депарафинизации нарафино-нафтеновых и
I группы ароматических углеводородов, выделенных из деасфальтени-
рованных остатков....................................................
130. Структурно-групповой состав остаточных базовых масел и групп уг-
леводородов ...................................................
131. Потенциальное содержание базовых дистиллятных и остаточных масел
132. Характеристика нефтей применительно к получению из них дорож-
ных битумов (ГОСТ 11954—66).......................'..................
133. Шифр нефтей согласно технологической классификации (ГОСТ 912—66)
134. Разгонка (НТК.) танатарской нефти в аппарате АРН-2 и характери-
стика полученных фракций . . . ....................1 .
135. Разгонка (НТК) корсакской нефти в аппарате АРН-2 и характери-
стика полученных фракций...............................................
136. Разгонка (НТК) тереньузюкской нефти аль’б-сеноманского горизонта в
аппарате АРН-2 и характеристика полученных фракций ....
137. Разгонка (НТК) тереньузюкской нефти неокомского горизонта в аппа-
рате АРН-2 и характеристика полученных фракций.......................
169
I691
170
170
170
171
172
174
175
175
176
179
181
181
182
182
182
184
184
185
188
188
189
193
194
195
197
197
198
199
199
200
201
202
203
8
/
138. Разгонка (ИТК) тажигалинской нефти юрского горизонта в аппарате
АРН-2 и характеристика полученных фракций..............................204
139. Разгонка (НТК) караарнинской нефти апт-неокомского горизонта в
аппарате АРН-2 и характеристика полученных фракций .... 205
140. Разгонка (НТК) прорвинской нефти (скважина № 1) в аппарате
АРН-2 и характеристика полученных фракций..............................206
141. Разгонка (НТК) прорвинской нефти (смеси) в аппарате АРН-2 и ха-
рактеристика полученных фракций............................•. . . 207
142. Характеристика дистиллятов, полученных при однократном испарении
прорвинской нефти (смеси) '............................................208
143. Характеристика ортатков, полученных при однократном испарении
прорвинской нефти (смеси) ............................................ 208
144. Характеристика остатков разной глубины отбора танатарской нефти 208
145. Характеристика остатков разной глубины отбора корсакской нефти 209
146. Характеристика остатков разной глубины отбора тереньузюкской неф-
ти альб-сеноманского горизонта....................................... 209
147. Характеристика остатков разной глубины отбора тереньузюкской неф-
ти неокомского горизонта ............................................. 210
148. Характеристика остатков разной глубины отбора тажигалинской нефти 210
149. Характеристика остатков разной глубины отбора караарнинской неф-
ти апт-неокомского горизонта ......................................... 211
150. Характеристика остатков разной глубины отбора прорвинской неф-
ти (скважина № 1)......................................................212
151. Характеристика остатков разной глубины отбора прорвинской неф-
ти (смеси) .......................................................... 213
152. Физико-химическая характеристика нефтей Северо-Эм венского района- 214
153. Разгонка нефтей по ГОСТ 2177—66 ............................216
154. Изменение кинематической вязкости (в сСт) нефтей в зависимости
от температуры........................................................ 218
155. Изменение условной вязкости нефтей в зависимости от температуры 218
156. Изменение относительной плотности нефтей в зависимости от тем-
пературы ............................................................. 219
157. Элементный состав нефтей.....................................219
158. Состав газов (до С«), растворенных в нефтях, и низкокипящих угле-
водородов (до С5).................................................220
159. Потенциальное содержание (в вес. %) фракций в нефтях . . . 221
160. Характеристика фракций, выкипающих до 200 °C.................223
161. Групповой углеводородный состав фракций, выкипающих до 200 °C 225
162. Содержание индивидуальных ароматических углеводородов во фрак-
ции 122—145 °C....................................................226
163. Характеристика фракций, служащих сырьем для каталитического ри-
форминга ..............................................................227
164. Характеристика легких керосиновых дистиллятов................228
165. Характеристика керосиновых дистиллятов.......................228
166. Групповой углеводородный состав керосиновых фракций .... 230
167. Характеристика дизельных топлив и их компонентов .... 231
168. Характеристика исходных фракций (240—350 °C) и углеводородов, по-
лученных из них карбамидной депарафинизацией.......................233
169. Характеристика сырья для каталитического крекинга.................234
170. Фракционный состав сырья для каталитического крекинга . . . 235
171. Элементный состав сырья для каталитического крекинга .... 235
172. Характеристика мазутов и остатков.................................236
173. Характеристика сырья для деструктив.ных процессов.................238
174. Элементный состав сырья для деструктивных процессов...............239
175. Групповой углеводородный состав дистиллятной части нефтей, опре-
деленный адсорбционным методом.........................................240
176. Содержание парафина в 50-градусных масляных фракциях . . . 243
177. Структурно-групповой состав 50-градусных фракций нефтей . . . 244
178. Характеристика дистиллятных базовых масел и групп углеводородов,
полученных адсорбционным методом.......................................246
9
179. Выход гача после депарафинизации масляных фракций х . . . 252
180. Структурно-групповой состав дистиллятных базовых масел и групп
углеводородов .................................................... 252
181. Характеристика остаточных базовых масел и групп углеводородов, по-
лученных адсорбционным методом..........................................257
182. Выход петролатума после депарафинизации парафино-нафтеновых и
I группы ароматических углеводородов, выделенных из деасфальте-
нированных остатков . ........................................260
183. Структурно-групповой состав остаточных базовых масел и групп
углеводородов .................................................... 260
184. Потенциальное содержание базовых дистиллятных и остаточных масел 262
185. Характеристика нефтей применительно к получению из них дорож-
ных битумов (ГОСТ 11954—66)....................................... 263
186. Шифр нефтей согласно технологической классификации (ГОСТ 912—66) 263
187. Разгонка (ИТК) кенкиякской нефти юрского горизонта (скважина
.№ 11) в аппарате АРН-2 и характеристика полученных фракций . 264
188. Разгонка (НТК) кенкиякской нефти пермотриасового горизонта в
аппарате АРН-2 и характеристика полученных фракций .... 265
189. Разгонка (НТК) кенкиякской нефти нижнетриасового горизонта в
аппарате АРН-2 и характеристика полученных фракций .... 266
190. Разгонка (НТК) кенкиякской нефти нижнего горизонта в аппарате
АРН-2 и характеристика полученных фракций..........................267
191. Разгонка (НТК) кенкиякской нефти VIII горизонта в аппарате
АРН-2 и характеристика полученных фракций..........................268
192. Разгонка (НТК) акжарской нефти аптского горизонта в аппарате
АРН-2 и характеристика полученных фракций..........................269
193. Разгонка (НТК) акжарской нефти среднеюрского горизонта в аппа-
рате АРН-2 и характеристика полученных фракций ..... 270
194. Разгонка (НТК) каратюбинской нефти барремского горизонта в аппа-
рате АРН-2 и характеристика полученных фракций.....................271
195. Разгонка (НТК) каратюбинской нефти среднеюрского горизонта (сква-
жина № 4) в аппарате АРН-2 и характеристика полученных фракций 272
196. Разгонка (ИТК) каратюбинской нефти нижнеюрского горизонта (сква-
жина № 7) в аппарате АРН-2 и характеристика полученных фракций 273
197. Разгонка (ИТК) каратюбинской нефти нижнетриасового горизонта в
аппарате АРН-2 и характеристика полученных фракций .... 274
198. Разгонка (ИТК) каратюбинской нефти верхнепермского горизонта в
аппарате АРН-2 и характеристика полученных фракций .... 275
199. Характеристика дистиллятов, полученных при однократном испарении
нефтей . ...........................................276
200. Характеристика остатков, полученных при однократном испарении
нефтей................................................................. 276
201. Характеристика остатков разной глубины отбора кенкиякской нефти
юрского горизонта (скважина № 11).......................................277
202. Характеристика остатков разной глубины отбора кенкиякской нефти
нижнетриасового горизонта...............................................277
203. Характеристика остатков разной глубины отбора кенкиякской нефти
нижнего горизонта.......................................................278
204. Характеристика остатков разной глубины отбора кенкиякской нефти
VIII горизонта ....................................................278
205. Характеристика остатков разной глубины .отбора акжарской нефти
среднеюрского горизонта.................................................279
206. Характеристика остатков разной глубины отбора каратюбинской неф-
ти среднеюрского горизонта (скважина № 4)...............................280
207. Характеристика остатков разной глубины отбора каратюбинской неф-
ти нижнеюрского горизонта...............................................280
208. Характеристика остатков разной глубины отбора каратюбинской неф-
ти нижнетриасового горизонта ...........................................281
209. Физико-химическая характеристика нефтей междуречья Урал—Волга 282
210. Разгонка нефтей по ГОСТ 2177—66 ................................ 283
10
211. Изменение кинематической вязкости (в сСт) нефтей в зависимости
от температуры.........................................................283
212. Изменение условной вязкости нефтей в зависимости от температуры 283
213. Изменение относительной плотности нефтей в зависимости от тем-
пературы . .................................283
214. Состав газов (до С4), растворенных в нефтях, и низкокипящих угле-
водородов (до Сд)....................................................284
215. Потенциальное содержание фракций (в вес. %) в нефтях . . .’ 285
216. Характеристика фракций, выкипающих до 200 °C...............286
217. Групповой углеводородный состав фракций, выкипающих до 200 °C . 287
218. Содержание индивидуальных ароматических углеводородов во фрак-
ции 120—150 °C....................................................288
219. Характеристика фракций, служащих сырьем для каталитического ри-
форминга ..............................................................288
220. Характеристика легких керосиновых дистиллятов.................289
221. Характеристика керосиновых дистиллятов ......... 289
222. Групповой углеводородный состав керосиновых фракций .... 290
223. Характеристика дизельных топлив и их компонентов..............291
224. Характеристика мазутов и остатков.............................292
225. Характеристика сырья для каталитического крекинга.............293
226. Фракционный состав сырья для каталитического крекинга .... 294
227. Характеристика сырья для деструктивных процессов..............294
228. Групповой углеводородный состав дистиллятной части нефтей, опре-
деленный адсорбционным методом....................................295
229. Структурно-групповой состав 50-градусных фракций нефтей . . . 296
230. Характеристика дистиллятных базовых масел и групп углеводородов,
полученных адсорбционным методом.......................................297
231. Структурно-групповой состав дистиллятных базовых масел и групп
углеводородов........................................................ 299
232. Характеристика остаточных базовых масел и групп углеводородов,
полученных адсорбционным методом.......................................301
233. Структурно-групповой состав остаточных базовых масел .... 301
234. Потенциальное содержание базовых дистиллятных и остаточных масел 302
235. Характеристика нефтей применительно к получению из них дорож-
ных битумов (ГОСТ 11954—66)........................................... 302
236. Шифр нефтей согласно технологической классификации (ГОСТ 912—66) 302
237. Разгонка (ИТК) мартышинской нефти апт-неокомского горизонта в
аппарате АРН-2 и характеристика полученных фракций .... 303
238. Разгонка (ИТК) мартышинской нефти (смеси) в аппарате АРН-2 и
характеристика полученных фракций......................................304
239. Разгонка (ИТК) камышитовой нефти среднеюрского горизонта в
аппарате АРН-2 и характеристика полученных фракций .... 305
240. Характеристика остатков разной глубины отбора мартышинской нефти
апт-неокомского горизонта ............................................ 306
241. Характеристика остатков разной глубины отбора мартышинской неф-
ти (смеси) ............................................................306
242. Характеристика остатков разной глубины отбора камышитовой нефти
среднеюрского горизонта................................................307
Б. Нефти п-ва Мангышлак . 308
243. Физико-химическая характеристика нефтей п-ва Мангышлак . . 309
244. Разгонка нефтей по ГОСТ 2177—66 .......................... 311
245. Изменение кинематической вязкости (в сСт) нефтей в зависимости от
температуры............................................................312
246. Изменение условной вязкости нефтей в зависимости от температуры 312
247. Изменение относительной плотности нефтей в зависимости от тем-
пературы ..............................................................313
248. Состав золы нефтей (вес. %, считая на нефть).......................313
249. Состав газов (до С4), растворенных в нефтях, и низкокипящих угле-
водородов (до С5)......................................................314
11
250. Потенциальное содержание (в вес. %) фракций в нефтях . . . 315
251. Характеристика фракций, выкипающих до 200 °C......................317
252. Групповой углеводородный состав фракций, выкипающих до 200 °C 320
253. Содержание индивидуальных ароматических углеводородов/ во фрак-
циях 120—145 и 120—150 °C .............................................323
254. Характеристика фракций, служащих сырьем для каталитического ри-
форминга ..............................................................323
255. Характеристика легких керосиновых дистиллятов.................326
256. Характеристика керосиновых дистиллятов........................328
257. Групповой углеводородный состав керосиновых фракций .... 330
258. Характеристика дизельных топлив и их компонентов..............331
259. Характеристика исходных фракций и углеводородов, полученных из
них карбамидной депарафинизацией ......................................334
260. Характеристика сырья для каталитического крекинга . . . . . 337
261. Фракционный состав сырья для каталитического крекинга (°C) . . 339
262. Характеристика мазутов и остатков.............................339
263. Характеристика‘сырья для деструктивных процессов..............341
264. Групповой углеводородный состав дистиллятной части нефтей, опре-
деленный адсорбционным методом . . . ...................343
265. Содержание парафина в 50-градусных масляных фракциях . . . 348
266. Структурно-групповой состав 50-градусных фракций нефтей . . . 349
267. Характеристика дистиллятных базовых масел и групп углеводородов,
полученных адсорбционным методом.......................................352
268. Выход гача после депарафинизации масляных фракций .... 358
269. Структурно-групповой состав дистиллятных базовых масел .и групп
углеводородов . . ~. . .....................................358
270. Характеристика остаточных базовых масел, полученных адсорбцион-
ным методом . . . ‘.......................................... 364
271. Выход петролатума после депарафинизации парафино-нафтеновых и
ароматических углеводородов, выделенных из деасфальтенированных
остатков...............................................................366
272. Структурно-групповой состав остаточных базовых масел .... 367
273. Потенциальное содержание базовых дистиллятных и остаточных масел 368
274. Характеристика нефтей применительно к получению из них дорожных
битумов (ГОСТ 11954—66).............................................. 370
275. Шифр нефтей согласно технологической классификации (ГОСТ 912—66) 370
276. Разгонка (ИТК) дунгинской нефти I горизонта в аппарате АРН-2 и
характеристика полученных фракций.................................... 371
277. Разгонка (ИТК) дунгинской нижнемеловой нефти в аппарате АРН-2
и характеристика полученных фракций . .......................372
278. Разгонка (ИТК) жетыбайской нефти (смеси) в аппарате АРН-2 и
характеристика полученных фракций .................................... 373
279. Разгонка (ИТК) тасбулатской нефти X горизонта в аппарате АРН-2
и характеристика полученных фракций....................................374
280. Разгонка (ИТК) тасбулатской нефти XV горизонта в аппарате АРН-2
и характеристика полученных фракций..................................- 375
281. Разгонка (ИТК) восточножетыбайской нефти в аппарате АРН-2 и
характеристика полученных фракций .....................................376
2821 Разгонка (ИТК) карамандыбасской нефти XII горизонта в аппарате
АРН-2 и характеристика полученных фракций.........................377
283. Разгонка (ИТК) узеньской ’ нефти (смеси) в аппарате АРН-2 и ха-
рактеристика полученных фракций ...................................... 378
284. Разгонка (ИТК) тенгинской нефти в аппарате АРН-2 и характери-
стика полученных фракций............................................. 379
285. Разгонка (ИТК) курганбайской нефти в аппарате АРН-2 и характе-
ристика полученных фракций......................................... . 380
III. НЕФТИ ЗАПАДНОЙ СИБИРИ.............................................381
286. Физико-химическая характеристика нефтей . ....................385
287. Разгонка нефтей по ГОСТ 2177—66 ................................. 392
12
288. Изменение кинематической вязкости (в сСт) нефтей в зависимости
от температуры................................................. . 394
289. Изменение условной вязкости нефтей в зависимости от температуры 395
290. Изменение относительной плотности нефтей в зависимости от тем-
пературы .....................................................396
291. Элементный состав нефтей....................................... 397
292. Содержание ванадия и никеля в нефтях............................398
293. Состав золы нефтей (вес. %, считая на нефть).....................398
294. Состав газов (до С4), растворенных в нефтях, и низкокипящих угле-
водородов (до С5) .................. . .. .- .—у................399
295. Потенциальное содержание .(в вес. %) фракций/в нефтях . . 401
296. Характеристика фракций, выкипающих до 200X5.......................405
297. Групповой углеводородный состав фракций, .Выкипающих до 200 °C . 418
298. Содержание индивидуальных углеводородов (в вес. %, считая на
фракцию) во фракции 28—60 °C......................................... 424
299. Содержание индивидуальных углеводородов (в вес. %, считая на
нефть) в бензиновых фракциях (28—150 °C)..............................426
300. Содержание индивидуальных ароматических углеводородов во фрак-
ции 122—145 °C................................................434
301. Характеристика фракций, служащих сырьем для каталитического ри-
форминга ....... 436
302. Характеристика легких керосиновых дистиллятов.............444
303. . Характеристика керосиновых дистиллятов..................446
304. Групповой углеводородный состав керосиновых фракций .... 448
305. Характеристика дизельных топлив и их компонентов..........450
306. Характеристика углеводородов, не образующих комплекс с карбамидом 458
307. Характеристика углеводородов, образующих комплекс с карбамидом 459
308. Характеристика сырья для каталитического крекинга.........460
309. Фракционный состав сырья для каталитического крекинга . . . 462
310. Элементный состав сырья для каталитического крекинга .... 464
311. Характеристика мазутов и остатков.........................465
312. Характеристика сырья для деструктивных процессов..........472
313. Элементный состав сырья для деструктивных процессов.......475
314. Групповой углеводородный состав дистиллятной части нефтей, опре-
деленный адсорбционным методом........................................477
315. Содержание парафина в 50-градусных масляных фракциях . . . 488
316. Структурно-групповой состав 50-градусных фракций нефтей . . . 489
317. Характеристика дистиллятных базовых масел и групп углеводородов,
полученных адсорбционным методом . . . . . . . . 495
318. Выход гача после депарафинизации масляных фракций .... 524
319. Структурно-групповой состав дистиллятных базовых масел и групп
углеводородов....................................................... 525
320. Характеристика остаточных базовых масел и групп углеводородов,
полученных адсорбционным методом .....................................541
321. Выход петролатума после депарафинизации парафино-нафтеновых и
I группы ароматических углеводородов, выделенных из деасфальте-
нированных остатков................................................559
322. Структурно-групповой состав остаточных базовых масел и групп
углеводородов ....................................................... 559
323. Потенциальное содержание базовых дистиллятных и остаточных масел 565
324. Характеристика нефтей применительно к получению из них дорожных
битумов (ГОСТ 11954—66).............................................. 570
325. Шифр нефтей согласно технологической классификации (ГОСТ 912—66) 571
326. Разгонка (ИТК) убинской нефти (Ю-П) в аппарате АРН-2 и харак-
теристика полученных фракций ........................................ 572
327. Разгонка (ИТК) мортымьинской нефти (Ю-П) в аппарате АРН-2 и
характеристика полученных фракций.....................................573
328. Разгонка (ИТК) шаимской нефти (Ю-П) в аппарате АРН-2 и харак-
теристика полученных фракций ........................................ 574
13
329. Разгонка (НТК) тетеревской нефти (Ю-П) в аппарате АРН-2 и ха-
рактеристика полученных фракций .........................................575
330. Разгонка (НТК) каменной нефти (Ю-П) в аппарате АРН-2 и харак-
теристика полученных фракций.............................................575
331. Разгонка (НТК) тевлинской нефти (Bxvi, валанжин) в аппарате
АРН-2 и характеристика полученных фракций........................... . 576
332. Разгонка (НТК) северо-пимской нефти (Бг, готерив-баррем) в аппа-
рате АРН-2 и характеристика полученных фракций...........................576
333. Разгонка (НТК) быстринской нефти (Bj, готерив-баррем) в аппарате
АРН-2 и характеристика полученных фракций................................577
334. Разгонка (НТК) вынгинской нефти (Бг + Бп, готерив-баррем) в аппа-
рате АРН-2 и характеристика полученных фракций...........................577
335. Разгонка (НТК) минчимкинской нефти (Бп, валанжин-готерив) в ап-
парате АРН-2 и характеристика полученных фракций.....................578
336. Разгонка (НТК) вершинной нефти (Бх, валанжин) в аппарате АРН-2
и характеристика полученных фракций......................................579
337. Разгонка (НТК) усть-балыкской нефти (Bi, готерив-баррем) в аппара-
те АРН-2 и характеристика полученных фракций.........................580
338. Разгонка (НТК.) усть-балыкской нефти (BYiv+Bv, готерив-баррем)
в аппарате АРН-2 и характеристика полученных фракций .... 581
339. Разгонка (НТК) усть-балыкской нефти (Бх, валанжин) в аппарате
АРН-2 и характеристика полученных фракций................................582
340. Разгонка (НТК) усть-балыкской нефти (Ю-П) в аппарате АРН-2 и
характеристика полученных фракций........................................583
341. Разгонка (НТК.) усть-балыкской нефти (смеси) в аппарате АРН-2 и
характеристика полученных фракций........................................584
342. Разгонка (НТК) тепловской нефти (Bvi, готерив-баррем) в аппарате
АРН-2 и характеристика полученных фракций................................585
343. Разгонка (НТК) карактеевской нефти (Бх, валанжин) в аппарате
АРН-2 и характеристика получерных фракций................................586
344. Разгонка (НТК) Мамонтовской нефти (Бх, валанжин) в аппарате
АРН-2 и характеристика полученных фракций................................587
345. Разгонка (НТК) южно-балыкской нефти (Бх, валанжин) в аппарате
АРН-2 и характеристика полученных фракций................................588
346. Разгонка (НТК) западно-сургутской нефти (Бп+Бш, готерив-баррем)
в аппарате АРН-2 и характеристика полученных фракций . . . 589
347. Разгонка (НТК) западно-сургутской нефти (Бх, валанжин) в аппа-
рате АРН-2 и характеристика полученных фракций...........................590
348. Разгонка (НТК) салымской нефти (Bvi, готерив-баррем) в аппарате
4 АРН-2 и характеристика полученных фракций............................591
349. Разгонка (НТК) северо-вареганской нефти (Бх, валанжин) в ап-
парате АРН-2 и характеристика полученных фракций .... 592
350. Разгонка (НТК) аганской нефти (Буш, валанжин-готерив) в аппара-
те АРН-2 и характеристика полученных фракций.............................593
351. Разгонка (НТК) локосовской нефти (Бтх, валанжин) в аппарате
АРН-2 и характеристика полученных фракций................................594
352. Разгонка (НТК) ватинской нефти (Бх, валанжин) в аппарате АРН-2
и характеристика полученных фракций......................................595
353. Разгонка (НТК) Самотлорской нефти (Буш, валанжин) в аппарате
АРН-2 и характеристика полученных фракций................................596
354. Разгонка (НТК) Самотлорской нефти (смеси) в аппарате АРН-2 и
характеристика полученных фракций........................................597
355. Разгонка (НТК) мегионской нефти (Буш, валанжин) в аппарате
АРН-2 и характеристика полученных фракций................................598
356. Разгонка (НТК) мегионской нефти (Ю-I) в аппарате АРН-2 и ха-
рактеристика полученных фракций 599
357. Разгонка (НТК) советской нефти (Буш, валанжин) в аппарате
АРН-2 и характеристика полученных фракций......................600
358. Разгонка (НТК) советской нефти (смеси) в аппарате АРН-2 и ха-
рактеристика полученных фракций..........................................601
14
359. Разгонка (ИТК) русской нефти (ПК-I, сеноман) в аппарате АРН-2
и характеристика полученных фракций.....................................602
360. Разгонка (ИТК) Губкинской нефти (Ю-I) в аппарате АРН-2 и ха-
рактеристика полученных фракций .......................................603
361. Разгонка (ИТК) новопортовской нефти (Ю-П) в аппарате АРН-2 и
характеристика полученных фракций.......................................604
362. Разгонка (ИТК) айяунской нефти (сеноман) в аппарате АРН-2 и ха-
рактеристика полученных фракций . . '................... . . 605
363. Характеристика дистиллятов, полученных при однократном испаре-
нии нефти................................................................606
364. Характеристика остатков, полученных при однократном испарении
нефти....................................................................608
365. Характеристика остатков разной глубины отбора мортымьинской
нефти (Ю-П)..............................................................610
366. Характеристика остатков разной глубины отбора шаимской неф-
ти (Ю-П)............................................................... 610
367. Характеристика остатков разной глубины отбора тевлинской нефти
(Bxvi, валанжин)........................................................611
368. Характеристика остатков разной глубины отбора минчимкинской неф-
ти (Бц, валанжин-готерив)...............................................612
369. Характеристика остатков разной глубины отбора усть-балыкской неф-
ти (Bi, готерив-баррем).................................................612
370. Характеристика остатков разной глубины отбора усть-балыкской неф-
ти (Biv+Bv, готерив-баррем).....................................613
371. Характеристика остатков разной глубины отбора усть-балыкской
нефти (Ю-И).............................................................614
372. Характеристика остатков разной глубины отбора усть-балыкской неф-
ти (смеси)..............................................................614
373. Характеристика остатков разной глубины отбора тепловской нефти
(Bvi, готерив-баррем).......................-...........................615
374. Характеристика остатков разной глубины отбора карактеевской нефти
(Бх, валанжин)..........................................................616
375. Характеристика остатков разной глубины отбора мамонтовской нефти
(Бх, валанжин)..........................................................616
376. Характеристика остатков разной глубины отбора южно-балыкской
нефти (Бх, валанжин)....................................................617
377. Характеристика остатков разной глубины отбора западно-сургутской
нефти (Бц+Бш, готерив-баррем)...........................................617
378. Характеристика остатков разной глубины отбора западно-сургутской
нефти (Бх, валанжин)....................................................618
379. Характеристика остатков разной глубины отбора салымской нефти
(Bvi, готерив-баррем)...................................................618
380. Характеристика остатков разной глубины отбора северо-варьеганской
нефти (Бх, валанжин) ...................................................619
381. Характеристика остатков разной глубины отбора аганской нефти
(Буш, валанжин-готерив).................................................620
382. Характеристика остатков разной глубины отбора локосовской нефти
(Bix, валанжин).........................................................620
383. Характеристика остатков разной глубины отбора ватинской нефти
(Бх, валанжин)..........................................................621
384. Характеристика остатков разной глубины отбора Самотлорской нефти
(Буш, валанжин).........................................................622
385. Характеристика остатков разной глубины отбора Самотлорской неф-
ти (смеси)............................................................. 622
386. Характеристика остатков разной глубины отбора мегионской неф-
ти (Буш, валанжин)..................................................... 623
387. Характеристика остатков разной глубины отбора мегионской неф-
ти (Ю-I) . ............................................. 624
388. Характеристика остатков разной глубины отбора советской нефти
(Буш, валанжин) ........................................................624
15
389. Характеристика остатков разной глубины отбора советской неф-
j ти (смеси).......................................................625
j 390. Характеристика остатков разной глубины отбора русской нефти s
(ПК-I, сеноман) .....'............................................626
j 391. Характеристика остатков разной глубины отбора губкинской неф-
I ти (Ю-1) .....................................................627
! 392. Характеристика остатков разной глубины отбора новопортовской неф-
; ти (Ю-П)..........................................................627
i 393. Характеристика остатков разной глубины, отбора айяунской неф-
ти (сеноман)................................................................ 628
IV. НЕФТИ ВОСТОЧНОЙ СИБИРИ 629
394. Физико-химическая характеристика нефтей .........................633
395. Разгонка нефтей по ГОСТ 2177—66 ................................ 636
396. Изменение кинематической вязкости нефтей (в сСт) в зависимости
от температуры....................................................636
397. Изменение условной вязкости нефтей в зависимости от температуры 636
398. Изменение относительной плотности нефтей в зависимости от
температуры........................................................636
399. Элементный состав нефтей......................................637
400. Состав золы атовской нефти (скважина № 2).....................637
401. Состав газов (до С4), растворенных в нефтях...................637
402. Потенциальное содержание (в вес. %) фракций в нефтях . . . 638
403. Характеристика фракций, выкипающих до 200 °C...................... 639
404. Групповой углеводородный состав фракций, выкипающих до 200°С 641
405. Содержание индивидуальных углеводородов (вес. %, считая на нефть)
" во фракциях, выкипающих др 122 °C............................ . 642
406. Содержание индивидуальных ароматических углеводородов во фрак-
ции 122—145 °C.................................................. 644
407. Характеристика фракций, служащих сырьем для каталитического ри-
форминга .............................................................644
408. Характеристика легких керосиновых дистиллятов....................645
409. Характеристика керосиновых дистиллятов...........................645
410. Групповой углеводородный состав керосиновых фракций .... 646
411. Характеристика дизельных топлив и их компонентов.................647
412. Характеристика исходных фракций и углеводородов, полученных из
них карбамидной депарафинизацией......................................648
413. Характеристика сырья для каталитического крекинга (фракция 350—
475 °C марковской нефти, скважина № 8)............................648
414. Характеристика мазутов и остатков .............................. 649
415. Групповой углеводородный состав дистиллятной части нефтей, опре-
деленный адсорбционным методом........................................650
I 416. Структурно-групповой состав 50-градусных фракций нефтей . . . 651
417. Характеристика дистиллятных базовых масел и групп углеводородов,
полученных адсорбционным методом из марковской нефти (сква-
жина № 8)........................................................... 652
418. Структурно-групповой состав дистиллятных базовых масел и групп
углеводородов, полученных из марковской нефти (скважина № 8) . 654
419. Характеристика остаточных базовых масел и групп углеводородов, по-
лученных адсорбционным методом из марковской нефти (скважи-
- на № 8)............................................... . . . . 655
420. Структурно-групповой состав остаточных базовых масел' и групп
углеводородов, полученных из марковской нефти (скважина № 8) . 656
421. Потенциальное содержание базовых дистиллятных и остаточных ма-
сел, полученных из марковской нефти (скважина № 8) ... 656
422. Разгонка (ИТК) марковской нефти (скважина № 8) в аппарате
! АРН-2 и характеристика полученных фракций .,......................657
423. Разгонка (ИТК) марковской нефти (скважина № 9) в аппарате
АРН-2 и характеристика полученных фракций.........................658
16
424. Разгонка (ИТК) марковской нефти (скважина № 15) в аппарате
АРН-2 и характеристика полученных фракций.........................659
425. Разгонка (ИТК) атовской нефти (скважина № 2) в аппарате АРН-2
и характеристика полученных фракций...................................660
426. Разгонка (ИТК) сользаводской нефти в аппарате АРН-2 и характе-
ристика полученных фракций . 661
427. Разгонка (ИТК) быстрянской нефти в аппарате АРН-2 и характе-
ристика полученных фракций......................................661
428. Характеристика остатков разной глубины отбора марковской нефти
(скважина № 8)........................................................662
V. НЕФТИ о. САХАЛИН...................................................663
429. Физико-химическая характеристика нефтей .........................666
430. Разгонка нефтей по ГОСТ 2177—66 ......................... 670
431. Изменение кинематической вязкости (в сСт) нефтей в зависимости
от температуры .......................................................671
432. Изменение условной вязкости нефтей в зависимости от температуры 671
433. Изменение относительной плотности нефтей в зависимости от темпе-
ратуры ...............................................................672
434. Элементный состав нефти ........................................672
435. Содержание (в вес. %) ванадия и никеля в нефтях.................673
436. Состав золы нефтей (в вес. %, считая на нефть)..................673
437. Состав газов (до С4), растворенных в нефтях, и низкокипящих угле-
водородов (до С5).................................................674
438. Потенциальное содержание (в вес. %) фракций в нефтях . . 675
439. Характеристика фракций, выкипающих до 200 °C . . . . . . 677
440. Групповой углеводородный состав фракций, выкипающих до 200 °C . 683
441. Содержание индивидуальных углеводородов (в вес. %, считая на
фракцию) во фракциях, выкипающих до 60 °C.........................686
442. Содержание индивидуальных углеводородов (в вес. %, считая на
нефть) во фракциях, выкипающих до 150 °C..........................686
443. Содержание индивидуальных ароматических углеводородов во фрак-
ции 122—145 °C....................................................689
444. Характеристика фракций, служащих сырьем для каталитического
риформинга ................................................. 690
445. Характеристика легких керосиновых дистиллятов . . . . . 694
446. Характеристика керосиновых дистиллятов...........................696
447. Групповой углеводородный состав керосиновых фракций..............698
-448. Характеристика дизельных топлив и их компонентов................699
449. Характеристика исходных фракций и углеводородов, полученных из
них карбамидной депарафинизацией ................................ 703
450. Характеристика сырья для каталитического крекинга............704
451. Фракционный состав сырья для каталитического крекинга, °C . 705
452. Элементный состав сырья для каталитического крекинга......... 705
453. Характеристика мазутов и остатков............................706
454. Характеристика сырья для деструктивных процессов.............710
455. Групповой углеводородный состав дистиллятной части нефтей, опре-
деленный адсорбционным методом....................................712
456. Содержание парафина в 50-градусных масляных фракциях . . . 718
. 457. Структурно-групповой состав 50-градусных фракций нефтей . . . 718
458. Характеристика дистиллятных базовых масел и групп углеводородов,
полученных адсорбционным методом......................................721
459. Выход гача после депарафинизации масляных фракций................729
460. Структурно-групповой состав дистиллятных базовых масел и групп
углеводородов ....................................................... 729
461. Характеристика остаточных базовых масел и групп углеводородов, по-
лученных адсорбционным методом........................................734
462. Выход петролатума после депарафинизации парафино-нафтеновых и
I группы ароматических углеводородов, выделенных из деасфальтени-
рованных остатков ................................................739
2—160
17
463. Структурно-групповой состав остаточных базовых масел и групп
углеводородов ......................................................... 739
464. Потенциальное содержание базовых дистиллятных и остаточных масел 742
465. Характеристика нефтей применительно к получению из них дорожных
битумов (ГОСТ 11954—66) ............................................... 744
466. Шифр нефтей согласно технологической классификации (ГОСТ 912^-66) 744
467. Разгонка (ИТК) колендинской нефти в аппарате АРН-2 и характе-
ристика полученных фракций..............................................745
468. Разгонка (ИТК) южно-колендинской нефти в аппарате АРН-2 и ха-
рактеристика полученных фракций.........................................746
469. Разгонка (ИТК) охинской нефти (смеси) в аппарате АРН-2 и ха-
рактеристика полученных фракций.........................................747
470. Разгонка (ИТК) эхабинской нефти (смесь 1955 г.) в аппарате АРН-2
и характеристика полученных фракций . .................................748
471. Разгонка (ИТК) эхабинской нефти восточного участка II площади
в аппарате АРН-2 и характеристика полученных фракций . . . 749
472. Разгонка (ИТК) эхабинской нефти (смесь 1965 г.) в аппарате АРН-2
и характеристика полученных фракций.....................................750
473. Разгонка (ИТК) тунгорской нефти в аппарате АРН-2 и характери-
стика полученных фракций................................................751
474. Разгонка (ИТК) одоптинской нефти в аппарате АРН-2 и характери-
стика полученных фракций................................................752
475. Разгонка (ИТК) нельминской нефти в аппарате АРН-2 и характери-
стика полученных фракций............................................... 753
476. Разгонка (ИТК) западно-сабинской нефти VIII и XI пластов в аппара-
те АРН-2 и характеристика полученных фракций....................754
477. Разгонка (ИТК) сабинской нефти в аппарате АРН-2 и характеристи-
ка полученных фракций...................................................755
478. Разгонка (ИТК) некрасовской нефти в аппарате АРН-2 и характери-
стика полученных фракций.............................................. 756
479. Разгонка (ИТК) тунгусской нефти в аппарате АРН-2 и характери-
стика полученных фракций............................................... 757
480. Разгонка (ИТК) шхунной нефти в аппарате АРН-2 и характеристика
полученных фракций......................................................758
481. Разгонка (ИТК) кыдыланцинской нефти в аппарате АРН-2 и харак-
теристика полученных фракций............................................759
482. Разгонка (ИТК) мухтинской нефти пласта «ЖЗ» в аппарате АРН-2
и характеристика полученных фракций ....................................760
483. Разгонка (ИТК) мухтинской нефти пласта «И» в аппарате АРН-2 и
характеристика полученных фракций.......................................760
484. Разгонка (ИТК) паромайской нефти в аппарате АРН-2 и характери-
стика полученных фракций............................................... 761
485. Разгонка (ИТК) уйглекутской нефти в аппарате АРН-2 и характе-
ристика полученных фракций..............................................762
486. Разгонка (ИТК) катанглийской нефти в аппарате АРН-2 и характе-
ристика полученных фракций..............................................763
487. Характеристика дистиллятов, полученных при однократном испаре-
нии нефтей ............................................................ 763
488. Характеристика остатков, полученных при однократном испаре-
нии нефтей ........................................................... 764
489. Характеристика остатков разной глубины отбора колендинской нефти 764
490. Характеристика остатков разной глубины отбора южно-колендин-
ской нефти ........................................................... 765
491. Характеристика остатков разной глубины отбора охинской нефти
(смеси)............................................................... 766-
492. Характеристика остатков разной глубины отбора эхабинской нефти
(смесь 1955 г.)...................................................... 767“
493. Характеристика остатков разной глубины отбора эхабинской нефти
восточного участка II площади...........................................763
18
494. Характеристика остатков разной глубины отбора эхабинской нефти
(смесь 1965 г.) ..............................................769
495. Характеристика остатков разной глубины отбора тунгорской нефти . 770
496. Характеристика остатков разной глубины отбора одоптинской нефти 771
497. Характеристика остатков разной глубины отбора западно-сабинской
нефти VIII и XI пластов.............................................772
498. Характеристика остатков разной глубины отбора сабинской нефти . 772
499. Характеристика остатков разной глубины отбора некрасовской нефти 773
500. Характеристика остатков разной глубины отбора шхунной нефти . 774
501. Характеристика остатков разной глубины отбора кыдыланьинской
нефти...............................................................775
502. Характеристика остатков разной глубины отбора паромайской нефти 776
503. Характеристика остатков разной глубины отбора уйглекутской нефти 777
504. Характеристика остатков разной глубины отбора катанглийской нефти 778
Алфавитный указатель нефтей.........................................779
2
УСЛОВНЫЕ ОБОЗНАЧЕНИЯ
и натрия;
индексе обозначена температура,
индексе обозначена температу-
Р40 — относительная плотность;
«д® — показатель преломления для линии
М —молекулярный вес (средний);
v — вязкость кинематическая, сСт (в
°C);
ВУ — вязкость условная, градусы (в
Ра, °C);
ИВ — индекс вязкости;
ВВК — вязкостно-весовая константа;
Sf,c — удельная дисперсия;
— число симметрии;
г{ — интерцепт рефракции;
и. к. — температура начала кипения, °C;
к. к. —температура конца кипения, °C;
С — содержание углерода, вес. %;
Н — содержание водорода, вес. %;
О — содержание кислорода, вес. %;
S — содержание серы, вес. %;
N — содержание азота, вес. %;
Скол — количество атомов углерода, входящих в состав колец, %;
СА — количество атомов углерода, входящих в состав ароматических ко-
лец, %;
Сн — количество атомов углерода, входящих в состав нафтеновых ко-
лец, %;
Сп — количество атомов, не входящих в состав колец, %;
Ко — среднее число колец в молекуле;
КА — среднее число ароматических колец в молекуле;
Кн — среднее число нафтеновых колец в молекуле;
ОИ — однократное испарение;
ИТК — истинная температура кипения;
П — содержание парафина, вес. %;
20
A—содержание асфальтенов, вес. %;
Сс—содержание силикагелевых смол, вес. %.
На рисунках:
-нефтяные месторождения;
4(2) -нефтегазовые месторождения;
- граница впадины;
<* Jr - граница свода ;
I. НЕФТИ СРЕДНЕЙ АЗИИ
Рис. 1. Схема размещения нефтяных
Мамаджургаты^Аь
Бухаро-Гтзлинская ступень
Амударьинской впадины
Sta.
I'jНаманган
Наманган
Кызыл- Алма
ф&РМайлисй-Ш
^аъМайлиси-Iv Д
five. ИзОаскент
^./^^Изваскент j
- г.,АкджажСегралан-
mffne I
Сарыташ Фдоигар'гшг]
КъраулбКзар
Юлдузкак Q&Uiypcau
Шуртепеф
Андижан—2
АнВижан^Р 0Бд
ъфХоаж
ПаЛбангткщ
ниик
Самантепе
ККнсн.
Мубарек
оКокандч
Сей. Сох
9
0
кызыл-
Рабат ©Самарканд
&^Харабаир j
О.^грек <_
Карактпай
ултаГ
\шлы
Аданташ
Т
К с
атааш
’хДУШАН!
ТАД)ж«к сндЛ9.
лльминар в п а
Ферганская впадина
Аламышик
нгпаш?'
месторождений Средней Азии.
А. НЕФТИ УЗБЕКСКОЙ И КИРГИЗСКОЙ ССР
В Узбекской ССР имеются три нефтегазоносных района — Ферганская
и Таджикская впадины и Бухаро-Хивинская нефтегазоносная область."
Ферганская депрессия расположена внутри Тянь-Шанской горной впадины
и является структурной единицей эпиплатформенного орогена. Нефть и газ
в Фергане добываются только в прибортовой части впадины, центральная же
часть ее мало разведана. Разрез Ферганской впадины включает юрские, меловые,
палеогеновые, неогеновые и четвертичные отложения. Юрские отложения пред-
ставлены континентальными терригенными угленосными образованиями.
С юрскими отложениями связаны в ряде мест небольшие по размерам газовые,
газоконденсатные и нефтегазовые залежи (Северный Сох, Северный Риштан,
Ходжиабад и др.). Меловые отложения представлены морскими, лагунными
и континентальными образованиями. В ряде мест эти отложения нефтегазонос-
ны (Северный Сох, Северный Риштан, Ходжиабад, Южный Аламышик и др.).
Основные разрабатываемые нефтеносные горизонты связаны с палеогеновыми
отложениями, представленными главным образом морскими осадками (глины
с прослоями известняков, песчаников и ангидритов).
Бухаро-Хивинская нефтегазоносная область (Амударьинская впадина) рас-
положена в пределах Западного Узбекистана и Туркмении. В разрезе Аму-
дарьинской впадины выделяются палеозойский фундамент и мезокййнозойский
осадочный чехол.
Породы палеозоя сильно метаморфизованы и на большей части впадины
представлены глинисто-известковыми и углисто-глинистыми сланцами, извержен-
ными породами кислого состава.
Юрские отложения представлены тремя отделами. Нерасчлененный терри-
генный комплекс сложен песчано-глинистыми отложениями. Среднеюрские отло-
жения, представленные глинами и песчаниками, вскрыты в Каганском и Муба-
рекском поднятиях. Мощность их уменьшается с юга на север и выклинивается
в районе южнее Газли и Караиза. Верхнеюрские отложения делятся на две
толщи: карбонатную (XV, XVa и XVI горизонты) и ангидритгалитовую.
Комплекс меловых, отложений состоит из двух формаций: терригенно-крас-
ноцветной (неоком-апт) и песчано-глауконитовой (альб и сенон).
Амударьинская впадина включает в себя ряд нефтегазоносных районов —
Газлинский, Каганский, Мубарекский, Приамударьинский и др. Промышленные
залежи газа и нефти выявлены в меловых и юрских отложениях различных
участков Бухаро-Хивинской нефтегазоносной области.
В настоящем сборнике приведены данные о нефтях и газоконденсатах Узбе-
кистана и частично Таджикистана и Киргизии. Так, нефть месторождения Айри-
тан (Южная Фергана) территориально относится к Таджикской ССР, нефть под
условным названием «Киргизия», добываемая из новой структуры, находящейся
между месторождениями Избаскент и Майлису IV, к Киргизской ССР. Приво-
дятся также данные по газоконденсату месторождения Щахпахты (плато
Устюрт) Каракалпакской АССР.
Нефти Ферганы являются малосернистыми, смолистыми и высокопарафини-
стыми.
Общее содержание светлых фракций, выкипающих до 350 °C, составляет
42—55% при содержании бензиновой фракции до 200°C 18—25%.
По групповому углеводородному составу ферганские нефти относятся к па-
рафино-нафтеновому типу. Содержание парафиновых углеводородов во фрак-
циях, выкипающих до 200°C, составляет 50—60%, ароматических 11—20%
и нафтеновых 26—33%. Во фракциях, выкипающих выше 200 °C, содержание
.ароматических углеводородов несколько повышается. Исключением является
высокрароматизированная нефть из меловых отложений месторождения Южного
Аламышика, где содержание ароматических углеводородов в бензине до 150 °C
24
равно 39%, а с повышением температуры выкипания фракций количество аро-
матических углеводородов уменьшается. Для индивидуального углеводородного
состава большинства бензинов характерно почти равное содержание парафино-
вых углеводородов нормального и изостроения.
Все виды топлив, получаемые их ферганских нефтей, являются малосерни-
стыми, но из-за несоответствия некоторых показателей требованиям технических
норм не могут быть использованы в качестве товарных продуктов.
Бензины с температурами выкипания до 150 °C могут служить компонента-
ми к авиационным бензинам, а с концом кипения 180 и 200 °C — к автомобиль-
ным. Все бензины низкооктановые (47—52 пункта), так как в их составе преоб-
ладают парафиновые углеводороды. Только октановое число бензина из нефти
месторождения Южного Аламышика составляет 76 пунктов, что обусловлено
значительным содержанием в нем ароматических и разветвленных парафиновых
углеводородов и почти полным отсутствием нормальных парафиновых угле-
водородов.
Дистилляты, являющиеся сырьем для каталитического риформинга, малосер-
нисты (0,01—0,02%), содержат довольно значительное количество нафтеновых
углеводородов (20—30%) и могут быть рекомендованы как благоприятное сырье
для этого процесса. Однако выходы фракций 62—85; 85—105 и 105—120 °C, слу-
жащих для производства бензола и толуола, незначительны и составляют 0,9—
3,2%; выход широкой фракции 85—180°C — 12—18%.
Легкие керосины с температурами выкипания 120—240 и 120—280 °C могут
быть получены с выходом от 16 до 30%. Эти фракции характеризуются отсутст-
вием меркаптановой серы, содержание общей серы находится в пределах тре-
бований технических норм. Несколько завышено содержание ароматических угле-
водородов в легких керосиновых фракциях киргизской и южно-аламышикской
нефтей.
Керосиновые фракции (150—280 и 150—320 °C) по основным показателям
отвечают требованиям на осветительный и тракторный керосины; выход их со-
ставляет 20—30% (на нефть).
Дизельные фракции, отобранные в различных температурных пределах вы-
кипания, отличаются высокими цетановыми числами (50—54) и сравнительно
высокими температурами застывания, что позволяет получать только летние сор-
та дизельных топлив. Удалив н-парафины из фракций 240—350 °C карбамидной
депарафинизацией, можно снизить температуру застывания и получить компо-
ненты зимних сортов топлив. Фракции дизельных топлив, выделенные из нефти
месторождения Южный Аламышик, в связи с почти полным отсутствием в них
н-парафинов, имеют температуру застывания ниже —60 °C, что позволяет реко-
мендовать их в качестве компонентов зимних и арктических видов топлив; выход
топлив составляет от 25 до 40%.
Средний выход масляных фракций из изученных нефтей составляет 25%
(наибольший из нефти Западного Палванташа — 31,7%, наименьший из наман-
ганской— 21,7%). По своим свойствам масляные дистилляты довольно близки
между собой.
Все фракции содержат значительное количество парафина и имеют высокие
температуры застывания. Их групповой углеводородный состав характеризуется
преобладанием парафино-нафтеновых углеводородов (57—80%) над ароматиче-
скими (20—33%). Структурно-групповой состав показывает наличие малокольча-
тых структур с общим содержанием колец (Ко) не выше двух, причем в боль-
шинстве случаев нафтеновые кольца преобладают над ароматическими. Коли-
чество парафиновых углеродных атомов в цепях и углеводородах составляет
50—60%. Потенциальное содержание дистиллятных базовых масел составляет
около 20%, остаточных — 6—9%.
Остатки с различными температурами отбора имеют высокие температуры
застывания, вследствие чего ферганские нефти не могут быть рекомендованы
для получения мазутов и дорожных битумов.
Нефти Западного Узбекистана отличаются от ферганских более высоким со-
держанием серы (1,9—2,4%) и несколько меньшим содержанием твердого пара-
фина. По углеводородному составу они также относятся к парафино-нафтеново-
му типу, но с несколько большим содержанием ароматических углеводородов.
25
to
1. Физико-химическая характеристика нефтей
Нефть Горизонт, свита Глубина перфорации, м № сква- жины р£° М V20. сСт V50. сСт Температура застывания, °C Темпера- тура вспышки в закрытом тигле, °C Давление насыщенных паров, мм рт. ст.
с обра- боткой без обра- ботки при 38 °C при 50 °C
Газлинская XIII 1183—1181 115. 0,8174 156 2,24 1,31 — —32 6 30 73
Шурчинская — — Смесь 0,8715 220 14,53 6,16 —10 —5 < —6 23 77
Караулбазарская XIII 1018—1010 18 0,8325 188 3,61 2,05 —36 —18 5 58 ПО
Шуртепинская —- — Смесь 0,8628 215 8,67 4,11 —16 —10 < —6 25 54
Карактайская XV — 10 0,8880 288 37,00 13,80 —10 —13 6 23 66
Айританская II 1226—1216 0,8770 215 — 8,93 2 15 —9 54 82
Западно-палванташская Неоген, бледно- розовая свита — Смесь 0,8376 231 22,50 3,84 — 10 —5 242 318
Андижанская — — » 0,8778 226 22,70 8,22 —15 4 со V 166 227
Южно-аламышикская XVIII 1030—1020 257 0,8764 224 17,82 6,71 —35 —10 11 30 НО
Наманганская V 1476 21 0,8468 202 32,60 5,38 — 8 —15 187 278
Киргизская* IX 1809—1805 402 0,8817 190 43,00 9,32 — • 18 —15 102 128
* Условное название
ССР).
нефти, добываемой из новой структуры, находящейся
между месторождениями Майлису IV
и Избаскент (Киргизская
Продолжение табл. 1
Нефть Парафин Содержание, % Коксуе- мость, % Золь- ность, % Кислотное число, мг КОН на 1 г нефти Выход фракций, вес. %
содержа- ние, о/ /о темпера- тура плавления, °C серы СМОЛ серно- кислотных СМОЛ силика- гелевых асфаль- тенов до 200 °C до 350 °C
Газлинская Следы — 0,16 4,0 1,76 0,14 0,33 0,0003. — 27,5 —
Шурчинская 4,0 50 1,88 36,0 11,20 4,00 4,40 0,088 0,18 17,5 58,5
Караулбазарская 1,3 46 1,45 15,0 7,20 1,00 — 0,051 0,05 27,7 69,0
Шуртепинская 7,5 48 2,40 18,0 7,80 1,00 1,50 0,016 0,36 20,0 62,0
Карактайская 3,0 49 2,34 25,8 6,50 2,60 4,10 — — 14,4 48,0
Айританская 10,4 49 0,23 24,0 7,75 1,38 2,75 0,054 0,21 19,1 46,1
Западно-палванташская 12,8 54 0,25 — 8,70 3,00 3,10 0,056 1,13 26,0 54,3
Андижанская 10,3 52 0,31 28,0 11,40 4,60 4,80 0,020 0,19 22,7 50,2
Южно-аламышикская 7,0 45 0,25 16,0 11,30 0,85 2,50 0,082 1,30 19,3 51,4
Наманганская 8,0 47 0,62 20,0 8,20 2,38 2,46 0,025 1,02 27,7 57,0
Киргизская 8,5 50 0,33 30,6 10,60 3,90 4,10 0,010 1,07 17,6 42,5
2. Разгонка нефтей по ГОСТ 2177—66
Нефть и ж ж Отгоняется (в %) до температуры, °C
120 140 150 160 180 200 220 240 260 280 зсю.
Газлинская 100 4 8 и 14 22 29 40 53 67 83 93
Шурчинская 86 5 8 10 12 16 19 24 28 33 40 50
Караулбазарская 96 6 13 17 20 26 32 40 47 54 59 65
Шуртепинская 119 1 6 8 10 14 21 27 33 40 46 51
Западно-палванташская 52 7 10 12 14 19 23 27 31 35 39 50
Андижанская 64 8 11 12 14 19 24 27 29 33 38 43
Южно-аламышикская 119 — 5 7 9 14 19 23 27 31 37 44
3. Изменение кинематической вязкости (в сСт) нефтей в зависимости от температуры
Нефть V10 V20 Тзо '’40 V5O
Газлинская 2,96 2,24 2,17 1,52 1,31
Шурчинская 21,24 14,53 10,41 7,81 6,16
Караулбазарская 4,79 3,61 2,78 2,42 2,05
Шуртепинская 11,61 8,67 6,61 4,93 4,11
Карактайская 48,30 37,00 27,30 21,03 13,80
Айританская — — 45,82 15,87 8,93
Западно-палванташская 35,20 22,50 17,40 4,95 3,84
Андижанская 57,10 22,70 14,09 10,82 8,22
Южно-аламышикская 30,80 17,82 , 10,73 8,04 6,71
Наманганская — 32,60 21,60 7,30 5,38
Киргизская —' 43,00 31,25 20,05 9,32
28
4. Изменение условной вязкости нефтей в зависимости от температуры
Нефть ВУю ВУ20 ВУзо БУ 40 ВУ6О
Газлинская 1,22 1,12 1,11 1,07 1,04
Шурчинская 3,01 2,27 1,87 1,67 1,49
Караулбазарская 1,38 1,27 1,20 1,15 1,12
Шуртепинская 1,99 1,72 1,54 1,40 1,39
Карактайская 6,41 4,96 3,75 3,00 2,20
Айританская — — 6,00 2,70 1,75
Западно-палванташская 4,78 3,16 2,58 1,40 1,30
Андижанская 7,54 3,18 2,23 1,91 1,67
Южно-аламышикская 4,19 2,56 1,90 1,65 1,54
Наманганская — 4,42 2,95 1,59 1,43
Киргизская — 5,73 4,53 2,89 1,78
5. Изменение относительной плотности нефтей в зависимости от температуры
Нефть Плотность р£
при 10 °C при 20 °C при 30 °C при 40 °C при 50 °C
Газлинская 0,8222 0,8174 0,8098 0,8056 0,7979
Шурчинская ,0,8798 0,8715 0,8652 0,8582 0,8516
Караулбазарская 0,8397 0,8325 0,8257 0,8186 0,8113
Шуртепинская 0,8702 0,8628 0,8577 0,8500 0,8430
Карактайская 0,8984 0,8880 0,8823 0,8771 0,8707
Айританская 0,8832 0,8770 0,8653 0,8578 0,8513
Западно-палванташская 0,8415 0,8376 0,8260 0,8220 0,8160
Андижанская 0,8812 0,8778 0,8695 0,8622 0,8558
Южно-аламышикская 0,8800 0,8764 0,8666 0,8602 0,8534
Наманганская 0,8653 0,8468 0,8351 0,8295 0,8247
Киргизская 0,8880 0,8817 0,8746 0,8703 0,8611
6. Состав газов (до С4), растворенных в нефтях
f Фракция Выход (на нефть), % Содержание индивидуальных углеводородов, вес. % Фракция Выход (на нефть), % Содержание индивидуальных углеводородов, вес. %
Ж сд о С3н8 изо-С4Н10 H-C5H12 С2Нв 00 ж о ЦЗО-С4Н10 «С5Н12
Айританская нефть
ДоС4| 0,6 I 8,55 I 31,31] 16,73] 43,41
Запади о-п алванташская
нефть
Д°С4| 1,4 | 2,74 | 32,84 t 14,64] 49,78
Ю ж н о-a л а мы ш икска я нефть
До С4| 0,3 | 30,92| 20,63 |31,95] 16,50
Намангане к-а-я нефть
До С4 | 1,2 | 3,47] 29,75] 15,231 51,54
29
7. Потенциальное содержание (в вес %) фракций в нефтях ] 1 8' Характеристика фракций, выкипающих до 200 °C
н S 3 <D <и Я ТО X О . X X К Фракционный состав, °C X Л 5
ОтгОНЯ' ся до т перату! °C Газлин- ская Шурчи] ская Караул зарска5 Шурте пинска: Карак- тайска? Айрита ская Запад» палваН' ташска Андиж; ская • то О 3 X я § о *5s Наман- ганская 1 Киргиз- ская I Темпера- тура отбора, 1 °С Выход (на нефть), % р|° н. к. 10% 50% 90% Содер- жание серы, % Октановое число, без ТЭС СЛОТНОС1 КОН нг 1 мл фрак вление в [ценных ! 1 (при 38 рт. СТ.
28 0,6 1,4 1,4 0,3 1,2 •X 1 я® s-a о s 8 g.s
' —. —- — л
(газ до С4) 60 0,5 0,3 0,5 1,о 1,8 4,5 3,6 1,3 3,2 0,2 1 Газлинская не ф т ь /
62 0,5 0,7 0,4 0,6 1,1 2,0 4,7 3,9 1,4 3,5 0,6 1 1 28—85 2,0 0,6900 49 62 72 82 — — —
70 0,9 1,5 0,5 1,0 1,2 2,6 6,8 4,6 1,6 4,2 1,4 I 28—ЮО 3,2 0,7340 49 66 78 95 — — — —
80 1,4 2,0 1,0 1,3 1,7 3,3 7,0 5,9 2,1 6,0 2,4 1 1 28—110 4,9 0,7500 50 70 84 104 — — —
85 2,0 2,3 1,2 1,5 2,0 3,9 7,8 6,5 2,3 6,7 3,0 1 1 28—120 6,3 0,7530 53 74 89 114 — — — —
90 2,5 2,4 1,7 1,8 2,5 4,4 8,5 6,9 2,5 7,7 3,5 1 1 28—130 8,6 0,7580 55 78 95 123 — — —
95 3,0 2,5 2,3 2,0 2,7 4,9 9,0 7,4 2,6 8,7 4,о d 1 28—140 11,0 0,7600 57 82 102 132 — — — —
100 3,2 3,0 3,1 2,2 3,0 5,6 9,8 7,9 2,8 10,0 4,9 I | 28—150 13,8 0,7659 60 86 111 142 0,08 — 0,28 155,5
105 4,0 3,5 4,1 2,3 3,5 6,1 10,5 8,6 3,1 11,2 5,3 1 I 28—160 16,3 0,7690 66 92 120 153 — — — —
ПО 4,9 3,9 5,2 2,5 3,9 6,8 11,5 9,4, 3,3 11,9 6,0 I I 28—170 19,1 0,7730 74 100 126 163 — — — —
120 6,3 5,0 7,2 3,0 4,8 8,3 12,8 10,9 4,3 13,7 7’0 1 I 28—180 22,5 0,7763 80 107 134 172 0,11 — 0,57 103,0
122 7,0 5,3 7,7 3,2 5,0 8,6 13,3 Н,2 4,5 14,0 7,3 1 1 28—190 24,7 0,7780 84 111 139 178 — — —
130 8,6 7,0 9,8 4,5 В,5 9,6 14,5 12,4 6,1 15,5 8,0 1 1 28—200 27,5 0,7804 89 113 144 185 0,12 56 0,62 88,0
140 11,0 7,9 12,3 6,1 6,2 11,0 16,0 13,9 8,3 17,5 9,4 1
145 12,5 8,3 13,2 7,0 6,7 11,6 17,0 14,7 9,3 18,5 ю,о Шурчинская нефть
150 160 170 180 190 200 210 220 230 240 250 260 270 13,8 16,3 19,1 22,5 24,7 27,5 31,5 35,0 39,3 45,3 54,8 65,5 71,0 9,0 11,0 12,6 14,0 16,1 17,5 19,0 21,3 23,5 25,6 28,5 31,1 34,0 14,2 17,0 19,8 22,6 25,0 27,7 30,2 33,5 36,9 40,1 42,9 44,7 47,9 8,2 н,о 13,5 15,7 17,5 20,0 22,5 24,5 26,0 29,2 32,0 34,9 37,5 7,3 8,3 9,7 10,7 12,5 14,4 16,0 18,0 20,0 22,1 24,5 27,1 28,9 12,4 13,8 15,1 16,4 17,7 19,1 20,1 21,6 22,6 24,2 25,6 27,6 29,5 17,7 19,5 19,9 22,8 23,5 26,0 27,8 29,0 30,5 32,8 34,5 36,4 38,5 15,6 17,2 18,4 19,7 21,4 22,7 24,4 26,0 27,4 29,1 30,6 33,4 33,9 10,5 12,6 14,8 16,1 17,5 19,3 21,1 22,5 24,3 26,1 28,1 30,3 32,3 19,5 21,4 23,4 24,7 26,4 27,7 29,7 31,2 33,2 35,0 36,7 38,7 40,7 10,5 ! 12,о ; 12,9 1 14,8 16,0 17,6 18,9 20,5 1 22,0 1 23,3 1 24,8 J 26,5 Я 28,0 1 I 28—85 I 28—100 I 28—110 I 28—120 I 28—130 I 28—140 I 28—150 I 28—160 I 28—170 I 28—180 I 28—190 I 28—200 2,3 3,0 3,9 5,0 7,0 7,9 9,0 11,0 12,6 14,0 16,1 17,5 0,7215 0,7260 0,7320 0,7374 0,7430 0,7490 0,7550 0,7590 0,7620 0,7663 0,7995 0,7735 47 56 66 74 74 75 76 77 78 79 80 ' 82 54 65 75 86 86 87 88 91 95 99 103 107 65 75 85 96 104 111 119 124 129 134 139 144 83 94 106 119 132 144 156 161 166 171 179 184 0,47 0,55 0,60 0,62 0,71 44 47 1,1 2,2 2,4 3,6.. ^1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 О
280 78,4 37,5 50,6 40,5 31,5 31,3 40,7 36,2 34,8 42,2 30,0 -1
290 84,1 41,0 53,2 43,5 33,5 33,0 43,9 38,4 37,4 44,4 32,0 дараулоазарская нефть
300 88,6 44,0 55,8 46,5 36,2 34,6 44,2 39,6 39,3 46,5 33,5 г 1 28—85 1,2 0,6805 58 72 76 80 —
310 -— 47,5 58,5 49,5 38,9 36,4 46,5 42,4 41,5 48,2 35,5 1 1 28—100 3,1 0,6910 60 75 80 90 —
320 — 51,0 61,4 53,0 41,2 38,6 48,3 43,9 44,0 50,7 37,0 1 1 28—110 5,2 0,7100 62 78 86 100 — .
330 — 54,0 63,9 56,0 43,8 41,1 50,0 46,7 46,6 53,0 39,0 1 1 28—120 7,2 0,7196 64 81 92 112 — 0,56
340 — 56,5 66,2 59,0 45,2 43,6 51,6 48,6 49,1 54,9 41,0 1 28—130 9,8 0,7230 66 84 99 120
350 — 58,5 69,0 62,0 48,0 46,1 54,3 50,2 51,4 57,0 42,5 1 28—140 12,3 0,7275 69 87 106 128 — ——
360 — 61,0 71,0 64,0 50,2 48,1 56,0 51,9 53,3 58,2 44,6 ] 1 28—150 14,2 0,7310 72 91 112 136 — 0,58
370 — 62,5 73,1 66,0 51,8 50,0 57,5 54,4 55,2 59,7 47,0 4 1 28—160 17,0 0,7360 76 96 118 145 —
380 — 64,0 75,0 67,5 54,3 52,0 60,0 56,6 56,8 61,2 49,0 -4 | 28—170 19,8 0,7400 80 101 124 154
390 — 65,0 76,5 69,0 56,5 53,6 61,5 58,9 58,8 62,5 50,0 j | 28—180 22,6 0,7445 84 105 130 164 — 45
400 — 66,5 78,0 69,9 57,2 55,5 64,0 60,6 61,2 64,0 51,7 1 1 28—190 25,0 0,7510 85 105 135 173
410 — 68,0 79,2 72,5 60,0 56,1 65,5 62,9 62,3 65,2 53,0 1 I 28—200 27,7 0,7594 86 106 141 182 0,015 48 1,53 42
420 — 69,5 80,5 74,0 62,5 58,8 67,5 64,9 64,3 66,6 55,0 ]
430 — 70,5 83,3 75,5 65,0 60,8 69,1 66,4 66’, 3 68,2 57,0 Я Шуотепинская нефть
440 450 460 470 480 490 500 1 1 1 1 1 72,0 73,0 74,5 75,5 77,0 79,5 83,8 84,7 85,5 86,2 86,7 88,1 88,5 77,5 79,5 80,5 82,5 84,0 85,0 86,7 67,8 69,3 62,4 64,0 66,6 68,6 70,6 71,0 73,5 74,5 77,5 80,5 83,5 86,0 67,4 68,7 70,4 71,9 73,4 74,9 76,0 68,0 69,8 71,4 72,8 74,3 75,8 77,5 69,7 71,0 72,4 73,9 75,4 77,0 78,7 59,0 I 69,5 1 63,0 1 65,2 . 1 67,0 I 69,0 1 70,4 ’ J 28—85 I 28—100 I 28—ЦО I 28—120 28—130 Д 28—140 1,5 2,2' 2,5 3,0 4,5 6,1 0,6910 0,7100 0,7290 0,7456 0,7520 0,7580 47 52 57 60 66 75 62 72 80 86 93 102 74 83 95 106 113 120 86 101 114 128 136 144 0,12 1 1 II 1 1 4,28 II 1 1 1 1
31
30
Продолжение табл. 8
32
Фракционный состав, °C К • S £ я « si? Выхо; (на нефть) % Фракционный состав, °C _ s J3 S
Темпера- тура отбора, °C Выход (на нефть), % Р1» н. к. 10% 50% 90% Содер- жанне серы, % Октановое число, без ТЭС Й И ш gs-e оО ч 5^3 S t_<= оо • ч 3 ® s. Темпера* тура И отбора, °C РГ н. к. 10% 50% 90% Содер жание серы, Октановое число, без ТЭС о ® w S Co § i s ° O> Я о. fcl 4 ® В &
t=[3 B.S suo Я £ Й 5 aS
28—150 8,2 0,7629 82 102 126 151 0,17 6,42 94 Ан дижанская н е ф т ь —
28—160 И,0 0,7640 89 113 133 156 — — — —_ 1 28—85 5,1 0,6860 31 53 79 105 Следь 1
28—170 13,5 0,7660 98 118 137 162 — — — — 1 28—100 6,5 0,6900 31 54 80 108 112 —
28—180 15,7 0,7672 105 122 142 166 0,24 50 10,7 67 | 28—110 8,0 0,6950 32 55 81 • — —
28—190 15,5 0,7692 106 125 147 170 -— — — — 1 28—120 9,5 0,6997 33 56 82 116 Следь —
28—200 20,0 0,7748 108 128 153 184 0,30 — 20,34 59 | 28—130 11,0 0,7050 35 59 90 125 —
е ф т ь | 28—140 12,5 0,7115 38 62 98 134 —
Карактайская и I 28—150 1 28—160 14,2 15,8 0,7198 0,7240 40 42 65 66 106 ПО 143 150 Следь 1,05 275
28—85 2,0 0,6860 38 47 68 82 0,02 — — — | 28—170 17,0 0,7290 44 67 114 157 —
28—100 3,0 0,6990 44 54 76 97 — —«- — — 1 28—180 18,3 0,7328 46 68 118 164 0,018 ко 2,10 225
28—110 3,9 0,7080 49 62 85 100 — — — — | 28—190 20,0 0,7370 47 72 125 179 OZ
28—120 4,8 0,7182 55 69 92 122 0,05 — 5,35 — I 28—200 21,3 0,7409 49 77 131 194 0,02 3,15 210
28—130 5,5 0,7240 58 72 98 132 —- — — —
28—140 6,2 0,7290 60 77 106 141 — — — —
28—150 7,3 0,7312 62 81 111 151 0,10 — 7,22 58 Южн о-a ламышикскяя врЛтк
28—160 8,3 0,7380 65 85 119 158 — — — 4,0 0,7716 1 ПО
28—170 9J 0,7440 68 90 128 166 I ZO—120 | 28—130 72 I 93 134 — 1,37
28—180 10,7 0,7498 70 95 134 174 0,15 8,81 51 5,8 0,7800 73 96 116 139 *'
28—190 12,5 0,7570 72 98 140 185 I 28—140 I 28—150 28—160 8,0 0,7870 73 100 122 144 .
28—200 14,4 0,7632 75 100 145 195 0,20 — 11,80 42 10,2 12,3 0,7940 0,7970 74 75 103 106 129 134 150 154 — — 2,10 —
Айританская нефть 28—170 28—180 14,5 15,8 0,8000 0,8028 77 80 ПО 115 138 143 158 164 — — 4,75 4,80 —
28—85 28—100 3,3 5,0 0,7032 0,7088 50 52 61 64 77 87 101 ПО — 28—190 28—200 17,2 19,0 0,8060 0,8083 83 85 118 119 145 151 174 186 0,0028 76 33
28—110 6,2 0,7141 57 70 96 118 — — — —
28—120 7,7 0,7182 64 74 104 125 — —- 0,69 199
28—130 9,0 0,7220 67 79 109 136 — —— — — 4 Наманганская н е ф т ь
28—140 28—150 10,4 11,8 0,7260 0,7286 74. 78 84 88 115 122 146 156 — 0,69 — 28—85 5,5 0,6941 | 52 62 75 93 0
28—160 13,2 0,7353 79 92 126 162 — —1UU 28—110 28—120 8,8 0,7030 53 69 80 100 —
28—170 14,5 0,7430 80 94 132 168 — 10,7 0,7160 54 73 86 107 — —
28—180 15,8 0,7487 84 97 138 175 — 1,10 12,5 0,7240 55 77 92 114 —. . 0
28—190 17,1 0,7518 84 102 142 179 — -* 40—130 14,3 0,7280 56 80 96 121 — ——
28—200 18,5 0,7534 85 107 146 182 0,003 49 1,27 142 Z6—140 1 28—150 16,3 18,3 0,7320 0,7348 57 58 82 85 102 107 129 135 — — n —
Западно-палванташская н е ф т ь * 28—160 1 28—170 20,2 22,2 0,7390 0,7430 59 60 86 88 112 117 144 152 — — —
28—85 28—100 28—110 6,3 8,4 10,1 0,6750 0,6820 0,6900 30 32 34 43 52 60 69 75 82 82 95 107 — 1 1 1 1 1 1 1 1 1 28—180 28—190 28—200 23,5 25,2 26,5 0,7467 0,7485 0,7506 61 63 65 89 96 102 123 134 141 160 168 175 1,010 1,012 50 0 0 134
28—120 11,4 0,6976 36 68 89 120 — — 0,77 —
28—130 13,1 0,7010 38 70 92 127 — — — 1 1
28—140 14,6 0,7055 40 72 96 136 — — — — Киогиз с к а я ней] ть
28—150 28—160 28—170 16,3 18,1 18,5 0,7082 0,7125 0,7180 42 45 48 74 75 76 99 105 112 142 150 157 1 1 1 1,02 1 1 1 28—85 28—ЮО 28—110 28—120 28—130 28—140 3,0 4,9 6,0 7,0 8,0 9,4 0,7330 0,7370 1,7390 60 63 68 74 78 87 82 96 . — —
28—180 21,4 0,7208 52 78 119 165 0,008 52 1,27 206 68 81 96 101 — —
28—190 28—200 22,1 24,6 0,7385 0,7555 54 56 79 80 120 121 172 179 0,011 — 1,71 — 3,7410 >,7438 3,7460 72 73 74 88 88 89 106 108 111 124 С 128 132 ,008 — 1,14 —
3-160
33
Продолжение табл. 8
Темпера- тура отбора, °C Выход, (на нефть), Р1° Фракционный состав, °C Содер- жание серы, % Октановое число, без ТЭС Кислотность, мг КОН на 100 мл фракции । Давление на- сыщенных па- ров (при 38 °C), мм рт. ст.
н. к. 10% 50% 90%
28—153 10,5 0,7490 75 90 113 138 0,009 — 1,85
28—163 12,0 0,7550 75 91 116 148 — — — —
28—170 12,9 0,7600 76 92 120 160 —— — — —
28—180 14,8 0,7643 77 93 123 170 0,013 — 2,26 —
28—190 16,0 0,7675 78 93 128 176 — — — —
28—200 17,6 0,7702 79 93 . 133 183 0,03 47 2,69 86
фракций, выкипающих до 200 °C
9. Групповой углеводородный состав
Темпера- тура отбора, °C Выход (на нефть), % Л20 *>4 20 nD Содержание углеводородов, %
аромати- ческих нафте- новых парафиновых
всего нормаль- ного строения изострое- ния
Газлинская нефть
28—60 0,4 0,6300 — 42,0 58 — —
60—95 2,6 0,7136 — 13,5 40,7 45,8 — —
95—122 4,0 0,7683 — 26,9 36,0 37,1 — —
122—150 6,8 0,7870 — 34,1 33,3 32,6 — —
150—175 7,0 0,7942 — 34,1 25,9 40,0 —• —
175—200 6,7 0,7982 — 27,4 30,8 41,8 — —
28—200 27,5 0,7804 — 28,0 32,0 40,0 —• —
Шурчинская нефть
28—60 0,5 0,6862 — — 38,0 62,0 35,0 27,0
60—95 2,0 0,7242 1,4077 10,9 39,0 50,1 15,2 34,9
95—122 2,8 0,7553 1,4236 18,6 34,4 47,0 11,2 35,8
122—150 3,7 0,7870 1,4370 25,7 33,1 44,2 16,3 27,9
150—175 4,0 0,7910 1,4447 27,0 25,2 47,8 8,0 39,8
175—200 4,5 0,8033 1,4510 24,3 24,3 51,4 8,0 43,4
28—200 17,5 0,7735 1,4349 22,0 33,3 44,7 11,5 33,2
Караулбазарская нефть
28 -60 0,3 0,6633 1,3790 — 18,4 81,6 41,3 40,3
60—95 2,0 0,6978 1,3973 3,8 33,1 63,1 27,7 35,4
95—122 5,4 0,7293 1,4105 10,8 28,9 60,3 29,7 30,6
122—150 6,5 0,7530 1,4220 14,7 28,0 57,3 28,6 28,7
150—200 13,5 0,7759 1,4352 19,2 22,2 58,6 25,0 33,6
28—200 27,7 0,7594 1,4265 15,3 25,6 59,1 27,1 32,0
Шуртепинская нефть
28—60 0,5 0,6730 — — 25,5 74,5 28,3 46,2
60—95 1,5 0,7447 1,4190 9,6 29,0 61,4 18,4 43,0
95—122 1,2 0,7530 1,4250 12,2 24,6 63,2 10,0 53,2
122—150 5,0 0,7669 1,4320 27,6 19,0 53,4 12,0 41,4
150—175 6,3 0,7847 1,4408 30,2 12,7 57,1 15,5 41,6
175—200 5,5 0,7980 1,4480 26,0 10,1 63,9 14,9 49,0
28—200 20,0 0,7748 1,4350 25,0 16,1 58,9 14,8 44,1
34
Продолжение табл. 9
Темпера- тура отбора, °C Выход (на нефть), % Р^° «20 Содержание углеводородов, %
аромати- ческих нафте- новых парафиновых
всего нормаль- ного строения изострое- ния
Карактайская нефть
28—60 60—95 1,0 1,7 0,6820 0,7177 1,3767 1,4008 Следы 34,0 51,0 66,0 49,0
95—122 2,3 0,7410 1,4156 3,8 46,2 50,0 .
122—150 2,3 0,7565 1,4261 И,7 26,5 61,8 ——
150—175 3,3 0,7802 1,4348 16,4 27,0 56,6
175—200 3,8 0,8046 1,4480 28,4 22,0 49,6
28—200 14,4 0,7632 1,4285 13,7 30,7 55,6 — —
Айританская нефть
28—60 1,2 0,6672 1,3805 — ' 100,0
60—95 3,1 0,7078 1,3980 5,4 31,2 63,4 39,4 24,0
95—122 3,7 0,7345 1,4108 11,6 24,7 63,7 31,2 32,5
122—150 3,8 0,7526 1,4215 13,6 26,8 59,6 26,8 32,8
150—200 6,7 0,7809 1,4357 18,7 29,2 52,1 25,0 27,1
28—200 18,5 0,7534 1,4235 12,7 25,6 61,7 30,0 31,7
Запади о-п алванташская нефть
28—63 3,1 0,6510 1,3770 — — 100,0 — —
60—95 4,5 0,7001 1,4010 10,2 27,0 62,8 29,3 33,5
95—122 4,3 0,7270 1,4111 8,1 30,0 61,9 25,8 36,1
122—150 4,5 0,7475 1,4210 11,3 21,5 67,2 23,6 43,6
150—200 8,2 0,7720 1,4351 14,4 33,3 52,3 24,5 27,8
28—200 24,6 0,7555 1,4250 10,6 25,3 64,1 25,8 38,3
Андижанская нефть
28—60 2,2 0,6493 — — 100,0
60—95 3,8 0,7124 1,3990 4,0 37,5 58,5 19,9 38,6
95—122 3,8 0,7364 1,4100 8,8 32,1 59,1 16,8 42,3
122—150 4,4 0,7580 1,4220 12,4 32,2 55,4 22,3 33,1
150—200 7,1 0,7885 1,4365 15,6 29,3 55,1 16,7 38,4
28—200 21,3 0,7409 1,4165 И,4 29,2 59,4 18,5 40,9
Южн о-a ламышикская нефть
28—60 1,0 0,6748 1,3962 — 27,0 73,0 3,7 69,3
60—95 1,3 0,7558 1,4320 43,8 6,2 50,0 1,6 48,4
95—122 1,9 0,7740 1,4370 35,0 16,9 48,1 1,6 46,5
122—150 6,0 0,8079 1,4582 58,0 18,5 23,5 0,3 23,2
150—200 8,8 0,8269 1,4642 46,1 29,5 24,4
28—200 19,0 0,8083 1,4550 46,2 26,2 27,6 — —
• Н а м а н г а некая н е ф т ь
28-2-60 2,0 0,6793 1,3872 — 42,0 58,0 43,5 14,5
о1)—95 95—122 122—150 5,5 5,3 0,7099 0,7414 1,4034 1,4160 7,4 14,8 37,5 34,0 55,1 51,2 27,4 23,4 27,7 27,8
5,5 0,7660 1,4285 20,2 26,3 53,5 31,7 21,8
юи—200 2 8—200 8,2 0,7858 1,4400 22,0 29,2 48,8
26,5 0,7506 1,4230 15,2 32,2 52,6 — —
35
Продолжение табл. ,
Темпера- тура отбора, °C Выход (на нефть), % Pf „20 Пр Содержание углеводородов, %
аромати- ческих нафте- новых парафиновых
всего нормаль- ного строения изострое- ния
1 Киргизская не ф т ь V.
28—60 0,2 0,7123 1,4075 — 63,7 36,3 —
60—95 3,8 0,7380 1,4136 13,6 16,8 69,6 25,9 43,7
95—122 3,3 0,7560 1,4180 18,7 15,6 65,7 20,0 45,7
122—150 3,2 0,7745 1,4366 20,8 19,0 60,2 28,0 32,2
150—200 7,1 0,7950 1,4448 25,0 13,0 62,0 26,5 35,5
28—200 17,6 0,7702 1,4345 20,0 16,0 64,0 25,1 38,9
10. Содержание индивидуальных ароматических углеводородов
во фракции 122—150 °C
Углеводороды Выход, вес. % Углеводороды Выход, вес. %
на фракцию । на нефть на фракцию j на нефть
Газлинская нефть
Запади о-п алванташская
Этилбензол — 0,25 нефть
п-Ксилол — 0,45
л-Ксилол о-Ксилол — 1,59 0,63 Этилбензол л-Ксилол 0,37 0,56 0,02 0,03
л-Ксилол 1,58 0,12
Шурчинская нефть о-Ксилол 1,97 0,09
Этилбензол 1,56 0,19
п-Ксилол 1 л-Ксилол ) 9,14 0,43 Ю ж и о-a л а мышикская нефть
о-Ксилол 4,92 0,17 Этилбензол 1,00 0,06
Караулбазарская нефть л-Ксилол лг-Ксилол 5,26 32,80 0,30 1,85
Этилбензол 2,17 0,12 о-Ксилол 8,04 0,45
п-Ксилол 1 л-Ксилол J 13,87 0,74
о-Ксилол 3,12 0,17 Наманганская в е ф т ь
Шуртепинская нефть Этилбензол 0,86 0,05
Этилбензол 4,17 0,18 п-Ксилол 1 л«-Ксилол ) 12,30 0,80
п-Ксилол 1 л-Ксилол ) 20,31 0,97 о-Ксилол 3,70 0,24
о-Ксилол 5,25 0,24
Киргизская нефть
Айританская нефть
Этилбензол 1,19 0,04 Этилбензол 1,54 0,06
л-Ксилол 1,95 0,06 п-Ксилол 1 7,76 0,32
л-Ксилол 5,45 0,16 л-Ксилол J
о-Ксилол 2,92 0,09 о-Ксилол 2,37 0,10
36
11. Характеристика фракций, служащих сырьем для каталитического риформинга
Темпера- тура отбора, °C Выход (на нефть), % Р2О Содер- жание серы, % Содержание углеводородов, %
аромати- ческих нафте- новых парафиновых
всего нормаль- ного строения изострое- ния
Газлинская нефть
62—85 62—105 1,5 3,5 0,7027 0,7366 Следы » 12,5 16,5 41,5 40,0 46,0 43,5 — . —
85—120 4,3 0,7597 0,05 24,5 37,0 38,5
85—180 20,5 0,7823 0,08 33,0 33,5 33,5
105—120 2,3 0,7700 0,05 28,0 36,0 36,0
105—140 7,0 0,7799 0,06 30,5 34,5 35,0
120—140 4,7 0,7837 0,07 32,5 33,7 33,8
120—180 16,2 0,7912 0,10 34,0 29,5 36,5
140—180 11,5 0,7954 0,10 33,0 26,5 40,5 — —
1 Пурчин с к а я не ф т ь
62—85 1,6 0,7220 0,41 10,4 39,3 50,3 15,5 34,8
62—105 2,8 0,7280 0,45 12,6 38,0 49,4 14,1 35,3
85—120 2,7 0,7390 0,51 17,2 34,8 48,0 11,4 36,6
85—180 И,7 0,7680 0,62 26,0 30,5 43,5 13,5 30,0
105—120 1,5 0,7450 0,55 19,4 33,7 46,9 12,0 34,9
105—140 4,4 0,7565 0,58 22,2 32,3 45,5 13,8 31,7
120—140 2,9 0,7605 0,57 24,0 31,0 45,0 15,3 29 7
140—180 6,1 0,7860 0,68 26,9 25,6 47,5 8,7 38,8
Караулбазарская н е ф 1 ь
62—85 0,8 0,7220 Следы 2,9 17,0 80,1 29,1 51,0
62—105 3,7 0,7232 0,01 5,0 25,0 70,0 28,2 41,8
85—120 6,0 0,7280 0,01 9,6 30,2 60,2 29,2 31,0
85—180 21,4 0,7510 0,01 14,2 29,4 56,4 28,7 27,7 27,2 27,6
105—120 3,1 0,7330 0,01 11,2 32,2 56,6 29,4
105—140 8,2 0,7420 0,01 12,7 30,7 56,6 29,0
120—140 5,1 0,7495 0,01 14,6 29,8 55,6 28,8 26,8
140—180 10,3 0,7690 0,08 17,5 24,8 57,7 26,3 31,4
Ш у р т е п и некая е ф ть
62—85 0,9 0,7084 0,08 9/2 29,3 61,5 19,3 42,2
62—105 1,7 0,7456 о,п 10,2 28,0 61,8 16,5 45,3
85—120 1,5 0,7510 0,12 11,8 25,2 63,0 11,5 51,5
85—180 105—120 105—140 120—140 140—180 14,2 0,7790 0,25 28,2 14,4 57,4 11,8 45,6
0,7 6,7540 0,13 15,2 22,6 62,2 10,3 51,9
3,8 0,7560 0,16 22,4 18,7 58,9 11,0 47,9
3,1 0,7640 0,17 26,0 15,4 58,6 11,5 47,1
9,6 0,7850 0,29 30,4 12,6 57,0 13,4 43,6
37
Продолжение табл. 11
Продолжение табл. 11
Темпера- : тура отбора, °C Выход (на нефть), % Р1° Содер- жание серы, % Содержание углеводородов, %
аромати- ческих нафте- новых парафиновых
всего нормаль- ного строения изострое- ния
- 1 Темпера- тура отбора, °C Выход (на нефть), % р1° Содер- жание серы, 0/ /0 Содержание углеводородов, %
аромати- ческих нафте- новых парафиновых
всего нормаль- ного строения изострое- ния
Карактайская н е ф т ь 62—85 Ю ж н о-a ламышикская нефть 46,2
0,9 0,7540 0,01 43,8 6,2 50,0 3,8
62—85 0,9 0,6927 0,02 — 33,0 67,0 — —
62—105 2,4 0,7060 0,05 1,5 34,0 64,5 —. , 62—105 1,7 0,7620 0,01 42,2 8,2 49,6 3,4 46,2
62—120 3,7 0,7150 0,05 2,0 35,0 63,0 —
85—105 1,5 0,7175 0,05 2,2 35,0 62,8 — — 85—120 2,0 0,7700 0,01 36,6 15,0 48,4 2,1 46,3
85—120 2,8 0,7220 0,06 3,5 36,0 60,5 —
85—180 8,7 0,7431 0,08 11,5 23,0 65,5 — 85—180 13,8 0,8060 0,01 54,0 18,0 28,0 1,6 26,4
105—120 1,3 0,7290 0,08 5,5 35,0 59,5 —
105—140 2,7 0,7375 0,09 8,0 29,0 63,0 — — 105—120 1,2 0,7780 0,01 38,2 17,4 44,4 ' 1,6 42,8
120—140 1,4 0,7400 0,10 10,5 25,0 64,5
140—180 4,5 0,7750 0,14 16,0 18,0 66,0 — — 105—140 120—140 5,2 4,0 0,7920 0,8050 0,01 0,01 46,5 53,2 17,6 18,0 35,9 28,8 1,6 1,7 34,3 27,1
лиританская нефть
62—85 1,9 0,7050 0,01 4,5 32,0 63,5 40,0 23,5 140—180 7,8 0,8278 0,02 51,2 29,0 19,8 — 19,8
62—105 4,1 0,7130 0,01 6,6 30,0 63,4 38,0 25,4 е ф т ь
85—120 4,4 0,7350 0,01 10,2 26,3 63,5 32,8 30,7 Н аманганская н
85—180 12,5 0,7500 0,01 13,4 26,4 60,2 27,2 33,0 62—85 3,2 0,7140 0,01 7,0 38,0 55,0 29,0 26,0
105—120 2,2 0,7385 0,01 12,0 25,2 62,8 30,5 32,3
105—140 4,9 0,7445 0,01 12,8 25,8 61,4 29,0 32,4 62—105 7,7 0,7240 0,01 9,2 36,8 54,0 26,5 27,5
120—140 2,7 0,7480 0,01 13,2 26,2 60,6 27,9 32,7
140—180 5,4 0,7696 0,02 17,0 28,1 54,9 25,8 . 29,1 85—120 7,0 0,7440 0,02 13,2 33,5 53,3 24,2 29,1
85—180 18,0 0,7720 0,02 19,5 27,5 53,0 33,0 20,0
105—120 2,5 0,7520 0,02 15,4 31,5 53,1 25,0 28,1
о а п а д н о-п а л в ан та ш ская нефть
62—85 3,1 0,6910 0,01 9,5 27,0 63,5 30,0 33,5 105—140 6,3 0,7620 0,02 17,5 29,4 53,1 28,0 25,1
62—105 85—120 5,8 5,0 0,7075 0,7240 0,01 0,01 9,9 8,5 27,6 27,3 62,5 64,2 28,5 26,4 34,0 37,8 120—140 3,8 0,7700 0,02 19,5 27,5 53,0 30,0 23,0
85—180 105—120 15,0 2,3 0,7440 0,7310 0,01 0,01 12,5 8,9 30,0 28,5 57,5 62,6 23,8 25,4 33,7 37,2 140—180 7,2 0,8000 0,02 21,2 28,0 50,8 30,3 20,5
105—140 120—140 5,5 3,2 0,7380 0,7430 0,01 0,01 9,9 10,6 25,5 23,4 64,6 66,0 24,5 24,0 40,1 42,0 Киргизская не ф т ь
140—180 6,8 0,7640 0,01 13,2 28,5 58,3 24,2 34,1 62—85 2,4 0,7200 0,01 11,5 18,0 70,5 26,0 44,5
62—105 4,7 0,7280 0,01 14,3 14,0 71,7 25,0 46,7
Андижанская нефть 85—120
4,0 0,7500 0,01 17,5 15,5 67,0 21,5 45,5
62—85 2,6 0,7100 0,01 3,5 38,8 57,7 20,5 37,2 85—180
62—105 4,7 0,7180 0,01 4,8 36,4 58,8 19,4 39,4 11,8 0,7730 0,01 17,2 25,0 57,8 26,5 31,3
85—120 4,4 0,7330 0,01 8,0 32,8 59,2. .. 17,5 41,7 105-120
85—180 13,2 0,7565 0,02 12,0 32,9 55,1 21,0 34,1 . 1,7 0,7570 0,01 17,1 16,5 66,4 21,1 45,3
105—120 2,3 0,7400 0,01 7,5 32,1 60,4 17,9 42,5 105—140
105—140 5,3 0,7485 0,01 8,6 32,4 59,0 19,6 39,4 4,1 0,7670 0,01 17,0 20,5 62,5 24,0 38,5
120—140 3,0 0,7540 0,01 11,5 32,8 55,7 21,3 34,4 120—140
140—180 •5,8 0,7775 0,04 14,5 30,2 55,3 19,0 36,3 2,4 0,7610 0,01 17,0 24,0 59,0 26,0 33,0
140—180 5,4 0,7860 0,02 22,0 20,0 58,0 27,0 31,0
39
38
12. Характеристика легких керосиновых дистиллятов
Температура
отбора,
Выход
(на
нефть),
%
Рг
Фракционный состав, °C ^20. сСт Температура, °C Теплота сгорания (низшая), ккал/кг Содержание, % Кислот- ность, мг КОН на 100 мл дистил- лята Иодное число, г иода на 100 г । дистиллята
и.к. 10% 50% 90% 98% начала кри- стал- лизации вспыш ки в закры- том тигле аромати- ческих углеводо- родов серы
Факти-
ческие
смолы,
мг на 100 мл
дистил -
лята
Газлинская
нефть
120—240
120—285
39,0
76,0
0,8057
0,8157
133 150 188 225 238
148 162 210 240 275
1,40 —50
1,80 —48
36
39
40
27
0,10
0,12
2,57
2,71
1,2
1,2
1,5
1,7
Шурчинская
нефть
120—240
120—280
20,6
32,5
0,8037
0,8186
143 153 186 222 232
159 175 215 260 275
1,50
2,00
—60
—60
34
40
10 254
10
237
27
27
0,84
1,09
4,60
6,50
0,4
3,5
3,0
4,0
Караулбазарская
нефть
120—240
120—280
120—240
120—280
120—240
120—285
120—240
120—280
120—240
120—240
120—280
120-240
120—280
120—240
62—280
120—240
32,9
43,4
26,2
37,5
0,7744
0,7854
0,7938
0,8014
130 149 175 212 223
145 159 199 242 256
1,10 —56
1,31
—40
40
52
10
10
359
343
Шуртепинская нефть
20
21
0,08
0,12
2,05
2,30
О
О
15
15,5
144
149
153
163
182
211
223
259
240
274
1,49
1,96
—48
—40
38
43
10 305
10 304
29
30
0,47
0,56
4,28
4,33
2,7
3,3
12,0
12,9
Карактайская
нефть
| 17,3 /0,8023114011591195122912461 1,56|<—601 31 I
| 27,?/0,8183 |149|171|219|264|28б| 1,93/ —52| 37 |
Айританская
нефть
28
32
0,43
0,50
7,50
10,80
1,0
1,1
4,0
6,0
I 15,9
| 23,0
20,0
I 18,2
| 25,3
21,8
30,5
21,3
29,4
16,3
/0,7871 |1301141|1821216|2281 1,41 I —58 I 35 I 10327 I
| 0,8024 |145|168|2О6|25О|266| 1,79 | —38 I 42 | 10323 |
18
19
0,02
0,02
1,44
1,62
2,5
Западио-палванташская нефть
0,7761 II1911481182122212361 1,371 -56
10382
13
0,01
2,99
0
5,8
Андижанская нефть
| 0,7857 II30/137/174/219/232/ 1,38} —60 I 29 | 10339 | 18
| 0,80771147|157|206|265|280| 1,781 —60 I 36 | 10343 | 19
Южно-аламышикская нефть
10,82831140/150|1701210|228| 1,16/ — 60 | 27 1 10115 I
10,84151145|159|203|249|263| 1,67/ —60 | 30 | 10147 I
Наманганская нефть
0,7881 |126|143|173|214|238| 1,201 -60 I 48 I 13726
Киргизская нефть
51
39
0,07
0,14
1,37
2,37
0,8
1,1
2,0
8,0
0,003
4,60
0,3
14,5
0,01
0,85
0,2
3,5
0,7930
0,7980
95
148
115
158
171
184
209
220
258
242
1,10
1,20
-60
-60
39
10329
10301
23
25
0,05
0,70
0,86
1,5
5,8
8,1
X
13. Характеристика керосиновых дистиллятов
КИСЛОТ- НОСТЬ, мг КОН на 100 мл дистиллята оосоооюоооюсоо^осюю оо С4 оо со ОСЧСТзФ — | Ю С4 С4 со т— СССОЮОСЧМ’Ф’Ф — СО — СО ’Ф СО СО 1 — сч ’ф ю
Содер- жание серы, % W’t^GO’tCOrtlCO- 04 04 04 СО 04 -Ф 04 СО Ю Ь- — — —« Tf -и -и ф со ио О | О О О | —1 о о о о о о 0 0-^-000000 ООО о о о о о о о
Я О- S.c> вспыш- ки 0?GC^COOC4^'sDlCl^^(NWOLOOb>C40rtCCO' lOuOuOiOuOb'LOOOO-^iOcOTfTfiOTfiQt^OOxQCD
»° с 2 Н помут- нения С40'ООеОЮЮО>СОООГ*ШОЬ.ООО ООО о о COCOC404COQ4 — — СОС00404СОСЧС000004 СО СО II 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 II 1 1 VV
отгоняется • до 270 °C ооою । in со со s о s a i ю со о i со s 1 о О 00 О Ь- 1 со О Ь О N О) ао 1 о О Ь- 1 00 О 00 Is
О О и та 98% 00ОС4’фт^ОС0С000ОС4О00Ю04ОС4С4 — ООО r-Ob-OLQOOO — S'- — b- О О — СОСЧФФЬ'ОФО С4С4СЧСОС4С4С4СОС4СОС4СОС4СОС4СОС4С4С4СОСЧСО
о о 2 к 90% SS-O’tCDCD^OO-CO^OOOOQO^COCOin ЮФФСП’ФЬ'ФФЮФЮаОЮФФОЮЬЮсО^СО C4C4C4C4C4C4C4CMC4C4C4C4C4C4C4C0C4C4C4C4C4C4 •
к . о S sf X та 50% ЮЮООООО-^ЮОО^ЮОО - Ю •’Ф О О — М" LO со СО СО 04 О 04 04 СЧ Ю — СО — Ю 04 *^ — СО — СО — СО СЧСЧС4С4СЧС4С4СЧСЧС4С4С4С4СЧС4С4С4СЧС4С4С4С4
10% О О 04 СО CD — ^SSCO©C4C0ini£)C4OO b- со — ССОООСООООО — СОСОООСОССОСООСО 00 ОО О) — С4 — — — — — — — 04 — — — — — — — — — — — —
£ X CXJ О О Ф С4 О Ю О — ’ФС4СОт^ооооО’ФООтНЮСОиО OOO^OOSCOSSGOGOSSinincOSSSO^ON
о Q. <CCCC'0Tt-ONSTfb.cnC400OOC0inc0O)OOOO OCDxfTf*C4O00Tf — Ь’.'фтГО — СЧ 04 04 CD GO — О СО — С4О1С0СЭ — — 04 СО тН О — СО — С4 Ю Ю О С4 — 04 OOQOOOOOSOOOOQOOOOOOOOON.OOCOOOOOOOOOOOOOCO 0'0 0:00 0 0000000000000000
Выход (на нефть), % <DOOU5O4’WCOOOC4OaC4O<O0COCOlOb.C4lOlO ’Ф -Ф <Ю 04 О S 04 ’Ф Tf СО 00 CD СО o' o' ОО со 04 Oi Ф Ф^СМ'фСО’^СО^СЧСО - C4C4CQC4C4C4C0C4C0 — 04
Темпера- тура отбора, °C ОООООООООООООООООООООО 00О00С400С4 00 С400С400С400С400С400С4 00 С4 00 С4 С4СОСЧСОСЧСОС4СОС4СОС4СОС4СОС4СОС4СОС4СОС4СО 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 ОООООООООООООООООООООО
Нефть сс га к a S к н - й га s S к к S а R Ы CJ > К Га а CD >, CL CL Q- C Et £ 2 CL. ra — ra ^2 ra=s co к и-Э^Э^<сп<2х:^
14. Групповой углеводородный состав керосиновых фракций
Содержание углеводородов, %
Температура отбора, °C
ароматических нафтеновых
Газлинская нефть
парафиновых
200—250 250—300 200—300 24,2 24,0 24,1 45,0 40,8 42,8 30,8 35,2 33,1
Шурчинская нефть
200—250 25,0 26,3 48,7
250—300 28,0 21,6 50,4
200—300 27,0 23,5 49,5
Караулбазарская нефть
200—250 19,6 23,6 56,8
250—300 26,4
200—300 23,0 — —
I Иуртепинская нефть
200—250 28,5 6,0 65,5
250—300 28,0 18,3 53,7
200—300 28,5 10,0 61,5
Айританская нефть
200—250 20,5 26,0 53,5
250—300 21,6 22,1 56,3
200—300 21,1 23,1 55,8
Запади о-п алванташ ская нефть
200—250 11,0 43,0 46,0
250—300 12,2 21,3 66,5
200—300 11,8 31,6 56,6
Анд иж анская нефть
200—250 18,5 28,9 52,6
250—300 17,0 26,1 56,9
200—300 18,3 27,3 54,4
Ю ж н о-a ламышикская нефть
200—250 250—300 35,5 34,0 49,2 53,0 15,3 13,0
200—300 35,0 50,5 14,5
Наманганская нефть
200—250 22,0 28,4 49,6
250—300 22,5 22,0 55,5
200—300 22,3 26,3 51,4
Киргизская нефть
200—250 30,0 23,8 46,2
250—300 24,5 24,0 51,5
200—300 27,2 24,0 48,8
42
43
15. Характеристика дизельных топлив и их компонентов
Темпера- тура отбора, °C Выход (на нефть). Цета- новое число Дизель- ный индекс Фракционный состав, °C п20 Р4 V20. с Ст V50. сСт Температура, °C Кислот- ность, мг кон на 100 мл топлива Содер- жание серы, % Анили- новая точка, °C
10% 50% 90% 96% засты- вания помут- нения вспыш- ки
Газлинская нефть
180—300 I 66,1 ' 64,0 | 2181 238 1 269 I 276 I 0,8283 1 2,92 1 1,74 I —41 | — I 81 1 3,15 0,П 1 76,4
200—300 1 61,1 I 54 | 65,2 | 221 1 241 | 270 | 288 | 0,8333 | 3,24 | 1,93 1 —36 1 - 1 92 | 3,68 0,12 1 78,2
Шурчинская нефть
150—350 49,5 —. 51,7 214 277 325 332 0,8436 4,52 2,37 —20 -10 68 8,30 1,55 64,4
180—320 37,0 — 51,4 216 252 290 296 0,8381 3,65 1,96 —28 —12 65 7,90 1,62 60,5
180—350 44,5 — 52,6 221 267 316 325 0,8450 5,04 2,60 —19 —11 69 9,80 1,70 65,1
200—350 41,0 — 53,2 237 276 318 328 0,8490 5,16 2,89 —18 —8 76 10,90 1,76 67,6
240—350 32,9 — 53,3 270 286 323 329 0,8523 6,20 3,04 —17 —7 82 11,90 1,85 69,5
К а р а у лбазарска я нефть
150—350 54,8 — 63,6 205 249 306 320 0,8196 2,97 1,50 —33 —20 80 3,09 0,23 65,1
180—350 46,4 — 63,2 216 253 306 320 0,8278 3,56 1,70 —25 — 15 90 3,62 0,31 67,3
200—350 41,3 -— 60,3 232 256 307 321 0,8320 4,41 2,01 —20 —9 97 4,10 0,36 72,2
240—350 28,9 56 63,2 255 272 309 323 0,8363 5,94 2,76 —9 —3 ПО 4,71 0,50 78,2
II у р т е п и н с к а я нефть
180—320 37,3 — 56,3 223 257 300 308 0,8317 3,82 1,98 —31 —19 82 5,30 0,96 64,8
150—350 53,8 — — 199 254 317 328 0,8289 3,45 1,86 —32 —20 77 5,02 1,11
180—350 46,3 — 53,5 225 270 327 337 0,8408 4,04 2,05 —24 — 12 86 5,76 1,50 65,5
200—350 42,0 — 55,0 244 275 329 334 0,8436 5,01 2,66 —19 —3 99 5,90 1,69 67,9
240—350 32,8 — 55,5 270 289 330 338 0,8570 6,05 2,81 —13 4 122 6,42 2,01 67,7
Карактайская нефть
180—320 30,5 — 46,9 220 257 297 310 0,8451 3,46 1,91 —40 58 14,60 0,74 57,9
150—350 40,7 51 48,5 201 261 313 330 0,8432 3,52 1,83 —36 — 55 13,80 0,88 58,5
180—350 37,3 — 47,0 224 274 320 333 0,8510 4,35 2,34 —35 — 62 14,80 1,24 58,0
200—350 33,6 —. 47,7 235 290 327 340 0,8564 4,78 2,52 —30 84 19,00 1,12 58,3
240—350 25,9 54 50,7 265 290 321 333 0,8619 5,63 2,68 —25 ,12g. ДЛГ
Айританекая нефть
150—350 33,7 63,5 195 255 314 334 0,8220 3,10 1,80 —26 —16 54 1,85 70,8
180—350 29,7 61,5 223 263 315 337 0,8304 3,93 2,19 —18 —8 75 —— 71,6
200—350 27,0 61,5 232 265 319 340 0,8366 4,56 2,36 —13 —2 94 1,95 0,04 74,0
240- 350 21,9 — 61,0 264 284 324 345 0,8460 6,24 3,06 —5 4 ПО 3,98 1 0,06 76,1
3 а и а д н 0- палванташскал нефть
150—350 36,6 75,4 197 259 317 328 0,8105 3,56 1,98 —21 —9 43 5,13 0,012 76,5
180—320 25,5 72,4 210 246 289 310 0,8109 3,60 2,10 —22 —9 47 5,13 0,02С 75,5
240—350 21,5 54 72,2 275 294 325 338 0,8274 6,55 1,90 —5 5 65 5,90 0.02S 85,2
Андижанская нефть
150—350 34,6 50 62,8 197 262 327 336 0,8228 3,52 1,97 —35 —9 49 3,68 — —
180—320 24,2 61,5 218 263 313 323 0,8281 3,82 2,08 —32 —8 70 3,42 — —
180—350 30,5 61,3 221 277 331 338 0,8335 4,77 2,48 —25 —6 75 4,21 0,22 —
200—350 27,5 59,5 239 287 332 340 0,8350 5,56 2,79 —20 2 80 3,15 — —
240—350 21,1 60,3 277 296 334 341 0,8416 6,85 3,33 —6 5 130 3,15 СТ, 23 —
Южно-аламышикская н е ф т ь
150—350 40,9 42,0 196 250 300 310 0,8586 3,40 1,73 —. —60 58 6,35 — 53,6
180—350 35,3 42,0 226 264 303 313 0,8651 4,66 2,43 • — —60 76 5,35 — 57,5
200—350 32,1 43,2 242 267 304 314 0,8683 5,37 2,73 — — 82 5,55 — 60,0
240—350 25,3 44 44,1 256 276 308 318 0,8689 6,33 2,99 —60 — . 91 5,13 0,047 62,4
Наманганская нефть
150—350 37,5 64,4 189 252 309 318 0,8258 3,10 1,90 -16 —10 95 — 0,031 69,5
180—350 32,3 61,0 220 258 310 319 0,8302 4,08 2,20 —13 —8 105 3,08 0,041 70,5
200—350 29,3 61,8 232 264 312 320 0,8323 4,65 2,40 —10 —7 ПО 4,19 0,051 73,0
240-350 22,0 52 61,2 262 278 314 323 0,8352 6,56 3,00 —6 —3 116 5,13 0,09 75,0
Киргизская нефть
150—350 32,0, 60,1 197 251 305 326 0,8260 2,76 1,54 —26 —12 65 6,24 0,088 67,7
180—350 27,7 59,9 219 259 312 326 0,8306 3,37 1,78 —20 —10 76 — 0,095 70,3
200—350 24,9 60,4 230 268 317 331 0,8369 4,30 2,30 —15 —8 81 — — 72,6
240—350 19,2 54 59,4 265 286 322 336 0,8424 7,48 3,48 —8 —2 J15 6,84 0,138 74,7
16. Характеристика исходных фракций (240—350 °C) и углеводородов, полученных из них карбамидной депарафинизацией
Исходные фракции и углеводороды Выход, % „20 ₽4 „20 nD Анилино- вая точка, °C v20 > сСт Темпера- тура застыва- ния, °C Дизельный индекс
на фракцию на нефть
Исходная фракция Углеводороды, не образующие комплекс с карбамидом Углеводороды, образующие комплекс с карб- амидом Шурчинская нефть
100,0 60,3 39,7 32,9 19,8 13,1 0,8523 0,8752 0,8285 1,4770 1,4905 1,4645 69,5 61,7 6,20 8,34 —17 —35 8 53,3 42,9
Караулбазарс кая нефть
Исходная фракция 100,0 28,9 0,8363 1,4700 72,3 5,94 —14 63,2 47,0
Углеводороды, не образующие комплекс с карбамидом Углеводороды, образующие комплекс с карб- 65,5 18,9 0,8633 1,4848 62,0 7,40 <—50
34,5 10,0 0,7913 1,4450 5
амидом
Шуртепинская нефть
Исходная фракция 100,0 32,8 0,8570 1,4810 67,7 6,05 —13 55,5 42,0
Углеводороды, не образующие комплекс с карбамидом Углеводороды, образующие комплекс с карб- 72,0 23,6 0,8705 1,4880 60,5 7,40 —32
28,0 9,2 0,8270 1,4602 3
амидом
Исходная фракция Карактайска я нефть
100,0 25,9 0,8619 61,2 5,63 —25 50,7 36,5
Углеводороды, не образующие комплекс 87,0 22,5 0,8807 1,4940 53,1 6,35 <—60
с карбамидом
Углеводороды, образующие комплекс с карб- 13,0 3,4 0,7915 1,4451 3
амидом
Айританская нефть
Исходная фракция 100,0 21,9 0,8460 1,4702 76,1 6,24 —5 54,8 52,8
Углеводороды, не образующие комплекс 76,3 16,7 0,8582 1,4787 65,5 8,05 —48
с карбамидом
Углеводороды, образующие комплекс с карб- 23,7 5,2 \ 0,7835 1,4418 — — 16 —
амидом
Зап а д н о-п ал ванташская в е ф т ь 72,2 65,6
Исходная фракция Углеводороды, не образующие комплекс 100,0 52,0 21,5 11,2 0,8274 0,8422 1,4605 1,4680 85,2 78,0 6,55 8,25 —5 —38
с карбамидом Углеводороды, образующие комплекс с карб- 48,0 10,3 0,8119 1,4548 90,5 — 6 —
амидом
Андижанская нефть 60,3 57,5
Исходная фракция Углеводороды, не образующие комплекс 100,0 69,0 21,1 14,6 0,8416 0,8508 1,4700 1,4736 78,0 74,8 6,85 7,70 —6 —13
с карбамидом Углеводороды, образующие комплекс с 31,0 6,5 0,8352 1,4666 — — 3 —
карбамидом
ю ж н о-a л а м ы ш и к ская нефть 44,1
Исходная фракция 100,0 25,3 0,8689 1,4818 1,4822 53,6 6,33 <—60
Углеводороды, не образующие комплекс 99,4 25,2
с карбамидом Углеводороды, образующие комплекс с 0,6 0,1 — 1,4420 — — — —
карбамидом
Наманганска я нефть 61,2 53,6
Исходная фракция Углеводороды, не образующие комплекс 100,0 45,0 22,0 9,9 0,8352 0,8520 1,4726 1,4777 75,0 68,5 6,56 8,20 -6 —38
с карбамидом Углеводороды, образующие комплекс с 55,0 12,1 0,8266 1,4626 — — 0 —
карбамидом нефть
Киргизская 59,4 49,9
Исходная фракция 100,0 75,0 19,2 14,4 0,8424 0,8604 1,4731 1,4834 74,7 68,5 7,48 8,13 —8 <—45
Углеводороды, не образующие комплекс
с карбамидом Углеводороды, образующие комплекс с 25,0 4,8 0,7904 1,4422 — — 17 —
карбамидом
S3
E
E ?
s5
00 о —
17.
для каталитического
Нефть Темпера- тура отбора, °C Выход (на нефть), Р4° м По. сСт ПОО» сСт Температура застывания, °C Содержание, % Коксуемость, % ! Содержание парафино-нафте- новых углеводородов, % Содержание ароматических углеводородов, % Содержание смолистых веществ, %
3 S ' смол сернокислотных I группа П и III группы IV группа
Шурчинская 350-500 21,0 0,8826 378 15,2 4,2 14 2,10 14 0,05 62,0 17,2 16,8 3,0 1,0
Караулбазарская 350—500 19,5 0,8914 335 21,4 5,3 23 1,28 13 — 58,7 12,8 13,5 11,6 3,4
Шуртепинская 350—500 24,7 0,9120 324 16,3 5,3 14 2,91 13 0,04 59,6 24,5 11,0 3,0 1,9
Карактайская 350—450 21,3 0,9173 290 26,1 5,8 5 2,20 11 0,22 42,7 20,9 28,8 2,8 4,8
Айританская 350—480 24,5 0,8894 304 19,5 6,5 36 0,26 6 — 72,0 10,0 8,5 6,5 3,0
Западно-палванташская 350-500 31,7 0,8667 314 13,7 4,2 29 0,04 12 0,24 76,8 10,7 8,5 2,8 1,2
Андижанская •’ 350-500 25,8 0,8846 310 15,9 5,4 28 0,58 5 0,02 71,2 17,4 7,9 2,7 0,8
Южно-аламышикская 350—500 26,1 0,8819 324 19,1 5,7 28 0,15 2 — 77,7 8,9 4,5 5,1 3,8
Наманганская 350—500 21,7 0,8790 313 14,4 4,5 26 0,82 12 0,38 66,6 13,1 7,9 4,5 7,9
Киргизская 350—500 27,9 0,8815 320 15,5 4,7 20 0,69 8 — 68,0 10,6 8,0 6,6 6,8
°ТЭ ₽ схж
)В S о
1 »*Я я
QO *q О СП4^ СО ND ф 4s. СЛ СО ф* О <©
С© фь фь со сл ф 4^
о о © © © о "со со со с© <© © ©
— — ND СО Ф». О СО 4s -q ND — О ND ND >
ND О ND Фь СИ -J s<«
"O
s
ND ND CO © 00 r (
►-* ND CO »—* CO 1 1
ф 00 О © Я
ND СО СИ С© 00
ND ND ND CO CO 4 s rfs. -e-
Ф ND Ci 4^ © 4 s. Ci Я
H- H- ~ ND ND I — CO © ND © ►—1 4s © 00 CO * |
NO ND NO ND NO
о О о о ND ND ND ND ND NO
ND 1 1 CO 1 - 4^ СП ND CO 4^ Cl M CD
OO co CO CO CO CH ND 00 ND
NDCO4b.Ol00ND00CD
W-. СЛ
OO — NDNDCOCi© о ND ND СЛ CP | | o\
•q <© ND *—* CP CO © © ОФ*— — — CO © О я s ND ND C© *q 00 ‘ ' ND CH 00 О © po GO
я ND О P0
— ndndco n ! и- ND СЛ О OO । TJ
4s. -q О 4* -q co CO СЛфСЛ — CHOND-J w a ’ СП CO OO © О ©0)000 О W
Я
s 1 1
WpCOtO ND ND *4 »— ND ND CO <1 00 СЛ 00 Я Ct»
e >8-
>— •— ND ND ND NJ
S9-
raja
'-V 1 Продолжении табл. 18
, ; Остаток после Выход Температура, °C Содер- Кок-
1 отбора 20 ВУво ВУтоо
фракций до (на нефть), Р4 засты- вспыш- серы, мость,
температуры, i‘: °C % вания ки % %
3 a п а д н о- палванташская н е ф т ь
; 5оо 14,0 0,9750 — — — >220 0,56 26,10
450 26,5 0,9540 — — 50 213 0,52 21,80
>' 400 36,0 0,9380 — — 46 209 0,45 18,60
; 350 45,7 0,9190 — — 42 208 0,34 14,70
300 55,8 0,8990 13,00 13,00 38 189 0,26 11,80
j. 250 L 65,5 0,8790 4,60' 4,60 32 162 0,20 9,00
А н д и ж а I с к а я нефть
i 500 24,0 0,9573 34 — 1,30 12,60
! 450 31,3 0,9550 — —. 33 — 0,95 11,40
b'. 420 35,1 0,9515 26,70 32 302 0,90 10,90
ji ,, 400 39,4 0,9485 — 18,90 32 273 0,79 9,90
t 350 49,8 0,9390 12,60 5,70 30 242 0,62 8,10
300 60,4 0,9290 5,60 2,10 27 190 0,57 7,60
250 69,4 0,9110 2,60 1,50 23 156 0,43 6,80
i 200 77,3 0,9010 1,60 1,30 20 122 5,70
’p 150 84,4 0,8950 1,40 1,20 17 82 — 5,20
Южно-аламышикская нефть
i 500 22,5 0,9347 12,96 6,02 43 289 0,34 10,47
i 450 30,2 0,9240 3,09 2,83 37 252 — 3,40
’ 400 38,7 0,9110 2,83 2,05 34 220 — 3,20
г 350 48,6 0,9000 2,60 1,87 32 208 0,21 2,94
r 300 60,7 0,8910 1,63 1,32 29 139 — 2,80
li 250 71,9 0,8850 1,29 1,23 10 129 2,75
f 200 80,7 0,8814 1,25 1,15 —4 70 — 2,70
Наманганская нефть
г 500 21,3 0,9710 — 37 264 1,62 13,75
1 450 29,0 0,9628 — 8,34 32 261 0,98 7,75
;• 400 36,0 0,9485 7,59 4,61 28 232 0,80 5,60
/ 350 43,0 0,9370 5,00 3,34 26 208 0,67 5,59
1 300 53,5 0,9170 3,40 2,64 21 175 0,54 4,18
> 250 63,3 0,9036 2,40 1,90 17 142 0,39 3,20
' 200 72,3 0,8977 1,67 1,40 15 122 0,23. 2,50 !
Киргизская нефть
500 29,6 0,9570 26 ' 1,20 22,00
; 450 39,5 0,9450 — 24,50 25 306 1,05 14,30
! 400 48,3 0,9352 26,10 9,70 24 261 0,97 12,10
i 350 57,5 0,9285 9,26 5,60 23 225 0,94 10,60
300 66,5 0,9189 5,71 3,16 21 195 0,90 10,00 •
250 75,2 0,9094 2,82 1,86 18 143 0,86 8,80
200 82,4 0,8951 1,94 1,53 16 130 0,82 7,80
50
19. Характеристика сырья для деструктивных процессов
Остаток после отбора фракций до температуры, °C Выход (ва нефть), % ₽1° ВУ60 ВУтоо Темпера- тура за- стывания, °C Содержа- ние серы, % Коксуе мость, %
’ Шурчинская нефть
350 41,5 0,9477 — 3,0 15 4,65 9,2
450 27,0 0,9800 —- 16,9 18 5,75 11,3
500 20,5 1,0109 К а р а у. т б а з а р с к а я не 20 ф т ь 6,35 12,3
350 31,0 0,9478 23,3 5,8 7 1,88 10,5
450 15,3 0,9932 — — 25 2,И 17,3
500 11,5 1,0120 Ш у р 1 е п и н с р а я неф 28 т ь 2,40
350 38,0 0,9351 6,7 1,8 15 4,05 4,8
450 20,4 0,9681 12,3 2,9 17 4,89 8,3
500 13,3 0,9883 Кара ктайск 9,4 а я неф 18 т ь 5,50 13,3
350 52,0 0,9495 30,0 5,1 21 3,18 9,5
450 30,7 0,9712 Айр — | 14,4 1 29 итанская нефть - 12,0
350 53,9 0,9311 3,8 34 0,33 7,7
450 36,0 0,9625 9,5 44 0,43 10,2
480 29,4 За 1,0327 п а д н о-п а л в а н 1 18,4 а ш с к а я 46 нефть 0,51 11,0
350 45,7 0,9190 __ 14,9 42 0,34 14,7
450 26,5 0,9540 — — 50 0,52 21,8
500 14,0 0,9750 Ан Д1 I ж а н с к а я неф г ь 0,56 26,1
350 49,8 0,9390 — 5,7 30 0,62 8,1
450 31,3 0,9550 — 33 0,95 11,4
500 24,0 0,9573 О ж н о-а I а м ы ш г к с к а я 34 нефть 1,30 12,6
350 48,6 0,9000 5,1 1,9 32 0,21 2,9
450 30,2 0,9240 2,8 37 — 3,4
500 22,5 0,9347 Нам а н г а н с 1 6,0 < а я неф 43 т ь 0,34 10,5
350 43,0 0,9370 3,3 26 0,67 5,6
450 29,0 0,9628 8,3 32 0,98 7,8
500 21,3 0,9710 Кир г и з с к а я н е ф т 37 ь 1,62 13,8
350 57,5 0,9285 29,8 5,6 23 0,94 10,6
450 39,5 0,9450 24,5 25 1,05 14,3
500 29,6 0,9570 — — 26 1,20 22,0
51
20. Групповой углеводородный состав дистиллятной части нефтей, определенный адсорбционным методом
Парафино-нафт еловые Ароматические углеводороды Промежу-
Темпера- тура Выход (на углеводороды I группа 'х. II и III группы IV группа сум- точная фракция и
отбора, нефть), смолистые
°C % „20 nD % „20 nD о/ /0 „20 nD % 20 nD % % вещества, %
Шурчинск а я нефть
200—250 11,0 1,4410—1,4870 75,0 1,4940—1,5240 14,0 1,5310—1,5540 и,о — — 25,0 —
250—300 15,5 1,4490—1,4850 72,0 1,4900—1,5250 18,0 1,5350—1,5540 10,0 — — 28,0 —
300—350 14,5 1,4520—1,4860 70,0 1,4930—1,5230 16,0 1,5340—1,5610 14,0 — — 30,0 —
350—400 8,0 1,4620—1,4870 67,5 1,4950—1,5240 16,0 1,5300—1,5840 15,5 1,5960 0,7 32,2 0,3
400—450 6,5 1,4650—1,4890 61,6 1,4900—1,5260 17,7 1,5332—1,5812 16,5 1,5990 3,0 37,2 1,2
450—500 6,5 1,4720—1,4880 57,0 1,4920—1,5270 20,6 1,5320—1,5870 18,0 1,6030 3,1 41,7 1,3
Караулбазарская нефть
200—250 15,2 1,4415—1,4885 80,4 1,4910—1,5242 4,1 1,5345—1,5710 15,5 — — 19,6 —
250—300 12,9 1,4420—1,4885 73,6 1,4930—1,5260 5,7 1,5320—1,5670 20,7 — — 26,4 —
300—350 13,2 1,4460—1,4870 70,9 1,4915—1,5290 8,0 1,5350—1,5740 21,1 — — 29,1 —
350—400 9,0 1,4520—1,4890 67,5 1,4930—1,5298 10,5 1,5340—1,5802 11,1 1,5917—1,6264 9,8 31,4 1,1
400—450 6,7 1,4540—1,4880 55,3 1,4920—1,5263 14,3 1,5300—1,5808 14,7 1,5918—1,6316 10,5 39,5 5,2
450-500 3,8 1,4540—1,4880 42,8 1,4985—1,5280 16,8 1,5300—1,5865 17,1 1,5930—1,6640 17,9 51,8 5,4
Шуртепинс кая нефть
200—250 12,0 : 1,4360—1,4860 71,5 1,4930—1,5190 10,5 1,5440—1,5620 18,0 — 28,5 —
250—300 14,5 1,4450—1,4880 72,0 1,4930—1,5260 11,5 1,5340—1,5700 16,5 — — 28,0 —
300—350 15,5 1,4510—1,4890 71,5 1,5030—1,5260 10,0 1,5390—1,5750 18,5 — — 28,5 —
-X
350—400 7,9 1,4621—1,4812 66,5 1,5034—1,5272 23,0 1,5312—1,5750 10,5 33,5 1 —
400—450 9,6 1,4780— 1,4880 60,3 1,5050—1,5280 24,5 1,5380—1,5760 9,7 1,6012 4,3 1 38,5 1,2
450—500 7,2 1,4782—1,4862 51,6 1,5108—1,5262 25,7 1,5318—1,5334 13,4 1,5906—1,6240 4,4 43,5 1 4,9
Айританская нефть
200—250 6,5 1,4385—1,4850 79,5 1,4950—1,5170 5,0 1,5415—1,5890 15,5 — — 20,5 —
250—300 9,0 1,4430—1,4850 78,4 1,5020—1,5285 6,3 1,5300—1,5860 15,3 — — 21,6 —
300—350 11,5 1,4510—1,4830 77,0 1,4920—1,5265 7,9 1,5375—1,5830 15,1 — — 23,0 —
350—400 9,5 1,4590—1,4860 68,7 1,4910—1,5260 9,9 1,5460—1,5825 17,4 1,5910—1,6060 3,0 30,3 1,0
400—450 8,4 1,4608—1,4860 66,2 1,4925—1,5235 11,8 1,5335—1,5827 13,6 1,5960—1,6210 7,0 32,4 1,4
450—500 6,6 1,4560—1,4890 66,1 1,4920—1,5240 9,1 1,5330—1,5860 11,3 1,5900—1,6380 7,8 28,2 5,7
Запади о-п алванташская нефть
200—250 8,5 1,4380—1,4820 89,0 1,4900—1,5220 7,9 1,5250—1,5475 3,1 — — 11,0 —
250—300 9,7 1,4400—1,4840 87,8 1,4915—1,5230 6,8 1,5358—1,5510 5,4 — — 12,2 —
300—350 10,1 1,4488—1,4890 86,1 1,4930—1,5190 7,2 1,5340—1,5560 6,7 — — 13,9 —
350—400 9,7 1,4518—1,4892 80,6 1,4920—1,5283 10,5 1,5312—1,5564 7,2 1,5910 Ы 18,8 0,6
400—450 9,5 1,4656—1,4896 76,3 1,4922—1,5244 10,5 1,5322—1,5749 8,8 1,6000 3,4 22,7 1,0
450—500 12,5 1,4650—1,4872 74,0 1,4903—1,5293 11,0 1,5330—1,5680 9,6 1,6025—1,6200 3,9 24,5 1,5
Андижанская нефть
200—250 8,0 1,4480—1,4810 81,5 1,4915—1,5228 10,0 1,5312—1,5720 8,5 — — 18,5 —
250—300 9,0 1,4465—1,4860 82,5 1,4920—1,5230 7,5 1,5318—1,5838 9,5 — —~ 17,0 0,5
300—350 10,3 1,4450—1,4860 80,0 1,4910—1,5235 13,0 1,5342—1,5810 6,5 — — 19,5 0,5
350—400 10,4 1,4750—1,4882 76,0 1,4910—1,5215 16,5 1,5388—1,5858 7,0 —' — 23,5 0,5
400—450 8,1 1,4710—1,4892 68,0 1,4925—1,5255 18,0 1,5388—1,5848 10,0 1,6045 3,1 31,1 • 0,9
ел 450—500 7,3 1,4825—1,4778 68,1 1,4910—1,5142 17,9 1,5390—1,5860 6,8 1,5945 6,1 30,8 1,1
§ * § «. s s 2 - 3 я "НИ я о ь -Г S ~ л» IIIs. D. 1 J ! 1 10 сч ! 1 ю о О СО ':Я 1 21. Структурно-групповой состав 50-градусных фракций нефтей
g ТО 5 S' x 5 2< go 2 2 В ±T Ь Q. <2 Q E -ф О 0 со со 1Л —ч ш 1 © — со о ~И | темпер1- Л20 р4 п20 nD Распределение углерода, % Среднее число колец в молекуле
£ S Х,в ю о ю ю г-. сч о ю о о ю о о ю ш о о ^ч ' тура отбора, м
о Се4 О от S LQ СО со сч сч СО сч сч сч сч ю сч сч 00 сч CD сч о со У сч со сч CD СЧ СО сч сч со °C СА сн Г* кол СП КА Кн Ко
о Ci \= О г- о о о 1 1 о ю LO У 1 1 1 © но К а р а у л база рская нефть
b: а> 00 CD 00 у со сч’ ю" Is* со LO 0- о 200—250 0,8044 1,4470 168 7 33 40 60 0,12 0,38 0,68 0,53 0,80 0,91
«1 250—300 0,8320 1,4665 190 18 26 44 56
E E a CD CD LQ cd CD ю CD CD ю со СО у со со сч со со ю со со СО об сч СО о сч СО О сч о СО CD со о со со 300—350 350—400 0,8500 0,8844 1,4751 1,4943 237 304 18 20 23 23 41 43 59 57 0,50 0,71 0,70 1,10 1,20 1,81
> pj Q 7 1 -у ^у 1 ч—1 »“Н •—г »—-ч 400—450 0,8983 1,5050 350 22 23 45 55 0,80 1,00 1,80
е 1 сч CD о> 1 ю о CD о CD ю CD 1 о CD 1 со ст> L.O ю ГР СЧ СО 1 о 1 1 о о й и со п| гр ЯИ 450—500 0,9089 1,5120 377 А й р г 22 тане 25 к ая ь 47 е ф т ь 53 1,00 1,70 2,70
2 ю Ю ю Ю to ю ю СО со U0 U0 ю 200—250 ’ 0,8124 1,4553 145 20 23 43 57 0,27 0,51 0,78
Q. 250—300 300—350’ 0,8331 0,8557 1,4650 1,4770 177 231 17 17 31 48 52 0,31 0,48 0,69 0,83 1,00' 1,31
О g О о О ю оо со ю о о ю о о о У о со 27 44 56
<y g 3 E =? Л СО LO СО ю Ь- СО 00 сч сч о- N- со сч —и — сю 350—400 J 400—4501 450—4801 0,8727 0,8905 0,9003 1,4863 1,4964 296 350 17 18 25 24 42 42 58 58 0,60 0,78 1,08 1,25 1,68 2,03
0) s X a> E неф- О й ,5870 ,5875 5830 .5845 5880 1 SI8S 5880 5847 5837 5819 5830 Л 1 0089 5825 5820 5880 5840 5840 j 1^5020 3 а п г 404 д н о-п 18 а л в а I 23 иаш< 41 к а я н 59 е ф т ь 0,88 1,52 2,40
Я* s — °с •—( •—< -< — •е- - —< 9—( _ 200—250 0,7940 1,4509 173 16 7 23 77 0,33 0,19 0,52
«a S С ТО J J ) j ? I 1 1 1 •а ! 1 1 j 1 250—300 0,8110 1,4570- 212 13 9 22 78 0,33 0,28 0,61
2 о I-H я у ю ^*ч сч io сч ю сч о о ю сч со сч О О о со оо сч сч ю о о U0 сч 300—350 О', 8250 1,4640 244 14 10 24 76 0,41 0,32 0,73
< £о ю iA ю ш ю К °° ю со Ю aj ю со ю со ю со ю со ю со ш у LQ м но со ио со ю 350-400 0,8450 1,4720 276 12 22 34 66 0,41 0,79 1,20
S —< — —н ~< —-* т—< »“—< то то I—< —- *—< •—< 400—450 0,8655 1,4780 320 7 36 43 57 60 0,26 0,55 1,59 1,45 1,85 2,00
=? В В ш о со 00 о о CD CD CD СО а н с 3,5 | ю сГ о~ о о У CD о ио Ш 0? сч’ U0 о’ оо uo’ 450—500 0,8801 1,4890 344 Анди 13 ж а н с 27 .кая 40 нефть
§ ’—1 —1 — S 200—250 0,8190 0,8345 1,4550 1,4630 172 3 47 50 50 0,38 0,72 1,10
0 c ч 00 о о ю О о к CD со in CD CD ОО сч О о ^В 250—300 206 4 44 48 52 0,38 0,82 1,20
E то сч см сч сч сч со сч СЧ со сч 2 сч СО сч о сч см сч ю сч 04 я C£J СЧ ОО сч сч сч ю сч со сч 300—350 0,8477 1,4730 249 5 45 50 50 0,51 0,74 1,25
£* 6 LO ю ю ю ю ю я ю. ю ю 1Г0 ю ю in ю U0 НО ю 350—400 0,8640 1,4876 284 13 28 41 59 0,71 1,00 1,71
cmQ е X у 7 И 7 7 -у *-• 7 7 7 ’у у4 7 ’—• 400—450 0,8840 1,4940 307 14 32 46 54 0,79 1,22 2,01
я о о со со о S о сч 00 г ю 00 1 00 сч 1 о о up о 1 НО о 450—500 0,8953 1,5010 342 13 32 45 55 0,85 1,62 2,47
S CD у CD У ст> CD у о СР CD ’У CD ’У СР СР со У У У у- CD У CD У сч СР Южно-аламышикская нефть 1,35 1,51
*—< ’—< т—< •—< ’—1 »—< — ч—< 9—1 »— 9-^ "—< м •—< •—1 *—< 200—250 0,8540 1,4750 166 22 39 61 39 0,35 0,52 1,00 0,99
250—300 0,8705 1,4894 187 23 36 59 41
(V 3 ч® Ш о ю 00 <О сч о ю о о о 00 о ю О о о со ^^В 300—350 0^8669 1,4828 236 20 30 50 50 0,55 1,01 1,56
0 о со СО со CD со сч У Q0 00 ю со о U0 СО о но со о 00 со ю ^В 350—400 0,8807 0,8821 1,4864 1,4894 284 25 24 49 51 0,50 1,42 1,92
ft 3 400—450 342 14 29 43 57 0,59 1,32 1,91
=t
•&B. от о о со ю со со о ю СО о о ry~i со ю 00 ш о CD ю CD со ср со ср й со 00 о S СО °? ю ^^В оо 450—500 0,8822 1,4900 392 14 24 38 62 0,63 1,38 2,01
№ 6 4. g у ’ft ’У Tft 4ft У У У У У 00 Наманганская нефть
£ s a> 4 °Q S2 7 ’j’ 7 7 7 •-у -у ’У у т т—Ч 7 -у 200—250 0,8147 1,4540 151 17 44 61 39 0,31 0,66 0,97
ra о <^> о 1 о 1 сч 1 сч о , 00 f—1 1 ,-Х ^в 250—300 0,8312 1,4660 180 19 26 45 55 0,33 0,68 1,01
ОТ c у со ю со ю оо ю СО ь- Tf< СО СО ”У LO ’CD LO ю со ю СО CD СО сч ю 8 СР со 00 ©__^И 300—350 0,8467 1,4738 221 18 23 41 59 0,48 0,65 1,13
у У ’У у У У У У У У У У 350-400 0,8594 1,4815 266 17 21 38 62 0,55 1,24 1,79
’—1 ’— ’— л-ч л—< —• •““• 1 —< —< 400 450 0,8790 0,8974 1,4979 1,5076 313 11 29 40 60 0,26 0,55 1,59 1,85
g. Л* оо сч г-и CD ю ^ft о оо LO о сч о сч 00 450—500 381 13 27 40 60 1,45 2,00
s5e^ n cd со сч 00 CD ь. CD~ cd" o' г-. 00 о> cd’ оо’ о? _^В К и иизская нефть
200—250 250—300 0,8240 0,8380 1,4615 1,4680 159 205 18 31 49 51 0,35 0,36 0,64 0,78 0,99 1,14
45 - о г~) о q О о О CD о 1 о о CD CD о 15 29 44 56
c- a 2 2 c>-£O ю сч со ю со У ю Ю СЧ со ю со о ю У о ю ю сч со Ю СО о У U0 У 8 *^В 300—350 0,8493 1,4755 241 17 24 41 59 0,48 0,75 1,23
Sp б° J 1 J 1 1 1 1 1 I 1 1 1 1 1 350—400 0,8692 1,4850 283 16 27 43 57 0,55 1,07 1,62
у ° о о ю о о о о ю о о 1П о о о о ю о CD о LQ о U0 о о 400—450 0,8802 1,5010 321 27 9 36 64 1,00 0,31 1,31
сч сч со со У ”ft сч сч со со У СЧ СЧ со СО У 450—500 0,9058 1,5130 362 27 12 39 61 1,23 0,73 1,96
54
55
22. Характеристика дистиллятных базовых масел и групп углеводородов, полученных адсорбционным методом
Исходная фракция и смесь углеводородов Выход, % Р4° „20 nD V50. сСт ^100. сСт ив Темпера- тура за- стывания, °C Содержа- ние серы, %
на фрак- цию на нефть
Шурчинская нефть
Фракция 350—450 °C 100,0 14,5 0,8790 1,4942 11,1 3,4 —11 2 4
Фракция 350—450 °C после депарафинизации 86,0 12,4 0,8984 1,5046 13,8 3,9 —13
Нафтено-парафиновые углеводороды 51,6 7,5 0,8452 1,4660 9,4 3,0 —6
Нафтено-парафиновые и I группа ароматиче- 67,5 9,8 0,8628 1,4772 11,8 3,4 —8 2,1
ских углеводородов Нафтено-парафиновые, I, II и III группы аро- 81,0 11,7 0,8847 —9
1,4960 13,2 3,8 2,2
матических углеводородов
I группа ароматических углеводородов 15,9 2,3 0,9024 1,5045 13,2 4,2 —13 3,2
[I и III группы ароматических углеводородов 13,5 1,9 0,9878 1,5606 23,3 4,8 —19 4,6
IV группа ароматических углеводородов 3,7 0,5 1,0386 1,5988 * 14
Смолистые вещества 1,3 0,2 1,0386
Фракция 450—500 °C 100,0 6,5 0 9040 1,5090 37,5 6,3 82 16 2 7
Фракция 450—500 °C после депарафинизации 84,0 5,5 0,9215 1,5190 52,8 8,2 40 — 11
Нафтено-парафиновые углеводороды 47,0 3,0 0,8648 1,4784 24,3 5,9 130 —4
Нафтено-парафиновые и I группа ароматиче- 63,6 4,1 0,8744 1,4883 27,1 6,4 120 —8 2,3
ских углеводородов
Нафтено-парафиновые, I, II и III группы аро- 79,6 5,2 0 8937 1,4998 39,6 7,2 60 —9 2,5
матических углеводородов 16,6
I группа ароматических углеводородов 1,1 0 9110 1,5174 41,7 7,4 66 —12 3,4
II и III группы ароматических углеводородов 16,0 1,1 0,9898 1,5652 99,5 13,0 45 — 14 5,0
IV группа ароматических углеводородов 3,1 0,2 1,0468 1,6030 — 15
Смолистые вещества 1,3 0,1 — — — — — —
К а р а у л б азарская нефть
Фракция 350—450 °C 100,0 15,7 0,8912 1,5000 10,9 3,8 Н8 1,0 1,2 0,5 0,53
Фракция 350—450 °C после депарафинизации 87,0 13,5 0,9020 1,5050 14,2 4 J Ъо
Нафтено-парафиновые углеводороды 42,7 6,7 0,8365 1,4637 11,0 3,6 — 15
Нафтено-парафинодае и I группа ароматиче- ских углеводородов 59,4 9,3 0,8538 1,4750 12,0 3,8 — —18
Нафтено-парафиновые, I, II и III группы аро- 68,8 10,8 0,8709 1,4840 13,4 4,0 —16 1 0,6
матических углеводородов I группа ароматических углеводородов 16,7 2,6 0,9080 а Л*7СЛ 1,5056 1,5598 1,6050 1,5120 19,0 29,9 69,3 48,8 4,5 5,1 8,2 9,7 — —26 in —
II и III группы ароматических углеводородов 9,4 1,5 0, У / ЬО 1и о
IV группа ароматических углеводородов Фракция 450—500 °C 14,0 100,0 2,2 3,8 1,0038 0,9088 100 О 25 1,7 О о
Фракция 450—500 °C после депарафинизации 88,6 3,4 0,9366 1,5250 58,2 10,7 95 100 100 —15 1 Q 2,2 0,6 0,7
Нафтено-парафиновые углеводороды Нафтено-парафиновые и I группа ароматиче- 31,4 48,2 1,2 1,8 0,8596 0,8814 1,4740 1,4868 30,1 36,0 6,7 7,8 — 1о —18
ских углеводородов Нафтено-парафиновые, I, II и III группы аро- 65,3 2,5 0,9120 1,4963 46,0 9,6 95 —16 0,9
матических углеводородов I группа ароматических углеводородов 16,8 17,1 17,9 0,6 0,7 0,7 0,9173 0,9886 1,0215 1,5093 1,5668 1,6060 73,7 169,7 10,0 16,7 34,1 — —16 5 —
II и III группы ароматических углеводородов IV группа ароматических углеводородов — 15 —
II у р т е п и н с к а я нефть
Фракция 350—450 °C 100,0 17,5 0,9001 1,5080 13,9 4,0 — 13 —
Фракция 350—450 °C после депарафинизации 86,1 15,0 0,9060 1,5150 16,2 4,8 — —10 А
Нафтено-парафиновые углеводороды 42,1 7,3 0,8653 1,4772 9,5 2,8 О к —. —У Л
Нафтено-парафиновые и I группа ароматиче- 65,2 н,з 0,9012 1,4928 12,2 0,0 — —У
ских углеводородов Нафтено-парафиновые, I, II и III группы аро- 75,9 13,2 0,9138 1,5020 14,6 3,9 — —10 —
матических углеводородов I группа ароматических углеводородов 23,1 4,0 0,9292 А АААО 1,5168 1,5644 1,6012 18,2 28,5 4,9 5,2 — —10 —11 —
II и III группы ароматических углеводородов IV группа ароматических углеводородов 10,7 6,8 1,9 1,2 0,9963 1,0352 — —
Смолистые вещества Фракция 450—500 °C 3,4 100,0 0,6 7,2 0,9280 1,5190 46,1 8,3 65 16 —
Фракция 450—500 °C после депарафинизации Нафтено-парафиновые углеводороды 90,3 37,5 6,5 2,7 0,9432 0,8668 0,9061 1,5242 1,4792 1,4948 54,9 27,9 32,8 10,4 4,6 5,2 100 —11 —10 —12 —
Нафтено-парафиновые и I группа ароматиче- 60,6 4,4
ских углеводородов Нафтено-парафиновые, I, II и III группы аро- 81,7 5,9 0,9247 1,5106 43,9 7,0 — —10 —
матических углеводородов I группа ароматических углеводородов . 23,1 21,1 4,2 4,4 1,7 Цб 0,3 0,3 0,9314 0,9991 1,5178 1,5648 1,6012 47,7 76,6 9,6 12,5 102 85 —17 —9
II и III группы ароматических углеводородов IV группа ароматических углеводородов —
Смолистые вещества
Oo Продолжение табл. 22
Исходная фракция и смесь углеводородов Выход, % 20 Р4 л20 nD V50, сСт v100> сСт ИВ Темпера- тура за- стывания, °C Содержа- ние серы, %
на фрак- цию на нефть
Карактайская нефть
Фракция 350—450 °C 100,0 21,3 0,9173 1,5131 26,1 5,8 6,2 2,2 2,5
Фракция 350—450 °C после депарафинизации 93,2 19,8 0,9229 1,5180 26,6 13
Нафтено-парафиновые углеводороды 35,9 7,6 0,8462 1,4668 11,8 40 25
Нафтено-парафиновые и I группа ароматиче- 56,8 12,1 0,8662 1,4819 17,9 4,5 —27
ских углеводородов
Нафтено-парафиновые, I и II группы аромати- 65,3 13,9 0,8850 1,4900 18,6 4,6 —20
ческих углеводородов Нафтено-парафиновые, I, II и III группы аро- 85,6 18,2 0,9013 —18
1,5080 22,5 5,6
магических углеводородов
I группа ароматических углеводородов 20,9 4,5 0,9159 1,5099 27,4 5,9 —30 2,7
II группа ароматических углеводородов 8,5 1,8 0,9640 1,5513 48,0 . 7,3 —14
III группа ароматических углеводородов 20,3 4,3 1,0197 1,5815 63,0 10,5 —15 5,3
IV группа ароматических углеводородов 2,8 0,6 1,0368 1,6110 — 13,7 4
Смолистые вещества 4,8 1,0 — — — — —
А й р и т а н с к а я нефть
Фракция 350—450 °C 100,0 17,90 0,8785 1,4910 17,5 5,0 5,2 3,6 4,0 ЧП
Фракция 350—450 "С после депарафинизации 72,5 13,0 0,9051 1,5010 19,4 —12 10
Нафтено-парафиновые углеводороды 46,5 8,3 0,8506 1,4654 8,8
Нафтено-парафиновые и I группа ароматиче- 57,4 10,20 0,8602 1,4740 12,0 14
ских углеводородов
Нафтено-парафиновые, I, II и III группы аро- матических 'углеводородов 63,9 11,4 0,8827 1,4840 16,8 4,8 — —13 —
I группа ароматических углеводородов 10,9 1,9 0,9149 1,5080 28,9 5,9 —16
II и III группы ароматических углеводородов 6,5 1,2 0,9855 1,5550 56,0 10,3 —5
IV группа ароматических углеводородов 6,2 1,1 1,6065
Смолистые вещества 2,4 0,5
Фракция 450—480 °C 100,0 6,6 0,9003 1,5020 32 8 8,2 43
Фракция 45и—480 “С после депарафинизации 78,0 5,1 0,9248 1,5130 47,5 10,7 —7
Нафтено-парафиновые углеводороды 44,1 2,9 0,8594 1,4770 30,8 7,5 120 —8 —
Нафтено-парафиновые и I группа ароматиче- 53,2 3,5 0,8825 1,4840 36,5 8,0 108 —9 \ —
ских углеводородов Нафтено-парафиновые, I, II и III группы аро- 64,5 4,2 0,8999 1,4920 45,7 9,1 100 —8 —
матических углеводородов I группа ароматических углеводородов 9,1 и,з 7,8 Е *7 0,6 Г» *7 0,9208 0,9985 1,5150 1,5590 1,6140 60,2 10,7 22,6 84 —10 0 —
II и III группы ароматических углеводородов IV группа ароматических углеводородов и, / 0,5 — — — —
Смолистые вещества О, / 0,4
3 а п а д н о-п а л в а н т а ш ская нефть
Фракция 350—450 °C 100,0 19,2 0,8576 1,4760 10,4 3,5 — 26 0,04
Фракция 350—450 °C после депарафинизации 73,0 14,2 0,8790 1,4840 11,9 3,8 О о — —19 1 я
Нафтено-парафиновые углеводороды 55,3 10,7 0,8548 гх олг о 1,4706 1,4770 9,3 10,3 0,0 3,5 1О 20 0,03
Нафтено-парафиновые и I группа ароматиче- 63,1 12,2 0,8653
ских углеводородов Нафтено-парафиновые, I, II и III группы аро- 68,5 13,3 0,8692 1,4788 11,1 3,6 — —19 0,04
матических углеводородов I группа ароматических углеводородов 7,8 1,5 1 1 0,9108 0,9662 1,0206 1,5077 1,5447 1,6050 14,6 23,4 4,6 4,9 — —23 — 14 0,05
II и III группы ароматических углеводородов IV группа ароматических углеводородов 5,4 3,4 1,1 0,7 — —
Смолистые вещества Фракция 450—500 °C Фракция 450—500 °C после депарафинизации 1,1 100,0 75,0 49,0 60,0 0,2 12,5 9,4 6,1 7,5 0,8801 0,9006 0,8669 0,8787 1,4890 1,4990 1,4762 1,4818 20,0 43,1 25,9 29,7 5,5 8,2 5,6 82 ПО 43 — 16 —12 0,04 0,05
Нафтено-парафиновые углеводороды Нафтено-парафиновые и I группа ароматиче- 7,1 113 —14 —
ских углеводородов Нафтено-парафиновые, I, II и III группы аро- 69,6 8,7 0,8872 1,4911 40,9 8,1 85 —12 0,04
матических углеводородов 11,0 9,6 3,9 1,5 1,4 1,2 0,5 0,2 0,9136 0,9739 1,5068 38,6 9,3 —16 —
I группа ароматических углеводородов 1,5574 120,3 13,1 —6 —
II и III группы ароматических углеводородов 1,6102 —
IV группа ароматических углеводородов Смолистые вещества — — — — —
о>
, 1 , Продолжение табл. 22
Выход, %
Темпера- тура за- стывания, °C
Исходная фракция и смесь углеводородов на фрак- цию на нефть „20 nD V50. сСт v100, сСт ИВ Содержа- ние серы, %
Андижанская нефть
Фракция 350—450 °C 100,0 18,5 0,8574 1,4916 12,5 4,2 25
Фракция 350—450 °C после депарафинизации 79,7 14,9 0,8988 1,4982 16^9 4,9 —20
Нафтено-парафиновые углеводороды 53,1 9,9 0,8600 1,4609 11,9 4,0 —18
Нафтено-парафиновые и I группа ароматиче- 68,6 12,8 0,8769 1,4714 14,5 4,2 —19
ских углеводородов Нафтено-парафиновые, I, II и III группы аро- 74,9 14,1 0,8886 —18
1,4810 16,6 4,3
матических углеводородов
I группа ароматических углеводородов 15,5 2,9 0,9120 1,5060 29,6 5,6 —21
II и III группы ароматических углеводородов 6,3 1,3 0,9928 1,5720 81,5 8,2
IV группа ароматических углеводородов 3,1 0,5 1,0042 1,6045 — —
Смолистые вещества 1,7 0,3 —
Фракция 450—500 °C 100,0 7,3 0,8953 1,5010 42,1 9,5 — 38
Фракция 450—500 °C после депарафинизации 82,6 6,0 0,9085 1,5049 48,2 9,9 —6
Нафтено-парафиновые углеводороды 50,7 3,7 0,8721 1,4765 30,8 7,4 120 —6
Нафтено-парафиновые и I группа ароматиче- 68,6 5,0 0,8879 1,4820 36,7 7,9 100 —8
ских углеводородов
Нафтено-парафиновые, I, II и III группы аро- 75,4 5,5 0,8936 1,4890 43,0 8,9 — —8
матических углеводородов I группа ароматических углеводородов 17,9 1,3 0,9094 1,5044 48,2 8,2 55 —10
II и III группы ароматических углеводородов 6,8 0,5 0,9737 1,5580 201,3 16,9 40 —8
IV группа ароматических углеводородов 6,1 0,4 1,0206 1,5945 .— — —
Смолистые вещества 1,1 0,1 — — — — — — —
Ю ж н о-a л а 4 ы ш и к с к а я н е ( ) т ь
Фракция 350—450 °C 100,0 18,4 0,8810 1,4870 14,9 4,2 12
Фракция 350—450 °C после депарафинизации 87,3 16,1 0,8828 1,4900 1в;5 4,9 —11
Нафтено-парафиновые углеводороды 64,5 11,9 0,8438 1,4635 и,1 3,6 - —12
Нафтено-парафиновые и I группа ароматиче- 74,4 13,7 0,8515 1,4705 11,5 3^8 —13
ских углеводородов
Нафтено-парафиновые, I, II и III группы аро- 78,0 14,4 0,8631 1,4740 12,6 4,0 —12
матических углеводородов
I группа ароматических углеводородов 9,9 1,8 0,7 1,1 0,6 7,4 5,1 3,5 4,0 0,9070 0,9510 1,5130 1,5570 1,6000 24,5 38,2 5,5 8,0 —20 —5 —
II и III группы ароматических углеводородов 3,6 —- —
IV группа ароматических углеводородов 6,2 . . — —
Смолистые вещества -'Фракция 450—500 °C Фракция 450—500 °C после депарафинизации з, 1 100,0 69,5 0,8822 0,8995 0 8503 1,4900 1,4960 1,4700 1,4750 35,6 41,8 25,6 8,5 9,9 7,6 — 40 —21 —13 —
Нафтено-парафиновые углеводороды 4/, 1 0,8616 28J 8,9 - — 12
Нафтено-парафиновые и I группа аромаище- □4,6
ских углеводородов Нафтено-парафиновые, I, II и III группы аро- 60,9 4,5 0,8785 1,4835 31,5 9,2 — —12 —
матических углеводородов 6,9 6,3 3,0 5,6 0,5 0,5 0,2 0,4 0,9200 1 5150 56,2 10,7 100 —10 —
I группа ароматических углеводородов 0 9798 1^5720 1,6140 25,4 — —
II и III группы ароматических углеводородов —
IV группа ароматических углеводородов Смолистые вещества нефть — — — —
Н а м а н г анская 0,8
Фракция 350—450 °C Фракция 350—450 °C после депарафинизации 100,0 77,3 43,7 56,0 14,0 10,8 6,1 , 7,8 0,8644 0,8926 0,8471 0,8608 1,4910 1,4974 1,4665 1,4770 11,0 15,5 10 3 3,9 4,8 3,5 — 22 —14 —6
Нафтено-парафиновые углеводороды Нафтено-парафиновые и I группа ароматиче- 13,4 3,8 — —18 0,4
ских углеводородов Нафтено-парафиновые, I, II и III группы аро- 62,7 8,8 0,8802 1,4861 14,4 4,0 — —16 0,6
матических углеводородов 12,3 6,7 1,7 1,0 1,0 1,0 7,7 5,9 3,2 4,4 0,8817 1,5080 20,6 4,7 . —24 0,8
I группа ароматических углеводородов 0 9903 1'5544 61,6 7,6 . —10 0,9
II и III группы ароматических углеводородов 1,6230
IV группа ароматических углеводородов 7,3 100,0 76,7 42,5 57,4 —
Смолистые вещества Фракция 450—500 °C Фракция 450—500 °C после депарафинизации 0,8974 0,9164 0,8706 1,5076 1,5105 1,4774 29,6 53,6 30,2 6,7 9,6’ 7,0 по 80 ПО 31 —6 —4 0,9
Нафтено-парафиновые углеводороды Нафтено-парафиновые и I группа ароматиче- 0,8794 1”4852 34,3 7,6 100 —6 —
ских углеводородов 65,1 5,0 0,8972 1,4930 44,5 8,8 65 —5
Нафтено-парафиновые, I, II и III группы аро-
матических углеводородов 14,9 7,7 6,4 5,2 1,2 0,6 0,5 0,4 0,9087 1,5091 43,0 9,7 —8
I группа ароматических углеводородов о'9979 1,5557 134,5 30,7 65 2
II и III группы ароматических углеводородов 1,6340 <
IV группа ароматических углеводородов Смолистые вещества
оэ ю о20 р4 я20 nD V50, сСт v100. сСт Продолжение табл. 22
Исходная фракция и смесь углеводородов Выход, % Ив Темпера- тура за- стывания, °C Содержа - ние серы, %
на фрак- цию на нефть
Киргизская нефть
Фракция 350—450 °C НяАтоип 350Т450°С после Депарафинизации Нафтено-парафиновые углеводороды Нафтено-парафиновые и I группа ароматиче- ских углеводородов риииииче 100,0 77,8 48,5 58,0 1 18,0 14,0 8,7 10,4 1 0,8726 0,8926 0,8461 0,8600 11,4920 1,4970 1,4670 1,4730 10,5 13,4 9,4 11,3 3,3 4,0 3,3 3,4 — 18 —10 —6 0,5 0,6
Нафтено-парафиновые, I, II и III группы аро- , магических углеводородов р 66,5 11,9 U,□
0,8713 1,4820 12,9 3,5 —11 0,6 0,7 1,2
I группа ароматических углеводородов I и III группы ароматических углеводородов IV группа ароматических углеводорода Смолистые вещества Р л 9,5 8,5 6,0 1,7 1,5 1,1 0,9100 0,9800 1,0532 1,5120 1,5540 1,6220 13,7 25,5 4,0 6,4 7,2 — —20 —2
Фракция 450—500 °C & 450Т500°С после депарафинизации Нафтено-парафиновые углеводороды 1ГЛ';”а„рафИЯ0ВЫе и 1 гРУппа ароматиче- ских углеводородов 5,3 100,0 81,6 40,7 54,7 1,0 9,9 8,0 4,0 5,4 0,9058 0,9241 0,8735 0,8822 1,5130 1,5210 1,4778 1,4850 28,9 56,8 31,5 35,6 6,1 9,6 7,4 7,7 75 116 100 I I <£> Tt< СЧ О' 1 1 СО — — - 1 1 1 1 1 “ „° о о 1 '1 СО СО о СО 1 СО ОО | I
Нафтено-парафиновые, I, II и III группы аро- магических углеводородов У Р 62,2 6,1 0,8972 1,4914 44,1 8,9 98 —11
группа ароматических углеводородов v J; ГРУППЫ аР°матических углеводородов Смолистые веществ?0™" углеводоР°Д°в 14,0 7,5 9,1 10,3 1,4 0,7 0,9 1,0 0,9187 1,0010 1,5140 1,5561 1,6300 47,4 107,9 8,7 17,6 75 115 —16 8
23. Выход гача при депарафинизации масляных фракций
24. Характеристика остаточных базовых масел и групп углеводородов, полученных адсорбционным методом
Остаток и смесь углеводородов Выход, % „20 р4 ' „20 "D V50. сСт v100. сСт V60 ИВ ввк Темпера- тура за- стывания, °C
на остаток на нефть
v100
Остаток выше 500 °C
Нафтено-парафиновые углеводороды
Нафтено-парафиновые и I группа ароматиче-
ских углеводородов после депарафинизации
I группа ароматических углеводородов
Смолистые вещества
Асфальтены
Шурчинская нефть
100,0 20,5 1,0109 20
12,5 2,6 0,8815 1,4870 76,3 17,4 4,14 0,8351
35,6 7,3 0,9150 1,5060 146,6 23,9 6,13 118 0,8533 —2
38,4 7,9 0,9166 1,5100 152,7 27,4 5,56 0,8622
23,1 4,7 — — —. .
26,0 5,3 — — — — — — —
Остаток выше 500 °C Нафтено-парафиновые углеводороды после де- парафинизации Нафтено-парафиновые и I группа ароматиче- ских углеводородов I группа ароматических углеводородов Смолистые вещества и асфальтены Шуртепинская не ф т ь 1,4780 1,5020 1,5090 52,3 83,0 104,2 9,4 (ВУщо) 12,3 15,6 18,2 4,26 5,35 5,73 130 120 112 0,8361 0,8597 0,8734 18 —5 —5 —6
100,0 11,8 28,2 16,4 58,6 13,3 1,5 3,7 2,2 7,8 0,9883 0,8761 0,9045 0,9227
Карактайск а я нефть
Остаток выше 450 °C . 100,0 30,7 0,9712 — — 14,4 — — — 29
Нафтено-парафиновые углеводороды после паоасЬинизапии де- 4,8 1,5 0,8703 1,4795 68,0 ШУ wo 14,1 4,82 120 0,7940 —3
Нафтено-парафиновые и I группа ароматиче- ских углеводородов Нафтено-парафиновые, I и II группы аромати- ческих углеводородов 34,0 41,3 10,4 12,6 0,9147 0,9220 1,5059 1,5135 146,3 30,1 35,1 4,87 1 0,8391 0,8450 —3 —1
СП О I группа ароматических углеводородов II группа ароматических углеводородов Смолистые вещества Асфальтены 29,2 7,3 38,9 15,0 8,9 2,2 11,9 4,6 0,9163 0,9795 1,5120 1,5519 159,9 33,7 64,3 1 4,75 1111 0,8400 6 14
Айританская нефть
Остаток выше 480 °C Нафтено-парафиновые углеводороды после де- парафинизации Нафтено-парафиновые и I группа ароматиче- ских углеводородов I группа ароматических углеводородов II группа ароматических углеводородов Смолистые вещества Асфальтены 100,0 14,2 20,2 6,0 3,0 56,0 7,0 29,4 4,2 6,0 1,8 0,9 16,5 2,0 1,0327 0,8874 0,9037 0,9339 1,4842 1,4914 1,5150 113,9 148,3 320,3 18,4 (ВУюо) 17,9 25,4 30,2 6,36 5,84 7,30 116 118 108 0,8267 46 5 5 4
Андижанская нефть
Остаток выше 500 °C Нафтено-парафиновые углеводороды после де- парафинизации Нафтено-парафиновые и I группа ароматиче- ских углеводородов I группа ароматических углеводородов Смолистые вещества Асфальтены 100,0 17,0 27,4 10,4 33,7 26,4 24,0 4,1 6,6 2,5 8,1 6,3 0,9573 0,8734 0,8917 0,9137 1,4796 1,4896 1,5090 40,8 79,5 183,4 8,9 14,8 25,0 4,55 5,38 7,33 115 112 100 0,8389 0,8599 0,8808 34 —10 —8
Южно-аламышикская нефть
СП сл Остаток выше 500 °C Нафтено-парафиновые углеводороды после де парафинизации Нафтено-парафиновые и I группа ароматиче ,ских углеводородов 100,0 28,2 38,3 22,5 6,4 8,7 0,9347 0,8777 0,8830 1,4800 1,4850 92,0 114,0 17,1 19,6 5,38 5,82 ПО 115 0,8345 43 —12 2
. — - — ....
25. Выход петролатума после депарафинизации парафино-нафтеновых
и I группы ароматических углеводородов, выделенных
из деасфальтенированных остатков
Нефть Остаток выше, СС Выход петров на остаток гатума, % на нефть Температура плавления петролатума, °C
Шурчинская Шуртепинская Карактайская Айританская Андижанская Южно-аламышикская Наманганская Киргизская 26. Потенциальное содержание б 500 500 450 480 500 500 500 500 азовых д 15,3 13,2 4,8 13,8 12,5 35,2 17,3 6,6 4СТИЛЛЯТНЫХ 3,20 1,8 1,5 4,0 3,0 8,0 3,7 1,9 и остаточ 36 47 58 51 45 41 51 41 ных масел
Темпера- тура отбора, °C Выход (на нефть) дистил- лятной фракции или остатка, % Характеристика базовых масел Содержание базо- вого масла, %
Р4° V50> сСт V100- сСт •Узо V100 ив ввк темпера- тура за- стывания, °C на дистил- лятную фракцию или остаток на. нефть
Шурчинская нефть
350—450 450—500 Остаток выше 500 14,5 6,5 20,5 0,8628 0,8744 0,9150 11,8 27,1 146,6 3,4 6,4 23,9 3,4 4,2 6,1 120 118 0,8533 1 1 1 Ю СО СО 67,5- 63,6 35,6 9,8 4,1 7,3
Караулба з а р с к а я нефть
350-450 450—500 15,7 3,8 0,8709 0,9120 13,4 46,0 4,0 9,6 3,3 4,9 95 — —16 —16 68,8 65,3 10,8 2,5
Шуртепинская нефть
350—450 450—500 Остаток выше 500 17,5 7,2 13,3 0,9138 0,9247 0,9045 14,6 43,9 83,0 3,9 7,0 15,6 3,6 6,2 5,3 120 0,8597 —10 —10 -5 75,9 81,7 28,2 13,2 5,9 3,7
5*
67
Продолжение табл. 26 .
Темпера- тура отбора, °C Выход (на нефть) дистил- лятной фракции или остатка, % Характеристика базовых масел Содержание базо- вого масла, %
PF V50> сСт v100’ сСт V50 V100 ив ввк Темпера- тура за- стывания, °C на дистил- лятную фракцию или остаток на нефть
Карактайская нефть
350-450 21,3 0,9013 22,5 5,6 4,0 — —18
Остаток выше 450 30,7 0,9220 — 35,1 — — 0,8450 —1
85,6
41,3
18,2
Айританская нефть
350—450 450—480 17,9 6,6 0,8827 0,8999 16,8 45,7 4,8 9,1 3,5 5,0 100 — —13 —8 63,9 64,5 Н,4 4,2
Остаток i выше 480 29,4 0,9037 148,3 25,4 5,8 118 0,8267 5 20,2 6,0
3 а п а д н о-п а л в а н т а ш с к а я нефть
350—450
450—500
19,2
12,5
0,8692 11,1 3,6 3,0
0,8872 40,9 8,1 5,0
85
—19 68,5 13,3
—12 69,6 8,7
Андижанская нефть
350—450 450—500 18,5 7,3 0,8886 0,8879 16,6 36,7 4,3 7,9 3,8 4,6 100 — 00 —< 00 1 1 74,9 68,6 14,1 5,0
Остаток выше'500 24,0 0,8917 79,5 14,8 5,3 112 0,8599 —10 27,4 6,6
Южно-аламышикская нефть
350—450 450—500 18,4 7,4 0,8631 0,8785 12,6 31,5 4,0 9,2 3,2 3,4 —12 —12 78,0 60,9 14,4 4,5
Остаток выше 500 22,8 0,8830 114,0 19,6 5,8 115 0,8345 2 38,3 8,7
Наманганская нефть
350—450 450—500 14,0 7,8 0,8802 0,8794 14,3 34,3 4,0 7,6 3,5 4,5 100 — —16 -6 62,7 57,4 8,8 4,4
Остаток выше 500 21,3 0,8894 186,4 32,2 5,8 130 0,8010 —7 И.4 2,4
Киргизская нефть
Ж 350—450’ 450—500 Остаток выше 500 18,0 9,9 29,6 0,8713 0,8972 0,8915 12,9 44,1 139,0 3,5 8,9 19,9 3,7 4,9 7,0 98 93 0,8147 —11 —11 2 66,5 62,2 22,9 Н.9 6,1 6,8
68
27. Характеристика нефтей применительно к получению из них дорожных битумов
(ГОСТ 11954—66)
Нефть Содержание, % 2,5 П А + СС А + СС-2,5П
асфальте- нов СМОЛ силика- гелевых пара- фина
Шурчинская* 4,0 11,2 4,0 10,0 15,2 5,2
Караулбазарская* 1,0 7,2 1,3 3,3 8,2 4,9
Шуртепинская 1,0 7,8 7,5 18,8 8,8 —10,0
Карактайская* 2,6 6,5 3,0 7,5 9,1 1,6
Айританская 1,4 8,8 10,4 26,0 10,2 —15,8
Западно-палванташская 3,0 8,7 12,8 32,0 11,7 —20,3
Андижанская 4,6 11,4 • 10,3 25,8 16,0 —9,8
Южно-аламышикская 0,9 11,3 7,0 17,5 12,2 —5,3
Наманганская 2,4 8,2 8,0 20,0 10,6 —9,4
Киргизская 3,9 10,6 8,5 21,2 14,5 —6,7
* Из этих нефтей могут быть получены битумы.
28. Шифр нефтей согласно технологической классификации (ГОСТ 912—66)
Нефть Шифр нефти
класс тип группа подгруппа ВИД
Газлинская I T1 — — Пх
Шурчинская ш Tj M2 и, П2
Караулбазарская II Tx M4 и2 Пх
Шуртепинская III Tx M2 Их п3
Карактайская III Tx Ml И2 , П2
Айританская I Tx Ml Их П3
Западно-палванташская I Tx M2 — п3
Андижанская I Tx Ml Их п3
Южно-аламышикская I Tx Ml Их П3
Наманганская II Tx M2 и2 П3
Киргизская I T2 M3 Их П3
69
29. Разгонка (ИТК) газлинской нефти в аппарате АРН-2 и характеристика полученных фракций
№ фракции Температура выкипания фракции при 760 мм рт. ст., °C Выход (на нефть), % „20 р4 „20 "D м ^20’ сСт . V50, сСт v100> сСт Температура, °C
отдельных фракций суммарный
застыва- ния вспышки
1 2 3 4 40—60 60—70 70—80 80—90 0,37 0,49 0,55 0,65 0,37 0,86 1,41 2,06 0,6900 0,7050 0,7125 0,7308 1,3885 1,3975 1,4018 1,4151 93 95 100 0,55 0,65 0,45 0 50 — — —
5 90—100 1,10 3,16 0,7500 1,4220 102 0,68 0^53 0,58 0,61 0,63 0,66 0 69
6 100—110 1,69 4,85 0,7619 1,4298 104 0,71
7 110—120 1,45 6,30 0,7750 1,4351 106 0,75
8 120—130 2,25 8,55 0,7802 1,4405 107 0,82
9 130—140 2,35 10,90 0,7860 1,4435 НО 0,87
10 140—150 2,88 13,78 0,7900 1,4470 114 0,89 0,51 0,52 0,53 0,55 0 58
11 12 13 150—160 160—170 2,43 2,86 16,26 19,12 0,7944 0,7958 1,4491 1,4500 119 125 0,93 1,03 0,71 0,75 ' — 22
170—180 3,41 22,53 0,7974 1,4510 125 1,19 0^78 <5—70 26
14 180—190 2,21 24,74 0,7999 1,4520 136 1,30 0,85 70 30
10 190—200 2,79 27,53 0,8025 1,4530 140 Н49 0*97 0 66 62 43
10 17 200—210 210—220 3,96 3,48 31,49 34,97 0,8064 0,8100 1,4540 1,4555 146 150 1,69 1,84 1,17 1,23 0,70 0 75 —55 —53 56 62
1о 19 on 220—230 4,29 39,26 0,8170 1,4575 158 2,14 1,38 0 78 46 76
230—240 6,04 45,30 0,8267 1,4624 165 2Л5 1 ^56 087 41 82
0 Т 240—250 9,48 54,78 0,8302 1,4645 173 2’68 1,88 0,С4 1 02 35 87
Z1 250—260 10,75 65,53 0,8370 1,4690 180 2^98 2^05 30 92
Z2 0Q 260—270 5,47 71,00 0,8399 1,4700 185 3’50 2,16 111 25 98
0/1 270—280 7,39 78,39 0,8399 1,4692 199 4,05 2,40 1'25 —20 108
Z4 0£ 280—290 5,73 84,12 0,8368 1,4660 210 5^00 2,61 1'35 — 1Я 116
zo 26 290—300 Остаток 4,52 11,36 88,64 100,00 0,8343 1,4638 218 б;02 3,01 132 ) 1 -ОО 1 126
30. Разгонка
(ИТК) шурчинской нефти в аппарате АРН-2 и характеристика полученных фракций
№ фракции Температура выкипания фракции при 760 мм рт. ст., °C Выход (на нефть), % „20 Р4 п20 м ^20> сСт ^50’ сСт V100’ сСт Температура, °C Содержа - ние серы, %
отдельных фракций суммарный застыва- ния вспышки
1 40—102 2,8 2,8 0,7266 1,4142 97 0,72 — — — — 0,45
2 ' 102—127 3,1 5,9 0,7470 1,4250 108 0,83 — — — — —
3 127—150 3,1 9,0 0,7683 1,4355 120 0,98 0,69 — — — 0,61
4 150—170 3,6 12,6 0,7884 1,4423 132 1,20 0,81 0,56 — — —
5 170—188 3,0 15,6 0,7993 1,4480 145 1,43 1,00 0,60 — 40 0,79
6 188—208 3,4 19,0 1 0,8117 1,4550 151 1,89 1,17 0,72 —— 52 —
7 208—221 3,0 22,0 0,8202 1,4600 164 2,40 1,39 0,80 — 74 1,05
8 221—238 3,0 25,0 0,8301 1,4650 175 3,00 1,70 0,90 — 94 1,17
9 238—250 3,5 28,5 0,8385 1,4690 185 3,70 1,83 1,00 —— 104 —
10 250—264 3,0 31,5 0,8430 1,4725 195 4,55 2,20 1,10 —26 113 1,21
11 264—276 3,5 35,0 0,8490 1,4750 205 5,20 2,62 1,30 —17 122 —
12 276—284 2,3 37,3 0,8510 1,4780 212 5,65 2,81 1,35 —13 126 1,30
13 284—292 2,7 40,0 0,8520 1,4800 220 6,41 3,00 1,45 —10 132 —
14 292—303 3,5 43,5 0,8555 1,4815 232 7,62 3,31 1,60 —7 145 1,37
15 303—312 3,2 46,7 0,8575 1,4830 245 8,66 3,60 1,70 —4 156 —
16 312—322 3,0 49,7 0,8600 1,4850 260 10,00 4,10 1,85 — 1 169 1,55
17 322—332 3,3 53,0 0,8630 1,4855 284 12,70 5,16 2,05 2 195 —
18 332—341 2,8 55,8 0,8650 1,4875 297 15,10 5,81 2,20 4 213 1,61
19 341—350 2,7 58,5 0,, 8670 1,4890 310 19,00 6,91 2,45 5 234 —
20 350—364 2,8 61,3 0,8701 1,4900 328 — 8,00 2,70 7 — 1,73
21 364—382 2,7 64,0 0,8740 1,4920 342 — 9,40 2,95 9 — —
22 382—400 2,5 66,5 0,8775 1,4930 354 — 10,80 3,20 10 — 1,95
23 400—422 3,0 69,5 0,8810 1,4960 370 — 12,95 3,60 12 — —
24 422—448 3,8 73,3 0,8890 1,5010 385 — 14,90 4,20 14 — 2,40
25 448—477 3,2 76,5 0,9010 1,5075 402 — — 5,80 16 — —
26 477—500 3,0 79,5 0,9150 1,5155 418 — — 7,70 18 — 2,88
27 Остаток 20,5 100,0 1,0109 20 6,35
ьэ 31, Разгонка (ИТК) караулбазарской нефти в аппарате АР Н-2 и характеристика полученных фракций
№ фракции Температура вы- кипания фракции при 760 мм ст. рт. °C Выход (на нефть), % Температура, °C
отдельных фракций ‘суммарный и20 nD м V20- сСт V&0. сСт vioo. сСт застывания ВСПЫШКИ Содержа- ние серы, о/ /0
1 40—100 3,06 3,06 0,7060 1,3950 0,57
2 100—110 2,14 5,20 0,7262 1,4020 99 0,64 — 0,010
3 110—120 2,00 7,20 0,7313 1,4129 0,70
4 120—130 2,60 9,80 0,7443 1,4180 111 0,73 — 0,013 0,015 0,076 0 10
5 6 130—140 140—150 2,46 1,94 12,26 14,20 0,7512 0,7573 1,4230 1,4267 115 0,75 0,81 0,55 0,67 — —
7 8 150—160 160—170 2,77 2,81 16,97 19,78 0,7661 0,7707 1,4308 1,4333 126 0,91 0,97 0>1 0,75 — — —
9 10 170—180 180—190 2,82 2,43 22,60 25,03 0,7744 0,7801 1,4359 1,4389 145 1,022 1,04 0,85 0,91 — —60 45
11 190—200 2,67 27,70 0,7854 1,4414 1,14 0,96 0,53 —57
12 200—210 2,51 30,21 0,7900 1,4428 160 1,23 1,01 0,55 —54 57 0 12
13 210—220 3,38 33,59 0,7945 1,4451 — 1,55 1,10 0,61 —50 63
14 220—230 3,35 36,94 0,8040 1,4490 171 1,75 1,20 0^65 71 0 16
15 230—240 3,16 40,10 0,8130 1,4530 174 2,05 1,36 0,67 —36
16 240—250 2,80 42,90 0,8200 1,4579 175 2,50 1,49 0J0 —32 81 0 23
17 250—260 1,76 44,66 0,8242 1,4632 181 2,80 1,60 0,85 —25 0 28
18 260—270 3,20 47,86 0,8301 1,4658 188 3,25 1,80 0,89 —20 0 39
19 270—280 2,74 50,60 0,8340 1,4672 191 3,75 2,04 0,95 —15 100 0,39
20 280—290 2,60 53,20 0,8354 1,4680 195 4,30 2,30 1,01 —10 0,45
21 290—300 2,50 55,70 0,8372 1,4692 204 5,15 2,57 1,05 —7 112
22 300—310 2,80 58,50 0,8403 1,4704 219 5,90 2,95 1,21 —3 0,52 0,63
23 310—320 2,90 61,40 0,8475 1,4730 231 6,76 3,40 1'40 0 126
24 320—330 2,46 63,86 0,8530 1,4770 243 8,30 3,92 1 60 3
25 330—340 2,34 66,20 0,8574 1,4800 252 10,32 4^60 1,84 7 142 0,74 0 80
26 340—350 2,80 69,00 0,8635 1,4835 260 — 5,49 2,12 10 150
27 350—366 3,10 72,10 0,8740 1,4900 286 14,26 7,30 2,50 14 0‘, 84 0 93
28 Зьь—зьЬ 3,70 75,80 0,8830 1,4970 310 18,40 10,10 3,15 19
29 385—409 3,36 79,16 0,8930 1,5010 330 14,40 4,10 21 1 07
30 409—431 3,00 82,16 0,9003 1,5060 353 19,40 5,00 23 1 23
31 431—456 3,20 85,36 0,9090 1,5090 368 6,40 25 1 43
32 456—500 3,14 88,50 0,9192 1,5126 386 8,40 26 I 75
33 Остаток 11,50 100,0 1,0120 — — 28 210 2,'40
32. Разгонка (ИТК) шуртепинской нефти в аппарате АРН-2 и характеристика полученных фракций
№ фракции Температура выкипания фракции при 760 мм рт. ст., °C Выход (на нефть), % „20 Р4 „20 "D м V20. сСт V50. сСт Vioo. сСт Температура, °C Содержа- ние серы, %
отдельных фракций суммарный застывания вспышки
1 46—120 3,00 3,00 0,7456 1,4200 90 0,71 — — — — 0,11
2 120—140 3,10 6,10 0,7639 1,4298 98 0,82 — — — — U, 10
з 140—154 3,00 9,10 0,7741 1,4350 112 0,95 — — — —
4 154—165 3,10 12,20 0,7850 1,4400 120 1,09 — — — — U,2o
5 165 178 3,05 15,25 0,7892 1,4430 129 1,38 0,96 0,63 — — 0,31
6 178—196 3,95 19,20 0,7995 Г,4475 138 1,63 1,09 0,68 <—60 52 0,37
7 196 211 3^50 22,70 0,8089 1,4530 150 1,97 1,29 0,77 —44 60 0,46
§ 211 225 3,50 26,20 0,8173 1,4584 160 2,47 1,52 0,87 —38 77 0,56
9 225—240 3,00 29,20 0,8260 1,4650 165 2,83 1,70 0,94 —33 85 0,68
10 240—254 3^90 33,10 0,8355 1,4685 177 3,23 1,87 1,09 —26 100 0,93
11 254 263 3,10 36,20 0,8410 1,4710 181 4,00 1,98 1,13 —22 115 —
12 263—275 2,95 39,15 0,8443 1,4742 193 4,65 2,44 1,26 —14 126 1,24
13 275 286 3,15 42,30 0,8500 1,4780 203 5,67 2,75 1,40 —8 134 —
14 286 297 3,50 45,80 0,8565 1,4810 226 6,38 3,20 1,53 —4 148 1 >41
15 297 306 2,40 48,20 0,8601 1,4832 228 7,81 3,79 1,68 —1 152 ——
16 306—316 3’40 51,60 0,8679 1,4871 237 9,09 4,20 1,85 2 167 1,77
17 316 326 3,30 54,90 0,8740 1,4910 241 11,62 4,80 2,00 4 177
18 326—337 3,20 58,10 0,8778 1,4942 248 14,28 5,31 2,22 4 189 2,17
19 337 350 3,90 62,00 0,8889 1,5001 266 18,56 6,77 2,64 6 1У8 —
20 350—366 3,00 65,00 0,8920 1,5015 276 — 8,60 2,85 8 202 2,50
21 366—388 3,50 68,50 0,8961 1,5047 290 — 11,40 3,30 10 205 —•
22 388—409' 2,70 71,20 0,8982 1,5065 299 — 13,35 3,71 11 208 2,82
23 409—423 3,00 74,20 0,9025 1,5087 311 — 15,65 4,20 12 211 •
24 423—438 2,80 77,00 0,9060 1,5110 319 — 18,00 4,60 13 213 3,1Ь
25 438—450 2'50 79,50 0,9100 1,5135 329 — 19,55 5,25 14 211 3,37
26 450—475 4,00 83,50 0,9205 1,5170 348 — — 6,60 15 230 —
27 475—500 3,20 86,70 0,9330 1,5220 363 — — 8,30 16 244 3,75
28 Остаток 13,3 100,0 0,9883 18 259 5,50
33. Разгонка (ИТК) карактайской нефти в аппарате АРН-2 и характеристика
№ фракции Температура выкипания фракции при 760 мм рт. ст., °C Выход (на нефть), % о20 Р4 /г20 nD м v20> сСт v50- сСт v100’ сСт Температура, °C Содержа |ние серы %
отдельных фракций суммарны!
застывани я вспышки
1 40—89 2,14 2,14 0,6861 1,3943 88 0,63 0,73 0,86 1,09 1,31 1,61 1,86 2,08 2,52 2,81 3,33 4,00 4,91 5,50 6,58 7,50 8,60 9,90 12,90 15,40 20,10 24,50 28,80 34,60 85,60 —
2 89—114 2,06 4,20 0,7220 1,4128 99 — —35 0,02
3 114—144 2,38 6,58 0,7460 1,4245 106 — —20 0,05
4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 144—165 165—183 183—200 200—208 208—222 222—235 235—246 246—258 258—270 270—282 282—292 292—302 302—312 312—322 322—333 333—344 344—353 353—363 363—373 373—383 383—393 393—403 403—407 Остаток 2,41 2,66 2,75 1,44 2,78 2,64 2,62 2,37 2,65 2,90 2,43 2,84 2,20 2,86 2,02 2,56 2,78 1,47 2,83 1,11 2,00 0,81 1,11 41,18 8,99 11,65 14,40 15,84 18,62 21,26 23,88 26,25 28,90 31,80 34,23 37,07 39,27 42,13 44,15 46,71 49,49 50,96 53,79 54,90 56,90 57,71 58,82 100,0 0,7706 0,7925 0,8108 0,8186 0,8255 0,8326 0,8391 0,8466 0,8561 0,8594 0,8610 0,8620 0,8631 0,8647 0,8697 0,8794 0,8848 0,8870 0,8907 0,8921 0,8951 0,9022 0,9065 1,4340 1,4422 1,4538 1,4662 1,4732 1,4753 1,4770 1,4795 1,4810 1,4814 1,4815 1,4818 1,4828 1,4841 1,4878 1,4920 1,4962 1,4988 1,4994 1,5000 1,5000 1,5029 1,5048 123 136 140 142 146 150 154 160 169 174 186 193 197 200 208 217 232 240 258 266 280 298 0,81 0,89 1,05 1,20 1,35 1,50 1,66 1,96 2,16 2,56 2,76 3,24 3,53 3,81 4,25 5,10 5,95 6,80 8,20 9,20 11,10 14,00 16,50 0,53 0,58 0,66 0,75 0,78 0,87 0,93 1,01 1,12 1,22' 1,43 1,50 1,57 1,77 1,89 2,12 2,34 2,76 3,00 3,14 3,46 3,78 4,20 <—62 —58 —54 —50 —42 —35 —30 —21 —18 —14 —8 —4 0 4 7 10 12 14 15 16 —12 0 12 25 37 51 54 80 95 107 118 126 132 136 140 145 151 158 164 185 220 242 276 300 0,06 0,11 0,14 0,16 0,22 0,31 0,41 0,45 0,54 0,85 1,16 1,24 1,33 1,46 1,68 1,93 2,32 2,43 2,45 2,42 2,40 2,30 2,13
3,05
фракций
(ИТК) айританской
нефти
АРН-2
34. Разгонка
и характеристика полученных
аппарате
в
№ фракции Температура выкипания фракции при 760 мм рт. ст., °C Выход (на нефть), % р|° „20 "D Л4 ^20» сСт V50. сСт V100, сСт Температура, °C Содержа- ние серы, %
отдельных фракций суммарный застывания вспышки
1 Газ до С4 0,6 0,6 : ___
2 28—82 3,2 3,8 0,7029 1,3930 — 0,95 — — — — 0,010
3 82—120 4,5 8,3 0,7335 1,4100 100 1,10 — — — — —
4 120—142 3,0 11,3 0,7500 1,4210 104 1,20 — — — 9 0,012
5 142—172 3,8 15,1 0,7690 1,4311 117 1,27 0,82 0,55 — 20 —
6 172—199 3,8 18,9 0,7905 1,4405 126 1,45 1,00 0,65 <—60 36 0,025
7 199—230 3,7 22,6 0,8095 1,4510 143 2,Н 1,35 0,75 —36 46 —
8 230—252 3,5 26,1 0,8220 1,4580 154 2,81 1,85 0,88 —27 55 0,03
9 252—272 3,7 29,8 0,8310 1,4630 164 3,89 2,25 1,10 —19 70 0,04
10 272—292 3,4 33,2 0,8407 1,4670 191 5,31 2,80 1,41 —10 101 0,05
И 292—308 2,9 36,1 0,8478 1,4708 209 6,75 3,45 1,62 —5 ИЗ 0,07
12 308—324 3,5 39,6 0,8545 1,4745 226 8,30 4,30 1,80 —2 120 0,11
13 324—340 4,0 43,6 0,8605 1,4790 236 10,50 5,65 2,27 5 131 0,13
14 340—350 2,5 46,1 0,8675 1,4820 253 13,40 6,55 2,60 15 138 0,14
15 350—364 2,8 48,9 0,8710 1,4845 270 — 7,30 2,99 22 150 0,15
16 364—380 3,1 52,0 0,8750 1,4869 293 — 9,25 3,40 26 162 0,17
17 380—399 3,4 55,4 0,8800 1,4900 314 — 14,11 4,12 30 177 0,19
18 399—419 3,0 58,4 0,8851 1,4930 334 — 18,75 4,82 33 188 0,21
19 419—436 3,3 61,7 0,8910 1,4960 350 — 23,00 5,72 36 197 0,23
20 436—457 3,7 65,4 0,8965 1,5000 378 — — 7,00 39 — 0,26
21 457—469 2,5 67,9 0,9005 1,5015 397 — — 7,90 42 — 0,27
22 469—480 2,7 70,6 0,9040 1,5035 417 — — 9,00 44 — 0,29
23 Остаток 29,4 100,0 1,0327 0,51
35. Разгонка (ИТК) западно-палванташской нефти в аппарате АРН-2 и характеристика полученных фракций
№ фракции Температура выкипания фракции при 760 мм рт. ст., °C Выход (на нефть), % „20 Р4 л20 м ^20> сСт V50- сСт V100» сСт Температура, °C Содержа- ние серы, %
отдельных фракций суммарный застывания , вспышки
1 Газ до С4 1,40 1,40
2 28—63 3,30 4,70 0,6518 1,3788 — 0,47 0 007
3 63—91 3,68 8,38 0,7016 1,3992 __ 0,64
4 91—111 3,16 11,54 0,7240 1,4082 103 0,68 0,68 0,009
5 111—130 2,96 14,50 0,7355 1,4148 116 0,87 0,75 -
6 130-150 3,20 17,70 0,7499 1,4219 126 1,02 0,80 0 01
7 150—166 2,90 20,60 0,7625 1,4298 136 1,26 0,93 0,90 <—60
8 166—1'87 3,24 23,84 0,7725 1,4352 145 1,41 1,21 0,75 '—57 30 0 01
9 187—210 3,96 27,80 0,7840 1,4419 158 1,77 1,36 0,85 —47 32
10 210—232 3,45 31,25 0,7922 1,4499 173 2,32 1,73 1,34 —37 36 0 02
11 232—244 3,41 34,66 0,8002 1,4538 183 2,85 2,И 1,09 —27 40
12 244—268 3,22 37,88 0,8060 1,4556 192 3,78 2,46 1,23 —19 45 0,03
13 268—278 2,78 40,66 0,8100 1,4566 210 4,51 3,04 1,46 — 12 49
14 278—296 3,20 43,86 0,8130 1,4581 222 6,07 3,42 1,58 —8 50
15 296—314 3,04 46,90 0,8173 1,4601 232 7,34 4,60 1,99 —1 67
16 314—336 3,91 50,81 0,8240 1,4651 244 9,89 5,56 2,30 8 90
17 336—350 3,49 54,30 0,8320 1,4695 256 15,12 6,75 2,60 14 120 -
18 350—377 3,11 57,41 0,8400 1,4721 268 8,15 3,00 18 132
19 377—385 3,50 60,91 0,8490 1,4740 282 9,50 3,44 22 149
20 385—401 3,27 64,18 0,8561 1,4755 296 10,50 3,82 25 165
21 401—420 3,32 67,50 0,8615 1,4770 309 12,30 4,25 28 178
22 420—437 3,15 70,65 0,8672 1,4790 321 15,00 4,68 29 192
23 43/—454 3,75 74,40 0,8725 1,4820 332 17,60 5,15 32 201
24 454—469 2,90 77,30 0,8765 1,4865 340 5,58 37 207
25 469—483 4,52 81,82 0,8810 1,4895 377 6,10 43 209
26 483—500 4,18 86,00 0,8865 1,4925 353 48 212 0 24
27 Остаток 14,00 100,00 0,9750 — — — — — 0^56
36. Разгонка
(ИТК) андижанской нефти в аппарате; АРН-2
и характеристика полученных фракций
№ фракции Температура выкипания фракции при 760 мм рт. ст., °C Выход (на нефть), % р24° „20 nD м V20. сСт V50, сСт V100, сСт Температура, °C Содержа- ние серы, %
отдельных фракций суммарный застыва- ния вспышки
1 2 Газ до С4 28—67 1,40 3,10 1,40 4,50 0,6511 1,3731 79,0 0,55 . — — — 0,002
3 67—97 3,16 7,66 0,7150 1,3990 109,0 0,61 — — — — 0,007
4 97—120 3,24 10,90 0,7360 1,4108 114,0 0,71 — —— — — 0,007
5 120—139 2,75 13,65 0,7540 1,4210 117,1 0,84 0,73 0,44 — — 0,009
6 139—157 3,00 16,65 0,7676 1,4280 122,5 0,98 0,70 0,49 — 21 0,018
7 157—179 3,25 19,90 0,7835 1,4361 135,5 1,17 0,80 0,53 <—60 31 0,02
8 179—203 3,29 • 23,19 0,7971 1,4424 152,4 1,54 1,01 0,67 —60 42 0,03
9 203—220 2,81 26,00 0,8111 1,4509 160,6 2,04 1,24 0,75 —50 55 0,04
10 220—242 3,20 29,20 0,8210 1,4569 174,4 2,63 1,55 0,88 —40 70 0,04
11 242—263 3,70 32,90 0,8275 1,4602 186,7 3,34 2,14 1,04 —34 85 0,06
12 263—278 2^0 35,50 0,8330 1,4629 197,6 4,61 2,50 1,20 —22 99 0,07
13 278—291 3,10 38,60 0,8375 1,4640 213,6 6,80 3,10 1,45 —15 110 0,07
14 291—303 2,50 41,10 0,8400 1,4672 223,5 8,60 3,70 1,70 —10 118 0,09
15 303—320 2^80 43'90 0,8440 1,4722 241,0 11,40 4,70 2,00 —4 128 0,12
16 320—338 3,25 47,15 0,8490 1,4780 240,0 14,20 5,75 2,30 4 140 0,14
17 338—356 3,50 50,65 0,8530 1,4809 260,0 19,20 7,10 2,60 10 155 0,17
18 356—368 3'45 54,10 0,8612 1,4845 277,0 — 8,90 3,00 14 173 —
19 368—384 3,35 57,45 0,8680 1,4862 287,0 — 10,40 3,26 16 186 —
20 384—398 2,98 60,43 0,8741 1,4879 296,0 — 11,80 3,50 19 196 0,91
21 398—417 3,00 63,43 0,8790 1,4900 303,0 — 13,40 4,00 22 — —
22 417—436 3,30 66,73 0,8845 1,4921 309,0 — 15,70 4,90 25 — —
23 436—456 3,20 69,93 0,8900 1,4950 318,0 — 17,70 5,90 30 — 1,08
24 456—477 3,15 73,08 0,8940 1,4965 331,0 — — 8,30 36 — —
25 477—500 2,92 76,00 0,8965 1,4980 348,0 — — 10,90 41 230 1,23
26 Остаток 24,00 100,00 0,9573 —. — .— — — — — 1 ,30
да 37. Разгонка* (ИТК) южно-аламышикской нефти в аппарате АРН-2 и характеристика полученных фракций
№ фракции Температура выкипания фракции при 760 мм. рт. ст., °C Выход (на нефть), % о20 Р4 „20 nD м v20. сСт v50* сСт ^юо> сСт Температура, °C Содержа- ние серы, %
отдельных фракций суммарный застыва- ния ВСПЫШКИ
1 Газ до С4 0,30 0,30
2 28—114 3,23 3,53 0,7536 1,4270 — 0,48 \ — — — 0,014
3 114-135 3,57 7,10 0,8007 1,4512 111 0,61 — — — — —
4 135—151 3,57 10,67 0,8191 1,4620 112 0,71 — — — 25 0,02
5 151 — 168 3,63 14,30 0,8255 1,4642 123 0,87 — — — 34 —
6 168—193 3,81 18,11 0,8303 1,4644 142 0,96 — — — 44 0,02
7 193—213 3,89 22,00 0,8393 1,4689 157 1,45 0,87 — — 56 —
8 213—240 4,10 26,10 0,8567 1,4778 167 1,93 1,14 0,61 — 73 0,02
9 240—257 3,30 29,40 0,8666 1,4852 177 2,58 1.48 0,79 — 83 —
10 257—275 4,20 33,60 0,8724 1,4880 179 3,51 1,75 0,92 — 91 0,03
И 275—290 3,80 37,40 0,8771 1,4910 193 3,95 1,98 0,97 — 97 —
12 290—308 3,80 41,20 0,8740 1,4850 198 4,97 2,24 1,05 <—60 103 0,04
13 308—324 3,67 44,87 0,8654 1,4826 222 9,58 4,00 1,73 —44 НО —
14 324—338 3,49 48,36 0,8661 1,4820 240 12,08 4,79 2,10 —32 116 —
15 338—350 3,04 51,40 0,8735 1,4860 242 15,90 6,31 2,30 —23 122 0,04
16 350—359 3,45 54,85 0,8780 1,4862 270 22,20 7,70 2,70 —16 130 0,08
17 359—378 3,57 58,42 0,8805 1,4870 286 — 9,50 3,20 —7 139 0,10
18 378—389 3,68 62,10 0,8810 1,4880 309 13,15 4,00 4 146 0,11
19 389—418 3,59 65,69 0,8815 1,4890 332 — 17,00 4,85 14 157 0,14
20 418—448 3,77 69,46 0,8820 1,4895 352 — 22,50 6,00 27 166 0,18
21 448—461 3,88 73,34 0,8825 1,4900 377 — 29,40 7,70 35 172 0,24
22 461—500 4,16 77,50 0,8827 1,4900 401 — — 9,30 42 180 0,33
23 Остаток 22,50 100,00 0,9347 0,34
38. Разгонка
(ИТК) наманганской нефти в аппарате АРН-2
и характеристика полученных фракций
№ фракции Температура выкипания фракции при 760 мм рт. ст., °C Выход (на нефть), % 90 р4 л20 D м _ V20. сСт ^50. сСт V100> сСт Температура, °C Содержа- ние серы, %
отдельных фракций суммарный застыва- ния вспышки
1 Газ до С4 1,20 1,20 — — —. —. — —
2 28—70 3,06 4,26 0,6802 1,3930 — 0,55 — —• —- — 0,010
3 70—87 3,37 7,63 0,7075 1,4020 — 0,61 — — — —33 0,015
4 87—103 3,07 10,70 0,7321 1,4120 — 0,68 — — —- —17 0,017
5 103—124 3,50 14,20 0,7469 1,4193 — 0,77 0,59 — — 1 0,022
6 124—141 3,45 17,65 0,7657 1,4274 — 0,87 0,62 — — 16 0,025
7 141—158 3,40 21,05 0,7743 1,4324 125 0,97 0,72 — — 28 0,027
8 158—179 3,70 24,75 0,7858 1,4374 133 1,16 0,87 0,54 — 44 0,029
9 179—200 2,95 27,70 0,7940 1,4426 140 1,55 1,02 0,62 — 55 0,030
10 200—220 3,50 31,20 0,8041 1,4499 146 2,01 1,26 0,74 — 67 0,032
11 220—241 4,00 35,20 0,8210 1,4578 154 2,47 1,54 0,82 — 80 0,033
12 241—256 3,00 38,20 0,8260 1,4635 163 3,15 1,90 1,00 — 95 0,040
13 256—276 3,20 41,40 0,8310 1,4658 174 4,21 2,21 1,12 — 107 0,044
14 276—293 3,30 44,70 0,8345 1,4681 188 5,36 2,64 1,25 —8 114 0,065
15 293—308 3,50 48,20 0,8380 1,4710 207 7,29 3,18 1,55 —4 117 0,110
16 308—327 4,00 52,20 0,8446 1,4740 218 9,51 4,26 1,75 . —1 121 0,220
17 327—350 4,80 57,00 0,8527 1,4772 231 12,45 5,17 2,25 8 123 0,370
18 350—378 3,25 60,25 0,8570 1,4800 253 — 6,65 2,60 17 132 0,500
19 378—400 3,75 64,00 0,8635 1,4845 276 — 9,05 3,10 21 147 0,650
20 400—418 2,65 66,65 0,8723 I,4920 297 — 12,10 3,70 23 — 0,750
21 418—441 3,00 69,65 0,8810 1,4980 321 — 15,80 4,50 26 — 0,890
22 441—463 3,05 72,70 0,8880 1,5015 346 — 21,90 5,55 28 — 1,100
23 463—480 2,90 75,60 0,8955 1,5052 372 — 27,80 6,45 30 — 1,320
24 480—500 3,10 78,70 0,9040 1,5092 396 — — 7,35 32 — 1,600
25 Остаток 21,30 100,0 0,9710 1 ,vzU
9. Разгонка (ИТК) киргизской нефти в аппарате АРН-2 и характеристика полученных фракций
Б. ГАЗОКОНДЕНСАТЫ УЗБЕКСКОЙ ССР
ШСГОрОЖДСПИП «7
Все изученные конденсаты маловязкие, имеют низкие температуры застыва-
хание серы весьма малое.
изученных конденсатов является адамташский (р|° 0,7018),
---------„ уЧКырСкие, которые по плотности прибли-
-----------. ЮЖН0.Мубарекские и ходжи-
-----------------------------------се_
В справочнике представлены данные по исследованию газоконденсатов
13 месторождений Узбекистана.
Е_____„ .... ----------- ---------------------------------------------
ния и вспышки, содержание серы весьма малое.
Самым легким из i —с
наиболее тяжелыми — газлинский и
жаются к легким нефтям.
Различен фракционный состав конденсатов:
абадский (XIX горизонт) выкипают в основном до 200 °C, а шахпахтинский.
веро-сохский (XXV горизонт) и ходжиабадский (XXVIII горизонт) имеют конец
кипения около 300 °C.
Исследование группового углеводородного состава конденсатов показало
большое разнообразие в распределении отдельных групп углеводородов в них.
Во многих конденсатах преобладают парафиновые углеводороды. К числу их
относятся южно-мубарекские, адамташский, шуртепинский и шахпахтинский. Со-
держание парафиновых углеводородов во фракции н. к. — 200 °C находится
в пределах 64—79%.
Газлинский, учкырские и северо-сохские конденсаты характеризуются высо-
ким содержанием ароматических углеводородов (20—36% во фракции н. к. —
200 °C), благодаря чему могут быть рекомендованы для выделения из них низ-
комолекулярных ароматических углеводородов.
В южно-мубарекских, северо-мубарекском, ходжиабадских и шахпахтинском
конденсатах высокое содержание нафтеновых углеводородов (19—38% на фрак-
цию н. к. — 200°C). Эти конденсаты являются ценным сырьем для процессов
каталитического риформинга. Выход фракций, служащих для производства бен-
зола, составляет от 4 до 19, толуольной — от 19 до 45 и широкой фракции —
от 30 до 70%.
Данные по групповому углеводородному составу показывают, что конденса-
ты являются ценным сырьем для нефтехимической промышленности.
Дистилляты бензиновых фракций с различными интервалами выкипания из
всех конденсатов могут служить лишь компонентами при производстве авиа-
ционных и автомобильных бензинов.
6—160
Оо
ю
Конденсат Горизонт Глубина перфорации, м № скважины Р4° v20> с Ст кинденсатов Температура, °C Давление насыщен- ных паров (при 38 °C) мм рт. ст. Содержа- ние серы, % Кислот- ность, мг кон на 100 мл конденсата
застывани$ без термо- обработки ,1 вспышки в закрытол тигле
Газлинский хп-хш — Смесь 0,7800 1,17 <—60 —27 113 0,04 0
Учкырский XIV — 6 0,7835 1,09. То же —25 112 0,02 0
Учкырский XV — Смесь 0,7926 1,19 » —7 103 0,30 7,60
Южно-мубарекский XII — 19 0,7238 0,97 » <—35 330 0,01 0
Южно-мубарекский XIII — 16 0,7184 0,91 » <—35 328 0,02 0
Северо-мубарекский XVIII 2099 35 0,7672 1,13 —42 —22 109 0,03 0
Шуртепинский XII — Смесь 0,7523 1,01 <—60 —20 97 0,04 0
Адамташский XV — 2 0,7018 0,74 То же —35 494 0,05 0
Северо-сохский XVIII — Смесь 0,7374 0,75 » <—35 314 0,10 1,85
Северо-сохский XXV — 110-111 0,7781 1,22 —33 <—30 170 0,05 2,56
Ходжиабадский XIX — 367 0,7490 0,82 <—60 —35 125 0,02 0
Ходжиабадский XXVIII 2416—2404 688 0,7414 0,94 -53 <—50 507 0,04 2,20
Шахпахтинский I j 11 0,7766 2,20 —38 —32 77 0,01 0
ГОСТ 2177—66
по
Конденсат Горизонт Н. К., _ °C Отгоняется (в %) до температуры, °C
120 140 150 160 180 200 220 240 260 280 300
хп-хш 80 37 67 76 81 91 93 94 — — — —
XIV 66 36 56 63 67 75 82 89 92 — —
Учкырский Учкырский XV 87 20 40 49 55 66 74 82 89 92 —
Южно-мубарекский XII 48 61 75 81 84 91 93 —
Южно-мубарекский XIII 46 58 72 78 83 91 — —
Северо-мубарекский XVIII 84 32 48 55 60 70 78 84 89 93 9о
Шуртепинский XII 92 16 39 48 58 72 84 91 93
Адамташский XV 38 69 78 80 84 89 91 93
Северо-сохский XVIII 48 56 69 74 79 83 86 90 93
Северо-сохский XXV 50 24 36 42 48 57 66 74 82 88 94
Ходжиабадский XIX 78 57 79 87 91 93 — — —
Ходжиабадский XXVIII 39 42 55 62 65 72 77 81 85 89 92 93
Шахпахтинский I 120 0 5 8 10 28 47 62 78 89 95
00
• 42. Сс, газо, (до С.), р,с,,ореи„ , , в„„окипящи угде„дор(|д011
Фракция Выход (на конденсат) % Содержание индивидуальных углеводородов, вес. %
сн4 СгНб СзНв изо-С4Н10 н-С4Н10 «30-С5Н12 «-С5Н12
До С4 До с5 0,4 0,5 У ч к ы р 5,66 4,24 : к и й конд 15,32 11,51 е н с а т (XV 31,44 23,63 горизонт 29,03 21,82 18,55 13,94 15,76 9,10
До С4 1,9 С е в ( р о-м у б а р 35,18 гкский ко 13,03 н д е н с а т 50,16 1,63 | — —
До с4 До с5 0,1 0,2 Ш 4,94 3,83 уртепинс 14,81 11,49 КИЙ КОНДЕ 34,57 26,82 н с а т 16,05 12,45 29,63 1 22,99 14,76 7,66
Север о-с охский конденсат
До С4
До с5
До С4
Д° С5
0,7
0,9
3,6
4,0
2,22
1,75
12,44
9,82
28,01
22,11
(XXV горизонт)
25,33
20,00
32,00
25,26
15,44
5,62
X о д ж и а б а д с к и й конденсат
— 8,44
— 7,54
35,66
31,86
(XXVIII горизонт)
19,98
17,85
35,92
32,09
00
вес. %) в конденсатах
Отгоняется до температуры, °C Газлинский Учкырскнй (XIV горизонт) Учкырскнй (XV горизонт) J Южно-мубарек- скнй (XII горизонт) Южно-мубарек- < ский Ч (XIII горизонт) Северо-мубарек- СКИЙ 1 Шуртепинский Адамташский ; Северо-сохский | (XVIII горизонт) Северо -сохский (XXV горизонт)
28 0,5 1,9 0,2 — — 0,9
(газ до С4) 60 1,4 3,5 2,0 9,7 10,4 3,7 1,7 23,5 14,0 2,8
62 2,7 3,8 2,1 10,4 11,1 4,5 3,0 24,5 14,3 3,5
70 4,5 4,5 3,4 15,5 14,5 7,4 4,2 30,0 19,5 5,4
80 7,5 7,5 5,8 20,5 20,0 11,5 6,2 36,0 26,0 9,4
85 11,4 10,0 6,8 24,0 21,4 14,5 7,3 38,0 30,0 12,5
90 12,5 12,0 7,9 27,5 27,0 17,4 8,0 42,5 33,5 15,9
95 16,5 15^0 10,5 30,3 31,2 21,2 11,6 46,2 37,1 17,8
100 20,5 19,5 12,6 37,0 36,0 25,9 15,9 50,5 41,0 19,9
105 26,5 25,0 17,5 42,5 40,0 29,6 19,0 53,0 45,0 22,5
НО 32,0 31,0 20,6 47,5 45,0 33,4 22,1 56,5 48,0 23,9
120 45,2 41,3 25,8 55,0 51,5 40,5 28,9 60,0 55,1 28,4
122 46,6 41,0 27,7 55,7 54,2 42,1 30,2 62,7 57,1 29,4
130 51,0 46,0 32,4 63,5 58,0 48,1 36,5 66,2 62,0 32,9
140 58,0 52,5 40,8 70,0 65,0 54,2 43,6 72,5 66,5 38,4
145 61,0 55,0 44,8 72,0 68,0 55,0 47,6 74,0 68,5 40,7
150 66,0 57,0 47,0 78,1 . 71,0 59,0 50,7 75,5 70,5 42,9
160 71,0 62,5 53,7 80,0 75,0 63,3 58,6 78,6 73,5 47,4
170 76,0 66,5 58,7 84,0 80,0 67,5 66,2 81,5 76,8 51,9
180 82,0 70,0 64,5 87,0 85,0 70,9 73,2 84,5 80,0 55,9
190 86,0 74,5 68,2 90,5 88,0 75,5 79,1 85,5 83,0 60,4
200 90,0 77,7 72,6 92,5 91,0 78,4 83,7 86,5 86,0 64,0
210 75,5 — — 81,1 88,2 — 88,0 68,4
220 79,5 — — 83,8 90,2 — — 73,1
230 83,3 — — 86,5 — — — 77,4
240 87,0 — — 89,1 — — — 81,4
250 — — 90,5 — — 91,5 — — — 85,6
6,35
4,31
»—< La
М Я
«5
хо л
я р
X &
'о 12
«*2
S
X
и
X
S
й
63
в
й
а
4,0
4,1
7,5
17,5
23,0
30,0
37,5
45,0
49,5
58,0
67,5
70,0
78,0
86,0
88,0
90,0
92,0
93,0
93,4
4,0
Н,1
12,3
15,9
19,0
22,5
25,0
28,5
32,5
35,7
39,0
45,7
47,0
52,0
57,0
59,5
62,0
66,0
69,5
73,0
76,5
80,1
82,1
83,6
85,1
86,4
87,6
0,2
0,5
0,8
1,2
1,6
2,2
2,8
4,5
5,0
6,8
9,6
11,4
13,3
18,5
24,1
29,4
36,0
43,2
51,6
59,2
67,4
71,4
75,0
44. Характеристика фракций, выкипающих до 200 °C
Температура, °C Выход (на конден- сат), % р420 Фракционный состав, °C Содержание серы, % Кислотность, мг КОН на 100 мл фракции Давление насы- щенных паров (при 38 °C), мм рт. ст.
Н. К. | %01 50% 90%
Газлинский конденсат
Н. к,—62 2,7 0,6569 29 37 47 69 0 495
Я. к,—85 И,4 0,6984 55 -63 72 83 0 388
н. к,—150 66,0 0,7542 69 84 103 130 0,03 0
я. к,—180 82,0 0,7666 82 103 122 157 0,04 0 185
Учкырский конденсаз (XIV горизонт)
и. к.—62 3,8 0,6602 26 28 44 67 0
н. к,—85 10,0 0,7084 43 53 65 79 . 0 '447
н. к,—150 57,0 0,7683 68 91 111 136 0,02 0
я. к,—180 70,0 0,7714 71 94 116 156 0,03 0 136
Учкырский конденса г (XV горизонт'
я. к.—62 2,1 0,6804 —.
н. к.—85 6,8 0,7194 52 59 69 85 0,24
в. к,—150 17,0 0,7742 82 97 113 138 0,15 1,57 100
н. к,—180 64,5 0,7783 88 101 126 168 0,19 2,23 81
н. к,—200 72,6 0,7807 93 104 136 174 0,20 2,68 55
Ю ж н о -м у б а рекский конденса т (XII горизонт)
я. к.—62 10,4 0,6391 27 33 42 60 0
н. к.—85 24,0 0,6651 34 46 60 82 0 492
н. к,—150 78,1 0,7125 46 76 99 126 0,01 0 210
в. к,—180 87,0 0,7160 47 76 107 149 0,01 0 195
Южно-мубарекский конденсат (XIII горизонт)
н. н. н. н. к.—62 к.—85 к,—150 к,—180 П,1 21,4 71,0 85,0 0,6376 0.6646 0,6985 0,7114 31 38 44 46 39 47 72 74 52 60 101 112 63 73 136 153 0,01 0,01 0 0 0 0 540 260 195
С е в е р о-м убарекский конденсат
н. к,—62 4,5 0,6583 — 0.
в. к.—85 14,5 0,6989 50 60 70 84 Следы 0
я. к.—120 40,5 0,7344 67 80 94 108 0
н. к,—150 59,0 0,7469 75 92 108 133 0
н. к,—180 70,9 0,7489 78 94 118 155 0
я. к,—200 78,4 0,7565 79 97 122 170 0,002 0 119
Продолжение табл. 44
Температура, °C ! Выход (на кон- денсат), % Р24° Фракционный состав, °C Содержание серы, % Кислотность, мг КОН на 100 мл фракции Давление насы- щенных паров (при ,38 °C), мм рт. ст.
н. к. 10% 50% 90%
Шуртепинский конденсат
н. к.—62 3,0 0,6430 — .— — — — 0 —
н. к.—85 7,3 0,6831 44 54 72 85 Следы 0 —-
н. к—150’, 50,7 0,7256 67 89 118 142 » 0 102
н. к.—180 73,2 0,7397 80 98 125 166 0,02 0 80
н. к.—200 83,7 0,7438 92 109 139 179 0,03 0 56
Адамташский конденсат
н. к.—62 24,5 0,6402 28 34 45 64 — 0 832
н. к.—85 38,0 0,6550 31 40 55 79 — 0 655
н. к.—160 75,5 0,6971 46 60 87 130 0,05 0 351
н. к.—180 84,5 0,6993 49 63 95 143 0,04 0 351
С е в е р о -сохский конденсат (XVIII горизонт)
н. к.—62 14,3 0,6502 33 37 46 66 — 0 694
н. к.—85 30,0 0,6897 42 53 66 81 — 0 434
н. к.—160 70,5 0,7295 54 78 104 143 0,02 0 214
н. к.—180 80,0 0,7312 57 81 111 155 0,02 0 210
Север э-сохский конденсат (XXV горизонт)
н. к.—120 28,4 0,7666 61 71 96 113 0,02 0 1^—
н. к.—140 38,4 0,7714 62 72 104 130 — — —
н. к.—150 42,9 0,7700 63 74 111 143 0,02 1,10 183
н. к.—180 55,9 0,7705 64 80 119 161 0,02 1,36 122
н. к,—200 64,0 0,7708 65 83 128 179 0,04 1,90 115
X о д ж и а б адс к ий конденсат ( XIX г 0 р И 3 о н т)
н, к.—62 4,1 0,6580 35 43 52 66 — 0 554
н. к.—85 23,0 0,6921 51 60 68 79 — 0 286
н. к,—160 92,0 0,7464 77 94 109 136 0,03 0 136
Ходжиабадский конденсат (XXVIII горизонт)
н. к,—120 45,7 0,7114 40 59 Г 89 112 0,02 0,85 220
н. к,—140 57,0 0,7188 44 62 1'92 122 — — 217
н. к.—150 62,0 0,7227 50 67 197 132 — —. 215
н. к,—180 73,0 0,7310 53 71 108 164 — —. 194
н. к.—200 80,1 0,7371 58 77 112 174 0,03 0,85 184
Шахпахтинский конденсат
н. к,—120 2,8 0,7256 86 94 101 114 — 0
н. к,—150 13,3 0,7333 105 115 125 140 — 0 —
н. к,—180 29,4 0,7395 111 126 150 173 — 0
н. к.—200 43,2 0,7534 115 138 159 182 0,007 0 0
87
45. Групповой углеводородный состав фракций, выкипающих до 200 °C
Темпера- тура отбора, °C Выход (на конден- сат), % Р24° л20 nD Содержание углеводородов, % |
аромати- ческих нафте- новых парафиновых
всего нормаль- ного строения изострое* НИЯ -
Газлинский конденсат
я. к.—60 1,4 0,6770 1,3820 6 14 80
60—95 15,1 0,7340 1,4138 20 34 46
95—122 30,1 0,7640 1,4302 26 52 22 —
122—150 19,4 0,7848 1,4425 40 26 34
150—175 12,0 0,7875 1,4448 33 33 34
175—200 12,0 0,7912 1,4452 28 37 35 —
я. к.—200 90,0 0,7775 1,4380 29 38 33 —
Учкырский конденсат (XIV горизонт)
я. к.—60 3,5 0,6650 1,3739 10 7 83
60—95 11,5 0,7141 1,4172 22 40 38
95—122 26,0 0,7710 1,4350 33 40 27 —
122—150 16,0 0,7935 1,4461 38 30 32
150—175 П,2 0,7940 1,4470 38 35 27 —
175—200 9,5 0,7942 1,4475 25 37 38
я. к.—200 77,7 — — 31 35 34 —
Учкырский конденсат ( XV горизонт)
28—60 1,5 0,6800 1,3830 Следы 32 68
60—95 9,0 0,7389 1,4120 24 31 45
95—122 17,2 0,7763 1,4340 35 30 35 —
122—150 19,3 ' 0,7937 1,4449 41 17 42
150—175 14,6 0,7982 1,4480 34 12 54 __
175—200 11,0 0,8042 1,4505 30 16 54
28—200 72,1 0,7807 1,4350 34 22 44 —
Южно-мубарекский конденсат (XII горизонт)
н. к.—60 9,7 0,6520 1,3680 — 3 97
60—95 20,6 0,6910 1,3912 4 37 59
95—122 25,4 0,7240 1,4080 5 48 47
122—150 22,4 0,7405 1,4165 12 28 60
150—175 8,2 0,7551 1,4253 15 23 62
175—200 6,2 — — —
н. к.—200 92,5 — — 6 30 64 —
Ю ж н о-м убарекский конденсат (XIII горизонт)
я. к.—60 10,4 0,6500 1,3660 2 98
60—95 20,8 0,6951 1,3923 1 21 78
95—122 23,0 0,7225 1,4070 6 43 51
122—150 16,8 0,7330 1,4140 6 28 66
-450—175 12,1 0,7449 1,4221 10 22 68
175—200 7,9 0,7651 1,4304 13 25 62
и. к.—200 91,0 — — 5 26 69 — —
58
Продолжение табл. 45
Темпера- тура отбора, °C Выход (на конден- сат), % Р24° „20 Содержание углеводородов, %
аромати- ческих нафте- новых парафиновых
всего нормаль- ного строения изострое- ния
Север о-м убарекский конденсат
28—60 60—95 95—122 122—150 150—200 28—200 1,8 17,5 20,9 16,9 19,4 76,5 0,6579 0,7119 0,7551 0,7737 0,7810 0,7565 1,3710 1,4012 1,4245 1,4340 1,4368 1,4260 9 18 24 20 17 45 46 22 16 32 100 46 36 54 64 51 40 15 14 20 60 31 22 34
28—60 1,5 Шур 0,6422 тепино 1,3749 < и й кон д е н с а т 100
60—95 9,9 0,7015 1,3945 5 33 62 —- —— •
95—122 18,6 0,7303 1,4084 6 30 64 —
122—150 20,5 0,7457 1,4191 13 22 65 — —
150—175 19,0 0,7665 1,4295 15 18 67 — —
175—200 14,0 0,7813 1,4369 19 16 65 — —
28—200 83,5 0,7438 1,4175 12 22 66 — —
н. к.—60 23,5 Ада 0,6308 мта пт с f 1,3560 с и й кон д е н с 14 а т 86
60—95 22,7 0,6977 1,3925 5 14 81 — ——
95—122 16,5 0,7206 1,4060 8 29 63 — —
122—150 12,8 0,7413 1,4180 19 14 67 — —
150—175 6,5 0,7563 1,4265 22 6 72 — —
175—200 4,5 0,7792 1,4393 20 7 73 — —
н. к,—200 86,5 — — 8 16 76 — —
н. к.—60 Севе 14,0 Э О-С О X с к ИЙ кон д е н с а т (XVH 15 гор 85 И 3 о н т)
60—95 23,1 — 22 14 64 — —
95—122 20,0 — 25 18 57 —— —
122—150 13,4 — 27 13 60 — —-
150—175 7,8 — 26 6 68 — —
175—200 7,7 — — 18 11 71 — —
н. к.—200 86,0 — 20 15 65 — —
28—60 Севе 1,9 р О-С О X с 0,6881 КИЙ К О F 1,3878 д е н с а т 21 (XXV 11 г о р I 68 3 о н т) 37 31
60—95 15,0 0,7731 1,4373 50 17 33 11 22
95—122 11,6 0,7757 1,4374 42 21 37 10 27
122—150 13,5 0,7733 1,4378 34 15 51 23 28
150—200 21,1 0,7751 1,4352 26 16 58 — —
28—200 64,0 0,7738 1,4360 36 17 47 — —
89
Продолжение табл. 45
Темпера- тура отбора, °C Выход (на конден- сат), о/ /о 024° „20 nD Содержание углеводородов, %
аромати- ческих нафте- новых парафиновых
всего нормаль- ного строения изострое- ния
Ходжиабадский конденсат (XIX горизонт)
н. к.—60 4,0 — — 1 34 65
60—95 33,5 — — 11 29 60 — —
95—122 32,5 — — 19 35 46 —
122—150 20,0 — — 28 19 53 —
150—175 3,2 — — 23 14 63
и. к,—175 93,2 — — 19 27 54 — —
Ходжиабадский конденсат (XXVIII горизонт)
28—60 7,1 0,6518 1,3740 — 24 76 48 28
60—95 17,4 0,7150 1,4031 11 30 59 32 27
95—122 18,5 0,7428 1,4190 11 39 50 26 24
122—150 15,0 0,7601 1,4270 12 38 50 32 18
150—200 18,1 0,7688 1,4314 13 18 69
28—200 76,1 0,7371 1,4150 11 30 59 — —
Шахпахтинс кий конденсат
60—95 1,2 0,7087 1,3980 1 43 56 20 36
95—122 3,8 0,7320 1,4080 1 40 59 19 40
122—150 8,3 0,7404 1,4144 4 23 73 24 49
150—200 29,9 0,7589 1,4250 2 14 84
я. к.—200 43,2 0,7534 1,4240 2 19 79 — —
46. Содержание индивидуальных ароматических углеводородов
во фракции 122—150 °C
Выход, вес. % Выход, вес. %
Углеводород на фракцию на конденсат Углеводород на фракцию на конденсат
Учкырскнй (XV гор Этилбензол ) п -Ксилол > .и-Ксилол ) о-Ксилол Север о-м у к о н д е н < Этилбензол п-Ксилол .и-Ксилол о-Ксилол Шуртепински Этилбензол ] л-Ксилол I jh-Ксилол J о-Ксилол < о н д е н с и з о н т) 22,90 12,75 ) а р е к с к а т 2,00 5,10 20,90 4,30 1 конде 3,78 0,99 а т 4,49 2,49 и й 0,36 0,91 3,73 0,77 н с а т 0,89 0,22 Ходжиабадсг (XXVIII г Этилбензол п-Ксилол м-Ксилол о-Ксилол Шахпахтинск Этилбензол п-Ксилол 1 л-Ксилол J о-Ксилол : и й кон оризон 1,28 1,12 3,02 2,86 ИЙ к о.н 0,30 1,15 0,68 д е и с а т т) 0,16 0,52 1,40 0,36 д е н с а т 0,02 0,08 0,05
90
47. Характеристика фракций, служащих сырьем для каталитического риформинга
Темпера- тура отбора, °C Выход (на конденсат), % Р24° Содер- жание серы, % Содержание углеводородов, %
ароматических нафтеновых парафи- новых
Газлинский конденсат
62—85 8,7 0,7269 0,015 20 30 50
85—120 33,8 0,7645 0,020 21 41 38
85—180 70,6 0,7774 0,041 32 36 32
Учкырскнй конденсат (XIV гори зонт)
62—85 6,2 0,7354 0,010 17 48 35
85—120 31,3 0,7731 0,018 30 30 40
85—180 60,0 0,7838 0,024 37 27 36
Учкырскнй конденсат (XV горизонт)
62—85 4,7 0,7379 0,260 22 32 46
85—120 19,0 0,7714 0,190 33 30 37
85—180 57,7 0,7874 0,190 38 21 41
Ю ж н о-м у б а р е к с к и й к о н д е г 1сат (XII ’ о р И 3 о н т)
62—85 13,6 0,6886 0,003 4 36 6»
85—120 31,0 0,7218 0,005 5 43 52
85—180 63,0 0,7385 0,007 9 29 62!
Ю ж н о-м убарекский к о н д е н сат (XIII горизонт)
62—85 10,3 0,6889 0,040 2 23 75
85—120 30,1 0,7198 0,070 4 30 66
85—180 63,6 0,7382 0,013 9 26 65
С е в е р о-м у б а р е к с к и й конденсат
62—85 10,0 0,7008 — 9 44 47
85—120 25,0 0,7515 —. 16 46 38
85—180 56,4 0,7580 0,001 23 25 52
91
Продолжение табл. . 5
Темпера- Выхоц 'на конденсат), % Содер- Содержание углеводородов, %
тура отбора. „20 жание
р4 серы, % ароматических нафтеновых парафин новых
Шуртепинский конденсат
62—85 4,3 0,6845 0 4 32 64
85—120 25,9 0,7257 0 5 30 65
85—180 65,9 0,7474 9,020 12 18 70
Адамт аш ский конденсат
62—85 13,5 0,6896 0,040 5 11 84
85—120 22,0 0,7225 0,052 6 29 65 '
85—180 46,5 0,7359 0,077 12 27 61
С еверо-сох С К И й ко н д е н с а т (XVIII гс > р И 3 о н т)
62—85 15,7 0,7222 0,082 25 17 58
85—120 25,1 0,7414 0,052 23 22 55
85—180 50,0 0,7562 0,053 24 19 57
С е в е р о-с о х ский к □ н д е н с т (XXV г о р И 3 о н т)
62—85 9,0 0,7671 0,029 50 17 33
85—120 15,9 0,7747 0,035 43 21 . 36
85—180 43,4 0,7750 0,038 34 15 51
Хс > д ж и а б а д СКИЙ ко н д е н с а т (XXVIII г о р и з о н т)
62—85 18,9 0,7113 0,042 9 29 62
85—120 44,5 0,7503 0,045 18 35 47
85—180 70,4 0,7573 0,053 22 32 46
Хо д ж и а б а д : к и й ко нденса т (XXVIII о р И 3 о н т)
62—85 10,2 0,7060 0,018 10 39 51
85—120 23,2 0,7336 0,028 11 35 54
85—180 50,5 0,7457 0,037 13 32 55
Ш а х п а х т И н С К И й конденса т
85—180 28,9 0,7478 0,007 2 20 78
92
48. Характеристика легких керосиновых дистиллятов
Конденсат Темпера- тура отбора, °C Выход (на конден- сат), % ₽4° Фракционный состав, °C
н. к. 10% 50% 90% 98%
Учкырский (XV гори- зонт) 120—220 53,8 0,8000 137 146 164 214 239
Северо-мубарекский 120—240 48,6 0,7773 139 146 164 210 224
Шуртепинский 120—220 61,3 0,7693 134 144 162 200 224
Северо-сохский (XXV го- ризонт 120—240 53,0 0,7819 138 149 180 220 233
Ходжиабадский (XXVIII горизонт) 120—240 37,9 0,7654 138 149 178 218 230
Шахпахтинский 120—240 66,9 0,7680 150 163 184 219 229
Шахпахтинский 150—270 69,4 0,7786 175 182 201 232 241
Продолжение табл. 48
V20, сСт Температура, °C Теплота сгорания (низшая), ккал/кг Содержа - ние аромати- ческих углеводо- родов, % Содер- жание серы, % Кислот- ность, мг КОН на 100 Мл дистиллята Иодное число, г иода на 100 г дистиллята Фактиче- ские смолы, мг на 100 мл дистиллята
начала кристал- лизации вспышки в закры- том тигле
1,16 -66 36 38 0,23 3,1 3,1 0
0,91 <—60 34 10 344 20 0,03 0 0 1,0
1,23 —66 29 —- 16 0,04 0 1,5 0
1,39 —46 34 10 350 25 0,04 5,7 0,4 2,0
1,55 —57 28 10 365 14 0,03 2,3 0 8,0
1,16 —53 38 10 450 4 0,009 0 0 5,0
1,51 —50 54 —• 5 — 0 0 7,5
В. НЕФТИ ТУРКМЕНСКОЙ ССР
Геологическое строение территории Туркмении сложное и разнообразное.
Здесь выделяют два крупных региона: геосинклинальную область Юго-Западной;
Туркмении и платформенную часть республики. Геотектонически Юго-Западная
Туркмения (Западно-Туркменская нефтегазоносная область) представляет собой^
часть крупной межгорной впадины — Южного Каспия, заполнена мощным комп-’
лексом осадочных образований, где по характеру геологического строения и за-
кономерностям размещения залежей нефти и газа выделяют Прибалханский и
Гограньдаг-Окаремский нефтегазоносные районы.
В Прибалханском районе сосредоточены основные нефтяные и нефтегазовые
месторождения республики. Самые крупные в Средней Азии месторождения: Ко-'
тур-Тепе, Барса-Гельмес, Челекен, Кумдаг, Небитдаг, Бурун, и газоконденсатные
месторождения: Кызылкум, Куйджик. В 1968 году на Каспии на первой морской ,
структуре Туркмении «банка Жданова» был получен мощный приток газа с кон-'
денсатом.
В Гограньдаг-Окаремском районе открыты нефтегазоконденсатные месторож-,
дения Окарем и Камышлджа.
Месторождения Западно-Туркменской нефтегазоносной области приурочены
к брахиантиклинальным складкам и сложены плиоцен-четвертичными породами.
Промышленные скопления нефти и газа сосредоточены в отложениях красноцвет-'
ной толщи, акчагыльских и. апшеронских породах; они многопластовые и сильно
нарушены сбросами. Крупными сбросами или системой сбросов поднятия обыч-
но разделяются на тектонически самостоятельные участки, занимающие гипсо-
метрические уровни.
В платформенной части республики выделяются следующие области нефте-.
газонакопления: Прикарабогазская, Центрально-Каракумская, Предкопетдагский
предгорный прогиб, Мургабская и Приамударьинская. Нефтегазоносность выяв-
лена в Центрально-Каракумской, Мургабской и Приамударьинской областях. )
В Центрально-Каракумской газоносной области разведано крупное Зеагли--
Дарвазинское газовое месторождение. Газонасыщенность приурочена к меловым
(сеноман, альб, апт, неоком) отложениям.
На востоке Туркмении нефть была получена впервые в 1963 году на ме-
сторождении Шараплы. Нефтеносность северных районов Туркмении была уста-
новлена в 1966 году в верхнеюрских отложениях на площади Сарыкамыш.
В геологическом отношении Мургабская нефтегазоносная область приуро-
чена к Мургабской впадине, которая условно делится на Байрам-Алийский
(северный) и Кушкинский (южный) районы. Здесь промышленные притоки газа
и нефтегазопроявления установлены в отложениях мелового, а также юрского
возрастов. В Байрам-Алийском районе открыты крупные залежи газа на пло-
щадях Байрам-Али, Шихитли, Майская. На площадях Шараплы и Кели обнару-
жена нефть. В Кушкинском районе газ с небольшим содержанием конденсата
получен на площадях Ислим и Карачоп.
Амударьинская нефтегазоносная область расположена в пределах Восточной .
Туркмении и Западного Узбекистана. Эта область включает в себя Приаму-
дарьинский, Питнякский и Каракульский прогибы, расположенные на территории
Туркменской ССР, а также Газлинский, Мургабский и Каганский районы, рас-
положенные в Узбекской ССР. Промышленные залежи нефти и конденсата выяв-
лены в меловых и юрских отложениях.
Нефти Западной Туркмении отличаются низким содержанием серы (0,08—
0,26%), количество азота не превышает 0,24%. В нефтях содержится от 45 до
94
50% фракций, выкипающих до 350 °C, а выход бензина (н. к. — 200 °C) изменяется
в пределах 18—22%. Исключение составляют нефти Гограньдаг-Окаремского
района и Восточного Кумдага, отличающиеся пониженным содержанием фрак-
ций, выкипающих до 350 °C (30—40%), и нефти нижних горизонтов Западного
Котур-Тепе с высоким содержанием их (70%). Общим для нефтей Западной
Туркмении является низкое содержание углеводородов С3—С6, что обусловливает
низкую упругость паров нефтей. Другие свойства и состав нефтей разных ме-
сторождений и участков изменяются в широких пределах. Однако по общности
физико-химических свойств, технологии получения нефтепродуктов, их качеству
и выходу нефти можно объединить в две группы. К первой относятся средне- и
низкопарафинистые, содержащие от 0,8 до 6,5% парафина: они отличаются по-
вышенным содержанием силикагелевых смол (11—16%), повышенными коксуе-
мостью (2,4—3,2%) и плотностью (0,87—0,89). Во фракции н. к. — 200 °C содер-
жится 48—58% нафтеновых углеводородов.
Ко второй группе относятся высокопарафинистые нефти (9—16% парафина).
По сравнению с нефтями первой группы, за исключением нефтей месторождений
Окарем и Камышлджа, они имеют меньшие плотность (0,82—0,87) и коксуемость
(0,4—2,4%) и низкое содержание силикагелевых смол (5—10%). Во фракции
н. к — 200 °C в больших количествах содержатся парафиновые углеводороды, на
долю нафтеновых приходится 30—36%.
Октановые числа бензинов (н. к. — 200 °C) из нефтей первой группы на
10—13 пунктов выше, чем из нефтей второй группы, и составляют 50—52 пункта.
Октановые числа тракторных лигроинов и керосинов очень низкие. Для по-
лучения осветительных керосинов пригодны все нефти Западной Туркмении,
однако лучшие свойства (высота некоптящего пламени 24—28 мм) имеют керо-
сины из нефтей второй группы.
Дизельные топлива обладают хорошей антидетанационной характеристикой.
Более высокие цетановые числа (55—58) имеют дизельные топлива из нефтей
второй группы. Из малопарафинистых нефтей Западной Туркмении и среднепа-
рафинистых нефтей месторождения Барса-Гельмес можно получать зимние ди-
зельные топлива без применения карбамидной депарафинизации (в последнем
случае с облегченным фракционным составом).
Нефти второй группы — ценное сырье для получения парафина и нафтено-
парафиновых углеводородов. Нефти первой группы использовать для этого не-
целесообразно.
Из нефтей Западной Туркмении можно получать 18—27% дистиллятных и
остаточных базовых масел с индексом вязкости 82—116, причем'более высокие
вязкостно-температурные свойства имеют маловязкие дистиллятные и остаточные
масла. Все масла, за исключением масел из фракции 350—420 °C дагаджикской
нефти, требуют низкотемпературной депарафинизации. Для получения остаточ-
ных масел более благоприятным составом обладают нефти первой группы. По
сравнению с нефтями второй группы выход остаточного масла в расчете на пе-
рерабатываемый остаток на 20—30% выше.
Из остатков выше 480—500 °C нефтей первой группы, за исключением нефтей
центрального и западного участков месторождения Котур-Тепе, можно получать
окисленные дорожные битумы, удовлетворяющие требованиям ГОСТа, в то вре-
мя как из остатков нефтей второй группы — окисленные битумы только строи-
тельных марок.
На примере нефти месторождения Шараплы показаны возможные направле-
ния переработки нефтей Мургабской нефтегазоносной области. Нефти этой обла-
сти легкие, с низким содержанием серы (0,15—0,24%) и высоким (13—16%)
содержанием парафина. В бензиновой фракции н. к. — 200 °C шараплийской неф-
ти содержание парафиновых углеводородов почти в 4,5 раза превышает коли-
чество нафтеновых, отсюда низкое октановое число (28 пунктов).
Дизельное топливо марки ДЛ получается только с облегченным фракци-
онным составом; выход его составляет 30%, а цетановое число — 65 (фракция
200—350 °C).
Для получения базовых масел из шараплийской нефти требуется очистка
и глубокая депарафинизация. Суммарный выход базовых масел с индексом вяз-
кости выше 85 составляет 24,5%.
95
CO
от
49. Физико-химическая характеристика нефтей
Нефть Глубина перфорации, м № скважины р!° м V20* сСт V50. сСт Температура застывания, °C Давление насыщен- ных паров, мм рт. ст.
с обра- боткой без обра- ботки
Котуртепинская центрального и запад- ного участков — Смесь 0,8580 293 62,92 8,60 —4 12 94
Котуртепинская восточного участка — В 0,8585 251 — 6,67 20 18 125
Котуртепинская 3881—3869 44 0,8173 260 4,36 2,30 6 — —
Барсагельмесская 2787—2777 2 0,8632 — 20,41 7,26 13 12 —
Барсагельмесская 2840-2816 6 0,8788 — 33,23 11,21 —5 —3 93
Барсагельмесская — Смесь 0,8600 — 18,10 6,72 —16 — '—
Овалтовальская 2675—2659 22 0,8756 — 53,53 12,64 —3 — —
Банкалийская 2892—2889 2 0,8693 — — 8,94 19 — —
Бурунская 3753-3739 2 0,8576 — — 8,42 20 — —
Кумдагская западного участка — Смесь 0,8379 248 38,90 4,96 14 14 —
Кумдагская восточного участка — В 0,8655 285 — 10,54 10 18 —
Челекенская алигульского участка — » 0,8500 245 — 5,53 20 19 121
Челекенская западного участка — в 0,8460 260 — 6,00 24 — 130
Челекенская дагаджикского участка — в 0,8740 257 20,01 8,93 —64 — 104
Небитдагская центрального участка — в 0,8887 290 49,20 14,70 —44 —53 68
Небитдагская западного участка — в 0,8621 257 39 ,30 8,84 8 5 65
Камышлджинская 2831—2824 1 — — . 39,93 32 32 —
Окаремская — Смесь 0,8735 298 — 13,67 30 29 —
Келийская 3027 1 0,8557 — — 8,67 22 — —
Шараплийская 2738—2678 1 0,8441 — 37,11 6,04 17 — —
Сарыкамышская 1645—1604 1 0,8616 5,56 —2
8
табл. 49
Продолжение
<о
Парафин Содержание % ло, нефти Выход фракций, вес. %
Нефть v S X СО S S* О те w Н S те х о. <у S3 3 те эл серно- глотных )Л сили- •елевых те о те О) те Ч те О'» те § 2 ф слотное чис, КОН на 1 г до 200 СС до 350 °C
Ф ч Н С о те те S3 те § S С_ 2
Котуртепинская центрального и запад- 6,45 56 0,27 0,14 28 6,4 0,73 2,76 0,41 18,2 47,0
кого участков Котуртепинская восточного участка 9,0 55 0,17 0,14 22 8,8 0,90 2,1 — 17,5 49,2
Котуртепинская (скважина № 44) 11,5 43 0,09 0,09 — 4,5 0 0,4 — 33,3 69,6
Барсагельмесская (скважина № 2) Барсагельмесская (скважина № 6) Барсагельмесская (смесь) Овалтовальская 11,9 3,7 5,0 5,8 51 55 54 56 0,20 0,26 0,17 0,20 0,18 0,27 0,18 0,18 24 38 26 26 10,0 15,6 10,6 12,9 1,43 1,36 1,25 2,2 3,2 3,0 1111 19,9 20,5 21,1 16,8 48,0 46,6 51,2 46,2
Банкалийская 13,4 52,5 0,18 0,17 24 10,5 1,22 2,2 — 15,7 44,9
Бурунская 9,3 56 0,10 0,23 30 8,2 — — 22,4 46,7
Кумдагская западного участка 10,8 51 0,09 0,08 12 7,1 0,99 1,0 0,60 22,1 56,2
Кумдагская восточного участка 12,2 51 0,17 0,11 23 9,6 0,76 2,1 1,34 11,4 40,8
Челекенская алигульского участка 12,9 51,5 0,16 0,10 19 9,0 0,78 1,8 0,42 18,7 49,1
Челекенская западного участка 11,7 58 0,20 0,15 16 8,2 0,39 1,9 0,46 19,8 45,6
Челекенская дагаджикского участка 0,8 — 0,25 0,16 30 13,2 0,71 2,8 3,79 22,6 50,6
Небитдагская центрального участка 1,2 51 0,15 0,15 32 14,6 0,87 3,1 3,01 17,9 43,9
Небитдагская западного участка 6,5 55 0,14 0,10 24 —- 0,81 2,4 1,86 18,0 46,2
Камышлджинская 16,0 — 0,26 0,24 48 15,3 5,5 5,7 — 5,4 29,8
Окаремская 12,4 53 0,17 0,16 34 13,1 1,75 3,2 — 13,7 38,9
Келийская 12,0 54 0,16 0 06 20 6,0 0,50 2,3 — — —
Шараплийская 14,8 50 0,17 0,10 23 10,5 1,03 2,1 — 21,7 51,1
Сарыкамышская 2,6 0,04 5,4 11,9 60,3
98
50. Разгонка нефтей по ГОСТ 2177—66
51. Изменение кинематической вязкости (в сСт) нефтей в зависимости
от температуры
Нефть V20 V30 V40 V50 veo v?o
Котуртепинская центрального и за- падного участков 62,92 20,88 11,20 8,60 — —
Котуртепинская восточного участка — 22,23 9,15 6,67 5,56 4,69
Котуртепинская (скважина № 44) 4,36 3,40 2,83 2,30 1,99 0,70
Барсагельмесская (скважина К» 2) 20,41 12,80 8,93 7,26 6,52 5,24
Барсагельмесская (скважина № 6) 33,23 23,34 17,24 11,21 8,13 6,57
Овалтовальская 53,53 23,61 17,44 12,64 9,62 —
Банкалийская — 30,80 13,00 8,94 7,06 6,21
Бурунская — 23,65 12,14 8,42 6,51 —
Кумдагская западного участка 38,90 8,41 6,26 4,96 — —
Кумдагская восточного участка — 19,97 12,52 10,54 — —
Челекенская алигульского участка 11,94 7,56 5,53 4,59 3,75
Челекенская западного участка — 15,30 7,51 6,00 4,Н 3,62
Челекенская дагаджикского участка 20,01 15,50 10,63 8,93 6,61 5,24
Камышлджинская — — 82,13 39,93 26,60 19,25
Окаремская — — 17,10 13,67 10,62 7,37
Шараплийская 37,11 13,43 7,84 6,04 5,01 4,43
52. Изменение условной вязкости
нефтей в зависимости от температуры
Нефть ВУ20 ВУзо ВУ40 ВУ50 ВУ60 ВУ70
Котуртепинская центрального и за- 8,50 3,04 1,98 1,73 — —
падкого участков
Котуртепинская восточного участка — 3,22 1,78 1,55 1,44 1,36
Котуртепинская (скважина № 44) 1,33 1,23 1,18 1,13 1,10 —
Барсагельмесская (скважина № 2) 2,99 2,13 1,75 1,60 1,53 1,41
Барсагельмесская (скважина № 6) 4,48 3,35 2,62 1,98 1,68 1,54
Овалтовальская 7,27 3,39 2,65 2,11 1,82 —•
Банкалийская — 4,30 2,15 1,75 1,58 1,50
Бурунская — 3,39 2,06 1,71 1,53 1,45
Кумдагская западного участка 5,35 1,71 1,51 1,39 — —
Кумдагская восточного участка — 2,93 2,10 1,91' — —
Челекенская алигульского участка — 2,04 1,60 1,43 1,35 1,23
Челекенская западного участка — 2,40 1,62 1,48 1,30 1,25
Челекенская дагаджикского участка 3,00 2,43 1,92 1,75 1,54 1,41
Камышлджинская — — 11,11 5,48 3,76 2,86
Окаремская — — 2,61 2,21 1,92 1,61
Шараплийская 5,12 2,19 1,65 1,48 1,39 1,33
7* 99
53. Изменение относительной плотности нефтей в зависимости от температуры
Нефть Плотность р20
при 20 СС при 30 СС при 40 сС при 50 сС при 60 СС при 70 СС
Котуртепинская центрального и за- 0,8580 0,8510 0,8440 0,8369 — —
ладного участков Котуртепинская восточного участка 0,8585 0,8525 0,8462 0,8380 0,8349 0,8289
Котуртепинская (скважина № 44) 0,8173 0,8098 0,8023 0,7947 0,7872 0,7797
Барсагельмесская (скважина № 2) 0,8632 0,8592 0,8578 0,8512 0,8440 0,8385
Барсагельмесская (скважина № 6) 0,8788 0,8721 0,8653 0,8586 0,8519 0,8452
Овалтовальская 0,8756 0,8702 0.8640 0,8574 0,8506 0,8433
Банкалийская 0,8693 0,8643 0,8571 0,8503 0,8445 0,8377
Бурунская 0,8576 0,8496 0,8422 0,8363 0,8292 0 8221
Кумдагская западного участка 0,8379 0,8310 0,8241 0,8178 0.8119 0,8048
Кумдагская восточного участка 0,8655 0,8560 0,8497 0,8420 0,8384 0,8289
Челекенская алигульского участка 0,8500 0,8428 0,8357 0,8285 0,8211 —
Челекенская западного участка 0,8460 0,8389 0,8321 0,8243 0,8172 ——
Челекенская дагаджикского участка 0,8740 0,8673 0,8605 0,8538 0,8471 0,8404
Камышлджинская — 0,8923 0,8841 0,8778 0,8706 0,8647
Окаремская 0,8735 0,8634 0.8555 0,8491 0,8421 0,8342
Шараплийская 0,8441 0,8370 0,8301 0,8239 0,8168 0,8100
54. Элементный состав нефтей
Нефть Содержание, %
с н О S N
Котуртепинская центрального и за- падного участков 86,12 13,19 0,28 0,27 0,14
Котуртепинская восточного участка 86,51 13,07 0,11 0,17 0,14
Барсагельмесская (скважина № 2) 86,12 12,73 0,77 0,20 0,18
Овалтовальская 86,28 13,03 0,29 0,13 0,27
Банкалийская 86,00 13,01 0,64 0,18 0,17
Бурунская 86,10 13,30 0,27 0,10 0,23
Кумдагская западного участка 86,20 13,50 0,13 0,09 0,08
Челекенская алигульского участка 86,14 13,39 0,21 0,16 0,10
Челекенская западного участка 86,28 13,14 0,23 0,20 0,15
Челекенская дагаджикского участка 86,57 12,54 0,48 0,25 0,16
Камышлджинская 85,84 12,54 1,12 0,26 0,24
Окаремская 86,05 13,07 0,55 0,17 0,16
Шараплийская 86,68 12,68 0,37 0,17 0,10
100
55. Потенциальное содержание (в вес. %) фракций в нефтях
Отгоняется до температуры, °C Котуртепин- ская цент- рального и западного участков Котуртепин- ская восточ- ного участка Барсагель- месская (скважина № 2) Барсагель- месская (скважина № 6) Банкалийская Бурунская Кумдагская западного участка Окаремская Шараплийская
28 (газ до С4) 60 0,3 1,6 1,0 0,9 1,6 0,3 1,9 1.0 0,6 2,3
62 1,7 1,1 1,0 1,8 0,4 2,2 1,2 0,7 2,6
70 2,2 1,6 1,3 2,7 0,7 3,3 1,8 1,0 3,8
80 3,2 2,1 1,9 4,1 1,4 4,8 2,3 1,4 4,3
85 3,7 2,4 2,4 4,6 1,7 5,3 2,6 1,7 4,6
90 4,3 2,8 2,9 5,0 2,1 5,7 3,0 2,0 4,9
95 4,7 3,4 3,5 5,3 2,4 6,3 3,9 2,5 5,4
100 5,4 4,1 4,1 5,7 2,8 6,7 4,8 3,1 5,9
105 5,9 4,6 4,6 6,1 3,2 7,2 5,6 3,5 6,4
ПО 6,4 5,0 5,1 6,5 3,6 7,5 6,1 3,9 6,9
120 7,7 6,0 6,2 7,7 4,5 8,6 7,3 4,8 7,9
122 7,9 6,3 6,5 8,1 4,7 9,0 7,7 5,0 8,1
130 8,8 7,3 7,7 9,4 5,7 10,1 9,1 5,7 9,8
140 10,0 8,6 8,9 10,9 7,0 11,6 10,8 6,6 11,4
145 10,7 9,3 9,7 11,6 7,6 12,4 11,7 7,1 12,0
150 11.4 10,0 10,5 12,4 8,3 13.2 12,6 7,7 12,6
160 12,6 11,4 12,0 14,1 9,6 14,7 14,5 8,9 14,4
170 14,0 13,0 13,9 15,8 11,1 17,1 16,6 10,1 16,1
180 15,5 14,4 15,6 17,4 12,6 18,6 18,4 11,2 17.9
190 16,9 15,8 17,0 18.8 14,1 20,6 20,1 12,4 19,7
200 18,2 17,5 19,0 20,5 15,7 22,2 22,1 13,7 21,7
210 19,7 19,8 20,7 22,6 16,8 23,4 24,3 15,1 23,4
220 21,2 21,5 22,4 24,4 18,1 24,4 26,3 16,3 25,9
230 22,7 23,4 24,0 25,9 19,5 26,3 28,3 17,6 26,8
240 24,3 25,3 26,0 27,5 21,4 28,1 30,3 18,9 29,2
250 26,0 27,2 27,9 29,2 23,4 29,9 32,2 20,3 31,5
260 28,0 29,1 29,3 30,8 25,6 31,5 34,6 22,4 32,8
270 30,0 31,2 31,0 32,4 27,7 33,1 37,1 24,1 34,1
280 32,0 33,2 32,8 33,9 30,2 34,6 39,3 25,7 37,2
290 34,0 35,4 34,9 35,6 32,1 36,5 41,7 27,4 39,3
300 36,0 37,8 37,3 37,6 34,6 38,8 44,1 29,0 41,3
310 38,3 40,3 39,7 39,6 36,9 40,7 46,5 31,0 42,9
320 40,5 42,9 41,9 41,4 39,2 42,8 48,7 33,2 45,2
330 42,8 44,8 43,2 43,3 41,3 44,0 51,2 35,3 46,4
340 45,0 46,7 45,4 45.0 43,1 45,7 53,5 37,3 48,5
350 47,0 49.2 48,0 46,6 44,9 47,8 56,2 38,9 51,1
360 49,1 51,4 50,5 48,2 47,3 49,6 58,6 39,9 52,1
370 51,0 53,4 52,2 49,6 50,2 51,1 60,9 42,9 54,8
380 53,0 55,5 53,8 51,1 52,7 53,2 63,1 44,8 56.7
390 55,0 57,9 55,7 52,7 54,9 56,0 65,1 46,6 58,5
400 57,2 60,3 57,7 54,6 57,2 58,6 67,6 50,1 60,0
410 59,2 62,4 — 56,5 59,0 61,2 69,7 52,9 63,8
420 61,4 64,6 62,1 58,4 61,5 62,4 71,3 55,1 65,5
430 63,4 66,9 — 60,6 63,9 65,0 73,4 57,4 67,3
440 65,5 69,2 66,2 62,7 66,1 68,2 75,4 59.6 69,6
450 67,5 71,3 — 64,8 68,5 71,3 76,5 61,9 72,5
460 69,5 73,4 70,3 67,3 70,8 — 78,7 64,1 ——
470 71,5 75,5 — 69,7 — — 81,1 66,2 76,3
480 73,7 77,6 75,4 — 76,0 — 83,2 68,5 —
490 75,5 — — — — 86,3 70,7 —
500 — 82,9 — — — — 90,2 73,0 —
101
56. Характеристика фракций, выкипающих до 200 °C
Темпера- тура отбора, °C Выход (на нефть), % ₽4° Фракционный состав, °C Содер- жание серы, % Октановое число без ТЭС Давление насыщен- ных паров (при 38 °C), мм рт. ст.
н. к. 10% 50% 90%
Котуртепинская нефть центра участков Л Ь Н О Г О и западного
28—62 1,4 0,6500 38 50 54 58 0 76
28—85 3,4 0,7015 45 58 70 82 — 73,4 197
28—100 5,1 0,7141 48 63 76 91 — 71,7' -
28—110 6,1 0,7184 52 68 • 82 100 70
28—120 7,4 0,7280 55 73 88 110 Следь 68,2 57
28—130 8,5 0,7340 57 74 93 117 — 67,1
28—140 9,7 0,7382 59 75 98 123 — 66
28—150 И,1 0,7450 60 76 102 136 Следы 65 44
28—160 12,3 0,7506 62 80 107 139 62,3
28—170 13,7 0,7541 65 83 ИЗ 149 59,6
28—180 15,2 0,7588 68 87 118 158 57
28—190 16,6 0,7630 81 94 123 168 54,3
28—200 17,9 0,7661 81 95 128 178 0,05 51,4 10
Котуртепинская н е ф т ВОС точного у ч а с т к а
н. к.—80 2,1 0.7140 44 51 64 81 0,01 73
н. к.—100 4,1 0.7199 57 64 80 96 0,01 66
н. к.—120 6,0 0,7212 62 73 91 ИЗ 0,01 62 158
н. к.—130 7,3 0,7300 63 76 96 119 0,01 60
н. к.—160 Н,4 0,7416 69 89 115 148 0,02 48 74
н. к.—200 17,5 0,7549 80 102 142 184 0,02 42 41
Барсагельмесс кая нефть | скважина № 2)
н. к,—80 1,9 0,7076 45 58 67 80 Следы .
н. к,—100 4,1 0,7112 50 68 82 96 » 65
н. к,—120 6,2 0,7129 55 72 91 109 0,01 62
н. к.—160 12,0 0,7249 59 89 116 144 0,02 47
в. к.—180 15,6 0.7568 74 100 133 169 0,02 42
н. к,—200 19,0 0,7629 76 106 142 188 0,02 41 —
Барсагельмесская нефть (скважина № 6)
н. к.—80 4,1 0,6973 50 61 74 88 Следы 70
н. к.—100 5,7 0,7086 52 67 81 96 0,01 69
н. к.—120 7,7 0,7160 54 70 89 109 0.01 67 142
н. к.—160 14,1 0,7446 56 84 111 144 0,02 60 51
н. к.—180 17,3 0,7529 58 88 130 162 0,03 55
н. к.—200 20,5 0,7604 63 94 135 179 0,04 50 18
Банка л и искан нефть
н. к,—120 4,5 0,7416 73 86 97 116 0,02 65
н. к.—160 9,6 0,7584 86 102 125 152 0,04 58
н. к.—200 15,7. 0,7776 | 89 106 150 188 0,05 53 —
Бурунская нефть
н. к,—120 8,6 0,7269 61 77 93 ИЗ 0,002 63 ___
н. к.—160 14,7 0,7455 67 90 120 152 0,002 53 -
н. к,—200 22,2 0,7599 74 99 145 197 0,004 43 —
102
Продолжение табл. 56
Темпера- тура отбора, сС Выход (на нефть), % 20 Фракционный состав, °C Содер- жание серы. 0/ /0 Октановое число без ТЭС Давление насыщен- ных паров (при 38 сС), мм рт. ст.
н. к. 10% 50% 00%
К у м д а г с к а я нефть западного участка
н. к,—120 7,3 0,7221 54 75 91 112 0,01 60 —
и. к,—160 14.5 0,7453 67 92 116 144 0,02 52 —
н. к,—180 18,4 0,7513 68 94 128 160 0,02 — —
п. к.—200 22,1 0,7577 69 103 141 181 0,02 39 —
О к а р е м с к а я нефть
н. к,—1201 4,8 0,7348 66 81 94 111 0,01 54
н. к,—160 8,9 0,7493 74 95 119 147 0,02 51
н. к.—180 11,2 0,7508 76 100 126 165 0,02 45
н. к.~ 200 13,7 0,7618 80 107 142 184 0,02 38 —
Шараплийская нефть
н. к—1201 7,9 0,6990 55 67 83 111 0,01 I —
н. к.—160 14,4 0,7284 63 82 115 148 0,01 I — —
н. к.—200| 21,7 0,7371 ! 76 96 143 188 । 0,02 ! 28 —
57. Групповой углеводородный состав фракций, выкипающих до 200 °C
Темпера- тура отбора, °C Выход (на нефть), 0/ /0 Р4° „20 nD Содержание углеводородов, %
ароматических нафтеновых парафиновых
g о со шести- членных X . в X S Н ф 5 Ч X 5- всего нормаль- ного стро- ения изострое- ния
Котуртепинская нефть центрального и западного
участков
28—60 1.3 0.64881 1,3703 — 10 1 9 90 59 31
60—95 3.1 0.7174 1.4030 4 49 26 23 47 19 28
95—122 3,2 0,7490 1.4212 7 51 36 15 42 13 29
122—150 3,5 0,7660 1.4332 10 48 33 15 42 10 32
150—200 6,8 0.7858 1,4435 16 46 — — 38 9 29
28—200 17,9 0,7661 1,4326 И 46 — — 43 15 28
Котуртеп! некая I е ф т ь вое точного участка
и. к.—60 1,0 0,6620 1.3762 — 13 — 13 87 39 48
60—95 2.4 0,7270 1.4061 9 38 18 20 53 24 29
95—122 2.5 0.7451 1,4164 9 36 24 12 55 22 33
122—150 4,0 0,7630 1,4262 15 22 13 g 63 21 42
150—200 7,6 0 784 Г 1,4363 14 35 7 28 51 24 27
и. к.—200 17,5 0,7549 1.4240 13 30 12 18 57 24 33
Барсагельмесская не ф т ь (с к в а ж и н а № 2
н . к.—60 0,9 0,6496 1,3708 — 8 — 8 92 50 42
60—95 2,6 0,7203 1,4028 8 45 15 30 47 25 22
95—122 3.0 0,7469 1,4157 12 43 27 16 45 21 24
22—150 4,0 0,7639 1.4256 14 36 20 16 50 20 30
1 50—200 8,5 0,7888 1,4390 16 46 17 29 38 25 13
н- к,—200 19,0 0,7629 1,4246 13 41 18 23 46 25 21
103
Продолжение табл. 57
Темпера- тура отбора, СС Выход (на нефть), % Р4° „20 nD Содержание углеводородов, %
ароматических нафтеновых парафиновых
о о и я шести- членных пяти- членных всего нормаль- ного стро- ения изострое- ния
Барсагельмесская нефть (скважина № 6)
и. к.—60 1,6 0,6596 1,3742 — 3 — 3 97 41 56
60—90 3,3 0,7245 1,4030 2 51 22 29 47 18 29
90—120 2,7 0,7458 1,4133 3 53 33 20 44 13 31
120—150 4,7 0,7672 1,4250 7 54 26 28 39 11 28
150—200 8,1 0,8008 1,4432 16 69 19 50 15 8 7
н. к.—200 20,5 0,7604 1,4225 9 55 21 34 36 14 22
Банкалийская нефть
н. к.—60 0,3 0,6959 1,3905 — 20 — 20 80 30 50
60—90 1,8 0,7373 1,4088 5 ’ 60 23 37 35 15 20
90—120 2,4 0,7533 1,4168 5 53 28 25 42 14 28
120—150 3,8 0,7727 1,4275 9 47 22 25 44 9 35
150—200 7,4 0,8037 1,4451 16 62 21 41 22 12 10
н. к.—200 15,7 0,7776 1,4310 11 56 22 34 33 12 21
Бурунская нефть
н. к.—60 1,9 0,6640 1,3788 — 7 — 7 93 40 53
60—90 3,9 0,7328 1,4081 12 41 18 23 47 20 27
90—120 2,9 0,7500 1,4175 13 39 23 16 48 18 30
120—150 4,6 0,7637 1,4252 14 34 15 19 52 20 32
150—200 8,7 0,7875 1,4378 15 39 14 25 46 24 22
н. к.—200 22,2 0,7599 1,4228 13 35 15 20 52 23 29
Кумдагская нефть западного участка
н. к.—60 1,2 0,6567 1,3733 — 4 — 4 96 42 54
60-95 2,6 0,7313 1,4086 8 37 25 12 55 25 30
95—122 3,5 0,7397 1,4130 6 28 16 12 66 22 44
122—150 5,3 0,7569 1,4229 10 30 14 16 60 20 40
150—200 9,5 0,7789 1,4341 11 39 12 27 50 23 27
н. к.—200 22,1 0,7577 — 9 33 14 19 58 24 34
Окаремская нефть
н. к.—60 0,6 0,6879 1,3885 — 22 — 22 78 — —
60—95 2,0 0,7285 1,4052 8 46 16 30 46 32 14
95—122 2,2 0,7461 1.4151 8 43 29 14 49 28 21
122—150 2.9 0,7621 1,4244 9 39 15 24 52 26 26
150—200 6,0 0,7862 1,4371 14 43 12 31 43 24 19
н. к.—200 13,7 0,7618 — 10 42 16 26 48 — —
Шараплийская нефть
н. к.—60 2,3 0,6343 1,3648 4 — 4 96 58 38
60—90 2,6 0,6897 1,3882 4 26 10 16 70 47 23
90—120 3,0 0,7275 1,4078 9 25 22 3 66 37 29
120—150 4,7 0,7465 1,4198 15 14 14 0 71 42 29
150—200 9,1 0,7713 1,4330 18 13 4 9 69 42 27
н. к.—200 21,7 0,7371 1,4155 13 16 9 7 71 43 2&
104
58. Содержание индивидуальных ароматических углеводородов во фракции
122—145 °C
Выход, вес. % Выход. вес. %
Углеводород на фракцию на нефть Углеводород на фракцию на нефть
Котуртепинс центрального у ч а с Этилбензол п-Ксилол л-Ксилол о-Ксилол Котуртепинсь восточного Этилбензол п-Ксилол л-Ксилол о-Ксилол Барсагельмес (скважин Этилбензол п-Ксилол л-Ксилол о-Ксилол кая н е ( и з а п а г к о в 2,7 1,0 3,0 2,7 а я неф у ч а с т к 1,0 1,0 5,5 4,2 : к а я не а № 2) 5,0 1,7 8,8 6,0 [> т ь иного 0,08 0,03 0,09 0,08 т ь а 0,034 0,037 0,180 0,139 ф т ь 0,159 0,055 0,280 0,193 Барсагельме (с к в а ж и Этилбензол п-Ксилол л-Ксилол о-Ксилол Банкалий Этилбензол п-Ксилол л-Ксилол о-Ксилол Буруне Этилбензол п-Ксилол л-Ксилол о-Ксилол Шараплий Этилбензол п-Ксилол л-Ксилол о-Ксилол с с к а я н а № 6 1,1 0,8 2,3 1,7 к а я не 1,3 1,0 3,5 2,5 кая н е < 0,7 0,9 2,5 2,2 с к а я н 6,0 2,3 9,1 6,4 е ф т ь 0,041 0,028 0,081 0,060 ф т ь 0,041 0,032 0,112 0,080 [> т ь 0,023 0,030 0,087 0,077 ф т ь 0,245 0,096 0,372 0,263
59. Характеристика фракций, служащих сырьем для каталитического риформинга
Темпера- тура отбора, °C Выход (на нефть). 20 Pf Содержа- ние серы, % Содержание углеводородов, %
аромати- ческих нафте- новых парафиновых
всего нормаль- ного строения изо- строения
Котуртепинская нефть центрального и западного
участков
62—85 2,0 0,7140 0,0 3 42 55 23 32
62—105 4,2 0,7272 Следы 5 50 45 18 27
85—105 2,2 0,7360 » 6 50 44 16 28
85—120 4,0 0,7435 » 6 51 43 14 29
85—180 11,8 0,7670 0,05 10 48 42 10 32
105—120 1,8 0,7530 Следы 8 50 42 12 30
105—140 4,1 0,7590 » 9 49 42 11 31
105—180 9,6 0,7725 0,06 11 48 41 10 31
120—140 2,3 0,7640 0,05 9 49 42 11 31
120—180 7,8 0,7750 0,06 12 47 41 10 31
140—180 5,5 0,7790 0,07 14 47 39 9 30
105
-I
Продолжение табл. Продолжение табл. 59
Содержание углеводородов, %
%
Темпера- Темпера- тура Выход (на Содержа- ние
Выход Содержа- парафиновых 20
тура (на нафте- новых
Р20 ние серы, % отбора, °C нефть), % серы, % аромати- ческих
отбора, °C нефть), аромати- ческих нафте- новых всего нормаль- ного строения изо- строения всего нормаль- ного строения изо- строения
Котуртепинская нефть восточного участка Буруне кая нефть
60—85 60—105 85—120 85—180 105—120 105—140 120—140 140-180 1,4 3,6 3,6 12,0 1.4 4,0 4,0 5,8 0,7181 0,7296 0,7393 0,7610 0,7461 0,7534 0,7568 0,7767 0,01 0,01 0,01 0,02 0,01 0,01 0,01 0,02 9 9 10 13 11 13 14 15 37 37 34 30 30 26 24 29 54 54 56 57 59 61 62 56 27 23 22 22 22 21 21 22 27 Ж 31 Ж 34 ЯМ 35 Ж 37 Ж 40 Ж 41 Ж 34 Я 60—85 60—105 60—140 85—120 85—180 105—120 105—140 120—140 140—180 3,4 5,2 9,6 3,3 13,4 1,5 4,4 2,9 7,1 0,7295 0,7355 0,7491 0,7488 0,7622 0,7541 0,7585 0.7608 0,7755 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 12 12 13 13 14 13 14 14 15 41 40 40 40 35 38 36 35 38 47 48 47 47 51 49 50 51 47 20 19 19 18 20 19 19 20 22 27 29 28 29 31 30 31 31 25
Барсагельмесская нефть (скважина 2)
Кумдагская нефть западного участка
60—85 1,5 0,7152 Следы 9 46 45 28 17 Ж
60—105 3,8 0,7306 0,01 8 43 49 25 24 Ж 62—85 2,6 0,7177 0,01 8 35 57 28 29
60—140 8,0 0,7450 0,01 11 40 49 22 27 Ж 62—105 5,6 0,7267 0,01 7 33 60 25 35
85—120 3,8 0,7421 0,01 11 44 45 22 23 Ш, 62—140 10,8 0,7386 0,01 8 32 60 22 38
85—180 13,2 0,7620 0,02 14 40 46 22 24 Ж 85—120 3,7 0,7361 0,01 7 31 62 22 40
105—120 1,6 0,7469 0,01 12 42 46 21 25 Ж 85—180 15,8 0,7556 0,01 9 33 58 22 36
105—140 4,3 0,7533 0,02 13 40 47 20 27 105—120 1,7 0,7413 0,01' 7 28 65 21 44
120—140 2,7 0,7567 0,02 14 37 49 20 29 Ж 105—140 5,2 0,7480 0,01 9 30 61 20 41
140—180 6,7 0,7798 0,03 16 38 46 22 24 Ж 120—140 3,5 0,7516 0,01 10 31 59 20 39
140—180 5,8 0,7721 0,01 11 36 53 22 31
Барсагельм е с с к а я нефть (скважина № 6)
60—85 3,0 0,7234 0,01 2 49 49 20 29 Окаоемекая нефть
60—105 4,5 0,7285 0,01 2 50 48 18 зо Ж
60—140 9,3 0,7439 0,01 4 52 44 15 29 Ж 62—85 1,1 0,7238 0,01 8 46 46 32 14
85—180 12,7 0,7721 0,04 9 57 34 11 23 Ж 62—105 « 2,9 0,7355 0,01 8 45 47 31 16
105—120 1,6 0,7481 0,01 4 53 43 13 зо Ж 62—140 6,0 0,7452 0,02 8 42 50 29 21
105—140 4,8 0,7577 0,02 5 54 41 12 29 Я 85—120 3,1 0,7429 0,01 8 43 49 29 20
120—140 3,2 0,7622 0,02 6 54 40 11 29 Ж, 85—180 9,5 0,7616 0,02 10 42 48 26 22
140—180 6,5 0,7898 0,06 12 62 26 9 17 Ж 105—120 1,3 0,7474 0,01 8 42 50 27 23
105—140 3,1 0,7527 0,02 8 40 52 27 25
120—140 1,8 0,7583 0,02 9 39 52 26 26
Банкалийская нефть 140—180 4,6 0,7777 0,03 12 43 45 24 21
60—85 1,5 Ш а п а п л и й с к а я ь е ф т ь
0,7468 0,01 5 59 36 15 21 Ж
60—105 2,9 0,7491 0,02 5 57 38 15 23 Ж 60—85 2,3 0,6840 0,01 4 26 70 47 23
60—140 6,7 0,7598 0,03 6 53 41 13 28 Я 60—105 4,1 0,6992 0,01 6 25 69 41 28
85—120 2,7 0,7524 0,03 5 54 41 14 27 Ж 60—140 9,1 0,7215 0,01 10 21 69 40 29
85-180 10,8 0,7761 0,04 10 53 37 11 26 Ж 85—120 3,3 0,7237 0,01 9 24 67 38 29
105—120 1,3 0,7547 0,03 6 52 42 13 29 Ж 85—180 13,3 0,7493 0,02 14 16 70 41 29
105—140 3,8 0,7643 0,04 7 49 44 11 зз Ж 105—120 1,5 0,7291 0,01 11 22 67 37 30
120—140 2,5 0,7688 0,05 8 48 44 10 34 Ж 105—140 5,0 0,7422 0,02 13 17 70 40 30
140—180 5,6 0,7912 0,06 13 54 33 10 23 Ж 120—140 3,5 0,7436 0,02 14 15 71 41 30
140—180 6,5 0,7643 0,02 17 13 70 42 28
106
107
60. Характеристика легких керосиновых дистиллятов
Темпера- тура отбора, °C Выход (на нефть), % р1° Фракционный состав, °C v20’ сСт Температура, СС Теплота сгорания низшая, ккал/кг Высота некоптя- щего пламени, мм Содержа- ние арома- тических углеводо- родов, % Содер- жание серы, %
н. к. 10% 50% 90% 98% начала кристал- лизации вспышки в закрытом тигле
Котуртепинская нефть центрального и западного участков
120—240 | 16,6 I 0,7897 | 140 | 143 | 183 | 220 | 238 I 1,50 | —60 | 30 10319 | 26 | 15,0 | 0,09
120—230 | 17,4 | 0,7891 | 145 Котуртеп | 156 | 181 и некая не | 213 | 226 фть восточного уч | 1,51 I —60 I 36 а с т к а 10 330 | 24 | 14,5 | | 0,04
130—230 | 16,3 | 0,7888 | 148 Барсагельмесская | 160 | 183 | 217 | 230 нефть 1 М8 | (скважина —56 | 43 № 2) 10 350 | 29 | 15,5 0,04
130—240 | 18,2 | 0,8092 | 150 Барсагельмесская | 161 | 187 | 224 | 235 нефть 1 1,62 | (скважина —68 j — № 6) • 10310 I 23 | 16,0 ! | 0,08
120—240 | 16,9 j 0,8035 1 145 | 158 I 187 | Банкалийская 227 | 243 | 1,57 | нефть —68 | 35 1 10 320 1 27 ! 16,0 | 0,06
Бурунская нефть
120—240 | 19,5 | 0,7908 | 143 | 153 | 183 | 223 1 238 | 1,22 i —42 | 34 | 10 360 | 29 15,5 | 0,03
120—240 | 23,0 | 0,7828 | 140 | Кумдагская 153 | 179 | 217 нефть зап 1 227 | 1,43 | а д н о г о -57 | у ч а с т к 34 | а 10 360 | 30 | 13,5 | 0,04
120—240 | 14,1 | 0,7929 | 144 | 156 | 185 | 01 222 каремская | 232 | 1,58 | нефть —56 | 36 10 330 | 25 | 16,0 | 0,03
120—230 | 18,9 | 0,7701 | 139 | 149 | 179 Ш а I 212 раплийская нефть | 224 | 1,33 | —50 | 42 | 10 390 | 17,0 , 1 0,02
61. Характеристика керосиновых дистиллятов
Температура отбора, °C Выход (на не^ть), Р40 Фракционный состав, сС Температура, СС Высота некоптя- щего пламени, мм Октановое число Содер- жание серы, % КИСЛОТ- НОСТЬ, мг кон на 100 мл дистилля- та
н. к. 10% 50% 90% 98% отгоняется до 270 сС, о/ /о
помут- нения вспыш- ки
Котуртепинская нефть центрального и западно г о уча стк о в
150—280 20,6 0,8056 170 175 208 244 260 — —41 51 20 26 0,10 4,02
150—320 29,1 0,8160 172 187 230 280 303 — —25 62 — <26 0,13 —
180—240 8,8 0,8005 183 188 201 220 232 — —30 63 22 — 0,10 3,48
Котуртепинская нефть восточного участка
120—290 29,4 0,8025 149 169 220 262 273 97 —33 42 22 <20 0,05 —
140—300 29,2 0,8092 169 178 230 272 284 88 —26 52 — 16 0,05 —
180—310 26,0 0,8195 208 219 248 283 292 80 —19 — — 0,06 —
Барсагельмесская нефть (скважин а № г)
150—300 26,8 0,8187 168 194 231 276 297 85 —27 62 28 29 0,07 —
200—300 18,3 0,8266 221 235 251 278 288 82 —21 98 26 28 0,08
Б а j с а г е л ь м е с с к а г неф т ь (с к в а ж и н а № 6)
140—300 26,8 0,8179 166 181 225 274 286 87 — — 22 29 0,12 —
150—300 25,2 0,8291 172 189 233 276 289 85 — 59 22 27 0,12 —
0 со
Фракционный состав,
62. Групповой углеводородный состав керосиновых фракций
Температура отбора, °C Содержание углеводородов, %
ароматических нафтеновых парафиновых
Котуртепинская нефть цен трального и западного
участков
200—250 16 49 35
250—300 18 35 47
300—350 17 41 42
Котуртепинская нефть восточного участка
200-250 15 35 50
250—300 15 16 69
300-350 15 25 60
Барсагельмесская нефть (скважина № 2)
200—250 18 32 50
250—300 20 18 62
200—300 19 25 56
Барсагельмесская неф ть (скважина № 6)
200—250 21 43 36
250—300 22 24 54
200—300 22 32 46
Банкалийская нефть
200—250 20 41 39
250—300 19 18 63
200—300 19 28 53
Бурунская нефть
200—250 16 25 59
250—300 16 И 73
200—300 16 18 66
Кумдагская нефть западного участка
200—250 11 33 56
250-300 13 18 69
200—300 12 25 63
Окаремска я нефть
200-250 15 40 45
250—300 16 13 71
200—300 15 25 60
Шараплийск ая нефть
200—250 18 11 71
250—300 15 2 83
200—300 17 7 76
ПО
111
63. Характеристика дизельнных топлив и их компонентов
Темпера- тура отбора, °C Выход (на нефть), % Цетановое число Дизельный индекс Фракционный состав, °C V20. сСт. 450, сСт. Температура, °C Содержание серы, % Анилиновая точка, СС
10% 50% 90% застывания помутнения вспышки
Котуртепинская нефть центрального и западного участков
150—300 36,5 55 — 200 254 301 0,8225 4,50 2,40 —25 —11 0,15 0,10
180—240 8,8 — 66 188 201 220 0,8005 2,40 1,40 —47 —30 63 64,4 75,5
200—зьи 28,8 58 63,5 223 260 305 0,8332 6,25 3,10 —15 —8 95 0 16
230—ЗЬО 24,3 59 " 251 274 308 0,8382 7,46 3,15 —11 —7 112 0,17 0,18
240—tjbO 22,7 59 61 254 278 310 0,8400 7,80 3,60 —10 —6 116 75,2
Котуртепинская нефть восточного участкг
160—360 40,0 55 68,8 215 270 324 0,8240 4,42 —10 —5 78 0,06 0,07 0,08 77,1 78,4 81,5
200—зьи 31,6 58 67,5 244 275 315 0,8289 5,62 —10 —5 99
220—340 25,2 57 70,0 257 275 307 0,8288 5,96 — —11 —7 113
Барсагельмесская нефть (скважина № 2)
180—360 34,9 57 63,6 226 278 336 0,8344 5,12 2,66 —11 —5 92 0,10 0,10 74,7 75,7 75,5
200— 29,0 57 64,3 245 278 321 0,8339 5,73 2,91 —10 —8 107
220—340 23,1 56 64,8 255 277 315 0,8319 5,72 2,81 —13 —9 114 0J0
Барсагельмесская нефть (скважина № 6)
180—340 27,7 49 55,5 225 263 314 0,8443 4,80 —46 —35 84 0,16 69,5 72,8
180—380 33,7 51 55,4 227 278 346 0,8519 6,73 — —23 —16 89
J.-*?. fc , ...
200—370 200—350 210—310 29,2 26,1 17,0 48 50 55,9 55,9 244 241 247 285 277 261 340 326 290 0,8528 0,8498 0,8413 7,10 6,20 4,90 3,04 —25 —33 —46 —37 101 103 0,17 0,15 73,6 72,0
Банкалийская нефть
180—360 200—350 240—350 34,7 29.2 23,5 48 47 46 63,2 63,3 64,6 234 256 275 280 282 290 303 324 325 0,8358 0,8367 0,8391 5,38 5,62 7,38 — — 14 —19 —11 —5 —6 —3 91 105 126 0,11 0,12 0,13 75,2 76,0 79,0
Б урунская нефть
150—350 200—350 240—350 34,6 25,6 19,7 58 58 57 68,8 67,6 69,1 201 246 273 264 280 292 317 322 325 0,8191 0,8290 0,8320 3,87 5,51 6,96 — —18 —8 —3 —10 —4 —1 68 106 124 0,02 0,02 0,03 74,2 78,6 82,0
Кумдагская нефть западного участка
150—360 180—350 220—330 46,0 37,8 24,9 55 57 57 74,5 73,8 75,2 199 225 250 260 265 269 321 314 294 0,8110 0,8161 0,8159 3,76 4,40 4,87 — —10 —10 —12 —6 —5 —5 66 89 107 0,05 0,06 0,05 78,8 80,0 82,0
Окаремская нефть
170—350 200—340 220—330 30,0 23,6 19,0 58 57 68.1 68,2 69,9 220 246 260 273 276 278 315 309 302 0,8260 0,8268 0,8263 4,55 5,06 5,46 — — 11 —11 —11 —8 —8 —9 74 98 112 0,07 0,08 0,08 77,3 78,2 79,4
Шараплийская нефть
200—350 240-350 29,4 21,9 65 70,8 69,6 240 274 273 292 324 330 0,8197 0,8281 4,86 7,10 — — 14 —6 —4 0 101 124 0,09 0,12 78,2 80,5
00
64. Характеристика исходных фракций (200 350 °C) и углеводородов, полученных из них карбамидной депарафинизацией
Исходная фракция и смесь углеводородов Выход, % ?0 пЪ Анилино- вая точка, СС V20. сСт Темпера- тура за- стывания, сС Дизельный индекс
на фрак- цию на нефть
Котуртепинская нефть центрального и западного участков
Углеводороды, Исходная фракция 100,0 28,8 0,8332 1,4630 75,5 6,25 —15 63,5
не образующие комплекс с карбамидом 88,0 25,3 0,8484 1,4690 1 <—60
Углеводороды, образующие комплекс с карбамидом 12,0 3,5 0,7783 1,4340 — — ' 6 —
Котуртепинская н е ф т ь В О С 1 очного участка
Углеводороды, Исходная фракция 100,0 31,6 0,8289 1,4610 78,4 5,62 —10 67,5
не образующие комплекс с карбамидом 78,5 24,8 0,8507 72,2 6,12 —52 57,1
Углеводороды, образующие комплекс с карбамидом 21,5 6,8 0,7678 — 13
Барсагельмесска я нефть (скважина № 2)
Углеводороды, Исходная фракция 100,0 29,0 0,8339 75,7 5,73 —10 64,3 54 7
не образующие комплекс с карбамидом 81,0 23,5 0,8517 70,2 6'31 —56
Углеводороды, образующие комплекс с карбамидом 19,0 5,5 0,7913 —
Барсагельмесска я нефть ( к в а ж и н а № 6)
Углеводороды, Исходная фракция 100,0 26,1 0,8498 72,0 6,20 —33 55 9
не образующие комплекс с карбамидом 100,0 26,1 0,8498 72,0 6,20 —33 55^9
Углеводороды, образующие комплекс с карбамидом 0,0 0,0 — —
Банкалийск а я нефть
Углеводороды, Исходная фракция 100,0 29,2 0,8367 76,0 5,62 —19 63,3 57,3
не образующие комплекс с карбамидом 84,3 24,6 0,8498 73,4 7,23 —54
Углеводороды, образующие комплекс с карбамидом 15,7 4,6 0,7906 — •
Бурунская неф т ь
Углеводороды, Исходная фракция 100,0 25,6 0,8290 1,4600 78,6 5,51 —8 67,8 57,0
не образующие комплекс с карбамидом 75,9 19,4 0,8476 1,4700 71,3 6^31 —52
Углеводороды, образующие комплекс с карбамидом 24,1 6,2 0,7782- 1,4360
Углеводороды, Кумдагская нес )ть западного участка 81,0 76,8 4,62 4,86 —8 —51 74,5 66,8
Исходная фракция 100,0 79,2 34,1 27,0 0,8177 0,8351 —
не образующие комплекс с карбамидом
Углеводороды, образующие комплекс с карбамидом / О к а р е 20,8 иска 7,1 я нес 0,7820 ) т ь
у7 Исходная фракция 100,0 25,2 0,8275 — 78,6 5,15 —10 67,1
Углеводород^, не образующие комплекс с карбамидом 77,4 19,5 0,8423 — 73,1 5,73 —57 60,2
Углеводороды, образующие комплекс с карбамидом Ш а р а п 22,6 я и й с к 5,7 а я н 0,7884 е ф т ь
Исходная фракция 100,0 29,4 0,8175 — 78,2 4,86 —14 70,8
Углеводороды, не образующие комплекс с карбамидом 70,0 20,6 0,8496 — 72,9 — —48 57,7
Углеводороды, образующие комплекс с карбамидом 30,0 8,8 0,7856 — — — — —
65. Характеристика сырья для каталитического крекинга
Нефть Темпера- тура отбора, °C Выход (на нефть), %. о20 р4 м V50, сСт VI00- сСт Температура 1 застывания, С Содержание, % Коксуемость, о/ /0 Содержание парафино- нафтеновых углеводоро- дов, % Содержание ароматиче- ских углеводородов, % Содержание смолистых веществ, %
серы смол серно- кислот- ных
I груп- па II и III группы IV груп- па всего
Котуртепинская цент- 350—490 28,5 0,8960 372 23,84 6,40 34 0,28 9 0,09 70 13 9 6 28 2
рального и западного
участков Котуртепинская восточ- 350—500 33,7 0,8858 355 — 6,78 37 0,10 8 0,13 72 9 13 5 27 1
кого участка Барсагельмесская (сква- 350—480 27,5 0,8928 378 33,75 6,44 36 0,07 — 0,11 71 10 9 10 29 —
жина № 2) Барсагельмесская (сква- 350—470 23,1 0,9070 379 67,10 8,68 21 0,11 — — 66 15 11 8 34 —
жина № 6) Банкалийская 350—480 31,1 0,8866 375 — 7,48 32 0,11 — 0,08 75 9 5 11 25 1
Бупунскзя 350—450 23,5 0,8775 365 20,50 5,08 31 0,18 5 — 78 9 5 7 21
Кумдагская западного 350—500 34,0 0,8751 400 32,64 6,63 43 — 4 — 81 7 5 7 19 ——
участка Окаремская 350—500 34,1 0,8784 387 — 6,38 41 — — 0,11 78 7 9 6 22 —
Шараплийская 350—4701 25,2 0,8768 369 • —. 5,91 35 — — — 77 9 4 10 23 —
66. Характеристика мазутов и остатков
Мазут и остаток Выход (на нефть), % „20 04 ВУ80 ВУ100 Температура, ‘С Содержание серы, % Коксуемость,
засты- вания вспыш- ки
Котуртепинская нефть центрального и западного
участков
Мазут топочный 40 54,5 0,9260 5,00 3,00 26 232 0,43 7,1
100 46,0 0,9338 13,50 5,40 29 257 0,49 7,9
200 44,0 0,9355 17,50 6,50 30 263 0,50 8,1
Остаток
выше 300 °C 64,0 0,9170 3,05 2,20 21 204 0,38 5,8
» 350 °C 53,0 0,9275 5,65 3,30 26 235 0,45 7,3
» 400 °C 42,8 0,9373 19,70 7,50 30 267 0,51 8,2
» 450 °C 32,5 0,9480 — 20,80 34 299 0,57 9,8
» 490 °C 24,5 0,9620 — 36,00 37 326 0,61 12,9
Котуртепинская нефть в осточного участка
Мазут топочный 100 42,5 0,9230 9,70 4,92 41 236 0,30 6,8
Остаток
выше 300 °C 62,2 0,9003 3,20 2,00 35 180 0,21 3,6
» 350 °C 50,8 0,9118 5,50 3,60 38 212 0,24 4,4
» 400 °C 39,7 0,9277 11,90 5,40 43 238 — 6,5
» 450 °C 28,7 0,9464 Не течет 11,70 43 275 0,40 9,2
» 500 °C 17,1 0,9657 — Не течет 44 286 0,51 12,5
Барсагельмесская нефть (скважина Xs 2)
Мазут топочный 100 48,5 0,9320 7,90 3,50 41 224 0,28 5,3
Остаток выше 300 °C 62,7 0,9135 2,70 2,00 32 184 0,24 4,0
» 350 °C 52,0 0,9283 5,80 2,50 39 214 0,26 4,9
400 °C 42,3 0,9401 13,40 4,90 44 243 0,31 5,9
» 460 °C 29,7 0,9597 Не течет 16,6 48 296 0,41 8,8
» 480 °C 24,6 0,9658 — Не течет 50 313 0,48 10,8
Барсагельмесская нефть (скважина № 6)
Мазут топочный 100 200 56,7 53,4 0,9384 0,9423 15,70* 20,30* 5,50 6,80 24 25 226 0,33 7,0
Остаток выше 300 °C 1 62,4 0,9312 9,40* 3,90 20 192 0,31 5,9
» 350 °C 53,4 0,9423 20,30* 6,80 25 226 0,33 7,0
» 400 °C 45,4 0,9534 — 12,30 30 256 0,33 8,8
450 °C 35,2 0,9664 — 30,20 35 290 0,45 и,о
» 470 °C .30,3 0,9718 — — 39 308 0,50 12,8
* п> и 75 °с.
116
Продолжение табл. 66
Мазут и остаток Выход (на нефть), % „20 ₽4 ВУ80 ВУ1оо Температура, °C Содержание серы, % Коксуемость, %
засты- вания вспыш- ки
Банкалийская нефть
Мазут топочный 100 42,8 0,9357 9,80 4,80 41 244 0,29 6,7
Остаток
выше 300 °C 65,4 0,9128 4,50 2,60 38 160 0,22 5,1
» 350 °C 55,4 0,9176 5,70 2,90 39 204 0,24 5,3
» 400 °C 42,8 0,9357 9,80 4,80 41 244 0,29 6,7
» 460 °C 29,2 0,9543 — 15,20 44 308 0,38 9,5
480 °C 24,0 0,9611 — 23,10 45 332 0,41 13,4
Бурунская нефть
Мазут топочный 100 52,2 0,9198 8,50 3,10 39 — 0,30 2,9
Остаток
выше 300 °C 61,2 0,9093 1,90 1,40 36 •— 0,24 2,2
» 350 °C 52,2 0,9198 8,50 3,10 39 —— 0,30 2,9
400 °C 41,4 0,9335 10,40 5,50 44 — 0,32 3,0
» 450 °C 28,7 0,9490 — 17,80 46 — 0,41 3,8
Кумдагская нефть западного участка
Мазут топочный 100 43,8 0,9006 4,10* 2,10 39 204 0,16 3,2
Остаток выше 300 °C 55,9 0,8846 2,20* 1,60 36 177 о,и 2,1
350 °C 43,8 0,90С6 4,10* 2,10 39 204 0,16 3,2
» 400 °C 32,4 0,9137 9,10* 3,90 44 242 0,26 4,0
» 450 °C 23,5 0,9228 13,80* 5,30 52 270 — 5,0
Окаремская нефть
Мазут топочный 100 60,1 0,9216 7,50* 3,90 41 218 — 5,7
Остаток выше 300 °C 71,0 0,9060 4,30* 2,50 33 162 0,18 4,7
» 360 °C 60,1 0,9216 7,50* 3,90 41 218 — 5,7
у> 400 °C 49,9 0,9304 Не течет 6,20 47 245 0,22 6,7
450 °C 38,1 0,9398 —- 9,80 51 270 0,30 7,8
500 °C 27,0 0,9506 — 14,80 54 293 0,34 10,0
Шараплийская нефть
Остаток выше 470 °C ] 23,7 f
— | 11,70 | 45 | 308 | 0,63 | 9,9
• При 75 °C.
117
68. Групповой углеводородный состав дистиллятной части нефтей, определенный адсорбционным методом
Темпера- тура отбора, °C Выход (на не^ть), Пзрафино -нафтеновые углеводороды Ароматические углеводороды Промежу- точная фракция и смолистые вещества. %
1 группа 11 и III группы IV группа суммар но, %
„20 "D % „20 "D % 20 nD % 20 nD %
Котуртепинская нефть центрального и западного участков
28—200 200—250 17,9 7,8 1,4430—1,4872 89 84 1,5010—1,5230 11 4 1,5422—1,5440 12 — — 11 16 |й —
250—300 10,0 1,4452—1,4706 82 1,4908—1,4994 4 1,5428— 1,5540 14 ' 1о 90
300—350 11,0 1,4529-1,4864 80 1,4964—1,5119 4 1,5340— 1,5843 16 ок 1
350—400 400—450 450—500 10,2 10,3 6,2 1,4612—1,4700 1,4726—1,4810 1,4834—1,4886 74 71 67 1,4950—1,5072 1,4980—1,5170 1,4914—1,5260 11 14 13 1,5344—1,5834 1,5350—1,5850 1,5310—1,5792 14 5 8 1,6008—1,6125 1,5948—1,6130 8 10 ZO 27 31 2 2
Котуртепинская нефть восточног о у ч с т к а
н. к,—200 17,5 — 87 — 13 — — — — 13 15 —
200—250 250—300 9,7 10,6 1,4425—1,4510 85 85 1,4853—1,5233 15 5 1,5507—1,5770 10 — — 15 17 23 32
300—350 350—430 430—500 11,4 17,7 16,0 1,4545—1,4675 1,4730—1,4880 1,4822—1,4908 82 76 67 1,4908—1,5178 1,5020—1,5135 1,5011—1,5145 6 7 11 1,5511—1,5805 1,5561—1,5830 1,5652—1,5892 11 12 15 >1,5900 >1,5900 4 6 1 1
Бар сагельмесск а я нефть (скважина № 2)
н. к.—200 19,0 — 87 — 13 1 о — — — — 13 18 —
200—250 8,9 — 82 -— Io GA 20
250—300 300—350 350—420 420—480 9,4 10,6 14,2 13,3 1,4550—1,4670 1,4721—1,4814 1,4840—1,4897 80 80 75 67 1,4908—1,5285 1,5074—1,5340 1,5092—1,5255 9 9 Ю 1,5449—1,5875 1,5465—1,5896 1,5451 — 1,5808 9 8 10 >1,5900 >1,5900 >1,5900 2 8 12 20 25 32 1
Продолжение табл. 68
Темпера- тура отбора, °C Выход (на нефть), % Парафине -нафтеновые углеводороды Ароматические углеводороды е /иил. ио Промежу- точная фракция я смолистые вещества, о/ /0
I группа II и Ш группы IV группа сум- марно, %
л20 nD % „20 п4 % „20 nD % „20 nD %
Барсагельмесская нефть (скважина № 6)
н. к,—200 20,5 — 91 — 9 — — — 9
200—250 8,8 — 79 — 21 — — 21
250—300 8,4 — 78 — — — — — 22
300—350 9,0 — 73 — 13 — 12 — 2 27
350—430 14,0 — 67 — 16 — 11 — 7 33
430—470 9,1 — 66 Б а н к 13 1 л и й с кая нефть 12 — 9 34 —
н. к,—200 15,7 — 89 — 11 — — —- 11
200—250 7,7 — 80 — 20 — — — — 20
250-300 11,2 1,4455—1,4576 86 1,4899—1,5241 6 1,5340—1,5881 7 >1,5900 1 14
300—350 10,3 1,4512—1,4583 84 1,5195—1,5338 7 1,5405—1,5885 3 >1,5900 6 16
350—420 16,6 1,4713—1,4800 78 1,5011—1,5353 9 1,5438—1,5843 4 >1,5900 9 22
420—480 14,5 1,4739—1,4901 71 1,4943—1,5370 Бур 10 у н с к 1,5400—1,5890 я нефть 6 >1,5900 13 29 —
н. к,—200 22,2 — 87 — 13 — — — — 13
200—250 7,7 1,4368—1,4518 95 1,4714—1,5097 1 1,5332—1,5825 4 — 5
250—300 8,9 1,4418—1,4631 88 1,4791—1,5246 4 1,5343—1,5871 5 >1,5900 3 12
300—350 9,0 1,4442—1,4635 83 1,4809—1,5298 7 1,5578—1,5861 6 >1,5900 4 17 —
ч- ,/-* ЙИ ' к**. **«<* ” г
350—400 400—450 10,8 12,7 1,4590—1,4752 1,4700—1,4821 80 75 1,4865—1,5255 1,4905—1,5295 9 9 1,5581—1,5848 1,5601—1,5908 5 6 >1,5900 >1,5908 6 8 20 23 2
н. к,—200 22,1 Ку 91 мдагская нс ф т ь 9 западного у част к а — 9 —
200—250 10,1 — 89 — 11 — — — — 11 —
250—300 11,9 — 88 — 12 — — — — 12
300—350 12,1 1,4468—1,4610 87 1,4810—1,5185 6 1,5325—1,5878 4 >1,5900 3 13 —
350—420 15,1 1,4609—1,4700 87 1,4915—1,5318 6 1,5410—1,5900 3 >1,5900 4 13 —
420-500 18,9 1,4620—1,4767 76 1,4927—1,5270 7 1,5658-1,5900 7 >1,5900 10 24 —
Окаремская нефть
н. к.—200 13,7 — 90 — 10 — — — — 10 —
200—250 6,6 — 85 — 15 — — — — 15 —
250—300 8,7 1,4413—1,4489 89 1,4867—1,5212 5 1,5470—1,5872 4 >1,5900 2 11 —
300—350 9,9 1,4465—1,4603 85 1,4935—1,5240 6 1,5350—1,5905 5 >1,5905 4 15 —
350—430 18,5 1,4628—1,4735 84 1,4817—1,5315 6 1,5463—1,5748 5 >1,5900 5 16 —
430—500 15,6 1,4650—1,4756 71 1,4891—1,5205 7 1,5512—1,5870 14 >1,5900 8 29 —
Шараплийская нефть
н. к.—200 21,7 — 87 — 13 — — — — 13
200—250 9,8 — 83 — 17 — — — — 17
250—300 9,8 1,4415—1,4553 81 1,4881—1,5217 6 1,5385—1,5900 6 >1,5900 7 19
300—350 9,8 11,4420—1,4678 81 1,4917—1,5300 6 1,5441—1,5855 4 >1,5900 9 19
350—420 14,5 1,4646—1,4740 79 1,4920—1,5283 8 1,5530—1,5813 2 >1,5900 11 21
420—470 10,7 1,4770—1,4847 73 1,5040—1,5299 10 1,5682—1,5871 6 >1,5900 ' 10 26
69. Содержание парафина в 50-градусных масляных фракциях
Температура отбора, °C Содержание парафина, % Температура плавления парафина, °C
Котуртепинска 300—350 350—400 400—450 450—490 я нефть центральн участков 12,3 17,4 15,3 15,2 ого и западного 33,4 46,8 56,8 62,5
Котуртепинская нефть восточного участка
300—350 7,0 34
350—400 20,7' 48
400—450 18.8 59
450—500 16,7 63,5
Барсагельмесская нефть (скважина № 6)
300—350 0
350—390 1,1 49
390—430 2,8 56
430—470 6,0 61
Кумдагская нефть западного участка
300—350 11,3 32
350—400 28.4 48
400—425 32,2 57
Окаремская нефть
300—350 10.2 34
350—400 23,5 49
400—450 20,3 59
450—500 19,8 62
70. Структурно-групповой состав 50-градусных фракций нефтей
Температура отбора, °C г 20 Р4 л20 nD м Распределение углерода. % Среднее число колец в молекуле
А СИ 1 Скол | СП ’ 1 i К i К А. Н ко
Котуртепинская нефть центрального и западного
участков
200—250 0,8065 1,4510 185 9 39 48 52 0,2 0,9 1,1
250—300 0,8290 1,4638 223 11 29 40 60 0,3 0,8 1,1
300—350 0,8542 1,4762 268 12 27 39 61 0,4 1,0 1,4
350—400 0,8790 1,4885 317 13 27 40 60 0,5 1,3 1,8
400—450 0,8972 1,5000 380 13 28 41 59 0,6 1,6 2,2
450—500 0,9075 1,5056 440 14 29 43 57 0,7 2,2 2,9
Котуртепинская нефть восточного участка
200—250 0,8157 1,4539 188 8 32 40 60 0,2 0,7 0,9
250—300 0,8269 1,4601 219 ' 8 29 37 63 0,2 0,9 1,1
300—350 0,8423 1,4678 262 8 32 40 60 0,2 1,1 1,3
350—400 0,8647 1,4800 310 8 31 39 61 0,2 1,5 1,7
400—450 0,8881 1,4934 369 11 30 41 59 0,4 1.9 2,3
450—500 0,9054 1,5037 431 13 29 42 . 58 0,6 2,2 2,8
122
Продолжение табл. 70
Температура отбора, °C „20 nD М Распределение углерода, % Среднее число колец в молекуле
СА СН ^КОЛ сп Ка кн Ко
Барсагельмесская нефть (скважина № 2)
200—250 0,8243 1,4572 184 7 37 44 56 0,1 1,0 1,1
250—300 0,8297 1,4633 225 11 24 35 65 0,3 0,8 1,1
300—350 0,8467 1,4711 269 10 27 37 63 0,3 1,0 1,3
350—400 0,8780 1,4866 320 10 32 42 58 0,3 1,7 2,0
400—450 0,8978 1,4988 393 11 32 43 57 0,5 2,1 2,6
450—480 0,9086 1,5055 435 12 31 43 57 0,6 2,3 2,6
'Барсагельмесская нефть (скважина № 6)
200—250 0,8350 1,4625 189 11 42 53 47 0,2 1,1 1,3
250—300 0,8469 1,4720 221 12 35 47 53 0,3 1,1 1,4
300—350 0,8675 1,4804 261 12 35 47 53 0,4 1,4 1,8
350—430 0,9010 1,4995 342 12 37 49 61 0,5 2,1 2,6
430—470 0.9169 1,5092 436 12 34 46 54 0,6 2,6 3,2
Банкалийская нефть
250—300 0,8330 1,4632 227 9 31 40 60 0,3 0,9 1,2
300—350 0,8470 1,4707 256 10 33 43 57 0,3 1,1 1,4
350—400 0,8724 1,4839 320 9 32 41 59 0.3 1,6 1,9
400—450 0.8949 1,4948 388 9 34 43 57 0,3 2,3 2,6
450—480 0,9014 1,4990 446 9 33 42 58 0,4 2,5 2,9
Бурунская нефть
200—250 0,8188 1,4551 180 9 35 44 56 0,2 0,8 1,0
250—300 0,8254 1,4595 210 9 29 38 62 0,2 0,8 1,0
300—350 0.8399 1,4660 263 7 32 39 61 0,3 1,0 1,3
350—400 0,8626 1,4795 310 11 27 38 62 0,3 1,3 1,6
400—450 0,8906 1,4943 408 10 29 39 61 0,4 2,0 2,4
Кумдагская нефть западного участка
200—250 0,8051 1,4475 183 5 32 37 63 0,1 0,8 0,9
250—300 0,8176 1,4548 211 6 28 34 66 0,2 0,8 1,6
300—350 0,8190 1,4555 231 6 25 31 69 0,2 0,8 1,0
350—400 0,8534 1,4744 314 7 27 34 66 0,2 1,2 1,4
400—500 0.8901 1,4957 413 11 26 37 63 0,5 1,8 2,3
Окаремская нефть
200—250 0,815! 1,4530 180 7 36 43 57 0,1 0,9 1,0
250—300 0,8285 1,4615 207 10 30 40 60 0,2 0,9 1,1
300—350 0,8354 1.4560 260 9 26 35 65 0,3 0,9 1,2
350—400 0,8590 1,4786 328 9 26 35 65 0,3 1,2 1,5
400—450 0,8314 1,4901 394 10 26 36 64 0,4 1,7 2,1
450—500 0,8958 1,4998 440 12 25 37 63 0,6 1,9 2,5
Шара плийская нефть
200—250 0,8011 1,4490 188 9 18 27 73 0,2 0,5 0,7
250—300 0,8185 1,4580 217 11 20 31 69 0,3 0,5 0,8
300—350 0,8437 1,4700 259 12 26 38 62 0,3 1,0 1,3
350—400 0,8648 1,4816 307 11 27 38 62 0,4 1,2 1,6
400—470 0,8859 1,4927 410 10 27 37 63 0,4 1,9 2,3
123s
71. Характеристика дистиллятных базовых масел и групп углеводородов, полученных адсорбционным методом
Исходная фракция и смесь углеводородов Выход, % о20 р4 „20 nD V50. сСт VI оо. сСт ив Темпера- тура за- стывания, С
на фракцию на нефть
Котуртепинская нефть Фракция 300—350 °C центра 100,0 Л Ь Н О 10,5 г о и з а 0,8530 п а д н о г 1,4747 о у ч а с т 5,22 ков 2,18 4
Фракция 300—350 °C после депарафинизации 85,0 8,9 0,8632 1,4782 5,74 2,18 91 —20
Фракция 350—400 °C 100,0 10,0 0,8719 1,4847 10,85 3,42 — 22
Фракция 350—400 °C после депарафинизации 81,5 8,1 0,8865 1,4918 13,70 3,78 66 —26
Нафтено-парафиновые углеводороды 58,0 5,8 0,8562 1,4702 11,44 3,51 100 —23
Нафтено-парафиновые и I группа ароматических 67,0 6,7 0,8621 1,4753 12,00 3,58 95 —23
углеводородов Нафтено-парафиновые, I, II и III группы арома- 72,0 7,2 0,8698 1,4806 12,55 3,66 86 —24
тических углеводородов Нафтено-парафиновые, I, II, III и IV группы аро- 78,2 7,8 0,8810 1,4885 13,30 3,74 73 —25
матических углеводородов I группа ароматических углеводородов 9,0 0,9 0,9148 1,5092 18,22 4,70 87 —41
II и III группы ароматических углеводородов 5,0 0,5 0,9857 1,5554 53,05 6,80 —92 — 19
IV группа ароматических углеводородов 6,2 0,6 1,0348 1,6098 66,82 7,29 — — 10
Смолистые вещества 3,3 0,3 — —
Фракция 400—450 °C 100,0 10,0 0,8940 1,4958 30,33 6,61 34
Фракция 400—450 °C после депарафинизации 84,0 8,4 0,9098 1,5025 46,19 7,97 54,5 — 16
Нафтено-парафиновые углеводороды 54,6 5,5 0,8806 1,4808 31,73 6,88 94 — 14
Нафтено-парафиновые и часть I группы аромати- 66,0 6,6 0,8890 1,4867 34,10 7,02 85 — 15
ческих углеводородов Нафтено-парафиновые и I группа ароматических 68,5 6,9 0,8913 1,4885 34,85 7,06 80 — 15
углеводородов Нафтено-парафиновые, I, II и III группы аро- 73,8 7,4 0,8960 1,4915 36,80 7,18 72 —15,5
матических углеводородов Нафтено-парафиновые, I, II, III и IV группы аро- 79,3 7,9 0,9016 1,4951 40,25 7,43 62 —16
матических углеводородов I группа ароматических углеводородов 13,9 1,4 0,9244 1,5078 56,70 8,82 41 —21
II и III группы ароматических углеводородов 5,3 0,5 0,9872 1,5579 236,10 15,90 —112 —7
IV группа ароматических углеводородов 5,5 0,5 1,0376 1,6045 1624,00 25,17
Смолистые вещества 4,7 0,5 — — — — : — —
Фракция 450—490 °C Фракция 450—490 °C после депарафинизации Нафтено-парафиновые углеводороды Нафтено-парафиновые и I группа ароматических 100,0 84,0 48,7 62,6 8,0 6,7 3,9 5,0 0,9052 0,9194 0,8822 0,8947 1,5015 1,5087 1,4820 1,4905 64,56 109,00 57,56 68,25 11,70 13,85 10,11 10,95 46 83 72 44 —18 —14 —15
углеводородов Нафтено-парафиновые, I, II и III группы арома- 73,5 5,9 0,9046 1,4980 81,00 11,80 59 —16,5
тических углеводородов Нафтено-парафиновые, I, II, III и IV группы аро- 78,5 6,3 0,9110 1,5020 91,50 12,55 52 —17
матических углеводородов I группа ароматических углеводородов II и III группы ароматических углеводородов 13,9 10,9 1,1 0,9 0,9250 0,9890 1,5075 1,5600 111,90 868,60 15,08 34,97 68 —102 —15 —3
IV группа ароматических углеводородов 5,0 0,4 — —
Смолистые вещества 5,5 0,4 —’
Котуртепинская нефть восточного участка
Фракция 350—430 °C 100,0 17,7 0,8725 1,4845 — 4,03 — 29
Фракция 350—430 °C после депарафинизации 68,3 12,1 0,8962 1,4974 22,05 5,10 66 —19
Нафтено-парафиновые углеводороды Нафтено-парафиновые и I группа ароматических 51,6 54,3 9,1 9,6 0,8732 0,8757 1,4806 1,4818 16,41 17,00 4,60 4,71 114 114 —19 —20
углеводородов Нафтено-парафиновые, I и II группы ароматиче- 60,3 10,7 0,8851 1,4894 18,62 4,97 ПО —19
ских углеводородов Нафтено-парафиновые, I, II и III группы арома- 64,8 11,5 0,8940 1,4955 20,00 5,01 90 —20
тических углеводородов I группа ароматических углеводородов II группа ароматических углеводородов III группа ароматических углеводородов 2,7 6,0 4,5 0,5 1,1 0,8 0,9215 0,9788 1,0069 1,5099 1,5610 1,5837 62,50 129,20 6,00 8,21 10,80 —30 —151 —23
IV группа ароматических углеводородов и смоли- 3,5 0,6 —. — — —
стые вещества 16,0 0,9017 1,5035 9,80
Фракция 430—500 °C 100,0 — — 44
Фракция 430—500 °C после депарафинизации 64,2 10,3 0,9248 1,5145 134,80 15,90 45 —19
Нафтено-парафиновые углеводороды 39,2 6,3 0,8922 1,4896 66,60 11,21 82 — 17
Нафтено-парафиновые и I группа ароматических 43,1 6,9 0,8943 1,4915 70,90 11,59 80 — 18
углеводородов Нафтено-парафиновые, I и 30% смеси II и III 47,5 7,6 0,8931 1,4980 79,90 12,29 74 ‘ —19
групп ароматических углеводородов
to Продолжение табл. 71
Исходная фракция и смесь углеводородов Выход, % Р4° л20 nD V50’ сСт V100- сСт ив Темпера- тура за- стывания, °C
на фракцию на нефть
I группа ароматических углеводородов 3,9 0,6 0,9221 1,5082 125,80 15,41 50 —19
II и III группы ароматических углеводородов 14,7 2,4 0,9943 1,5710 — — —
IV группа ароматических углеводородов и смоли- 6,4 1,0 — — —
стые вещества
Барсагельмесская нефть (с к в а ж ина № 2)
Фракция 350—420 °C 100,0 14,2 0,8818 1,4888 13,54 4,02 113 27
Фракция 350—420 °C после депарафинизации 80,9 11,5 0,8955 1,4973 19,77 4,62 42 —22
Нафтено-парафиновые углеводороды 57,7 8,2 0,8682 1,4776 13,73 4,14 128 —16
Нафтено-парафиновые и I группа ароматических 65,2 9,2 0,8757 1,4838 15,42 4,23 92 —16
углеводородов
Нафтено-парафиновые, I, II и III группы арома- 72,7 10,3 0,8886 1,4945 17,42 4,34 54 —17
тических углеводородов
I группа ароматических углеводородов 7,5 1,0 0,9310 1,5165 — 5,42 __ —35
II и III группы ароматических углеводородов 7,5 1,1 1,0138 1,5829 115,10 9,73 —16
IV группа ароматических углеводородов 8,2 1,2 — —
Фракция 420—480 °C 100,0 13,3 0,9066 1,5035 55,22 9,04 56 43
Фракция 420—480 °C после депарафинизации 75,9 10,1 0,9263 1,5145 113,10 14,45 52 —22
Нафтено-парафиновые углеводороды 48,5 6,5 0,8909 1,4895 54,55 9,73 84 — 18
Нафтено-парафиновые и I группа ароматических 54,5 7,3 0,8951 1,4936 57,61 10,08 82 —18
углеводородов Нафтено-парафиновые, I, II и III группы арома- 64,6 8,6 0,9079 61 —18
1,5035 72,29- 10,96
тических углеводородов
I группа ароматических углеводородов 6,0 0,8 0,9274 1,5132 100,80 12,73 34 —19
II и III группы ароматических углеводородов 10,1 1,3 1,0174 1,5735 128,10 43,08
IV группа ароматических углеводородов 11,3 1,5 —- — — — — —
Барсагельмесская н е ф т ь (с к в а ж ина № 6)
Фракция 350—430 °C 100,0 14,0 0,9010 1,4995 26,20 5,41 12
Фракция 350—430 °C после депарафинизации 92,8 13,0 0,9074 1,5025 31,20 6,32 63 —23
Нафтено-парафиновые углеводороды 59,7 8,4 0,8812 1,4853 21,10 5,23 93 -19
'WWgo
Нафтено-парафиновые и 50% I группы аромати- 67,3 9,4 0,8849 1,4877 21,90 5,34 93 —22
ческих углеводородов Нафтено-парафиновые и I группа ароматических 74,9 10,5 0,8875 1,4895 22,90 5,51 93 —23
углеводородов Нафтено-парафиновые, I, II и III группы арома- 85,7 12,0 0,9000 1,4993 25,60 5,81 85 —23
тических углеводородов I группа ароматических углеводородов 15,2 2,1 0,9089 1,5055 30,90 6,19 55 —28
II и III группы ароматических углеводородов 10,8 1,5 0,9997 1,5779 — — — —9
IV группа ароматических углеводородов 7,1 1 ,о — — — — — —
Фракция 430—470 °C 100,0 9,1 0,9169 1,5092 83,90 12,00 62 34
Фракция 430—470 °C после депарафинизации 90,1 8,2 0,9278 1,5163 124,60 15,10 46 —15
Нафтено-парафиновые углеводороды 55,7 5,1 0,8895 1,4892 59,40 11,00 98 —14
Нафтено-парафиновые и I группа ароматических 68,3 6,2 0,8999 1,4960 67,70 11,10 77 —15
углеводородов Нафтено-парафиновые, I и 70% смеси II и III 77,5 7,0 0,9120 1,5058 79,10 11,80 63 —15
групп ароматических углеводородов I группа ароматических углеводородов 12,6 1,1 0,9323 1,5175 107,40 13,80 48 —17
II и III группы ароматических углеводородов 13,2 1,2 1,0046 1,5812 — 33,90 — —
IV группа ароматических углеводородов 8,6 0,8 — — — —
Б а н к а л и й с к а я нефть
Фракция 350—420 °C 100,0 16,6 0,8773 1,4855 — 4,12 — 22
Фракция 350—420 °C после депарафинизации 80,1 13,3 0,8897 1,4923 17,25 4,48 76 -22
Нафтено-парафиновые углеводороды 60,2 10,0 0,8643 1,4745 13,83 4,00 104 — 19
Нафтено-парафиновые и I группа ароматических 68,9 11,4 0,8750 1,4808 14,94 4,11 87 — 19
углеводородов Нафтено-парафиновые, I, II и III группы арома- 74,8 12,4 0,8826 1,4855 16,30 4,32 82 —20
тических углеводородов I группа ароматических углеводородов 8,7 1,4 0,9431 1,5261 33,40 — — —31
II и III группы ароматических углеводородов 5,9 1,0 1,0421 1,5763 69,50 21,10 — —
IV группа ароматических углеводородов 5,3 0,9 — — — — —— —
Фракция 420—480 °C 100,0 14,5 0,8963 1,4955 53,80 11,37 — « 40
Фракция 420—480 °C после депарафинизации 69,7 10,1 0,9168 1,5060 92,60 12,22 41 — 19
Нафтено-парафиновые углеводороды 43,0 6,2 0,8811 1,4818 52,00 9,70 92 — 14
Нафтено-парафиновые и I группа ароматических 52,6 7,6 0,8907 1,4880 61,50 10,52 82 — 15
углеводородов ьэ
Продолжение табл. 71
а>
Исходная фракция и смесь углеводородов Выход, % Р4° л20 nD V50. сСт V100. сСт ив Темпера- тура за- стывания, СС
на фракцию на нефть
Нафтено-парафиновые, I, II, III и 45% IV труп- 63,0 9,1 0,9088 1,5030 77,10 11,53 63 — 17
пы ароматических углеводородов I группа ароматических углеводородов 9,6 1,4 0,9294 1,5136 105,4 13,12 35 — 16
II, III и 45% IV группы ароматических углево- 10,4 1,5 1,0237 1,5870 — — — —
дородов IV группа ароматических углеводородов 6,7 1,0 — — — — — —
Бурунская нефть
Фракция 350—400 °C 100,0 10,8 0,8612 1,4775 9,51 3,11 25
Фракция 350—400 °C после депарафинизации 68,8 7,4 0,8843 1,4870 13,97 3,94 89 —27
Нафтено-парафиновые углеводороды 47,1 5,1 0,8542 1,4660 12,60 3,75 98 —26
Нафтено-парафиновые, I и II группы ароматиче- 57,9 6,3 0,8689 1,4753 13,48 3,85 96 —26
ских углеводородов I группа ароматических углеводородов 7,1 0,8 0,9009 1,5007 .
II группа ароматических углеводородов 3,7 0,4 0,9583 1,5355 — — -11
III группа ароматических углеводородов 3,3 0,3 1,0056 1,5364 — — —2
IV группа ароматических углеводородов 7,6 0,8 1,0511 1,5530 15
Фракция 400—450 °C 100,0 12,7 0,8903 1,4955 29,32 6,74 36
Фракция 400—450 °C после депарафинизации 70,5 9,0 0,9106 1,4991 56,93 9,14 53 —16
Нафтено-парафиновые углеводороды 47,7 6,1 0,8809 1,4803 40,48 7,93 85 —14
Нафтено-парафиновые, I и 30% II и III групп 57,9 7,4 0,8878 1,4865 42,29 8,06 85 —15
ароматический углеводородов
Нафтено-парафиновые, 1, II и III группы арома- 62,4 7,9 0,8919 1,4890 45,86 8,40 83 —15
тических углеводородов
I группа ароматических углеводородов 9,0 1,1 0,9154 1,5073 — __ —14
II и III группы ароматических углеводородов 5,7 0,7 1,0018 1,5682 — — —
IV группа ароматических углеводородов 8,1 1,1 1,0319 1,5900 — — — 1
о Кумдагская нефть западного участка
Фракция 350—420 °C Фракция 350—420 °C после депарафинизации Нафтено-парафиновые углеводороды 100,0 67,6 55,3 61,0 15,1 10,2 8,3 9,2 0,8574 0,8821 0,8666 0,8734 1,4770 1,4895 1,4778 1,4827 10,72 15,33 13,49 14,29 3,45 4,39 4,05 4,20 116 116 30 -24 —18 —19
Нафтено-парафиновые и I группа ароматических
углеводородов Нафтено-парафиновые, I, II, III и 5% IV группы 64,2 9,7 0,8805 1,4875 14,82 4,34 — -21
ароматических углеводородов 5,7 3,2 0,9 0,5 0,9385 1,0240 1,5265 31,55 6,36 64 —
I группа ароматических углеводородов II, III и 5% IV группы ароматических углево- 1,5986 10,53 — —
дородов IV группа ароматических углеводородов Фракция 420—500 °C Фракция 420—500 °C после депарафинизации Нафтено-парафиновые углеводороды 3,4 100,0 63,6 42,8 0,5 18 9 12,0 8,1 9,3 0,8909 0,9131 0,8851 0,8901 1,4948 1,5075 1,4873 1,4911 94,68 53,39 58,81 9,14 12,93 10,17 10,58 55 98 92 50 —18 —14 — 14
Нафтено-парафиновые и I группа ароматических 49,4
углеводородов Нафтено-парафиновые, I, II и III группы арома- 54,9 10,4 0,9013 1,4992 68,94 11,22 76 —15
тических углеводородов 1 группа аооматических углеводородов II и III группы ароматических углеводородов 6,6 5,5 1,2 1,1 1 с 0,9170 0,9739 1,5186 1,5759 92,04 13,05 62 —14
IV группа ароматических углеводородов 8,7 1 ,О — 1 —
Окаремская нефть
Фракция 350—430 °C Фракция 350—430 °C после депарафинизации Нафтено-парафиновые углеводороды 100,0 70,1 55,3 18,5 13,0 10,3 11,3 0,8668 0,8915 0,8708 0,8776 1,4820 1,4945 1,4804 11,63 18,81 14,71 15,44 3,73 4,72 4,25 4,35 79 ПО 108 30 —23 -18 -21
Нафтено-парафиновые и I группа ароматических 60,8
углеводородов Нафтено-парафиновые, I, II и III группы арома- 65,7 12,2 0,8849 1,4907 16,80 4,61 106 —21
тических углеводородов I группа ароматических углеводородов II и III группы ароматических углеводородов 5,5 4,9 1,0 0,9 0,9009 0,9949 1,0221 0,8940 1,5007 1,5690 27,11 159,80 5,74 11,45 58 — 18
IV группа: ароматических углеводородов . Фракция 430—500 °C 4,4 100,0 0,8 15,6 1,4976 — 9,53 — 50
Фракция 430—500 °C после депарафинизации Нафтено-парафиновые углеводороды ' CD 65,5 41,2 10,2 6,4 0,9218 0,8920 1,5117 1,4893 112,40 61,57 14,51 10,55 55 82 —20 —15
' ~ 1 - -- , _ Поодолжение табл 71
Исходная фракция и смесь углеводородов Выход, % ₽420 „20 nD V50. сСт Vljw), сСт ив Темпера- тура за- стывания, °C
на фракцию на нефть
Нафтено-парафиновые и I группа ароматических 44,9 7,0 0,8953 1,4914 65,29 11,00 82 15
углеводородов Нафтено-парафиновые, I и II группы ароматиче- 58,5 9,1 0,9117 1,5052 90,70 13,18 68 17
ских углеводородов ^группа ароматических углеводородов 3,7 0,6 0,9123 1,5046 86,47 12,87 71 18
II группа ароматических углеводородов III и IV группы ароматических углеводородов 13,6 2,1 0,9814 1,5597 30,80
7,0 1,1 '— — — — —
Шараплийская нефть
Фракция 350—420 °C Фракция 350—420 °C после депарафинизации 100,0 69,4 14,5 10,1 0,8668 0,8852 1,4833 1,4942 14,65 3,93 4,00 77 29 29
Нафтено-парафиновые углеводороды 49,8 7,2 0,8495 1,4700 11,88 3,63 113 оя
Нафтено-парафиновые и I группа ароматических 56,9 8,3 0,8586 1,4751 12,53 3,70 95 28
углеводородов
Нафтено-парафиновые, I, И и Ш группы арома- тических углеводородов 58,9 8,6 0,8623 1,4772 13,02 3,77 91 —28
I группа ароматических углеводородов 7,1 1,1 0,9196 1,5144 4,88 07
II и III группы ароматических углеводородов IV группа ароматических углеводородов 2,0 0,3 0,9923 1,5616 & 1
10,5 1,5 1,0383
Фракция 420—470 °C Фракция 420—470 °C после депарафинизации Нафтено-парафиновые углеводороды Нафтено-парафиновые и I группа ароматических углеводородов 100,0 68,6 10,7 7,3 0,8928 0,9056 1,4945 1,5040 56,80 8,70 9,60 71 40 —21 —18 —18
47,5 5,0 0,8714 1,4803 36,30 7,91 8,06 105
54,7 5,8 0,8782 1,4852 39,82 93
Нафтено-парафиновые, I, II и III группы арома- тических углеводородов 59,2 6,3 0,8866 1,4908 42,40 8,25 87 —19
I группа ароматических углеводородов II и III группы ароматических углеводородов 7,2 0,8 0,9274 1,5171 89,10 12,20 49 —15 0 35
4,5 0,5 1,0019 1,5742
IV группа ароматических углеводородов 9,4 1,0 — — ~ 1 —
МКН
72. Выход гача после депарафинизации масляных фракций
73. Структурно-групповой состав дистиллятных базовых масел и групп
углеводородов
Исходная фракция и смесь углеводородов Распределение углерода, % Среднее число колец , в молекуле
СА СН Скол СП «А «Н ко
Котуртепинская нефть центрального и западного
участков
Фракция 300—350 °C 12 27 39 61 0,38 1,04 1,42
Фракция 300—350 °C после депарафиниза- 15 29 44 56 0,41 1,21 1,62
ции
Фракция 350—400 °C 13 27 40 60 0,50 1,30 1,80
Фракция 350—400 °C после депарафиниза- 15 31 46 54 0,55 1,54 2,09
ции
Нафтено-парафиновые углеводороды О' 38 38 62 0 1,85 1,85
Нафтено-парафиновые и I группа аромати- 4 35 39 61 0,16 1,70 1,86
ческих углеводородов Нафтено-парафиновые, I, II и III группы 8 33 41 59 0,36 1,57 1,93
ароматических углеводородов Нафтено-парафиновые, I, II, III и IV груп- 13 32 45 55 0,51 1,52 2,03
пы ароматических углеводородов
Фракция 400—450 °C 13 28 41 59 0,62 1,86 2,48
Фракция 400—450 °C после депарафиниза- 14 35 49 51 0,66 2,31 2,97
ции
Нафтено-парафиновые углеводороды 0 43 43 57 0 2,74 2,74
Нафтено-парафиновые и I группа аромати- 5 40 45 55 0,23 2,60 2,83
ческих углеводородов Нафтено-парафиновые, I, II и III группы 7 40 47 53 0,32 2,63 2,95
ароматических углеводородов Нафтено-парафиновые, I, И, III и IV груп- 9 39 48 52 0,44 2,52 2,96
пы ароматических углеводородов
Фракция 450—490 °C 14 29 43 57 0,73 2,21 2,94
Фракция 450—490 °C после депарафиниза- 15 33 48 52 0,85 2,55 3,40
ции
Нафтено-парафиновые углеводороды 0 40 40 60 0 3,00 3,00
Нафтено-парафиновые и I группа аромати- 5 38 43 57 0,26 2,89 3,15
ческих углеводородов Нафтено-парафиновые, I, II и III группы 10 35 45 55 0,55 2,68 3,23
ароматических углеводородов Нафтено-парафиновые, I, II, III и IV груп- 11 35 46 54 0,64 2,71 3,35
пы ароматических углеводородов
Котуртепинская нефть восточного участка
Фракция 350—430 °C 9 30 39 61 0,30 1,59 1,89
Фракция 350—430 °C после депарафиниза- 13 36 49 51 0,45 1,95 2,40
ции
Нафтено-парафиновые углеводороды 2 40 42 58 0,05 2,07 2,12
Нафтено-парафиновые и I группа аромати- 2 42 44 56 0,05 2,17 2,22
ческих углеводородов Нафтено-парафиновые, I и II группы аро- 8 37 45 55 0,25 2,00
2,25
матических углеводородов
132
Продолжение табл. 73
Исходная фракция и смесь углеводородов Распределение углерода, % "Среднее число ' колец в молекуле
СА сн '-'кол сп Кд кн Ко
Нафтено-парафиновые, I, II и III группы ароматических углеводородов Фракция 430—500 °C Фракция 430—500 °C после депарафиниза- ции Нафтено-парафиновые углеводороды 11 13 14 0 36 25 35 41 47 38 49 41 53 62 51 59 0,40 0,70 0,70 0 1,98 1,90 2,65 3,05 2,38 2,60 3,35 3,05
Барсагельмесская нефть (скважина № 2)
Фракция 350—420 °C 9 33 42 58 0,31 1,79 2,10
Фракция 350—420 °C после депарафиниза- 12 35 47 53 0,45 1,93 2,38
ции Нафтено-парафиновые углеводороды 0 40 40 60 0 0,20 2,00 2,00
Нафтено-парафиновые и I группа аромати- 5 37 42 58 1,88 2,08
ческих углеводородов Нафтено-парафиновые, I, II и III группы 12 31 43 57 0,45 1,75 2,20
ароматических углеводородов 0,55 2,33 2,88
Фракция 420—480 °C 11 32 43 57
Фракция 420—480 °C после депарафиниза- 14 36 50 50 0,65 2,82 3,47
ции
Нафтено-парафиновые углеводороды 0 41 41 59 0 2,82 2,82
Нафтено-парафиновые и I группа аромати- 5 37 42 58 0,20 2,62 2,82
ческих углеводородов Нафтено-парафиновые, I, II и III группы 11 34 45 55 0,51 2,47 2,98
ароматических углеводородов -
Барсагельмесская нефть (с к в а ж и н а № 6)
Фракция 350—430 °C 12 37 49 51 0,45 2,10 2,50
Фракция 350—430 °C после депарафиниза- 12 40 52 48 0,45 2,25 2,75
ции
Нафтено-парафиновые углеводороды 3 40 43 57 0,11 2,17 2,28
Нафтено-парафиновые и 50% I группы аро- 5 39 44 56 0,16 2,22 2,38
матических углеводородов Нафтено-парафиновые и I группа аромати- 5 40 45 55 0,18 2,27 2,45
ческих углеводородов Нафтено-парафиновые, I, II и III группы 12 36 48 52 0,43 2,09 2,52
ароматических углеводородов I группа ароматических углеводородов 21 25 46 54 0,80 1,53 2,33
II и III группы ароматических углеводоро- 44 32 76 24 1,98 1,83 3,81
дов
Фракция 430—470 °C 12 34 46 54 0,62 2,58 3,20
Фракция 430—470 °C после депарафиниза- 15 35 50 50 0,75 2,70 3,45
ции
Нафтено-парафиновые углеводороды 0 40 40 60 0 2,86 2,86
Нафтено-парафиновые и I группа аромати- 5 38 43 57 0,24 2,76 3,00
ческих .углеводородов Нафтено-парафиновые, I и 70% смеси II и 12 33 45 55 0,55 2,60 3,15
III групп ароматических углеводородов
133
73. Структурно-групповой состав дистиллятных базовых масел и групп
углеводородов
Исходная фракция и смесь углеводородов Распределение углерода, % Среднее число колец , в молекуле
СА СН С кол сп «А кн Ко
Котуртепинская нефть центрального и западного участков
Фракция 300—350 °C 12 27 39 61 0,38 1,04 1,42
Фракция 300—350 °C после депарафиниза- 15 29 44 56 0,41 1,21 1,62
ции
Фракция 350—400 °C 13 27 40 60 0,50 1,30 1,80
Фракция 350—400 °C после депарафиниза- 15 31 46 54 0,55 1,54 2,09
ции
Нафтено-парафиновые углеводороды О' 38 38 62 0 1,85 1,85
Нафтено-парафиновые и I группа аромати- 4 35 39 61 0,16 1,70 1,86
ческих углеводородов Нафтено-парафиновые, I, II и III группы 8 33 41 59 0,36 1,57 1,93
ароматических углеводородов Нафтено-парафиновые, I, II, III и IV груп- 13 32 45 55 0,51 1,52 2,03
пы ароматических углеводородов 13 0,62 1,86 2,48
Фракция 400—450 °C 28 41 59
Фракция 400—450 °C после депарафиниза- 14 35 49 51 0,66 2,31 2,97
ции
Нафтено-парафиновые углеводороды 0 43 43 57 0 2,74 2,74
Нафтено-парафиновые и I группа аромати- 5 40 45 55 0,23 2,60 2,83
ческих углеводородов Нафтено-парафиновые, I, II и III группы 7 40 47 53 0,32 2,63 2,95
ароматических углеводородов Нафтено-парафиновые, I, II, III и IV груп- 9 39 48 52 0,44 2,52 2,96
пы ароматических углеводородов 0,73
Фракция 450—490 °C 14 29 43 57 2,21 2,94
Фракция 450—490 °C после депарафиниза- 15 33 48 52 0,85 2,55 3,40
ции
Нафтено-парафиновые углеводороды 0 40 40 60 0 3,00 3,00
Нафтено-парафиновые и I группа аромати- 5 38 43 57 0,26 2,89 3,15
ческих углеводородов Нафтено-парафиновые, I, II и III группы 10 35 45 55 0,55 2,68 3,23
ароматических углеводородов Нафтено-парафиновые, I, II, III и IV груп- 11 35 46 54 0,64 2,71 3,35
пы ароматических углеводородов
Котуртепинская нефть восточного участка
Фракция 350—430 °C 9 30 39 61 0,30 1,59 1,89
Фракция 350—430 °C после депарафиниза- 13 36 49 51 0,45 ,1,95 2,40
ции
Нафтено-парафиновые углеводороды 2 40 42 58 0,05 2,07 2,12
Нафтено-парафиновые и I группа аромати- 2 42 44 56 0,05 2,17 2,22
ческих углеводородов Нафтено-парафиновые, I и II группы аро- 8 37 45 55 0,25 2,00 2,25
матических углеводородов
132
Продолжение табл.. 73
Исходная фракция и смесь углеводородов Распределение углерода, % Среднее число " колец в молекуле
СА сн ^кол сп Кд Кн Ко
Нафтено-парафиновые, I, II и III группы 11 36 47 53 0,40 1,98 2,38
ароматических углеводородов Фракция 430—500 °C 13 25 38 62 0,70 1,90 2,60
Фракция 430—500 °C после депарафиниза- 14 35 49 51 0,70 2,65 3,35
ции Нафтено-парафиновые углеводороды 0 41 41 59 0 3,05 3,05
Барсагельмесская нефть (с к в а ж и н а № 2)
Фракция 350—420 °C 9 33 42 58 0,31 1,79 2,10
Фракция 350—420 °C после депарафиниза- 12 35 47 53 0,45 1,93 2,38
ции 2,00 2,00
Нафтено-парафиновые углеводороды 0 40 40 60 0
Нафтено-парафиновые и I группа аромати- 5 37 42 58 0,20 1,88 2,08
ческих углеводородов Нафтено-парафиновые, I, II и III группы 12 31 43 57 0,45 1,75 2,20
ароматических углеводородов 2,88
Фракция 420—480 °C 11 32 43 57 0,55 2,33
Фракция 420—480 °C после депарафиниза- 14 36 50 50 0,65 2,82 3,47
ции
Нафтено-парафиновые углеводороды 0 41 41 59 0 2,82 2,82
Нафтено-парафиновые и I группа аромати- 5 37 42 58 0,20 2,62 2,82
ческих углеводородов Нафтено-парафиновые, I, II и III группы 11 34 45 55 0,51 2,47 2,98
ароматических углеводородов -
Барсагельмесская нефть (скважина № 6)
Фракция 350—430 °C 12 37 49 51 0,45 2,10 2,50
Фракция 350—430 °C после депарафиниза- 12 40 52 48 0,45 2,25 2,75
ции
Нафтено-парафиновые углеводороды 3 40 43 57 0,11 2,17 2,28
Нафтено-парафиновые и 50% I группы аро- 5 39 44 56 0,16 2,22 2,38
матических углеводородов Нафтено-парафиновые и I группа аромати- 5 40 45 55 0,18 2,27 2,45
ческих углеводородов Нафтено-парафиновые, I, II и III группы 12 36 48 52 0,43 2,09 2,52
ароматических углеводородов I группа ароматических углеводородов 21 25 46 54 0,80 1,53 2,33
II и III группы ароматических углеводоро- 44 32 76 24 1,98 1,83 3,81
дов
Фракция 430—470 °C 12 34 46 54 0,62 2,58 3,20
Фракция 430—470 °C после депарафиниза- 15 35 50 50 0,75 2,70 3,45
ции
Нафтено-парафиновые углеводороды 0 40 40 60 0 2,86 2,86
Нафтено-парафиновые и I группа аромати- 5 38 43 57 0,24 2,76 3,00
ческих углеводородов Нафтено-парафиновые, I и 70% смеси II и 12 33 45 55 0,55 2,60 3,15
III групп ароматических углеводородов
133
Продолжение табл. 73
Исходная фракция и смесь углеводородов Распределение углерода, % Среднее число колец в молекуле
СА СН *^кол СП кА Кн Ко
Банкалийская нефть
Фракция 350—‘420 °C 8 34 42 58 0,30 1,80 2,10
Фракция 350—420 °C после депарафиниза- 13 33 46 54 0,60 1,70 2,30
ции
Нафтено-парафиновые углеводороды 1 40 41 59 0,10 1,95 2,05
Нафтено-парафиновые и I группа аромати- 7 37 44 56 0,22 2,05 2,27
ческих углеводородов Нафтено-парафиновые, I, II и III группы 9 37 46 54 0,31 2,05 2,36
ароматических углеводородов 58 0,30 2,50 2,80
Фракция 420—480 °C 8 34 42
Фракция 420—480 °C после депарафиниза- 14 36 50 50 0,72 2,58 3,30
ции
Нафтено-парафиновые углеводороды 0 41 41 59 0 2,80 2,80
Нафтено-парафиновые и I группа аромати- 4 39 43 57 0,20 2,70 2,90
ческих углеводородов Нафтено-парафиновые, I, II, III группы и 14 31 45 55 0,70 2,30 3,00
45% IV группы ароматических углеводо- родов
Буруне кая нефть
Фракция 350—400 °C 7 31 38 62 0,20 1,50 1,70
Фракция 350—400 °C после депарафиниза- 11 38 49 51 0,40 1,90 2,30
ции
Нафтено-парафиновые углеводороды 0 41 41 59 0 2,00 2,00
Нафтено-парафиновые, I и II группы аро- 1 44 45 55 0,10 2,10 2,20
матических углеводородов
Фракция 400—450 °C 11 27 38 62 0,51 1,80 2,31
Фракция 400—450 °C после депарафиниза- 11 33 44 56 0,50 2,80 3,30
ции
Нафтено-парафиновые углеводороды 0 44 44 56 0 2,80 2,80
Нафтено-парафиновые, I, II и III группы 6 40 46 54 0,30 2,60 2,90
ароматических углеводородов
Кумдагская нефть западного участка
Фракция 350—420 °C 6 28 34 66 0,30 1,20 1,50
Фракция 350—420 °C после депарафиниза- ции 11 33 44 56 0,42 1,71 2,13
Нафтено-парафиновые углеводороды 1 38 39 61 0 2,00 2,00
Нафтено-парафиновые и I группа аромати- ческих углеводородов 5 36 41 59 0,20 1,81 2,01
Нафтено-парафиновые, I, II, III и 5% IV группы ароматических углеводородов 8 35 43 57 0,30 1,82 2,12
134
Продолжение табл. 77
Исходная фракция и смесь углеводородов Распределение углерода, % Среднее число колец в молекуле
СА сн СКОл сп Кд *н Ко
Фракция 420—450 °C 9 27 36 64 0,41 2,05 2,46
Фракция 420—450 °C после депарафиниза- ции 12 32 44 56 0,60 2,60 3,20
Нафтено-парафиновые углеводороды Нафтено-парафиновые и I группа аромати- 1 37 38 62 0,05 2,70 2,75
ческих углеводородов 4 34 38 62 0,23 2,55 2,78
Нафтено-парафиновые, I, II и III группы ароматических углеводородов X- 9 32 41 59 0,40 2,50 2,90
Окаремская нефть
Фракция 350—430 °C 9 26 35 65 0,32 1,41 1,73
Фракция 350—430 °C после депарафиниза- 12 34 46 54 0,50 1,83 2,33
ции Нафтено-парафиновые углеводороды 1 40 41 59 0 2,00 2,00
Нафтено-парафиновые, I, II и III группы 10 33 43 57 0,40 1,80 2,20
ароматических углеводородов Фракция 430—500 °C 11 27 38 62 0,50 1,90 2,40
Фракция 430—500 °C после депарафиниза- 13 35 48 52 0,62 2,75 3,37
ции Нафтено-парафиновые углеводороды 0 42 42 58 0 2,90 2,90
Нафтено-парафиновые и I группа аромати- 1 42 43 57 0,05 3,00 3,05
ческих углеводородов Нафтено-парафиновые, I и II группы аро- 11 35 46 54 0,50 2,65 3,15
матических углеводородов
Шараплийская нефть
Фракция 350—420 °C 11 24 35 65 0,40 1,20 1,60
Фракция 350—420 °C после депарафиниза- ции 16 26 42 58 0,70 1,30 2,00
Нафтено-парафиновые углеводороды 3 28 31 69 0,10 1,42 1,52
Нафтено-парафиновые и I группа аромати- ческих углеводородов 6 28 34 66 0,20 1,50 1,70
Нафтено-парафиновые, I, II и III группы ароматических углеводородов 7 30 37 63 0,33 1,47 1,80
Фракция 420—470 °C 9 29 38 62 0,40 2,20 2,60
Фракция 420—470 °C после депарафиниза- ции 16 26 42 58 0,90 2,20 3,10
Нафтено-парафиновые углеводороды 3 31 34 66 0,25 2,05 2,30
Нафтено-парафиновые и I группа аромати- ческих углеводородов 8 29 37 63 0,42 2,05 2,47
Нафтено-парафиновые, I, II и III группы ароматических углеводородов 10 28 38 62 0,60 1,95 2,55
135
со
о>
74. Характеристика остаточных базовых
масел и групп углеводородов, полученных адсорбционным методом
Остаток и смесь углеводородов Выход, % 20 «20 nD м vse» сСт V100» сСт vso ив ввк Темпера- тура застывания, °C
на ос- таток на нефть
V100
Котуртепинская н е ф т ь ц е н т р а л ь н о г о и западного участков
Остаток выше 490 °C 100,0 24,5 0,9620 37
Нафтено-парафиновые углеводороды после депа- 13,2 3,3 0,8861 1,4850 164,4 22,50 7,30 94 0,808 —13
рафинизации
Нафтено-парафиновые и часть I группы аромати- 20,0 5,0 0,8955 1,4917 190,0 23,70 8,03 85 0,820 —17
ческих углеводородов
Нафтено-парафиновые и I группа ароматических 25,6 6,4 0,9040 1,4970 265,0 28,60 9,27 78 0,828 —18
углеводородов
Нафтено-парафиновые, I группа и часть смеси II 26,8 6,7 0,9053 1,4981 294,8 30,30 9,72 76 0,830 —18
и III групп ароматических углеводородов
Нафтено-парафиновые, I, II и III группы аромати- 39,6 9,9 0,9250 1,5095 717,3 50,50 14,20 62,7 —19
ческих углеводородов
I группа ароматических углеводородов 12,4 3,1 0,9252 1,5090 — 571,5 43,90 64,2 —16
II и III группы ароматических углеводородов 14,0 3,5 0,9735 1,5578 — — 251,8 — —15
IV группа ароматических углеводородов 18,4 4,6
Смолистые вещества 19,6 4,9
Асфальтены 2,4 0,6 — — — — — — — — —
Котуртепинская н е ф т ь восточного участка
Остаток выше 500 °C 100,0 17,1 0,9657 44
Нафтено-парафиновые углеводороды после депа- рафинизации Нафтено-парафиновые и I группа ароматических 16,0 2,7 0,9032 1,4965 696 339 35,8 9,4 88 0,8212 —14
22,6 3,8 0,9116 1,5025 683 422 41,2 10,2 87 0,8300 —14
углеводородов
Нафтено-парафиновые, I группа и часть смеси II и III групп ароматических углеводородов 25,6 4,3 0,9158 1,5049 672 460 42,8 10,7 85 0,8345 -15
I группа ароматических углеводородов 6,6 1,1 0,9392 1,5166 644 55,8 —15
Смолистые вещества Асфальтены 43,9 6,3 4,6 1,1 — — — — — —
с • f . .... . . •'' К -
Барсагельмесска я нес )ть (скважин а № 2)
Остаток выше 480 °C 100,0 24,6 0,9658 — — — — — — — 50
Нафтено-парафиновые углеводороды после депа- 6,0 1,5 0,8990 1,4937 684 198 26,8 7,4 102 0,8200 —16
рафинизации Нафтено-парафиновые и 50% I группы ароматиче- 10,9 2,7 0,9153 1,5060 676 347 34,7 9,8 83 0,8376 —16
ских углеводородов Нафтено-парафиновые и I группа ароматических 15,7 3,8 0,9228 1,5085 670 463 37,1 12,4 57 0,8465 -17
углеводородов I группа ароматических углеводородов 9,7 2,4 0,9325 1,5120 — — — — — — —18
II, III и IV группы ароматических углеводородов 28,2 6,9 — — — — — — — —
Смолистые вещества 32,3 8,0 — •— — — — — — — —
Асфальтены 1,6 0,4 — — — — — —
Барсагельмесская нефть (скважина № 6)
Остаток выше 470 °C Нафтено-парафиновые углеводороды после депа- 100,0 17,4 30,3 5,3 0,9718 0,8960 1,4923 692 244 29,7 8,2 96 0,8142 -11
рафинизации Нафтено-парафиновые и 21% I группы аромати- 18,9 5,7 0,9008 1,4962 692 290 32,8 8,8 92 0,8193 —12
ческих углеводородов Нафтено-парафиновые и I группа ароматических 24,6 7,5 0,9099 1,5017 690 346 35,1 9,3 85 0,8304 — 12
углеводородов Нафтено-парафиновые, I группа и 90% смеси II, 37,6 11,1 0,9361 1,5226 688 950 61,7 15,4 68 — —
III и IV групп ароматических углеводородов Смолистые вещества 40,4 12,2 — — — — — — — — —
Асфальтены 4,6 1,4 — — — — — . — — — —
Банкалийская нефть
Остаток выше 480 °C Нафтено-парафиновые углеводороды после депа- 100,0 15,1 24,0 3,6 0,9611 0,9005 1,4910 769 315 34,8 9,2 97 0,8177 -1°
рафинизации Нафтено-парафиновые и I группа ароматических 24,4 5,8 0,9178 1,5012 733 527 46,1 11,4 82 0,8363 —9
углеводородов Нафтено-парафиновые, 1, II и III группы арома- 29,1 7,0 0,9375 1,5090 713 870 58,5 14,8 69 — —
“ тических углеводородов
оэ оо —— ——- — - Продолжение табл. 4
* Остаток и смесь углеводородов Выход, % „20 nD м V50- сСт V100. сСт V60 ив ввк Темпера- тура застывания °C
на ос- таток на нефть
Vioo
I группа ароматических углеводородов 9,3 2,2 0,9452 1,5217 685 89,2 —7
II группа ароматических углеводородов 4,7 1,1 0,9875 1,5560 659 —
III и IV группы ароматических углеводородов и смолистые вещества 42,6 10,3 — — — — — — — — —
Асфальтены 7,4 1,7 — — — — — — — — —
Бурунская нефть
Остаток выше 450 °C Нафтено-парафиновые углеводороды после депа- рафинизации 100,0 7,9 28,7 2,3 0,9490 0,8927 1,4862 431 172,6 21,19 8,11 80 — —11
Нафтено-парафиновые и 25% смеси I и II групп ароматических углеводородов 12,2 3,5 0,9012 1,4920 559 206,2 23,80 8,70 80 — — 10
Нафтено-парафиновые, I и II группы ароматиче- ских углеводородов 25,1 7,2 0,9149 1,5032 556 301,2 29,66 10,1- 70 — —7
I и II группы ароматических углеводородов 17,2 4,9 0,9288 1,5120 532 — — — — —3
Кумдагская нефть западного участка
Остаток выше 500 °C Нафтено-парафиновые углеводороды после депа- рафинизации Нафтено-парафиновые и I группа ароматических углеводородов 100,0 14,1 9,8 1,4 0,8968 1,4844 746 304 36,0 8,4 101 0,8124 52 —15
23,5 2,3 0,9106 1,5029 741 474 44,7 10,6 89 0,8276 —15
Нафтено-парафиновые, I группа и 20% II группы ароматических углеводородов 27,2 2,7 0,9229 1,5125 732 900 67,5 13,3 85 — —13
I группа ароматических углеводородов 9,4 0,9 0,9296 1,5156 652 891 63,0 14,1 63 — —15
II и III группы ароматических углеводородов 18,7 1,8 — 1,5732 — — — — — — —
Ж
IV группа ароматических углеводородов и смо- 18,4 1,8 — — — — — — — — —
листые вещества Асфальтены 11,6 1,2 — — — — — — — — —
Окаремская нефть
Остаток выше 500 °C Нафтено-парафиновые углеводороды после депа- 100,0 14,9 27,0 4,1 0,9506 0,8976 1,4949 710 286,0 35,90 8,0 105 0,8135 54 — 12
рафинизации Нафтено-парафиновые и I группа ароматических 22,4 6,1 0,9095 1,5036 701 335,0 39,60 8,5 103 0,8279 —12
углеводородов Нафтено-парафиновые, I группа и 30% смеси 11 27,4 7,4 0,9320 1,5125 — 857,0 64,10 13,4 83 — —
и III групп ароматических углеводородов 7,5 18,7 24,7 2,0 0,9314 1,5109 680 981,0 64,10 15,3
I группа ароматических углеводородов 5,0 6,7 1,5880 .
II и III группы ароматических углеводородов IV группа ароматических углеводородов и смоли- — — — — — — — —
стые вещества Асфальтены 6,8 Н8 — — — — — — — — —
Шараплийская и е ф т ь
Остаток выше 470 °C Нафтено-парафиновые углеводороды после депа- 100,0 15,9 23,7 3,9 0,8796 1,4855 745 179,0 26,40 6,8 109 0,7948 —12
рафинизации Нафтено-парафиновые и I группа ароматических 22,4 5,3 0,8884 1,4910 737 211,0 30,10 7,1 107 0,8043 —9
углеводородов Нафтено-парафиновые, I группа и 80% II группы 34,4 8,1 0,9199 1,5125 731 555,0 53,00 10,5 92 — —2
ароматических углеводородов I группа ароматических углеводородов , II группа ароматических углеводородов 6,5 15,0 1,5 3,5 8,3 0,9114 0,9788 1,5057 1,5560 720 726 422,0 44,40 9,5 98 0,8273
II и III группы ароматических углеводородов 34,8 — —
Смолистые вещества 20,6 4,9 — —
Асфальтены со 3,8 0,9
г
75. Выход петролатума после депарафинизации парафино-нафтеновых и I группы
ароматических углеводородов, выделенных из деасфальтенированных остатков
Остаток выше, °C
Выход петролатума, %
на остаток на нефть
Температура плавления
петролатума, °C
Котуртепинская нефть центрального и западного
участков
5,0
490
58
нефть восточного участка
20,0
Котуртепинская
500 Б I 27,2 | а р с а г ё л ь м е с с к а я нефть 4,6 | (скважина № 2)
480 I 22,2 | 5,4 | 47
Б 470 арсагельмесская нефть 1 17,0 | (скважина 5,1 1 № 6) —
480 Банкалийская | 20,9 | нефть 5,1 | 57
450 Бурунская н 1 32,9 | е ф т ь 2,4 1 58
500 Кумдагская нефть западного участка 1 27,8 | 2,7 | —.
500 Окаремская нефть 1 24,7 | 7,4 | 56
470 Шараплийская 1 24,0 , | нефть 5,7 | 50
76. Структурно-групповой состав остаточных базовых масел и групп углеводородов
Смесь углеводородов Распределение углерода, % Среднее число ко- лец в молекуле
СА СН ^кол СП КА Кн Ко
Котуртепинская нефть восточного участка
Нафтено-парафиновые углеводороды после 1 35 36 64 0 4,20 4,20
депарафинизации Нафтено-йарафиновые и I группа аромати- 5 33 38 62 0,30 4,00 4,30
ческих углеводородов Нафтено-парафиновые, I и часть смеси II 6 34 40 60 0,40 4,10 4,50
и III групп ароматических углеводородов
,• Барсагельмесская нефть (скважина № 2) '
Нафтено-парафиновые углеводороды после 0 36 36 64 0 3,93 3,93
депарафинизации Нафтено-парафиновые и 50% I группы аро- 6 33 39 61 0,40 3,92 4,32
матических углеводородов Нафтено-парафиновые и I группа аромати- 6 37 43 57 0,45 4,30 4,75
ческих углеводородов
140
Продолжение табл. 76
— Смесь углеводородов Распределение углерода % Среднее число ко- лец в молекуле
СА сн г кол сп «А Кн Ко
Барсагельмесская нефть (скважин а № 6)
Нафтено-парафиновые углеводороды после депарафинизации 0 34 34 66 0 3,91 3,91
Нафтено-парафиновые и 21% I группы аро- матических углеводородов 5 30 35 65 0,30 3,80 4,10
Нафтено-парафиновые и I группа аромати- ческих углеводородов 5 33 -38 62 0,30 3,93 4,23
Нафтено-парафиновые, I группа и 90% сме- си II, III и IV групп ароматических угле- водородов Банкалийска 14 я н 27 ф т 41 ь 59 1,21 3,60 4,81
Нафтено-парафиновые углеводороды после депарафинизации 0 39 39 61 0 4,91 4,91
Нафтено-парафиновые и I группа аромати- ческих углеводородов 4 40 44 56 0,43 5,00 5,43
Нафтено-парафиновые, I, II и III группы ароматических углеводородов Бурунская 6 неф 48 т ь 54 46 0,55 5,90 6,45
Нафтено-парафиновые углеводороды после депарафинизации 0 48 48 52 0 3,21 3,21
Нафтено-парафиновые и 25% смеси I и II групп ароматических углеводородов 3 40 43 57 0,10 3,60 3,70
Нафтено-парафиновые, I и II группы аро- матических углеводородов Кумдагская нефть aai 11 I а д 34 ног 45 о уча 55 с т к 0,74 а 3,56 3,30
Нафтено-парафиновые углеводороды после депарафинизации 2 30 32 68 0 3,81 3,81
Нафтено-парафиновые и I группа аромати- ческих углеводородов 5 31 36 64 0,40 4,10 4,50
Нафтено-парафиновые, I группа и 20% II группы ароматических углеводородов Окаремская 9 н е 29 [> т ь 38 62 0,80 3,90 4,70
Нафтено-парафиновые углеводороды после депарафинизации 2 31 33 67 0,10 3,80 3,90
Нафтено-парафиновые и I группа аромати- ческих углеводородов 6 29 35 65 0,60 3,50 4,10
Нафтено-парафиновые, I группа и 30% сме- си II и III групп ароматических углево- дородов Шараплийска 14 я н 28 е ф т 42 ь 58 1,10 3,50 4,60
Нафтено-парафиновые углеводороды после депарафинизации 2 27 29 71 0,20 3,10 3,30
Нафтено-парафиновые и I группа аромати- ческих углеводородов 7 23 30 70 0,20 3,21 3,41
Нафтено-парафиновые, I группа и 80% II группы ароматических углеводородов 16 20 36 64 1,53 2,70 4,23
141
77. Потенциальное содержание базовых дистиллятных и остаточных масел
Темпера- тура отбора, . °C Выход (на нефть) дистил- лятной фракции или остатка, 0/ /о Характеристика базовых масел Содержание базо- вого масла, %
р420 V50- сСт V100» сСт V50 ИВ ввк Темпе- ратура засты- вания, °C
на дистил- лятную фракцию или остаток на нефть
v100
Котуртепинская нефть центрального и западного
участков
300—350 10,5 0,8637 5,74 2,18 2,63 91 — —20 85,0 8,9
350—400 10,0 0,8698 12,55 3,66 3,78 86 — —24 72,0 7,2
400—450 10,0 0,8890 34,10 7,02 4,86 85 — -15 66,0 6,6
450—490 8,0 0,8947 68,25 10,95 6,24 72 — —15 62,6 5,0
Остаток 24,5 0,8955 190,0 23,70 8,03 85 0,8200 —17 20,0 5,0
выше 490
Котуртепинская нефть восточного участка
350—430 17,7 0,8945 20,35 5,08 4,00 85 0,8471 —19 65,6 11,6
430—500 16,0 0,8923 66,6 11,21 5,93 82 0,8263 — 17 39,2 6,3
Остаток выше 500 17,1 0,9158 460,0 42,8 10,70 85 0,8347 —15 25,6 4,3 - Л
Барсагельмесская нефть (скважина № 2)
350—420 14,2 0,8778 15,68 4,25 3,70 85 0,8317 —16 66,3 9', 4 X*
420—480 13,3 0,8909 54,55 9,73 5,62 84 0,8274 —18 48,5 6-5 Л
Остаток 24,6 0,9132 335,0 34,10 9,82 85 0,8348 —16 10,6 2,6 J
выше 480
Барсагельмесская нефть (скважина № 6) j
350-430 14,0 0,9000 25,60 5,81 4,40 85 0,8465 —23 86,7 12,0 J
430—470 9,1 0,8948 63,50 11,10 5,72 85 0,8302 — 15 63,1 5,8 >
Остаток 30,3 0,9099 346,0 35,10 9,87 85 0,8304 —12 24,6 7,5
выше 470
Ч .-у
Банкалийская неф т ь
350—420 16,6 0,8775 15,37 4,17 3,68 85 0,8322 —19 71,2 11,8 "7
420—480 14,5 0,8868 58,15 10,31 5,64 85 0,8209 —15 49,6 7,2
Остаток 24,0 0,9152 482,5 43,85 11,0 85 0,8335 —9 21,6 5,2
выше 480 Я
Бурунская нефть
350—400 10,8 0,8843 13,97 3,94 3,55 89 0,8334 —27 68,8 7,4
400—450 12,7 0,8878 42,29 8,06 5,26 85 0,8268 —15 82,3 7,4
Остаток выше 450 28,7 0,9149 302,0 29,70 10,2 70 0,8372 —7 25,1 7,2
142
Продолжение табл. 77
Темпера- тура отбора, °C Выход (на нефть) дистил- лятной фракции или остатка, % Характеристика базовых масел Содержание базо- вого масла, %
V50. сСт V100- сСт VS0 ив ввк Темпе- ратура засты- вания, °C
на дистил- лятную фракцию или остаток на нефть
v100
нефть западного участка
Кумдагская
350—420 15,1 0,8821 15,33 4,39 3,50 116 0,8329 —24 67,6 10,2
420—500 18,9 0,8945 61,65 10,77 5,73 85 0,8301 —14 51,9 9,8
Остаток выше 500 9,8 0,9229 900,0 67,50 13,31 85 — —13 27,2 2,7
О к а р емская нефть
350—430 18,5 0,8914 18,55 4,75 3,91 85 0,8455 —22 70,0 12,9
430—500 15,6 0,8953 65,29 11,00 5,92 82 0,8308 —15 44,9 7,0
Остаток выше 500 27,0 0,9279 745,0 59,90 12,40 85 — —12 26,6 7,2
Шараплийская неф т ь
350—420 14,5 0,8702 13,55 3,83 3,54 85 0,8251 —28 63,4 9,2
420—470 10,7 0,8888 43,2 8,30 5,21 85 0,8391 — 19 59,8 6,4
Остаток выше 470 23,7 0,9260 662,0 63,8 10,4 85 :— 2 . 37,6 8,9
78. Характеристика нефтей применительно к получению из них дорожных битумов
(ГОСТ 11954—66)
Нефть Содержание, % US'S О о < А + Сс-2,5П
О) Ч я са л и смол си- ликагеле- вых парафина
Котуртепинская центрального и за- 0,73 6,4 6,45 16,1 7,13 —9,0
ладного участков
Котуртепинская восточного участка 0,90 8,8 9,5 22,5 9,7 —12,8
Барсагельмесская (скважина № 2) 1,43 10,0 11,9 29,8 11,4 —18,4
Барсагельмесская (скважина № 6)* 1,36 15,6 3,7 9,3 17,0 7,7
Банкалийская 1,22 10,5 13,4 33,5 11,7 —21,8
Бурунская 0,50 8,2 10,0 25,0 8,7 —16,3
Кумдагская западного участка 0,99 7,1 10,8 27,0 8,1 —18,9
Челекенская алигульского участка 0,78 9,0 12,9 32,3 9,8 —22,5
Челекенская дагаджикского участка* 0,71 13,2 0,8 2,0 13,9 11,9
Небитдагская центрального участка* 0,87 14,6 1,2 3,0 15,5 12,5
Окаремская 1,75 13,1 12,4 31,0 14,9 — 16,1
Шараплийская 1,03 10,5 14,8 37,0 11,5 —25,5
* Из этих нефтей могут быть получены битумы.
143
79. Шифр нефтей согласно технологической классификации (ГОСТ 912—66)
Нефть Шифр нефти
класс тип группа подгруппа ВИД
Котуртепинская центрального и за- I к м2 И2 П3
падкого участков
Котуртепинская восточного участка I тг М3 и2 П3
Барсагельмесская (скважина № 2) I т. М3 и2 Из
Барсагельмесская (скважина № 6) I Tt Мх Их п2
Банкалийская I т, М3 Их П3
Бурунская I Тх м2 И2 Из
Кумдагская западного участка I т, м2 Их Из
Челекенская алигульского участка I Т, м3 Их И,
Челекенская дагаджикского участка I т. Мх и2 п2
Окаремская I Т2 м2 и2 Из
Шараплийская I Тх м2 Их Из
80. Разгонка (ИТК) котуртепинской нефти центрального и западного участков
в аппарате АРН-2 и характеристика полученных фракций
№ фракции Температура вы- кипания фракции при 760 мм рт. ст., °C Выход (на нефть), % Р4° „20 nD м V20» сСт V50. сСт v100’ сСт Температура, °C Содержание серы, о/ /0
отдельных фракций суммарный W и 3 О к га s га х вспышки
1 До 28 (газ до С4) 0,26 0,26 — — — — — — — — —
2 28—79 2,80 3,06 0,6902 1,3941 — — — —
3 79—107 2,92 5,98 0,7342 1,4116 97 — —
4 107—129 2,71 8,69 0,7553 1,4216 — 0,89 — — — Следы
5 129—153 3,13 11,82 0,7710 1,4361 133 1,02 — —
6 153—177 3,17 14,99 0,7815 1,4410 — 1,36 0,95 — <—70 — 0,07
7 177—201 3,39 18,38 0,7920 1,4464 — 1,65 1,15 — —57 70 —
8 201—223 3,28 21,66 0,8009 1,4508 176 2,15 1,40 —46 85 0,11
9 223—244 3.13 24,79 0,8095 1,4548 — 2,87 1,80 — —38 98
10 244—259 3,07 27,86 0,8175 1,4565 — 3,85 2,15 0,36 —30 ПО 0,13
И 259—276 3,21 31,07 0,8250 1,4621 217 4,90 2.60 0,75 —23 120 —
12 276—292 3,28 34,35 0,8331 1,4650 — 6,30 3,11 1,15 —15 132 0,17
13 292—306 3,21 37,56 0,8410 1,4697 — 8,10 3,73 1,55 —8 142 —
14 306—321 3,28 40,84 0,8490 1,4732 258 10,72 4,48 1,90 —2 152 0,18
15 321—336 3,17 44,01 0,8570 1,4773 — 14,70 5,49 2,38 5 163 —
16 336—351 3,21 47,22 0,8642 1,4805 — 18,75 6,64 2,76 10 172 0,21
17 351—368 3,30 50,52 0,8717 1,4842 302 — 9,03 3,28 16 182
18 368—383 3,28 53,80 0,8795 1,4888 — — 13,50 3,80 22 194 0,25
19 383—401 3,28 57,08 0,8855 1,4924 — — 19,38 4,49 27 204 —
20 401—415 3,17 60,25 0,8921 1,4962 355 — 23,71 5,44 32 21-4
21 415—432 3,39 63,64 0,8970 1,5001 — — 39,32 6,70 35 225 0,28
22 432—448 3,28 66,92 0,9020 1,5031 — — 47,88 8,42 39 236 —
23 448—460 2,58 69,50 0,9052 1,5048 425 — 59,41 9,96 41 244 0,30
24 460—476 3,00 72,50 0,9079 1,5057 — — — 11,16 43 250 —
25 476—490 3,00 75,50 0,9100 1,5068 475 — — 12,75 45 258 0,32
26 Остаток 24,5 100,00 — — : — — — — — 0,61
144
81. Разгонка (ИТК) котуртепинской нефти восточного участка в аппарате АРН-2
и характеристика полученных фракций
№ фракции Температура выкипания фракции при 760 мм рт. ст., °C Выход (на нефть), % Р4° л20 nD м V-20> сСт ^50» сСт v100’ сСт Темпе- ратура засты- вания, СС Со дер- жание серы, %
отдель- ных фрак- ций сум- марный
1 н. к.—60 1,02 1,02 0,6620 1,3762 —— 0,01
2 60—70 0,59 1,61 0,7049 1,3966 —— — — — — —
3 70—80 0,52 2,13 0,7264 1,4056 — — — — — —
4 80—85 0,28 2,41 0,7309 1,4070 — — — — — —
5 85—90 0,36 2,77 0,7311 1,4070 — — — — — —
6 90—100 1,34 4,Н 0,7364 1,4115 — — — — — —
7 100—105 0,50 4,61 0,7475 1,4168 — — — — — —
8 105—110 0,36 4,97 0,7481 1,4172 — — — — — 0,02
9 110—120 1,00 5,97 0,7444 1,4162 — — — — — —
10 120—130 1,36 7,33 0,7525 1,4203 — — — — — —
11 130—140 1,28 8,61 0,7647 1,4304 — — — — — —
12 140—150 1,35 9,96 0,7665 1,4283 — — — — — 0,03
13 150—160 1,40 11,36 0,7737 1,4313 — — — — — —
14 160—170 1,59 12,95 0,7799 1,4348 — — — — — —
15 170—180 1,43 14,38 0,7840 1,4366 — — — — — —
16 180—190 1,46. 15,84 0,7915 1,4402 — 1,63 — — —60 —
17 190—200 1,67 17,51 0,7955 1,4433 1,78 — — -53 —
18 200—210 2,30 19,81 0,8129 1,4509 — 2,12 — — —52 0,04
19 210—220 1,70 21,51 0,8115 1,4513 2,36 — — —44 —
20 220—230 1,85 23,36 0,8142 Г,4537 2,61 — — —42 0,05
21 230—240 1,89 25,25 0,8178 1,4556 — 3,04 — — —35 0,06
22 240—250 1,98 27,23 0,8214 1,4580 3,49 — — —26 —
23 250—260 1,89 29,12 0,8234 1,4590 202 3,83 2,08 — —23 —
24 260—270 2,07 31,19 0,8257 1,4605 210 4,54 2,34 — — 18 0,07
25 270-280 2,00 33,19 0,8288 1,4618 218 5,08 2,60 — — 13 —
26 280—290 2,19 35,38 0,8274 1,4611 227 6,04 2,93 — —7 0,08
27 290—300 2,41 37,79 0,8271 1,4608 236 7,14 3,35 — —6 0,09
28 300—310 2,55 40,34 0,8291 1,4623 245 8,25 3,76 — — 1 0,10
29 310—320 2,58 42,92 0,8357 1,4653 254 9,99 4,20 1,93 5 0,11
30 320—330 1,88 44,80 0,8445 1,4703 263 11,89 4,96 2,04 9 0,12
31 330—340 1,93 46,73 0,8470 1,4715 273 13,7 5,47 2,16 12 0,13
32 340—350 2,43 49,16 0,8500 1,4732 283 16,8 6,27 2,44 16 0,14
33 350—360 2,22 51,38 0,8572 1,4780 292 ' — 7,25 2,63 20 —
34 360—370 1,98 53,36 0,8604 1,4785 303 — 8,27 2,86 23 —
35 370—380 2,18 55,54 0,8614 1,4785 313 — 9,66 3,21 28 —
36 380—390 2,38 57,92 0,8675 1,4827 324 — 11,40 3,58 30 —
37 390—400 2,36 60,28 0,8711 1,4845 335 — 14,5 4,27 33 —
38 400—410 2,16 62,44 0,8802 1,4887 346 — 18,0 4,96 36 —
39 410—420 2,15 64,59 0,8839 1,4907 357 — 23,2 5,64 38 —
40 420—430 2,28 66,87 0,8902 1,4930 368 — 28,6 6,57 40 —
41 430—440 2,32 69,19 0,8924 1,4960 380 — 34,1 7,28 43 —
42 440—450 2,14 71,33 0,8947 1,4985 392 — 42,5 8,46 44 —
43 450—460 2,10 73,43 0,8974 1,5000 404 — 49,4 9,30 46 —
44 460—470 2,08 75,51 0,8995 1,5010 416 — 61,6 10,35 48 —
45 470—480 2,08 77,59 0,9017 1,5025 428 — — 11,35 49 —
46 480—500 5,32 82,91 0,9123 1,5056 447 — — 14,3 52 —
47 Остаток 17,09 100,0 0,9657 — — — — — 44 0,51
Примечание. Содержание парафина во фракциях № 33 и 34—19,3%; во фракциях № 37 и
38—21,4%; во фракциях № 41 и 42—17,7%; во фракции № 45—17,3%; во фракции № 46—14,9%;
температура плавления его соответственно 42, 54, 60, 64 и 66 °C.
10—160
145
82. Разгонка (ИТК) барсагельмесской нефти (скважина № 2) в аппарате АРН-2-
и характеристика полученных фракций
№ фракции I Температура выкипания фракции при 760 мм рт. ст., °C Выход (на нефть), % ₽4° „20 nD м V20. сСт V50- сСт VlOO* сСт Температура застывания, °C Содержание серы, %
отдельных фракций суммарный
1 н. к.—60 0,87 0,87 0,6667 1,3781 Следы
2 60—70 0,47 1,34 0,7035 1,3948 — — — »
3 70—80 0,63 1,97 0,7188 1,4018 —— — — »
4 80—90 0,88 2,85 0,7312 1,4070 — — — 0,01
5 90—100 1,26 4,11 0,7393 1,4111 — — — — 0,01
6 100—110 1,02 5,13 0,7447 1,4152 — — — 0,01
7 110—120 1,10 6,23 0,7477 1,4167 — — — 0,01
8 120—130 1,44 7,67 0,7521 1,4193 — — — 0,02
9 130—140 1,22 8,89 0,7629 1,4253 — — — —. 0,02
10 140—150 1,60 10,49 0,7676 1,4280 — — — — — 0,03
П 150—160 1,49 11,88 0,7770 1,4317 — — — — 0,03
12 160—170 1,88 13,86 0,7840 1,4362 — — — — — 0,03
13 170—180 1,74 15,60 0,7870 1,4388 — — — — <—65 0,03
14 180—190 1,40 17,00 0,7959 1,4420 — — — — 0,04
15 190—200 2,00 19,00 0,8032 1,4458 1,83 — — <—55 0,04
16 200—210 1,66 20,66 0,8082 1,4489 2,02 — — —55 0,05
17 210—220 1,69 22,35 0,8117 1,4512 — 2,38 — — — 0,06
18 220—230 1,67 24,02 0,8191 1,4562 — 2,57 — — — 0,07
19 230—240 2,02 26,04 0,8270 1,4594 — 2,99 — — —38 0,07
20 240—250 1,90 27,94 0,8291 1,4623 194 3,56 1,98 — — 0,08
21 250—260 1,40 29,34 0,8308 1,4623 — 3,85 2,18 — —26 0,09
22 260—270 1,64 30,98 0,8308 1,4628 215 4,44 2,36 — —20 0,10’
23 270—280 1,85 32,83 0,8340 1,4642 — 5,10 2,60 — —16 0,10
24 280—290 2,02 34,85 0,8340 1,4642 225 6,14 3,00 — —12 0,11
25 290—300 2,46 37,31 0,8345 1,4633 — 7,29 3,40 — —9 0,12
26 300—310 2,42 39,73 0,8362 1,4647 — 9,14 3,93 — —3 0,13
27 310—320 2,20 41,93 0,8426 1,4682 264 10,81 4,36 1,89 1 0,14
28 320—330 1,31 43,24 0,8508 1,4723 12,60 5,15 2,04 6 0,14
29 330—340 2,17 45,41 0,8542 1,4743 276 14,50 5,66 2,23 10 0,15
30 340—350 2,55 47,96 0,8594 1,4766 18,50 6,76 2,40 15 0,16
31 350—360 2,58 50,54 0,8677 1,4844 303 — 8,22 2,95 19 —
32 360—370 1,69 52,23 0,8706 1,4848 — 9,93 3,35 24 ——
33 370—380 1,54 53,77 0,8741 1,4870 321 — 11,10 3,51 27 —
34 380—390 1,93 55,70 0,8788 1,4890 — 13,20 4,02 28 —
35 390—400 2,04 57,74 0,8844 1,4913 359 16,10 4,54 30 —
36 400—420 4,38 62,12 0,8920 1,4960 372 — 24,20 5,81 34 —
37 420—440 4,04 66,16 0,8997 1,5005 401 — — 7,58 36 —
38 440—460 4,15 70,31 0,9045 1,5040 421 — — 9,23 42 —
39 460—480 5,10 75,41 0,9095 1,5075 437 — — 11,90 47 —
40 Остаток 24,59 100,00 0,9658 50 0,48
146
83. Разгонка (ИТК) барсагельмесской нефти (скважина № 6) в аппарате АРН-2
и характеристика полученных фракций
№ фракции Температура выкипания фракции при 760 мм рт. ст., °C Выход (на нефть), % ₽4° „20 nD м V20» сСт V50- сСт V100- сСт Температура за- стывания, °C Содержание серы, %
отдельных фракций суммарный
1 Н. К.—60 1,64 1,64 0,6596 1,3742 Следы
2 60—70 1,04 2,68 0,7102 1,3961 — — — 0,01
3 70—80 1,43 4,11 0,7295 1,4049 — — —
4 80—85 0,50 4,61 0,7318 1,4062 — — — —
5 85—90 0,35 4,96 0,7346 1,4078 — — —
6 90—100 0,74 5,70 0,7420 1,4108 — — — — —
7 100—105 0,40 6,10 0,7457 1,4131 — — — —
8 105—110 ‘0,40 6,50 0,7468 1,4138 — — — — —
9 110—120 1,18 7,68 0,7485 1,4148 — — — — — 0,02
10 120—130 1,61 9,39 0,7570 1,4199 — — — — — —
11 130—140 1,58 10,87 0,7692 1,4262 —— — — .— — 0,03
12 140—150 1,52 12,39 0,7751 1,4291 —. — — — 0,04
13 150—160 1,73 14,12 0,7850 1,4341 — — — — 0,05
14 160—170 1,70 15,82 0,7934 1,4392 — 1,24 — • I — 0,06
15 170—180 1,53 17,35 0,8062 1,4435 — 1,41 — — — 0,08
16 180—190 1,44 18,79 0,8100 1,4475 — 1,62 — — — 0,09
17 190—200 1,66 20,45 0,8180 1,4528 — 1,85 — — — 0,10
18 200—210 2,10 22,55 0,8327 1,4590 — 2,31 — — — 0,11
19 210—220 1,80 24,35 0,8319 1,4610 — 2,78 — .— — 0,12
20 220—230 1,55 25,90 0,8345 1,4620 — 3,10 1,66 — — 0,13
21 230—240 1,55 27,45 0,8387 1,4649 — 3,52 1,89 — — —
22 240—250 1,74 29,19 0,8413 1,4677 — 3,71 2,00 .— — —
23 250—260 1,57 30,76 0,8436 1,4681 4,81 2,37 — —42 0,15
24 260—270 1,61 32,37 0,8491 1,4712 5,40 2,58 — —39 0,17
25 270—280 1,49 33,86 0,8532 1,4731 6,15 2,97 —35 0,18
26 280—290 1,70 35,56 0,8477 1,4705 — 7,10 3,33 — —33 0,19
27 290—300 2,07 37,63 0,8443 1,4684 — 8,70 3,81 1,67 —32 0,20
28 300—310 1,92 39,55 0,8494 1,4711 253 11,2 4,38 1,80 —28 0,20
29 310—320 1,89 41,44 0,8578 1,4758 256 14,7 5,19 2,16 —22 0,21
30 320—330. 1,83 43,27 0,8737 1,4835 266 — 6,34 2,45 — 17 0,22
31 330—340 1,77 45,04 0,8761 1,4861 277 25,6 7,78 2,70 — 11 0,22
32 340—350 1,56 46,60 0,8799 1,4879 285 31,5 9,66 3,05 —10 0,24
33 350—360 1,58 48,18 0,8841 1,4899 — 39,5 11,4 3,41 —5 —
34 360—370 1,44 49,62 0,8873 1,4913 303 51,3 13,8 3,81 3 —
35 370—380 1,48 51,10 0,8891 1,4928 — 65,6 — 4,28 8 —
36 380—390 1,63 52,73 0,8913 1,4943 334 93,0 23,4 4,90 12 —
37 390—400 1,90 54,63 0,8971 1,4968 — 142,0 — 5,72 14 —
38 400—410 1,89 56,52 0,9070 1,5045 351 — 37,6 6,92 18 —
39 410—420 1,83 58,35 0,9113 1,5065 — — 48,7 8,14 22 —
40 420—430 2,27 60,62 0,9134 1,5085 — — 60,9 9,46 27 —
41 430—440 2,07. 62,69 0,9169 1,5094 — — 70,2 10,5 31 —
42 440—450 2,09 64,77 0,9167 1,5088 398 — 79,3 11,4 35 —
43 450—460 2,57 67,34 0,9172 1,5095 — — 87,6 12,4 37 —
44 460—470 2,38 69,72 0,9164 1,5088 423 — 96,1 13,5 42 —
45 Остаток 30,28 100,0 0,9718 — — — — — 39 —
Примечание. Содержание парафина во фракциях № 33—36—1,1%; во фракциях № 37—40—
2,8%; во фракциях № 41—44—6,8%; температура плавления его соответственно 49, 56 и 61 °C.
10*
147
84. Разгонка (ИТК) банкалийской нефти в аппарате АРН-2 и характеристика
полученных фракций
№ фракции Температура выкипания фракции при 760 мм рт. ст., °C Выход (на нефть), % „20 nD м v20- cGt V50. сСт V100> сСт Температура за- стывания, °C Содержание серы, о/ /0
отдельных фракций суммарный
1 н. к.—60 0,3 0,3 0,6959 1,3905 Следы
2 60—70 0,4 0,7 0,7163 1,4002 — — — — — 0,01
3 70—80 0,7 1,4 0,7348 1,4080 — — — — — —
4 80—90 0,7 2,1 0,7429 1,4118 — — — — 0,02
5 90—100 0,7 2,8 0,7474 1,4139 — — — -— — —
6 100—110 0,8 3,6 0,7510 1,4166 —— — — —. — 0,03
7 110—120 0,9 4,5 0,7565 1,4195 — — — — — —
8 120—130 1,2 5,7 0,7640 1,4240 —. — — — — 0,04
9 130—140 1,3 7,0 0,7737 1,4283 — — — — — 0,05
10 140—150 1,3 8.3 0,7792 1,4320 — — — — — —
И 150—160 1,3 9,6 0,7883 1,4362 — — — —- — 0,06
12 160—170 1,5 И,1 0,7944 1,4408 — — — — —. —
13 170—180 1,5 12,6 0,8013 1,4440 — — — — — 1 0,07
14 180—190 1,5 14,1 0,8094 1,4488 —. — —— — —70 0,08
15 190—200 1,6 15,7 0,8171 1,4525 — 1,95 — — —64 —
16 200—210 1,1 16,8 0,8248 1,4573 —. 2,21 — — —61 0,09
17 210—220 1,3 18,1 0,8256 1,4582 — 2,45 1,47 — —53 —
18 220—230 1,4 19,5 0,8260 1,4591 — 2,76 1,63 — —43 —
19 230—240 1,9 21,4 0,8267 1,4595 — 3,01 1,83 — —39 —
20 240—250 2,0 23,4 0,8285 1,4618 193 3,44 1,95 — —28 —
21 250—260 2,2 25,6 0,8303 1,4625 — 3,92 2,11 — —26 0,10
22 260—270 2,1 27,7 0,8321 1,4638 204 4,60 2,36 — —20 0,11
23 270—280 2,5 30,2 0,8357 1,4649 — 5,33 2,73 1,31 —15 0,12
24 280—290 1,9 32,1 0,8337 1,4638 230 6,41 3,10 1,43 —10 —
25 290—300 2,5 34,6 0,8315 1,4630 7,71 3,65 1,65 —7 —
26 300—310 2,3 36,9 0,8361 1,4655 250 9,00 4,04 1,74 —4 —-
27 310—320 2,3 39,2 0,8452 1,4695 — 11,10 4,70 1,90 4 0,13
28 320—330 2,1 41,3 0,8495 1,4720 270 13,00 5,30 2,И 6 —
29 330—340 1,8 43,1 0,8537 1,4735 — 15,00 6,00 2,23 8 0,14
30 340—350 1,8 44,9 0,8557 1,4747 284 18,20 6,90 2,52 13 —
31 350—360 2,4 47,3 0,8575 1,4760 — 21,10 7,80 2,71 17 —
32 360—370 2,9 50,2 0,8665 1,4820 312 — 9,30 3,14 20 —
33 370—380 2,5 52,7 0,8714 1,4835 — — 11,50 3,54 22 —
34 380—390 2,2 54,9 0,8793 1,4870 331 — 14,30 4,09 27 —
35 390—400 2,3 57,2 0,8823 1,4895 — 17,60 4,61 29 —
36 400—410 1,8 59,0 0,8861 1 4915 361 — 21,80 5,51 34 .—
37 410—420 2,5 61,5 0,8910 1,4938 — 28,20 6,28 36 —
38 420—430 2,4 63,9 0,8952 1,4968 383 — 35,10 7,42 38 —
39 430—440 2,2 66,1 0,8969 1,4985 397 41,30 8,42 43 —
40 440—450 2,4 68,5 0,8985 1,4990 — — — 9,34 46 —
41 450—460 2,3 70,8 0,9001 1,5000 430 — — 9,89 47 —
42 460—480 5,2 76,0 0,9026 1,5035 453 — — 10,88 52 —
43 Остаток 24,0 100,0 0,9611 45 0,41
148
85. Разгонка (ИТК) бурунской нефти в аппарате АРН-2 и характеристика
полученных фракций
№ фракции Температура выкипания фракции при 760 мм рт. ст., °C Выход (на нефть), % рГ „20 nD м V2(b сСт Ч50. сСт V100’ сСт Темпе- ратура засты- вания, °C
отдельных фракций сум- марный
1 н. к.—60 1,95 1,95 0,6640 1,3788
2 60—70 1,38 3,33 0,7280 1,4075 — — — — —
3 70—80 1,53 4,86 0,7326 1,4079 — — — — —
4 80—90 0,94 5,80 0,7371 1,4104 — — — — —
5 90—100 0,95 6,75 0,7483 1,4171 — — — — —
6 100—110 0,83 7,58 0,7541 1,4200 — — -— — —
7 110—120 1,08 8,66 0,7481 1,4165 —— — — — —
8 120—130 1,45 10,11 0,7529 1,4129 — — — — ""
9 130—140 1,49 11,60 0,7680 1,4279 — —— —- — —
10 140—150 1,54 13,14 0,7688 1,4280 — — — — —
11 150—160 1,51 14,65 0,7742 1,4308 — — — — -—
12 160—170 2,47 17,12 0,7825 1,4346 — — — — —
13 170—180 1,56 18,68 0,7873 1,4375 — — — — —
14 180—190 2,04 20,72 0,7935 1,4413 — — •— — —
15 190—200 1,63 22,35 0,8000 1,4445 — — — — —
16 200—210 1,23 23,58 0,8191 1,4540 — — •— — —
17 210—220 0,95 24,53 0,8170 1,4536 — — — — —45
18 220—230 1,88 26,41 0,8161 1,4540 180 2,62 -— — —
19 230—240 1,84 27,25 0,8194 1,4556 — 3,06 — .— —30
20 240—250 1,77 29,02 0,8217 1,4571 193 3,43 •— — —
21 250—260 1,52 30,54 0,8239 1,4580 —- 3,96 2,16 1,19 —22
22 260—270 1,63 32,17 0,8261 1,4599 209 4,56 2,62 1,24 —14
23 270—280 1,50 33,67 0,8254 1,4594 — 5,12 2,76 1,36 —10
24 280—290 1,88 35,55 0,8246 1,4586 — 6,01 3,15 1,45 —7
25 290—300 2,28 38,83 0,8268 1,4599 249 7,25 3,67 1,63 —1
26 300—310 1,87 40,70 0,8319 1,4619 — 8,60 3,94 1,76 3
27 310—320 2,12 42,82 0,8348 1,4638 254 10,87 4,58 1,95 8
28 320—330 0,24 43,06 | 0,8423 1 4671 264 14,10 5,42 2,33 12
29 330—340 0,70 43,76
30 340—350 2,90 46,66 0,8527 1,4744 — 17,95 6,50 2,51 19
31 350—360 1,52 48,18 0,8569 1,4805 326 — 7,31 2,72 22
32 360—370 1,05 49,23 0,8544 1,4780 — — 8,32 3,08 26
33 370—380 1,42 50,65 0,8573 1,4785 318 — 9,18 3,18 28
34 380—390 2,70 53,35 0,8615 1,4814 — — 10,54 3,65 28
35 390—400 3,88 57,23 0,8694 1,4850 343 — 13,89 4,31 32
36 400—410 2,28 59,51 0,8798 1,4898 — — 19,30 4,77 36
37 410—420 1,94 61,45 0,8855 1,4923 359 — 24,94 5,28 37
38 420—430 2,15 63,60 0,8896 1,4945 —— — 29,70 5,80 39
39 430—440 4,06 67,66 0,8944 1,4982 389 — 38,40 6,89 42
40 440—450 3,63 71,29 0,8993 1,5020 — — 53,93 8,75 46
41 Остаток 28,71 100,00
149
87. Разгонка (ИТК) окаремской нефти в аппарате АРН-2 и характеристика
полученных фракций
86. Разгонка (ИТК) кумдагской нефти западного участка в аппарате АРН-2
и характеристика полученных фракций
№ фрак- ции Температура выкипания фракции при 760 мм рт. ст., °C Выход (на нефть), % рГ „20 nD м V-20. сСт V50. сСт v100’ сСт Темпера- тура за- стывания, °C -в’ ж
отдельных фракций суммарный
1 н. к.—62 1,2 1,2 0,6567 1,3733 .
2 62—70 0,6 1,8 0,6981 1,3925 —
3 70—80 0,5 2,3 0,7235 1,4040 —
4 80—85 0,3 2,6 0,7276 1,4057 — —
5 85—90 0,4 3,0 0,7261 1,4050 — — — 41 1
6 90—95 0,8 3,8 0,7269 1,4057 — —
7 95—100 1,0 4,8 0,7344 1,4100 2
8 100—105 0,(8 5,6 0,7437 1,4160 — —
9 105—110 0,5 6,1 0,7452 1,4180 —
10 110—120 1,2 7,3 0,7401 1,4160 — —
11 120—130 1,8 9,1 0,7447 1,4180 — —
12 130—140 1,7 10,8 0,7603 1,4257
13 140—150 1,8 12,6 0,7616 1,4265 -
14 150—160 1,9 14,5 0,7678 1,4283 —. —
15 160—170 2,1 16,6 0,7751 1,4323 — — —
16 170—180 1,8 18,4 0,7800 1,4348 — — — .W.
17 180—190 1,7 20,1 0,7850 1,4375 — — i *
18 19 190—200 200—210 2,0 2,2 22,1 24,3 0,7907 0,8010 1,4405 1,4470 1,83 —
20 210—220 2,0 26,3 0,8001 1,4455 2,30 —38
21 220—230 2,0 28,3 0,8032 1,4475 — 2,57 —
22 230—240 2,0 30,3 0,8026 1,4475 2,86 — —31
23 240—250 1,9 32,2 0,8097 1,4512 — 3,21 — — —24
24 250—260 2,4 34,6 0,8097 1,4512 196 3,67 — —22
25 260—270 2,5 37,1 0,8143 1,4534 204 4,28 — —15
26 270—280 2,2 39,3 0,8180 1,4550 211 4,90 2,65 — —9
27 280—290 2,4 41,7 0,8187 1,4560 217 5,80 3,00 1,30 —5 •я!
28 290—300 2,4 44,1 0,8177 1,4558 228 6,99 3,30 1,46 —3
29 300—310 2,4 46,5 0,8187 1,4565 241 8,52 3,75 1,67 3
30 310—320 2,2 48,7 0,8235 1,4589 252 9,76 4,14 1,86 6
31 320—330 2,5 51,2 0,8296 1,4619 258 11,69 4,91 2,00 10
32 330—340 2,3 53,5 0,8362 1,4652 262 13,18 5,53 2,19 17
33 340—350 2,7 56,2 0,8392 1,4672 278 6,12 2,31 18
34 350—360 2,4 58,6 0,8477 1,4725 288 6,72 2,55 21
35 360—370 2,3 60,9 0,8508 1,4743 302 7,76 2,80 24
36 370—380 2,2 63,1 0,8544 1,4753 315 9,00 3,04 27
37 380—390 2,0 65,1 0,8559 1,4776 327 10,28 3,51 30
38 390—400 2,5 67,6 0,8614 1,4800 341 12,30 4,Н 35
39 400—410 2,1 69,7 0,8667 1,4830 350 17,70 4,66 37 -»
40 410—420 1,6 71,3 0,8742 1,4845 359 — 25,00 5,50 39
41 420—430 2,1 73,4 0,8789 1,4877 - 6,27 41
42 430—440 2,0 75,4 0,8826 1,4890 6,81 43
43 440—450 1,1 76,5 0,8856 1,4897 — 7,40 45
44 450—460 2,2 78,7 0,8861 1,4917 8,00 46
45 460—470 2,4 81,1 0,8892 1,4935 8,91 48
46 470—480 2,1 83,2 0,8914 1,4955 — 9,86 51
47 480—490 3,1 86,3 0,8945 1,4970 10,83 53
48 490—500 3,9 90,2 0,9027 1,5025 12,83 57
49 Остаток 9,8 100,0 — — — — — —
Примечание. Содержание парафина во фракции № 34—26%; во фракциях № 37 и № 38—
30,3%; во фракции № 40—21,2%; температура плавления его соответственно 41, 50 и 59 'С.
150
Xs фракции Температура выкипания фракции при 760 мм рт. ст., °C Выход (на нефть), % pf и20 "D м ^20. сСт V50. сСт v100> сСт Температура засты- вания, °C Содержание серы, %
отдельных фракций суммарный
1 н. к.—62 0,6 0,6 0,6879 1,3885 0,01
2 62—70 0,4 1,0 0,7175 1,4020 — — — — — —
3 70—80 0,4 1,4 0,7314 1,4080 — — — — —
4 80—90 0,6 2,0 0,7306 1,4085 — — — — — —
5 90—100 1,1 3,1 0,7402 1,4125 — — — — — —
6 100—110 0,8 3,9 0,7480 1,4172 — — — — — —
7 110—120 0,9 4,8 0,7445 1,4170 — — — — — 0,02
8 120—130 0,9 5,7 0,7640 1,4213 — — — — — —
9 130—140 0,9 6,6 0,7623 1,4260 — — — — — —
10 140—150 1,1 7,7 0,7679 1,4280 — — — — — —
11 150—160 1,2 8,9 0,7746 1,4310 — —— — — — —
12 160—170 1,2 10,1 0,7813 1,4350 — — — — — —•
13 170—180 1,1 11,2 0,7868 1,4382 — — — — — 0,03
14 180—190 1,2 12,4 0,7931 1,4410 — — — — — —
15 190—200 1,3 13,7 0,7983 1,4441 — — — — — —
16 200—210 1,4 15,1 0,8091 1,4519 — 1,92 — — — 0,04
17 210—220 1,2 16,3 0,8139 1,4530 — 2,36 — — — —
18 220—230 1,3 17,6 0,8154 1,4540 — 2,70 — — — 0,05
19 230—240 1,3 18,9 0,8169 1,4550 — 2,98 — — — Л
20 240—250 1,4 20,3 0,8210 1,4575 — 3,39 — — — —
21 250—260 2,1 22,4 0,8217 1,4580 189 3,83 — — — 0,06
22 260—270 1,7 24,1 0,8242 1,4595 197 4,43 — — —16 —
23 270—280 1,6 25,7 0,8274 1,4610 207 5,08 — —. —11 0,07
24 280—290 1,7 27,4 0,8253 1,4600 218 5,93 2,95 — —7 —
25 290—300 1,6 29,0 0,8239 1,4593 232 6,92 3,28 — —2 0,08
26 300—310 2,0 31,0 0,8229 1,4591 243 8,35 3,74 — 0 0,09
27 310—320 2,2 33,2 0,8317 1,4635 254 9,75 4,26 — 6 0,10
28 320—330 2,1 35,3 0,8362 1,4661 260 11,7 4,99 — 10 0,11
29 330—340 2,0 37,3 0,84'38 1,4687 271 13,0 5,43 2,08 13 0,12
30 340—350 1,6 38,9 0,8502 1,4733 284 — 6,04 2,28 17 0,13
31 350—360 1,0 39,9 0,8500 1,4734 295 —- 6,52 2,40 21 —
32 360—370 3,0 42,9 0,8532 1,4752 312 — 7,23 2,63 24 —
33 370—380 1,9 44,8 0,8570 1,4767 320 — 8,57 3,01 26 —
34 380—390 1,8 46,6 0,8570 1,4783 332 — 9,42 3,17 30 —
35 390—400 3,5 50,1 0,8635 1,4800 352 — 11,60 3,60 32 —
36 400—410 2,6 52,7 0,8702 1,4835 369 — 15,20 4,33 35 —
37 410—420 2,4 55,1 0,8769 1,4867 381 — 19,00 5,04 38 —
38 420—430 2,3 57,4 0,8825 1,4896 394 — — 5,96 41,5 —
39 430—440 2,2 59,6 0,8869 1,4921 407 — — 6,52 43,5 —
40 440—450 2,3 61,9 0,8901 1,4945 421 — — 7,25 46 —
41 450—460 2,2 64,1 0,8932 1,4958 433 — — 8,Ю 47,5 —
42 460—470 2,1 66,2 0,8934 1,4965 449 — — 8,34 49 —
43 470—480 2,3 68,5 0,8942 1,4977 460 — — 10,10 52,5 —
44 480—490 2,2 70,7 0,8984 1,5001 — — — 11,10 53 —
45 490—500 2,3 73,0 0,9049 1,5033 — — — 12,60 54 —
46 Остаток 27,0 100,0 — — — — — — — —
151
88. Разгонка (ИТК) шараплийской нефти в аппарате АРН-2 и характеристика
полученных фракций
№ фракции Температура выкипания фракции при 760 мм рт. ст., °C Выход (на нефть), % рГ „20 nD м V20* сСт V50- сСт v100’ сСт Температура засты- вания, °C Содержание серы, %
отдельных фракций I : 1 суммарный
1 н. к.—60 2,3 2,3 0,6343 1,3648 Следы
2 60—70 1,5 3,8 0,6773 1,3833 — —— — 0,01
3 70—80 0,5 4,3 0,6974 1,3922 ——
4 80—90 0,6 4,9 0,7081 1,3985 — 0,01
5 90—100 1,0 5,9 0,7185 1,4035 —
6 100—110 1,0 6,9 0,7273 1,4086 — — 0,01
7 110—120 1,0 7,9 0,7301 1,4110 S. 0,01
8 120—130 1,9 9,8 0,7364 1,4140 —- — 0,02
9 130—140 1,6 11,4 0,7519 1,4230 — — — 0,02
10 140—150 1,2 12,6 0,7557 1,4250 — — 0,02
11 150—160 1,8 14,4 0,7597 1,4269 — — —72 0,02
12 160—170 1,7 16,1 0,7681 1,4315 — — — —60 0,02
13 170—180 1,8 17,9 0,7724 1,4333 — — —56 0,02
14 180—190 1,8 19,7 0,7756 1,4350 — —44 0,03
15 190—200 2,0 21,7 0,7794 1,4372 1,75 —40 0,03
16 200—210 1,7 23,4 0,7859 1,4402 — 2,05 — -34 0,03
17 210—220 2,5 25,9 0,7971 1,4463 — 2,37 — —30 0,03
18 220—230 0,9 26,8 0,7951 1,4455 2,48 — —28 0,03.
19 230—240 2,4 29,2 0,8098 1,4540 — 2,78 1,87 —26 0,03
20 240—250 2,3 31,5 0,8093 1,4539 195 3,22 1,92 — — 17 0,03
21 250—260 1,3 32,8 0,8101 1,4549 — 3,58 2,12 — — 12 0,04
22 260—270 1,3 34,1 0,8135 1,4562 205 3,99 2,27 —9 0,04
23 270—280 3,1 37,2 0,8148 1,4571 — 4,55 2,48 —8 0,04
24 280—290 2,1 39,3 0,8194 1,4592 225 5,74 2,84 — —5 0,04
25 290-300 2,0 41,3 0,8226 1,4610 — 6,84 3,26 — —1 0,04
26 300—310 1,6 42,9 0,8286 1,4638 246 7,88 3,74 2 0,10
27 310—320 2,3 45,2 0,8360 1,4685 — 9,32 4,37 1,81 8 0,15
28 320—330 1,2 46,4 0,8439 1,4730 256 10,48 4,62 1,95 10 0,22
29 330—340 2,1 48,5 0,8475 1,4759 13,38 5,42 2,22 14 0,30
30 340—350 2,6 51,1 0,8558 1,4797 278 16,3 6,33 2,40 19 0,40
31 350—360 1,0 52,1 0,8565 1,4799 7,32 2,80 23
32 360—370 2,7 54,8 0,8569 1,4782 304 8,32 2,92 26
33 370—380 1,9 56,7 0,8603 1,4807 — — 9,34 3,41 30
34 380—390 1,8 58,5 0,8616 1,4817 328 11,15 3,67 33
35 390—400 1,5 60,0 0,8643 1,4836 — — 12,25 4,21 36
36 400—410 3,8 63,8 0,8715 1,4865 362 — 16,10 4,81 37
37 410—420 1,8 65,6 0,8787 1,4907 — 21,10 5,62 38
38 420—430 1,7 67,3 0,8825 1,4937 405 — 25,10 6,30 39
39 430—440 2,3 69,6 0,8876 1,4955 413 — 30,30 7,20 ’ 40
40 440—450 2,9 72,5 0,8920 1,4988 — 37,60 8,67 42
41 450—470 3,8 76,3 0,8955 1,4992 441 — 47,50 11,06 45
42 Остаток 23,7 100,0 45 0,63
152
89. Характеристика дистиллятов и остатков, полученных при однократном
испарении котуртепинской нефти центрального и западного участков
Темпе- ратура одно- кратно - го испа- рения, °C Продукт Выход (на нефть), % рГ м Фракционный состав, СС V50. сСт v100> сСт Темпе- ратура засты - вания, °C
н. к. 10% 50% 90% к. к.
225 Дистиллят 17 0,7795 135 78 98 160 260 280 —
Остаток 83 — — — — — — — 19,83 5,25 1
250 Дистиллят 25 0,7927 152 80 100 185 270 290 — — —
Остаток 75 — — — — — — -1- 26,21 6,18 6
300 Дистиллят 41 0,8107 170 98 122 215 330 300 -— — —
Остаток 59 — — — — — — —— 60,82 10,24 12
325 Дистиллят 53 0,8182 190 100 124 240 350 350 — — —
Остаток 47 — — — — —— — — 138,86 17,95 17
90. Характеристика остатков разной глубины отбора котуртепинской нефти
центрального и западного участков
Выход (на нефть) остатка, % р^° ВУ50 ВУво ВУщо Температура, °C Коксуе- мость, % Содержа- ние серы, %
засты- вания ВСПЫШКИ в открытом тигле
24,50 0,9620 36,00 37 326 12,90 0,61
30,50 0,9510 — — 25,50 35 305 10,60 0,58
33,08 0,9478 — 1— 20,00 34 298 — —
37,36 0,9426 298,80 34,52 13,81 32 284 8,72 0,55
40,75 0,9386 — 25,60 9,52 31 274 — —
43,92 0,9360 — 17,55 6,70 30 264 — —
47,20 0,9330 ,— 11,35 4,90 28 254 — —
50,48 0,9295 — 7,10 3,84 27 244 — —
53,78 0,9270 — 5,36 3,20 26 235 — —
56,99 0,9210 27,62 4,10 2,70 24 224 6,88 0,42
60,16 0,9208 23,60 3,55 2,42 23 215 — —
63,44 0,9180 19,20 3,10 2,34 22 205 — —
66,65 0,9150 15,30 2,74 2,10 20 194 — —-
69,93 0,9120 11,70 2,51 1,92 19 183 — —
73,14 0,9090 9,51 2,30 1,80 18 174 4,40 0,34
76,21 0,9056 6,00 2,13 1,70 17 160 — —
79,34 0,9025 4,75 2,00 1,60 16 148 — —
82,62 0,8980 3,78 1,81 1,50 14 130 — —
86,01 0,8942 а, 18 1,70 1,42 13 114 — —
89,18 0,8901 2,70 1,57 1,33 11 ; 97 3,63 0,30
92,31 0,8850 2,30 — — 8 79 -— —
94,02 0,8810 2,11 — — 6 70 -—
96,94 0,8720 1,88 — — 2 53 — —
99,74 0,8600 1,75 — — —3 18 — —
100,00 0,8580 1,73 — — —4 16 2,76 0,27
153
91. Характеристика остатков разной глубины отбора котуртепинской нефти - w восточного участка Я 93. Характеристика остатков разной глубины отбора барсагельмесской нефти (скважина № 6)
Выход (на нефть) остатка, % Р4° ВУ50 ВУ75 ВУюо Температура, °C Коксуе- мость, % Содержа- V ние серы, Я % 1 Выход (на нефть) остатка, % Р420 ВУ75 ВУюо Температура, °C Коксуе- мость. %- ’ Содержа- ние серы, %
застыва- ния ВСПЫШКИ в открытом тигле застыва- ния вспышки в открытом тигле
17,1 22,4 28,7 30,8 35,4 39,7 42,1 44,5 46,6 50,8 53,3 57,1 62,2 66,8 70,9 74,7 78,5 82,5 100,0 92. Хара 0,9657 0,9574 0,9464 0,9425 0,9350 0,9277 0,9238 0,9208 0,9173 0,9119 0,9097 0,9053 0,9003 0,8956 0,8917 0,8877 0,8844 0,8797 0,8585 ктеристик 20,8 17,1 12,7 8,6 6,2 5,9 4,0 3,3 2,8 1,55 а остап 20,7 14,9 12,2 9,9 8,4 6,2 5,3 4,4 3,5 3,1 2,7 2,4 гков раз 20,2 11,7 10,4 7,5 5,4 5,1 4,5 4,1 3,6 3,1 2,4 2,0 ной глу 44 43 ' 43 43 43 42 40 39 38 37 36 35 32 31 29 28 26 20 бины отб 286 275 238 212 180 141 113 эра барса 12,5 9,2 6,5 4,4 3,6 3,0 2,7 2,1 гельмесско 0,51 J 0,40 1 - ’ 0,31 J 0,24 д 0,21 * 0,20 j 0,18 0,17 й несЬти а 30,3 35,2 39,4 45,4 48,9 51,8 53,4 56,7 58,6 62,4 66,1 70,8 74,1 77,4 81,2 84,2 100,0 94. Xapai 0,9719 0,9664 0,9609 0,9535 0,9486 0,9444 0,9423 0,9385 0,9354 0,9311 0,9260 0,9204 0,9155 0,9113 0,9058 0,9013 0,8788 стеристика 31,4 23,6 20,3 15,7 13,4 9,4 7,3 5,2 4,2 3,4 2,8 1,51 остатков 30,2 20,1 12,3 9,7 7,8 6,8 5,5 4,8 3,9 3,4 2,9 2,6 2,3 разной rj 39 35 33 30 29 27 25 24 22 20 17 14 12 10 6 —5 1убины от 308 290 256 226 192 150 100 бора банк 12,8 11,0 8,8 7,0 5,9 5,1 4,3 3,2 алийской* 0,50 0,45 0,38 0,33 0,31 0,29 0,27 0,26 нефти
(скважина № 2) <1 Выход (на нефть) остатка, % Р4° ВУю ВУ75 ВУюо Температура, °C Коксуе- мость, % Содержа- ние серы, %
Выход н а нефть) остатка, % р|° ВУ50 ВУ75 ВУюо Температура, °C Коксуе- мость, % Содержа- « ние серы, .Ц % "Ж л* застыва- ния вспышки в открытом тигле
застыва- ния вспышки в открытом тигле
24,0 29,2 33,9 38,5 42,8 1 45,1 49,8 55,1 60,8 65,4 70,8 74,4 78,4 81,9 84,3 100,0 0,9611 0,9542 0,9484 0,9422 0,9357 0,9317 0,9248 0,9176 0,9121 0,9102 0,9029 0,8992 0,8947 0,8912 0,8884 0,8693 18,1 10,8 7,3 5,5 4,8 4,2 3,7 3,3 1,75 25,7 16,6 11,6 10,1 7,7 5,9 5,4 5,1 4,3 23,1 15,2 10,4 7,0 4,8 4,1 3,3 2,9 2,8 2,6 45 44 41 39 38 36 32 19 332 308 244 204 160 102 75 13,4 9,5 С 6,7 5,3 4,1 3,3 2,9 2,2 0,41 0,38 0,29 0,24 0,22 0,20 0,19 0,18
24,6 29,7 33,8 37,9 42,3 46,2 49,5 52,0 56,8 62,7 68,2 70,7 74,0 79,3 84,0 100,0 0,9658 0,9597 0,9531 0,9462 0,9401 0,9350 0,9314 0,9283 0,9217 0,9136 0,9062 0,9035 0,8989 0,8921 0,8855 0,8632 30,9 26,3 18,5 Н,4 7,3 5,9 4,6 3,4 2,6 1,6 26,8 17,4 12,5 9,3 7,4 4,8 3,1 2,3 2,1 2,0 16,6 10,3 7,0 4,9 3,9 3,3 2,5 2,4 2,0 1,8 50 48 47 45 44 42 40 39 36 32 28 27 25 22 20 13 313 296 243 214 184 157 115 10,8 8,8 5,9 4,9 4,0 3,4 2,9 2,2 ? 0,48 ~ 0,41 i = А 0,31 ? — 1 - 1 0,26 -I 0,24 , 4 0,22 0,22 1 0,20
154
155
95. Характеристика остатков разной глубины отбора бурунской нефти
Выход (на нефть) остатка, % . Р4° ВУ75 ВУюо Температура застывания, °C Коксуемость, % Содержание серы, %
28,7 0,9490 17,82 46 3,8 0,41
30,1 0,9475 — 16,10 46 3,6 0,40
32,2 0,9450 — 13,15 45 3,5 0,38
35,0 0,9420 — 10,12 45 3,4 0,36
37,3 0,9385 12,35 8,10 44 3,2 —
39,5 0,9360 12,15 6,45 44 3,0 0,35
41,4 0,9336 12,05 5,54 44 3,0 0,32
44,0 0,9305 11,52 4,31 42 3,0 0,32
46,8 0,9275 11,10 3,78 41 2,9 0,31
49,1 0,9245 10,65 3,26 40 2,9 0,30
52,2 0,9198 10,00 3,14 39 2,9 0,30
55,5 0,9150 8,15 2,40 39 2,8 0,28
57,2 0,9128 6,65 2,05 38 2,6 0,28
59,4 0,9111 4,44 1,65 38- 2,3 , 0,25
61,2 0,9094 2,13 1,38 36 2,2 0,24
96. Характеристика остатков разной глубины отбора кумдагской нефти
западного участка
Выход (на нефть) остатка, % ВУ50 ВУ?5 ВУюо Температура, °C Коксуе- мость, % Содержа- ние серы, %
застыва- ния вспышки в открытом тигле
23,5 0,9228 13,8 5,3 52 270 5,0
26,6 0,9200 — 12,6 4,8 49 257 4,6 —
28,7 0,9181 — 11,6 4,4 46 253 4,3 0,26
32,4 0,9140 — 9,1 3,9 44 242 4,0 0,23
36,9 0,9088 — 6,7 3,1 42 — — —
43,8 0,9006 — 4,1 2,1 39 204 3,2 0,16
48,8 0,8942 8,8 3,1 1,8 38 —. —
51,3 0,8908 6,7 2,7 1,7 37 — 1 —
55,9 0,8846 4,3 2,2 1,6 36 \п 2,1 0,11
58,3 0,8817 3,6 2,0 — 35 —- — —
62,9 0,8756 2,8 1,9 — 34 160 1,7 0,10
67,8 0,8703 2,3 — — 32 — — —
70,7 0,8667 2,1 — — 30 — — —
73,7 0,8633 2,0 — —. 29 126 1,3 0,09
77,9 0,8583 1,8 — — 27 — — —
81,6 0,8547 1,7 — 25 — — —
85,5 0,8499 1,7 — — 23 78 1,0 0,09
100,0 0,8379 1,39 •— — 14 1,0 0,09
156
97. Характеристика остатков разной глубины отбора окаремской нефти
Выход (на нефть) остатка, % рГ ВУ75 ВУюо Температура, °C Коксуе- мость, % Содержа- ние серы, %
застыва- ния ВСПЫШКИ в открытом тигле
27,0 0,9506 14,8 54 293 10,0 0,34
30,1 0,9478 — 13,2 53 285 9,3
33,5 0,9452 — П,7 52 278 8,5 0,30
37,5 0,9410 — 10,2 51 270 7,9
40,6 0,9377 — 9,0 50 264 7,5 0,26
44,0 0,9351 • • —— 7,8 48,5 256 7,1
49,5 0,9303 — 6,2 47 245 6,6 0,22
53,1 0,9274 9,7 5,4 45 237 6,3
56,1 0,9245 8,6 4,7 43,5 230 6,0 0,20
60,1 0,9216 7,5 3,9 41 218 5,7
62,5 0,9172 6,6 3,6 40 210 5,5 0,19
64,5 0,9148 6,0 3,2 38 200 5,3
67,1 0,9118 5,3 2,8 36 191 5,1 0,19
69,5 0,9078 4,6 2,6 34 179 4,9
71,0 0,9060 4,3 2,5 33 162 -4,7 0,18
72,5 0,9033 3,8 2,3 32 157 4,6
II. НЕФТИ КАЗАХСКОЙ ССР
Рис. 2. Схема размещения нефтяных месторождений Казахстана.
В Казахской ССР нефтяные и газовые месторождения расположены в Гурь-
евской и Актюбинской областях. Эта территория занимает юго-восточную часть
Русской и Северную часть эпигерцинской платформы.
Юго-восточная часть Русской платформы, получившая название Прикаспий-
ской впадины, в пределах Казахской ССР представляет собой огромную чашу,
выполненную палеозойскими и мезокайнозойскими отложениями с докембрийским
основанием.
Характерным отличием Прикаспийской впадины является наличие в разрезе
соленосной толщи, мощность которой меняется в широких пределах (от нуля
на бортах до 7—8 км в центральной части впадины). Нефтяные залежи приуро-
чены к подсолевым отложениям мезозойской группы и к верхнему отделу перм-
ской системы. В последнее время открыты залежи нефти в сакмароартинских от-
ложениях нижнего отдела пермской системы непосредственно под соленосной
толщей (Кумсай, Кенкияк).
Нефтяные месторождения, в которых залежи нефти приурочены к надсоле-
вым отложениям, расположены в трех условно разделенных нефтеносных рай-
онах впадины: в Южно-Эмбенском, Северо-Эмбенском и в районе междуречья
Урал—Волга. Залежи нефти в этих районах приурочены к нижнемеловым, юр-
ским, триасовым и верхнепермским отложениям.
В Южно-Эмбенском районе исследованы нефти различных горизонтов сем-
надцати месторождений: Танатар, Доссор, Макат, Сагиз, Юж. Кошкар, Нармун-
данак, Пекине, Байчунас, Корсак, Кулсары, Косчагыл, Мунайли, Тереньузюк,
Каратон, Тажигали, Караарна и Прорва.
В северо-Эмбенском районе исследованы нефти пяти месторождений: Шу-
баркудук, Джаксымай, Кенкияк, Акжар и Каратюбе.
Нефтяные месторождения междуречья открыты лишь в шестидесятые годы,
и по этому району исследованы нефти лишь двух месторождений: Мартыши и
Камышитовое.
К югу от Прикаспийской впадины, за хребтом Каратау, расположен Южно-
Мангышлакский нефтегазоносный район. Границами его являются: на севере —
хребет Каратау, на юге залив — Кара-Богаз-Гол, на востоке (условно)—урочище
Караперых и на западе он погружается в Северо-Каспийскую впадину. В раз-
резе п-ва Мангышлак принимают участие породы палеозойского и мезокайнозой-
ского возрастов. Залеж» нефти в Южно-Мангышлакском прогибе приурочены в
основном к юрским и нижнемеловым отложениям.
Исследовались нефти восьми месторождений: Дунга, Жетыбай, Тасбулат,
Восточный Жетыбай, Карамандыбас, Узень, Тенги и Курганбай.
А. НЕФТИ ПРИКАСПИЙСКОЙ ВПАДИНЫ
Основная масса нефтяных месторождений Прикаспийской впадины распо-
ложена в Южно-Эмбенском нефтегазоносном районе, где находятся такие ста-
рые известные месторождения, как Доссор, Макат, Косчагыл, Байчунас и др.
В настоящем справочнике приведена также подробная характеристика неф-
тей, открытых за последние годы: танатарской, корсакской, тереньузюкской,
тажигалинской, караарнинской и прорвинской, имеющих большее промышленное
значение, чем старые месторождения.
В отличие от малосернистых нефтей старых месторождений, в которых со-
держание серы не превышает 0,5%, нефти новых месторождений являются сер-
нистыми (0,50—1,44%) и даже высокосернистыми (2,61-—3,00%).
По содержанию асфальто-смолистых веществ нефти сильно различаются
между собой. Так, содержание силикагелевых смол изменяется от 0,81 до
18,30%; в одних нефтях наблюдается отсутствие асфальтенов, в других их со-
держание доходит до 4,60%; коксуемость лежит в пределах от 0,06 до 7,64%.
По содержанию парафина нефти делятся на малопарафинистые с очень низким
содержанием парафина (доссорская, макатская, сагизская, танатарская и др.)
и парафинистые, к которым относится большинство нефтей.
Нефти различаются также по выходу светлых фракций. В одних нефтях
практически отсутствуют бензиновые фракции (0,5—2,5%), в других — светлые
фракции составляют от 2,5 до 26—27%, а в некоторых выход их очень высок и
достигает даже 46,3%.
Нефти новых месторождений отличаются низким содержанием светлых
фракций (до 200°C—1,2—6,0% и до 350°С —22,6—46,3%). И только прорвин-
ская нефть содержит значительное количество фракций, выкипающих до 200 °C
(26,0—26,8%) и до 350 °C (61—62%).
Бензиновые фракции рассматриваемых нефтей отличаются высокими окта-
новыми числами: (для фракции 28—200°C — 56—69,3 пунктов в чистом виде),
что связано с высоким содержанием в них нафтеновых и ароматических углево-
дородов. Особенно большое количество нафтеновых углеводородов обнаружено
в бензиновых фракциях тажигалинской (61—76%) и тереньузюкской (79—81%)
нефтей. Во фракциях прорвинской нефти содержится до 30—46% ароматических
углеводородов.
Бензиновые дистилляты большинства нефтей из-за высокого содержания в
них нафтеновых углеводородов являются хорошим сырьем для процессов ката-
литического риформинга.
Керосиновые дистилляты из ряда нефтей отличаются низкой высотой некоп-
тящего пламени (14—19 мм), что связано с высоким содержанием в них арома-
тических и нафтеновых углеводородов, и только некоторые дистилляты имеют
высоту некоптящего пламени, равную 20 мм. Содержание серы в дистиллятах
превышает 0,1%, за исключением дистиллятов, полученных из танатарской и
корсакской нефтей, в которых сера содержится в незначительных количествах.
Дизельные дистилляты различного фракционного состава из большинства
исследованных нефтей обладают низкими цетановыми числами (33—41), и толь-
ко из тажигалинской и прорвинской нефтей получаются дизельные фракции с
цетановым числом 45—55.
160
По температуре застывания дизельные фракции, выделенные из танатарской,
корсакской, тереньузюкских двух горизонтов и караарнинской нефтей, отвечают
требованиям ГОСТа на арктические и зимние марки дизельных топлив.
В дистиллятах содержание серы лежит в пределах от 0,25 до 0,96%, за ис-
ключением дистиллятов, полученных из танатарской ш корсакской нефтей (се-
ры 0—0,09%).
Топочные мазуты марок 40, 100 и 200 могут быть получены из всех иссле-
дованных нефтей, кроме корсакской. Из танатарской нефти получают флотские
мазуты марок Ф-5 и Ф-12. В мазутах содержится большое количество серы —
от 1,18 до 3,90%. Исключением являются мазуты из танатарской нефти, в ко-
торых содержится серы менее 0,5%.
Танатарская и корсакская нефти, а также тереньузюкская нефть неокомского
горизонта отличаются высоким потенциальным содержанием базовых масел —
30—42% (считая на нефть). Масла из танатарской нефти имеют высокие индек-
сы вязкости (89—95). Масла из корсакской и тереньузюкской нефтей обладают
низкими индексами вязкости (79—80). Суммарное потенциальное содержание
дистиллятных и остаточных масел в прорвинской нефти намного ниже, чем в
указанных выше нефтях (15,9%, считая на нефть), и индекс вязкости масел ле-
жит в пределах от 80 до 86.
Нефти новых месторождений Северо-Эмбенского нефтегазоносного района,
таких, как Кенкиякское, Акжарское, Каратюбинское, Кумсайское, являются в ос-
новном малосернистыми. В кенкиякских нефтях юрского горизонта из скважин
№ 11, 12 и 15 серы содержится 0,63—1,27%, в кумсайской нефти — 0,94%. Со-
держание серы в остальных нефтях колеблется от 0,18 до 0,51%.
Относительная плотность нефтей изменяется в широких пределах от 0,8126
до 0,9376.
Все нефти этого района являются, за небольшим исключением, смолистыми
и высокосмолистыми. Содержание силикагелевых смол изменяется в широких
пределах — от 4,68 до 21,19%, асфальтенов — от 0,10 до 4,24%; коксуемость — от
0,95 до 5,80%.
Среди кенкиякских нефтей имеются нефти с низким содержанием асфальто-
смолистых веществ. Это нефти, отобранные из горизонтов Ра и сакмароартинско-
го (силикагелевых смол — 4,68—10,50%, асфальтенов следы — 0,-16%; коксуе-
мость— 1,07—1,48%). Самым высоким содержанием асфальто-смолистых веществ
отличается кенкиякская нефть нижнетриасового горизонта (смол силикагелевых
21,19%, асфальтенов — 4,24%, коксуемость — 5,78%).
Нефти характеризуются относительно невысоким содержанием парафина. Са-
мым низким содержанием парафина отличаются акжарские нефти (парафина
0,44 и 0,60% с температурой плавления 49 и 56°C соответственно).
Среди каратюбинских нефтей низкое содержание парафина наблюдается у
нефтей среднеюрского горизонта, в которых содержание парафина составляет
0,67—1,06% с температурой плавления 56—58 °C; в нефтях других горизонтов
содержание парафина выше и составляет 1,57—2,74% с температурой плавления
50—52 °C.
Все кенкиякские нефти являются парафинистыми нефтями.
По выходу светлых дистиллятов нефти различаются между собой. Так, одни
нефти (акжарские, большинство каратюбинских и кенкиякская нефть юрского
горизонта) содержат очень мало фракций до 200°C (от 1,0 до 7,0%) и до
350 °C (от 8 до 35,3%). Самым высоким выходом фракций, выкипающих до
200°С (31,2—33,1%) и до 350°С (61,5—62,0%), отличаются кенкиякские нефти
нижнего и сакмароартинского горизонтов. В остальных нефтях выход бензиновых
фракций лежит в пределах от 8,9 до 20,0%.
Бензиновые дистилляты характеризуются относительно высокими октановыми
числами. Так, октановые числа фракций, выкипающих до 200 °C, без ТЭС состав-
ляют от 60,0—72,9 пункта, с 0,6 г ТЭС октановое число повышается на 9—17,5
пунктов. Содержание серы в дистиллятах низкое и не превышает 0,04%.
Высокие октановые числа бензинов объясняются углеводородным составом.
В бензиновых дистиллятах в основном преобладают парафиновые углеводороды.
Во фракциях до 200°C парафиновых углеводородов 28—56%, в отдельных
фракциях их содержание доходит до 50—60% и даже до 70—90% во фракциях,
11 — 130
161
полученных из акжарских и каратюбинских нефтей среднеюрского и нижнеюр-
ского горизонтов (скважины № 4 и 7). Среди парафиновых углеводородов пре-
обладают углеводороды изостроения: во фракциях 28—200 °C— 35—45%;
содержание парафиновых углеводородов нормального строения намного ни-
же: 7—24%. ж
Содержание ароматических углеводородов невысокое и лежит в пределах от
5 до 15% для фракции 28—200 °C.
Наличие в бензиновых дистиллятах большого количества нафтеновых и па-
рафиновых углеводородов изостроения, а также низкое содержание серы
(0—0,085%) характеризует бензиновые фракции северо-эмбенских нефтей как бла-
гоприятное сырье для процессов каталитического риформинга.
Легкие керосиновые дистилляты имеют низкую температуру начала кристал-
лизации (—60°C), низкое содержание серы (0—0,06%), меркаптановая сера в
них отсутствует. За исключением фракций акжарских нефтей, фракции осталь-
ных нефтей имеют высоту некоптящего пламени 23—25 мм и низшую теплоту-
сгорания 10 260—10 348 ккал/кг.
Керосиновые дистилляты, выделенные из кенкиякских нефтей (кроме фрак-
ций, выделенных из юрского горизонта) и из каратюбинской нефти нижнетри-
асового горизонта, по высоте некоптящего пламени и содержанию серы отве-
чают требованиям ГОСТа на осветительный керосин. Аналогичные фракции,
полученные из остальных нефтей, имеют высоту некоптящего пламени ниже
20 мм.
Дизельные дистилляты, полученные из некоторых нефтей Северо-Эмбенского
района (кенкиякских юрского и нижнетриасового горизонтов, акжарской аптско-
го горизонта и каратюбинских среднеюрского и нижнеюрского горизонтов), об-
ладают низкими температурами застывания (от —60 до —45 °C), вследствие чего
из этих нефтей могут быть получены арктические или зимние дизельные топлива
или их компоненты с цетановыми числами порядка 38—50. Из остальных нефтей
получаются летние дизельные топлива с высокими цетановыми числами (50—60)
и запасом по температуре застывания.
Ресурсы арктического и зимнего топлива могут быть увеличены путем при-
менения карбамидной депарафинизации, т. к. содержание парафиновых углево-
дородов нормального строения в дизельных дистиллятах незначительное. Так, из
фракции 240—350 °C карбамидной депарафинизацией может быть получено
1,5—3,4% жидких парафинов; во фракциях из юрских каратюбинских нефтей еще
меньше (0,3—0,6%, считая на нефть). Температура застывания депарафиниро-
ванных дистиллятов снижается до —584-—60 °C.
Содержание серы в дизельных дистиллятах низкое и не превышает 0,2% за
исключением дистиллятов, полученных из кенкиякских нефтей пермотриасового
горизонта и нижнего горизонта (0,28—0,37%).
Из большинства нефтей данного района могут быть получены топочные ма-
зуты марок 40, 100 и 200 с низким содержанием серы (0,22—0,90%) и большим
запасом по температуре застывания. Из многих нефтей получаются флотские
мазуты марок Ф-5 и Ф-12.
Суммарное потенциальное содержание базовых дистиллятных и остаточных
масел в северо-эмбенских нефтях очень высокое: 31,5—53,7 вес. %, считая на нефть,
кроме кенкиякской нефти нижнего горизонта (23,0%). Масла отличаются относи-
тельно невысокими индексами вязкости, лежащими в пределах 85—93, а в мас-
лах из некоторых нефтей — ниже 85.
Месторождения Мартыши и Камышитовое находятся в зоне Прикаспийской
впадины.
Промышленные залежи нефти и газа приурочены к юрским и нижнемеловым
отложениям (аптский и неокомский горизонты). Мартышинская нефть тяжелая
(плотность р4°—0,888), малосернистая (серы 0,37%), малопарафинистая (па-
рафина 0,8—2,6%), смолистая (смол силикагелевых до 7,76%, асфальтенов до
1,23%) и имеет высокое кислотное число (0,83 мг КОН на 1 г нефти).
В нефти содержится мало бензиновых фракций до 200 °C — 4,2—5,0%; об-
щий выход светлых фракций до 350 °C составляет 34,5—36,5%. В отличие от
этого камышитовая нефть легкая (относительная плотность ее 0,823—0,849), ма-
лосернистая (серы 0,07—0,10%), малосмолистая (суммарно асфальто-смолистых
162
веществ 1,1—2,98%), с содержанием парафина 3,1—5,3% и значительным содер-
жанием фракций до 200 и 350 °C (соответственно 15,5—23,6 и 49,8—57,9%).
Бензиновые фракции мартышинской и камышитовой нефтей, выкипающих в
пределах н. к. — 200°C, содержат мало ароматических (2—16%) и парафиновых
углеводородов нормального строения (2—8%). Вследствие высокого содержания
изопарафиновых и нафтеновых углеводородов октановые числа указанных фрак-
ций высокие — в чистом виде 64—70. Бензиновые фракции из этих нефтей, вы-
кипающие от 60 до 200 °C, содержат от 42 до 90% нафтеновых углеводородов
и мало серы и являются хорошим сырьем для каталитического риформинга.
Из мартышинской нефти возможно получение тракторного керосина с окта-
новым числом 40—57, а также получение дизельного арктического и зимнего
топлива с цетановым числом 40—46.
Вследствие низких октановых чисел топливных фракций камышитовой нефти
возможно получение только осветительного керосина, обладающего хорошими
фотометрическими свойствами. Из этой нефти вырабатывают дизельные топлива
марок арктическое, зимнее и специальное. Содержание серы в осветительном ке-
росине и дизельных топливах низкое (0,013—0,034%). Из обеих нефтей можно
получать флотские мазуты марок Ф-5 и Ф-12, а также топочные мазуты марок
40, 100 и 200.
Масляные 50-градусные фракции мартышинской нефти; выкипающие в пре-
делах 350—500 °C, более ароматизированы и содержат до 26% ароматических
углеводородов, в то время как в аналогичных фракциях камышитовой нефти
их содержится 13—15%.
Суммарный выход базовых дистиллятных и остаточных масел из мартыщин-
ской нефти с индексом вязкости 78—88 составляет 37,5% и из камышитовой
нефти — 30,6% с индексом вязкости 87—116.
11
98. Физико-химическая характеристика нефтей Южно-Эмбенского района
Нефть Горизонт, пласт Глубина перфорации, м № скважины ₽4° м ^20» сСт VB0. сСт Темпера- тура застывания (с обра- боткой), °C
Танатарская Юрский горизонт 116-65 18, 20, 22 0,8880 384 49,12 14,30 <—47
Доссорская Юрский горизонт, I пласт — — 0,8570 — — 5,80 <-50
Доссорская Юрский горизонт, II пласт — — 0,8890 — — 12,60 <—50
Доссорская Юрский горизонт, III пласт — — 0,8540 — — 6,20 <—50
Доссорская Юрский горизонт, IV пласт — — 0,8620 — — 5,80 <—50
Доссорская I сорта Юрский горизонт — — 0,8601 — 15,60 6,80 <—50
Макатская (смесь) То же — — 0,8950— 0,9100 — — 25,40—34,00 <—40
Макатская V пермотриасовый гори- зонт — — 0,8692 — 31,00 10,40 <—20
Сагизская Нижнеаптский горизонт — — 0,8648 — 28,70 9,40 <—20
Сагизская Неокомский горизонт — — 0,8974 — 235,7 44,90 <—20
Сагизская Юрский горизонт — 73 0,8792 — 83,90 20,40 <—20
Сагизская То же — 163 0,8391 — 10,90 3,70 <—20
Сагизская Пермотриасовый гори- зонт — — 0,8970 — 194,0 44,00 <—27
Южно-кашкарская Среднеюрский горизонт — — 0,8730 — 98,90 21,90 —43
Южно-кашкарская II юрский горизонт — — 0,8823 — 52,70 15,11 —47
Нармунданакская (комсомольская). Нижнеаптский горизонт — Смесь 0,8945 — 185,00 36,71 —40
Искиненская Юрский горизонт — — 0,7830 — 3,90 — —34
Искиненская Пермотриасовый гори- зонт — 161 0,8020 — 7,15 3,53 <—65
Искиненская То же 118 0,8435 15,80 6,50 —38
Байчунасская Аптский горизонт — — 0,8817 — 76,00 22,00 <—40
Байчунасская (смолистая) Неокомский горизонт — — 0,9374 — — 205,00 —36
Байчунасская
Байчунасская (смесь)
Корсакская
Кулсаринская
Кулсаринская
Кулсаринская
Кулсаринская
Косчагылская
Косчагылская
(смолистая)
Косчагылская
Косчагылская
Косчагылская
Мунайлинская
Мунайлинская
Тереньузюкская
Тереньузюкская
Каратонская
Каратонская
Каратонская
Каратонская
Тажигалинская
Тажигалинская-
' Караарнинская
(западное крыло)
Караарнинская
Караарнинская
Караарнинская'
Прорвинская
_ Прорвинская
Юрский горизонт 52 0,8750 144,00 30,00
0,8800 66,10 13,60 <—40
То же Апт-неокомский горизонт 669—662 6 0,9227 0,8772 0,8737 375 994,7 96,04 10,40 —32
Аптский горизонт 10,40
Неокомский Шб гори- —
зонт 0,8150 3,20 2,00 —16
Юрский горизонт Пермотриасовый гори- — — 0,7827 — 2,25 1,55 —31 <—20
зонт 0,8857 — 47,00
Неокомский горизонт То же — — 0,9241 — — 65,40 <—35
Юрский горизонт . 0,8590 — 6,00 <—30
0,8450 11,20 3,90 <—30
Юрский горизонт, II и III
пласты 0,8630 21,00 7,30 —45
Пермотриасовый гори-
зонт 0,9188 78,18 4
Неокомский горизонт 0,8602 0,9392 22,39 7,94 —24
Юрский горизонт Альб-сеноманский гори- — — 426 275,70 44,33 —30
зонт - 0,9354 362 230,5 38,90 —34
Неокомский горизонт 43 0,8756 278 30,15 7,45 16
То же 69 0,8860 34,69 7,89 —
» 57 0,8920 35,50 10,45 —
» 0,8393 9,96 2,80 —6
Юрский горизонт 400 19 0,8622 0,8518 283 26,15 4,50 —8
Неокомский горизонт 1200 260 18,27 3,80 —8
Юрский горизонт . Сеноманский горизонт 514—511 505—502 24—26 0,9634 366 31,47 (Ъо) — 14
Альбский горизонт 379—973 1—16 0,9608 — — 24,18 (*7о) —18
Аптский горизонт 1070—1058 30—25 (смесь) 0,9604 — — 24,07 —24 —22
Апт-неокомский горизонт 1070 Смесь из 9 скважин 0,9624 360 — 27,52 (v7o)
Юрский горизонт То же 2265—2262 2300—2200 1 Смесь 0,8660 0,8703 227 282 7,86 8,58 3,49 • 3,72 —22 —36
Нефть Горизонт, пласт Парафин Содержание, % Коксуемость, % : Кислотное £ число, МГ г КОН на 1 г £ нефти IWJJl. JO Выход фрак- ций, вес. %
содержа- ние, % 1 темпера - тура плав- ления, °C серы азота и s § § 5 sb Е СМОЛ силика- гелевых асфальте- нов
ДО 200 °C до 300 °C
Танатарская Доссорская Юрский горизонт Юрский горизонт, I пласт 0,50 50 0,20 0,02 7 3,20 Следы 0 0,90 1,38 6,0 8,0 30,0 46
Доссорская Юрский горизонт, 0,40 — — 5 0 23
Доссорская II пласт
Юрский горизонт, 0,56 — 0,088 0 0,39 11,0 52
Доссорская III пласт
Юрский горизонт, 0,28 50 — —. 0 10,0 42
Доссорская I сорта Макатская (смесь) IV пласт
Юрский горизонт То же 0,61 0,64— 50 52 0,134 0,2— — 3 12—24 2,00 10,7— 0 Следы 0,53 0,8— 2,63 13,4 42,0 22
Макатская V пермотриасовый гори- 1,28 — 0,30 — 6 12,9 — 1,1 0,55 — 11,0 36
Сагизская Сагизская Сагизская (скважина № 73) Нижнеаптский горизонт Неокомский горизонт Юрский горизонт 0,88 0,88 1,60 — — — 4 24 13 — 0 0,40 2,02 1,08 1 1 1 5,5 2,5 35 25
Сагизская (скважина № 163) То же — — — 2 — — 0,25 — 9,5 49
Сагизская Пермотриасовый гори- 0,20 — 0,30 — 23 4,18 0 1,07 0,5 21,4
Южно-кашкарская Южно-кашкарская ЗОНТ
Среднеюрский горизонт 0,60 — 0,20 13 6,13 0 1,28 5 0 24,0 24,1 16,5
II юрский горизонт 0,24 —- 0,17 5 1,28 0 0,42 3,5
Нармунданакская (комсомольская) Нижнеаптский горизонт 0,84 50 0,15 — 20 2^28 —
Искиненская Искиненская (скважина № 161) Юрский горизонт Пермотриасовый гори- зонт 2,60 0,22 58 0,05 0,104 2 2 -г- 0 0,06 0,20 — 39,0 36,0 63 59,0
Искиненская (скважина № 118) То же 2,88 — 0,10 — 4 — 0 0,79 — 12,0 37,0
Байчунасская Аптский горизонт 1,86 50 0,16 11 5,55 Следы 1,93 — 0,9 22,0
Байчунасская Неокомский горизонт Следы — 0,22 — 48 13,22 » 3,40 — — 13,0
(смолистая)
Байчунасская Юрский горизонт 0,11 52 0,41 — 12 — — 1,66 —• 1,6 13,6
Байчунасская (смесь) То же 1,36 58 0,17 — 12 5,55 Следы 0,92 — 2,6 28,0
Корсакская Апт-неокомский горизонт 2,30 48 0,55 0,05 24 18,30 1,75 5,01 1 > 59 2,4 12,8
Кулсаринская Аптский горизонт — — — — 6 — — 0,64 — 2,0 36,0
Кулсаринская Неокомский Шб гори- — — — — 7 — — 0,56 4,6 35,5
Кулсаринская ЗОНТ Юрский горизонт 3,42 53 0,10 — 2 1,04 Следы 0,27 — 27,0 55,0
Кулсаринская Пермотриасовый гори- 5,50 .50 0,10 — ' 1 0,81 0 0,12 0,015 46,3 68,5
ЗОНТ
Косчагылская Неокомский горизонт 1,10 55 0,44 — 36 — — 3,20 — 1,5 24,0
Косчагылская То же 0,40 55 0,44 — 33 10,27 0,40 4,20 — 0,5 19,0
(смолистая)
Косчагылская Юрский горизонт 1,74 54 0,18 — 7,2 — — 1,03 — 1,7 —
Косчагылская Юрский горизонт, II и III 1,56 52 0,18 — 10,4 — 0,35 1,44 0,098 21,4 41,0
пласты
Косчагылская Пермотриасовый гори- 1,56 52 0,52 — 8 — 0 1,50 — 16,0 38,0
Мунайлинская Неокомский горизонт 3,97 51 0,25 — 52 15,09 2,24 5,74 0,19 — 8,1
Мунайлинская Юрский горизонт 1,83 62 0,21 — 36 7,20 1,41 2,92 — 21,4 37,0
Тереньузюкская Альб-сеноманский гори- 0,92 51 1,44 0,06 23 13,11 0,98 4,10 2,69 1,2 16,8
Тереньузюкская Неокомский горизонт 0,46 49 1,22 0,04 21 14,05 0,83 3,38 4,46 1,2 23,9
Каратонская То же 6,67 50 0,94 — 8,5 2,30 0,02 1,36 0,008 -1— 27,6
(скважина № 43)
Каратонская » 5,65 55 1,02 — 3 — 1,00 1,37 — 3,8 —
(скважина № 69)
Каратонская Неокомский горизонт 3,03 50 1,08 — 4 — 1,00 1,42 — 3,6 •—
(скважина № 57)
Каратонская Юрский горизонт 7,80 50 0,35 — 8 3,40 0,02 0,93 — 25,0 53,0
Тажигалинская Неокомский горизонт 5,88 54 1,00 0,03 14 4,77 0,03 1,48 0,02 11,0* 46,0*
Тажигалинская Юрский горизонт 5,98 54 0,95 0,03 10 4,28 0 1,33 0,05 16,8 43,0
Караарнинская Сеноманский горизонт 3,70 43 3,00 — 51 8,37 4,10 6,54 0,37 0,5 31,3
(западное крыло)
2 * По ГОСТ 2177—66.
Q
3
Выход фрак- ций, вес. % О ООО O’f О О 0° О) QO
i ДО 200 °C 00 00 о о о ~ со со СЧ СЧ
ихфэн J I вн НОЯ ЛИ ‘О1РЭИЬ ЭОНХОЕЭИ^ СО ТГ г- О СО СО С4 — о о о о о
% ‘чхэокэХэяо)! 00 сч ю О СЧ СО СП О) г- г- ь- сч сч
Содержание, % 1 нон -ЭХЧ1ГВфЭВ rf о О со СП г-оососн — тг СЧ TF —1 сч
хма -эь* элвищг -из irowo СО СП Ш Ю о СИ 00 О^ СП о — о со со"
хин •XOIfOHMOH -<1ээ irowo сч О О О со се Ю ю ю сч —< g 1
В1ОЕВ b- г-00 Г"- I |-®5>, £ ООО
нёээ СО Ю О Ю Q СО Г- Ь- СО сч сч сч" сч" —' о
| Парафин I Эо ‘ВИНЭ1Г -HBiru вдЛх •вйэииэх О 00 •* о е
% ‘ЭНН -Ewdatfoo X со со со СЧ СО оо 00 •— х Л - - - - - X — — —« СО со X о
[ЗОНТ Разг
x
к
x
я
о
ч
Е
>я
я
я
‘2
о
я
s
S
я
я
»Я
я
я
X
s
к
х
я
я
я
X
я
я
я
я
я
я
X
я
я
я
я
X
я
p
ё
100. Изменение кинематической вязкости (в сСт) нефтей в зависимости
от температуры
Нефть 5’20 V30 V40 450
Танатарская Корсакская 49,12 994,70 30,70 342,10 20,46 165,10 14,30 96,04
Тереньузюкская альб-сеноманского гори- 275,70 121,10 72,35 44,33
зонта Тереньузюкская неокомского горизонта 230,50 116,0 62,11 38,90
Тажигалинская юрского горизонта 18,27 7,55 5,83 3,80
Караарнинская апт-неокомского гори- — 27,52 18,22 10,02
зонта Прорвинская. (скважина № 1) 7,86 (Ъо) 5,57 ('8о) 4,30 ('Too) 3,49
Прорвинская (смесь) 8,58 5,85 4,60 3,72
101. Изменение условной вязкости нефтей в зависимости от температуры
Нефть ВУ20 ВУзо ву4о ВУ5о
Танатарская 6,69 4,28 2,99 2,29
Корсакская 134,4 46,23 22,30 13,00
Тереньузюкская альб-сеноманского гори- 37,60 16,32 9,79 6,07
зонта
Тереньузюкская неокомского горизонта 31,10- 15,65 8,41 5,36
Тажигалинская юрского горизонта 2,74 1,62 1,46 1,22
Караарнинская апт-неокомского гори- — 3,87 2,74 1,88
зонта (ВУ70) (ВУ80) (ВУюо)
Прорвинская (скважина № 1) 1,65 1,44 1,32 1,24
Прорвинская (смесь) 1,73 1,46 1,35 1,26
102. Изменение относительной плотности
нефтей в зависимости от температуры
Нефть Плотность р^
при 20 °C при 30 °C при 40 °C при 50 °C
Танатарская Корсакская Тереньузюкская альб-сеноманского гори- зонта Тереньузюкская неокомского горизонта Тажигалинская юрского горизонта Караарнинская апт-неокомского гори- зонта Прорвинская (скважина № 1) Прорвинская (смесь) 0,8880 0,9227 0,9392 0,9354 0,8518 0,9624 0,8660 0,8703 0,8814 0,9167 0,9219 0,9279 0,8448 0,9659 0,8592 0,8636 0,8748 0,9106 0,9160 0,9200 0,8379 0,9514 0,8523 0,8569 0,8682 0,9045 0,9100 0,9161 0,8309 0,9459 0,8455 0,8502
168
169
103. Состав золы нефтей (вес. %, считая на нефть)
Элементы Тажигалинская нефть юрского горизонта Караарнинская нефть апт- неокомского горизонта Элементы Тажигалинская нефть юрского горизонта Караарнинская нефть апт- неокомского горизонта
Na — 5,3-IO"3 Со 3,010-» 1,5-10-*
Fe 1,3 10-3 5,4-IO-3 Sr 1,0-10-3 2,5-10-з
Mg 1,7-Ю-4 1,3-IO"3 РЬ 2,4-IO”5 1,5-10-*
Са 2,6-10-» 3,2-IO-3 Sn — 1,5-Ю-5
V 4,8-10-® 3,2-10-з 'Мп 2,0-Ю-з 3,0-Ю-з
Ni 3,2-IO"5 1,2-IO”3 Си 4,3-10-з ' 1,8-10-з
Si 2,9-IO"3 1,510-з Ti 2,5-Ю-з 1,5-Ю-5
Al 7,9-10-* 1,5-10-з Сг 6,0-10-« 2,5-Ю-з
Zn 1,010-* — Зола 0,024 . 0,050
104. Элементный состав нефтей
Нефть Содержание, %
С н О S N
Танатарская 86,11 13,11 0,56 0,20 0,02
Корсакская 86,46 12,65 0,29 0,55 0,05
Тереньузюкская альб-сеноман- 86,47 11,87 0,16 1,44 0,06.
ского горизонта Тереньузюкская неокомского го- 86,42 12,06 0,26 1,22 0,04
ризонта Тажигалинская юрского гори- 85,58 13,22 0,22 0,95 0,03
зонта Караарнинская апт-неокомского 85,29 11,18 0,61 2,75 0,17
горизонта Прорвинская (скважина № 1) 85,86 12,42 0,35 1,30 0,07
Прорвинская (смесь) 86,17 12,37 0,13 1,25 0,08
105. Состав газов (до С4), растворенных в нефтях, и низкокипящих
_____________________углеводородов (до С5)
Фракция Выход (на нефть), % Содержание индивидуальных углеводородов, вес %
сн4 С2Н6 с3н8 изо-С 4Н10 h-C4Hio U30-C5H12 Н -С5Н12
Тажигалинская нефть юрского горизонта
До С4 1 0,45 __48Д_ -1 20,4 [/ — I —
До С6 1 0,45 39,4 Г 16,6 1 11,5-, 1 7,5
До С4 До С6 П I 1,76 | 2,60 рорвинская I — | 7,0 I 1 — 1 4,2 | нефть 25,4 1 15,2 1 (с к в 19,2 11,5 а ж и н а № 1) 1 48,4 1 — I | 28,9 | 23,2 1 17,0
До С4 До С6 I 0,19 1 0,68 Прорвинская hi I — I 7,8 I 12,7 I 1 — 1 2,2 | 3,5 1 г ф т ь 15,6 4,4 (смесь) 1 63,9 1 — 1 1 17,6 | 32,6 | 39,7
170
106. Потенциальное содержание (в вес. %) фракций в нефтях
Отгоняется до темпе- ратуры, °C Тана- тарская Корсак - ская Терень- узюкская альб-сено- манского горизонта Терень- узюкская неоком - ского горизонта Тажигалин- ская юрского горизонта Караарнин- ская апт- неокомско- го горизонта Прорвин- ская (сква- жина № 1) Прорвин- ская (смесь)
28 — — — — 0,5 1,8 0,2
(газ до Cj
60 — — — — 2,2 — 3,5 1,6
62 ‘ — — — — 2,3 — 4,0 1,8
80 — — — — 3,9 — 5,0 3,6
85 — — — — 4,2 — 6,0 4,2
90 —• — — — 4,5 — 6,8 5,0
95 — — — — 4,9 — 7,6 5,2
100 — — — — 5,3 — 8,4 6,5
105 — — — — 5,7 — 9,2 7,2
ПО — — — — 6,1 — 10,0 8,0
120 — — — — 7,0 — 11,6 10,0
122 — — — — 7,2 — 11,9 10,4
130 — — — — 8,0 — 13,2 12,0
140 — — — — 9,0 — 15,2 13,7
145 0,5 — — — 9,5 — 16,2 14,8
150 1,0 . .— — — 10,0 — 17,2 16,0
160 1,8 — — — 10,8 — 19,0 18,3
170 2,6 0,4 — — 12,0 — 20,8 20,0
180 3,7 0,8 — — 13,5 — 23,0 22,0
190 4,9 1,6 0,4 0,3 15,0 0,8 24,8 24,0
200 6,0 2,4 1,2 1,2 16,8 1,8 26,8 26,0
210 7,0 3,2 1,8 2,0 18,9 2,6 28,8 27,9
220 8,6 4,0 2,4 3,2 20,8 3,4 31,1 30,0
230 10,6 4,8 3,3 4,8 22,8 4,4 33,3 32,4
240 12,3 5,8 4,4 6,5 25,1 5,6 35,6 34,6
250 14,8 6,8 6,0 8,8 27,6 7,2 38,0 36,6
260 17,7 7,6 8,0 11,5 30,0 9,0 40,4 39,0
270 20,4 8,5 10,2 14,4 33,4 11,0 42,8 41,2
280 24,2 9,6 12,4 17,3 36,2 13,0 45,4 43,6
290 27,0 11,0 14,7 20,5 40,0 15,6 . 47,6 46,0
300 30,0 12,8 16,8 23,9 43,0 18,0 49,6 48,4
310 34,0 14,5 19,6 27,0 46,8 20,9 52,0 50,8
320 37,0 16,4 22,0 30,4 50,1 22,0 54,4 53,8
330 40,3 18,4 26,8 34,4 54,1 24,0 57,2 56,0
340 43,7 20,4 30,0 38,0 56,9 27,0 60,0 58,4
350 46,3 22,6 32,8 41,3 60,0. 30,0 62,2 61,0
360 50,0 25,0 36,4 44,4 32,4 ' 64,4 63,5
370 52,4 27,0 39,2 48,0 66,0 35,6 66,6 65,6
380 55,3 29,0 40,3 51,2 69,2 38,0 68,9 67,8
390 58,3 30,8 45,2 54,0 72,0 41,0 71,2 69,5
400 61,3 33,0 47,6 56,7 74,2 44,0 73,2 71,2
410 63,3 35,0 50,0 58,5 76,0 47,2 75,6 72,6
420 65,7 37,0 53,2 60,8 77,8 50,0 77,4 74,2
430 67,4 39,0 56,0 62,8 79,4 52,0 79,2 75,7
440 69,0 40,8 58,4 64,8 80,3 54,0 80,4 77,0
450 71,0 43,0 61,0 66,8 81,8 56,0 82,0 78,0
460 72,9 44,8 63,4 68,8 83,0 58,0 83,0 79,6
470 74,3 46,8 65,4 70,8 84,0 60,0 84,0 80,8
480 76,2 48,6 67,2 72,8 84,8 62,0 85,2 82,0
490 500 77,2 79,0 50,4 53,3 69,2 74,7 — 63,8 (До 495 °C) 86,4 83,3
71,2 76,8 65,6 87,5
Остаток 21,0 46,7 28,8 23,2 15,2 34,4 12,5 16,7
171
107. Характеристика фракций, выкипающих до 200 °C
Темпе- ратура отбора, °C Выход (на нефть), % 20 Фракционный состав, °C Содержа- ние серы, % Октановое число Кислот- ность, мг КОН на 100 мл фракции Давление насыщен- ных паров (при 38 °C), мм рт. ст.
Без ТЭС с 0,6 г ТЭС на 1 кг фракции с 2,7 г ТЭС на 1 кг фракции
н. к. 10% 50% 90% К. к.
Танатарская нефть
140—200 ] 6,0 | 0,8180 | 158 | 165 | 175 | 184 | — | 0 | 68,4 | 77,5 | । —
Тажигалинская нефть юрского горизонта
28—85 3,7 0,7170 56 63 75 80 — Следы 80,7 87,5 94,7 Следы 225
28—100 4,8 0,7250 61 70 82 93 — — 80,0 86,5 94,0 — —
28—110 5,6 0,7355 65 77 89 106 — — 79,0 86,0 92,0 — —
28—120 6,5 0,7460 70 84 96 118 — Следы 79,0 85,0 91,7 4,29 141
28—130 7,5 0,7493 72 86 100 126 — — 78,0 84,0 — — —
28—140 8,5 0,7526 74 86 105 133 — — 77,0 83,0 — — —
28—150 9,5 0,7560 76 90 109 141 — 0,10 74,7 82,3 — 6,44 91
28—160 10,3 0,7610 78 92 116 150 — — 74,0 81,5 — — —
28—170 11,5 0,7660 79 94 123 159 — — 73,0 80,5 — — —
28—180 13,0 0,7710 81 96 130 169 — — 72,0 79,0 — — .—
28—190 14,5 0,7760 83 98 138 178 — — 71,0 78,0 — — —
£28—200 16,3 0,7810 84 100 146 189 — 0,12 69,3 77,6 — 7,51 20
Караарнинская нефть ап т-н е о к ом ского горизонта
н. К.-200 | 1,8 | 0,8520 ] 162 | 170 [ 175 | 190 1 200 | Следы | 55,8 | 60,7 | — | 1,20 |
«
Прорвинская нефть (скважина № 1)
28—85 4,2 0,7130 43 54 67 78 85 Следы 72,0 82,4 92,0 0 337
28—90 5,0 0,7198 47 59 73 85 94 — 71,0 81,8 91,1 — —
28—100 6,6 0,7266 51 64 79 92 103 — 70,0 81,2 90,2 — —
28—110 8,2 0,7334 55 68 85 97 112 — 69,5 80,6 89,5 — —
28—120 9,8 0,7401 60 73 90 106 120 0,018 68,9 80,0 88,5 0 173
28—130 11,4 0,7474 62 75 96 116 130 — 68,2 78,8 87,0 — —
28—140 13,4 0,7547 64 79 102 125 140 — 67,5 77,5 85,5 — —
28—150 15,4 0,7619 67 82 108 135 150 0,036 66,8 76,2 84,0 0 117
28—160 17,2 0,7665 69 85 114 144 160 — 65,3 74,9 — — —
28—170 19,0 0,7711 71 87 120 153 170 — 63,8 73,5 — — —
28—180 21,2 0,7757 73 90 125 162 180 — 62,3 72,2 — — —
28—190 23,0 0,7803 75 92 130 171 190 — 60,8 70,8 — — —
28—200 25,0 0,7850 77 95 П 136 р о р в 180 и н с к 200 а я не 0,058 ф т ь (см 59,2 е с ь) 69,5 — — 37
28—85 4,0 0,7053 44 58 75 83 86 Следы 70,0 80,5 90,0 — 296 .
28—100 6,3 0,7176 50 66 83 93 100 — 69,4 80,0 89,1 — —
28—110 7,8 0,7299 57 73 91 98 103 — 68,7 79,5 88,8 — —
28—120 9,8 0,7423 64 80 98 112 120 0,01 68,0 79,0 87,5 — 158
28—130 11,8 0,7474 67 83 104 121 130 — 67,3 77,9 — — —
28—140 13,5 0,7525 71 85 ПО 130 140 — 66,7 76,7 — — —
28—150 15,8 0,7607 74 88 115 140 151 0,02 66,0 75,6 — 0 87,3
28—160 18,1 0,7639 74 90 119 148 160 — 64,6 74,5 — — —
28—170 19,8 0,7671 75 92 123 156 169 — 63,2 73,4 — —. —
28—180 21,8 0,7705 76 94 127 164 180 0,03 61,8 72,3 ,— — — .
28—190 23,8 0,7735 77 96 131 172 190 — 60,4 71,1 — —
28—200 25,8 0,7770 78 98 135 180 200 0,04 59,0 70,0 — Следы 50,6
108. Групповой углеводородный состав фракций, выкипающих до 200 °C
Темпе- ратура отбора, °C Выход (на нефть), % Р|° 20 nD Содержание углеводородов, %
арома- тиче- ских нафте- новых парафиновых
всего нормаль- ного строения изо- строения
140—200| 6,0 Танатарская | 0,8180 | 1,4449 | 5 нефть —
I45 1 50 |
н. к.—200| 2,4 Корсакская | 0,8447 | — | 8 нефть 1 62 1 30 | —
Тереньузюкская нефть альб-сеноманского горизонта
н. к,—2001 1,2 I 0,8400 I — | 3 I 79 I 18
Тереньузюкская нефть неокомского горизонта
н. к,—2001 1,2 | 0,8355 I — I 3 I 81 I 16
Тажигалинская нефть юрского горизонта
28—60 1,7 0,6957 1,3851 — 76 24 —
60—95 2,8 0,7440 1,4050 1 74 25
,95—122 ) 2,2 0,7600 1,4144 1,5 71,5 27
122150 2,8 0,7813 1,4254 2 68 30 —
150—200 6,8 0,8104 1,4409 11 61 28
28—200 16,3 0,7810 1,4185 5 67 28 — —
Прорвинская нефть (скважина № 1)
28—60 1,7 0,6940 1,3810 — 52 48 —
60—95 3,9 0,7335 1,4088 14 41 45
95—122 4,5 0,7657 1,4290 28 39 33
122—150 5,4 0,7868 1,4438 39 26 35 — .
150—200 9,5 0,8029 1,4472 38 26 36
28—200 25,0 0,7850 1,4320 30 32 38 — —
Прорвинская неф т Ь- (с м е с ь)
28—60 1,4 0,6714 1,3750 — 28 72 21 51
60—95 3,6 0,7345 1,4118 17 39 44 17 27
95—122 5,2 0,7605 1,4302 30 31 39 14 25
122—150 5,6 0,7807 1,4436 46 26 28 13 15
150—200 10,0 0,8001 1,4452 38 24 38 13 25
28—200 25,8 0,7770 1,4426 33 28 39 14 25
174
109. Содержание индивидуальных ароматических углеводородов
во фракции 122—145 °C
Углеводород Выход, вес. % Углеводород Выход, вес. %
на фракцию на нефть на фракцию на нефть
Прорвинская н (скважина № е ф т ь 1) Прорвинская нефть (с-м е с ь)
Этилбензол 4,8 0,21 Этилбензол 8,2 0,42
п-Ксилол 6,2 0,27 п-Ксилол 8,2 0,42
.и-Ксилол < 12,8 0,55 л-Ксилол 18,7 0,97
о-Ксилол 11,6 0,50 о-Ксилол 10,5 0,55
ПО. Характеристика фракций, служащих сырьем для каталитического риформинга
Температура отбора, °C Выход (на нефть), % 20 Р4 Содержа- ние серы, % Содержание углеводородов, %
ароматических нафтеновых парафиновых
Тажигалинская н ефть юрского горизонта
60—105 4,0 0,7516 Следы 1 73 26
85—120 2,8 0,7583 » 1 73 26
105—140 3,3 0,7831 0,10 2 71 27
140—180 4,5 0,7983 0,15 7 65 28
Прорвинская нефть (скважина № 1)
62—85 2,0 0,7242 Следы 13 38 49
62—105 5,2 0,7401 0,010 18 40 42
3,2 0,7509 0,015 21 40 39
85—120 5,6 0,7585 0,018 25 39 36
85—180 17,0 0,7850 0,035 33 32 35
105—120 2,4 0,7682 0,020 31 38 31
105—140 6,0 0,7719 0,025 34 32 34
120—140 3,6 0,7828 0,030 36 30 34
140—180 7,8 0,7974 0,090 38 26 36
Прорвинская неф т ь (смесь )
62—85 2,4 0,7300 Следы 15 37 48
62—105 5,2 0,7442 » 21 36 43
85—105 2,8 0,7530 0,01 24 34 42
85—120 5,8 0,7592 0,02 29 32 39
85—180 17,8 0,7780 0,03 38 27 - 35
105—120 3,0 0,7660 0,02 35 28 37
105—140 6,7 0,7720 0,03 40 26 34
120—140 3,7 0,7742 0,03 44 25 31
140—180 8,3 0,7920 0,06 41 25 34
175
111. Характеристика легких керосиновых дистиллятов
Темпе- ратура отбора, °C Выход (на нефть), % ₽420 t Фракционный состав, % V20» сСт V-40. сСт Температура, СС Теплота сгорания низшая, ккал/кг Содержание ароматических углеводородов, % Содержание, серы, % Кислотность, мг КОН на 100 мл топлива Иодное число, мг иода на 100 г топлива Фактические смолы, мг на 100 мл топлива
н. к. 10% 50% 90% 98% начала кристаллизации вспышки в закрытом тигле общей меркаптановой
Та катарская нефть
140—210 140—250 7,0 14,8 0,8210 0,8450 158 150 160 170 182 200 190 234 — 1,92 2,38 9,37 20,60 <-60 То же 30 >30 10 250 10 228 6,8 8,3 0 0 0 0 — 1,50 2,85 —
Корса кская нефть
н. к,—210 3,2 0,8497 167 177 190 208 210 1,97 11,58 » 60 10 260 8,0 0 0 0,35 2,00 3,0
Тереньузюкская н е ф т ь аль б-с еноманского горизонта
н. к,—200 1,2 0,8400 178 185 192 195 200 2,39 14,93 » 30 10 250 2,0 0,25 0,001 7,00 3,00 3,0
Тереньузюкская нефть неокомского горизонта
н. к.—200
1,2
0,8355 177 181 186 198 212 2,07 11,34
30 10 250 3,0 0,23 0,070 9,00 2,00 3,0
»
12—160 17 7
112. Характеристика керосиновых дистиллятов
Темпера- Выход Фракционный состав, °C Температура, °C Высота Кислот-
тура (на „20 некоптя- Октановое Содержа- нбрть, мг
отбора, ₽4 отгоняется помут- щего ние .серы, КОН на
°C % н. к. 10% 50% 90% 98% до 270 °C, нения вспышки пламени, % 100 мл
•< % - мм дистиллята
Та натарская н е ф т ь
140—280 24,2 0,8565 160 200 235 260 270 95 <—60 >40 17 45 0 14,32
140—320 37,0 0,8668 176 212 256 290 300 68 То же То же 15 42 0 21,48
Корсак ская нефть
н. к.—280 9,6 0,8546 208 220 238 267 279 92 <—55 85 19 47,4 Следы 0,70
210—280 6,4 0,8641 227 244 256 277 280 81 То же 87 19 45,0 » 0,80
Тереньузюкская не фть аль б-с еноманского горизон т а
н. к.—270 10,2 0,8656 — 227 239 255 268 — <—60 43 — 53 —
н. к.—280 12,4 0,8720 — 230 254 268 280 95 То же 45 14,5 49 0,49 26,94
н. к.—320 22,0 0,8805 — 240 275 309 320 — » 52 — — — 39,14
Тереньузюкская нефть неокомского горизонта
н. к.—280 17,3 10,8758 227 254 265 278 92 » 50 14,5 48,5 0,47 39,00
н. к.—320 30,4 |0,8815 236 270 307 317 50 » 65 0,57 —
Тажигалинска я нефть юрского г о р И 3 0 н т а
150—280 26,2 0,8266 180 203 240 265 273 93 —28 48 20 28 0,30 3,76
150—310 40,1 0,8300 186 213 260 296 315 58 -17 53 17 23 0,33 4,29
Караарнинск а я нефть а п т-н еокомского горизонта
н. к.—280 13,0 0,8620 210 214 241 260 280 96 <'—60 80 16 44 0,15 4,07
н. к.—320 22,0 0,8766 220 232 262 288 300 64 То же 91 14 - 0,52 5,55
Прорви н'с кая не фть (с к в а ж и н а № 1
150—280 28,2 0,8200 167 176 216 255 270 98 -40 57 20 31,5 0,48 Следы
150—320 37,2 0,8317 172 188 240 290 300 75 -29 59 18,5 29,0 0,56 »
П р о р в I н с к а я нефть (см е с ь)
120—235 23,5 0,8019 144 152 173 212 231 — <—60 30 20 — 0,09 0,28
150—280 27,6 0,8250 165 178 209 250 270 98 —45 50 19 34,8 0,13 0,70
150—320 37,8 0,8380 180 183 240 290 300 75 —29 56 16 30,6 0,18 0,84
ю 114. Характеристика дизельных топлив и их компонентов
Темпе- ратура отбора, °C Выход (на нефть), % Цетановое число Фракционный состав, °C ₽24° V-20. сСт V50. сСт Температура, °C Содер- жание серы, % Кислот- ность, мг КОН на 100 мл топлива
засты- вания по- мут- нения вспыш- ки
10% 50% 90% 98%
Танатарская нефть
140—350 46,3 39 217 270 320 325 0,8697 7,10 3,16 <—60 <—60 >100 0 25,06
200—350 40,3 40 247 276 323 332 0,8732 8,19 3,45 То же То же То же 0 28,67
250—320 22,2 40 276 282 300 305 0,8740 9,18 3,86 » » 0 __
250-350 31,5 41 282 298 326 338 0,8774 12,06 4,65 » » Следы —
Корсакская нефть
165—300 12,8 40 227 260 276 0,8634 5,32 2,54 <—60 —37 85 » 0,68
165—320 16,4 41 238 278 310 0,8674 6,49 3,45 —57 —35 90 » 0,88
165—350 22,6 44 248 290 333 0,8717 10,26 4,27 —55 —30 95 » 1,35
200—350 13,0 45 298 303 341 — 0,8813 15,87 5,51 —53 —28 — 0,09 2,10
Тереньузюкская нефть аль б-с еноманск ого гор и з о н т а
183—240 4,4 34 207 215 227 — 0,8545 2,95 <—60 <—60 38 0,35 14,82
200—320 20,8 38 244 290 310 — 0,8766 5,76 2,80 То же То же 94 0,61 105,19
183—320 22,0 38 240 275 303 —. 0,8725 5,50 2,70 » » 52 0,45 39,14
183—350 32,8 39 247 291 330 — 0,8872 10,61 4,24 —50 —50 68 0,56 42,94
17 9
Тереньузюкская нефть неокомского горизонта
180—240 6,5 33 203 217 225 — 0,8520 2,88 — <—60 <—60 48 0,30 16,02
200—320 29,2 37 235 275 308 — 0,8855 6,82 3,18 То же —35 90 0,60 130,0
180—320 30,4 36 232 270 307 — , 0,8815 6,48 - » То же 55 0,55 114,0
280—350 24,0 — 287 296 325 — 0,8988 15,95 5,63 —57 — — — —
Продолжение табл. 114
Темпера- тура отбора, °C Выход (на нефть), о/ /о Цетановое число Фракционный состав, °C рГ *20. сСт *60. сСт Температура, °C Со дер - жание серы, % Кислот- ность, мг КОН на 100 мл топлива
10% 50% 90% 98% застывания помут- нения вспыш- ки
Тажигалинская нефть юрского горизонта
м50—350 50,0 49 210 265 317 324 0,8347 4,63 2,33 —20 —14 61 0,56 4,83
д- 200—350 43,2 53 ’ 248 277 318 326 0,8371 5,64 2,80 —15 —12 64 0,65 4,93
:.-24&**82в = 25,0 54 270 282 304 309 0,8353 5,90 2,99 — 12 —10 70 0,48 5,37
240—350 34,9 55 276 290 322 327 0,8403 7,03 3,39 —10 —8 74 0,57 6,44
Караарнинская нефть ап т-н еокомского горизонта
180—320 22,0 33 232 262 280 — 0,8765 5,85 2,85 <—60 <—60 91 0,52 5,55
180—350 30,0 34 244 291 318 — 0,8810 8,22 3,50 То же То же 96 0,58 6,47
200—350 24,4 38 254 288 321 — 0,8850 9,45 4,05 » »' 98 0,73 8,32
240—350 28,2 38 271 299 328 — 0,8909 11,39 4,58 -60 —59 НО 0,62 7,21
П р о р в и н ская нефть (скважина № 1)
150—350 45,0 44 185 220 311 320 0,8447 3,65 2,01 —25 —17 61 0,62 Следы
160—350 43,2 45 211 246 313 320 0,8490 4,10 2,20 —24 — 15 74 0,67 »
200—350 35,4 48 238 273 315 321 0,8556 5,25 2,62 —23 —13 89 0,76 »
240—320 18,8 50 255 272 297 306 0,8546 5,30 2,67 —22 —16 90 0,82 »
240—350 26,6 52 264 285 320 328 0,8636 6,66 3,09 —18 —12 103 0,96 »
150—350 45,0 50 202 258
180—350 39,0 50 221 265
200—350 35,0 50 234 270
235—320 20,3 51 269 282
235—350 27,5 52 271 284
Прорвинская нефть ( смесь'
318 326 0,8448 3,50 2,00
320 325 0,8536 4,50 2,61
320 326 0,8588 5,20 3,03
289 309 0,8600 5,30 3,02
302 329 0,8653 6,30 3,41
—33 —18 58 0,25 1,40
—28 —17 76 0,32 1,54
—25 — 16 88 0,37 1,68
—24 • 98 0,40 1,96
—20 — 111 0,57 2,80
115. Характеристика исходной фракции (200—350 °C) прорвинской нефти (смеси)
и углеводородов, полученных из нее при карбамидной депарафинизации
Исходная фракция и углеводороды Выход, % „20 Р4 „20 Анили- новая точка, °C *2». сСт Темпера* тура застывания, °C Дизельный индекс
на фракцию на нефть
Исходная фракция 100 35,0 0,8588 — 63,6 5,20 -25 48,0
Углеводороды, не образующие комплекс с карбамидом 61 21,4 0,8769 1,4872 52,5 6,08 —60 37,7
Углеводороды, образующие комплекс с карбамидом 39 13,6 0,7833 1,4390 — 0,95 — 18 —
116. Характеристика сырья (фракции 350—490 °C) для каталитического крекинга прорвинской нефти (смеси)
Выход (на нефть), % Р24° м *50» сСт *100’ сСт Темпера- тура застывания, °C Содержание, % Кок- суе- мость, % Содержа- ние пара- фино- нафтеновых углеводо- родов, % Содержание ароматических углеводородов, % Содержа- ние смо- листых веществ, %
серы смол сернокис- лотных I группа II и III группы IV группа
ОО 22,3 0,9185 320 23,14 5,00 20 1,53 8 0,069 56 9 12 21 2
117. Фракционный состав сырья (фракция 350—490 °C)
для каталитического крекинга прорвинской нефти (смеси)
Выход, объемн. % Температура, °C Выход, объемн. % Температура, °C Выход, объемн. % Температура, °C
5 384 40 404 80 440
10 390 50 414 90 452
20 394 60 427 95 464
30 400 70 430 К. к. 478
118. Элементный состав сырья (фракция 350—490 °C)
для каталитического крекинга прорвинской нефти (смеси)
Содержание, %
с н о S N
86,18 12,18 0,03 1,53 0,08
119. Характеристика мазутов и остатков
Мазут и остаток Выход (на нефть), % Р4° ВУ50 ВУво ВУюо Температура, °C Содер- жание серы, % Коксуе- мость, %
засты- вания вспыш- ки
Танатарская нефть
Мазут флотский 5 12 73,0 61,0 0,8975 0,9004 4,89 11,38 2,14 2,91 1,50 1,73 -27 —21 182 209 0,30 0,33 1,64 1,84
Мазут топочный 40 39,7 0,9062 32,05 8,00 3,72 — 10 256 0,39 3,40
100 26,7 0,9100 79,01 15,15 8,25 0 298 0,41 5,41
200 31,0 0,9085 61,00 13,00 6,50 —4 280 0,40 4,57
Остаток выше 350 °C 53,7 0,9018 17,00 3,50 1,95 — 18 223 0,36 2,10
» 400 °C 38,7 0,9065 34,82 8,51 4,01 —9 258 0,39 3,б9
» 450 °C 29,0 0,9102 68,00 14,00 7,50 —2 287 0,41 5,40
» 500 °C 21,0 0,9125 100,1 18,71 10,45 10 332 0,43 6,31
Корсакская нефть
Остаток
выше 300 °C 87,2 — — 9,40 — — 14 180 0,63 6,90
» 350 °C 77,2 — — — 5,90 —6 207 0,67 8,04
» 500 °C 46,7 0,9967 — 234,9 72,24 22 317 0,82 13,20
Тереньузюкская н е ф т ь аль б-с еноманского гор и з о н т а
Мазут топочный
40 67,6 0,9520 — 8,00 3,60 —4 214 . 1,67 6,60
100 61,2 0,9543 — 13,00 5,02 0 230 1,78 7,91
200 48,5 0,9620 — — 9,50 11 259 1,86 10,65
Остаток
выше 300 °C 83,2 0,9471 4,75 2,20 —17 172 1,51 5,21
» 350 °C 67,2 0,9520 — 8,20 3,72 —4 215 1,67 6,60
» 400 °C 52,4 0,9593 — — 7,85 8 250 1,85 9,84
» 450 °C 39,0 0,9725 — — — 19 283 1,94 12,63
182
Продолжение табл. 119
Мазут и остаток Выход (на нефть), % ₽4° ВУ50 ВУ80 ВУ1оо Температура, , °C Содер- жание серы, % Коксуе- мость, %
засты- вания ВСПЫШ- КИ
Тереньузю кская неф ть неокомского горизонта
Мазут топочный
40 65,6 0,9532 — 8,00 3,25 —7 204 1,41 6,52
100 58,9 0,9550 — 13,00 4,30 —2 220 1,43 7,41
200 49,6 0,9608 — — 8,00 6 240 1,49 9,21
Остаток
выше 300 °C 76,1 0,9452 — 4,22 2,23 -16 180 1,36 5,24
» 350 °C 58,7 0,9553 —. 13,10 4,35 —2 220 1,43 7,41
» 400 °C 43,3 0,9632 — —. 12,90 14 254 1,51 10,7 9
» 450 °C 33,2 0,9751 — — — 29 284 1,55 13,3 1
Тажигалинская не ф т ь юрского горизонта
Мазут топочный
40 30,8 0,9130 17,50 8,00 3,42 25 249 1,65 4,96
100 20,3 0,9278 78,00 15,00 4,92 29 284 1,93 7,70
Остаток
выше 300 °C 57,0 0,8895 2,93 1,68 1,30 15 180 1,18 2,21
» 350 °C 40,0 0,9038 5,92 3,70 2,12 22 225 1,40 2,90
» 400 °C 25,8 0,9195 38,00 11,85 4,10 27 264 1,75 6,40
» 450 °C 18,2 0,9325 98,00 17,22 5,18 31 294 2,10 8,05
Караарнинская нефть ап т-н еокомского горизонта
Мазут топочный
40 76,0 0,9921 58,42 8,00 3,69 —3 186 3,23 11,68
100 72,0 0,9973 100,2 13,00 5,00 2 198 3,26 12,12
200 69,0 1,0014 —. 17,20 6,50 5‘ 205 3,30 12,60
Остаток
выше 300 °C 82,0 0,9860 36,03 6,00 2,70 —12 172 3,10 10,76
» 350 °C 70,0 0,9990 128,3 16,00 6,00 3 201 3,28 12,40
» 400 °C 56,0 1,020 — 90,00 40,08 30 240 3,90 20,10
Прорвинская нефть (скважина № 1)
Мазут топочный 40 100 32,0 30,0 0,9661 0,9702 — 8,00 15,00 4,60 5,85 20 25 223 227 2,60 2,66 12,10 12,90
200 26,0 0,9760 — — 9,00 28 231 2,77 14,25
Остаток
выше 300 °C 50,4 0,9420 8,20 2,85 1,85 4 176 2,20 8,10
» 350 °C 37,8 0,9580 — 4,80 2,80 15 210 2,45 10,50
» 400 °C 26,8 0,9750 — — 8,30 27 231 2,74 14,05
Прорвинская нефть (смесь)
Мазут типа топочного 40 100 200 37,2 35,1 30,8 0,9743 0,9768 0,9803 — 8,00 12,52 3,63 4,40 6,50 26 27 30 226 232 248 2,47 2,51 2,57 12,60 14,00 14,76
Остаток выше 350 °C 39,0 0,9718 6,00 3,20 24 220 2,45 12,13
400 °C 28,8 0,9845 —• — 7,70 31 256 2,68 15,70
450 °C 22,0 0,9938 — — 12,80 35 285 3,10 18,00
» 490 °C 1-6,7 1,0672 — — 335,3 50 320 3,50 20,90
188
120. Характеристика сырья для деструктивных процессов
Остаток после отбора фракций до температуры, °C Выход (на нефть), % ВУюо Температура застывания, °C Содержа- ние серы, % Коксуе- мость, %
Танатарская не ф т ь
350 53,7 0,9018 1,95 —18 0,36 2,10
450 29,0 0,9102 7,50 —2 0,41 5,40
500 21,0 0,9125 10,45 10 0,43 6,31
Корсакская нефть
500 | 46,7 | 0,9967 | 72,24 1 22 | 0,82 | 13,20
Тереньузюкская нефть а л ь б-с е н оманского г о р И 3 о н т а
350 i I 67,2 I 0,9520 I 3,72 1 -4 1 1,67 1 6,60
450 1 1 39,0 | 0,9725 1 - 1 19 1 1,94 | 12,63
Тереньузюкская нефть неокомского горизонта
350 450 I 58,7 | 33,2 I 0,9563 I | 0,9751 1 4,35 | —2 29 I 1,43 1 1,55 I 7,41 | 13,31
Тажигалинская нефть юрского горизонта
350 I 40,0 I 0,9038 I 2,12 I 22 I 1,40 I 2,90
450 1 18,2 | 0,9325 1 5,18 | 31 1 2,10 | 8,05
Караарнинская нефть ап т-н еокомского горизонта
350 70,0 0,9990 6,00 3 3,28 12,40
495 34,4 - - 4,85 28,13
Прорви некая нефть (скважина № 1)
350 37,8 0,9580 2,80 15 2,45 10,60
Прорвинская нефть (смесь)
350 39,0 0,9718 3,20 24 2,45 12,13
450 22,0 0,9938 12,80 35 3,10 18,00
490* 16,7 1,0672 335,30 50 3,50 20,90
* Содержание ванадия—0,0002%.
121. Элементный состав сырья для деструктивных
процессов прорвинской нефти (смеси)
Остаток после Содержание, %
отбора фракций до температуры, °C с Н О S N
350 85,85 11,38 0,12 2,45 0,20
450 85,87 10,60 0,13 3,10 0,30
490 86,00 9,93 0,17 3,50 0,40
184
8’3°
5 ° й
| | | | I
I I I I I I- I I I
122. Групповой углеводородный состав дистиллятной части нефтей, определенный адсорбционным методом
I Ароматические углеводороды 1 сум- марно, %
1 IV группа I О'
OS
I II и III группы I
е
I группа о?
с
Парафино-нафтеновые углеводороды
& 02
Выход (на нефть), %
СЧ СЧ СЧ СЧ
сч о — сч
СЧ со Tj* LQ ю
Г г Ок.
S >>\о О
S Ь f-
ф О
185
Продолжение табл. 122 ,
Темпера- тура отбора, °C Выход (на нефть), % Пар афино - нафте но вые углеводороды Ароматические углеводороды Промежу- точная фракция и смолистые вещества, %
I группа II и III группы IV группа сум- марно, %
«20 nD % „20 nD % п20 nD % „20 nD %
Тереньузюкская нефть неоко.мского горизонта
180—250 8,8 1,4638—1,4712 93 1,4914—1,5100 7 — — — — 7 —
250—300 15,1 1,4702—1,4892 82 1,5009—1,5102 18 — — — — 18 —
300—350 17,4 1,4758—1,4875 64 1,4905—1,5051 5 1,5358—1,5445 31 — — 36 —
350—400 15,4 1,4775—1,4845 54 1,4914—1,5198 8 1,5342—1,5620 38 — — 46 —
400-450 10,1 1,4815—1,4895 46 1,4940—1,5150 8 1,5318—1,5672 45 — — 53 1
450—500 10,0 1,4825—1,4871 38 1,4910—1,5278 15 1,5310—1,5880 18 1,5972—1,6065 25 58 4
Тажигалинская н е ф т ь юрского горизонта
200—250 10,8 1,4458—1,4592 86 1,4910—1,5262 14 — — — 14 —
250—300 15,4 1,4460—1,4700 79 1,4920—1,5200 13 1,5410—1,5502 8 — — 21 —
300—350 17,4 1,4480—1,4782 74 1,4930—1,5232 13 1,5300—1,5710 13 — — 26 —
350—400 14,2 1,4495—1,4800 70 1,4950—1,5290 8 1,5330—1,5898 22 — 30 —
400—450 7,6 1,4510—1,4868 67 1,4985—1,5242 8 1,5340—1,5847 13 1,6005—1,6128 10 31 2
450—475 з,о 1,4553—1,4880 65 1,4990—1,5255 7 1,5340—1,5820 14 1,5940—1,6235 11 32 3
Караарнинская нефть ап т-н еокомского горизонта
200—250 5,4 1,4630—1,4758 94 1,4900—1,5070 6 • — — — — 6
250—300 10,8 1,4643—1,4798 91 1,4900—1,5170 9 — — —- 9
300—350 12,0 1,4728—1,4800 68 1,4917—1,5210 12 1,5366-1,5700 19 1,5900—1,6000 1 32 —
350—400 14,0 1,4730—1,4810 44 1,4928—1,5280 16 1,5398—1,5810 20 1,5940—1,6150 20 56
400—450 12,0 1,4741—1,4870 36 1,4970—1,5291 17 1,5450—1,5860 20 1,5960—1,6232 26 63 1
450—495 9,6 1,4756—1,4896 27 1,5000—1,5300 18 1,5470—1,5900 20 1,5980—1,6350 33 71 2
200—250 11,2 1,4315—1,4775 П 78 рорвинская 1,4912—1,5292 неф 10 гь (скважин 1,5372—1,5519 а № 12 1) 22
250—300 11,6 1,4382—1,4899 70 1,4988—1,5265 9 1,5325—1,5665 21 — — 30 —
300—350 12,6 1,4535—1,4820 67 1,5040—1,5210 8 1,5340—1,5680 15 1,5900—1,6400 10 33
350—400 11,0 1,4610—1,4810 64 1,5015—1,5240 7 1,5300—1,5690 11 1,5900—1,6400 18 36 —
400—450 8,8 1,4680—1,4870 62 1,5078—1,5238 6 1,5312—1,5838 10 1,5908—1,6415 22 38 —
450—500 5,5 1,4790—1,4892 57 1,5010—1,5275 5 1,5315—1,5892 11 1,5935—1,6440 24 40 3
200—250 10,6 1,4405—1,4745 79 П р о р в и н 1,4919—1,5115 с к а я 7 нефть (снес 1,5380—1,5720 ь) 14 21
250—300 11,8 1,4550—1,4747 71 1,4922—1,5185 9 1,5465—1,5730 20 — . — 29 —
300—350 12,6 1,4550—1,4812 66 1,4965—1,5180 2 1,5470—1,5775 13 1,5905—1,6020 19 34 —
350—400 10,2 1,4645—1,4820 62 1,5009 2 1,5477—1,5858 16 1,5905—1,6012 20 38 —.
400—450 6,8 1,4710—1,4835 54 1,4995—1,5238 11 1,5450—1,5885 10 1,5960—1,6110 22 43 3
а 450—490 5,3 1,4750—1,4830 49 1,4998—1,5290 15 1,5346—1,5891 6 1,6070—1,6120 24 45 6
© © © © © © ф ф © © to to СИ © СП © СЛ ©
00 00 © © ©© © © 1 1 1 1 1 1 © © © © © © 1 1 1 1 1 1
1 1 1 1 1 J ф ф ф © СО tO © © © © © © © © © © © © 1 1 1 1 1 1 ф ф ф со со to © © © © © Сл ©©©©©© ЙЗ
©©©©©© ©©©©©© o 63
© © © 00 00 00 Ф № © 00 © tO — tO © © Ф © Ю СЛ © фь 00 00 © © © © 00 00 СО © СО © М © Со -о © О © •‘••J 00 © -ч со to © 63 я s
1—1—л >•— 1— ь—» 1— И—‘ я
СЛ СЛ СЛ Ф Ф Ф to © © © М СЛ Сл © © О Ф 00 ©©©МФО □ о © © © ф ф ф © ф to © М © to © © СО *4 00 О 00 00 со © к я »
со со to to to — СО Сл © СИ >— 00 © © 00 © СЛ © И Я я со © to to to — ОО СО 00 Ф о м © to © © © © 'я CD
tototon-»— © ф © М ЬО М я я я Cocoto*- © to СО СО © ф я 63 я
я я (ТЗ о
to to to СО СО 4*. W W 00 © 00 Ф CD ю со © © © ©©МФО©
я
о
Ф ф © © © © 00 М — ФО — © © © о © © сл м© м© to 2 я
о
© © Ф © © Ф to со © © © © ^я. ф ф ф СО со со © СО © © Ф 00 о
г- — © © © © — — О © © © о
•— о оо сл со — СО © © © © М МСО00Ф-*- © ^ © © to© я
~ ~ ь- И- О Ь-> н—> Н—» М-» I—» Н-* о я
сл to со со >— © сл со © © © оо Со Ф ©м ©со Ф © to © оо оо ЙЭ
to to to — — — © to to to to H-
МЬЭ — ООФ — фь 00 © 00 © сл о M Ф — — Ф Ф M M © © 0o
125. Характеристика дистиллятных базовых масел и групп углеводородов,
полученных адсорбционным методом
Исходная фракция и смесь углеводородов Выход, % р|° „20 nD V60. сСт V100. сСт ИВ Темпера- тура застывания, °C Содержа - нне серы, %
на фрак- цию на нефть
Танатарская нефть
Фракция 350—450 °C 100,0 24,7 0,8987 1,4946 26,94 5,64 —34 —-
Нафтено-парафиновые углеводороды 78,7 19,4 0,8678 1,4760 20,20 5,27 по —53 —
Нафтено-парафиновые и I группа ароматических углеводородов 85,0 21,0 0,8727 1,4820 22,00 5,33 89 —50 —
Нафтено-парафиновые, I, II и III группы арома- тических углеводородов 92,1 22,8 0,8812 1,4858 24,20 5,48 73 —46 —
Нафтено-парафиновые, I, II, III и IV группы аро- матических углеводородов 97,5 24,1 0,8890 1,4900 25,70 5,54 62 —44 —
I группа ароматических углеводородов 6,3 1,6 0,9204 1,5129 48,15 7,65 — —35 —
II и III группы ароматических углеводородов 7,1 1,8 0,9958 1,5598 156,3 11,74 —12 —
IV группа ароматических углеводородов и смоли- стые вещества 7,9 1,9 — — — — — — —
Фракция 450—500 °C 100,0 8,0 0,9060 1,4991 74,05 11,90 — —20
Нафтено-парафиновые углеводороды 75,5 6,1 0,8702 1,4795 53,74 10,00 92,5 —7 —
Нафтено-парафиновые и I группа ароматических углеводородов 82,0 6,6 0,8732 1,4825 57,15 10,28 88,9 —10 —
Нафтено-парафиновые, I, II и III группы арома- тических углеводородов 89,3 7,2 0,8831 1,4870 65,24 10,79 79 —16 —
Нафтено-парафиновые, I, II, III и IV группы аро- матических углеводородов 95,8 7,7 0,8919 1,4949 73,53 11,46 71 —23 —
I группа ароматических углеводородов 6,5 0,5 0,9166 1,5075 118,4 14,58 — —28 —
II и III группы ароматических углеводородов 7,3 0,6 0,9882 1,5467 616,9 30,77 — —9 ф
IV группа ароматических углеводородов и смоли- стые вещества 10,7 0,8 |
8
Продолжение табл. 125
Исходная фракция и смесь углеводородов Выход, % Р24° „20 nD V&0. сСт V100. сСт ив Темпера- тура застывания, еС Содержа- ние серы, %
на фрак- цию на нефть
К о р с а к с к а я нефть
Фракция 350—450 °C
Нафтено-парафиновые углеводороды
Нафтено-парафиновые и I группа ароматических
углеводородов
Нафтено-парафиновые и I группа ароматических
углеводородов после депарафинизации
I группа ароматических углеводородов
II и III группы ароматических углеводородов
Фракция 450—500 °C
Нафтено-парафиновые углеводороды
Нафтено-парафиновые и I группа ароматических
углеводородов
Нафтено-парафиновые и I группа ароматических
углеводородов после депарафинизации
I группа ароматических углеводородов
II и III группы ароматических углеводородов
IV группа ароматических углеводородов
100,0 20,4 0,9089 — 27,89 5,63 —30 0,20
69,1 14,1 0,8754 1,4820 22,81 5,21 —16 —
84,1 17,1 0,8902 1,4841 23,10 5,30 — —18 —
83,7 17,0 0,8972 1,4851 24,14 5,63 — —37 —
15,0 3,0 0,9233 1,5114 23,37 5,96 —24
15,9 3,3 0,9965 1,5739 65,00 7,79 — —6
100,0 9,3 0,9192 — 101,9 12,61 — —4 0,40
65,0 6,0 0,8947 1,4859 65,18 10,05 — 2 —
78,9 7,3 0,8979 1,4886 68,98 10,32 — —3 —
77,7 7,2 0,9076 1,4892 74,15 10,86 -26 —
13,9 1,3 0,9178 1,5032 80,97 10,81 —18
19,0 1,8 0,9858 1,5650 122,80 12,28 —10
2,0 0,2 1,0191 1,5910 157,00 14,69 — — —
Тереньузюкская
нефть неокомского горизонта
Фракция 350—420 °C 100,0 19,5 0,9388 — 33,70 5,86 — —25 1,52
Нафтено-парафиновые углеводороды 48,7 9,5 0,8767 — 18,43 4,64 — —42 0,04
Нафтено-парафиновые, I, II и III группы арома- 76,7 14,9 0,8981 1,5101 19,69 4,91 — —40 0,63
тических углеводородов 1 группа ароматических углеводородов 17,0 3,3 0,9177 — 22,83 4,81 - —31 0,24
II и III группы ароматических углеводородов 11,0 2,1 0,9940 — — <— — —17 2,44
IV группа ароматических углеводородов 20,5 4,0 1,0424 — 46,30 6,07 — —11 2,80
Фракция 420—500 °C 100,0 16,0 0,9601 160,40 13,70 —8 1,99
Нафтено-парафиновые углеводороды 40,8 6,5 0,8450 — 60,33 9,70 — —33 —
Нафтено-парафиновые, I, II и III группы арома- 72,6 11,6 0,9149 — 84,85 11,10 — —25 0,40
тических углеводородов I группа ароматических углеводородов 17,0 2,7 0,9259 — 90,50 13,40 — —22
II и III группы ароматических углеводородов 14,8 2,4 0,9948 — — 21,16 — —11 —
IV группа ароматических углеводородов 25,9 4,2 1,00 — 23,80 — 11 —
Тажигалинская нефть юрского горизонта
Фракция 350—400 °C 100,0 14,2 0,8818 1,4874 11,10 3,30 — 22 1,16
Фракция 350—400 °C после депарафинизации 81,8 11,6 0,8978 1,4988 13,28 3,58 — -37 1,10
Фракция 400—475 °C 100,0 10,6 0,8970 1,5010 23,08 5,62 — 35 1,25
Фракция 400—475 °C после депарафинизации 80,7 8,6 0,9150 1,5125 35,60 6,99 66,2 —21 1,40
Нафтено-парафиновые углеводороды 43,0 4,6 0,8563 1,4712 20,72 5,32 104,4 —18 Следы
Нафтено-парафиновые и I группа ароматических 56,6 6,0 0,8731 1,4824 24,45 5,83 96,0 —20 0,95
углеводородов
Нафтено-парафиновые, I, II и III группы арома- 66,8 7,1 0,8917 1,4937 29,37 6,40 86,2 —21 1,20
тических углеводородов Нафтено-парафиновые, I, II, III и IV группы аро- 77,8 8,3 0,9106 1,5092 34,40 6,80 69,5 —21 1,35
матических углеводородов I группа ароматических углеводородов 13,6 1,4 0,9163 1,5090 40,98 7,50 62,5 —21
II и III группы ароматических углеводородов 10,2 1,1 1,0080 1,5696 184,40 14,66 — —
IV группа ароматических углеводородов 11,0 1,2 1,0700 1,6180 916,80 25,72 — 6 4,70
Промежуточная фракция и смолистые вещества 2,9 0,3 — — — — — — —
Караарнинская н е ф т ь апт-неокомского горизонта
Фракция 350—420 °C 100,0 20,0 0,9476 1,5340 22,80 4,82 55,8 —30 2,00
Нафтено-парафиновые углеводороды 38,3 7,7 0,8689 1,4793 15,36 4,12 71,8 —60 —
Нафтено-парафиновые и I группа ароматических 51,6 10,4 0,8805 1,4897 17,38 4,28 46,9 —54 —
углеводородов Нафтено-парафиновые, I, II и III группы арома- 65,6 13,2 0,9058 1,5063 19,26 4,50 32 —48 —
тических углеводородов Нафтено-парафиновые, I, II, III и IV группы аро- 98,0 19,7 0,9487 1,5333 22,73 4,67 —15,4 —41 —
матических углеводородов I группа ароматических углеводородов 13,3 2,7 0,9222 1,5163 24,50 5,14 25 —43 —
II и III группы ароматических углеводородов 14,0 2,8 1,000 1,5633 38,27 5,79 — —26 —
Продолжение табл. 125
Исходная фракция и смесь углеводородов Выход, % р24° „20 nD V50. сСт V100» сСт (ИВ Темпера- тура застывания. °C Содержа- ние серы, %
на фрак- цию на нефть
IV группа ароматических углеводородов 32,4 6,5 1,057 1,6148 45,76 6,07 —16
Смолистые вещества 2,0 0,3 — —
Фракция 420—495 °C 100,0 15,6 0,9790 1,5508 — 16,00 36,5 —8 3,26
Нафтено-парафиновые углеводороды 29,7 4,6 0,8784 1,4830 41,27 7,89 79,7 —12
Нафтено-парафиновые и I группа ароматических 44,0 6,8 0,8968 1,4920 48,00 8,38 65 —16
углеводородов Нафтено-парафиновые, I, II и III группы арома- 59,2 9,2 0,9112 1,5078 61,25 9,17 36,9 —20
тических углеводородов Нафтено-парафиновые, I, II, III и часть IV труп- 79,2 12,3 0,9482 1,5340 89,25 10,61 —24
—7,3
пы ароматических углеводородов 14,3 2,2
I группа ароматических углеводородов 0,9151 1,5115 68,04 10,09 — —36
II и III группы ароматических углеводородов 15,8 2,4 0,9960 1,5609 168,0 14,86 — —15
IV группа ароматических углеводородов 40,8 6,4 — — — — — — —
Прорвинская н е ф т ь (с к в а ж ина № 1)
Фракция 350—400 °C 100,0 11,0 0,8950 1,5019 12,74 3,58 15 1,35
Фракция 350—400 °C после депарафинизации 88,8 9,8 0,9196 1,5137 15,47 3,96 35,6 —26
Нафтено-парафиновые углеводороды 48,5 5,3 0,8497 1,4683 11,38 3,52 100 —20
Нафтено-парафиновые и I группа ароматических 60,0 6,6 0,8591 1,4753 12,51 3,70 96 —23 —
углеводородов 67,0 0,8756
Нафтено-парафиновые, I, II и III группы арома- 7,4 1,4838 13,30 3,83 86 —24 -—
тических углеводородов
Фракция 400—440 °C 100,0 7,2 0,9008 1,5168 37,00 7,58 26 1,65
Фракция 400—440 °C после депарафинизации 89,0 6,4 0,9394 1,5252 49,20 7,76 26 — 14
Нафтено-парафиновые углеводороды 40,3 2,9 0,8646 1,4750 25,50 5,92 92 —16
Нафтено-парафиновые и I группа ароматических углеводородов 50,9 3,7 0,8737 1,4818 28,00 6,24 88 —18 —
Нафтено-парафиновые, I, II и III группы арома- 64,4 4,6 0,8918 1,4968 34,13 6,86 77 —19
тических углеводородов Нафтено-парафиновые, I, II, III и IV группы аро- 87,1 6,3 0,9281 1,5247 47,81 7,70 29 —22 .
матических углеводородов
13—160
126. Выход гача после депарафинизации масляных фракций
Фракция, °C Выход гача, % Температура плавления гача, °C
на фракцию на нефть
Корсакская нефть
350—450 0,4 0,1 43
450—500 1,2 0,1 49
Тажигалинская нефть юрского горизонта
350—400 18,2 2,6 54
400—475 19,3 2,0 54
Прорвинская нефть (скважина № 1)
350—400 11,2 1,2 44
400—440 11,0 0,8 53
128. Характеристика остаточных базовых масел и групп углеводородов, полученных адсорбционным методом
Остаток и смесь углеводородов Выход, % Р4° „20 nD М ^60» сСт V100« сСт V50 ИВ ввк Температу- ра засты- вания, сС Содер- жание серы, %
V100
на ос- таток на нефть
Танатарская нефть
Остаток выше 500 °C 100,0 21,0 0,9125 — — 100,1 10,45 — — — 10 —
(ВУюо) 0,7871
Нафтено-парафиновые углеводороды 49,2 10,3 0,8750 1,4820 720 228,0 30,50 7,50 104 —20 —
после депарафинизации Нафтено-парафиновые и часть I груп- 57,0 12,0 0,8790 1,4855 705 254,0 31,70 8,00 101 0,7890 —22 —
пы ароматических углеводородов Нафтено-парафиновые и I группа аро- 63,5 13,3 0,8820 1,4880 700 271,9 32,90 8,35 98 0,7952 -23 —
матических углеводородов Нафтено-парафиновые, I, II и III груп- 69,2 14,6 0,8899 1,4924 690 326,4 36,90 8,84 95,5 0,8027 —24 —
пы ароматических углеводородов
Корса к с к а я г I е ф т ь
Остаток выше 500 °C 100,0 46,7 0,9967 — — — 534,5 — — -— 22 0,82
Нафтено-парафиновые углеводороды 18,8 8,8 0,7894 1,4838— — 151,8 21,82 6,95 100 0,754 —24 —
после депарафинизации Нафтено-парафиновые и I группа аро- 39,1 18,2 0,9037 1,4863 1,4946 — 380,1 36,58 10,39 79 0,822 —11 0,48
матических углеводородов
Тереньузюкска я нефть неокомского Г О р И 3 о н т а
Остаток выше 500 °C 100,0 23,2 0,9877 — — •—. 985 — — — 43 1,69
Нафтено-парафиновые углеводороды I группа ароматических углеводоро- 15,5 14,2 3,6 3,3 0,9072 0,9303 1,4873 1,5053 — 273,8 424,6 29,30 38,10 9,35 11,14 80 72 0,8301 0,8657 — 17 — 11 —
дов „ И и HI группы ароматических угле- g водородов 2,7 0,6 0,9860 1,5595 — 8121 194,6 41,75 — — 27 —
Продолжение табл. 128
196
129. Выход петролатума после депарафинизации парафино-нафтеновых
и I группы ароматических углеводородов, выделенных
из деасфальтенированных остатков
Нефть Остаток выше, °C Выход петролатума, °C Температура плавления петролатума, СС
на остаток на нефть
Танатарская 500 9,1 1,9 34
Корсакская 500 8,0 3,8 36
Тажигалинская юрского горизонта 475 25,5 3,92 60
Прорвинская (скважина № 1) 440 8,8 1,7 50
130. Структурно-групповой состав остаточных базовых масел
и групп углеводородов
Смесь углеводородов Распределение углерода, % Среднее число колец в молекуле
СА СН Скол сп КА Кн Ко
Танатарская нефть
Нафтено-парафиновые углево- 0 27 27 73 0 3,02 3,02
• дороды после депарафиниза- ции
Нафтено-парафиновые и часть I группы ароматических уг- леводородов 5 23 28 72 0,40 2,63 3,03
Нафтено-парафиновые и I груп- па ароматических углеводо- 6 22 28 72 0,50 2,53 3,03
риДСНэ Нафтено-парафиновые, I, II и III группы ароматических уг- леводородов 7 23 30 70 0,63 2,58 3,21
Тажигалинская нефть юрского горизонта
Нафтено-парафиновые углево- 0 31 31 69 0 2,95 2,95
дороды после депарафиниза- ции Нафтено-парафиновые и I груп- 0 33 33 67 0 3,15 3,15
па ароматических углеводо- родов Нафтено-парафиновые, I и часть 1 34 35 65 0,05 3,11 3,16
II и III групп ароматических углеводородов Нафтено-парафиновые, I, II, и 17 22 39 61 1,31 2,18 3,49
III группы ^ароматических уг- леводородов
197
131. Потенциальное содержание базовых дистиллятных и остаточных масел
132. Характеристика нефтей применительно к получению из них
дорожных битумов (ГОСТ 11954—66)
Нефть Содержание, % Е ю оГ О о А+Сс- 2.5П
асфаль- тенов СМОЛ силикаге- левых пара- фина
Танатарская Следы 3,20 0,50 1,25 3,20 1,87
Корсакская 1,75 18,30 2,30 5,75 20,05 14,30
Тереньузюкская альб-сеноман- ского горизонта 0,98 13,11 0,92 2,30 14,09 11,79
Тереньузюкская неокомского го- ризонта 0,83 14,05 0,46 1,15 14,88 13,73
Тажигалинская юрского гори- зонта* 0 4,28 5,98 14,95 4,28 —10,67
Караарнинская апт-неокомского горизонта 4,60 14,95 1,84 4,60 19,55 14,95
Прорвинская (скважина № 1)* 1,96 3,95 3,86 9,65 5,91 —3,74
Прорвинская (смесь) 2,19 6,00 3,16 7,90 8,19 0,29
* Из нефтей не'могут быть получены битумы.
133. Шифр нефтей согласно технологической
классификации (ГОСТ 912—66)
Нефть Шифр нефти
класс тип группа подгруппа ВИД
Танатарская 1 Тх Мх Их Их
Корсакская II т3 Ml и2 Из
Тереньузюкская альб-сеноман- ского горизонта II т2 — — Их
Тереньузюкская неокомского го- ризонта II Та Ml И2 Пх
Тажигалинская юрского гори- зонта II Тх м2 Их и»
Караарнинская апт-неокомского горизонта III Тз — — И,
Прорвинская (скважина № 1) II Тх М3 Из П,
Прорвинская (смесь) II Тх — — Из
199
134. Разгонка (ИТК) танатарской нефти в аппарате АРН-2 и характеристика полученных фракций
№ Температура выкипания Выход (на нефть), % Температура, °C Содержа-
фрак- ции фракции при 760 мм рт. ст., °C л20 „20 V20, сСт V50. сСт ‘V100, сСт
отдельных фракций суммар- ный р4 nD м застыва- ния вспышки ние серы, %
1 140—170 2,61 2,61 0,7999 1,4388 135
2 170—198 2,61 5,22 0,8270 1,4510 — 1,88
3 198—212 2,62 7,84 0,8415 1,4580 2,50 1,23
4 212—230 2,71 10,55 0,8500 1,4630 . 3,01 1,71
5 230—242 2,70 13,25 0,8565 1,4670 184 3,71 2,00
6 242—254 2,70 15,95 0,8615 1,4698 4,30 2,21
7 254—262 2,81 18,76 0,8650 1,4715 — 5,00 2,50 но
8 262—272 2,74 21,50 0,8680 1,4745 — 5,86 2,80 118
9 272—280 2,74 24,24 0,8698 1,4765 __ 7,11 3,19 124
10 280—288 2,74 26,98 0,8732 1,4780 223 8,21 3,52 1,50 1,65 1,83 2,10 2,28 2,50 2,80 3,20 3,37 3,80 4,40 5,45 6,08 7,25 8,54 9,51 10,63 11,80 11,89 130
п 288—296 2,81 29,79 0,8750 1,4795 — 10,31 4,15 140
12 13 14 296—304 304—312 312—321 2,74 2,81 2,81 32,53 35,34 38,15 0,8775 0,8793 0,8812 1,4805 1,4822 1,4830 — 12,14 4,67 5,40 6,28 <—60 —59 —кт 145 152 159 Следы
15 16 321—331 331—342 2,85 2,85 41,00 43,85 0,8841 0,8860 1,4832 1,4892 266 — 7,51 8,88 —53 —47 165 170 0,03
17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 342—ЗЫ 351—358 358—370 370—378 378—390 390—400 400—41'5 415—430 430—447 447—464 464 —480 480—500 Остаток 2,88 2,81 2,85 3,10 2,85 2,96 2,99 3,10 2,96 2,99 2,81 2,85 21,00 46,73 49,54 52,39 55,49 58,34 61,30 64,29 67,39 70,35 73,34 76,15 79,00 100,00 0,8885 0,8912 0,8941 0,8960 0,8982 0,9000 0,9010 0,9015 0,9040 0,9051 0,9060 0,9070 0,9125 1,4910 1,4918 1,4928 1,4930 1,4942 1,4950 1,4968 1,4969 1,4975 1,4980 1,4991 1,4099 325 410 460 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 10,51 12,62 15,00 17,24 25,02 29,99 38,05 50,35 59,21 68,87 70,47 73,18 —46 -45 —42 —38 —35 —32' —30 —28 —25 —23 —20 —18 180 185 192 200 210 214 220 225 234 240 248 253 0,05 0,09 0.14 0,17 0,43
Примечание. Содержание парафина во -фракции № ?8-1,75%; температура пдавленця его 45 °C-
135. Разгонка (ИТК) корсакской нефти в аппарате АРН-2 и характеристика полученных фракций
— Температура выкипания Выход (на нефть), Температура, °C
% „20 сСт V50, V100. Содержание
м се^ы,
фракции фракции при 760 мм рт. ст., сС отдельных фракций суммарный р4 сСт застыва- ния вспышки
1 165—202 2,75 2,75 0,8466 184 2,74 2,01 — — 82 0
2 202—236 2,46 5,21 0,8562 196 4,11 2,05 1,14 — 86 —•
3 236—262 2,55 7,76 0,8627 206 5,41 2,65 1,20 <—60 98 —
4 262—288 2,87 10,63 0,8690 228 7,22 3,23 1,48 —59 105 —
5 288—305 2,87 13,50 0,8736 246 9,60 4,00 1,63 —58 121 0
6 305—320 2,92 16,42 0,8788 260 12,30 4,95 1,85 —54 134 —
7 320—334 2,97 19,39 0,8825 274 17,50 6,10 2,14 —49 142 —
8 334—348 2,97 22,36 0,8875 290 26,20 8,01 2,52 —45 150 Следы
9 348—363 2,92 25,28 0,8927 301 — 10,52 2,88 —40 154 —
10 363—378 2,92 28,20 0,8973 328 58,66 13,40 3,45 —36 166 —
11 378—393 2,87 31,07 0,9024 350 — 16,07 4,08 —32 174 —
12 393—406 2,97 34,04 0,9070 370 132,6 — 5,10 —26 186 —
13 406—421 3,03 37,07 0,9094 388 — 31,51 6,03 —21 195 0,27
14 421—436 2,97 40,04 0,9148 396 — — 7,50 —17 200 —
15 436—450 3,03 43,07 0,9173 408 — 64,82 9,23 —12 205 —•
16 450—466 3,03 46,10 0,9192 414 — — 10,60 —10 210 0,36
17 466—483 3,15 49,25 0,9212 438 — 100,4 11,73 —9 212 —
18 . 483—500 4,03 53,28 0,9226 460 105,3 13,28 0 216 0,41
19 Остаток 46,72 100,00 — — — — — — —.
о Приме ч а н и е. Содер жание пара эи на во фра кции № 16- -7,21%; во фракции № 8—5,56%; температура плавления его 28 и 39 °C соответственно.
136. Разгонка (ИТК) тереньузюкской нефти альб-сеноманского горизонта в аппарате АРН-2
и характеристика полученных фракций
№ фракции Температура выкипания фракции при 760 мм рт. ст. °C Выход (на нефть), % ₽4° ^20* сСт V60. сСт Vi 00» сСт Температура, °C Содержание сс^ы»
отдельных фракций суммарный застыва- ния вспышки
1 183—222 2,64 2,64 0,8502 175 2,53 55 о 30
2 222—249 2,81 5,45 0,8635 — 3,95 1,99 1,07 79
3 249—262 2,81 8,26 0,8685 — 4,65 2,30 1 J0 98
4 262—276 2,81 11,07 0,8754 — 5,91 2,80 1 '31 106
5 276—288 2,87 13,94 0,8794 230 7,55 3,39 132 117 0 4.7
6 288—300 2,92 16,86 0,8829 3,93 130 124 v, Ч /
7 300—311 3,10 19,96 0,8887 4,95 1,82 130
8 311—323 2,92 22,88 0,8930 —- 5,87 2,07 <—60 139 0 ХА
9 323—326 3,10 25,98 0,9010 7,00 2,30 148 и, ОО
10 326—335 2,99 28,97 0,9049 280 — 8,33 2,'63 —54 152
11 335—348 3,10 32,07 0,9119 9,50 2,98 —51 160 Л гм
12 348—355 3,15 35,22 0,9188 11,10 3,36 165
13 355—365 3,04 38,26 0,9262 ___ 12,70 3,75 170
14 365—375 2,99 41,25 0,9322 . — 20,00 4,33 —40 177 1 1 п
15 375—385 3,10 44,35 0,9371 317 5,00 —36 185 1, 19
16 385—397 3,15 47,50 0,9421 34,20 5,94 —31 190 —
17 397—413 2,99 50,49 0,9470 6,84 —28 198
18 413—421 3,15 53,64 0,9492 61,10 8,10 —22 204 1,40
19 421—435 3,21 56,85 0,9549 9,70 —19 212 —
20 435—445 3,10 59,95 0,9598 356 — 115,60 11,80 —15 220
21 445—459 3,10 63,05 0,9613 13,50 —11 225 1,59
22 459—476 3,21 66,26 0,9628 210,9 16,51 236 —
23 476—492 3,10 69,36 0,9640 20,20 —2 243 1,69
24 492—503 3,10 72,46 0,9643 395 354,5 23,59 1 250 —
2ь Остаток 27,54 100,00 — 1,84
Примечание. Содержание парафина во фракции № 22-0,42%; во фракции №24-2,05%; температура плавления его 45и46 “С соответственно
137. Разгонка (ИТК) тереньузюкской нефти неокомского горизонта в аппарате АРН-2
и характеристика полученных фракций
№ 1 Фракции Температура выкипания фракции при 760 мм рт. ст., °C Выход (на нефть), % Р4° м V20« сСт V50- сСт V100> сСт Температура, °C Содержа- ние серы, %
застыва- ния вспышки
отдельных фракций суммарный
1 180—213 2,83 2,83 0,8463 169 2,28 1,49 —. — — 0,17
2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 213—234 234—248 248—260 260—270 270—280 280—289 289—298 298—307 307—315 315—324 324—332 332—340 340—348 348—358 358—366 366—375 375—385 385—400 400—412 412—430 430—443 443—461 461—475 475—500 2,83 2,88 3,00 2,88 2,88 3,00 2,88 2,88 3,00 2,94 3,00 3,05 3,00 3,11 3,16 3,11 3,11 3,16 3,11 3,16 3,22 3,05 2,94 4,60 5,66 8,54 11,54 14,42 17,30 20,30 23,18 26,06 29,06 32,00 35,00 38,05 41,05 44,16 47,32 50,43 53,54 56,70 59,81 62,97 66,19 69,24 72,18 76,78 0,8607 0,8674 0,8720 0,8771 0,8821 0,8836 0,8885 0,8935 0,8970 0,8995 0,9105 0,9160 0,9218 0,9284 0,9314 0,9372 0,9403 0,9482 0,9504 0,9551 0,9560 0,9569 0,9573 0,9635 207 264 325 444 560 2,80 3,15 4,00 6,15 6,95 9,15 12,40 15,43 26,16 1,69 1,91 2,20 2,65 3,21 3,84 4,65 5,49 6,60 7,97 10,00 12,47 15,15 19,70 32,27 56,92 103,90 228,00 301,90 339,70 0,96 1,90 2,04 2,30 2,58 3,00 3,32 3,80 4,31 4,96 5,68 7,00 8,30 9,86 11,40 13,70 17,00 19,73 22,40 <—60 —60 —58 —56 —51 —44 —40 —35 —30 —25 —19 —13 —9 —3 1 5 11 16 100 106 115 119 125 132 140 145 150 160 165 170 178 186 195 199 206 213 220 226 236 243 0,31 0,61 0,79 1,20 1,47 1,52 1,68
26 Остаток 23,22 100,00 —
р и м е ч а н н е. Содержание парафина во фракции № 25-0,61%; температура плавления его 49 °C.
138. Разгонка (ИТК) тажигалинской нефти юрского горизонта в аппарате АРН-2
и характеристика полученных фракций
№ фрак- ции Температура вскипания фракции при 760 мм рт. ст. V Выход (на нефть), % pf V „20 nD М V20. сСт V50. сСт vl00» сСт Температура, °C Содержа- ние серы. %
отдельных фракций суммарный 7
застыва- ния вспышки
1 До 28 (газ до С4) 0,45 0,45 — — — — — —
2 3 28-68 68—102 2,46 2,60 2,91 5,51 0,7000 0.7515 1,3997 1,4093 78 — — . — — — Следы
5 6 102—132 132—158 158—178 2,53 2,60 2,68 8,04 10,64 13.32 0,7800 0,7860 0,8035 1,4115 1,4193 1,4335 130 1,17 — — — 0,10 0,14 0,15
178—195 2,76 16,08 0,8115 1.4435 1,89 2,21 2,59 3,00 3,42 3,85 4,30 4,80 5,16 6,00 6,78 7,70 8,72 10,45 12,46 14,05 15,88 19,00 25.53 — — — 0,16
195—210 2,80 18,88 0.8160 1,4492 — •— — 0,17
10 и 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 210—225 225—234 234—248 248—258 258—267 267—274 274—284 284—292 292—301 301—308 308—314 314—322 322—330 330-338 338—346 346—357 357—365 365—374 374—384 384—396 396—4 6 416—430 430—456 4Е6—475 Остаток 2.68 2,60 2,60 2,82 2,68 2,64 2,79 2,79 2,68 2,66 2,68 2,79 2,79 2,80 2,80 2,80 2,80 2,80 2,91 2,83 2,76 2,82 2,87 2,53 15,20 21,56 24,16 26.76 29,Е8 32,26 34,90 37,69 40,48 43,16 45,82 48,50 51,29 54,08 56,88 59,68 62,48 65,28 68,08 70,99 73.82 76,58 79,40 82,27 84.80 100,00 0,8226 0,8250 0,8284 0,8300 0,8394 0,8328 0,8346 0,8362 0,8396 0,8412 0,8466 0,8531 0,8605 0,8661 0,8704 0,8732 0,8743 0,8800 0.8828 0,8870 0,8917 0,8960 0,9011 0,9029 1,4529 1,4538 1.4540 1,4541 1,4558 1,4572 1,4595 1,4610 1,4629 1,4638 1,4652 1,4700 1,4757 1,4788 1,4810 1.4832 1,4839 1,4858 1,4901 1,4930 1,4940 1,4999 1,5029 1.5068 172 213 241 272 294 310 340 380 408 1,00 1,32 1,58 2,10 2,66 2,81 3,18 3.63 4,02 4,50 4,95 5,42 6,21 7,15 8.67 10,68 12.68 15,80 18,57 23,00 27,72 42,08 1,26 1.33 1,46 1,60 1,71 1.82 2,00 2,15 2,40 2,55 2,74 3,13 3,73 4,21 4,93 5,60 6.68 8,38 <—60 —36 —32 —28 —25 —20 —17 — 13 —9 —5 —2 4 6 9 13 16 20 24 28 31 35 39 42 76 87 97 104 109 114 120 123 128 132 135 140 148 154 161 166 171 183 194 206 217 226 234 240 0,20 0,25 0,28 0,31 0,33 0,39 0,45 0,52 0,73 0,57 0,58 0.59 0,60 0,70 0,80 0,95 1,00 1,08 1,16 1,17 1,18 1,19 1,24 1,26 1,28
— Г — — 2,20
Пр имечание.
Содержание парафина во фракции № 30—10,72%;
во фракции № 32—12,32%; температура
плавления его 58 и 63 °C соответ -
ственно.
139 Разгонка (ИТК) караарнинской нефти апт-неокомского горизонта в аппарате АРН-2
и характеристика получении* фракции
Температура Выход (на нефть), % V50. сСт ура, хи Содержа- ние серы, %
№ фрак- ции выкипания фракции при 760 мм рт. ст., сС отдельных фракций суммарный ₽|° м сСт сСт застывания вспышки
1 2 180—216 216—244 3,08 2,95 3,08 6,03 0,8534 0,8573 1,4612 150 2,68 3,68 1,91 2,18 2,42 2,81 3,15 3,63 1,33 1,42 1,47 1,65 ПО 0,05 0,18
3 4 244—260 260—276 2,95 2,90 8,98 11,88 0,8643 0,8713 1,4736 198 4,85 5,69 — 116 123 0,51
5 276—286 3,07 14,95 0,8773 1,4808 — 7,35 8,45 <—60 130 0,62
6 286—298 2,84 17,79 0,8828 —— — 1,73 2,03 136
7 298—310 3,08 20,87 0,8909 1,4879 230 11,03 15,08 19,70 4,28 5 08 —58 142 0,90
8 9 310—328 328—343 3,25 3,42 24,12 27,54 0,8988 0,9088 1,5046 — 6,22 7,26 8,90 12 22 2,22 2 50 —52 —47 150 158 1,21
10 11 343—354 354—365 3,31 3,31 30,85 34,16 0,9196 0,9276 1,5169 277 37,51 7,74 3,32 —43 —38 165 174 1,91
12 13 365—376 376—390 3,61 3,26 37,77 41,03 0,9357 0,9440 1,5331 — 87,37 17,56 22,61 3,87 4,84 —33 —29 183 193 2,31
14 390—402 3,49 44,52 0,9512 — 5>1 7,80 —25 205 —
15 402—412 3,37 47,89 0,9578 1,5370 320 , 9 53,93 86,61 165,9 191,6 —20 217 2,84
16 412—425 3,42 51,31 0,9638 —— 9,78 —16 225 —
17 425—445 3,67 54,98 0,9723 1,5484 359 385 12,80 —9 242 3,24
18 19 20 445—462 462—484 484—496 3,61 3,42 3,59 58,59 62,01 65,60 0,9763 0,9818 0,9887 1,5519 1,5526 17,22 21,20 —7 —3 256 269 3,40
21 Остаток 34,40 100,00 1
Примечание. Содержание парафина во фракции
№ 20-0.12%; температура плавления его 56°С-
8 о 140. Разгонка । НТК) прорвинской нефти (скважина № П в и характеристика полученных фракций аппарате АРН-2
№ фрак- ции Температура выкипания фракции при 760 мм рт. ст. °C Выход । отдельны? Фракций на нефть), /0 суммарный „20 nD М ^20» сСт V50, сСт । VI00M сСт Темпер застывания атура, °C вспышки Содержа- ние серы, %
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 П р и 49. 55 и До 28 (газ до С4) 28—70 70—90 90-117 117—124 124—138 138—152 152—167 167—180 180—192 192—206 206—220 220—232 232—244 244—255 255—268 268—280 280—293 293—305 305—317 317—329 329—342 342-354 354—368 368—380 380—395 395—408 408—425 425—439 439—470 470—500 Остаток меч а ние.ТСс >3 °C соответств 1,76 2,46 2,57 2,81 2,57 2.81 2,63 2,69 2,69 2.69 2,63 2,81 2,81 2,75 2,81 2,92 3,04 2,90 2,75 2,90 2,92 3,04 2,98 3.04 2,92 3,09 2,98 3,09 3,15 3,27 3.02 12,50 держание п енно. 1,76 4,22 6,79 9,60 12,17 14,98 17,61 20,30 22,99 25,68 28,31 31,12 33,93 36.68 39,49 42,41 45,45 48,35 51,10 54,00 56,92 59,96 62,94 65,98 68,90 71,99 74,97 78,06 81,21 84,48 87,50 100,00 арафина во 0.6612 0,7150 0,7440 0,7660 0,7835 0,7860 0,7933 0,8000 0,8070 0,8150 0,8220 0,8290 0,8360 0,8428 0,8500 0,8555 0.8630 0,8717 0,8740 0,8796 0,8840 0,8896 0,8920 0.8945 0,8960 0,8980 0.9000 0,9010 0,9020 0,9030 фракции № 2 1,3823 1,4212 1,4368 1,4410 1,4430 1,4490 1,4580 1,4686 1,4738 1,4804 1,4972 1,5018 1,5020 1,5140 1,5188 1,5273 7-7,52%; во 75 100 118 136 160 199 235 276 330 400 фракци 0,85 1,10 1,55 1,70 2,00 2.35 2.66 3.00 3.39 4,20 5.08 6,10 7,35 8,80 11.34 14,80 19,50 36,91 № 29—6,54 1,10 1,25 1,48 1,70 1,91 2.20 2.60 3.00 3,37 4,00 4,62 5,65 6.70 8,20 10,54 14,50 19,84 47,95 %; во фраки 1,04 1,10 1,23 1,30 1,48 1,60 1.84 2,05 2,32 2,70 3,22 3.90 4,76 6,00 8,13 10,20 (ни № 31—5, <-60 -51 -36 —27 —14 -6 4 8 12 22 28 36 07%; темпе] 70 93 115 125 138 152 175 185 210 >атура плав. 0,02 0,06 0,41 0,60 0,80 0,93 1,20 1,60 2,16 3,40 пения его
to о 141 Разгонка (НТК) прорвинской нефти (смеси) в аппарате АРН- и характеристика полученных фракции 2
№ фрак- ции Температура выкипания фракции при 760 мм рт. ст., °C Выход (на % отдельных фракций нефть), суммарный 20 р4 20 nD М V20« сСт V50» сСт VJ00> сСт Темпер ат застывания ура, °C вспышки Содержа- ние серы, %
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 И 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 До 28 (газ до Ci) 28—70 70—88 88—100 100—112 112—128 128—140 140—150 150—160 160—172 172—184 184—196 196—210 210—222 222—234 234—244 244—256 256—266 266—274 274—284 284—294 294—304 304—314 314—324 324—334 334—342 342—354 354—366 366—378 378—396 396—412 412—430 430—452 452—472 472—490 Остаток 0,19 1,96 2,22 2,18 2,22 2,72 2,25 2,31 2,31 2,37 2,37 2,40 2,44 2,44 2,34 2,34 2,40 2,34 2,37 2,44 2,47 2,47 2,50 2,47 2,53 2,69 2,47 2,72 2,66 2,60 2,76 2,76 2,78 2,72 2,06 16,73 0,19 2,15 4,37 6,55 8,77 11,49 13,74 16,05 18,36 20,73 23,10 25,50 27,94 30,38 32,72 35,06 37,46 39,80 42,17 44,61 47,08 49,55 52,05 54,52 57,05 59,74 62,21 64,93 67,59 70,19 72,95 75,71 78,49 81,21 83,27 100,00 0,6780 0,7330 0,7500 0,7612 0,7700 0,7778 0,7848 0,7905 0,7970 0,8029 0,8090 0,8151 0,8220 0,8290 0,8340 0,8409 0,8470 0,8534 0,8589 0,8642 0,8698 0,8734 0,8803 0,8854 0,8911 6,8970 0,9027 0,9071 0,9123 0,9175 0,92'2 0,9250 0,9305 0,9440 1,3820 1,4079 1,4185 1,4320 1,4390 1,4446 1,4470 1,4540 1,4600 1,4680 1,4750 1,4782 1,4870 1,5018 1,5051 1,5100 1,5140 1,5240 1,5255 90 125 158 180 219 250 298 375 393 0,90 0,94 1,12 1,20 1,54 1,79 2,22 2,50 2,81 3,28 3,80 4,32 5,22 6,18 7,50 9,50 11,83 14,00 16,70 21,92 29,63 1,02 1,19 1,38 ‘ 1,51 1,65 1,92 2,10 2,59 3,05 3,40 3,90 4,30 4,81 5,46 6,10 7,19 8,71 11,00 13,68 34,45 62,90 77,46 1,07 1,20 1,28 1,40 1,50 1,62 1,78 1,91 2,16 2,38 2,68 3,15 3,73 4,67 5,76 7,34 9,09 11,10 —62 —58 -52 —49 —44 —39 —33 —29 —25 —20 —14 —12 —9 —5 —1 3 7 10 14 18 22 25 28 32 80 84 92 98 106 114 122 130 140 148 156 165 176 184 191 201 210 220 230 236 245 250 0,02 0,03 0,06 0,07 0,11 0,14 0,20 0,31 0,45 0,71 0,94 1,24 1,46 1,51 1,56 1,75 2,14 3.S0
142. Характеристика дистиллятов, полученных
при однократном испарении прорвинской нефти (смеси)
Температура однократного испарения, °C Выход (на нефть), % рГ м Фракционный состав, СС
н. к. 10% 50% 90% К. к.
200 25,0 0,7806 147 80 90 145 240 265
225 32,0 0,7892 151 82 90 155 250 280
250 41,0 0,8005 155 83 НО 178 280 310
300 64,0 0,8285 172 95 120 218 330 350
143. Характеристика остатков, полученных
при однократном испарении прорвинской нефти (смеси)
Температура однократного испарения, СС Выход (на нефть), % ₽4° V50. сСт V100. сСт Температура застывания, °C
200 75,0 0,9000 7,57 2,68 —4
225 68,0 0,9103 11,63 3,51 2
250 59,0 0,9253 20,07 4,70 2
300 36,0 0,9511 79,75 10,61 4
144. Характеристика остатков разной глубины отбора танатарской нефти
Выход (на нефть) остатка, % ВУ50 ВУ80 ВУюо Температура, °C Коксуе- мость, % Содержа- ние серы, %
застыва- ния вспышки в открытом тигле
21,00 0,9125 100,1 18,71 10,45 10 332 6,31 0,43
23,85 0,9110 90,31 17,00 9,30 5 312 — ' —
26,66 0,9100 79,00 15,00 8,25 0 298 — —.
29,65 0,9092 66,05 13,35 7,32 —3 286 5,01 0,40
32,61 0,9080 54,01 12,00 6,05 —5 276 — —
35,71 0,9071 42,34 10,23 5,00 —7 266 — —
38,70 0,9065 34,82 8,51 4,01 —9 258 — —
41,66 0,9060 30,91 6,82 3,28 —11 251 — .
44,51 0,9054 26,00 5,68 2,77 —13 245 2,79 —
47,61 0,9040 23,35 4,65 2,35 —15 238 — —
50,46 0,9032 20,51 4,00 2,11 —16 232 — —
53,27 0,9020 18,31 3,61 2,00 —18 225 —
56,15 0,9015 15.61 3,25 1,90 —19 218 — —
59,00 0,9008 13,29 2,96 1,81 —21 213 1,86 0,35
61,85 0,9000 10,90 2,82 1,70 —22 206 — —
64,66 0,8995 8,81 2,60 1,62 —23 200 — —
67,47 0,8990 6,90 2,40 1,60 —25 194 — —
70,21 0,8980 5,65 2,30 1,53 —26 186 — —
73,02 0,8975 ' 4,89 2,14 1,50 —27 182 1,64 —
75,76 0,8970 4,25 2,00 1,48 —29 176 ! —
78,50 0,8960 3,75 1,85 1,43 —30 168 — —
81,24 0,8955 3,40 1,80 1,40 —32 163 — —
84,05 0,8950 3,18 1,70 1,39 —34 156 — —
86,75 0,8945 2,97 1,69 1,38 —35 150 1,19 0,25
89,45 0,8932 2,80 — — —36 140 — —
92,16 0,8920 2,63 — — —38 134 — —
94,78 0,8905 2,40 — — —41 122 —. —
97,39 0,8890 2,35 — — —44 106 — —
100,00 0,8880 2,29 — — —47 88 0,90 0,20
208
145. Характеристика остатков разной глубины отбора корсакской нефти
Выход (на нефть) остатка, % ВУ50 ВУ80 ВУюо Температура, °C Коксуе- мость, % Содержа- ние серы, %
застыва- ния ВСПЫШКИ в открытом тигле
46,72 0,9967 234,9 72,24 22 317 13,20 0,82
49,75 0,9722 — — — 18 304 — —
52,90 0,9637 —. 117,7 36,86 12 294 10,00 0,76
55,93 0,9572 — —- — 9 278 — —
58,96 0,9527 — — — 7 266 — —
61,93 0,9495 432,5 52,10 15,27 3 255 9,84 0,72
64,90 0,9485 — —— 12,18 0 243 — —
67,87 0,9468 — — 11,30 —2 234 — —
70,74 0,9463 175,8 25,70 9,57 —3 224 8,56 0,69
73,66 0,9437 146,5 20,52 7,75 —4 216 — —
76,58 0,9419 119,0 15,03 6,15 —6 209 — —
79,55 0,9397 90,20 11,80 4,77 —8 201 — —
82,52 0,9376 64,90 10,52 3,67 —10 195 — —
85,44 0,9350 46,02 9,63 2,75 —12 185 7,26 0,64
88,31 0,9327 33,60 — — —16 177 — —
91,18 0,9300 25,00 — —18 168 — —
93,93 0,9277 19,05 —— — —21 160 — —
96,39 0,9256 15,70 — —25 150 — —
99,14 0,9232 13,45 — —. —30 138 — —
100,00 0,9227 13,00 — — —32 134 5,01 0,55
146. Характеристика остатков разной глубины отбора
тереньузюкской нефти альб-сеноманского горизонта
Выход (на нефть)' остатка, % Р4° ВУ5о ВУ80 ВУюо Температура, сС Коксуе- мость, % Содержа- ние серы, %
застыва- ния вспышки в открытом тигле
27,54 0,9900 60,24 26 334 19,12 2,12
29,64 0,9880 .— — — 25 310 — —.
32,74 0,9808 110,2 40,16 23 298 14,35 2,00
35,95 0,9763 — — — 21 290 — —
39,05 0,9722 — — — 19 284 — —
42,15 0,9698 451,8 41,88 13,21 16 270 12,28 —
45,36 0,9653 — 11,30 14 264 — —
48,51 0,9620 — 9,52 11 259 — —
51,50 0,9600 — — 8,25 9 250 — —
54,65 0,9575 121,1 18,36 6,99 7 242 9,03 1,82
57,75 0,9560 — 16,72 5,75 3 238 — —
60,74 0,9545 —— 13,60 5,10 1 232 — —
63,78 0,9532 — 10,62 4,32 —1 224 — —
66,95 0,9523 — 8,23 3,75 —4 216 — —
70,03 0,9512 38,20 6,98 3,30 —6 208 6,10 —
73,02 0,9500 — 6,10 2,85 —9 200 — —
75,12 0,9485 25,95 5,50 2,50 —11 190 — —
79,04 0,9479 22,15 5,00 2,32 — 14 184 —- —
82,14 0,9472 18,30 4,82 2,25 — 16 174 —, —
85,06 0,9460 13,63 3,56 2,15 — 19 167 5,03 1,49
87,95 0,9452 11,30 — — —21 158 —. —
90,74 0,9440 9,53 —. — —23 143 — —
93,55 0,9430 8,50 — —25 137 — —
96,45 0,9412 7,22 — — —28 124 — —
100,00 0,9392 6,07 — — —30 118 4,10 1,44
14—160
147. Характеристика остатков разной глубины отбора
тереньузюкской нефти неокомского горизонта
Выход (на нефть) остатка, % ВУ50 ВУ80 ВУюо Температура, °C Коксуе- мость, % Содержа- ние серы, %
застыва- ния ВСПЫШКИ в открытом тигле
23,22 0,9877 133,0 43 320 16,55 1 69
27,82 0,9800 — — 36 302
30,86 0,9764 — 228,5 45,55 32 290 14,11 1 56
33,91 0,9730 — — — 28 280
37,03 0,9700 — — —' 24 272
40,19 0,9674 — 48,80 16,11 18 262 11,59
43,30 0,9640 — —. 13,50 15 256 '
46,46 0,9620 — — 10,05 11 248
49,57 0,9608 — — 8,00 6 240
52,68 0,9602 163,1 18,15 5,77 3 230 8,41 1 47
55,84 0,9570 —. 15,80 5,10 1 226
58,95 0,9550 — 13,00 4,30 —2 220
61,95 0,9540 — 10,50 3,70 —4 212
65,00 0,9535 — 8,30 3,30 —6 204
68,00 0,9529 32,33 6,68 3,19 —8 197 6,02
70,94 0,9490 — 5,40 2,60 —11 190
73,94 0,9460 — 4,60 2,30 — 14 184
76,82 0,9440 18,50 4,10 2,10 —17 178
79,70 0,9430 14,40 3,70 2,00 —20 171
82,70 0,9396 12,82 3,39 1,97 —23 167 4,72 1,32
85,58 0,9380 11,40 —, —24 156
88,46 0,9370 10,20 — —25 148 .
91,46 0,9360 9,00 — —28 142
94,34 0,9356 7,00 — —30 134
97,17 0,9355 — —32 123 .
100,00 0,9354 — — — —34 ПО 3,38 1,22
148. Характеристика остатков разной глубины отбора тажигалинской нефти
юрского горизонта
Выход (на нефть) остатка, % О20 р4 ВУ60 ВУао ВУгоо Температура, °C Коксуе- мость, % Содержа- ние серы, %
застыва - НИЯ вспышки в открытом тигле
15,20 0,9415 140,00 19,16 5,70 34 312 9,11 2,20
17,73 0,9340 105,10 17,65 5,23 31 298
20,60 0,9271 70,00 15.32 4,81 29 283
23,42 0,9222 46,50 13,51 4,45 28 275
26,18 0,9190 37,78 11,65 4,05 27 264 6,26 1,70
29,01 0,9149 22,00 9,25 3,61 25 254
31,92 0,9118 15,15 6,18 3,28 24 246
34,72 0,9088 10,52 5,82 2,80 23 239 . .
37,52 0,9060 7,49 4,72 2,50 22 232 3,02 1,50
40,32 0,9035 5,80 3,65 2,08 21 223
43,12 0,9010 4,95 3,05 1,85 20 217
45,92 0,8985 4,23 2,53 1,70 19 209
48,71 0,8962 3,72 2,23 1,60 18 201 — ——
210
Продолжение табл. 148
Выход (на нефть) остатка, % Р4° ВУ50 ВУво ВУюо Температура, °C Коксуе- мость, % Содержа- ние серы, %
застыва- ния ВСПЫШКИ в открытом тигле
51,50 0,8940 3,38 1,95 1,50 17 194 .
54,18 0,8918 3,11 1,80 1,43 16 188 2,28 1,24
56,84 0,8900 2,98 1,70 1,32 15 180 — —
59,52 0,8879 2,82 1,61 1,30 14 174 — —
62,31 0,8850 2,61 1,50 1,20 13 166 — —
65,10 0,8828 2,50 1,40 1,19 12 160 — —
67,74 0.8800 2,38 1,37 1,15 11 153 — —
70,42 0,8782 2,29 1,32 1,10 10 146 1,85 1,20
73,24 0,8760 2,15 1,30 1,08 9 139 — —
75,84 0,8738 2,08 1,28 1,05 8 132 — — W
78,44 0,8710 1,99 1,24 1,02 7 125 — —
81,12 0,8687 1,90 1,23 1,00 5 118 — .—
83,92 0,8660 1,79 1,22 1,00 3 111 — —
86.68 0,8630 1,70 — — 2 100 1,60 1,15
89,36 0,8600 1,61 — — —1 93 — -—
91,96 0,8580 1,50 — — —2 83 — —
94,49 0,8555 1,42 — — —4 70 — .—
97,09 0,8540 1,33 — — —6 57 — —
99,55 0,8523 1,25 — — —7 40 — —
100,00 0,8518 1,22 — — —8 32 1,33 0,95
149. Характеристика остатков разной глубины отбора
караарнинской нефти апт-неокомского горизонта
Выход (на нефть) остатка. % Р4° ’ ву50 ВУ80 ВУюо Температура, СС Коксуе- мость, % Содержа- ние серы, %
застывания ВСПЫШКИ в открытом • тигле
34,40 — — — — 62 (т. размягч.) — 28,13 4,85
44,00 — — — — 37 (т. размягч.) — 24,05 —
55,49 1,0350 — 93,73 43,00 32 248 20,30 4,05
58,98 1,0150 60,23 28,80 22 233 — —
62,23 1,0080 — 40,14 18,31 15 225 — —
65,84 1,0020 — 27,20 11,00 9 214 — —
69,15 0,9997 134,6 16,83 6,28 4 203 12,58 3,30
72,46 0,9965 95,30 12,15 4,80 0 195 — —
75,88 0,9928 64,30 8,29 3,78 —5 186 — —
79,13 0,9892 40,20 5,78 3,05 —10 177 — —
82,21 0,9850 32,50 4,67 2,63 —13 170 — —
85,05 0,9823 25,01 3,97 2,47 —16 162 10,30 3,04
88,12 0,9778 20,00 3,30 2,15 — 18 155 — —
91,02 0,9744 16,80 3,15 2,00 —19 146 — —
93,97 0,9702 14,70 2,98 1,96 —20 136 — —
96,92 0,9662 12,80 2,82 1,92 —21 126 ——
100,00 0,9624 — 2,74 1,88 —22 115 7,64 2,75
211
150. Характеристика остатков разной глубины отбора прорвинской нефти (скважина № 1) 151. Характеристика остатков разной глубины от прорвинской нефти (смеси) бора
Выход (на нефть) остатка, % Р420 ВУ60 ВУ8О ВУ1оо Температура, °C Коксуе- мость, 0/ /0 л Содержа* ние серы, <^Я % Выход (на нефть) остатка, % Р4° ВУбо ВУео ВУюо Температура, °C Коксуе- мость, % Содержа- ние серы, %
застыва- ния ВСПЫШКИ открытом тигле
застывания ВСПЫШКИ в открыто! тигле
12,50 16,73 1,0672 — 335,3 50 320 20,90 3,50
56 (т. размягч.) —- — 3,40 1 18,79 0,9985 — — — 37 35 303 288 —
19,40 0,9882 — 32,03 16,95 36 242 25,30 2,89 И 21,51 °4 29 0,9943 0 9905 11,45 34 275 — —
25,03 0,9789 277,2 28,68 10,19 29 232 14,55 2,80 1 27,05 0,9872 — — 9,03 32 260 — —
28,01 0,9730 — 23,70 7,30 26 230 29,81 0,9823 204,80 32,43 6,92 30 252 15,20 2,59
31,10 34,02 37,06 0,9680 0,9640 0,9590 — 9,00 6,20 5,00 5,15 3,80 3,00 22 19 16 225 220 212 1 1 1 1 1 1 32,41 35,07 37,79 40 26 0,9805 0,9768 0,9739 0,9702 1 1 II 12,52 7,50 5,48 5,63 4,40 3,54 3,03 29 27 25 22 240 232 223 216 1111 1111
40,04 0,9550 16,57 4,22 2,46 13 206 9,60 2,40 Я 42,95 0,9666 15,08 4,20 2,49 18 206 — —"
43,08 0,9520 14,20 3,80 2,20 10 198 45,48 0,9627 12,93 3,32 2,01 15 200 9,93 2,32
46,00 48,90 51,65 0,9480 0,9440 0,9400 11,70 9,40 7,50 3,40 3,00 2,70 2,00 1,85 1,80 8 5 3 188 178 172 1 1 1 1 1 1 47,95 50,45 52,92 55 39 0,9595 0,9558 0,9502 0,9467 10,72 9,03 7,12 5,78 3,02 2,50 2,25 2,03 1,90 1,80 1,70 1,58 10 6 —1 —5 192 194 176 170 1111 1111
Ь4,55 0,9370 5,80 2,45 1,60 1 162 -^Я 57,83 0,9409 4,70 1,89 1,50 —10 164 — —
57,59 0,9330 4,70 2,20 1,50 —2 154 60,20 0,9366 3,92 1,73 1,46 —15 158 — —
60,51 63,32 66,07 0,9292 0,9250 0,9220 3,84 3,50 3,00 1,96 1,75 1,65 1,42 1,40 1,30 —4 —6 —8 145 138 130 6,85 2,10 я 62,54 64,94 67,28 69,62 0,9292 0,9278 0,9243 0,9195 3,47 3,01 2,63 2,40 1,65 1,50 1,43 1,40 1,37 1,30 1,28 1,25 —20 —22 —24 —26 154 140 132 120 7,54 2 111
68,88 0,9170 2,80 1,55 1,25 —10 124 72,06 0,9152 2,28 1,38 1,23 —28 113 — —
71,69 0,9130 2,50 1,48 1,20 —12 118 74,50 0,9125 2,08 1,35 1,21 —29 103 — —
74,32 77,01 0,9080 0,9040 2,20 2,00 1,45 1,42 1,17 1,14 —14 —16 112 108 1 1 1 1 76,90 79,27 81 64 0,9072 0,9034 0,9007 1,85 1,70 1,60 1,30 1,27 1,24 1,19 1,18 1,16 —30 —31 —32 92 83 72 5,39 1,61
79,70 0,9000 1,82 1,41 1,10 —18 104 5,80 2 04 я 83,95 0,8965 1,55 — — —32 62 — —
82,39 0,8950 1,60 — — —18 96 *^^я 86,26 0,8934 1,50 — — —32 52 — —•
85,02 0,8910 1,50 . — —19 87 88,51 0,8902 1,48 — —33 40 — ——
87,83 0,8860 1,45 19 7Я 91,23 0,8856 1,45 — — —33 32 —
90,40 0,8820 1,40 — — —20 68 1 1 93,45 95,63 | 0,8818 0,8775 1,4С 1,зе — —34 —34 22 14 —
93,21 0,8770 1,35 — — —20 56 W —. 'З^Я 97,85 0,8738 1,32 — —35 2 — —
95,78 0,8720 1,30 — — —21 42 99,81 0,8715 1,2£ — — —35 —8 — —
100,00 0,8660 1,24 — — —22 16 2,92 1,30 1 100,00 0,8703 l,2f —36 —22 2,95 1,25
212
213
152. Физико-химическая характеристика нефтей Северо-Эмбенского района
Нет ъ Горизонт, ярус Глубина перфорации, м № сква- жины Р420 м v20 сСт V50» сСт Температура застывания, °C Темпера- тура вспышки в закры- том тиг- ле, °C Давление на- сыщенных паров, мм рт. ст.
с обра- боткой без обра- ботки
при 38 сС при 50 °C
Шубаркудукская Пермотриасовый — 0,8780 64,6С 20 6С <С 2С
Джаксимайская Кенкиякская Кенкиякская Кенкиякская Кенкиякская Кенкиякская горизонт То же Юрский горизонт То же » Пермотриасовый горизонт Нижнетриасовый горизонт 268—262 320—304 600—585 650—644 11 12 15 21 72 0,8430 0,9083 0,9170 0,9134 0,8654 0,9005 381 295 322 14,60 188,0 21,02 161,1 5,60 37,98 46,65 37,95 8,19 39,20 <—30 —39 —44 —42 <—60 —27 — —29 —34 —39 <—60 —6 -35 <—35 8 63 142
Кенкиякская Кенкиякская Кенкиякская Кенкиякская II горизонт Р2 Нижний горизонт Р2 VIII горизонт Р2 Сакмароартинский горизонт 699—689 997—982 1041—1021 3917—3882 72 48 71 88 0,8582 0,8126 0,8644 0,8282 305 220 290 228 5,44 29,86 7,63 6,45 3,47 9,27 3,83 -37 —60 —29 —33 —16 —31 —7 —20 34 <—35 69 <—35 46 393 144 71 483 43 224
Акжарская Акжарская Каратюбинская Каратюбинская Каратюбинская Каратюбинская Каратюбинская Каратюбинская Аптский горизонт Среднеюрский горизонт Барремский горизонт Среднеюрский горизонт То же » Нижнеюрский горизонт Нижнетриасовый горизонт 333—329 533—529 328—325 436—434 466—459 486—478 671—655 734—728 25 27 4 3 6 4 7 6 0,9047 0,8783 0,9178 0,9376 0,9224 0,9099 0,9063 0,8630 387 304 485 433 495 403 395 280 175,0 68,00 340,8 340,0 24,04 35,07 16,86 95,69 245,6 117,3 60,90 58,19 7,83 —26 —38 —15 —11 —5 —23 —37 —46 —20 —35 —11 —6 —5 —17 —20 —8 117 70 91 ПО 95 86 84 <—35 21 0 0 0 3 2 35 50 38 40 13 37 33 106
Каратюбинская Каратюбинская Каратюбинская То же » Зерхнепермский горизонт 816—802 898—886 912,5—892 17 14 15 0,8846 0,8633 0,8593 300 248 248 26,61 18,93 17,90 9,41 7,29 —23 —37 —40 —1 —28 —8 0 <—35 —16 7 186 0 42 204 30
Кумсайская Сакмарский ярус 3663—3660 2 0,8959 228 162,0 27,06 — 10 —8 40 0 54
Продолжение табл. 152
Нефть Горизонт, ярус Парафин Содержание, % Коксуемость, % Зольность, % Кислотное число, мг КОН на 1 г нефти Выход фракций, вес. %
содержание, % температура плавления, СС 3 о ’ азота — 1 смол серно- кислотных смол силика- гелевых асфальтенов
до 200 °C до 350 °C
Шубаркудукская Пермотриасовый 2,14 55 0,47 36 — 0,88 — — — 12,8 —
Джаксимайская горизонт То же 2,32 55 0,28 0,63 0,12 5 26 11,45 0,30 0,27 0,95 3,30 — 4,79 20,6 3,3 29,2
Кенкиякская Юрский горизонт
Кенкиякская (скважина № 11) Юрский горизонт 2,68 53 1,27 28 16,90 0,33 3,20 — 5,88 2,0 20,0* (до 300 °C)
Кенкиякская (скважина № 12) Юрский горизонт — — 0,93 — 24 — — 2,84 — 3,96 2,0 20,0* (до 300 °C)
(скважина № 15) 1,67 2,05 19,3
Кенкиякская Пермотриасовый 2,98 40 0,40 0,07 20 6,22 0,10 —
Кенкиякская горизонт Нижнетриасовый 4,48 50 0,45 0,21 48 21,19 4,24 5,78 0,06 0,60 12,2 35,3
Кенкиякская горизонт II горизонт Ра 5,18 49 0,51 0,06 10 7,14 0,16 1,41 0,02 0,25 12,0 44,0* (до 300 °C)
Кенкиякская Нижний горизонт VIII горизонт ₽2 Сакмароартинский 3,53 3,19 2,53 49,5 51 0,44 0,48 0,29 0,03 0,06 9 8 4,68 7,34 Следь 0,12 1,07 1,48 о,оое 0,37 0,39 33,1 8,9 62,0 45,6
Кенкиякская Кенкиякская 50 0,05 9 6,00 Следь 1,17 0,004 0,13 31,2 61,4
Акжарская горизонт Аптский горизонт 0,44 49 0,15 0,07 13 11,62 0,56 2,21 0,055 0,46 1,2 31,0
По ГОСТ 2177-66.
to
СП
ZIZ Ир 91 z
' — ... Продолжение табл. 152
Парафин Содержание, % О*
Ч г.
Нефть ф S О. О Я я № Л S5 S _ вес. %
Горизонт, ярус я «3 О, & Ох? Н S а я о. ф ф «5 с « S ф К? серы азота смол серн кислотные СМОЛ СИЛИ гелевых В ф Л В о S ф >. и я о X Зольность, Кислотное мг КОН н< нефти до 200 СС до 350 СС
Акжарская Среднеюрский горизонт 0,60 56 0,20 0,11 8 6,77 0,50 1,41 0,01 0,25 5,0 41,0
Каратюбинская Барремский горизонт 1.71 58 0,27 0,14 30 17,80 2,40 4,50 0,09 0,12 1,0 23,6
Каратюбинская Среднеюрский горизонт (скважина № 3) 0,67 56 0,32 0,18 38 22,00 1,80 5,80 0,06 0,18 — 8,0* (до 300 °C)
Каратюбинская Среднеюрский горизонт (скважина № 6) 1,06 58 0,31 0,16 30 17,30 2,40 4,75 0,05 0,26 — 10,0* (до 300 °C)
Каратюбинская Среднеюрский горизонт (скважина № 4) 1,03 56 0,32 0,14 28 16,61 2,57 4,10 0,18 0,067 1,2 25,2
Каратюбинская Нижнеюрский горизонт 1,57 50 0,35 0,15 28 16,88 1,96 3,91 0,009 0,07 2,0 27,6
Каратюбинская Нижнетриасовый гори- 2,74 52 0,27 0,13 22 10,86 2,44 4,45 0,17 0,04 20,1 45,4
зонт (скважина № 6)
Каратюбинская Нижнетриасовый гори- 1,28 58 0,19 0,15 20 10,90 1,80 3,54 0,08 0,127 7,0 34,0* (до 300 °C)
зонт (скважина № 17)
Каратюбинская Нижнетриасовый гори- зонт (скважина № 14) 2,56 50 0,35 0,14 20 10,10 1,10 2,65 0,017 0,14 20,0 34,0* (до 300 °C)
Каратюбинская Верхнепермский горизонт 2,69 51 0,27 0,10 16 8,80 1,70 2,^8 0,017 0,12 22,6 49,5
Кумсайская Сакмарский ярус 5,29 50 0,94 0,06 30 15,60 3,34 4,02 0,03 0,24 29,0 35,3
* По ГОСТ 2177—66.
153. Разгонка нефтей по ГОСТ 2177—66
Нефть Н. к., °C Отгоняется (в %) до температуры, °C
120 140 150 160 180 200 220 240 260 280 300
Кенкиякская юрского горизонта (скважина 160 — и - — — — 4 8 12 16 20 24
№ 11) Кенкиякская юрского горизонта (скважина 184 — — — — — 2 5 8 12 16 20
№ 12) Кенкиякская юрского горизонта (скважина 190 — ——• — — — 2 4 8 12 16 20
Ns 15) Кенкиякская пермотриасового горизонта 100 4 8 10 12 16 18 12 12 34 9 32 22 15 18 40 13 36 26 90 30 22 36 26 40 32
Кенкиякская нижнетриасового горизонта Кенкиякская II горизонта Кенкиякская нижнего горизонта Кенкиякская VIII горизонта Кенкиякская сакмароартинского горизонта 111 136 55 183 75 2 16 12 5 2 22 18 о 3 24 20 5 26 23 9 32 28 24 44 18 40 32 48 26 44 8 12 Л 36 51 31 48 13 44 56 36 54 19
Акжарская аптского горизонта Акжарская среднеюрского горизонта 243 205 — — — — 4 8 18 7 24 12 8
Каратюбинская барремского горизонта 230 — — — — — 9
Каратюбинская среднеюрского горизонта 270 — — — —‘ —
(скважина № 3) 185 4 10
Каратюбинская среднеюрского горизонта — — — —“
(скважина № 6) 216 Q 10 14
Каратюбинская среднеюрского горизонта —• —
(скважина № 4) Каратюбинская нижнеюрского горизонта 225 — — — — 22 2 31 5 34 8 47 12 40
Каратюбинская нижнетриасового горизонта 84 6 10 12 14 20
(скважина Ns 6) Каратюбинская нижнетриасового горизонта 165 — — — — 3 7 11 16 21 27 34
(скважина Ns 17) Каратюбинская нижнетриасового горизонта 64 — 12 13 14 17 20 22 25 28 32 34
(скважина № 14) Каратюбинская верхнепермского горизонта 89’ 6 10 12 15 19 24 26 30 34 38 42
154. Изменение кинематической вязкости (в сСт) нефтей
в зависимости от температуры
Нефть V-20 V30 Т.10 V50
Кенкиякская юрского горизонта (сква- жина № 11) 188,00 103,60 57,86 37,98
Кенкиякская пермотриасового горизонта 21,02 14,31 10,69 8,19
Кенкиякская нижнетриасового горизонта 161.10 98,01 59,89 39,20
Кенкиякская нижнего горизонта . 5.44 4,99 4,12 3,47
Кенкиякская VIII горизонта 29,86 16,58 12,99 9,27
Акжарская аптского горизонта 175,00 92,85 54,06 35,07
Акжарская среднеюрского горизонта 68,00 37,95 25,30 16,86
Каратюбинская барремского горизонта — 232,8 169,00 95,69
Каратюбинская среднеюрского горизонта (скважина № 3) — 1045,00 480,70 245,60
Каратюбинская среднеюрского горизонта (скважина № 6) — 459,00 211,90 117,30
Каратюбинская среднеюрского горизонта (скважина № 4) 340,80 180,70 101,20 60,90
Каратюбинская нижнеюрского горизонта 340,00 168,40 99,04 58,19
Каратюбинская нижнетриасового гори- зонта (скважина № 6) 24,04 14,08 10,37 7,83
Каратюбинская нижнетриасового гори- зонта (скважина № 17) — 40,12 23,92 17,90
Каратюбинская нижнетриасового гори- зонта (скважина № 14) 26,61 18,55 11,95 9,41
Каратюбинская верхнепермского гори- зонта 18,93 13,25 9,58 7,29
155. Изменение условной вязкости нефтей в зависимости от температуры
Не)>ть ВУ20 ВУзо ВУ40 ВУ6о
Кенкиякская юрского горизонта (сква- 25,38 13,98 8,00 5,24
жина № 11)
Кенкиякская пермотриасового горизонта 3,07 2,28 1,93 1,69
Кенкиякская нижнетриасового горизонта 21,74 13,23 8,10 5,12
Кенкиякская нижнего горизонта 1,42 1,38 1,30 1,23
Кенкиякская VIII горизонта 4,31 2,55 2,08 1,79
Акжарская аптского горизонта 23,67 12,52 7,29 4,72
Акжарская среднеюрского горизонта 9,20 5,34 3,60 2,59
Каратюбинская барремского горизонта — 31,41 22,80 12,91
Каратюбинская среднеюрского горизонта — 141,0 64,87 33,14
(скважина № 3)
Каратюбинская среднеюрскогб горизонта — 62,24 28,59 15,82
(скважина № 6)
Каратюбинская среднеюрского горизонта 47,00 24,40 13,64 8,24
(скважина № 4)
Каратюбинская нижнеюрского горизонта 45,90 22,73 13,37 7,88
Каратюбинская нижнетриасового гори- 3,43 2,26 1,90 1,65
зонта (скважина № 6)
Каратюбинская нижнетриасового гори- — 5,51 3,42 2,71
зонта (скважина № 17)
Каратюбинская нижнетриасового гори- зонта (скважина № 14) 3,76 2,78 2,05 1,80
Каратюбинская верхнепермского гори- 2,82 2,17 1,82 1,60
зонта
218
156. Изменение относительной плотности нефтей в зависимости от температуры
Нефть Плотность
при 20 °C при 30 СС при 40 °C при 50 °C
Кенкиякская юрского горизонта (сква- жина № 11) 0,9083 0,9020 0,8957 0,8894
Кенкиякская пермотриасового горизонта 0,8654 0,8586 0,8517 0,8449
Кенкиякская нижнетриасового горизонта 0,9005 0,8927 0,8863 0,8800
Кенкиякская нижнего горизонта 0,8126 0,8051 0,7975 0,7900
Кенкиякская VIII горизонта 0,8644 0,8575 0,8507 0,8438
Акжарская аптского горизонта 0,9047 0,8948 0,8921 0,8858
Акжарская среднеюрского горизонта 0,8783 0,8716 0,8649 0,8582
Каратюбинская барремского горизонта — 0,9116 0,9054 0,8992
Каратюбинская среднеюрского горизонта (скважина № 3) 0,9376 0,9317 0,9258 0,9199
Каратюбинская среднеюрского горизонта (скважина № 6) 0,9224 0,9163 0,9102 0,9041
Каратюбинская среднеюрского горизонта (скважина № 4) 0,9099 0,9021 0,8958 0,8895
Каратюбинская нижнеюрского горизонта 0,9063 0,9087 0,8952 0,8874
Каратюбинская нижнетриасового гори- зонта (скважина № 6) 0,8630 0,8562 0,8493 0,8425
Каратюбинская нижнетриасового гори- зонта (скважина № 17) 0,8846 0,8780 0,8714 0,8648
Каратюбинская нижнетриасового гори- зонта (скважина № 14) 0,8633 0,8565 0,8496 0,8427
Каратюбинская верхнепермского гори- зонта 0,8593 0,8523 0,8454 0,8384
157. Элементный состав нефтей
Содержание, %
Нефть С Н О S N
Кенкиякская юрского горизонта (скважина № 11) 86,19 12,51 0,63 0,55 0,12
Кенкиякская пермотриасового горизонта 85,97 13,21 0,35 0,40 0,07
Кенкиякская нижнетриасового горизонта 86,20 12,72 0,42 0,45 0,21
Кенкиякская II горизонта 85,95 13,38 0,10 0,51 0,06
Кенкиякская нижнего горизонта 85,76 13,43 0,34 0,44 0,03
Кенкиякская VIII горизонта 85,90 13,45 0,11 0,48 0,06
Акжарская аптского горизонта 86,49 12,89 0,40 0,15 0,07
Акжарская среднеюрского горизонта 86,30 13,25 0,14 0,20 0,11
Каратюбинская барремского горизонта 86,69 12,84 0,06 0,27 0,14
Каратюбинская среднеюрского горизонта (сква- жина № 3) 86,61 12,42 0,47 0,32 0,18
Каратюбинская среднеюрского горизонта (сква- жина № 6) 86,77 12,71 0,05 0,31 0,16
Каратюбинская среднеюрского горизонта (сква- жина № 4) 86,50 12,89 0,15 0,32 0,14
Каратюбинская нижнеюрского горизонта 86,50 12,87 0,13 0,35 0,15
21»
Продолжение табл. 157
Нефть Содержание, %
С н о S N
Каратюбинская нижнетриасового горизонта (скважина № 6) 86,23 13,11 0,26 0,27 0,13
Каратюбинская нижнетриасового горизонта (скважина № 17) 86,36 13,23 0,07 0,19 0,15
Каратюбинская нижнетриасового горизонта (скважина № 14) 86,17 13,28 0,06 0,35 0,14
Каратюбинская верхнепермского горизонта 85,86 13,50 0,27 0,27 0,10
158. Состав газов (до С4), растворенных в нефтях,
и низко кипящих углеводородов (до С5)
Фракция Выход (на нефть), % Содержание индивидуальных углеводородов, вес. %
С2Нб С3Н8 цзо-СаНю «-С4Н10 ИЗО-С5Н12 Н-С5Н12
Кенкиякская нефть пермотриасового горизонта
До С4 I 0,86 I 5,8 I 13,8 I 48,8 | 31,6 I — I —
До С6 I 1,14 I 4,4 | 10,3 I 36,5 | 23,2 | 19,5 | 6,1
Кенкиякская нефть нижнетриасового горизонта
До С4 I 0,27 I 1,5 I 25,2 I 19,7 I 53,6 I — I -
До С5 | 0,56 । 0,7 | 12,4 I 9,8 | 26,8 | 23,0 | 27,3
Кенкиякская нефть нижнего горизонта
До С4 | 2,61 I 17,7 | 21,2 | 14,7 I 46,4 I — I —
До С6 I 5,07 | 9,2 I 11,0 | 7,6 | 24,1 | 21,6 | 26,5
Каратюбинская нефть барремского горизонта
До С4 | 0,003 | 31,3 ] 12,3 I 15,4 I 41,0 I — I —
До С5 I 0,006 I 13,7 I 5,4 | 6,7 | 18,0 | 27,2 | 29,0
Каратюбинская нефть среднеюрского горизонта
(скважина № 6)
До С4 I 0,005 I 49,3 I 18,0 I 8,7 I 24,0 I — I —
До С6 I 0,008 | 29,3 I 10,7 | 5,1 | 14,2 | 18,3 | 22,4
Каратюбинская нефть ни жнетри а с о в о го горизонта
(скважина № 6)
До С4 I 0,13 I 1,3 I 16,7 I 14,5 I 67,5 I — I —
До С5 I 0,46 I 0,4 I 4,6 I 4,0 | 18,9 | 28,6 | 43,5
Каратюбинская нефть нижнетриасового горизонта
(скважина № 14)
До С4 I 1,37 I — I 30,2 I 23,0 I 46,8 I — I —
До С5 I 2,26 | — I 18,3 I 13,9 | 28,4 | 18,4 | 21,0
Каратюбинская нефть верхнепермс ко г о горизонта
До С4 I 0,29 I 29,0 I 8,7 I 9,3 I 53,0 1 — I —
До С5 | 0,63 I 13,3 I 4,0 I 4,3 I 24,4 | 23,2 | 30,8
2 20
159. Потенциальное содержание (в вес. %) фракций в нефтях
BiHOEHdoj ojonowdsuaHxdaa BBMOHHQOlludB^ CO —' O> 00 'fOlOLCNOLCOl^OO co сч onoon — 00 <O О _<»-<СЧСО'Ф,ФЮСОЬ-00 00© —|СЯСО'ЛЬ'СООСЧ^<ОЬСТ)
(9 6Х внижвемэ) BiHosHdoj ojoeooBHdisHWHH ввяэнирэгхвЗв)! —I <ОЬ-СЧ©’Ф©СОСЧООСЧЮФ05СОЮ©Ю)СЧООСЧОСОСЧ05~ © — - СО^тМПЮООСОСООО-«СЧ'ФЮГ^ОООСЧСОЮ© нСЧСЧСЧСЧСЧ
BXHOEHdOJ OJoxodcHsHWHH EBMOHHQCHiedB)! 1 । i t । । I । । 1 । । I । । сч ю 05 сч © сэюо^счсч ' 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 Q О О — — СЧ С^СО^Ф©
(9 sjsf внижваяэ) BiHOEHdoa oJowodcHSHifado BBMDHH^OilBdB'H 1 11111111)11111111 ""S
B1HOS -Hdoj oJOMowaddBQ BBM0HH9JiiBdBH 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 locoootoco О < сч со
exHOEHdoj ojOHodcx -SHtfado ввмэ<!ежну 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1
BiHosiidoj ojohoxub ьвя^вжяу 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 lS-o'^«-X-
BiHOEHdoj ШЛ БВМЭИВИИНа)! I . | | | | СО | 1 | Ю © О С000 О о СО ЮО ОЭ — 00 ю о 1 ‘ 1 1 1 О * ООО’'- — СЧСЧСОЮГ-ОО-^СОЮСО
BiHOEHdoj oj -энжин ВВЯЭЯВИЯНэМ СО СЧЮЬ-Г’00С0Ю10ЮЮа1С010С0ОСЧСЧи0Ь-Г>.ОООЮ сч обоо — счсо^шсог-оо — СО^ШЬ-О — СО»ЛОООСЧтр — — —.—.СЧСЧСЧСЧСЧСЧСОСОСОСО-^Г-^’Ф
BIHOE -Hdoj ojoaooBHdi -энжин ввмэябиянэЯ со in г- сч со сп — ’^о^оеооососчсчоо'^юоюсоео сГ ОО — — — СЧСЧСОСОт^х^ЕОСОСОГ^ООСНО — сч^юооо I-Ч 1—4
вхное -Hdoj oJosooBHdx -oHdau ввяэявиянэУ 05 ООООС-О- СООООГ^ОООСОСОЮСООООСЧОЬ-’ФСО О —<-М со СО Tf тр ю Ю> со Г"« 00 © О — СЧ М4 СО 00 О> — СЧ-ф СО —.^«-М^-Ч^^^счс^счсчсч
(II эд внижваяэ) BiHOEHdoj ojOMddoi ввяэявимнэМ 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 I
Эо ‘iqdKiBdau •жэх otf вэхэвноло 00 сч Зосююоюоюоосчооюоооооооооо © А.50 <0000005050© — СЧСЧСО’Ф’ФЮСОЬ-ООСТ)© — счсо-ф со — — — — — —• — — — — — — — сч сч сч сч сч со
221
Продолжение табл. 159
Отгоняется до температуры, °C Кенкиякская юрского горизонта (скважина № И) Кенкиякская пермотриасового горизонта Кенкиякская нижнетриасового горизонта Кенкиякская нижнего горизонта Кенкиякская VIII горизонта Акжарская аптского горизонта Акжарская среднеюрского горизонта Каратюбинская барремского горизонта Каратюбинская среднеюрского горизонта (скважина № 6) Каратюбинская нижнеюрского горизонта Каратюбинская нижнетриасового горизонта (скважина № 6) Каратюбинская вер х не пер мско го горизонта
250 8,9 28,2 20,4 46,0 20,8 7,6 14,2 4,5 7,0 6,8 28,5 31,4
260 10,5 29,8 21,5 47,7 23,6 9,5 16,6 5,5 8,8 8,4 30,2 33,0
270 12,3 32,0 23,0 49,9 26,0 11,6 19,0 6,7 10,8 10,0 32,0 34,8
280 14,3 34,2 24,8 51,2 29,0 13,8 21,6 8,1 12,5 12,5 33,7 36,6
290 16,2 36,8 26,2 53,0 31,1 16,0 24,2 9,7 14,2 14,0 35,2 38,4
300 17,8 38,9 28,1 54,3 34,0 18,2 27,0 11,5 16,0 16,0 37,0 40,2
310 20,0 41,8 29,2 56,0 36,2 20,8 29,9 13,6 18,0 18,2 38,8 42,0
320 22,2 44,0 31,0 58,1 38,6 23,4 32,8 15,8 20,0 20,6 40,5 43,8
330 24,3 46,2 32,4 59,2 40,8 25,8 35,6 18,2 21,8 23,0 42,2 45,8
340 26,8 48,4 34,2 61,0 43,2 28,3 38,3 20,8 23,6 25,2 44,0 47,5
350 29,2 50,8 35,6 62,0 45,6 31,0 41,0 23,6 25,2 27,6 45,5 49,5
360 31,0 53,0 37,4 63,7 48,0 33,5 43,9 26,0 26,6 30,0 47,0 51,0
370 33,0 55,0 39,3 65,0 50,0 36,0 46,5 28,6 29,2 32,4 48,7 52,4
380 35,0 57,2 41,0 66,6 52,4 38,5 49,0 31,3 31,9 35,0 50,5 54,1
390 37,2 59,2 42,2 68,2 55,3 41,0 51,8 33,9 34,0 37,0 52,0 55,8
400 39,8 62,0 43,8 69,7 57,2 43,6 54,3 36,7 35,7 38,5 53,6 57,4
410 41,5 63,1 45,2 71,0 59,6 46,1 57,0 39,3 37,5 40,8 55,2 59,2
420 43,7 64,8 46,9 72,3 62,0 48,6 59,6 42,1 39,5 42,4 56,8 60,8
430 45,9 66,3 48,5 74,0 64,0 51,0 62,1 44,8 41,9 44,2 58,4 62,1
440 48,9 68,0 50,0 75,4 66,2 53,5 64,6 47,6 44,3 45,3 60,0 64,2
450 50,3 69,2 51,8 76,8 68,2 55,8 67,0 50,2 46,9 47,6 61,5 65,7
460 53,0 71,0 53,2 78,0 70,0 57,8 69,4 53,2 49,1 49,0 63,2 67,3
470 55,0 72,1 55,0 79,7 72,0 59,8 71,6 56,2 51,9 51,0 64,9 69,0
480 58,0 73,6 56,4 80,9 73,6 61,5 73,5 59,6 54,5 52,5 66,6 70,4
490 61,5 74,5 58,0 82,0 75,5 63,1 75,4 63,2 56,4 54,2 68,3 71,9
500 66,0 (до 495 °C) — 59,9 83,0 — 64,6 77,0 67,0 58,4 55,9 70,0 73,0
Остаток 34,0 25,5 40,1 17,0 24,5 35,4 23,0 33,0 41,6 44,1 30,0 27,0
160. Характеристика фракций, выкипающих до 200 °C
Темпера* тура отбора, °C Выход (на нефть), % Р1° Фракционный состав, °C Содержа- ние серы, % Октановое число КИСЛОТНОСТЬ, мг КОН на 100 мл фракции Давление насыщенных паров (при 38 сС), мм рт. ст.
н. к. 10% 50% so% без ТЭС с 0,6 г ТЭС на 1 кг фракции с 2,7 г ТЭС на 1 кг фракции
28—85 2,8 0,6800 К е н к 44 И Я К С I 70 < а я н 75 е ф т ь 80 пер мот Следы риасов 75,2 ого гор 82,0 и з о н т а 88,5 0
28—120 5,8 0,7205 46 73 98 119 » 72,8 80,5 87,8 Следы
28—130 7,1 0,7268 51 75 103 126 — — 79,2 —.
28—140 9,1 0,7331 56 77 108 133 — — 78,0 — — —
28—150 10,4 0,7396 60 80 114 140 0,02 69,5 76,8 — 0,96
28—160 11,6 0,7416 64 82 119 150 — — 75,2 — —
28—170 13,4 0,7436 68 84 124 159 — — 73,7 —
28—180 15,4 0,7456 72 86 129 169 -— —. 72,1 —
28—190 17,1 0,7476 75 88 135 178 — — 70,6 — — —
28—200 19,3 0,7500 78 90 141 188 0,04 60,0 69,0 — 1,92 —
28—120 3,7 0,7330 < е н к 71 I Я К С К 82 а я н 98 е ф т ь 118 н и ж н ет 0 риасов 68,0 ого гор 78,0 и з о н т а 85,0 0,44
28—130 4,7 0,7345 72 86 104 126 — 65,7 76,2 — — —
28—140 5,7 0,7408 74 90 ПО 135 — 63,4 74,5 — — —
28—150 6,9 0,7460 76 94 116 143 0 61,0 72,8 — 0,89 —
28—160 7,9 0,7489 79 99 123 153. — 58,7 71,0 — — —
28—170 8,7 0,7523 81 101 128 163 — 54,3 69,2 — — —
28—180 9,7 0,7585 84 103 136 174 — 52,0 67,4 — — —
28—190 11,1 0,7645 86 105 144 175 — 50,6 65,6 — — —
28—200 12,2 0,7679 89 108 153 196 0 49,2 63,8 — 1,34 96
28—85 10,1 0,6570 Ь 30 (е н к и 39 Я К С К 57 а я не 80 фть ни 0 ж н е г о 65,6 'Оризон 78,0 т а 87,0 0 330
28—100 12,9 0,6710 34 43 65 93 — 62,6 75,4 84,5 — —
28—110 14,9 0,6812 37 47 73 103 — 60,0 72,7 82,5 — —
28—120 16,9 0,6935 40 50 82 НО 0 57,0 70,0 80,7 0 —
28—130 19,0 0,7057 42 53 87 117 — 55,5 68,4 — — ,—
28—140 20,9 0,7179 45 57 92 125 — 54,0 66,8 — — —
3
Ь:
Ч
<о
<3
8
о
Давление насыщенных паров (при 38 °C), мм рт. ст. s 1 1 1 |§
Кислотность, мг КОН на 100 мл фракции 0 Следы
| Октановое число с 2,7 г ТЭС на 1 кг I фракции 1 | | | | | |
С 0,6 г ТЭС на 1 кг, фракции сч г- — со о t© ю со сч о сп г- <© <© с© ЧЭ ю i©
без ТЭС i© о ю о г© о СЧ СП ОО <© t© 1© 1© ТГ XT хг rf
1 Содержа- । ние серы, । % 1 1 0 Следы
| Фракционный состав, °C % 06 СЧ ~ О О) Г-СО СО тг LO ю с© г* < *Ч Ч
50% 00 СЪ О СЧ СО 1© СП О) о о о о
О о Ь- — 1© 00 ОХ© С© ь-г- ь-
X М оо сн г— сч со тг •М* чф 1© Ю L© 1©
е О, о о о о о о о со со СП счю сч сч сч СЧ со со оооооо
Выход (на нефть), % Чф (© со — —< СЧ <о оо -- со сч сч сч сч со со
Темпера- тура отбора, °C о о о о о о t© СО ООО о ~ — — >- ч— СЧ 1 1 1 1 1 1 00 оо 00 00 00 00 СЧ СЧ СЧ СЧ СЧ СЧ
00
X
о
к
X X
к
о
к
я
я
01
я
к
о
2
О
X
X
X
*
я
сч
СЧ
00
сч
сч
СО
я
я
к
и
X
X
х
я
*
я
я
х
х
я
я
оо g
сч
сч
оо со со со
о
3
и
о
СЧ СЧ СО СО
ю
04
-7 — СЧ
я я я я я' я
я я
X
X
ю
оооооосооосооосооооо со со
C4C4<MC4C4C4<N<NC4C4<NC4
161. Групповой углеводородный состав фракций,
Темпера- тура отбора, °C Выход (на нефть), % ₽1° „20 nD Содержание углеводородов, %
аромати- ческих нафте- новых парафиновых
всего нормаль- ного строения изо - строения
енкиякская н
28—60
60—95
95—122
122—150
150—200
28—200
1,4
1,5
3,6
4,6
8,2
19,3
0,6420
0,7206
0,7500
0,7785
0,8000
0,7500
ефть п ер м отр и а со в о г о
Кенкиякская не
28—122
122—150
150—200
28—200
28—60
60—95
95—122
122—150
150—200
28—200
н. к—122
122—150
150—200
н. к,—200
165—200)
1,3810
1,4001
1,4152
1,4279
1,4445
1,4208
1
2
4
9
5
горизонта
— 100
44 55
57 41
61 35
65 26
56 39 —
ф
ть нижнетриасово
а
го горизонт
4,3 2,9 5,3 12,2 0,7312 0,7645 0,7927 0,7679 1,4091 1,4251 1,4392 0,4322 6 9 12 10 42 32 35 35 52 59 53 55 20 16 15 17 32 43 38 38
Кенкиякск ая нефть нижнего гориз о н т а
5,6 6,4 5,3 5,1 10,7 33,1 0,6294 0,7033 0,7345 0,7480 0,7724 0,7330 1,3680 1,3965 1,4110 1,4210 1,4338 1,4100 2 6 9 12 7 35 36 32 31 28 100 63 58 59 57 65 39 29 22 18 17 24 61 34 36 41 40 41
К е нкиякская не фть VII i гор и з о н т а
0,6 1,4 6,9 8,9 0,7505 0,7592 0,7850 0,7759 1,4212 1,4264 1,4400 1,4380 10 11 16 15 50 43 42 43 40 46 42 42 10 7 7 7 30 39 35 35
А к ж
а р с к а я
1,2 | 0,8285 |
нефть аптского горизонта
1,4553 | 5 | 90 | 5 |
Акжарская нефть среднеюрского
145—200] 5,0 1
Каратюби
0,8302 |
некая
3
2
173—200] 1,2 |
0,8165 |
Каратюбинская
| 0,8295 |
145—200] 2,0
Каратюби
некая
горизонта
1,4495 | 12 | 70 | 18 | 5
нефть с р е д н е ю р с к о г о
(скважина № 4)
1,4520 | '9
горизонта
I 74 |, .17 | 6
нефть нижнеюрского
1,4534 | 6 | 89
горизонта
5
13
11
28—60
60—95
95—122
122—150
150—200
28—200
1,5
3,4
3,5
4,0
7,7
20,1
нефть нижнетриас
(скважина К» “
15—160
0,6800
0,7168
0,7373
0,7592
0,7763
0,7585
1,3883
1,4003
1,4115
1,4220
1,4330
1,4210
0
4
8
9
12
8
6)
о
I 3] 2 <
горизонта
в о г о
36 64 32 32
33 63 20 43
28 64 19 45
24 67 18 49
24 64 17 47
28 64 19 45
224
225
Продолжение табл. 16
Темпера- тура отбора, СС Выход (на нефть), % Р24° „20 nD Содержание углеводородов, %
аромати- ческих нафте- новых парафиновых
всего нормаль- ного строения 30- с троена
Каратюби некая нефть верхнепермского горизонта
28—60 0,8 0,6770 1,3830 0 34 66 40 26
60—95 3,4 0,7220 1,3995 2 44 54 23 31
95—122 4,4 0,7445 1,4115 • 3 46 51 18 33
122-150 4,5 0,7630 1,4210 6 42 52 16 36
150—200 9,2 0,7880 I,4330 9 36 55 14 41
28—200 22,3 0,7650 1,4215 6 42 52 14 38
162. Содержание индивидуальных ароматических
углеводородов во фракции 122—145 °C
Углеводород Выход, вес. %
на фракцию на нефть
Кенкиякская неф ть пермотри а с о в о г о горизонта
Этилбензол
п-Ксилол 0,6 0,022
ж-Ксилол 1,2 0,050
о-Ксилол 1,3 0,051
Кенкиякская нефть нижнетриасового горизонта
Этилбензол 1,0 0,023
п-Ксилол 1,0 0,023
л-Ксилол 3,0 0,069
о-Ксилол 3,0 0,069
Кенкиякская нефть нижнего горизонта
Этилбензол 2,2 0,090
п-Ксилол 1,4 0,060
ж-Ксилол 4,4 0,190
о-Ксилол 1,2 0,050
Каратюбинская нефть ни жнетри а с о в о г о горизонта
(скважина № 6)
Этилбензол 0 0
п-Ксилол 1,0 0,031
ж-Ксилол 4,0 0,124
о-Ксилол 2,0 0,062
Каратюбинская нефть верхнепермского горизонта
Этилбензол 0,6 0,022
п-Ксилол 0,4 0,015
ж-Ксилол 2,9 0,108
о-Ксилол 2,2 0,081
226
163. Характеристика фракций, служащих сырьем
для каталитического риформинга________________
Темпера- тура отбора, °C Выход (на нефть). % Р2» Содержа- ние серы, о/ /0 Содержание углеводородов, %
аромати- ческих нафте • новых парафиновых
всего нормаль- ного строения изо- строения
Кенкиякская нефть пермотри а с о в о г о горизонта
62—85 2,3 0,7180 0 1 46,5 52,5 — ,—
62—105 3,6 0,7360 Следы 1,5 50,5 48 —
85—105 1,3 0,7380 » 2 54 44 —— —
85-120 3,0 0,7400 » 2 56 42 — —
85—180 12,6 0,7840 0,06 4,5 62 33,5 1 1 ' —
105—120 1,7 0,7600 0,04 2,5 58,5 39 —— —.
105—140 5,0 0,7710 0,05 6 60 34 — —
120—140 3,3 0,7768 0,07 3,5 61 35,5 — —
140—180 6,3 0,7950 0,08 7 64 29 — —
Кенкиякская нефть ни жнетри а с о в о го горизонта
120—140 2,0 0,7585 0 8 35 57 16 41
140—180 4,0 0,7800 0 11 34 55 15 40
120—180 6,0 0,7728 0 10 34 56 15 41
Кенкиякская нефть нижнего горизонта
62—85 4,2 0,6970 0 2 34 64 — —
62—105 8,0 0,7100 0 3 35 62 — —
85—105 3,8 0,7215 0 4 36 60 —
85—120 6,8 0,7290 0 5 37 58 — *
85—180 18,8 0,7480 Следы 9 32 59 — 1 —
105—120 3,0 0,7370 0 6,5 36 57,5 —
105—140 7,0 0,7431 0 8 34 58 —- —
120—140 4,0 0,7463 Следы 8,5 32,5 59 — —
140—180 8,0 0,7635 11 31 58 — —
Кенкиякская нефть VIII горизонта
н. к,—1401 1,3 1 0,7570 I 1 10 1 46 1 44 1 8 I 36
140—1801 4,2 1 0,7740 | » 1 14 1 43 1 43 1 7 1 | 36
Каратюбинская нефть нижнетриасового горизонта :
(скважина № 6)
62—85 2,3 0,7075 0 3 33 64 22 42
65—105 4,5 0,7180 0 5 32 63 20 431
85—105 2,2 0,7318 0 6 30 64 20 44
85—120 4,2 0,7400 0 7 29 64 19 45
85—180 13,2 0,7618 Следы И 25 64 18 46
105—120 2,0 0,7465 8 27 65 19 46
105—140 4,7 0,7530 9 26 65 19 46
120—140 2,7 0,7565 » 9 25 66 18 48
140—180 6,3 0,7755 » 11 24 65 17 48
Каратюбинская гефть верхнепермского горизонта
62—85 2,2 0,7165 Следы 1 42 57 27 30
62—105 5,0 0,7295 0,019 2 45 53 22 31
62-140 10,6 0,7460 0,039 3 46 51 18 33
85-105 2,8 0,7370 0,028 2 45 53 20 33
85-120 5,1 0,7'432 0,036 3 46 51 19 32
85—180 15,3 0,7650 0,064 6 44 50 16 34
105—120 2,3 0,7494 0,044 3 46 51 18 33
105—140 5,6 0,7570 0,053 4 45 51 17 34
120—140 3,3 0,7615 0,058 5 43 52 16 36
140—180 6,9 0,7790 0,085 8 39 53 .. 15 38
15* 227
к,
КЗ
00
164. Характеристика легких керосиновых дистиллятов
Температура : отбора, °C Выход (на нефть), % р|° Фракционный состав, °C V20. сСт V-40. сСт Температура, °C
е X та cj та э* к 2 ® л s Ж вспышки в закрытом тигле
н- tf. 10% 50% 90% 98%
я Я g
О К -
с ж
ф та 2
t-1 гч.
а
с
ф —
я с S
та о 2
я
В.П S
Содержание серы, % Кислотность, t мг КОН на 100 мл дистиллята Иодное число, г иода на 100 г дистил- лята Фактические смолы, мг на 100 мл дис- тиллята
общей меркап- тановой
Кенкиякская нефть юрского горизонта (скважина № 11)
150—240] 7,5 |0,8372| 165 । 173 ]200 [ 230 | — | 2,03 |15,26 |<—60| 34 | 10272] — | 7,0 |Следы| 0 | — |
Кенкиякская нефть ни жнетри а с о в о го горизонта
0 । 0 [ 2,01 |
1,80 |
ЬЭ
Ср
120-240| 15,3 |0,8040| 143 | 1541 185| 222 | 241 | 1,95 | 6,35 |<-60| 32,5 | 10 338] 23 | 8,7
Кенкиякская нефть нижнего горизонта
120—240] 25,0 |0,7800] 122 | 128 | 160] 200] — | 1,40 | 4,01 |<—60] 30 | 10 260] — | 8,2
| 0,06 | Следы|
120—2401
165—2401
145—2401
120-240(
Кенкиякская нефть VIII горизонта
17,5 ]0,8012] 133 ] 175 ] 2061 2341 240 ( 1,84 | 8,73 ]<—601 32 | Ю 330] 25 1 —
Акжарская нефть аптского горизонта
5,8 10,8475] 210 214 | 228 | 242 | 248 | 2,77 |24,60 ]<—60| 78 | 10 248] 17,5] 9
Акжарская нефть среднеюрского горизон
12,0 |0,8422] 178 | 195 217 [ 2421 2501 2,37 |15,40 |<—60| 67 [ 10210] 19 | 11,3] 0,01 |
Каратюбинская нефть нижнетриасового горизонта (скважин
18,7 |0,7857| 140] 150 | 175 ] 216 | 240 ] 1,30 | 5,11 ]<—60| 31 | 10 348| 25 | 10,8 (Следы]
165. Характеристика керосиновых дистиллятов
I 0,04 |
| Следы]
т а
0
О
0
а
0
3,8 |
1,10 |
I 1,00 |
{19,60 ]
| 3,69 |
№ 6)
I 0,75]
3,00 | 4,5
3,00 |
1,40 |
Темпера -
тура
отбора,
°C
150—240
150—260
150—280
Выход
(на нефть),
%
р£°
Фракционный состав, °C
н. к. 10% 50% 90% 98% отгоняется до 270 °C, %
Температура, сС
помут- нения вспыш- ки
Высота
некоптя-
щего
пламени,
мм
Октановое
число
Содержа-
ние серы,
%
Кислот-
ность,
мг КОН
на 100 мл
дистиллята
(скважина №
Н)
нефть юрского горизонта
Кенкиякская
7,5
10,5
14,3
0,8274 160 173 200 230 238 — <-60 41 21 —— Следы 0,70
0,8430 175 187 220 235 250 —- То же 45 20 — 0,03 1,08
0,8472 178 190 230 255 268 — » 52 18 _ — 0,05. 1,44
150-28С I 22,9 | 0,8350
150—280 I 17,6 | 0,8270
150—320 1 23,8 | 0,8380
150—280 1 26,2 | 0,7953
150—320 33,1 1 0,8061
150—280 27,0 | 0,8134
150—320 36,6 0,8192
165-240 5,8 0,8475
165—280 13,8 0,8572
165—320 23,4 0,8665
145—280] 21,6 0,8478
145—320 32,8 0,8510
Акжарская
196 | 212 | 240 | 272 | 276 I
197 | 213 I 263 I 303 I 310 |
173—2801
173—320|
145—240
145—280
145—320
150—280]
150—3201
5,2
12,5
20,6
Кар
21,2
28,0
а
К е н к и я
нефть пермотриасового горизонта
к с к а я
177
184
191
210
218
230
162
170
Кен
177
186
| 186 | 220 252 266 — » 49 |
к и я к с к а я н е ф т ь ни жнетри а с о в о г о гор
| 188 | 220 258 278 | 96 —43
1 198 | 248 296 308 66 —29 59 |
Кенкиякская н е ф т ь нижнего горизон
I 174 | 205 255 270 98 —46 49 I
| 182 226 284 300 82 -31 53 |
Кенкиякская неф ть VIII горизонта
| 195 230 263 282 94 <—24 67 I
| 206 248 291 303 78 -24 71 1
А к ж арская нефть г птского гор И 3 о н т
214 228 242 248 <—60 78
222 236 256 272 97 То же 88
240 274 310 315 44 » 99
20
а
нефть
с к о г о
21
20
17,5
16
14
И 3 О н т
21
19
т а
25
23
среднеюр
88
54
горизонта
| —49 | 77 I 18
I —42 I 89 I 17,5
а
12,5
20,0
Каратюбинская нефть с р е д н е ю р с к о г о горизонта (скважина
0,8466 166 214 244 271 280 | 88 |<—38| 58 18,5
0,8524 196 225 266 300 313 1 56 |То же] 71 17
Кар а т ю б инская нефть нижнеюрского горизонта
0,8370 190 198 217 237 250 |<—601 45 20
0,8488 198 213 246 270 280 90 То же 71 18
0,8564 212 230 271 300 306 | 48 1 !> 1 87
44,2
тюбинская нефть
ни жнетри а с о в о го горизонта
37,5
0,15
3,37
29
25
0
0
3,36
5,15
<25
То же
<24
То же
57,2
53,1
42,4
49
35
№ 4)
40
34
(скважина № 6)
| 0,8098 I 168 I 179 I 215 I 253 | 275 I 96 |<-151 54 I 21,5 I 24
| 0,8210 | 176 | 190 I 237 | 286 | 300 | 78 |То же| 60 | 17 | То же
0,10
0,15
0,05
0,06
Следы
»
0,02
0,03
0,07
0,09
Следы
0,05
0,08
Следы
»
1,11
1,85
1,5
2,5
19,6
22,7
25,1
5,65
6,64
3,36
4,48
1,0
1,7
2,5
1,26
1,51
166. Групповой углеводородный состав керосиновых фракций
Содержание углеводородов, % -fl
I емпература отбора, °C
ароматических нафтеновых парафиновых
Кенкиякская нефть нижнетриасового горизонта <
200—250 15 52 33
250—300 17 43 40
200—300 16 47 37
Кенкиякская нефть нижнего горизонта
200—250 6 44 50 <
250—300 13 35 52 ’
200—300 9 40 51 *
Кенкиякская Нефть VIII горизонта 2
200—250 11 48 41
250—300 14 42 44
200—300 13 45 42
Акжарская нефть аптского горизонта
200—250 10 73 17
250—300 17 63 20
200—300 15 66 19
Акжарская нефть среднеюрско г о горизонта
200—250 15 57 28
250—300 17 34 49
200—300 16 44 40
Каратюбин с к а я нефть барремского горизонта
200—250 11 89 —
250—300 13 58 29
200—300 12 73 15
Каратюбинская нефть среднеюрско го горизонта
(скважин i № 4)
200—250 15 43 42 •
250—300 20 41 39
200—300 18 42 40
Каратюбинская нефть нижнеюрского горизонта
200—250 10 78 12
250—300 12 69 19
200—300 11 72 17
Каратюбинск 1я нефть н и ж н е т р и а с о в о г о горизонта
(скважин а № 6)
200—250 13 28 59
250—300 21 20 59
200—300 17 24 59
Каратюбинская нефть верхнепермского горизонта
200—250 12 47 41
250—300 17 31 52
200—300 15 39 46
167. Характеристика дизельных топлив и их компонентов
230
231
Продолжение табл. 167
232
Темпера- тура отбора, °C Выход (на нефть), % Цета- новое число Дизель- ный индекс Фракционный состав, °C Л20 Р4 *^20’ сСт ^50. сСт Температура, °C Со дер- жание серы, % Кислот- ность, мг КОН на 100 мл топлива Анили- новая точка, сС
10% 50% 90% 98% засты- вания помут- нения вспыш- ки
Акжарская нефть аптского горизонта
165—350 31,0 38 47,4 252 290 301 336 0,8720 8,00 3,71 <—60 <—60 107 0,02 26,60 70,0
240—320 17,6 40 46,6 263 292 314 318 0,8711 7,50 3,50 То же То же 123 0,01 28,20 68,0
240—350 25,2 41 45,8 183 300 334 338 0,8762 10,32 4,53 —57 —51 131 0,02 30,50 69,5
А кжарская нефть среднеюрс к о г о горизонта
145—350 41,0 43 52,4 224 280 330 337 0,8527 6,60 3,10 —38 —29 98 0,04 7,38 69,2
200—350 36,0 43 56,3 258 290 332 339 0,8545 7,61 3,50 —35 —27 112 0,05 8,61 76,0
240—320 20,8 43 55,7 274 293 315 322 0,8540 7,38 3,40 —34 —30 126 0,04 9,10 75,1
240—350 29,0 46 57,3 282 303 337 343 0,8573 9,45 4,18 —31 —26 >126 0,06 10,82 79,4
Ка ратюбинская н е ф т ь среднеюрского гор изонта (скважина № 4)
173—320 20,0 46 — 225 266 300 313 0,8524 6,20 3,05 —53 —38 71 0,09 4,48 —
173—350 25,2 48 52 238 284 323 334 0,8580 8,37 3,75 —48 —34 82 0,10 5,20 69,9
200—350 24,0 48 — 0,8590 9,20 4,00 —47 —36 — 0,10 —— —
240—320 14,4 49 53 272 286 309 314 0,8600 8,66 ' 3,90 —47 —38 — 0,10 6,80 73,9
240—350 19,6 50 53 278 300 328 335 0,8628 11,50 4,82 —42 —30 155 0,10 7,56 74,3
Каратюбинская нефть нижнеюрского гори зонта
145—320 20,6 42 52 230 271 - 300 306 0,8564 5,10 2,90 <—60 —60 87 0,08 2,50 70,4
145—350 27,6 45 52 236 284 320 335 0,8590 7,42 3,55 —56 —40 88 0,09 3,30 71,6
200—350 25,6 47 51 255 288 323 334 0,8602 8,30 3,80 —54 —38 133 0,11 4,20 69,4
240—320 15,4 262 275 298 312 0,8587 6,80 3,40 —57 —— — 0,10 — —
240—350 22,4 49 53,5 278 298 327 332 0,8620 9,96 4,20 —49 —37 151 0,13 5,30 75,8
Кар атюбинская не ф т ь н и ж н етриасово го го ризонта (скважина № 6)
150—320 28,0 190 237 286 300 0,8210 3,10 1,60 —43 <—30 60 Следы 1,51 —
150—350 33,0 51 61 194 250 314 320 0,8270 3,43 1,98 —38 —27 81 0,01 2,01 69,8
200—350 25,3 52 59 225 270 320 332 • 0,8385 4,72 2,61 —30 —22 — « 0,02 2,52 72,9
240—320 13,6 57 59 258 272 296 310 0,8397 5,18 2,73 —28 —21 134 0,03 2,26 72,8
240—350 18,6 58 60 274 295 320 335 0,8431 5,72 3,06 —25 —11 142 ,0,04 3,52 75,6
16S. Хэрэктернетцкэ исходных фракций (240—350 °C) и углеводородов, полученных из них карбамидной депарафинизацией
Исходная фракция и углеводороды Выхс на фракцию д, % на нефть Л20 nD Анилино- вая точка, °C . V20. сСт Темпера- тура застывания, "С поацисн Дизельный индекс
Кенкиякская нефть нижнетриасового горизонта
Исходная фракция 100,0 87,2 16,3 14,2 0,8600 0,8648 1,4739 1,4778 72 11,50 —14 —58 55,0 50,7
Углеводороды, не образующие комплекс
с карбамидом
Углеводороды, образующие комплекс с карб- амидом К е н к I 12,8 я к с к а я 2,1 нефть VIII го 1,4388 ризонта — — —
Исходная фракция 100,0 27,6 0,8356 1,4620 6,47 —16 65,9 60,5
Углеводороды, не образующие комплекс с карбамидом 88,0 24,2 0,8382 1,4700 74,6 7,83 —60
Углеводороды, образующие комплекс с карб- амидом А к ж а р с к а 12,0 я нефть 3,4 средне 0,7854 ю р с к о г 1,4400 о гори зонта — 18 —
Исходная фракция 100,0 29,0 0,8573 1,4730 79,4 9,45 —31 57,3 51,4
Углеводороды, не образующие комплекс с карбамидом 94,8 27,5 0,8628 1,4749 72,0 10,98 <—60
Углеводороды, образующие комплекс с карб- амидом 5,2 1,5 0,8394 1,4661 — — — —
Каратюбинская нефть среднеюрского горизонта (скважина № 4)
Исходная фракция 100,0 98,2 1,6 19,6 19,3 0,3 0,8628 0,8709 1 ,4730 1,4785 74,3 11,50 —42 <—60 53
Углеводороды, не образующие комплекс
с карбамидом
Углеводороды, образующие комплекс с карб-
амидом
Каратюбинская нег )ть нижнеюрского горизонта
Исходная фракция 100,0 22,4 0,8620 1,4750 75,8 9,96 —49 53,5 53,3
Углеводороды, не образующие комплекс с карбамидом 98,0 21,8 0,8635 1,4754 75,4 10,36 <—60
ьэ Углеводороды, образующие комплекс с карб- w амидом 2,0 0,6 — 1,4404 — — — —
КО
Исходная фракция и углеводороды
Выход, % „20 ' ₽4 „20 nD Анилиновая точка, °C V20. еСт Темпера- тура застывания, °C
на фракцию на нефть
Дизельный
индекс
Каратюбинская нефть
Исходная фракция
Углеводороды, не образующие комплекс
с карбамидом
Углеводороды, образующие комплекс с карб-
амидом
н и ж н е т р
100,0
92,0
8,0
169.
иасового горизонта
18,6
17,1
0,8431
0,4691
(скважина №
75,6
5,72
6,11
6)
—25
—60
60
1,5
для каталитического крекинга
24
Нефть Темпера- тура отбора, °C Выход (на нефть), % Р1° м v50» сСт поо» сСт Температура застывания, °C Содержание, % Коксуемость, % Содержание парафино-наф- теновых угле- водородов, % Содержание аромати- ческих углеводородов, % Содержание смолистых веществ, %
серы смол серно- кислот- ных ванадия I груп- па II и III группы IV группа
Кенкиякская нижнетриа- 350—500 42,3 0,9090 392 37,90 7,30 12 0,43 0 5,3-10-* 0,12 64 15 11 8 2
сового горизонта Кенкиякская VIII гори- 350—490 29,9 0,8818 350 18,35 4,38 19 0,55 5 — 0,043 75 5 14 4 2
зонта Акжарская аптского го- 350—500 33,6 0,9060 372 34,50 6,47 —28 0,06 6 0 0,08 70 9 18 2 1
ризонта Акжарская среднеюрско- 350—500 36,0 0,8917 390 35,80 6,60 2 0,21 5 0 0,05 76 9 7 7 1
го горизонта Каратюбинская средне- 350-500 33,2 0,9050 385 46,80 7,30 3 0,25 4 5,4-10-* 0,021 68 15 10 4 3
юрского горизонта (скважина № 4) Каратюбинская нижне- 350—500 28,3 0,9012 368 18,70 6,98 —11 0,25 6 5,4-10'* 0,10 72 10 10 6 2
юрского горизонта Каратюбинская нижне- 350—500 24,5 0,8930 358 17,70 5,53 20 0,30 2 — 0,08 70 10 14 4 2
триасового горизонта (скважина № 6)
Кенкиякская нижнетриасового гори- зонта Кенкиякская VIII горизонта Акжарская аптского горизонта Акжарская среднеюрского горизонта Каратюбинская среднеюрского гори- зонта (скважина № 4) Каратюбинская нижнеюрского гори- зонта Каратюбинская нижнетриасового го- ризонта (скважина № 6) Нефть
со Со со со со со со ел СП СЛ СП СП СП СП о о о о о о о .1 1 Illi 1 СЛ Сл СП СЛ СЛ СП о о о о о со о О 0-0000 о Темпера- тура отбора, °C
00 оо 00 00 00 ОО оо о о о о о о о ко •— со ко со сл •— О 0 0 0 4* со о | Содержание, %
со со со со ко со ко о ко ко со оо КО со О 00 со о СО СО о а
о о о о о о о СО КО ко о о СО СЛ о о оо ко сл О
О О о о о о о СО КО КО КО О СИ 4* О сл UI - о СП со сл
о о о о о о о о *— о о о о о 4* КО О СО СО *4 СО а
2
Гб
X
X
о
6s
зэ
ь
X
ж
Об
ь
X
X
X
О
ж
ж
ж
S
X
р
ФФСООо^ОСЛДСОКЗ- ® ОоСИОООООООООСЛ_ ж Выход, объемн. %
СОСООО-ЧОСЛСОКО — Ф Со ч о о©а>04*коа>кооа>кокэс> Фракция 350—500 °C кенкиякской нефти нижне- триасового горизонта
СО ОО S СП W - О Ф СО -si о о ел СПООК0О4*К0К04* 4* 00ОК0 Фракция 350—500 СС акжарской нефти аптского горизонта
ФФСО-^Ш^СОЮ - 000-40 ОКЭЬ0О0>0'>**.К0К0О4*Ь0© 1 Фракция 350—500 °C акжарской нефти среднеюр - ского го- ризонта
СОООО СЛСОКОКО^— ОСО“-40>4* КООКООООООКОКО©Ой*00 Фракция 350—500 °C каратюбинской нефти средне- юрского горизонта (скважина № 4)
ОСОСО-ЧФДУКО — О Ф S СП KOO>OC>KOCi4*4*4*4*K04*KO 1 Фракция 350—500 °C каратюбинской нефти нижне- юрского горизонта
(О02ЧСлДС0(О-ФС0-1ФСЛ КООКОООСоООКОО^ОО*- я еа ~ н Л.13 W о О 45 С» СЛ А, ?gя »®5 1 » • »
е
“О
№
X
Е
Хе
№
Е
а
а
ж
ь
X
X
ж
о
ж
S
№
172. Характеристика мазутов и остатков
Мазут и остаток Выход (на нефть), % р?0 ВУ80 ВУюо Температура, СС Содер- жание серы, о/ /0 К.оксуе мость, %
засты- вания ВСПЫШ- КИ
Кенкиякская нефть нижнетр иасового горизонта
Мазут флотский Ф-12 92,8 0,9118 12,00 — —19 135 0,58 6,92
(ВУ5о)
Мазут топочный
40 81,7 0,9276 8,00 3,40 —4 173 0,63 8,35
100 75,2 0,9374 15,50 4,70 5 200 0,66 9,28
200 70,4 0,9446 25,30 6,50 11 220 0,69 9,98
Остаток
выше 300° С 71,9 0,9422 22,20 5,93 10 214 0,68 9,72
» 350 °C 64,4 0,9535 45,00 11,40 19 245 0,72 10,98
» 400 °C 56,2 0,9632 79,20 24,40 30 280 0,77 12,83
» 450 °C 48,2 0,9745 — 54,40 37 315 0,82 14,96
» 500 °C 40,1 0,9931 — 211,9 41 346 0,90 17,10
Кенкиякская нефть нижнего горизонта
Мазут топочный
40 29,5 0,9125 8,00 3,00 10 260 0,70 6,90
100 22,9 0,9290 15,00 5,00 13 290 0,90 8,40
200 , 20,5 0,9360 — 6,50 14 300 0,94 8,80
Остаток
выше 300 °C 45,7 0,8885 2,05 1,58 7 198 0,64 3,50
» 350 °C 38,0 0,8998 3,43 1,95 9 228 0,67 4,80
» 400 °C 30,0 0,9115 7,10 2,83 10 256 0,70 6,85
» 450 °C 23,2 0,9265 14,30 4,75 12 286 0,85 8,22
Кенкиякская нефть VIII горизонта
Мазут флотский 5 62,0 0,9043 2,72 1,65 — 11 205 0,55 2,94
12 49,2 0,9133 2,30 4,03 —9 240 0,58 3,59
Мазут топочный 40 38,0 0,9215 3,00 4,32 —5 275 0,70 4,70
100 33,0 0,9252 15,50 6,50 —2 290 0,78 5,85
200 33,0 0,9252 15,50 6,50 —2 290 0,78 5,85
Остаток выше 300 °C 66,0 0,9014 2,45 1,58 —13 194 0,54 2,82
» 350 °C 54,4 0,9101 3,38 1,95 —10 227 0,59 3,32
» 400 °C 42,8 0,9173 5,72 3,23 —7 258 0,60 3,96
» 450 °C 31,8 0,9277 18,38 7,32 —2 295 0,80 6,05
» 490 °C 24,5 0,9339 40,66 14,57 5 332 1,10 7,65
Акжарская нефть аптского горизонта
Мазут флотский Ф-5 100,0 0,9045 4,72 (В У50) — —26 165 0,15 2,21
Мазут топочный 40 69,0 0,9242 6,48 3,14 —5 244 0,22 4,28
100 50,5 0,9330 15,50 5,20 9 290 0,30 6,10
200 44,2 0,9365 — 8,40 13 305 0,33 6,71
236
Продолжение табл. 172
Мазут и остаток Выход (на нефть), % 20 Р4 ВУ80 ВУюо Температура, СС Содер- жание серы, % Коксуе- мость %
засты- вания вспыш - ки
Остаток выше 300 °C 81,8 0,9180 5,40 2,82 — 15 210 0,19 2,36
» 350 °C 69,0 0,9242 6,48 3,14 —5 244 0,22 4,28
» 400 °C 56,4 0,9305 9,10 4,00 5 276 0,27 5,50
» 450 °C 44,2 0,9365 — 8,40 13 305 0,33 6,71
» 500 °C 35,4 0,9427 44,50 16,32 18 322 0,40 7,95
А к ж а р с к Мазут флотский 5 а я н е ф 1 85,4 ь с р е 0,8910 днею 4,00 р С К О 1,48 ГО го —24 р И 3 о 159 1 т а 0,24 2,10
12 67,2 0,9024 (Bi1 go) 10,33 1,98 —11 210 0,27 2,50
Мазут топочный 40 49,3 0,9128 7,00 2,90 1 258 0,33 4,60
100 41,5 0,9179 15,00 4,00 5 280 0,35 5,10
200 34,0 0,9240 24,30 6,90 9 303 0,36 6,70
Остаток выше 300 °C 73,0 0,8985 2,30 1,79 —15 194 0,25 2,34
» 350 °C 59,0 0,9067 3,58 2,29 —6 232 0,31 3,64
» 400 °C 45,7 0,9150 10,10 3,30 3 269 0,34 4,76
» 450 °C 33,0 0,9253 25,50 7,80 10 306 0,37 6,90
» 500 °C 23,0 0,9407 49,87 19,18 12 342 0,40 9,07
Каратюбинская нефть, среднеюрского горизонта
(скважина № 4)
Мазут флотский Ф-12 94,8 0,9143 12,00 (ВУьо) — —15 185 0,33 4,40
Мазут топочный 40 78,8 0,9263 8,00 4,63 —2 238 0,39 5,80
100 68,8 0,9332 15,50 9,40 3 260 0,45 7,20
200 73,6 0,9304 10,70 6,50 1 248 0,42 6,40
Остаток выше 300 °C 84,0 0,9228 6,40 3,50 —6 222 0,36 5,40
» 350 °C 74,8 0,9298 10,00 6,00 0 246 0,40 6,20
» 400 °C 64,3 0,9366 22,30 13,63 6 272 0,46 9,80
» 450 °C 53,1 0,9439 44,45 26,00 14 305 0,48 10,27
» 500 °C 41,6 0,9530 118,2 38,80 22 356 0,55 12,54
Каратюбинская нефть нижнеюрского горизонта
Мазут флотский Ф-12 87,5 0,9100 11,80 (ВУ6о) 2,30 —23 185 0,39 3,20
Мазут топочный 40 72,4 0,9210 8,00 4,00 —9 246 0,44 5,60
100 64,7 0,9275 15,50 6,65 —2 278 0,47 7,10
200 61,5 0,9305 19,10 8,80 2 292 0,49 7,60
Остаток выше 300 °C 84,0 0,9122 4,35 2,60 —20 198 0,41 4,20
» 350 °C 72,4 0,9210 8,00 4,00 —9 246 0,44 5,60
» 400 °C 61,5 0,9305 19,10 8,80 2 292 0,49 7,60
» 450 °C 52,4 0,9380 — 17,70 11 328 0,53 9,10
» 500 °C 44,1 0,9448 85,30 26,10 21 368 0,58 11,20
237
Продолжение табл. 172
Мазут и остаток Выход (на нефть), % ₽Г ВУ80 ВУюо Темпе! ° засты- вания эатура, С вспыш- ки Содер- жание серы, % Коксуе- мость, %
Каратюбинская нефть ни жнетри а со в о го горизонта
(с к в а ж и н а № 6)
Мазут флотский 5 76,4 0,8985 5,00 (ВУ50) 12,00 1,71 —18 132 0,33 5,30
12 65,2 0,9132 2,23 —9 180 0,38 6,00
Мазут топочный 40 55,6 0,9233 (ВУ50) 8,00 3,62 —2 210 0,41 6,70
100 46,8 0,9320 15,50 7,90 4 251 0,49 8,20
200 49,0 0,9299 13,00 6,50 2 243 0,46 8,00
Остаток выше 300 °C 63,0 0,9152 4,40 2,41 —8 189 0,40 6,30
» 350 °C 54,5 0,9238 8,66 4,01 —2 222 0,42 7,20
» 400 °C 46,5 0,9324 16,05 8,22 5 252 0,49 8,40
» 450 °C 38,5 0,9419 — 16,50 11 285 0,56 10,10
» 500 °C 30,0 0,9548 117,8 41,06 20 334 0,65 12,05
173. Характеристика сырья
для деструктивных процессов
Остаток после отбора фрак- ций до температуры, °C Выход (на нефть), % рГ ВУюо Температура застывания, СС Содержа- ние серы, % Коксуе- мость, о/ /0 Содержа- ние ванадия, %
Кенкиякская неф ть ни жнетри а со в о г о горизонта
350 64,4 0,9535 11,40 19 0,72 10,98 0,00500
450 48,2 0,9745 54,40 37 0,82 14,96 0,00771
500 40,1 0,9931 211,9 41 0,90 17,10 0,00834
Кенкиякская нефть VIII горизонта
350 54,4 0,9101 1,95 —10 0,59 3,32 0,00068
450 31,8 0,9277 7,32 —2 0,80 6,05 —
490 24,5 0,9339 14,57 5 1,10 7,65 0,00100
Акжарская нефть аптского горизонта
350 69,0 0,9242 3,14 —5 0,22 4,28 0,00080
450 44,2 0,9365 8,40 13 0,33 6,71 0,00140
500 35,4 0,9427 16,32 18 0,40 7,95 0,00160
Акжарская нефть среднеюрского горизонта
350 59,0 0,9067 2,29 —6 0,31 3,64 0,00065
450 33,0 0,9253 7,80 10 0,37 6,90 0,00110
500 23,0 0,9407 19,18 12 0,40 9,07 0,00180
Каратюбинская нефть среднеюрско г о горизонта
(скважина № 4)
350 74,8 0,9298 6,00 0 0,40 6,20 .
450 53,1 0,9439 26,00 14 0,48 10,27
500 41,6 0,9530 38,80 22 0,55 12,54 —
238
П родолжение табл. 173
Остаток после отбора фракций до температуры, °C Выход (на нефть), % Р4° ВУюо Температура застывания, °C Содержа- ние серы, о/ /0 Коксуе- мость, 0/ /0 Содержа- ние ванадия, %
Каратюбинская нефть нижнеюрского горизонта
350 72,4 0,9210 4,00 —9 0,44 5,60 0,00243
450 52,4 0,9380 17,70 11 0,53 9,10 0,00411
500 44,1 0,9448 26,10 21 0,58 11,20 0,00454
Каратюбинская нефть и и жнетри а с о в о г о (скважина № 6) горизонта
350 54,5 0,9238 4,01 —2 0,42 7,20 0,00254
450 38,5 0,9419 16,50 11 0,56 10,10 0,00322
500 30,0 0,9548 41,06 20 0,65 12,05 0,00360
174. Элементный состав сырья
для деструктивных процессов
Остаток после отбора Содержание, %
фракций до темпера-
туры, °C С | Н | О | S I N
Кенкиякская нефть ни жнетри а с о в о г о горизонта
350 86,75 12,10 0,16 0,72 0,27
450 86,80 11,70 0,25 0,82 0,43
500 86,90 11,32 0,36 0,90 0,52
Кенкиякска я нефть VIII горизонта
350 86,16 12,86 0,25 0,59 0,14
450 86,20 12,65 0,19 0,80 0,20
490 86,23 12,52 0,11 1,10 0,24
Акжарская нефть аптского горизонта
350 86,67 12,70 0,29 0,22 0,12
450 86,76 12,55 0,23 0,33 0,13
500 86,80 12,49 0,10 0,40 0,21
Акжарская нефть среднеюрск о г о горизонта
350 86,64 12,80 0,14 0,31 0,11
450 86,70 12,56 0,23 0,37 0,14
500 86,73 12.39 0,26 0,40 0,22
Каратюбинская нефть среднеюрск о г о горизонта
(с к в а ж и и а № 4)
350 86,35 12,86 0,18 0,40 0,21
450 86,50 12,44 0,27 0,48 0,31
500 86,60 12,17 0,30 0,55 0,38
Каратюбинская нефть нижнеюрского горизонта
350 86,15 12,84 0,29 0,44 0,28
450 86,46 12,40 0,30 ' 0,53 0,31
500 86,55 12,20 0,32 0,58 0,35
Каратюбинская нефть и и жнетри а с о в о г о горизонта
(скважина № 6)
350 86,50 12,40 0,46 0,42 0,22
450 86,55 12,00 0,55 0,58 0,32
500 86,60 11,75 0,64 0,65 0,36
239
ьэ 175. Групповой углеводородный состав дистиллятной части нефтей, определенный адсорбционным методом
Темпера- тура отбора, °C Выход (на нефть), % Парафине -нафтеновые углеводороды Ароматические углеводороды Промежу- точная фракция и смолистые вещества, %
I группа II и III группы IV группа сум- марно, %
л20 D % л20 nD % л20 nD % л20 nD %
200—250 8,0 Ке 1,4460—1,4655 н к и я 90 < с к а я нефть 1,4925—1,5131 п е р 7 ютриасовог 1,5410—1,5425 О ГО] 3 и з о нт а 10
250—300 10,7 1,4545—1,4660 83 1,4960—1,5172 7 1,5420—1,5735 10 — — 17 ——
300—350 П,2 1,4625—1,4750 80 1,4962—1,5260 7 1,5430—1,5795 13 — —— 20 —
350—400 11,2 1,4665—1,4772 76 1,4968—1,5270 6 1,5442—1,5880 9 1,5880—1,5922 8 23 1
400—450 7,2 1,4693—1,4848 74 1,4990—1,5278 4 1,5462—1,5750 9 1,6035—1,6050 12 25 1
200—250 7,9 Ке 1,4477—1,4587 I к и я 85 с с к а я нефть 1,5162—1,5255 и И Ж 7 нетриасовот 1,5315—1,5340 ОГО 8 ) и з о н т а 15 —
250—300 7,7 1,4554—1,4784 83 1,4929—1,5129 4 1,5341—1,5541 13 — ' — 17 —•
300—350 7,5 1,4613—1,4848 79 1,4993—1,5298 5 1,5329—1,5575 16 — — 21 —
350—400 8,2 1,4683—1,4805 70 1,4942—1,5286 11 1,5340—1,5675 13 1,5905 5 29 1
400—450 8,0 1,4792—1,4845 65 1,4930—1,5298 15 1,5360—1,5755 9 1,5910—1,5970 8 32 3
450—500 8,1 1,4835—1,4872 57 1,4915—1,5278 18 1,5360—1,5775 11 1,5902—1,5976 10 39 4
200—250 10,3 1,4400—1,4838 К е г 94 киякская н 1,4900—1,5190 е ф т ь 3 нижнего го 1,5418 р И 3 О 3 н т а — 6 —
250—300 8,3 1,4495—1,4642 87 1,4985—1,5200 2 1,5350—1,5430 11 — — 13 —
300—350 7,7 1,4540—1,4648 85 1,4989—1,5218 5 1,5390—1,5745 10 — — 15 —
350—400 7,7 1,4615—1,4868 81 1,5020—1,5210 5 1,5420—1,5875 14 — — 19 __
400—450 7,1 1,4672—1,4775 80 1,5075—1,5225 8 1,5485—1,5882 5 1,5902—1,5910 6 19 1
450—500 6,2 1,4750—1,4812 74 1,5100—1,5235 7 1,5500—1,5890 7 1,5905—1,5920 и 25 1
200—250 11,9 1,4418—1,4780 I 89 (енкиякска? 1,4940—1,5248 неф И т ь VIII гори 3 О н т — 11 —
250—300 300—350 13,2 11,6 1,4495—1,4840 1,4539—1,4609 86 83 1,5019—1,5290 1,5159—1,5295 .10 3 1,5390—1,5410 1,5395—1,5579 4 14 — — 14 17 —
1 6—160
350—400 11,6 1,4610—1,4722 79 1,4970—1,5218 3 1,5330—1,5612 18 21
400—450 11,0 1,4705—1,4830 74 1,4970—1,5260 8 1,5362—1,5730 8 1,5910—1,6060 8 24 2
450—490 7,3 1,4734—1,4869 72 1,4935-1,5125 8 1,5382—1,5840 7 1,5985—1,6075 10 25 3
Акжарская нефть
аптского горизонта
200—250 6,4 1,4595—1,4788 90 1,4952—1,5225 10 — — — 10
250—300 10,6 1,4635—1,4832 83 1,5130—1,5282 17 — — —- 17 -
300—350 12,8 1,4694—1,4814 76 1,4928—1,5300 6 1,5308—1,5637 18 24
350—400 12,6 1,4734—1,4804 73 1,4917—1,5157 6 1,5337—1,5780 12 1,5973—1,6100 8 26 1
400—450 12,2 1,4765—1,4883 70 1,4924—1,5143 8 1,5487—1,5815 13 1,5980—1,6120 8 29 1
450—500 8,8 1,4850—1,4862 63 1,4905—1,5240 15 1,5370—1,5855 11 1,5935—1,6090 9 35 2
Акжарская нефть среднеюрс к о г о горизонта
200—250 9,2 1,4548—1,4602 85 1,4926—1,5080 15 — —: — 15
250—300 12,8 1,4564—1,4664 83 1,5044—1,5274 10 1,5314—1,5449 7 — 17
300—350 14,0 1,4588—1,4730 82 1,5028—1,5228 8 1,5328—1,5500 10 — 18
350—400 13,3 1,4652—1,4885 80 1,4950—1,5272 7 1,5412—1,5698 5 1,5982—1,6310 7 19 1
400—450 12,7 1,4708—1,4897 79 1,5095—1,5220 4 1,5318—1,5865 9 1,6040—1,6330 7 20 1
450—500 10,0 1,4676—1,4864 64 1,4914—1,5276 18 1,5308—1,5780 9 1,5944—1,6010 7 34 2
Каратюбинская нефть барремского горизонта
200—250 3,5 1,4608—1,4638 89 1,5133—1,5268 9 1,5308—1,5335 2 — 11
250—300 7,0 1,4612—1,4742 87 1,5053—1,5102 8 1,5345—1,5490 5 — —. 13
300—350 12,1 1,4629—1,4891 79 1,5185—1,5206 12 1,5310—1,5608 9 — — 21
350—400 13,1 1,4703—1,4855 73 1,4915—1,5265 15 1,5335—1,5634 5 1,5695—1,5985 6 26 1
400—450 13,5 1,4671—1,4843 70 1,4902—1,5300 14 1,5332-1,5837 7 1,5926—1,6125 7 28 2
450—500 17,1 1,4722—1,4849 67 1,4911—1,5209 13 1,5318—1,5910 9 1,5900—1,6720 8 30 3
Каратюбинская нефть среднеюрского горизонта (скважина № 4)
200—250 5,8 1,4595—1,4645 85 1,5147—1,5197 6 1,5315—1,5387 9 — 15
250—300 9,0 1,4620—1,4718 80 1,5005—1,5200 7 1,5360—1,5521 13 — — 20
300—350 9,2 1,4622—1,4856 78 1,5086—1,5227 9 1,5324—1,5520 13 — — 22
350—400 10,5 1,4617—1,4770 73 1,4909—1,5192 15 1,5330—1,5880 7 1,5951—1,6112 3 25 2
м 400—450 11,2 1,4712—1,4884 67 1,4940—1,5282 15 1,5448—1,5858 11 1,5933—1,6062 4 30 3
£ 450—500 11,5 1,4736—1,4886 65 1,4940—1,5236 14 1,5375—1,5878 11 1,5950—1,6190 6 31 4
£ <D s <к E та ® x я ? я v 3 та н я S О.о Ч Я®"- 1 I | -СОСО 1 . [ 1 1 00 1 1 1 1 00 3^1 176. Содержание парафина в 50-градусных масляных фракциях
Q. E H ag ti •©•о д Температура отбора, Содержание парафина, Температура плавления парафина, °C
°C %
S ® s.o^ J S О <О С СО rh СЧ —< —< СЧ СЧ СЧСО СО — ^Г-ОО — —< сч сч сч сч со
£ — —< — сч сч сч -
£ 03 Кенкиякская нефть ни жнетри а с о в о го горизонта
О t: | । | 1 1 1 Iе000 1111^ 400—450 450—500 К е н к и я к 350—450 450—490 3,08 1,65 кая нефть VIII гори 9,10 11,00 нефть аптского го 55 61 зонта 49 50
2 t=t о I IV группа oi Q с ризонта 1,5930 1,5947 1,5945—1,5980 (та (с к в а ж и 1,5940—1,5990 1,5905—1,6050 03 я о со я 1,5920—1,6056 1,5930—1,6070 С
я о Xi акжарская ризонта
s CD U 2 S? о ^h СО О 00 СЗ — О со Я | Ю 00 о сч о о я S СР я о я X 00 СЧ СО Ю — О '“И 400—450 450-500 Акжарская н 350—400 400—450 450—500 0 Следы фть среднеюрско го 0,03 1,81 4,31 —
Ароматические 1 II и III груш CN Q е ижнеюрско! 1,5342—1,5395 1,5360—1,5396 1,5348—1,5390 1,5308—1,5564 1,5337—1,5779 1,5350—1,5760 етриасового го 1,5405—1,5495 1,5411—1,5701 1,5417—1,5712 1,5423—1,5769 1,5470—1,5835 1,5350—1,5395 1,5350-1,5488 1,5340—1,5650 1,5351—1,5725 1,5360—1,5790 1,5365—1,5825 горизонта 51 46
6? г ь н О ОООЗ OW СО О О оо О СЧ 0) я Th ю со СЗ О —1 Каратюбинская нефть барремског о горизонта
Л- я я 400—450 0,28 1,28 нефть среднеюрско (скважина № 4) 0,96 1,16 48
I группа сч Q е би некая не 1,4915—1,5150 1,4908—1,5298 1,4970—1,5285 1,4986—1,5264 1,5059—1,5292 1,4908—1,5238 я Я я я -а и . 1,4980—1,5300 1,4980—1,5285 1,4964—1,5280 1,4967—1,5280 1,4984—1,5279 1,4990—1,5298 а* 0) я к со . я я я 1,5162—1,5290 1,4998—1,5075 1,5060—1,5145 1,4950—1,5260 1,4960—1,5238 1,4910—1,5080 450—500 Каратюбинская 400—450 450—500 52 го горизонта 50 55
a a атю О О со Ю СЗ СО со Г- Ь- СО к я я Ь- ОЗ СО СО О СО 00 Ь- Ь- Ь- Г- со \о 2 00 СО — СО СЧ 03 оо оо 00 Г- Iх* со Каратюбинская нефть нижнеюрско го горизонта
i 3 CL я я \о 2 я Q- . Я X со
Парафино-нафте углеводород <n Q е сз 1,4540—1,4605 1,4588—1,4745 1,4598—1,4766 1,4663—1,4886 1,4771—1,4871 1,4780—1,4882 1,4444—1,4804 1,4462—1,4815 1,4619—1,4850 1,4660—1,4872 1,4780—1,4875 1,4785—1,4881 со оо Ю 03 00 оо оо — со ю сч оо сч Ю 00 Q0 оо оо оо Th Tf Th Th Th Th 77777 i 00 СЧ CO СЧ 00 СЧ Ю CO О CD tQ 00 —— V—< «“1 400—450 450—500 Каратюбинская 350—400 400—450 450—500 н 1,80 2,68 ефть нижнетриасов (скважина № 6) 6,37 4,53 4,62 45 46 ого горизонта 51 60 61
О «1 00 СЧ со о ~ со СОЮЮ^ОЮ оо оо co оз co ю
CQ №4» rh СЗ о ОЗ ОО 00 оо со 00 Ь* 00 00 00 03 Г» 00 F'- Каратюбинская 350—400 400—450 450—500 н ефть веохнепеомс ко г о гооизонта
та Ct та о с отбора, °C оо оо о о Ю О LO о ю о СЧ СО СО -Ф LQ 1 1 1 1 1 1 о о о о о о О Ю О Ю О Ю СЧ СЧ СО СО о о о о о о Ю О Ю О Ю О СЧ СО СО Th Th ю 1 1 1 1 1 1 0'0 о о о о ОЮОЮ ОЮ СЧ СЧ СО СО Th Ф о о о о <s> ю о lo о to о сч со со Th Th ю 1 1 1 1 1 1 о о о о о о оюоюою СЧ СЧ СО СО Th 6,40 6,60 5,10 45 54 57
16’
243
242
177. Структурно-групповой состав 50-градусных фракций нефтей Продолжение табл. 177
— Распределение углерода, Среднее число колец
Распределение углерода, Среднее число коле ц Темпера- % в молекуле
Темпера- /0 в молекуле тура Л20 „20
тура 90 20 р4 D Af
отбора, °C р4 nD м СА сн Г кол сп «А Кн Ко °C (аратю б И н С К а я не СА фть сн б а р_р с кол м с к с СП ГО г КА р И 3 о КН н т а Ко
Кенкиякс кая н е ф т ь нижнетри асового горизонта
200—250 0,8525 1,4655 169 5 64 69 31 0,10 1,50 1,60
200—250 0,8290 1,4578 173 7 48 55 45 0,10 1,20 1,30 250—300 0,8621 1,4730 208 8 51 59 41 0,15 1,55 1,70
250—300 0,8523 1,4710 212 10 42 52 48 0,20 1,30 1,50 300—350 0,8755 1,4838 270 12 38 50 50 0,30 1,60 1,90-
300—350 0,8710 1,4820 267 11 37 48 52 0,40 1,40 1,80 350—400 0,8807 1,4948 336 13 36 49 51 0,65 1,85 2,50-
350—400 0,8900 1,4935 331 14 32 46 54 0,60 1,65 2,25 400—450 0,9065 1,5045 401 17 27 44 56 0^80 1,90 2,70
400—450 0,9095 1,5038 390 16 31 47 53 0,75 2,10 2,85 450—500 0,9212 1,5130 481 19 24 43 57 1,10 2,20 3,30
450—500 0,9190 1,5105 448 17 29 46 54 0,90 2,25 3,15
Каратюбинска я нефть среднеюрс к о го горизонта
Кенкиякская н е ф т ь нижнего горизонта (скважина № 4)
200—250 0,8099 1,4505 184 6 32 38 62 0,14 0,73 0,87 200—250 0,8405 1,4615 174 5 55 60 40 0,10 1,30 1,40
250—300 0,8284 1,4611 216 9 30 39 61 0,22 0,83 1,05 250—300 0,8560 1,4710 218 7 47 54 46 0,20 1,40 1,60
300—350 0,8500 1,4718 250 10 33 43 57 0,30 1,12 1,42 лама 300—350 0,8715 1,4805 268 10 40 50 50 0,30 1,60 1,90
350—400 0,8650 1,4808 294 12 29 41 59 0,42 1,26 1,68 350—400 0,8880 1,4900 320 12 36 48 52 0,45 1,85 2,30
400—450 0,8820 1,4914 360 14 24 38 62 0,64 1,36 2,00 400—450 0,9045 1,5000 380 14 33 47 53 0,65 2,15 2,80
450—500 0,8936 1,4972 440 15 22 37 63 0,79 1,66 2,45 450—500 0,9130 1,5060 460 15 29 44 56 0,85 2,40 3,25-
Кенкиякская неф т ь VIII г о р И 3 о н т а Каратюбинска я нефть нижнеюрского горизонта
(с к в а ж и н а № 7)
200—250 0,8139 1,4505 178 2 41 43 57 0,04 0,86 0,90 200—250 0,8440 1,4640 178 7 54 61 39 0,15 1 30 1 45-
250—300 0,8287 1,4591 220 5 39 44 56 0,20 1,00 1,20 250—300 0,8562 1,4712 218 8 46 54 46 0 20 1 40 1,60
300—350 0,8499 1,4704 260 9 35 44 56 0,30 1,20 1,50 300—350 0,8690 1,4790 259 10 39 49 51 0 30 1 50 1 80-
350—400 0,8687 1,4792 298 10 34 44 56 0,40 1,50 1,90 350—400 0,8888 1,4903 310 12 37 49 51 0,50 1,80 2,30
400—450 0,8852 1,4884 364 12 31 43 57 0,50 1,90 2,40 400—450 0,9030 1,4988 376 13 34 47 53 0,65 2,10 2,75-
450—490 0,8998 1,4998 428 15 26 41 59 0,70 1,90 2,60 450—500 0,9120 1,5040 442 15 31 46 54 0,80 2^35 3,15-
Акжарская нефть аптского горизонта Каратюбинская нефть ни жнетри а с о в о г о горизонт а
(скважина № 6)
200—250 0,8528 1,4642 164 5 64 69 31 0,05 1,55 1,60
250—300 0,8682 1,4752 212 7 55 62 38 0,15 1,70 1,85 200—250 0,8128 1,4488 176 2 49 51 49 0,01 0,58 0,60
300-350 0,8838 1,4862 267 12 43 55 45 0,30 1,85 2,15 250—300 0,8378 1,4605 214 5 43 48 52 0,10 1,40 1,50
350—400 0,8965 1,4952 325 15 35 50 50 0,60 1,85 2,45 300—350 0,8572 1,4710 254 8 39 47 53 0,20 1,60 1,80
400—450 0,9078 1,5042 380 17 29 46 54 0,80 1,90 2,70 350—400 0,8768 1,4828 300 13 34 47 53 0,50 1,70 2,20
450—500 0,9180 1,5095 435 17 29 46 54 0,90 2,25 3,15 450—500 0,9040 1,5015 425 16 29 45 55 0,70 1,80 2,50
Акжарская нефть среднеюрского горизонта
200—250 0,8468 1,4630 173 4 54 58 42 0,10 1,42 1,52
250—300 0,8531 1,4690 214 6 49 55 45 0,14 1,46 1,60
300—350 0,8650 1,4772 266 8 40 48 52 0,23 1,54 1,77
350—400 0,8801 1,4850 332 9 36 45 55 0,33 1,87 2,20
400—450 0,8930 1,4922 400 10 34 44 56 0,47 2,20 2,67
450—500 0,9000 1,4978 468 11 31 42 58 0,61 2,29 2,90
Каратюбинская нефть верхнепермского горизонта
200—250 0,8135 1,4480 177 1 48 49 51 0,02 0,98 1,00
250—300 0,8355 1,4612 216 4 42 46 54 0,10 1,10 1,20
300—350 0,8540 1,4750 262 12 29 41 59 0,35 1,15 1,50
350—400 0,8715 1,4856 319 14 25 39 61 0,55 1,20 1,75
400—450 0,8865 1,4948 376 16 21 37 63 0,85 1,25 2,10
450—500 0,8990 1,5038 458 18 15 33 67 1,10 1,30 2,40
244
245
246
178. Характеристика дистиллятных базовых масел и групп углеводородов, полученных адсорбционным методом
Исходная фракция и смесь углеводородов Выход, % ₽4° „20 М V50. сСт V100» сСт ИВ Темпера- тура за- стывания, °C Содержа- ние серы, %
на фрак- цию на нефть
Кенкиякская нефть нижнетриасового горизонта
Фракция 350—450 °C 100,0 16,2 0,9000 1,4983 368 21,70 5,05 — 12 0,16
Фракция 350—450 °C после депарафинизации 93,0 15,1 0,9050 1,5020 365 26,89 5,47 36 —30 —
Нафтено-парафиновые углеводороды 59,3 9,6 0,8688 1,4756 380 16,70 4,47 93 —21 —
Нафтено-парафиновые и I группа ароматических 72,4 11,7 0,8820 1,4860 375 19,65 4,85 85 —23 •—
углеводородов Нафтено-парафиновые, I и II группы ароматиче- 75,8 12,3 0,8860 1,4890 375 21,01 4,95 69 —24 —
ских углеводородов Нафтено-парафиновые, I, II и III группы арома- 82,2 13,3 0,8915 1,4938 375 21,90 5,00 57 —25 —
тических углеводородов Нафтено-парафиновые, I, II, III и IV группы аро- 89,1 14,4 0,8990 1,4980 370 23,36 5,90 46 —27 —
матических углеводородов I группа ароматических углеводородов 13,1 2,1) 0,9470 1,5286 49,04 6,93
II группа ароматических углеводородов 3,3 0,6 — — —27 —.
III группа ароматических углеводородов 6,5 1 ,oj 1,0326 1,5985 161,79 11,15 —1
IV группа ароматических углеводородов 6,9 1,1 — — —•
Смолистые вещества 3,9 0,7 — — — — — — — —
Фракция 450—500 °C 100,0 8,1 0,9190 1,5105 448 75,32 11,10 — 23 0,24
Фракция 450—500 °C после депарафинизации 94,4 7,6 0,9226 1,5120 440 111,41 13,10 20,5 —28 —
Нафтено-парафиновые углеводороды 52,7 4,2 0,8853 1,4800 480 57,89 10,03 80,0 —18 —
Нафтено-парафиновые и I группа ароматических 68,6 5,5 0,9000 1,4928 470 64,21 10,63 77,5 —21 —
углеводородов Нафтено-парафиновые, I и II группы ароматиче- 72,2 5,8 0,9035 1,4955 465 66,60 10,90 76,0 —22 —
ских углеводородов Нафтено-парафиновые, I, II и III группы арома- 77,5 6,2 0,9073 1,4990 460 72,00 11,30 70,0 —23 —
тических углеводородов Нафтено-парафиновые, I, II, III и IV группы аро- 83,5 6,7 0,9120 1,5038 450 81,5 11,83 59 —25 —
матических углеводородов I группа Ароматических углеводородов 15,9 1,3 0,9285 1,5146 — 134,85 14,30 52 — —
II группа ароматических углеводородов 3,6 0,31 0,9891 1,5590 663,40 31,31 —80 —
III группа ароматических углеводородов 5,3 0,4J . 1 _
IV группа ароматических углеводородов Смолистые Вещества 10,9 5,0 0,8 0,4 1,0221 1,5900 — 981,68 35,83 —154 —
Кенкиякская нефть нижнего горизонта
Фракция 350—420 °C 100,0 10,3 0,8685 1,4829 — 12,50 3,65 — 18 —
Фракция 350—420 °C после депарафинизации 88,4 9,1 0,8704 1,4840 — 14,25 3,93 78 —28
Нафтено-парафиновые углеводороды 65,4 6,7 0,8479 1,4658 — 12,08 3,64 100 —26 —
Нафтено-парафиновые и I группа ароматических 70,0 7,2 0,8563 1,4720 — 12,50 3,71 92 —26 —
углеводородов Нафтено-парафиновые, I и II группы ароматиче- 75,6 7,8 0,8625 1,4790 — 13,30 3,80 85 -27
ских углеводородов Нафтено-парафиновые, I, II и III группы арома- 86,5 8,9 0,8698 1,4830 — 13,98 3,88 79,5 —27
тических углеводородов
Фракция 420—500 °C 100,0 10,7 0,8915 1,4960 — 40,52 8,43 — 35 —
Фракция 420—500 °C после депарафинизации 88,8 9,5 0,9009 1,5000 — 56,45 9,70 75,5 —27 —
Нафтено-парафиновые углеводороды 60,5 6,5 0,8635 1,4730 — 28,90 6,55 99 —18 —.
Нафтено-парафиновые и I группа ароматических 66,0 7,1 0,8749 1,4800 — 35,40 7,36 90 —20 —
углеводородов Нафтено-парафиновые, I, II и III группы арома- 74,6 8,0 0,8837 1,4838 — 43,39 8,40 88 —22
тических углеводородов Нафтено-парафиновые, I, II, III и часть IV груп- 79,5 8,5 0,8870 1,4900 -! 47,60 8,87 85 —23
пы ароматических углеводородов Нафтено-парафиновые, I, II, III и IV группы аро- 88,0 9,4 0,9000 1,4985 — 55,73 9,65 77 -26
матических углеводородов ,
Кенкиякская н е ф т I VIII горизонта
Фракция 350—450 °C 100,0 22,6 0,8762 1,4838 310 13,17 3,80 17 0,50
Фракция 350—450 °C после депарафинизации 89,0 20,2 0,8801 1,4880 320 16,22 4,16 55,1 —30 —
Нафтено-парафиновые углеводороды 66,1 15,0 0,8502 1,4680 350 13,09 3,83 100,0 —23 —
Нафтено-парафиновые и I группа ароматических 71,0 16,1 0,8532 1,4710 345 13,93 3,97 96,0 —25 —
углеводородов Нафтено-парафиновые, I и II группы ароматиче- 78,5 17,8 0,8669 1,4768 340 14,51 4,02 85,2 —27 0,20
ских углеводородов Нафтено-парафиновые, I, II и III группы арома- 81,5 18,5 0,8738 1,4815 335 14,97 4,04 73,7 —28
тических углеводородов
Нафтено-парафиновые, I, II, III и IV группы аро- 87,4 19,8 0,8800 1,4870 330 15,47 4,06 — —30 0,47
ю матических углеводородов
Смолистые вещества 1,6 0,4 — — — — — — — ——
Продолжение табл. 178
Исходная фракция и смесь углеводородов Выход, % Рч20 „20 nD м V50, сСт V100» сСт ив Темпера- тура за- стывания, СС Содержа- ние серы, %
на фрак- цию на нефть
Фракция 450—490 °C Фракция 450—490 °C после депарафинизации Нафтено-парафиновые углеводороды Нафтено-парафиновые и I группа ароматических 100,0 7,3 0,8998 1,4998 428 43,66 8,38 — 29 0,65
85,0 57,1 64,7 6,2 4,2 4,7 0,9025 0,8732 0,8760 1,5020 1,4780 1,4812 445 470 460 74,78 43,77 46,98 11,16 8,71 9,05 57 96 92 —30 —24 —25
углеводородов Нафтено-парафиновые, I и II группы ароматиче- 67,2 4,9 0,8780 1,4840 455 48,26 9,19 91 —26
ских углеводородов Нафтено-парафиновые, I, II и III группы арома- 70,6 5,2 0,8800 1,4875 499 53,08 9,48 85 —27 0,10
тических углеводородов Нафтено-парафиновые, I, II, III и IV группы аро- 82,5 .6,0 0,8940 1,4980 447 67,50 10,8 70 —29 —
матических углеводородов Смолистые вещества 2,5 0,2 — —- — •— — — — —
Акжарская нефть среднеюрского горизонта
Фракция 350—450 °C Фракция 350—450 °C после депарафинизации Нафтено-парафиновые углеводороды Нафтено-парафиновые и I группа ароматических 100,0 95,0 72,0 81,0 26,0 24,7 18,7 21,0 0,8870 0,8905 0,8566 0,8666 1,4880 1,4900 1,4710 1,4765 366 350 365 360 21,98 23,10 17,88 18,30 5,02 5,10 4,68 4,70 49 93 86 3 —24 —16 —23 0,18 0,20 0,05
углеводородов Нафтено-парафиновые, I и II группы ароматиче- 84,0 21,8 0,8719 1,4803 360 18,57 4,72 83,5 —24 0,08
ских углеводородов Нафтено-парафиновые, I, II и III группы арома- 86,7 22,5 0,8760 1,4822 360 18,85 4,74 80 —24 0,10
тических углеводородов Нафтено-парафиновые, I, II, III и IV группы аро- 93,3 24,2 0,8858 1,4887 355 20,86 4,91 64 —24 —
матических углеводородов I группа ароматических углеводородов 9,0 О Л 2,3 0,9092 1,5042 — 36,00 6,45 27 —28 —
II группа ароматических углеводородов III группа ароматических углеводородов о,U 2,7 с' а 0,81 0,7 1,71 0,9970 1,5695 — 146,00 10,49 —20 —7 —
IV группа ароматических углеводородов 0,0
Смолистые вещества 1 У 0,5 : ' - 1
Фракция 450—500 °C
Фракция 450—500 °C после депарафинизации
Нафтено-парафиновые углеводороды
Нафтено-парафиновые и I группа ароматических
углеводородов
Нафтено-парафиновые, I и II группы ароматиче-
ских углеводородов
Нафтено-парафиновые, I, II и III группы арома-
тических углеводородов
Нафтено-парафиновые, I, II, III и IV группы аро-
матических углеводородов
I группа ароматических углеводородов
II группа ароматических углеводородов
III группа ароматических углеводородов
IV группа ароматических углеводородов
Смолистые вещества
Каратюбинская нефть
249
Фракция 350—450 °C
Фракция 350—450 °C после депарафинизации
Нафтено-парафиновые углеводороды
Нафтено-парафиновые и I группа ароматических
углеводородов
Нафтено-парафиновые, I, II и III группы арома-
тических углеводородов
Нафтено-парафиновые, I, II, III и IV группы аро-
матических углеводородов
I группа ароматических углеводородов
II группа ароматических углеводородов
III Труппа ароматических углеводородов
IV группа ароматических углеводородов
Смолистые вещества
Фракция 450—500 °C
Фракция 450—500 °C после депарафинизации
Нафтено-парафиновые углеводороды
Нафтено-парафиновые и I группа ароматических
углеводородов
100,0 88,0 10,0 8,8 0,9000 0,9070 1,4978 1,4997 468 535 82,00 108,00 11,80 13,83 48 10 —23 0,33 0,38
61,9 6,2 0,8740 1,4779 505 61,46 11,00 93 —22 —
69,4 6,9 0,8815 1,4819 500 66,60 11,38 86,8 -23 0,24
71,0 7,1 0,8835 1,4830 480 69,80 11,70 85,0 —23 —
79,3 7,9 0,8915 1,4915 470 82,70 12,64 76,0 —24 0,30
83,0 8,3 0,8970 1,4950 440 90,30 13,13 69,0 —24 0,35
7,5 0,7 0,9218 1,5090 — 177,07 18,04 26,2 —26 —
1,6 8,3 0,21 0,8/ 1,000 1,5692 — — 50,80 — —5 —
3,7 0,4 — 1,5917 — — — — — —
5,0 0,5 — — •— — — — — —
среднеюрского горизонта (скважина № 4)
100,0 21,7 0,8990 1,4965 360 21,92 5,03 59 —3 0,21
98,3 21,3 0,9000 1,4980 350 23,06 5,08 46 —35 —
69,6 15,1 0,8673 1,4745 360 15,35 4,20 89 —27 —
82,3 17,9 0,8788 1,4818 350 16,85 4,40 79 —28 —
90,8 19,8 0,8884 1,4895 347 19,0 4,63 61 —30 —
94,2 20,5 0,8922 1,4980 345 20,55 4,80 54 —32 —
12,7 2,8 0,9199 1,5038 — 26,65 5,45 7 —31 .—
1,8 6,7 0,41 1,5/ 1,0012 1,5705 — 80,38 8,46 —124 — —
3,4 0,7 — — — —- — — — —
4,1 0,8 — — — —. — — — —
100,0 11,5 0,9130 1,5060 460 84,98 11,71 45 10 0,30
98,3 11,3 0,9150 1,5070 455 94,45 12,18 29 —31 —
64,1 7,4 0,8816 1,4822 485 56,39 9,78 79 —28 —
77,1 8,9 0,8906 1,4880 480 58,19 9,93 76 —31 —
Продолжение табл. 178
250
Исходная фракция и смесь углеводородов Выход, % о20 Р4 „20 nD м V50> сСт 'VlOO’ сСт ив Темпера- тура за- стывания, °C Содержа- ние серы, %
на фрак- цию на нефть
Нафтено-парафиновые, I, II и III группы арома- 88,0 10,1 0,8990 1,4942 475 65,37 10,45 67 —32 —
тических углеводородов Нафтено-парафиновые, I, II, III и IV группы аро- 93,5 10,7 0,9055 1,5000 460 75,61 10,98 51 —32 —
матических углеводородов Смолистые вещества 4,8 0,6 — — — — — —- —
Каратюбинская нефть нижнеюрского горизонта (скв а ж и н а № 7)
Фракция 350—450 °C 100,0 20,0 0,8960 1,4942 338 18,00 4,51 —. —17 0,23
Фракция 350—450 °C после депарафинизации 99,3 19,9 0,8970 1,4950 340 18.75 4,60 63 —32 —
Нафтено-парафиновые углеводороды Нафтено-парафиновые и I группа ароматических 73,3 83,8 14,7 16,8 0,8595 0,8690 1,4680 1,4770 350 340 13,68 14,72 4,00 4,07 по 87 —25 —30 —
углеводородов Нафтено-парафиновые, I, II и III группы арома- 90,5 18,1 0,8755 1,4830 340 16,10 4,16 77 —31 —
тических углеводородов Нафтено-парафиновые, I, II, III и IV группы аро- 97,2 19,5 0,8895 1,4915 340 17,98 4,49 66 —32 —
матических углеводородов I группа ароматических углеводородов 10,5 2,1 0,9217 1,5118 — 25,64 5,36 — — —
II и III группы ароматических углеводородов 6,7 1,3 0,9817 1,5560 — —
IV группа ароматических углеводородов 6,7 1 ,4 0,0410 1,6090 — •
Смолистые вещества 2,1 0,4 — — — — — —
Фракция 450—500 °C 100,0 8,3 0,9120 1,5040 442 72,93 11,60 — 1 0,27
Фракция 450—500 °C после Депарафинизации 97,8 8,1 0,9128 1,5038 425 78,44 12,09 73 —27 —
Нафтено-парафиновые углеводороды Нафтено-парафиновые и I группа ароматических 63,8 78,0 5,3 6,5 0,8770 0,8890 0,4808 1,4890 480 475 50,91 59,00 9,22 10,23 83 81,5 —«2Ь —26
углеводородов Нафтено-парафиновые, I, II и III группы арома- 87,7 7,3 0,8990 1,4940 460 65,93 10,95 80 —26 —
тических углеводородов
Нафтено-парафиновые, I, II, III и IV группы аро-
матических углеводородов
I группа ароматических углеводородов
II и III группы ароматических углеводородов
IV группа ароматических углеводородов
Смолистые вещества
92,8 7,7 0,9046 1,4980 440 70,30 11,40 77,5 —27 —
14,2 1,2 0,9282 1,5095 — 122,1 14,16 28
9,7 0,8 1,0016 1,5660 -Г-
5,1 0,4 — — .
5,0 0,4 — — — — — — — —
Каратюбинская нефть нижнетриасового горизонта (скважина № 6)
Фракция 350—450 °C 100,0 16,0 0,8918 1,4940 380 17,30 5,51 . 20 0,28
Фракция 350—450 °C после депарафинизации 91,8 14,7 0,8950 1,4964 375 39,20 7,42 69 —26 0,31
Нафтено-парафиновые углеводороды 64,0 10,3 0,8630 1,4752 410 21,72 5,49 107 —15
Нафтено-парафиновые и I группа ароматических углеводородов 73,0 11,7 0,8693 1,4816 400 23,10 5,60 98 —16 0
Нафтено-парафиновые, I и II группы ароматиче- ских углеводородов 78,0 12,5 0,8728 1,4850 495 24,90 5,79 91 —17 —
Нафтено-парафиновые, I, II и III группы арома- тических углеводородов 85,0 13,6 0,8802 1,4900 390 29,40 6,32 80 —20 —
I группа ароматических углеводородов 9,0 1,4 0,9007 1,5054 — 28,96 5,76 40 —8
II и III группы ароматических углеводородов 12,0 1,9 0,9848 1,5615 — 134,8 13,82 —12
IV группа ароматических углеводородов и смо- листые вещества 6,8 1,1 — — — — — — —
Фракция 450—500 °C 100,0 8,5 0,9040 1,5018 430 54,71 9,35 30 0,43
Фракция 450—500 °C после депарафинизации 92,7 7,9 0,9092 1,5050 425 70,96 11,14 69 —25 0,46
Нафтено-парафиновые углеводороды 57,0 4,9 0,8700 1,4790 470 40,80 8,40 100 — 15
Нафтено-парафиновые и I группа ароматических углеводородов 69,0 5,9 0,8808 1,4828 460 42,96 8,55 95 —15 —
Нафтено-парафиновые, I и II группы ароматиче- ских углеводородов 73,0 6,2 0,8905 1,4848 455 44,10 8,60 91,5 —15 —
Нафтено-парафиновые, I, II и III группы арома- тических углеводородов 82,7 7,0 — 1,4928 450 50,90 9,23 82 —17
IV группа ароматических углеводородов и смо- листые вещества 10,0 0,7 — — — — — — •— —
179. Выход газа после депарафинизации масляных фракций
Фракция, °C Выход гача, % Температура плавления ача, ° С
на фракцию на нефть
Кенкиякская 350—450 I 450—500 | нефть нижнетриасового горизонта 47 56
7,0 I 5,6 | 1,1 1 0,5 j
Кенкиякская нефть ни жнего горизонта
350—420 1 И’6 1 1,2 | 44
420—500 1 П,2 I ' 1,2 1 44
К е н к и якская нефть VIII г о р и з о н т а
350—450 1 п,о I 2,5 1 44
450—490 I 15,0 1 1,1 1 49
Акжарская нефть средне юрского го р и з о н т а
350—450 1 5,0 1 1,3 40
450—500 1 12,0 1 1,2 46
Каратюбинск ая нефтьсред неюрского горизонта
(скважина № 4)
350—450 1 }’7 1 0,4 I 52
450—500 1 17 1 0,2 | 52
Каратюбинская нефть н и ж неюрского горизонта
350—450 1 °’7 1 0,1 I 46
450—500 1 2,2 | 0,2 | 46
Каратюбинска я нефть ни жнетри а с о в о г о горизонта
(скважина № 6)
350—450 1 8’2 1 1,3 | 53
450—500 1 7,3 1 0,6 1 59
180. Структурно-групповой состав дистиллятных базовых масел и групп
углеводородов
Исходная фракция и смесь углеводородов Распределение углерода, % Среднее число колец в молекуле
СА сн г кол сп КА Кн Ко
Кенкиякская нефть нижнетриа с о в о го г о р И 3 о н т а
Фракция 350—450 °C 15 31 46 54 0,60 1,90 2,50
Фракция 350—450 °C после депарафи- низации 145,5 31,5 48 52 0,70 1,90 2,60
Нафтено-парафиновые углеводороды 0 40 40 60 0 2,30 2,30
Нафтено-парафиновые и I группа аро- матических углеводородов 8 34 42 58 0,30 2,00 2,30
Нафтено-парафиновые, I и II группы ароматических углеводородов 10 33 43 57 0,40 2,10 2,50
252
Продолжение табл. 180
Исходная фракция и смесь углеводородов Распределение углерода, 0/ /0 Среднее число колец в молекуле
СА сн Скол 3 п Кд кн Ко
Нафтено-парафиновые, I, II и III группы ароматических углеводоро- дов 13 30 43 57 0,60 1,90 2,50
Нафтено-парафиновые, I, II, III и IV группы ароматических углеводоро- дов 14 31 45 55 0,65 1,95 2,60
Фракция 450—500 °C 17 29 46 54 0,90 2,25 3,15
Фракция 450—500 °C после депарафи- низации 18 30 48 52 0,95 2,35 3,30
Нафтено-парафиновые углеводороды 0 44 44 56 0 3,40 3,40
Нафтено-парафиновые и I группа аро- матических улеводородов 6 39 45 55 0,20 3,20 3,40
Нафтено-парафиновые, I и II группы ароматических углеводородов 9 37 46 54 0,40 3,00 3,40
Нафтено-парафиновые, I, II и III группы ароматических углеводоро- дов 9 37 46 54 0,60 2,80 3,40
Нафтено-парафиновые, I, II, III и IV группы ароматических углеводоро- дов Кенкиякская нефт 13 ь ни 33 ж н е 46 го го 54 р И 3 ( 0,80 та 2,50 3,30
Фракция 350—420 °C 12 26 38 62 0,48 1,25 1,73
Фракция 350—420 °C после депарафи- низации 13 27 40 60 0,50 1,29 1,79
Нафтено-парафиновые углеводороды 0 35 35 65 0 1,68 1,68
Нафтено-парафиновые и I группа аро- матических углеводородов ' 9 28 37 63 0,38 1,37 1,75
Нафтено-парафиновые, I и II группы ароматических углеводородов 10 28 38 62 0,40 1,36 1,76
Нафтено-парафиновые, I, II и III группы ароматических углеводоро- дов 12 27 39 61 0,47 1,31 1,78
Фракция 420—500 °C 14 23 37 63 0,73 1,68 2,41
Фракция 420—500 °C после депарафи- низации 15 28 43 57 0,86 1,79 2,65
Нафтено-парафиновые углеводороды 0 33 33 67 0 2,34 2,34
Нафтено-парафиновые и I группа аро- матических углеводородов 1 37 38 62 0,05 2,41 2,46
Нафтено-парафиновые, I, II и III группы ароматических углеводоро- дов 5 36 41 59 0,27 2,32 2,59
Нафтено-парафиновые, I, И, III и часть IV группы ароматических уг- леводородов 9 32 41 59 0,49 2,12 2,61
Нафтено-парафиновые, I, II, III и IV группы ароматических углеводоро- дов 13 29 42 58 0,67 1,97 2,64
253
Продолжение табл. 180
Исходная фракция и смесь углеводородов Распределение углерода, % Среднее число колец в молекуле
СА СН ^кол СП КА | КН ко
Кенкиякская нефть VIII горизонта
Фракция 350—450 °C 11 33 44 56 0,41 1,51 1,92
Фракция 350—450 °C после депарафи- низации 14 31 45 55 0,52 1,59 2,11
Нафтено-парафиновые углеводороды 0 34 34 66 0 1,67 1,67
Нафтено-парафиновые и I группа аро- матических углеводородов 3 32 35 65 0,10 1,60 1,70
Нафтено-парафиновые, I и II группы ароматических углеводородов 5 36 41 59 0,16 1,84 2,00
Нафтено-парафиновые, I, II и III группы ароматических углеводоро- дов 7 36 43 57 0,26 1,82 2,08
Нафтено-парафиновые, I, II, III и IV группы ароматических углеводоро- дов 12 32 44 56 0,48 1,62 2,10
Фракция 450—490 °C 15 26 41 59 0,70 1,90 2,60
Фракция 450—490 °C после депарафи- низации 17 25 42 58 0,90 1,90 2,80
Нафтено-парафиновые углеводороды 0 31 31 69 0 1,90 1,90
Нафтено-парафиновые и I группа аро- матических углеводородов 5 28 33 67 0,20 2,10 2,30
Нафтено-парафиновые, I и II группы ароматических углеводородов 7 27 ,34 56 0,40 1,95 2,35
Нафтено-парафиновые, I, II и III группы ароматических углеводоро- дов 10 25 35 65 0,60 1,80 2,40
Нафтено-парафиновые, I, II, III и IV группы ароматических углеводоро- дов 15 22 37 63 0,80 1,70 2,50
Акжарская нефть среднеюрск о г о горизонта
Фракция 350—450 °C 9 36 45 55 0,38 2,10 2,48
Фракция 350—450 °C после депарафи- низации 10 37 47 53 0,40 2,15 2,55
Нафтено-парафиновые углеводороды 0 30 30 70 0 1,85 1,85
Нафтено-парафиновые и I группа аро- матических углеводородов 3 36 39 61 0,10 2,00 2,10
Нафтено-парафиновые, I и II группы ароматических углеводородов 6 34 40 60 0,20 1,95 2,15
Нафтено-парафиновые, I, II и III группы ароматических углеводоро- дов 7 35 42 58 0,30 1,90 2,20
Нафтено-парафиновые, I, II, III и IV группы ароматических углеводоро- дов 11 33 44 56 0,41 1,94 2,35
Фракция 450—500 °C 11 31 42 58 0,61 2,29 2,90
Фракция 450—500 °C после депара- финизации 15 31 46 54 0,70 2,50 3,20
Нафтено-парафиновые углеводороды 0 35 35 65 0 2,90 2,90
2 54
Продолжение табл. 180
Исходная фракция и смесь углеводородов Распределение углерода, % Среднее число колец в молекуле
СА сн с '•'кол сп кА КН Ко
Нафтено-парафиновые и I группа ароматических углеводородов 2 37 39 61 0,10 2,90 3,00
Нафтено-парафиновые, I и II группы ароматических углеводородов 3 36 39 61 0,20 2,80 3,00
Нафтено-парафиновые, I, II и III груп- пы ароматических углеводородов 8 31 39 61 0,50 2,60 3,10
Нафтено-парафиновые, I, II, III и IV группы ароматических угле- водородов 10 31 41 59 0,60 2,55 3,15
Каратюбинская нефть
к". (с к в а }
Фракция 350—450 °C
Фракция 350—450 °C после депарафи-
низации
Нафтено-парафиновые углеводороды
Нафтено-парафиновые и I группа аро-
матических углеводородов
Нафтено-парафиновые, I, П и III
группы ароматических углеводоро-
дов
Нафтено-парафиновые, I, II, III и IV
группы ароматических углеводоро-
дов
Фракция 450—500 °C
Фракция 450—500 °C после депарафи-
низации
Нафтено-парафиновые углеводороды
Нафтено-парафиновые и I группа аро-
матических углеводородов
Нафтено-парафиновые, I, II и III
группы ароматических углеводоро-
дов
Нафтено-парафиновые, I, II, III и IV
группы ароматических углеводоро-
дов
Каратюбинская нефть
Фракция 350—450 °C
Фракция 350—450 °C после депарафи-
низации
Нафтено-парафиновые углеводороды
Нафтено-парафиновые и I группа аро-
матических углеводородов
среднеюрс к о г о горизонта
и н а № 4)
14 34 48 52 0,60 2,00 2,60
15 34 49 51 0,60 2,00 2,60
0 42 42 58 0 2,25 2,25
4 41 45 55 0,15 2,20 2,35
10 36 46 54 0,40 2,05 2,45
13 34 47 53 0,50 2,00 2,50
15 29 44 56 0,85 2,40 3,25
15,5 29,5 45 55 0,87 2,38 3,25
0 39 39 61 0 2,90 2,90
4 37 41 59 0,20 2,90 3,10
8 35 43 57 0,45 2,75 3,20
12 32 44 56 0,65 2,57 3,22
и и ж нею > с к о г ого ризе > н т а
13 35 48 52 0,55 2,00 2,55
13 36 49 51 0,55 2,00 2,55
0 41 41 59 0 2,15 2,15
3 39 42 58 0,10 2,05 2,15
255
Продолжение табл. 180
Исходная фракция и смесь углеводородов Распределение углерода, % Среднее число колец в молекуле
СА СН с кол сп КА кн Ко
Нафтено-парафиновые, I, II и III группы ароматических углеводоро- дов 8 35 43 57 0,30 1,85 2,15
Нафтено-парафиновые, I, II, III и IV группы ароматических углеводоро- дов 13 33 46 54 0,50 1,85 2,35
Фракция 450—500 °C 13 33 46 54 0,80 2,35 3,15
Фракция 450—500 °C после депарафи- низации 14 33 47 53 0,90 2,30 3,20
Нафтено-парафиновые углеводороды 0 37 37 63 0 2,75 2,75
Нафтено-парафиновые и I группа аро- матических углеводородов 7 33 40 60 0,30 2,60 2,90
Нафтено-парафиновые, I, II и III группы ароматических углеводоро- дов 8 36 44 56 0,45 2,65 3,10
Нафтено-парафиновые, I, II, III и IV группы ароматических углеводоро- дов 10 36 46 54 0,55 2,60 3,15
Каратюбинская нефть нижнетриасового горизонта
(с к в а ж и н а № 6)
Фракция 350—450 °C Фракция 350—450 °C после депарафи- 14 16 29 29 43 45 57, 55 0,60 0,80 1,80 1,80 2,40 2,60
низации Нафтено-парафиновые углеводороды 0 34 34 66 0 2,00 2,00
Нафтено-парафиновые и I группа аро- 8 26 34 66 0,35 1,65 2,00
матических углеводородов Нафтено-парафиновые, I и II группы 11 23 34 66 0,50 1,50 2,00
ароматических углеводородов Нафтено-парафиновые, I, II и III 14 24 38 62 0,60 1,70 2,30
группы ароматических углеводоро- дов Фракция 450—500 °C 16 29 45 55 0,80 1,90 2,70
Фракция 450—500 °C после депарафи- 17 29 46 54 0,90 2,20 3,10
низации Нафтено-парафиновые углеводороды 0 32 32 68 0 2,20 2,20
Нафтено-парафиновые и I группа аро- 4 32 36 64 0,20 2,30 2,50
матических углеводородов Нафтено-парафиновые, I и II группы 6 32 38 62 0,25 2,35 2,60
ароматических углеводородов Нафтено-парафиновые, I, II и III 11 28 39 61 0,55 2,10 2,65
группы ароматических углеводоро- дов
256
17—160
257
КЗ Си -7 Продолжение табл. 181
00 Выход, % Темпера-
Остаток и смесь углеводородов Р1а ..20 м V50. сСт V100. V50 ив ввк тура
на остаток на нефть nD сСт V100 застывания °C
Нафтено-парафиновые, I, II и III группы 56,0 9,5 0,9177 1,5136 660 808,6 53,85 15,00 61 — —20
ароматических углеводородов I группа ароматических углеводородов 12,1 2,0 0,9161 1,5120 — 767,9 52,45 — — — —8
II и III группы ароматических углеводоро- 16,5 2,8 0,9740 1,5590 — — 307,7 — — — 20
ДОВ 23,8 4,0
IV группа ароматических углеводородов, — — — — — — — — —•
смолистые вещества и асфальтены
Кенкиякская нефть VIII горизонта
Остаток выше 490 °C 100,0 24,5 0,9339 — — 236,5 14,57 — — — 5
(ВУ50) (ВУ100) 0,7973
Нафтено-парафиновые углеводороды после 39,4 9,7 0,8747 1,4789 625 113,9 17,71 6,44 98,5 —13
депарафинизации Нафтено-парафиновые и I группа аромати- 54,3 13,3 0,8910 1,4918 650 275,1 30,10 9,16 95,0 0,8186 —16
ческих углеводородов Нафтено-парафиновые, I и часть II группы 61,7 15,1 0,9050 1,4975 660 353,0 36,00 9,75 85,0 0,8243 —13
ароматических углеводородов Нафтено-парафиновые, I и II группы аро- 64,2 15,7 0,9080 1,5010 670 374,2 37,50 10,46 81,0 0,8250 —И
матических углеводородов I группа ароматических углеводородов 14,9 3,6 0,9273 1,5130 620 468,8 39,30 11,90 69,8 — —20
II группа ароматических углеводородоов 9,9 2,4 0,9670 1,5368 — 1117 76,51 14,60 — — —
III группа ароматических углеводородов 2,8 0,7 — — —- — — — — — —
IV группа ароматических углеводородов 11,3 2,8 —— — — — — — — — —
Смолистые вещества и асфальтены 13,0 3,2 — — — — — — — — —
Акжарская нефть среднеюрс к о г о горизонта
Остаток выше 500 °C 100,0 23,0 0,9407 — — — 19,18 (ВУ1Оо) — — — 12
Нафтено-парафиновые углеводороды 47,0 10,8 0,8759 1,4810 690 180,1 25,14 7,20 — 0,7920 20
Нафтено-парафиновые углеводороды после депарафинизации 39,0 9,0 0,8833 1,4850 720 248,3 31,03 8,02 98,5 0,7980 —2
Нафтено-парафиновые и I группа аромати- ческих углеводородов 55,9 12,9 0,8928 1,4904 710 320,0 35,50 9,02 93 0,8100 0*
m I группа ароматических углеводородов 16,9 3,9 0,9139 1,5034 700 680,0 49,00 13,90 63,2 13
Каратюбинская нефть среднеюрского горизонта (скважина № 4)
Остаток выше 500 °C Нафтено-парафиновые углеводороды после депарафинизации 100,0 38,2 41,6 15,9 0,9530 0,8882 1,4840 730 219,7 38,80 (ВУщо) 27,27 8,05 91,6 0,8050 22 7
Нафтено-парафиновые и I группа аромати- 57,2 23,8 0,9010 1,4950 720 419,0 39,60 10,60 81,2 0,8180 4**
ческих углеводородов
Нафтено-парафиновые, I и II группы аро- матических углеводородов 71,1 29,6 0,9148 1,5050 700 668,5 52,15 12,80 75,7 — —
I группа ароматических углеводородов 19,0 7,9 0,9060 1,4985 — 921,0 81,81 11,30 — —
II группа ароматических углеводородов 13,9 5,8 1,5420 358,00
Смолистые вещества , Асфальтены f 23,8 9,9
4,0 1,7 — — — — — — — — —
Каратюбинская нефть нижнеюрского горизонта
Остаток выше 500 °C 100,0 44,1 0,9448 — — — 26,10 — — — 21
Нафтено-парафиновые углеводороды 35,6 15,7 0,8835 1,4802 680 183,3 (ВУ1Оо) 25,56 7,20 101 0,8030 6
Нафтено-парафиновые и I группа аромати- 55,3 24,4 0,8979 1,4933 690 324,9 35,50 9,15 91 0,8150 —10
ческих углеводородов
Нафтено-парафиновые, I и II группы аро- матических . углеводородов 63,9 28,2 0,9059 1,5015 700 435,4 41,68 10,42 86 0,8240 —
I группа ароматических углеводородов 19,7 8,7 — 1,5192 —. 752,4 51,78 — 61 — —3
11 группа ароматических углеводородов 8,6 3,8 0,9700 — —. — 181,60 — — — —
Каратюбинская нефть нижнетриасового горизонта (скважина № 6)
Остаток выше 500 °C Нафтено-парафиновые углеводороды после 100,0 33,0 30,0 9,9 0,9548 0,8880 1,4840 710 300,0 41,06 (ВУюо) 34,15 8,80 93,5 0,8040 20 —4
депарафинизации Нафтено-парафиновые и I группа аромати- 45,0 13,5 0,8915 1,4920 700 392,3 38,62 10,15 84,8 0,8080 -8
ческих углеводородов Нафтено-парафиновые, I и II группы аро- 56,9 17,1 0,9101 1,5050 690 578,0 45,91 12,60 82 0,8280 —8
матических углеводородов I группа ароматических углеводородов 12,0 3,6 0,9380 1.5230 1837 90,55 —а
II Труппа ароматических углеводородов 11,9 3,6 0,9663 1,5418 — 1972 98,96 — — —
* При добавлении 1,0% депрессатора АзНИИ-ЦИАТИМ-1 температура застывания снижается до —14 °C.
При добавлении 2,0% депрессатора АзНИИ-ЦИАТИМ-1 температура застывания снижается до — 1 СС.
25а
182. Выход петролатума после депарафинизации нафтено-парафиновых ]
и I группы ароматических углеводородов, выделенных из деасфальтенированных ;
остатков
Нефть Остаток выше, °C Выход петролатума, % Температура плавления петролатума, °C
на остаток на нефть
Кенкиякская нижнетриасового гори- зонта 500 4,9 2,0 50
'Кенкиякская нижнего горизонта 500 20,2 3,5 51
Кенкиякская VIII горизонта 490 8,7 2,1 40
Акжарская среднеюрского горизонта 500 8,0 1,8 35
Каратюбинская среднеюрского гори- зонта (скважина № 4) 500 1,1 0,4 45
Каратюбинская нижнетриасового го- ризонта (скважина № 6) 500 4,2 1,3 64
183. Структурно-групповой состав остаточных базовых масел
и групп углеводородов
Смесь углеводородов Распределение углерода, % Среднее число колец в молекуле
СА СН с ^кол сп кА кп о
Кенкиякская нефть нижнетриасового горизонта
Нафтено-парафиновые углеводороды 0 45 45 55 0 4,60 4,60
после депарафинизации Нафтено-парафиновые и I группа аро- 3 44 47 53 0,30 4,40 4,70
матических углеводородов Нафтено-парафиновые, I и часть II 10 40 50 50 0,70 4,10 4,80
группы ароматических углеводоро- дов
Кенкиякская нефть нижнего горизонта
Нафтено-парафиновые углеводороды после депарафинизации 0 30 30 70 0 3,23 3,23
Нафтено-парафиновые и I группа аро- матических углеводородов 7 24 31 69 0,61 2,63 3,24
Нафтено-парафиновые, I, II и III группы ароматических углеводоро- дов Кенкиякская не 19 фть 16 VIII 35 гори 65 ЗОН! 1,54 а 2,09 3,63
Нафтено-парафиновые углеводороды после депарафинизации 0 32 32 68 0 3,10 3,10
Нафтено-парафиновые и I группа аро- матических углеводородов 5 28 33 67 0,50 2,90 3,40
260
Продолжение табл. 183
Смесь углеводородов Распределение углерода, % Среднее число колец в молекуле
СА сн Скол сп «А кп Ко
Нафтено-парафиновые, I и часть II группы ароматических углеводоро- дов 7 31 38 62 0,60 3,60 4,20
Нафтено-парафиновые, I и II группы ароматических углеводородов 9 30 39 61 0,70 3,60 4,30
Акжарская нефть среднеюрского горизонта
Нафтено-парафиновые углеводороды Нафтено-парафиновые углеводороды после депарафинизации Нафтено-парафиновые и I группа аро- матических углеводородов 0 1 4 29 30 30 29 31 34 71 69 66 0 0,05 0,30 3,18 3,57 3,58 3,18 3,62 3,88
Каратюбинская нефть среднеюрско (скважина Я» 4) го горизонта
Нафтено-парафиновые углеводороды после депарафинизации 0 36 36 64 0,30 3,85 3,85
Нафтено-парафиновые и I группа аро- матических углеводородов 5 32 37 . 63 0,50 3,75 4,25
Нафтено-парафиновые, I и II группы ароматических углеводородов . 10 29 39 61 0,90 3,55 4,45
Каратюбинская нефть
нижнеюрского горизонта
Нафтено-парафиновые углеводороды 0 36 36 64 0 4,00 4,00
Нафтено-парафиновые и I группа аро- матических углеводородов 5 30 35 65 0,45 3,55 4,00
Нафтено-парафиновые, I и II группы ароматических углеводородов 10 25 35 65 0,95 3,05 4,00
Каратюбинская нефть ни ж иетри а со в о г о горизонта
(скважина № 6)
Нафтено-парафиновые углеводороды 0 28 28 72 0 3,10 3,10
после депарафинизации Нафтено-парафиновые и I группа аро- 7 24 31 69 0,32 3,20 3,52
матических углеводородов Нафтено-парафиновые, I и II группы 13 23 36 64 1,70 2,20 3,90
ароматических углеводородов
261
184. Потенциальное содержание базовых дистиллятных и остаточных масел
Темпера- тура отбора, СС Выход (на нефть) дистил- лятной фракции или остатка, % Характеристика базовых масел Содержание базового масла, %
Pf V50. сСт V100. сСт V50 ив ввк темпе- ратура засты- вания, °C : на дистил- лятную фракцию или остаток на нефть
V100
Кенкиякская н е ф т ь пермотриасового горизонта
350—420 14,0 0,8900 18,35 4,37 — — — —52 100,0 14,0
420—485 9,7 0,9080 72,40 10,10 — — — —31 100,0 9,7
Остаток выше 485 25,5 0,8903 249,6 29,68 8,37 91,5 0,8079 —14 62,2 15,9
Кенкиякская н е ф т ь нижнетриасового горизонта
350—450 16,2 0,8915] 21,90 5,00 57 — —25 82,2 13,3
450—500 8,1 0,9073 72,00 11,30 — 70 — —23 77,5 6,2
Остаток выше 500 40,1 0,9142 460,8 39,72 12,2 71 0,8380 0 29,8 12,0
Кенкиякская н е ф т ь нижнего горизонта
350—420 10,3 0,8625 13,30 3,80 85 — -27 75,6 7,8
420—500 10,7 0,8870 47,60 8,87 — 85 — —23 79,5.' 8,5
Остаток 17,0 0,8891 279,3 30,50 9,15 87 0,8058 —19 39,5! 6,7
выше 500
Кенкиякская нефть VIII горизонта
350—450 22,6 0,8669 14,51 4,02 — 85,2 -27 78,5 17,8
450—490 7,3 0,8800 53,08 9,48 . — 85 — —27 70,6 5,2
Остаток выше 490 24,5 0,9050 353,0 36,00 9,75 85 0,8243 —13 61,7 15,1
Акжарская нефть среднеюрского горизонта
350—450 26,0 0,876С 18,85 4,74 — 80 . —24 86,7 22,5
450—500 10,0 0,8915 82,70 12,64 — 76 — —24 79,3 7,9
Остаток выше 500 23,0 0,8928 320,0 35,50 9,02 93 0,8100 0 55,9 12,9
Ка р а т ю б и некая неф ть среднеюрс к о го горизонта
(скважина № 4)
350—450 21,7 0,8884 19,00 4,63 — 61 —30 90,8 19,8
450—500 11,5 0,8990 65,37 10,45 — 67 — —32 88,0 10,1
Остаток выше 500 41,6 0,9010 419,0 39,60 10,60 81,2 0,8180 4 57.2 23,8
Каратюбинска я нефть нижнеюрского горизонта
350—450 20,0 0,869С 14,72 4,07 87 .— —30 83,8 16,8
450-500 8,3 0,8990 65,93 10,95 — 80 — —26 87,7 7,3
Остаток 44,1 0,8979 324,9 35,50 9,15 91 0,8150 —10 *’55,3 24,4
выше 500
Каратюбин с к а я нефть ни жнетри а с о в о г о горизонта
(с к в а ж и н а № 6)
350—450 16,0 0,8728 24,90 5,79 91 —17 78,0 12,5
450—500 8,5 0,8905 44,10 8,60 — 91,5 —15 73,0 6,2
Остаток выше 500 30,0 0,8915 392,3 38,62 10,15 84,8 0,8080 —8 45,0 13,5
262
185. Характеристика нефтей применительно к получению из них
___________дорожных битумов (ГОСТ 11954—66)______________
Содержание, % С
е ть О Л Я к 0 X X *0* lO of ь
•Q. 0 О X X S х 3 0* С ш +
0 X 04 а . с сч
Кенкиякская юрского горизонта (сква- 0,27 11,45 1,13 2,82 11,72 8,90
жина № 11) Кенкиякская юрского горизонта (сква- 0,33 16,90 2,68 6,70 17,23 10,53
жина № 12) Кенкиякская пермотриасового гори- 0,10 6,22 2,98 7,45 6,32 —1,13
зонта* Кенкиякская нижнетриасового гори- 4,24 21,19 4,48 11,20 25,43 14,33
зонта
Кенкиякская II горизонта* 0,16 7,14 5,18 12,95 7,30 —5,65
Кенкиякская нижнего горизонта* Следы 4,68 3,53 8,82 4,68 —4,14
Кенкиякская VIII горизонта* 0,12 7,34 3,19 7,97 7,46 —0,51
Акжарская аптского горизонта 0,56 11,62 0,44 1,10 12,18 11,08
Акжарская среднеюрского горизонта 0,50 6,77 0,60 1,50 7,27 5,77
Каратюбинская барремского горизон- 2,40 17,80 1,71 4,27 20,20 15,93
та
Каратюбинская среднеюрского гори- 1,80 22,00 0,67 1,67 23,80 22,13
зонта (скважина № 3) Каратюбинская среднеюрского гори- 2,40 17,30 1,06 2,65 19,70 17,05
зонта (скважина № 6) Каратюбинская среднеюрского гори- 2,57 16,61 1,03 2,58 19,18 16,60
зонта (скважина № 4) Каратюбинская нижнеюрского гори- 1,96 16,88 1,57 3,93 18,84 14,91
зонта
Каратюбинская нижнетриасового го- 2,44 10,86 2,74 6,85 13,30 6,45
ризонта (скважина № 6) Каратюбинская нижнетриасового го- 1,80 10,90 1,28 3,20 12,70 9,50
ризонта (скважина № 17) Каратюбинская нижнетриасового го- 1,10 10,10 2,56 6,40 11,20 4,80
ризонта (скважина № 14) Каратюбинская верхнепермского го- 1,70 8,80 2,69 6,72 10,50 3,78
ризонта
* Из нефтей не могут быть получены битумы.
186. Шифр нефтей согласно технологической классификации (ГОСТ 912—66)
Нефть Шифр нефти
класс тип | группа подгруппа вид
Кенкиякская нижнетриасового гори- зонта I т2 Мг И2 П2
Кенкиякская нижнего горизонта II Тг м2 Иг П2
Кенкиякская VIII горизонта I Тх Мг Иг П,
Акжарская среднеюрского горизонта I т2 Мг и2 П2
Каратюбинская среднеюрского гори- зонта (скважина № 4) I Тз Мг и2 П2
Каратюбинская нижнеюрского гори- зонта I Т3 Mi И, П2
Каратюбинская нижнетриасового го- ризонта (скважина № 6) I Тг Мг и2 П2
263
187. Разгонка (ИТК) кенкиякской нефти юрского горизонта (скважина Xs 11)
в аппарате АРН-2 и характеристика полученных фракций
№ Фрак- ции Температура выкипания фракции при 760 мм рт. ст.» °C Выход (на нефть), % Pl° я20 nD V20. сСт V50. сСт v100. сСт Температура застывания, °C Содержание серы, %
отдельных фракций суммарный
1 150—203 3,45 3,45 0,8125 1,4423 1,56 1,05 0,62 0
2 203—238 3,53 6,98 0,8430 — 2,52 1,62 0,90 — Следы
3 238—262 3,60 10,58 0,8574 1,4654 4,01 2,14 1,04
4 262—282 3,53 14,11 0,8650 — 6,00 2,70 1,31 —
5 282—299 3,68 17,79 0,8733 1,4762 8,30 3,61 1,49 — 0,07 .
6 299—316 3,75 21,54 0,8815 — 13,05 4,53 1,80 <—60
7 316—335 3,68 25,22 0,8892 1,4856 19,13 6,32 2,13 —54
8 335—350 3,96 29,18 0,8969 — — 9,00 2,55 —49 0,40
9 350—370 3,82 33,00 0,9071 1,4954 54,20 12,78 3,24 —45 —
10 370—388 3,96 36,96 0,9112 — 4,00 —40
11 388—405 3,82 40,78 0,9141 1,5014 170,9 28,16 5,23 —34 0,58
12 405—424 3,97 44,75 0,9200 — — — 7,03 —30 —
13 424—440 4,19 48,94 0,9241 1,5069 — 73,63 9,10 —25 —
14 440—460 4,04 52,98 0,9270 — 11,25 —20 0,70
15 460—478 4,19 57,17 0,9300 1,5114 140,10 13,38 —16 .
16 478—490 4,33 61,50 0,9328 — — — 15,65 —13 —
17 490—495 4,50 66,00 0,9360 1,5130 — 199,60 18,06 —10 0,73
18 Остаток 34,00 100,00 — — — — — — —
Примечание, Содержание парафина во фракции № 15^2,01%;
46 и 50 °C.
во фракции № 17—0,67%; температура плавления его соответственно
188. Разгонка (ИТК) кенкиякской нефти пермотриасового горизонта в аппарате АРН-2 и характеристика полученных фракций
№ фрак- ции Температура выкипания фракции при 760 мм рт. ст., °C Выход (на нефть), % Р4° „20 nD м V20. сСт '•’50. сСт V100- сСт Температура, °C Содержа- ние серы, %
отдельных фракций суммарный застывания вспышки
1 До 28 (газ до С4) 0,86 0,86 — — — — — — —
2 28—60 1,37 2,23 0,6420 1,3810 77 — — — — — 0
3 60—95 1,53 3,76 0,7206 1,4001 — — — — — — Следы
4 95—122 3,59 7,35 0,7500 1,4152 — — — —-• —• — —
5 122—153 4,70 12,05 0,7791 1,4285 118 1,04 0,77 — — — —
6 153—200 8,15 20,20 0,8068 1,4452 — 1,40 1,62 —— — — 0,07
7 200—220 2,55 22,75 0,8250 1,4574 — 2,00 1,63 — — 80 —
8 220—234 2,70 25,45 0,8325 2,60 1,68 — — 92 —
9 234—250 2,73 28,18 0,8389 1,4644 192 3,30 1,80 — — 105 0,19
10 250—262 2,62 30,80 0,8450 4,30 2,10 1,80 — 111 —
11 262—273 2,70 33,50 0,8505 1,4694 — 5,30 2,42 1,10 — 120 0,27
12 273—284 2,70 36,20 0,8550 — — 6,67 2,99 1,15 — 126 —
13 284—300 2,73 38,93 0,8600 1,4734 232 8,50 3,70 1,20 — 133 ——
14 300—310 2,91 41,84 0,8640 — 10,90 4,34 1,27 — 142 —
15 310—324 2,81 44,65 0,8690 1,4784 — 14,35 5,35 1,50 — 150 0,41
16 324—336 2,73 47,38 0,8730 17,78 6,60 1,80 — 155 —
17 336—346 2,77 50,15 0,8770 1,4875 280 — 8,00 2,25 — 160 —
18 346—360 2,81 52,96 0,8810 — — 38,30 10,61 2,90 <—60 172 —
19 360—376 3,30 56,26 0,8855 1,4894 — — 14,10 3,60 —58 185 0,53
20 376—390 2,94 59,20 0,8900 — 85,12 18,35 4,37 —52 190 —.
21 390—400 2,77 61,97 0,8935 1,4945 340 — — 1 5,30 —49 200 —
22 400—421 2,87 64,84 0,8980 — — — 34,72 6,40 —43 208 0,66
23 421—438 2,91 67,75 0,9024 1,4990 — — — 8,00 —39 220 —
24 438—458 2,91 70,66 0,9070 1,5008 — — 66,70 9,40 —33 230
25 458—480 2,91 73,57 0,9103 1,5024 — — —. 10,75 —29 240 —
26 480—485 0,93 74,50 0,9140 — 460 — 86,62 11,83 —25 250 0,77
27 Остаток 25,50 100,00 — — — — — — — — —
Пр и меча ние. Содержание парафина вс фракции Ns т плавл ения его 37 °C.
о? 189. Разгонка (ИТК) кенкиякской нефти нижнетриасового горизонта
05 в аппарате АРН-2 и характеристика полученных фракций
№ фрак- ции Температура выкипания фракции при 760 мм рт. ст., °C Выход (на нефть), % ₽4° „20 "о м ^20> сСт V50. сСт ‘Vioo» сСт Температура застывания, °C Содержание серы, %
отдельных фракций суммарный
1 До 28 (газ до С4) 0,30 0,30 — — — — — — — —
2 28—108 2,83 3,13 0,7230 1,4050 — — — — — —.
3 108—140 2,87 6,00 0,7531 1,422 117 0,88 0,63 0,43 — —.
4 140—168 2,90 8,90 0,7760 — — 1,20 0,80 0,50 — ——
5 168—195 3,04 11,94 0,7961 1,4450 144 1,65 1,09 0,65 <—60 —.
6 195—216 3,12 15,06 0,8150 — — 2,40 1,40 0,80 —50 —.
7 216—230 3,20 18,26 0,8309 1,4580 — 3,21 1,85 0,99 —41 —
8 230—260 3,28 21,54 0,8400 — 188 4,70 2,40 1,22 —32
9 260—280 3,24 24,78 0,8497 1,4690 — 6,56 3,08 1,35 —23 0
10 280—300 3,36 28,14 0,8585 — — 10,40 3,90 1,70 — 17 —
11 300—322 3,40 31,54 0,8665 1,4789 252 14,90 5,02 1,96 —10 0,12
12 322—342 3,16 34,70 0,8740 — — — 7,20 2,40 —5- —.
13 342—364 3,32 38,02 0,8828 1,4889 — 36,34 10,40 3,16 1 0,37
14 364—384 3,40 41,42 0,8905 — 332 — 14,80 4,00 6 —-
15 384—404 3,28 44,70 0,8980 1,4977 — — 22,26 5,10 10 0,41
16 404—428 3,68 48,38 0,9065 — — — — 6,75 15 —
17 428—450 3,44 51,82 0,9122 1,5125 407 — 49,78 8,41 19 0,47
18 450—472 3,40 55,22 0,9170 1,5170 430 — •— 9,95 22 —
19 472—500 4,68 59,90 0,9205 1,5205 464 — •— 12,00 23 0,57
20 Остаток 40,10 100,00 — — — — — — — —
190. Разгонка (ИТК) кенкиякской нефти нижнего горизонта в аппарате АРН-2 и характеристика полученных фракций
№ фрак- ции Температура выкипания фракции при 760 мм рт. ст., °C Выход (на нефть), % ₽4° „20 nD м V20» сСт V50. сСт V100» сСт Температура, °C Содержа- ние серы, %
отдельных фракций суммарный застывания вспышки
1 До’28 (газ до С4) 2,61 2,61 — •— — — — — — — —
2 28—40 2,08 4,69 0,6214 1,3590 — — — — — — —
3 40—50 2,08 6,77 0 6330 1,3620 — • — — — — —
4 50—64 2,26 9,03 0 6582 1,3848 — — — — — — 0
5 64—79 2,33 11,36 0,6925 — — — — — — — —
6 79—90 2,48 13,84 0,7182 1,4010 95 — — — — — —
7 90—104 2,41 16,25 0,7240 — — '— — — — — —
8 104—117 2,48 18,73 0,7330 1,4120 — — — — — — 0
9 117—129 2,37 21,10 0,7400 — — — —• — — — —
10 129—140 2,41 23,51 0 7498 1,4210 — —. — — — — —
11 140—155 2,55 26,06 0,7550 — 130 —• — — — — 0,03
12 155—166 2,48 28,54 0,7600 1,4285 — 1,09 — — — — —
13 166—178 2,63 31,17 0,7715 — 1,30 — — — — —
14 178—190 2,55 33,72 0,7821 1,4360 — 1,51 0,40 — <—60 — —
15 190—202 2,55 36,27 0,7865 — — 1,75 0.75 — — — —
16 202—214 2,81 39,08 0,7925 1,4445 173 2,13 1,01 — —50 75 —
17 214—226 2,74 41,82 0,8023 — 2,50 1,32 — —43 90 0,15
18 226—240 2,66 44,48 0,8120 1,4510 — 3,04 1,55 — —36 100 —
19 240—256 2,74 47,22 0,8160 — — 3,60 2,00 — —30 110 —
20 256—270 2,70 49,92 0,8232 1,4582 — 4,81 2,43 1,18 —22 121 0,27
21 270—289 2,74 52,66 0,8300 220 6,00 2,78 1,36 —16 132 —
22 289—304 2,66 55,32 0,8365 1,4628 — 7,87 3,60 1,61 —10 143 0,36
23 304—320 2,74 58,06 0,8430 — 11,02 4,45 2,00 —4 152 —
24 320—338 2,88 60,94 0,8500 1,4718 — 14,11 5,64 2,25 2 160 0,41
25 338—358 2,77 63,71 0,8555 — 20,52 7,20 2,61 10 172 —
26 358—378 2,63 66,34 0,8630 1,4778 — 28,38 9,26 3,05 15 1ь1 0,49
27 378—392 2,63 68,97 0,8700 1,4849 — 13,02 3,71 18 190 —
28 392—414 2,77 71,74 0,8760 320 .— 17,01 4,67 24 200 0,57
29 414—434 2,66 74,40 0,8820 1,4927 — 28,02 6,00 28 212 —
30 434—452 2,70 77,10 0,8872 1,4935 — — 34,96 7,25 32 220 0,63
31 452—472 2,75 79,85 0,8920 1,4955 — 46,71 8,87 38 232 —
32 472—500 3,15 83,00 0,8953 1,4981 460 — 61,35 10,49 46 235 0,78
33 Остаток 17,00 100,00 — —’ — — — 1,42
Примечание. Содержание парафина во фракции № 28-7,66%; во фракции № 30-11,02%; во фракции № 32-15,20%; температура плавления
его соответственно 47, 50 и 58 °C.
к>
о
00
191. Разгонка (ИТК) кенкиякской нефти VIII горизонта
в аппарате АРН-2 и характеристика полученных фракций
№ фракции Температура выкипания фракции при 760 мм рт. ст., °C Выход (на нефть), % Л20 Р4 „20 nD м V20- сСт v50* сСт v100> сСт Температура застывания, °C Содержа- ние серы, %
отдельных фракций суммарный
1 38—160 2,62 2,62 0,7592 1,4264 98
2 160—178 2,70 5,32 0,7814 1,4373 —
3 178—194 2,76 8,08 0,7932 1,4422 143 1,43 0,94 Следы
4 194—208 2,82 10,90 0,8031 1,70 1,03
5 208—220 2,90 13,80 0,8107 1,4502 170 2,02 1,22 0,71 <—60 0,05
6 220—234 2,80 16,60 0,8142 — — 2,48 1,41 0,81 —52
7 234—244 2,76 19,36 0,8178 1,4527 190 2,81 1,64 0,88 —43 0,06
8 244—255 2,80 22,16 0,8212 — — 3,22 1,80 1,01 —38
9 255—264 2,99 25,15 0,8242 1,4569 205 3,85 2,14 1,09 —32 0,07
10 264—278 3,03 28,18 0,8281 — — 4,48 2,31 1,18 —28
11 278—290 2,90 31,08 0,8334 1,4613 226 5,33 2,72 1,27 —24 0,11
12 290—300 2,90 33,98 0,8360 — — 6,60 3,03 1,40 —19
13 300—312 2,99 36,97 0,8410 1,4635 245 7,83 3,63 1,56 —16 0,16
14 312—324 2,99 ,39,96 0,8461 —— — 9,09 4,11 1,67 —11
15 324—338 2,96 42,92 0,8501 1,4709 262 9,85 4,48 1,80 —8 0,29
16 338—351 3,03 45,95 0,8560 —— — 12,01 5,41 2,03 —3
17 351—364 3,10 49,05 0,8600 1,4760 285 15,61 ’ 6,25 2,30 1 0,35
18 364—378 3,15 52,20 0,8665 — 21,42 7,45 2,69 5
19 378—390 3,15 55,35 0,8706 1,4800 310 32,60 9,40 3,16 10 0,42
20 390—405 3,03 58,38 0,8771 — 12,09 3,65 13
21 405—418 3,06 61,44 0,8809 1,4856 345 — 16,36 4,17 18 0,54
22 418—434 3,10 64,54 0,8858 — 22,83 5,02 22
23 434—449 3,15 67,69 0,8901 1,4916 386 — 29,36 6,13 25 0,64
24 449—462 3,10 70,79 0,8965 1,4970 — — 38,38 7,43 29
25 462—490 4,71 75,50 0,9014 1,5007 435 — 49,00 9,80 33 0,66
26 Остаток 24,50 100,00 — — — — —
192. Разгонка (ИТК) акжарской нефти
аптского
NO
горизонта
в аппарате АРН-2 и характеристика полученных фракций
№ фрак- ции Температура выкипания фракции при 760 мм рт. ст., °C Выход (на нефть), % „20 nD м V20- сСт V50* сСт v100» сСт Температура, °C Содержа - ние серы, %
отдельных фракций суммарный застывания вспышки
1 165—221 3,2 3,2 . 0,8393 1,4578 134 2,37 1,38 — — — —
2 221—243 3,0 6,2 0,8535 1,4640 — 3,18 1,81 1,00 — : —
3 243—259 3,2 9,4 0,8594 1,4690 — 4,07 2,31 1,18 — — —
4 259—276 3,4 12,8 0,8657 1,4730 203 5,41 2,88 1,30 — — —
5 276—288 2,9 15,7 0,8705 1,4768 — 7,30 3,49 1,44 —• — —
6 288—302 3,2 18,9 0,8749 1,4796 — 9,25 4,03 1,61 — — —
7 302—315 3,1 22,0 0,8790 1,4825 248 12,19 4,72 1,82 — — 0,01
8 315—328 3,2 25,2 0,8823 1,4850 — 16,00 5,42 2,08 <—60 — —
9 328—341 3,3 28,5 0,8860 1,4877 — 21,61 6,50 2,40 —58 — 0,01
10 341—352. 3,1 31,6 0,8892 1,4900 291 28,55 . 7,80 2,71 —53 — —
11 352—364 3,0 34,6 0,8925 1,4923 —. 35,03 9,65 3,10 —49 — 0,02
12 364—376 3,2 37,8 0,8955 1,4948 — — 12,50 3,50 —44 — —
13 376—391 3,3 41,1 0,8983 1,4972 334 73,85 16,35 4,05 —40 — 0,03
14 391—402 3,1 44,2 0,9015 1,4998 — — 21,90 4,80 —35 — —
15 402—415 3,4 47,6 0,9042 1,5021 — — 29,52 5,75 —31 — 0,05
16 415—428 3,3 50,9 0,9074 1,5040 378 — — 7,10 —27 — —
17 428—444 3,3 54,2 0,9105 1,5060 — — 58,19 8,55 —23 — 0,07
18 444—458 3,3 57,5 0,9133 1,5078 — — •— 10,10 —19 237 —
19 458—476 3,4 60,9 0,9168 1,5090 425 — 104,8 11,90 —16 243 —
20 476—500 3,7 64,6 0,9207 1,5100 450 — 120,9 13,62 — 13 254 0,12
21 Остаток 35,4 100,0 — — — —
к>
о
193. Разгонка (ИТК) акжарской нефти среднеюрского горизонта
в аппарате АРН-2 и характеристика полученных фракций
№ фрак- ции Температура выкипания фракции при 760 мм рт. ст., °C Выход (на нефть). % 20 Р4 л20 nD м v20. сСт V50. сСт V100. сСт Температура, °C Содержа- ние серы, %
отдельных фракций суммарный застывания вспышки
1 145—183 3,18 3,18 0,8186 1,4490 132 1,56 1,07 0,60
2 183—212 3,43 6,61 0,8400 1,4500 154 2,40 1,37 0,75 —60 — 0,01
3 212—229 3,14 9,75 0,8458 1,4590 168 3,24 1,70 0,91 —59 — —
4 229—246 3,43 1з; 18 0,8480 1,4625 — 4,05 2,03 1,10 —51 — 0,02
5 246—260 3,39 16,57 0,8503 1,4650 — 4,88 2,38 1,22 —44 — —
6 260—274 3,39 19,96 0,8520 1,4680 205 6,00 2,77 1,40 —40 — 0,03
7 274—286 ' 3,47 23,43 0,8538 1,4700 —- 7,09 3,30 1,53 —36 — —
8 286-299 3,47 26,90 0,8565 1,4722 — 8,63 3,91 1,70 —32 — 0,05
9 299—312 3,39 30,29 0,8590 1,4742 245 11,05 4,61 1,89 —27 — —
10 312—323 3,39 33,68 0,8625 1,4760 — 14,50 5,33 2,12 —25 — 0,08
И 323—336 3,47 37,15 0,8661 1,4780 — 18,57 6,28 2,40 —24 — —
12 336—349 3,47 40,62 0,8703 1,4800 288 23,05 7,42 2,74 — 19 — 0,09
13 349—362 3,56 44,18 0,8745 1,4823 — 27,32 9,26 3,10 — 16 — —
14 362—374 3,56 47,74 0,8785 1,4840 — 37,60 11,85 3,50 — 12 — 0,15
15 374—388 3,52 51,26 0,8821 1,4867 343 56,61 16,00 4,05 —7 — —
16 388—402 3,47 54,73 0,8860 1,4880 — 80,25 20,80 4,78 —4 — 0,16
17 402—416 3,76 58,49 0,8895 1,4901 — 119,2 26,00 5,80 —1 — —
18 416—430 3,60 62,09 0,8930 1,4920 398 — — 7,12 3 — 0,27
19 430—444 3,56 65,65 0,8952 1,4936 — 45,50 8,45 6 — —
20 444—459 3,52 69,17 0,8978 1,4953 — — — 9,85 8 249 0,30
21 459—476 3,56 72,73 0,9000 1,4973 460 — 73,75 11,46 10 262 —
22 476—500 4,27 77,00 0,9007 1,4992 495 96,35 13,20 11 273 0,35
23 Остаток 23,00 100,0 — — — — — — — —
194. Разгонка (ИТК) каратюбинской нефти барремского горизонта
(скважина № 4) в аппарате АРН-2 и характеристика полученных фракций
№ фракции Температура выкипания фракции при 760 мм рт. ст., °C Выход (на нефть), % Р4° „20 М V20. сСт V50’ сСт V100, сСт Температура застывания, °C Содержа- ние серы, %
отдельных фракций суммарный
1 200—206 1,2 1,2 0,8431 1,4575 163 2,10 — — — —
2 206 243 2,4 3,6 0,8518 1,4648 171 2,75 — — — —
з 243—266 2,5 6,1 0,8565 1,4685 186 4,10 2,25 1,16 — 0,048
4 266—284 2,6 8,7 0,8615 1,4723 203 6,15 2,95 1,31 — —
5 284—299 2,6 11,3 0,8651 1,4760 222 8,65 3,70 1,52 — —
6 299—312 2,6 13,9 0,8690 1,4785 239 11,85 4,50 1,72 — 0,071
7 312—323 2,7 16,6 0,8725 1,4815 255 15,20 5,35 1,95 —60 —
8 323 334 2,7 19,3 0,8760 1,4841 273 18,41 6,45 2,20 —51 —
9 334—345 2,7 22,0 0,8795 1,4865 288 — 8,25 2,50 —45 0,089
10 345—356 2,8 24,8 0,8830 1,4890 303 — 10,85 2,85 —39 —
11 356—367 2,8 27,6 0,8860 1,4915 317 — 14,10 3,40 —33 л 1 о
12 367—377 2,8 30,4 0,8895 1,4940 331 — 17,20 4,05 —28 0,12
13 377—387 2,9 33,3 0,8930 1,4960 345 — 21,10 4,92 —22 —
14 387—399 2,9 36,2 0,8962 1,4981 359 — 27,00 5,95 — 1 ( —
15 399—409 2,9 39,1 0,8998 1,5004 373 — 34,60 7,01 —13 0,16
16 409—420 3,0 42,1 0,9031 1,5024 388 — 54,90 8,25 —9 ——
17 420—431 3,0 45,1 0,9068 1,5040 403 — — 9,45 —1 Л оо
18 431—442 3,0 48,1 0,9100 1,5060 417 — — 10,65 —5 U,22
19 442—453 3,1 51,2 0,9128 1,5078 432 — — 11,90 —3 —
20 453—464 3,1 54,3 0,9160 1,5098 449 —- — 13,21 —1 Л О 1
21 464—473 3,2 57,5 0,9190 1,5115 465 — — 14,55 1 0,о1
22 473—483 3,2 60,7 0,9220 1,5132 483 — — — 3 Л 07
23 483—492 3,3 64,0 0,9250 1,5151 503 — — — о U ,О/ Л ЛЛ
24 492—500 3,4 67,4 0,9280 1,5172 530 — — — U, П ДА
25 Остаток 32,6 100,0 •
272 18—160
195. Разгонка (НТК) каратюбинской нефти среднеюрского горизонта (скважина № 4) в аппарате АРН-2
и характеристика полученных фракций
№ фрак- ции Температура выкипания фракции при 760 мм рт. ст., °C Выход (на нефть), % 90 Р4 „20 nD м V20. сСт V50, сСт V100- сСт Температура, °C Содержа- ние серы, %
отдельных фракций суммарный застывания вспышки
1 173—224 3,44 3,44 0,8316 1,4555 158 2,01 1,28 0,08
2 224—248 3,25 6,69 0,8403 — — 2,75 1,81 0,95 — — —
3 248—268 3,56 10,25 0,8504 1,4674 200 5,03 2,50 1,32 —56 — 0,09
4 268—288 3,75 14,00 0,8573 — — 8,12 3,64 1,58 —48 — —
5 288-309 3,50 17,50 0,8632 1,4759 240 11,80 5,00 2,12 —41 — 0,10
6 309—328 3,69 21,19 0,8700 — — 15,72 7,04 2,40 —35 — —
7 328—346 3,31 24,50 0,8752 1,4825 276 19,85 9,53 2,78 —28 — 0,15
8 346—364 3,69 28,19 0,8820 — — 40,21 12,00 3,20 —22 — —
9 364—380 3,75 31,94 0,8878 1,4901 320 — 15,18 3,78 —15 — 0,19
10 380—400 3,81 35,75 0,8942 — — 96,29 17,99 4,50 —8 — —
11 400—420 3,75 39,50 0,8997 1,4966 360 — — 5,63 —2 — 0,22
12 420—434 3,81 43,31 0,9048 — — 286,4 46,67 7,24 2 — —
13 434—450 3,63 46,94 0,9091 1,5026 402 — — 8,78 5 — 0,27
14 450—468 3,81 50,75 0,9127 — — — 92,15 11,39 8 235 —
15 468—480 3,75 54,50 0,9130 1,5070 460 — 93,27 12,19 10 252 0,30
16 480—500 3,90 58,40 0,9139 1,5080 497 — 98,19 13,45 12 266 ,—
17 Остаток 41,60 100,00 — — — — — — — — 0,55
196. Разгонка (ИТК) каратюбинской нефти нижнеюрского горизонта в аппарате АРН-2
и характеристика полученных фракций
№ Температура выкипания Выход (на нефть), % 20 20 V20. сСт V60- сСт V100* Температура, °C Содержа ние серы %
фрак- ции фракций при 760 мм рт. ст., °C отдельных фракций суммарный ₽4 nD № сСт застывания вспышки
1 145—220 3,10 3,10 0,8325 , 1,4556 140 2,06 1,31 0,76 — — 0
2 220—248 3,15 6,25 0,8445 — 182 2,70 1,82 1,03 — — —
3 248—269 3,10 9,35 0,8516 1,4681 204 3,70 2,45 1,26 — — 0,06
4 269-280 3,20 12,55 0,8559 — 216 5,40 3,00 1,38 — — —
5 280—298 3,30 15,85 0,8590 1,4735 228 8,00 3,57 1,53 —55 — 0,10
6 298—312 3,19 19,04 0,8628 — 242 10,90 4,38 1,86 —50 — —
7 312—325 3,10 22,14 0,8667 1,4786 254 14,41 5,44 2,07 —45 — 0,15
8 325—341 3,38 25,52 0,8710 — 270 18,53 6,75 2,50 —39 — —
9 341—355 3,31 28,83 0,8770 1,4846 285 29,88 9,35 2,95 —34 — 0,20
10 355-369 3,32 32,15 0,8840 — 298 — 11,00 3,49 —29 — —
11 369—383 3,15 35,30 0,8903 1,4898 314 63,97 13,68 4,13 —23 — 0,22
12 383-402 3,38 38,68 0,8956 — 336 — 15,00 ' 5,30 —18 — —
13 402—416 3,20 41,88 0,9000 1,4985 358 142,3 18,10 6,42 —15 — 0,23
14 416—440 2,39 45,27 0,9032 — 380 — — 7,78 —8 218 —
15 ' 440—456 3,30 48,57 0,9070 1,5015 406 — 52,71 9,48 —4 252 0,26
16 456—477 3,48 52,05 0,9110 1,5035 430 — 67,68 10,82 —1 256 —т
17 477—500 3,85 55,90 0,9140 1,5060 460 — 81,67 12,70 2 260 0,28
18 Остаток 44,10 100,00 — — — — — — — — —
ьэ
w
197. Разгонка (ИТК) каратюбинской нефти нижнетриасового горизонта (скважина № 6)
в аппарате АРН-2 и характеристика полученных фракций
№ фракции Температура выкипания фракции прй 760 мм рт. ст., СС Выход (на нефть), % Р4° 20 nD Af V20. сСт V50. сСт v100» сСт Температура застывания, °C Содержа- ние серы, %
отдельных фракций суммарны!
1 До 28 (газ до С4) 0,13 0,13 — — — — — — —
2 28—70 1,96 2,09 0,6745 1,3856 0
3 70—88 2,02 4,11 0,7262 1,4019 95
4 88—106 2,19 6,30 0,7322 1,4072 102 _
5 106—122 2,19 8,49 0,7473 1,4138 107 — 0
6 122—140 2,41 10,90 0,7622 1,4195 117 .
7 140—156 2,28 13,18 0,7672 1,4250 121 —
8 156—170 2,31 15,49 0,4768 1,4294 130 — Следы
9 170—185 2,35 17,84 0,7860 1,4342 140 1,22 0,88 0,55
10 185—200 2,34 20,18 0,7940 1,4390 150 1,64 1,01 0,62
11 200—215 2,38 22,56 0,8030 1,4442 163 1,91 1,22 0,73 —54 Следы
12 215—224 2,47 25,03 0,8120 1,4488 172 2,50 1,48 0,80 —48
13 224—246 2,60 27,63 0,8166 1,4505 180 2,69 1,58 0,88 —45
14 246—260 2,60 30,23 0,8301 1,4550 195 3,63 2,06 1,11 —37 0,01
15 260—275 2,47 32,70 0,8356 1,4578 208 4,25 2,31 1,16 —32
16 275—290 2,47 35,17 0,8402 1,4516 220 5,23 2,80 1,38 —28
17 290—304 2,48 37,65 0,8450 1,4650 228 6,84 3,28 1,49 —22 0,04
18 304—319 2,57 40,22 0,8523 1,4680 243 8,02 3,86 1,70 —18
19 319—334 2,57 42,79 0,8578 1,4710 255 11,34 4,74 1,88 — 12
20 334—350 2,70 45,49 0,8636 1,4760 268 16,30 6,06 2,20 —7 0,09
21 350—366 2,76 48,25 0,8703 1,4790 280 23,70 8,03 2,57 0
22 366—384 2,73 50,98 0,8764 1,4826 300 : — 10,18 3,20 5
23 384—400 2,63 53,61 0,8820 1,4860 318 — 12,64 3,72 10 0,26
24 400—416 2,60 56,21 0,8873 1,4909 340 — 12,50 4,52 15
25 416—434 2,76 58,97 0,8922 1,4942 356 — 17,33 5,51 20 0,30
26 434—450 2,76 61,73 0,8966 1,4983 380 — 21,78 6,38 24
27 450—468 2,70 64,43 0,9023 1,5010 400 — 43,79 7,52 28 0,40
28 468—482 2,66 67,09 0,9028 1,5012 420 — 50,30 8,80 30
29 482—500 2,91 70,00 0,9057 1,5020 438 — 56,44 9,48 32 0,47
30 Остаток 30,00 100,00 — — — — —
*
аппарате АРН-2
198. Разгонка (ИТК) каратюбинской нефти верхнепермского горизонта в
и характеристика полученных фракций
№ фракции Температура выкипания фракции при 760 мм рт. ст., сС Выход (на нефть), % 20 р4 „20 nD м 1 V20. сСт V50> сСт V100’ сСт Температура застывания, • °C Содержа- ние серы, %
отдельных фракций суммарный
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 До 28 (газ до С4) 28—79 79—97 97—115 115—130 130—146 146—161 161—175 175—187 187—204 204—219 219—236 236—250 250—266 266—282 282—297 297—313 313—329 329—345 345—364 364—383 383—401 401—419 419—437 437—456 456—477 477—500 Остаток 0,3 2,4 2,4 2,5 2,5 2,6 2,6 2,6 2,6 2,7 2,7 2,7 2,8 2,8 2,8 2,8 2,9 2,9 2,9 3,0 3,0 3,0 3,1 3,1 3,1 3,2 3,2 26,8 0,3 2,7 5,1 7,6 10,1 12,7 15,3 17,9 20,5 23,2 25,9 28,6 31,4 34,2 37,0 39,8 42,7 45,6 48,5 51,5 54,5 57,5 60,6 63,7 66,8 70,0 73,2 100,0 0,7010 0,7310 0,7435 0,7542 0,7645 0,7745 0,7838 0,7919 0,7995 0,8069 0,8140 0,8212 0,8281 0,8350 0,8410 0,8468 0,8525 0,8582 0,8645 0,8705 0,8762 0,8830 0,8872 0,8925 0,8978 0,9025 1,3920 1,4038 1,4108 1,4165 1,4215 1,4262 1,4308 1,4354 1,4399 1,4440 1,4480 1,4525 1,4568 1,4608 1,4652 1,4698 1,4740 1,4778 1,4815 1,4851 1,4888 1,4920 1,4950 1,4988 1,5022 1,5058 87 91 96 104 112 122 124 142 153 165 177 190 202 215 228 243 258 276 296 316 336 357 381 411 446 500 — 1,05 1,20 1,40 1,65 1,85 2,10 2,48 2,95 3,55 4,50 6,10 10,30 0,98 1,15 1,35 1,55 1,80 2,20 2,70 3,19 3,90 4,90 6,55 8,50 10,85 14,60 20,30 30,00 43,20 0,91 1,05 1,20 1,40 1,58 1,75 1,98 2,25 2,65 3,20 3,85 4,75 6,25 8,15 10,25 12,75 —62 —54 —45 —39 . —32 —25 —18 —12 —6 0 5 10 15 20 25 29 32 34 0,02 0,07 0,10 0,14 0,17 0,21 0,25 0,30 0,38 0,48
199. Характеристика дистиллятов, полученных при однократном
испарении нефтей
Температура однократного испарения, сС Выход (на нефть), о/ /о Р24° м Фракционный состав, СС
Н- к. 10% 50% 90% к. к,
Кенкиякская нефть VIII горизонта
275 32 0,8186 198 168 190 240 325 350
300 42 0,8260 213 171 192 250 340 350 (94%)
350 61 0,8393 228 178 198 278 — 350 (78%)
365 68 0,8404 242 183 205 288 — 350 (76%)
Акжарская нефть среднеюрс к о г о горизонта
275 300 12,5 24,0 0,8379 0,8415 212 216 181 210 267 346 366 (93%)
325 35,5 0,8509 236 191 217 284 365 —_
350 47,0 0,8588 240 193 225 301 364 (80%) •—
Каратюбинская нефть ни жнетри а с о в о г о горизонта
(с к в а ж и н а № 14)
200 20,3 0,7619 129 84 108 150 344 290
250 37,5 0,7899 164 90 115 188 348 350
300 49,6 0,8055 188 97 124 221 350 —.
350 63,5 0,8219 189 100 135 263 300 (63%) —
полученных при однократном испарении нефтей
200. Характеристика остатков,
Температура однократного испарения, °C Выход (на нефть), % ₽i° V5o. ССТ V100. сСт Температура застывания, СС
275 К е н к и я к < 68 к а я н е ф т 0,8793 ь VIII гор 3,53 и з о н т а 1,49 —10
300 58 0,8870 5,26 1,69 —9
350 39 0,8996 13,99 3,07 —7
365 32 0,9073 50.87 4,27 —5
Акжарская нефть средиеюрс к о г о горизонта
275 87,5 0,8817 21,57 5,22 -32
300 76,0 0,8875 34,33 7,54 —30
325 64,5 0,8965 49,52 9,49 —28
350 53,0 0,9003 82,07 12,78 —26
Каратюбинская нефть ни жнетри а с о в о г о горизонта
(скважина № 14)
200 79,5 — 2,93 1,64 —5
250 62,5 — 10,35 2,12 —8
300 50,4 — 23,8 3,17 1
350 36,5 — 98,77 7,16 12
276
201. Характеристика остатков разной глубины отбора
кенкиякской нефти юрского горизонта (скважина № 11)
Выход (на нефть) остатка, % ВУ5о ВУ80 ВУюо Температура, СС Коксуе- мость, % Содер- жание серы, %
застывания ВСПЫШКИ в открытом тигле
34,00 0,9617 108,9 33,14 18 340 12,76 1,10
38,50 0,9583 — — — 11 318 —. —
42,83 0,9560 — — — 4 304 — —
47,02 0,9539 349,9 39,22 13,72 0 291 9,04 1,01
51,06 0,9515 — — 12,03 —1 276 — —
55,25 0,9490 — — 10,38 —3 263 — —
59,22 0,9470 — — 8,63 —5 250 — —
63,04 0,9448 — — 7,15 —7 238 — —
67,00 0,9425 — — 5,68 —8 225 — —
70,82 0,9403 61,51 22,37 4,49 —10 213 5,95 0,88
74,82 0,9377 — 8,50 3,63 —12 200 — —
78,46 0,9354 — 6,12 3,02 — 14 185 — —
82,21 0,9326 — 5,00 2,65 —16 171 — -—
85,89 0,9300 22,37 4,20 2,40 -18 158 5,00 0,80
89,42 0,9266 13,03 — — —22 133 — —
93,02 0,9222 7,82 — — —26 100 — — -
96,55 0,9161 6,06 — — —32 63 — —•
100,00 0,9083 5,24 — — —39 25 3,30 0,63
202. Характеристика остатков разной глубины отбора
кенкиякской нефти нижнетриасового горизонта
Выход (на нефть) остатка, % 20 Р4 ВУ5о ВУ80 ВУюо Температура, °C Коксуе- мость, % Со дер- жание серы, %
застывания вспышки в открытом тигле
40,10 0,9931 211,9 41 346 17,10 0,90
44,78 0,9813 — — 123,3 39 328 — —
48,17 0,9745 — — 54,45 37 315 — —
51,62 0,9705 — 98,87 34,89 35 298 13,83 0,80
55,30 0,9642 — 83,40 26,89 30 285 .— —
58,58 0,9600 — 69,70 18,00 26 270 — —.
61,98 0,9566 — 55,30 14,90 22 254 — —
65,30 0,9518 — 42,80 10,28 18 240 — —
68,46 0,9488 126,0 31,01 8,02 14 226 10,17 0,70
71,86 0,9422 100,0 22,20 5,93 10 214 — —
75,22 0,9374 76,30 15,52 4,70 5 200 -— —
78,46 0,9323 54,20 11,82 3,92 0 185 . —
81,74 0,9276 36,80 8,05 3,40 —4 173 — —-
84,94 0,9227 26,49 5,92 3,09 —8 162 8,04 0,61
88,06 0,9185 17,87 — —13 152 — —
91,10 0,9138 14,08 — — —16 140 •— —
94,00 0,9097 10,36 — — —20 132 ——
96,87 0,9055 7,25 — — —24 124 — —-
99,70 0,9018 5,52 — .— -26 118 —. —_
100,00 , 0,9005 5,12 — — -27 111 5,78 0,45
277
203. Характеристика остатков разной глубины отбора
кенкиякской нефти нижнего горизонта
Выход (на нефть) остатка, % р420 ВУ60 ВУ80 BVioo Температура, °C Коксуе- мость, % Содержа- ние серы, %
застыва- ния ВСПЫШКИ в открытом тигле
17,00 0,9699 — 29,94 10,44 18 330 9,69 1 42
20,15 0,9375 25,80 6,73 15 304 8,90
22,90 0,9290 — 15,00 5,00 13 290 8,40
25,60 0,9231 62,46 11,15 4,12 12 276 7,91 0 73
28,26 0,9150 54,00 8,30 3,22 11 265 7^20
31,03 0,9100 48,03 6,78 2,78 10 254 631 0 69
33,66 0,9060 40,10 5,15 2,38 10 243 533
36,29 0,9020 26,01 4,00 2,03 9 234 5,20
39,06 0,8982 16,00 3,15 1,92 9 233 431 0 66
41,94 0,8941 10,32 2,48 1,73 8 216 3,82
44,68 0,8900 8,38 2,13 1,60 7 200 3,55
47,34 0,8870 6,55 1,84 1,50 6 191 3,40 0 63
50,08 0,8800 5,00 1,72 1,41 5 180 3,35
52,78 0,8793 4,00 1,63 1,35 4 170 з'зо
55,52 0,8750 3,15 1,50 1,30 2 160 3*25
58,18 0,8721 2,42 1,43 1,24 0 148 3,20 0 60
60,92 0,8680 2,08 1,40 1,23 —2 140 3J0
63,73 0,8639 1,83 1,36 1,22 —4 126 230
66,28 0,8600 1,65 1,35 1,20 —6 118 2'70
68,83 0,8572 1,60 1,34 1,18 —7 110 2,50
71,46 0,8540 1,50 1,32 1,17 —10 100 2'32 0 57
73,94 0,8501 1,41 1,31 1,16 —12 94 2,15
76,49 0,8483 1,38 1,28 1,15 — 15 83 233
78,90 0,8430 1,37 1,23 1,13 —18 74 2 J2
81,27 0,8400 1,36 1,19 1,12 —20 66 231 0 52
83,75 0,8370 1,35 1,18 1,10 —24 56 2, 10
86,16 0,9340 1,34 1,16 1,09 —27 48 2,05
88,64 0,8312 1,32 1,14 1,08 —30 40 1,95
90,97 0,8280 1,31 — —35 36 1,60 0 48
93,23 0,8240 1,30 — — —38 26 1,33
95,31 0,8200 1,29 — 20 1,24
97,39 0,8162 1,25 —— —- 14 1 15
100,00 0,8126 1,23 — — <—35 8 1,07 0,44
204. Характеристика остатков разной глубины отбора
кенкиякской нефти VIII горизонта
Выход (на нефть) остатка, % 20 р4 ВУво ВУво ВУюо Температура, °C Коксуе- мость, % Содерж - ч е серы, %
застыва- ния вспышки в открытом тигле
24,50 0,9339 236,5 40,66 14,57 5 332 7,65 1,10
29,20 0,9283 — 25,50 9,72 0 308 6,93
32,31 0,9264 — 17,18 7,03 —2 295 6,21
35,46 0,9230 — 11,50 5,21 —4 282 5,49 —
278
Продолжение табл. 204
Выход (на нефть) остатка, % 20 Р4 ВУ6о ВУво ВУюо Температура, сС Коксуе- мость, % Содержа- ние серы, %
застыва- ния вспышки в открытом тигле
38,56 0,9208 7,61 4,18 —5 272 4,77 —
41,62 0,9181 35,29 6,03 3,15 —6 261 4,04 0,61
44,65 0,9166 17,63 5,15 2,98 —7 254 3,86 —
47,80 0,9138 13,60 4,38 2,49 —8 244 3,68
50,95 0,9115 10,52 3,72 2,13 —9 235 3,50 —
54,05 0,9101 8,18 3,38 1,95 — 10 227 3,32
57,08 0,9073 6,50 3,05 1,82 —11 218 3,12 —
60,04 0,9052 5,45 2,77 1,73 — 11 210 2,98 0,56
63,03 0,9032 4,82 2,68 1,62 —12 200 2,90 —
66,02 0,9014 4,15 2,45 1,58 —13 194 2,82 —~
68,92 0,8998 3,73 2,63 1,50 —14 185 2,74 —
71,82 0,8977 3,49 2,20 1,48 —15 176 2,66 —
74,85 0,8950 3,21 2,00 1,45 —15 168 2,58 —
77,84 0,8923 3,05 1,88 1,40 —16 160 2,50 —
80,64 0,8906 2,74 1,67 — — •— 2,43 0,50
83,40 0,8879 2,66 — — — — 2,29 ——
86,20 0,8850 2,49 — — — — 2,15 —
89,10 0,8822 2,33 — — — — 2,01 —
91,92 0,8798 2,21 — — — 1,87 ——
94,68 0,8755 2,15 — — — — 1,73 -—
97,88 0,8703 1,92 — — — — 1,59 —
100,00 0,8644 1,79 — — —29 69 1,48 0,48
205. Характеристика остатков разной глубины отбора
акжарской нефти среднеюрского горизонта
Выход (на нефть) остатка, % рГ ВУ50 ВУ#о ВУюо Температура, °C Коксуе- мость, % Содержа- ние серы, %
застыва- ния вспышки в открытом тигле
23,00 0,9407 373,7 49,87 19,18 12 342 9,07 0,40
27,27 0,9322 — 36,68 18,20 11 326 — —
30,83 0,9275 — 28,72 10,54 10 313 — —
34,35 0,9238 — 23,60 6,71 9 301 — —
37,91 0,9207 — 21,78 5,05 7 291 — —
41,51 0,9179 59,83 15,00 4,00 5 280 5,10 0,35
45,27 0,9152 — 10,58 3,36 3 270 — —
48,74 0,9130 37,90 7,50 2,95 1 259 — —
52,26 0,9107 30,00 5,29 2,77 —1 250 4,36 0,32
55,82 0,9086 20,82 4,25 2,45 —4 241 — -—
59,38 0,9065 18,33 3,52 2,26 —6 230 — —
62,85 0,9044 14,38 3,03 2,10 —9 221 — —
66,32 0,9022 10,93 2,68 2,00 —11 212 — —
69,71 0,9004 9,14 2,37 1,91 —13 203 2,43 0,26
279
Продолжение табл. 205
Выход (на нефть) остатка, % ₽4° ву.,о ВУ80 ВУщо Температура, СС Коксуе- мость, % Содержа- ние серы. %
застывания ВСПЫШКИ в открытом тигле
73,10 0,8982 7,92 2,28 1,78 -15 194
76,57 0,8963 6,67 2,10 1,69 -18 184 — —
80,04 0,8941 5,48 1,96 1,60 —20 175
83,43 0,8923 4,43 1,85 1,50 —22 165 — —
86,82 0,8898 3,40 1,74 1,42 —25 154 1,98 0,23
90,25 0,8875 3,20 —- —. —28 145
93,39 0,8848 2,92 — — —31 133
96,82 0,8815 2,70 — — —34 120 — —
100,00 0,8783 2,59 — — —38 105 1,41 0,20
206. Характеристика остатков разной глубины отбора
каратюбинской нефти среднеюрского горизонта (скважина № 4)
Выход (на нефть) остатка, % Pf ВУ50 ВУ80 ВУюо Температура, СС Коксуе- мость, % Содержа- ние серы, %
застывания ВСПЫШКИ в открытом тигле
41,60 0,9530 118,2 38,80 22 356 12,54 0,55
45,50 0,9500 — — 35,06 19 337
49,25 0,9468 — 30,50 16 320 —
53,06 0,9439 339,20 44,45 26,00 14 305 10,27 0,48
56,69 0,9418 — 35,20 21,70 11 293 —.
60,50 0,9392 — 29,05 17,72 8 282
64,25 0,9366 — 22,32 13,63 6 272 — —
68,06 0,9342 90,74 16,55 9,99 4 264 7,39 0,45
71,81 0,9318 — 12,04 7,56 2 253 —.
75,50 0,9288 — 9,76 5,75 0 245
78,81 0,9263 —. 8,00 4,63 —2 237 —
82,50 0,9240 36,06 6,78 3,77 —5 226 —
86,00 0,9210 28,48 6,19 3,40 —8 216 5,06 0,35
89,75 0,9183 20,04 — — —10 206 —.
93,31 0,9156 13,78 — —14 192 —
96,56 0,9133 10,56 — —18 176 — —
100,00 0,9099 8,24 — — —23 150 4,10 0,32
207. Характеристика остатков разной глубины отбора
каратюбинской нефти нижнеюрского горизонта
Выход (на нефть) остатка, % ₽420 ВУ50 ВУ80 ВУюо Температура, °C Коксуе- мость, % Содержа- ние серы, %
застывания ВСПЫШКИ в открытом тигле
44,10 0,9448 — 85,30 26,10 21 368 11,20 0,58
47,94 0,9420 — 48,80 22,40 16 348 —
51,42 0,9390 419,4 32,50 18,80 12 332
54,72 0,9360 300,0 24,60 15,25 8 318 8,90 0,52
58,11 0,9330 136,0 21,80 11,80 5 305 —
61,31 0,9306 86,20 19,20 8,90 2 293
64,69 0,9275 58,40 15,50 6,65 —2 278 — —
280
Продолжение табл. 2(У7
Выход (на нефть) остатка, % pf- ВУ50 ВУ80 ВУюо Температура, СС Коксуе- мость, % Содержа- ние серы, %
застывания вспышки в открытом тигле
67,68 0,9252 45,00 12,50 5,30 —4 265
71,16 0,9220 34,30 9,00 4,30 —7 252
74,49 0,9192 27,80 6,90 3,50 —11 238 5,38 0,43
77,87 0,9170 24,20 5,70 3,15 — 14 224
80,97 0,9140 19,60 4,90 2,80 —17 210
84,16 0,9120 14,20 4,35 2,55 —20 196 4,10 0,40
87,46 0,9100 11,80 3,80 2,30 —23 185
90,66 0,9080 9,85 3,25 2,10 -27 172
93,76 0,9068 9,00 2,80 1,90 —30 163
96,90 0,9065 8,30 2,30 1,70 —33 153 .
100,00 0,9063 7,88 — — —37 146 3,91 0,35
208. Характеристика остатков разной глубины отбора
каратюбинской нефти нижнетриасового горизонта (скважина № 6)
Выход (на нефть) остатка, % рГ ВУ5о ВУ80 ВУюо Температура, °C Коксуе- мость, % Содержа- ние серы, %
застывания вспышки в открытом тигле
30,00 0,9548 117,8 41,06 20 334 12,05 0,65
32,91 0,9505 — — — 17 314
35,57| 0,9467 — .— — 14 299
38,27 0,9423 314,41 43,06 16,55 12 286 10,19 0,56
41,03 0,9380 — — 13,78 9 275 .
43,79 0,9353 — 20,89 10,83 7 264
46,39 0,9324 — 16,05 8,22 5 252
49,02 0,9299 .— 13,00 6,50 2 243
51,75 0,9274 49,67 10,36 4,72 0 232 7,47 0,44
54,51 0,9238 -— 8,66 4,01 —2 222
57,21 0,9210 — 7,04 3,28 —4 212
59,78 0,9183 17,58 5,65 2,85 —5 202
62,35 0,9160 14,89 4,66 2,50 —7 192
64,38 0,9139 13,03 4,01 2,32 —9 183
67,30 0,9107 9,98 3,28 2,08 —10 170 5,74 0,36
69,77 0,9075 8,57 2,98 1,95 —13 160
72,37 ; 0,9044 6,92 2,62 1,86 —15 150
74,97 0,9012 5,60 2,35 1,73 —17 138
77,44 0,8975 4,63 2,16 1,68 —19 128.
79,82 0,8936 3,89 2,00 1,60 —20 120
82,16 0,8903 3,43 1,84 1,52 —22 108
84,51 0,8880 2,95 1,71 1,44 —24 100 5,24 0,30
86,82 0,8834 2,72 —28 87
89,10 0,8800 2,43 — — —30 77 .
91,51 0,8758 2,25 —33 65
93,70 0,8729 2,09 — —37 53
95,89 0,8684 1,95 — —40 45 .
97,91 0,8655 1,79 — — —42 34
99,87 0,8648 1,72 — —45 26 .
100,00 0,8630 1,65 — — —46 24 4,45 0,27
281
209. Физико-химическая характеристика нефтей междуречья Урал—Волга
X 3 . я Н Я Q CD 50 °C 87 । сч । о со г-
Е 2 « & S при ' — ‘ сч
я ф я я ф 03 СС паров, м при 38 °C 1 1 но 223
О я В1МИХ WOXHdMBE g имгпниэа to СЧ ю сч Ю О О LO СЧ СО СО со 1111 VV
СО о в к я я я я без об- работки -39 сч — — ю Tf Tf СЧ — 1111
2 О) 3 СО 03 с обра- боткой -37 —38 ю со о о Ю Ю СО 1111 V
V50. сСт 27,26 26,93 со г- г- со оо LO О СО тн ю <£
и rf b- —- СЧ 00 СО Ю — Ю
О и СО ю — о О о со о
5 321 315 §111 сч 1 1 1
с е 40 О — сг> ОО 00 оо оо оо СЧ СО СО со со о со о СЧ СЧ СО Tf1 ОО ОО 00 оо
о о о о о о
3 я я ё я я я * CS 1 19 ,24,25,29 ,20,23 ,20,26
— 00 ю
нео-
Е О СП я СХ О Апт-неокомский Аптский, I и II I комские Среднеюрский Юрский Аптский Неокомский 2 S 1 со <£>
Нефть Мартышинская Мартышинская (смесь) Камышитовая Камышитовая Камышитовая Камышитовая * Глубина перфорации
Выход фрак- ций, вес. % ДО 350 °C Ю1Л Ci — оо Tf (0 b-?CD — О CO CO Ю LQ Ю
ДО 200 °C о сч с© — ю ю Tt- со сч оо m сч сч — —•
ихфэн J I ен НОЗ! JW 4О1ГЭИЬ эонхсигэиМ — СО О СО СО LO 00 00 — — со o' о" о" о о о~
% ‘ЗХЭ0НЧ1Г0£ СЧ О ’t О) N Ю О ’Т юю со о о о о о о О О o'o'd'o'
% ‘чхэоиэЛэмо'М СО i© о сч о о —« СЧ -СОФФ сч сч о о о о
Содержание, % 1 зонах -Ч1гвфэв О СО Ь* о- о оо ю сч — — со со сГ — o' о" o' o'
хка -Э1галвми1г -ио IfOWO С© С- СО О О со О- L© о сою о ь, ь- о —• сч —
Х1ЧН -ХО1ГЭИЯ0Н -dao irowo О 00 — ’Ф Г' со
ВХОЕВ СЧ со оо оо г- со । . , оо °, 1 1 1 о о о
wdaa Ь- СО оо Ь- 00 О СО СО ООО — о" о о" о о" о
Парафин I Эо ‘винахг -явил BdKx -BdanMax СО I СО СО 1 сч Ю 1 ЮФ 1 ю
% ‘ВИН -BjKdatfoo со оо — со сч со сч о со^-ю
Горизонт 1 Апт-неокомский Аптский, I и II нео- комские Среднеюрский Юрский Аптский |Неокомский
Нефть R К « я! се к се к зе я: го w сч то о о 0 m со ш X ЕС о о о о ss—^t-e-t-ь- 3 ± >о s s s S i s ci д а д □ 3 3 <v д я д й h S 3 3 3 Z s s s s J2 5 го го то го
282
210. Разгонка нефтей по ГОСТ 2177—66
Нефть Горизонт Н. к., °C Отгоняется (в %) до температуры, °C
о о © О О 1Л © со О о сч О сч сч О сч © Л сч © со сч © о со
Мартышинская Апт-неокомский 128 1 3 5 9 12 21 26
Мартышинская Аптский, I и II нео- 111 — — — 1 — 2 4 6 9 11 18 24
(смесь) комские
Камышитовая Среднеюрский 62 4 7 10 12 14 19 24 29 34 37 44 49
Камышитовая Юрский 60 2 5 9 12 14 18 23 28 32 35 43 49
Камышитовая Аптский 48 2 4 7 9 11 13 16 20 25 28 37 43
Камышитовая Неокомский 55 3 5 6 7 9 12 15 19 21 24 34 38
211. Изменение кинематической вязкости (в сСт) нефтей
в зависимости от температуры
Нефть Горизонт Т'2О V30 V40 v5o
Мартышинская Апт-неокомский 113,4 62,87 38,77 27,26
Мартышинская (смесь) Аптский, I и II неоком- 105,7 61,09 38,42 26,93
ские
Камышитовая Среднеюрский 9,51 5,16 [4,55 3,83
Камышитовая Юрский 10,12 7,41 5,51 4,57
Камышитовая Аптский 13,48 9,13 7,00 5,47
Камышитовая Неокомский 16,53 11,31 8,75 6,96
212. Г вменение условной вязкости нефтей
в зависимости от температуры
Нефть Горизонт ВУ20 ВУзо ВУ40 ВУ6о
Мартышинская Апт-неокомский 15,30 8,51 5,33 3,85
Мартышинская (смесь) Аптский, I и II неоком- 14,30 8,27 5,29 3,80
ские
Камышитовая Среднеюрский 1,81 1,50 1,44 1,37
Камышитовая Юрский 1,87 1,61 1,43 1,06
Камышитовая Аптский 2,20 1,77 1,57 1,43
Камышитовая Неокомский 2,54 1,99 1,73 1,57
213. Изменение относительной плотности нефтей
_________в зависимости от темпер ату р ы
Нефть Горизонт при 20 °C Плотность р£ 4
при 30 °C при 40 СС при 50 °C
Мартышинская Апт-неокомский 0,8890 0,8832 0,8774 0,8708
Мартышинская (смесь) Аптский, I и II неоком- ские 0,8881 0,8842 0,8794 0,8719
Камышитовая Среднеюрский 0,8232 0,8167 0,8100 0,8025
Камышитовая Юрский 0,8296 0,8222 0,8148 0,8075
Камышитовая Аптский 0,8363 0,8310 0,8255 0,8188
Камышитовая Неокомский 0,8493 0,8376 0,8301 0,8243
283
214. Состав газов (до С4), растворенных в нефтях,
. и низкокипящих углеводородов (до С5)
Фракция Выход (на нефть), % Содержание углеводородов, вес. %
СН4 С2Нв СзНв uao-CjHio М-С4НХ0 U30-C5H10 Н-С5Н10
Марты ши некая нефть ап т-н еокомского горизонта
До С4 0,18 — 5,6 16,7 33,3 44,4
До С5 0,58 — 1,7 5,2 10,3 13,8 31,1 37,9
КамышитОвая нефть среднеюрс к о г о горизонта
До С4 0,95 2,1 4,2 29,4 25,3 39,0
До С6 1,73 1,2 2,3 16,3 13,9 21,4 18,4 26,5
Камы шитов а я нефть юрского горизонта
До С4 0,36 — 8,3 36,3 55,4
До С5 1,25 — — 2,4 10,4 16,1 64,7 6,4
Камы шитов а я нефть аптского горизонта
До С4 0,90 — 0,9 25,1 31,4 42,6
До Cs 2,02 — 0,5 13,4 16,8 22,8 37,6 8,9
Камышитовая нефть неокомского горизонта
До С4 0,85 — — 17,7 35,3 47,0
До С5 1,85 — — 8,2 16,2 21,7 44,2 9,7
£
§ 858 g S3 2 ы 2<о -5 Хй ооо о о сл со о Z с> Xto о оо а> сл со со to to । to to to —————— । । । о
О Од — СоХ СЛ С5 Од О 4^ О О to Сл Од СлХ -О о О* ОД *СЛ — О О СЛ о о о "оК о о сл X to О X 05 од ф. со to to
£
ё
8 — — 000^008080080)00 — оосъоо—оос££ьфю^4ОлО0 — соооо)4^С0Кэ — сооомфолсл^озсосо о
CD Ь0 о 4** 4^ ЬЭ bj CD io со bqbj ЬО bjl© bO CD 4*-Ф bo 4*. 4“ M 4^ *- 4* CD b) 4^ b> 4*-CO 4»> Ь CO Ь>Ь> СЛ 4* — О О) CD ND 4* CD Ф CO CO
Йооо^5«оч§£8§ЙЙ53оЙЙ£^оооЙ£^Й8ыЙосо^^с5г3^ю-ч ослслд t^WWWM о
ОоЬ>Ь> — — >— ОЛ Сл8 Д Ф « Ч О чЪо WbO wbbs Ъа — 4* Ъ1 bib) О О OH ND 00 0000000000*44^ — CD 4».
S CO *4 00 — 00 S S S СЛОЯ £8 — CD -4 0Л NOО 8 OH 00 О 00 OH W b§ CD 0O On £ 00 NO О CD 0O 00 -J О СП СП 4^- 4*- CO W 00 00 ЬО О
ОООСЛ — СЛ ф СЛ 00 Ь О СП b 00 *4 Ь> *4 bo 00 bi bO 00 CO Cob) О CD О СП -4 00 4^ *4 CD CD СЛ — СлСлО4^ — CD О Сл — <D> CD
285
216. Характеристика фракций, выкипающих до 200 °C
. 217. Групповой углеводородный состав фракций, выкипающих до 200 °C
Темпера- тура, °C Выход (на нефть), °/ /0 Р1» 20 nD Содержание углеводородов, %
аромати- ческих нафте - новых парафиновых
всего нормаль- ного строения изо- строения
Мартышинская н е ф т э апт-неокомского горизонта
28—95 1,2 0,6920 1,4340 6 20 74 9 65
95—120 0,6 0,7421 1,4380 3 43 . 54 4 50
120—150 0,5 0,7719 1,4420 3 57 40 2 38
150—200 2,5 0,8108 1,4540 6 82 12 2 10
28—200 4,8 0,7934 1,4500 5 59 36 2 34
Мартышинская н е ф т ь 'смесь)
н. к.—120 0,9 0,7163 1,4408 3 33 ! 64 9 55
120—150 0,4 0,7649 1,4420 3 47 • 50 2 48
150—200 2,9 0,8050 1,4500 4 90 6 2 4
и. к.—200 4,2 0,7839 1,4480 4 73 23 5 18
Камышитовая нефть среднеюрского горизонта
28—62 2,4 0,6365 — — 3 97 22 75
62—95 2,6 0,7356 1,3962 2 56 42 3 39
95—120 3,5 0,7556 1,4200 7 57 36 2 34
120—150 5,5 0,7744 1,4298 13 53 34 1 33
150—200 8,7 0,7939 1,4425 16 60 24 2 22
28—200 22,7 0,7623 — 11 51 38 4 34
Камышитовая нефть юрского горизонта
28—62 2,5 — — 1 7 92 19 73
62—95 1,9 0,7207 1,4027 2 52 46 3 43
95—120 3,0 0,7461 1,4156 6 50 44 2 42
120—150 5,2 0,7663 1,4274 10 47 43 1 42
150—200 9,1 0,7857 1,4383 10 57 33 2 31
28—200 21,7 0,7516 — 8 47 45 4 41
Камышитовая нефть аптского горизонта
28—62 2,2 — — 0 8 92 31 61
62—95 1,9 0,7223 1,4031 2 55 43 9 34
95—120 2,4 0,7434 1,4143 5 47 48 6 42
120—150 3,7 0,7615 1,4242 7 46 47 5 42
150—200 7,0 0,7879 1,4372 9 64 27 6 21
28-200 17,2 0,7496 — 6 46 48 10 38
Камышитовая нефть
неокомского горизонта
28—62 1,7 -— — — 11 89 27 62
62—95 1,5 0,7035 — 2 42 56 10 46
95—120 2,4 0,7388 — 4 51 45 6 39
120—150 3,4 0,7634 — 6 50 44 5 39
150—200 5,6 0,7879 — 8 63 29 4 25
28—200 14,6 0,7491 .— 5 48 47 8 39
287
218. Содержание индивидуальных ароматических углеводородов
во фракции 120—150 °C
Углеводород Выход, вес. % Углеводород Выход, вес. %
на фракцию на нефть на фракцию на нефть
Мартышинская не ф т ь Камышитовая нефть
а п т-н еокомского горизонта юрского горизонта
Этилбензол 1,5 0,0075 Этилбензол 1,0 0,052
п-Ксилол 0,3 0,0015 и-Ксилол 1,8 0,093
.и-Ксилол 0,4 0,0020 .и-Ксилол 3,8 0,197
о-Ксилол 0,8 0,0040 о-Ксилол 3,3 0,172
Мартышинская не ф т ь Камышитовая нефть
(смесь) аптского горизонта
Этилбензол 0,6 0,0024 Этилбензол 2,6 0,096
п-Ксилол 1,1 0,0044 п-Ксилол 1,3 0,048
.и-Ксилол 1,7 0,0068 л-Ксилол 2,5 0,093
о-Ксилол 0,5 0,0020 о-Ксилол 1,2 0,044
Камышитовая не ф т ь Камышитовая нефть
среднеюрского горизонта неокомского горизонта
Этилбензол 3,0 0,165 Этилбензол 2,4 0,082
п-Ксилол 3,0 0,165 п-Ксилол 0,9 0,031
.и-Ксилол 2,0 0,110 .и-Ксилол 1,2 0,041
о-Ксилол 6,0 0,330 о-Ксилол 1,9 0,065
219. Характеристика фракций, служащих сырьем для каталитического
риформинга
Темпера - тура отбора, СС Выход (на нефть), % р|° Содержа- ние серы, % Содержание углеводородов, %
аромати- ческих нафте- новых парафиновых
всего нормаль- ного строения изо- строения
Мартышинская нефть ап т-н еокомского горизонта
85—105 0,4 0,7176 Следы 4 32 64 8 56
85—180 2,2 0,7845 » 4 67 29 3 26
105—120 0,4 0,7383 » 3 43 54 4 50
120—140 0,4 0,7566 » 3 51 46 3 43
140—180 1,0 0,7845 0,008 4 67 29 — —
Мартышинская нефть (смесь)
85—140 0,7 0,7440 0,007 4 43 53 5 48
140—180 1,2 0,7931 0,012 4 71 25 1 24
85—180 1,9 0,7788 0,014 4 66 30 3 27
Камышитовая нефть среднеюрско г о горизонта
62—85 1,1 0,7230 Следы 1 55 44 5 39
62—105 3,7 0,7410 » 5 56 39 3 36
62—140 9,6 0,7576 0,006 9 55 36 — —
62—180 16,6 0,7696 0,008 12 54 34 — —
85—120 5,0 0,7511 — 8 56 36 2 34
85—180 15,5 0,7725 0,009 13 ' 51 36 1 35
105—120 2,4 0,7560 Следы 9 56 35 2 33
105—140 5,9 0,7671 » 12 54 34 1 33
120—140 3,5 0,7774 » 15 50 35 — -—
140—180 7,0 0,7895 » 17 53 30 — —
288
ВХВВТГИХЭИ
1ги 001 вн
ЛИ ‘1Ч1ГОИЭ
эимээьихявф
вхвитгихэиК
J 001
ВН ВЯОИ J
‘о!гзиь эонНои
ехвшгихэиН
If И 001
НОМ JW
*ЧХЭОНХ01ГОИ>{
% ‘wdao
аинвжйэй'оэ
.арактеристика легких керосиновых дистиллятов
% ‘HOtf
- odotfosair ja
XHMOShHXBwode
aHHBradatfoQ
jm/itbmh ‘(ввпт
-£ИН) BHHBd
-oxo nxoiruai
u CO Cb 03 CL Ф C S ф Э1ГЛИХ WOXFldMB£ я* иятниэа
ийлееик’ -irexoHdn BITBhBH
1 V-40, сСт
Sy
| Фракционный состав, CC 1 % 86
90%
50%
10%
£
о *о, *
19—160
289
222. Групповой углеводородный состав керосиновых фракций
Содержание углеводородов, %
Температура отбора,
°C
ароматических
нафтеновых
парафиновых
Мартышинская нефть ап т-н е о ко мского горизонта
200—250 11 71 18
250—300 18 57 25
200—300 15 62 23
Мартышинская г ефть (смесь)
200—250 11 65 24
250—300 16 61 23
200—300 14 62 24
Камышитовая нефть с р е д н е ю р с к о г о горизонта j
200—250 10 39 51
250—300 12 33 55
200—300 11 36 53
Камышитовая нефть аптского горизонта
200—250 10 43 47
250—300 13 37 50
200—300 11 40 49
Камышитовая нефть неокомского горизонта
200—250 10 49 41
250—300 12 42 46
200—300 11 45 44
290
эо ‘вяьох
ЕВЯОНИ1ГИНУ
О 00
со сч
00
Ю <М О <О
<Х> Г- о. со
ВЯИ1ГИОХ
if к 001 ви
НОЙ JW
‘Ч1ЭОН1О1ГЭИЙ
223. Характеристика дизельных топлив и их компонентов
% ‘wdao эинвжсЬЕоэ
। Температура, °C 1 имгтпчиэа
винэн -хАкои
Бинвяшове
V50, сСт
V20» сСт i 1
с>
Фракционный состав, °C 1 98%
90%
50%
10%
эмэйни
ЦМНЧИЭЕИ’П'
OlfOHh
эоаонвхэЦ
19
291
224. Характеристика мазутов и остатков
Выход (на нефть), % Температура, °C Содержа- ние серы, % Коксуе- мость, %
Мазут и остаток Р^° ВУ60 ВУ80 ВУюо застыва- ния вспышки в открытом тигле
Мартышинская нефть ап т-н еокомского горизонта
Мазут флотский 12 77,0 0,9045 11,50 3,51 2,24 —30 171 0,30 2,83
Мазут топочный
40 59,9 0,9137 28,90 7,17 3,76 —18 212 0,43 3,64
100 45,6 0,9250 — 14,50 7,20 —3 248 0,54 5,00
200 34,1 0,9358 — 33,19 13,21 14 294 0,59 6,72
Остаток
выше 300 °C 77,0 0,9045 11,50 3,51 2,24 —30 171 0,30 2,83
» 350 °C 65,5 0,9105 19,25 5,46 3,06 —22 199 0,41 3,31
» 400 С 55,6 0,9169 — 9,15 4,50 — 14 223 0,46 4,05
» 450 °C 45,6 0,9250 14,50 7,20 —3 248 0,54 5,00
» 490 °C 35,0 0,9345 —- , 27,22 12,00 13 288 0,57 6,48
М а р т ы ш и г I с к а я н е ф т ь (с м е с ь)
Мазут флотский
5 91,1 0,8922 4,60 2,00 1,60 —38 137 0,32 2,37
12 73,4 0,9055 12,32 3,68 2,15 —25 175 0,39 2,98
Мазут топочный
40 54,5 0,9185 — 8,00 4,32 —10 218 0,46 3,93
100 42,0 0,9273 — 15,00 7,75 3 245 0,58 5,00
200 37,5 0,9317 — 10,50 3 268 0,67 5,63
Остаток
выше 300 °C 76,0 0,9044 10,50 3,42 2.18 —25 180 0,37 2,84
» 350 °C 63,5 0,9132 19,27 5,44 3,05 —17 201 0,42 3,37
» 400 °C 55,7 0,9163 31,11 7,34 4,11 —12 214 0,46 3,96
» 450 °C 44,0 0,9260 71,58 14,30 6,84 2 235 0,56 4,71
» 500 °C 31,7 0,9373 — 38,79 14,70 10 308 0,89 6,91
Камышитов а я неф гь сред н е ю р с к ого горизонта
Мазут флотский
5 47,7 0,8699 4,87 1,75 — —15 188 0,11 0,46
12 38,7 0,8762 7,73 2,82 1,97 —8 214 0,12 0,53
Мазут топочнный
40 20,5 0,8897 7,03 3,74 5 302 0,14 1,06
100 17,1 0,8903 — ‘7,41 4,06 12 310 0,15 1,37
Остаток
выше 300 °C 53,8 0,8668 3,64 1,92 1,52 —20 173 0,10 0,33
» 350 °C 42,1 0,8735 6,20 2,54 2,00 —10 208 0,12 0,43
» 400 °C 36,1 0,8785 — 3,40 2,25 —5 223 0,12 0,51
» 450 °C 26,6 0,8860 — 5,12 2,78 4 268 0,13 0,72
» 490 °C 17,1 0,8903 — 7,47 4,06 12 310 0,15 1,37
225. Характеристика сырья для каталитического крекинга
Нефть Температура отбора, °C Выход (на нефть), % Р1° м V50. сСт V100, сСт Температура застывания, °C , Содержание, %
серы смол серно- кислотных ванадия
Мартышинская апт-нео- комского горизонта 350—500 34,2 0,8874 380 27,60 6,08 1 0,22 4 4-Ю-5
Мартышинская (смесь) 350—500 31,8 0,8858 383 12,06 5,81 —1 0,24 4
Камышитовая среднеюр- ского горизонта 350—490 25,0 0,8625 360 16,51 4,76 10 0,10 2 Следы
Продолжение табл. 225
Нефть Температура отбора, °C Коксуе- мость, % Содержание углеводородов, % Содержание смолистых веществ, %
парафине- нафтеновых ароматических
I группа II и III группы IV группа
Мартышинская апт-нео- комского горизонта 350—500 0,22 75 и 7 5 2
Мартышинская (смесь) 350—500 0 77 10 6 5 2
Камышитовая среднеюр’ ского горизонта 350—490 0 86 4 5 4 1
226. Фракционный состав сырья для каталитического крекинга
Выход, объемн % Фракция 350—500 °C мартышинской нефти (смеси), °C Фракция 350—490 °C камышитовой нефти среднеюрского горизонта, °C Выход, объемн. % Фракция 350—500 °C мартышинской нефти (смеси), °C Фракция 350—490 °C камышитовой нефти среднеюрского горизонта, °C
Н. к. 359 374 60 432 422
5 376 — 70 444 436
10 384 378 80 455 450
20 390 388 90 468 468
30 399 394 95 482 478
40 408 402 98 494 489
50 419 411 К. к. 494 489
227. Характеристика сырья для деструктивных процессов
Остаток после отбора фракций до температуры, °C Выход (на нефть), % р1° ВУюо Темпера- тура застывания, °C Содержа- ние серы, % Коксуе- мость, % Содержа- ние ванадия, о/ ' /о
М а р т ы ш и н с к а я нефть апт -неокомского горизонта
350 65,5 0,9105 3,06 —22 0,41 3,31 —
450 45,6 0,9250 7,20 —3 0,54 5,00 —
490 35,0 0,9345 12,00 13 0,57 6,48 0,0012
Мар тышинская нефть смесь)
350 63,5 0,9132 3,05 —17 0,42 3,37 —
450 44,0 0,9260 6,84 2 0,56 4,71 —
500 31,7 0,9373 14,70 10 0,89 6,91 0,0023
Камышитовая нефть среднеюрского го р И 3 о н т а
350 42,1 0,8735 2,00 —10 0,12 0,43 —
450 26,6 0,8860 2,78 4 0,13 0,72 —
490 17,1 0,8903 4,06 12 0,15 1,37 0,00008
Промежу- тлииоа фракция и смолистые вещества, % — —- СЧ СЧ со | —’ —. сч сч со 1 1 1 —
о © сум- марно, % ОО О — со Tf ~ . сч сч сч сч —' L© СО О — СО — —< — сч сч сч Г- 00 — СЧ СО чф
ли адсорбционным ме
О' | | | Ю 1© ю | | | 1© I© со | | | 10*10
а IV группа „20 nD и з о н т а 1,5920—1,6182 !,6012—1,6230 ,5972—1,6210 — ,5920—1,6195 ,6000—1,6245 ,5995—1,6230 © я о ,5966-1,6400 ,5960—1,6149 1,5930
Я Г), S
X 4) ч <У § S 0J Ч а а? о о СО г- о Tf ОО г- д СО Ю 05 тг Ь- с© о *© Г- С) СО 1© L©
части нефтей, onf Ароматические } 1 II и III груш е т-н еокомско 1,5320—1,5625 1,5450—1,5780 1,5580—1,5760 1,5440—1,5825 1,5320—1,5860 1,5320—1,5840 су S >0 о а 1,5310—1,5615 1,5435—1,5770 1,5430—1,5760 1,5430—1,5840 1,5312—1,5870 1,5320—1,5845 о X 2 (У я ЕХ су 1,5320 1,5411—1,5520 1,5439—1,5669 1,5300—1,5840 1,5300—1,5600 1,5292—1,5789
Е к сь
9Х О X т ь а оо — о сч о сч & оо о г- —- ©5 — л СЧ —< тГ
состав дистилля I группа 02 инская неф- 1,4930—1,5088 1,4925—1,5200 1,4941—1,5178 1,4930—1,5300 1,4975—1,5280 1,4955—1,5285 S 3 3 га £ 1,4925—1,5095 1,4925—1,5240 1,4960—1,5200 1,4925—1,5300 1,4978—1,5285 1,4960—1,5290 •е <У я (X СО СП о S 1,5111—1,5241 1,4946-1,5200 1,4941—1,5207 1,4930—1,5181 1,4900—1,5110 1,4900—1,5212
2 X § 3 ю g 3 О' р т ы ш ОО —* 05 Г- 1© СО ОО ОО г- ь- ь. ь- 05 -«F СО оо b* xf QO ОО 00 b- Г- b- 3 3 S я & СО СЧ ©5 Ь. с© 1© 05 05 00 00 00 00
§ © М О Ч а> СО X g X 5 1 Л о Ч Ма ОО о о со 00 сч —< 1© тН СЧ ОО СО г- ОО ОО ОО ОО ’’ф тг 777777 1© 05 О 1© О О СЧ 1© -чГ 1© чг СО со г- оо оо оо оо ’Ф TF Tf чф чф 777777 О О 05 СЧ Г- СЧ О СО СО -И СО 05 00 СО СО г- ь- г- тр TW ’Ф'Ф’Ф 7 7 7 77 7
о © •& X Q. сЗ Е СЧ О 1© 1© 1© о о СЧ СО 00 05 1© 1© СО СО со СО Tf* Тр Tfi -чГ Tf < vaH 1-Н "Ч 1 1 1 1 1 1 О СО СЧ О О 1© о оо со тг сп> 05 1© 1© с© СО СО со •Чф Tjl чф "И 1 1 1 1 1 1 —< L© 1© 1© —« О 05 СО 1© чф СО о СО тГ Th l© СО СО TF тН Tf чф "" 1—Г I-" t—4
© >» ©. Выход (на не^ть). О О 1© 05 О СО S’-! — ©04* О оо 1© оо ь* со 00 счг-Г—< сч 1© ч— (S- О 1© I© О СЧ СО 05 05
228 Темпера- тура отбора, °C о о о о о о 1© о 1© О 1© о сч СО СО 1© 1 1 1 1 1 1 о о о о о о О 1© О 1© © Ю сч СЧ СО СО Tt* о о о о о о 1© О 1© о 1© о СЧ СО СО чф rF 1© 1 1 1 1 1 1 о о о о о о О L© О L© о 1© СЧ СЧ СО СО ’ф rf О О О О О О 1© О 1© о 1© 05 СЧ СО СО чф tF IIIIII О О О о о о О 1© О 1© о 1© СЧ СЧ СО СО чф TJ*
2 95
294
КЗ
оэоэьэ
£
ООО© оо ОО 00 00 00 оо 00 *4 ©> СЛ СО 00 00 О О 00 t© •*ч сл со со -ч ►— 03 S Е Е оооооо оо ооЪо 00 00 00 ООСТСЛф-СО'— О t© С© Ф> СЛ СО ООСОООСЛ аз 2 D- оооооо 00 00 00 00 00 00 4 0 Сл Ф оо СЛ Ч оо оо оо сл ow-qoooo я 2 оооооо 00 00 00 00 00 00 ЧОСлФСОк— Ю О Ф Ч СО СЛ со сл со о сл *- я 2 Е Ё я оооооо 00 00 00 00 Оо 00 О 00 -ч СЛ сл 05 to Сл Оо 00 СЛ Оо О О О 4к сл СЛ ОООООО 00 00 00 00 00 оо СО 00 -Ч СЛ СЛ 05 to 4к с© 00 ~ -Ч СЛ о О 00 05 СЛ X? Е Е я
>—•* Я к—> к—* к—* к—» к—* Ё 1—* к-к к—1 ‘ к-к . . • - н , . к—Ь 1—^ к—к к—* к—* к— я
фь фх н ф» ф*. ф. ф» 45» кФ 4^. 4ь> 4*> 4ь 4* 4** Е фь. 4х Ф Ф Ф Ф о 4b 45к 4к кй« крк 4к- 45к 45*. 4^ 4* 4ь 4>» о
оо оо ~ч о о ф*. о 00 00 -4 С4 О СЛ со сю ч о сл ф Я <У) Ч Ч <© 00 Q0 -ч -ч сл A3 СО 00 00 -Ч “Ч о я
00 >— СЛ 00 ЬЭ СО а *4 О О М ОО О к^ ч о сл оо to оо гл Ч СО © tO © 03 05 О СЛ О О 4^ 00 СЛ <D 4* О СЛ 00 05 СЛ •— к^-
О tO СЛ СЛ СЛ 00 АЗ О О О СЛ О ►— о о сл © — сл © о о о © о сл о X to 05 to 05 О X
а я E
Ф* СО ЬО ЬЭ ЬО >—1 4^ ОО ОО tO ЬО и- АЗ Ф ОО to to to *- я иф, оо to to to ►— 4^ 05 tO tO — E 4=к СО Са5 tO tO —‘ я
>₽* Q) 00 4^ О М я кФ -ч ю сл о ч X ст ч оо ф о ч ГО КЗ 00 СЛ Ч CD 4к -Ч <© СЛ <© СЛ ГЛ 00 О СЛ О "Ч ф
О О О Сл О О © О О О О 00 00 О О О 00 00 сл сл СЛ СЛ О О сл «• О с© оо О СЛ 00 Я О О О О СЛ СЛ ►е-
к©* я я к^ я
ГА rt> tr X
О' ►е- ►в* X
— О 00 00 00 сл С© 00 00 00 00 Ф — о © с© оо to О О О 00 оо to о © к- к- о О СЛ о to сл А>
X (г (Л "О ф я X Я
to Ю 00 ОО 00 4^ о to to to ОО 00 4k. АЗ Я to to 00 00 00 Ф 5 to bo to CO 00 4b. 05 05 05 4к 4к сл я to СО СО СО 4»« СЛ -q к-Ф) с© сисл я
tO 00 Ф> 4^ О Ю сл оо © со © со *— СЛ to 00 оо 00 ►rt OCC©-*40C о »— О 05 СО 00 ф
о •“3 e- о
S 3
X
СО 00 Ф- rfk Ф». Ф- Q хз Я о
X СО СО СО Ф- Ф Ф о оо 00 Ф Ф Ф сл CO CO CO 00 Ф сл 4к 4к СЛ СЛ СЛ <Л со 4* 4*. сл СЛ СЛ
СО -Ч Ю ГО -Ч «Ч о СЛ СЛ Ч — Ч Ч *-} to СЛ — ю сл о 0400 ОСЛО я О to О 05 00 05 /к*кч ос^-чочо
о о 2 ф X
О О СЛ СИ СЛ СЛ о СЛ О СЛ СП СЛ СЛ о сл СЛ Сл сл сл сл о •ч СЛ О СЛ СЛ СИ о СЛ СЛ СЛ 4к 4^ 05 СЛ СЛ СЛ СЛ 4*> 4»“ о
ч со оо оо со со о СЛ Ф СО © 00 ОО Т5 я 00 СЛ © 00 Ф О я о оо to *— сл о о о оо о *ч to -ч to С© СО О СО О о
о о о о о о Я о о оо о о ы о оооооо о оооооо X? оооооо оооооо о
о оо to to to •— Ф со оо to >— о я сл оо оо to to о я сл оо to to — о СЛ4к 05 05 tO •— Ст 4*. 4к СО СО —*
>— 00 00 Н- к— k— сл оо ►— о оо со СО Ч •— сл О СЛ *3 сл to ч to © сл СЛ СЛ оо О •— О со -ч >— to to я
я АЗ о W
а я о
— ——о АЗ — — >— >— I-* о к-к к—• ►—‘ 1—-» к— к—» к— к—> к— к—к ч tO к- Н- к- к— to •— к- к— >— н- X
сл сл ОО ** о 00 00 сл оо оо о с© сл сл to о о о 45к 00 to О О О X к— О СЛ СЛ 05 Ю О 00 OD 4к СО to
“Ч “Ч О О Ч ф 00 Ч ч to ►— «— © сл о о оо сл сл to ►— о to — -ч — -ч to О фк СО СЛ О 00 аз
to *- >— •— — to к- >— к- to •— — — to — to to to >— to to to — “
<5Р W
W
©
8*3 5
<5
ЛИ
а
eg
о > о К л о ь t? Распределение углерода, %
Оя Н>1 Среднее число колец в молекуле
229. Структурно-групповой состав 50-градусных фракций нефтей
230. Характеристика дистиллятных базовых масел
и групп углеводородов, полученных адсорбционным методом
Исходная фракция и смесь углеводородов Выход, % Р20 «20 nD м VftO. сСт 'VlOOk сСт 1 ИВ Темпера- тура застывания °C Содержа- ние серы, %
на фрак- цию на нефть
Мартышинская г I е ф т ь а п т-н е о к о м с к о го горизо н т а
Фракция 350—450 °C 100,0 19,9 0,8820 1,4875 310 18,68 4,51 52 —30 0,19
Нафтено-парафиновые углеводороды 78,2 15,6 0,8597 1,4720 344 15,23 4,12 80 -18 —
Нафтено-парафиновые и I группа ароматических углеводородов 87,2 17,4 0,8659 1,4757 340 15,40 4,14 78 —18 —
Нафтено-парафиновые, I, II и III группы арома- тических углеводородов 94,2 18,7 0,8754 1,4820 330 16,00 4,21 72 —21 —
Нафтено-парафиновые, I, II, III и IV группы аро- матических углеводородов 98,7 19,6 0,8804 1,4857 325 16,34 4,26 70 —21 0,17
Фракция 450—490 °C 100,0 10,6 0,8923 1,4936 440 52,26 9,53 — —21 0,26
Фракция 450—490 °C после депарафинизации* 97,0 10,3 0,8947 1,4941 450 57,84 9,55 65 —28 -
Нафтено-парафиновые углеводороды 71,9 7,6 0,8678 1,4768 455 38,66 8,06 101 -21
Нафтено-парафиновые и I группа ароматических углеводородов 81,1 8,6 0,8734 1,4802 453 42,02 8,20 88 —21 '—
Нафтено-парафиновые, I, II и III группы арома- тических углеводородов 88,3 9,4 0,8819 1,4862 450 47,44 8,64 78 -21 —
Нафтено-парафиновые, I, II, III и IV группы аро- матических углеводородов 93,3 9,9 0,8897 1,4921 445 52,68 9,12 71 —21 0,18
BBSS
* Получено 3,0 (считая на фракцию), или 0,3% (считая на нефть), гача; температура плавления его 49 °C. ** Получено 1,5 (считая на фракцию),
или 0,2% (считая на нефть), гача; температура плавления его 42 °C. *** Получено 8,4 (считая на фракцию), или 0,8 (считая на нефть), гачд; темпе-
ратура плавления его 48 °C.
298
231. Структурно-групповой состав дистиллятных базовых масел
и групп углеводородов
Исходная фракция и смесь углеводородов Распределение углерода, % Среднее число колец в молекуле
СА СН Скол СП «А кн Ко
Мартышинская нефть
а п т-н еокомского горизонта
Фракция 350—450 °C 12 35 47 53 0,47 1,65 2,12
Нафтено-парафиновые углево- дороды 0 39 39 61 0 1,94 1,94
Нафтено-парафиновые и I груп- па ароматических углеводо- родов 2 39 41 59 0,08 1,92 2,00
Нафтено-парафиновые, I, II и III группы ароматических уг- леводородов 6 38 44 56 0,23 1,87 2,10
Нафтено-парафиновые, I, II, III и IV группы ароматических углеводородов 10 34 44 56 0,37 1,73 2,10
Фракция 450—490 °C 10 29 39 61 0,60 2,06 2,66
Фракция 450—490 °C после де- парафинизации 10 31 41 59 0,57 2,15 2,72
Нафтено-парафиновые углево- дороды 0 34 34 66 0 2,32 2,32
Нафтено-парафиновые и I груп- па ароматических углеводо- родов 2 34 36 64 0,12 2,31 2,43
Нафтено-парафиновые, I, II и III группы ароматических уг- леводородов 6 32 38 62 0,34 2,21 2,55
Нафтено-парафиновые, I, II, III и IV группы ароматических углеводородов 10 22 39 61 0,54 2,16 2,70
299
232. Характеристика остаточных базовых масел и групп углеводородов, полученных адсорбционным методом
Остаток и смесь углеводородов Выход, % р420 14° м V50. сСт v100> сСт V50 ИВ ввк Темпера- тура за- стывания, °C Содержа- ние серы, %
на ос- таток на нефть
v100
Мартышинская нефть ап т-н еокомского горизонта
Остаток выше 490 °C Нафтено-парафиновые и I группа аро- матических . углеводородов после депарафинизации* 100,0 32,9 35,0 11,5 0,9345 0,8756 1,4818 550 80,42 88,40 12,68 6,3 81 0,805 13 —18 0,57
Камышитовая нефть среднеюрского горизонта
Остаток выше 490 °C 100,0 17,1 0,8903 — 213,7 28,87 7,4 12 0,15
Нафтено-парафиновые и I группа аро- матических углеводородов после депарафинизации** 41,2 7,1 0,8789 1,4824 590 108,3 16,14 6,6 87 0,803 —20 0,22
* Получено 25,1 (считая на остаток), или 8,7% (считая на нефть), петролатума; температура плавления его 63 °C.
* Получено 21,2 (считая на остаток), или 3,6% (считая на нефть), петролатума; температура плавления его 51 °C.
233. Структурно-групповой состав остаточных базовых масел
Смесь углеводородов Распределение углерода, % Среднее число колец в молекуле
СА СН Г КОЛ сп «А Кн Ко
Ма р т ы ш и н с к а я нефть а п т-н еокомского горизонта
Нафтено-парафиновые па ароматических родов и I груп- углеводо- 2 30 32 68 0,11 2,59 2,70
Камышитовая нефть среднеюрского горизонта
Нафтено-парафиновые и I груп- 1 34 35 65 0,05 2,95 3,00
со па ароматических углеводо-
2 родов
234. Потенциальное содержание базовых дистиллятных и остаточных масел
Темпера- тура отбора, °C Выход (на нефть) дистил- лятной фракции или остатка, % Характеристика базовых масел Содержание баз вого масла, %-о
V50, сСт Vloo> сСт V50 V100 ив ввк темпе- ратура засты- вание, °C на дистил- лятную фракцию или остаток на нефть
Мартышинская нефть ап т-н еокомского горизонта
350—450 19,9 0,8659 15,40 4,14 — 78 — —18 87,2 17,4
450—490 10,6 0,8734 42,02 8,20 — 88 — —21 81,1 8,6
Остаток выше 490 35,0 0,8756 80,42 12,68 6,3 81 0,805 —18 32,9 11,5
Камышитовая нефть среднеюрского горизонта
350—450 450—490 15,5 9,5 0,8600 0,8715 12,72 33,59 3,74 7,80 — 96 116 — —20 —20 96,1 90,6 15,0 8,5
Остаток выше 490 17,0 0,8789 108,3 16,14 6,6 87 0,803 —20 41,2 7,1
235. Характеристика нефтей применительно к получению
из них дорожных битумов (ГОСТ 11954—66)
Нефть Содержание, % 2,5П А + Сс А + СС-2,5П
асфаль- тенов СМОЛ СИЛИ - каге- левых пара- фина
Мартышинская апт-неокомско- го горизонта 0,59 7,76 2,60 6,50 8,35 1,85
Мартышинская (смесь) 1,23 7,57 0,8 2,00 8,80 6,80
Камышитовая среднеюрского горизонта* 0,17 0,96 3,1 7,75 1,13 —6,62
* Из этой нефти не могут быть получены битумы,
236. Шифр нефтей согласно технологической классификации (ГОСТ 912—66)
Нефть Шифр нефти
класс тип группа подгруппа ВИД
Мартышинская апт-неокомско- го горизонта Камышитовая среднеюрского горизонта I I Т2 м2 м, S S ьа Пт п2
303
302
g 238. Разгонка (ИТК) мартышинской нефти (смеси) в аппарате АРН-2 и характеристика полученных фракции
№ фракции Температура выкипания фракции при 760 мм рт. ст., °C Выход (на нефть), % 20 Р4 и20 nD м v20. сСт V50. сСт v100> сСт Температура, °C Содержа- ние серы, %
отдель - ных фракций суммар- ный застыва- ния ВСПЫШКИ
1 До 28 Следы
(газ до С4)
2 28—190 3,5 3,5 0,7785 1,4370 130 1,39 —. — — — —
3 190—220 3,0 6,5 0,8234 1,4535 140 1,90 1,27 — — 24 —
4 220—234 3,0 9,5 0,8331 1,4580 172 2,56 1,52 — — — —
5 234—250 2,7 12,2 0,8410 1,4628 182 3,24 1,78 — — —
6 250—266 3,2 15,4 0,8576 1,4712 194 4,23 2,20 — — — —
7 266—278 2,9 18,3 0,8589 1,4733 207 5,45 2,70 1,28 — 114 —
8 278—292 2,8 21,1 0,8605 1,4749 217 7,20 3,11 1,38 — —
9 292—302 2,8 23,9 0,8622 1,4752 228 9,03 3,80 1,60 — • 132 —
10 302—317 2,9 26,8 0,8629 1,4762 240 11,40 4,52 1,80 <—60 — —
11 317—327 3,8 30,6 0,8667 1,4781 250 14,76 5,43 2,01 —60 144 —
12 327—342 3,8 34,4 0,8688 1,4808 260 20,00 6,58 2,28 —50 — —
13 342—356 2,8 37,2 0,8723 1,4829 272 25,41 7,99 2,60 -42 — —
14 356—370 2,8 40,0 0,8780 1,4850 280 ' 35,00 9,94 2,96 —37 174 0,12
15 370—392 3,3 43,3 0,8796 1,4863 307 45,26 11,89 3,60 -33 180 —
16 392—410 2,9 46,2 0,8803 1,4868 330 58,13 14,75 4,00 —29 — — •
17 410—420 2,6 48,8 0,8801 1,4869 360 78,82 18,34 4,51 —24 196 —
18 420—432 3,0 51,8 0,8830 1,4880 400 98,85 23,39 5,42 —19 — —
19 432—444 2,8 54,6 0,8864 1,4900 406 136,17 28,94 6,13 — 16 205 —
20 444—455 2,9 57,5 0,8874 1,4913 410 182,65 37,70 7,07 —14 — 0,23
21 455—465 2,8 60,3 0,8905 1,4928 425 229,13 43,35 7,85 — 10 216 —
22 465—478 2,7 63,0 0,8928 1,4950 438 274,30 47,95 8,81 — 1 — 0,27
23 478—490 2,5 65,5 0,8942 1,4972 465 — 58,79 10,24 4 218 —
24 Остаток 34,5 100,0 0,9339 610 89,00 6 280 0,68
20—160 305
239. Разгонка (ИТК) камышитовой нефти среднеюрского горизонта в аппарате АРН-2
и характеристика полученных фракций
№ фракции Температура выкипания фракции при 760 мм рт. ст., СС Выход (на нефть), % „20 nD м V20> сСт сСт v100’ сСт Температура, °C Содержа- ние серы, %
отдель- ных фракций суммар- ный застыва- ния вспышки
1 До 28 0,9 0,9
(газ до С4)
2 28—70 2,9 3,8 0,6681 1,3745 — __
3 79—105 3,2 7,0 0,7425 1,4132 — — 12
4 105—125 3,0 10,0 0,7553 1,4205 105 — —
5 125—140 2,9 12,9 0,7745 1,4322 118 — — —
6 140—160 3,1 16,0 0,7826 1,4355 127 — — 20
7 160—175 3,0 19,0 0,7919 1,4428 133 1,16 —
8 175—192 3,2 22,2 0,7958 1,4431 146 1,43 — — —
9 192—209 3,0 25,2 0,8018 1,4460 158 1,77 1Д4 — 60 0,010
10 209—223 2,9 28,1 0,8025 1,4465 165 2,18 1,33 — 72
11 223—234 3,2 31,3 0,8078 1,4490 178 2,59 1,54 —
12 234—249 3,0 34,3 0,8134 1,4522 186 3,08 1,75 — 88 0,012
13 249—264 3,0 37,3 0,8316 1,4622 195 3,90 2,11 — —
14 264—275 2,9 40,2 0,8292 1,4610 206 0,25 2,22 — <—64 108
15 275—289 2,9 43,1 0,8317 1,4625 227 5,50 2,60 1,26 —64 113 0,018
16 289—300 3,1 46,2 0,8342 1,4637 232 7,57 3,18 1,42 —57 —
17 300—312 3,0 49,2 0,8342 1,4637 245 8,50 3,76 1,60 —50 128
18 312—326 3,1 52,3 0,8397 1,4665 260 10,88 4,45 1,67 —48 138 0,021
19 326—339 3,0 55,3 0,8461 1,4700 265 14,17 5,43 2,06 —39
20 339—353 3,0 58,3 0,8505 1,4728 270 18,74 6,70 2,36 — 155 0,045
21 353—393 3,0 61,3 0,8545 1,4749 278 25,06 8,29 2,74 —26 164 —
22 393—410 3,0 64,3 0,8543 1,4746 295 33,85 10,36 3,19 —25 —
23 410—435 3,1 6f,4 0,8600 1,4770 310 47,36 13,39 3,84 —15 188 0,070
24 435-448 3,1 70,5 0,8623 1,4780 360 63,44 16,94 4,54 —1 207
25 448-452 3,2 73,7 0,8664 1,4830 390 — 22,47 5,26 5 — 0,11
26 452—465 2,9 76,6 0,8710 1,4840 410 .— 28,47 6.61 18 220
27 465—475 2,9 79,5 0,8740 1,4855 420 — 34,95 7,69 25 231 0,14
28 Остаток 20,5 100,0 4— — — — — — — —
240. Характеристика остатков разной глубины отбора
мартышинской нефти апт-неокомского горизонта
Выход (на нефть) остатка, % Л° ВУ5о ВУ8о ВУ1оо Температура, °C Коксуе- мость, % Содержа- ние серы, %
застыва- ния ВСПЫШКИ в открытом тигле
34,1 0,9358 208,1 33,18 13,21 14 294 6,72 0,59
37,0 0,9322 165,0 25,77 11,20 10 279 6,14 —
39,9 0,9290 143,3 20,00 9,50 7 267 5,70 —
42,7 0,9270 120,0 16,89 8,16 2 257 5,41 0,53
45,6 0,9250 100,3 14,50 7,20 —3 248 5,00 —
48,5 0,9227 80,4 12,50 6,28 —7 240 4,60 0,51
51,4 0,9200 59,5 11,00 5,40 — 11 232 4,38 —
54,3 0,9176 41,89 9,66 4,73 —13 226 4,18 0,48
57,1 0,9152 32,80 8,40 4,30 —15 219 3,90 —
59,9 0,9137 28,90 7,17 3,76 —18 212 3,64 0,43
62,7 0,9130 23,30 6,30 3,40 —20 206 3,50 —
65,5 0,9105 19,25 5,46 3,06 —23 199 3,31 —
68,6 0,9100 15,80 4,75 2,75 —25 192 3,15 0,35
71,4 0,9075 13,70 4,23 2,53 —27 186 3,04 —
75,0 0,9060 12,40 3,80 2,35 —29 179 2,91 —
77,0 0,9045 11,50 3,51 2,24 —30 171 2,83 0,30
241. Характеристика остатков разной глубины отбора
мартышинской нефти (смеси)
Выход (на нефть) остатка, % pf ВУ50 ВУ80 ВУюо Температура, °C Коксуе- мость, % Содержа- ние серы, %
застыва- ния ВСПЫШКИ в открытом тигле
34,5 0,9399 32,80 12,15 6 280 6,10 0,68
37,0 0,9316 — 26,76 10,75 3 270 — —
39,7 0,9294 — 21,27 8,87 — 253 5,20 0,62
42,5 0,9268 — 17,90 7,50 — 240 — —
45,4 0,9255 — 13,96 6,76 —3 230 — —
48,2 0,9228 — 11,60 5,47 — 224 4,16 0,52
51,2 0,9208 — 9,70 4,93 —8 218 — —
53,8 0,9185 — 7,75 4,38 — 213 3,95 0,46
56,7 0,9168 — 6,80 3,82 —12 207 — —
60,0 0,9150 6,18 3,45 — 204 3,60 0,44
62,8 0,9122 — 5,50 3,08 — 17 198 3,42 —
65,6 0,9110 — 5,06 2,82 194
306
П родолжение табл. 241
Выход (на нефть) остатка, % Р4° ВУ60 ВУ8О ВУюо Температура, сС Коксуе- мость, % Содержа- ние серы, %
застыва- ния вспышки в открытом тигле
69,4 0,9094 15,40 4,45 2,57 —20 189 3,20 0,38
73,2 0,9062 12,47 3,95 2,28 — 182 — —
76,1 0,9038 10,35 3,43 2,15 —25 176 2,84 —
78,9 0,9016 9,03 3,13 2,01 — 170 2,70 0,36
81,7 0,8994 7,64 2,80 1,84 -31 163 — —
84,6 0,8970 6,86 2,52 — — 154 2,56 —
: 87,8 0,8940 6,52 2,25 — —36 140 2,34 0,33
90,5 0,8923 4,65 — — — 132 .—. —
93,5 0,8902 4,52 — — -38 126 — —
96,5 0,8883 4,00 — — — 94 — —
100,0 0,8810 3,80 — — —38 22 2,25 0,36
242. Характеристика остатков разной глубины отбора
камышитовой нефти среднеюрского горизонта
Выход (на нефть) остатка, % Л20 Р4 ВУ50 ВУ80 ВУюо Температура, °C Коксуе- мость, % Содержа- ние серы, %
застыва- ния ВСПЫШКИ в открытом тигле
17,1 0,8903 28,81 7,47 4,06 12 1,37 0,15
20,5 0,8897 27,00 7,03 3,74 4 302 1,06 —
23,4 0,8855 21,70 6,30 3,20 4 282 0,88 —
26,3 0,8849 18,30 5,30 3,00 4 270 0,76 —
29,5 0,8843 14,31 4,46 2,63 3 253 0,63 0,13
32,6 0,8820 11,42 4,05 2,50 —3 240 0,59 —
35,7 0,8790 9,40 3,40 2,31 —6 223 0,56 —
38,7 0,8762 7,73 2,82 1,97 —8 214 0,53 —
41,7 0,8740 6,41 2,73 1,90 —11 203 0,50 0,12
44,7 0,8715 5,20 2,25 1,81 —13 194 0,46 —
47,7 0,8699 4,87 2,12 1,75 —15 188 0,44 —
50,8 0,8670 4,20 2,00 1,65 —17 180 0,40 —
53,8 0,8668 3,64 1,92 1,52 —20 173 0.33 0.11
56,9 0,8650 3,00 1,82 1,50 —26 160 0,27 —
59,8 0,8636 2,95 1,73 1,48 —32 154 0,25 0,09
20:
307
Б. НЕФТИ п-ва МАНГЫШЛАК
Южно-Мангышлакский нефтегазоносный район занимает всю южную часть
п-ва Мангышлак. В геологическом разрезе Мангышлака вскрыты породы пале-
озойского, триасового, юрского, мелового и третичного возрастов. Наиболее изу-
ченными в настоящее время являются среднеюрские и нижнемеловые отложения,
представленные толщей преимущественно песчано-глинистых пород.
Залежи нефти в Южно-Мангышлакском прогибе приурочены в основном к - 1
юрским отложениям, а залежи газа — к меловым. Крупные нефтяные месторож-
дения Узень и Жетыбай открыты в 1959—1961 гг. В последующие годы на об-
ширной территории Южного Мангышлака открыто еще несколько месторожде- .' *
ний — Восточный Жетыбай, Карамандыбас, Тенги, Тасбулат, Курганбай. В по- I
следние годы в результате разведочного бурения получены данные по нефтега- !
зоносности площадей Дунга-Эспелисай, расположенных в западной переклиналь- I
ной части Беке-Башкудукского вала. Притоки нефти и газа были получены из |
нижнемеловых отложений месторождения Дунга.
Характерной особенностью мангышлакских нефтей является высокое содер- i
жание в них парафина (от 9 до 29%). Вследствие этого нефти имеют высокую i
температуру застывания (20—30 °C), что осложняет их перекачку.
Все нефти малосернистые (серы 0,06—0,24%), с низкой кислотностью и зна- )
чительным содержанием смолистых веществ (5—20%), за исключением дунгин-
ской и курганбайской нефтей.
Выход бензиновых фракций узеньской и жетыбайской нефтей составляет ;
8—23%; выход светлых фракций до 350°C — 30—50 вес. %. Бензиновые фракции !
всех остальных нефтей, выкипающие в пределах н. к. — 200 °C, за исключением
тасбулатской нефти X горизонта, содержат мало ароматических углеводородов,
в них преобладают парафиновые углеводороды, причем на долю парафиновых ।
углеводородов нормального строения приходится от 20 до 58%. Вследствие этого
октановые числа низкие и для фракции н. к. — 200 °C составляют в чистом виде ;
22—41. Бензиновые фракции всех нефтей, выкипающие при температуре от 60
до 140 °C, содержат 20—41 % нафтеновых углеводородов и следы серы и явля-
ются хорошим сырьем для. каталитического риформинга. ।
Осветительные керосины всех мангышлакских нефтей содержат мало арома- V
тических углеводородов (6—18%) и отличаются хорошими фотометрическими
свойствами и малым содержанием серы (не выше 0,037%).
50-градусные масляные фракции мангышлакских нефтей, выкипающие в пре- <!
делах от 200 до 350 °C, близки между собой по групповому углеводородному
составу и состоят в основном из парафино-нафтеновых углеводородов (77-—92%,
в том числе 14—27% комплексообразующих). Из этих нефтей возможно полу-
чение дизельного летнего топлива облегченного фракционного состава с высо-
ким цетановым числом (45—62) и малым содержанием серы (0,010—0,091%).
50-градусные масляные фракции всех нефтей, выкипающие в пределах 350— л
500 °C, близки по групповому углеводородному составу: содержат 77—92% па-
рафино-нафтеновых углеводородов, в том числе значительное количество твердого
парафина. Так, во фракциях 350—400, 400—450 и 450—500 °C товарной узеньской
нефти содержится 2; 3,7 и 4,7% (на нефть) твердого парафина с температурой ' '
плавления 42, 53 и 60 °C соответственно. |
Из мангышлакских нефтей можно получить 14—29% дистиллятных и оста- ;
точных масел с высоким индексом вязкости (89—115). |
308 !
5Й
Св
Ч
Э
3
х
св
ж
св
CQ
X
»Х
0)
-&
4)
X
Давление насыщенных паров, мм рт. ст. при 50 °C S2 1 1 1 1 Ig2 1 1 1 1 1 1 1 |§ |S 1 1 |Й
при 38 СС 1 1 1 1 | | | | | | | |S | | | | |S
и о « о. вспышки в закрытом тигле О LO Ю Ю ОШ о ЮИЮЮЮОЮШ'^ЮЮО-^CO’t’^ —-Н —— OOO(N 7 111 777 1 м 1 1 1 1 7 04 । !v 11’v11 1 1 VVVV1 V
СЧ а. ф с S н СЧ m О СЧ СО О СЧ CO ф СП — —'ОО-Ю - СП О СЧ — —OO-^ON(NS сч — — сосчсчсосососососчсчсосососососососососо —
So —— сосоюою — сососч — спосч — 0 —ФФФЬ-СЧСОФЮЮЮСОСОООЬ-ЮСЧФЮТ-СЧФ ФСЧСОООФФЬ-СОСОЮФСЧООСЧСПФШ — — b-О — ФФ СЧ— — СЧ — —- — СО — — — сч — сч —
? СП Ю СО СП | . . . . — оюоо , . . . СО Ю Ь- . Ю I о — СО Ь- СЧ 00 Ф ОО Ф coss co cc СЧ — — СО1 1 1 1 1 сч сч — сч 1 1 1 1 сч сч сч 1 сч 1 сч
о 04 ф С. 0 О СО О Tf- СО - ^ФИФООСЧОЮСОСГ. шшооюо ОООМ'ОООО —WCO0OTt,,^C4O'7HS—lCGO00TfOO ФСПСЧСОЮФСОСЧСЧФЮОСОФЬ-Ь-ФФФЮЮЮФЬ- ОО b— ОО ОО ОО ОО ОО ОО ОО ОО ОО ОО ОО ОО ОО ОО ОО ОО 00 ОО ОО ОО ОО ОО оооооооооооооаоооооооооо
№ сква- жины ООЮОССЧССЮООСЧЮ [—— ФОЮ — СЧ — — СЧСО IN — со — — — 1 — сч — 1
Глубина перфорации, м Ь-СЧ СЧ О СО СО — СЧ СЧ CD СО СО ф ф СО сч — о о о со о Г- Ф О СО СЧ b* LO Ь- СЧ — ф О СЧ Ф Ю ОО Ф СП со со —со СЧ Г- оо ОО — — СО СО ф ф ОО СО СО ОО СП — — — ФСО СЧ —Ч -М СЧ сч сч сч СЧ сч сч сч— — — — — — —— сч сч 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 I 1 1 1 1 1 1 1 СОСОЮСОСОСЧОСОСО СООСО ФШШ ф — ю ю — оою ООФОСОСОООЬ-СПсО ЮЮ — СОЮООССОфф — СП СЧ Ь- СО ОО — — СО СО Ф ф ОО СО О© ОО СП —। — — СОСО О СО СЧ — — — СЧ СЧ СЧ СЧ СЧ СЧ сч сч— — — — — — —— сч сч
XXgGXgXXXXX X
°Е “S ‘S ’S =s >s « »s "К =s >s =s в « =s « « =s « ««
gSSSSSSSS .SSSSSSSKKSS „ s s
axgggggggdgggggggggggjgg
X
X X X X X CO X
CO CO CO CO CO M aS
« X M M о
CJ О О О Q X ±
30»
Продолжение табл. 243
310
Нефть Горизонт Парафин Содержание, % Коксуемость, % Зольность, % Кислотное число, мг КОН на 1 г нефти Выход ций, фрак- ес. %
! । содержание, Г температура плавления, °C серы сч смол силика- гелевых асфальтенов до 200 °C до 350сС
Дунгинская Нижний мел, I 14,9 55 0,12 0,140 10,91 4,07 3,38 0,010 0,12 22,6 47,0
Дунгинская Нижний мел. 8,9 51 0,08 0,013 2,15 0,56 0,50 0,016 0,07 35,8 69,8
Жетыбайская Юрский, II 18,0 57 0,11 0,150 5,67 0,57 1,45 — 0,30 31,2 53,1
Жетыбайская Юрский, III 23,4 67 0,22 0,021 13,23 4,35 4,65 0,091 0,08 12,4 36,2
Жетыбайская Юрский, VIII 20,5 61 0,13 0,145 13,51 1,80 3,31 — 0,13 13,2 39,5
Жетыбайская Юрский, IX 13,9 58 0,08 — 5,18 1,09 0,98 — 0,10 12,7 61,1
Жетыбайская Юрский, XI 26,5 59 0,08 0,070 4,60 0,52' 1,12 0,046 0,03 18,8 45,4
Жетыбайская Юрский, XII 25,9 54 0,10 0,070 7,11 0,73 0,88 0,123 0,07 20,9 45,1
Жетыбайская Юрский, XIII 26,0 59 0,10 0,030 4,17 2,84 - 1,20 0,049 0,10 23,4 49,2
Жетыбайская Смесь 23,4 60 0,10 0,109 19,40 1,70 2,26 0,045 0,08 16,4 41,2
Тасбулатская Юрский, X 27,7 60 0,11 0,090 5,45 0,60 1,22 0,091 0,10 9,2 33,5
Тасбулатская Юрский, XV 12,7 50 0,10 0,080 1,83 0,28 0,29 0,087 0,05 35,4 67,3
Восточножетыбайская Юрский, XIII 19,9 57 0,18 0,148 16,61 1,70 3,46 0,022 0,13 11,3 34,6
Карамандыбасская Юрский, IX 20,7 62 0,10 0,110 13,50 1,20 2,55 0,016 0,10 1Ь, 5 39,8
Карамандыбасская Юрский, X 18,4 62 0,23 —- 16,33 1,80 3,20 — 0,23 6,8 39,0
Карамандыбасская Юрский, XII 20,3 65 0,20 0,160 15,56 0,83 4,60 0,270 0,07 7,6 29,5
Узеньская . Юрский, XIII 24,0 59 0,17 0,068 11,00 1,64 2,49 0,008 0,08 — —
Узеньская Юрский, XIV 29,4 63 0,13 0,070 9,70 1,00 2,24 0,022 0,09 17,1 37,3
28,6 . 53- 0,16 0,061 10,23 1,28 2,51 0,063 0,08 16,4 39,3
и JС. 11 ljC.l'kcl /1 Узеньская Юрский, XVI 19,3 64 0,19 0,061 16,30 3,58 4,61 0,103 0,06 13,2 33,2
Узеньская Юрский, XVII 23,5 62 0,24 0,220 13,90 2,52 4,24 0,503 0,15 13,2 33,2
Узеньская Смесь 21,0 62 0,12 0,161 15,30 1,11 3,48 0,126 0,07 11,5 33,4
Тенгинская Юрский, XVIII 22,7 59 0,06 0,130 15,20 0,95 1,72 0,075 0,06 10,2 38,4
Курганбайская Юрский 16,3 53 0,29 0,167 6,23 4,42 4,45 0,140 0,07 16,6 41,9
244. Разгонка нефтей по ГОСТ 2177—66
Нефть н. к., °C Отгоняется (в %) до температуры, °C
100 120 140 150 160 180 200 220 240 250 280 300
Дунгинская I горизонта 78 3 6 11 13 15 19 22 25 29 30 36 41
Дунгинская нижнемеловая 52 7 12 18 23 25 30 35 40 46 47 57 63
Жетыбайская II горизонта 50 5 9 17 21 23 29 34 38 42 43 48 52
Жетыбайская III горизонта 75 2 2 3 4 5 8 10 12 13 14 24 32
Жетыбайская VIII горизонта 63 2 3 4 5 6 8 11 14 18 20 26 32
Жетыбайская IX горизонта 71 3 4 6 7 8 10 13 17 24 29 42 52
Жетыбайская XI горизонта 68 3 5 9 10 12 15 19 22 27 29 35 39
Жетыбайская XII горизонта 60 5 8 11 12 14 18 21 25 28 30 35 39
Жетыбайская XIII горизонта 62 2 6 9 10 13 16 20 23 25 28 34 38
Жетыбайская (смесь) 81 3 5 8 9 11 13 16 20 23 25 31 36
Тасбулатская X горизонта 91 — 1 2 3 6 7 8 10 12 14 20 25
Тасбулатская XV горизонта 85 3 4 9 13 18 27 37 41 47 50 58 63
Восточножетыбайская XIII горизонта 98 — 1,5 2 3 6 10 13 16 18 24 28
Карамандыбасская IX горизонта 73 3 4 6 8 9 12 15 18 21 23 29 33
Карамандыбасская X горизонта 93 0,5 — 1 2 3 5 6 7 17 26
Карамандыбасская XII горизонта 84 — 1 3 4 6 7 9 11 13 21
Узеньская XIII горизонта 69 2 5 8 9 10 13 15 19 21 23 27 30
Узеньская XIV горизонта 56 3 5 8 10 11 14 17 20 24 25 31 35
Узеньская XV горизонта 65 3 5 7 8 10 12 15 18 22 24 29 33
Узеньская XVI горизонта 64 ' 2 4 6 7 9 11 14 16 20 21 27 31
Узеньская XVII горизонта 83 1 3 5 7 8 11 14 17 20 22 28 32
Узеньская (смесь) 68 2 4 5 6 7 9 11 13 15 17 22 25
Тенгинская 86 — 2 3 4 5 7 8 11 15 16 25 28
Курганбайская 71 3 5 8 10 12 13 18 21 24 27 33 37
245. Изменение кинематической вязкости (в сСт) нефтей
в зависимости от температуры
Нефть Т‘20 V30 V50 V60 V70
Дунгинская I горизонта 35,83 20,85 13,38 9,61 — —
Дунгинская нижнемеловая 4,51 3,05 2,53 2,13 — —
Жетыбайская II горизонта 45,34 5,57 4,43 3,66 — —
Жетыбайская III горизонта — — 52,50 28,65 21,18 18,10
Жетыбайская VIII горизонта — — 23,40 14,64 8,60 6,05
Жетыбайская IX горизонта — — 6,24 4,75 3,80 3,24
Жетыбайская XI горизонта —. — 11,70 7,21 5,76 4,57
Жетыбайская XII горизонта — — 10,55 6,30 5,42 4,54
Жетыбайская XIII горизонта — 21,42 9,20 6,41 4,84 4,11
Жетыбайская (смесь) — — 25,00 15,51 10,34 7,52
Тасбулатская X горизонта — — — 24,53 18,44 12,16
Тасбулатская XV горизонта — 4,18 3,06 2,53 2,13 1,87
Восточножетыбайская — — —- 18,85 13,60 10,67
Карамандыбасская