Большая Энциклопедия Нефти и Газа. Девонская нефть характеристики


Нефти западных месторождений Туймазинская нефть (девонская)

из "Сернистые и высокосернистые нефти Башкирии"

Нефти западных месторождений Башкирии значительно различаются по содержанию серы, смолистых веществ, светлых дистиллятов. Нефти девонских r0pji30HT0B, как правило, менее сернистые, чем нефти угленосные (за исключением у сень-ив айовской нефти, приуроченной к кыновским слоям девона), менее смолистые, с высоким содержанием фракций, выкипающих до 200 и до 350° С. [c.129] Наиболее известной нефтью является туймазинская по этой нефти имеются полные данные, опубликованные ранее [3]. [c.129] В справочнике приводится краткая характеристика образца туймазинской товарной девонской нефти, отобранного в 1958 г., а также характеристика некоторых ее дистиллятов и остатков. [c.129] Туймазинская девонская нефть — сернистая и смолистая, но по сравнению с другими нефтями девона, за исключением нефтей пласта Дгу, содержание серы и смол в ней сравнительно невысокое. В нефти содержится более 24% фракций, выкипающих до 200° С (по кривой ИТК). [c.129] При переработке туймазинской нефти получается широкий ассортимент топлив и масел. Низкооктановые бензиновые дистилляты с невысоким содержанием серы используются как компонент автомобильных бензинов. [c.129] Из туймазинской нефти можно получить осветительный керосин с содержанием серы более 0,1%. [c.129] Дизельные топлива типа летнее без очистки содержат серы не более 1%, что соответствует действующим нормам ГОСТ. Для улучшения качества дизельного топлива требуется очистить их от сернистых соединений. [c.129] выход которого, после отбора дистиллятных топлив составляет 49—50о/о на нефть, является котельным топливом,, а также хорошим сырьем для получения масел. [c.129] Пределы кипения по ИТК. [c.132] Нефть пласта Д у характеризуется малой плотностью, низким содержанием серы, низким содержанием асфальто-смолистых веществ (см. рис. 28 и 29). [c.133] Содержание низкокипящих фракций выше, чем в других исследованных девонских нефтях. Так, содержание фракций, выкипающих до 200° С по НТК, равно 30,4% и фракций, выкипающих до 300° С, 47%. [c.133] Керосиновые фракции также низкооктановые и малосернистые. Из нефти пласта Д1у можно получить осветительный керосин в соответствии с существующим ГОСТ без дополнительной очистки. [c.133] Дизельное топливо из нефти пласта Дгу характеризуется низким содержанием серы. Так, дизельное топливо, отобранное в пределах 270—350° С по ИТК (после отбора товарного осветительного керосина), содержит 0,36% серы. Дизельное топливо, отобранное в пределах 230—350° С по ИТК, содержит серы 0,3% и температура застывания его ниже нормируемой. [c.133] Масляные дистилляты характеризуются высокой температурой застывания, содержат 15—20% парафина и сравнительно небольшое количество серы. Из нефти пласта Д1у по обычной для восточных нефтей технологической схеме в лабораторных условиях получают дистиллятяые и остаточные масла с теми же примерно выходами, как и из туймазинской нефти, при меньшем содержании серы и с улучшенными вязкостно-температурными свойствами. Продукты вторичной переработки дистиллятов и остатков шкаповской нефти Д1У также характеризуются пониженным содержанием серы. [c.133] Бензин каталитического крекинга вакуумного газойля содержит 0,02% серы и имеет октановое число без ЭЖ — 70. Содержание серы в легком газойле каталитического крекинга 0,83%. [c.133] Бензин термического крекинга гудрона рассматриваемой нефти содержит 0,2% серы, октановое число бензина в чистом виде 60. При окислении в лабораторных условиях из остатков 25- и 15%-ного выхода на нефть не получено ни одного товарного битума ни дорожных, ни строительных марок. Из шкаповской нефти пласта Д1у можно получить топлива и масла с меньшим содержанием серы, чем из других известных нефтей Башкирии. [c.133]

Вернуться к основной статье

chem21.info

Куш-кульская нефть (девонская) - Справочник химика 21

из "Сернистые и высокосернистые нефти Башкирии"

Куш-Кульское месторождение расположено в Покровском районе. Нефть обнаружена в, песчаниках кыновско-пашийских слоев франского яруса верхнего девона. Залежь нефти относится к типу пластовых. [c.92] Куш-кульская нефть является высокосернистой (содержит более 3% общей серы), высокосмолистой (рис. 19). Нефть тяжелая (плотность =0,895), высоковязкая ( 20=40,5 сст). Содержание светлых низкое (до 200°С —18,2%, до 300°С —32,1%). [c.92] По своей общей. характеристике эта нефть похожа на арлая-скую нефть угленосной свиты и на чекмагушскую нефть девонского горизонта. [c.92] Легкие бензиновые фракции из кущ-кульской нефти, так же, как из арланской и чекмагушской нефтей, малосернистые. С утяжелением фракционного состава содержание серы в куш-кульской нефти резко увеличивается. Октановые числа бензинов низкие. Керосиновые фракции и дистилляты дизельного топлива высокосернистые. Для получения товарных топлив необходима сероочистка соответствующих дистиллятов. [c.92] Дистиллятные фракции, выкипающие выше 350° С, высокосернистые. Также высокосернистые и остатки разной глубины отбора. Остаток, полученный после отбора светлых, выкипающих до 250°С, содержит 3,6% серы (рис. 20). Кроме того, остатки высоковязкие. Из 45%-ного остатка с температурой размягчения до К и Ш 40° С получаются битумы дорожных марок. Битумы строительных марок из такого высоковязкого остатка не получаются. [c.92] Нефте- носный горизонт 1 я и а О a t о о оа н о 1-Ом (J Л tii s.- 3 Э 3 J3 застывания вспышки % вес. [c.93] Выход на нефть, % вес. [c.96] Фракционный состав по Богданову, объемн. [c.97]

Вернуться к основной статье

chem21.info

Девонская нефть - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 3

Девонская нефть

Cтраница 3

К ним относятся преимущественно девонские нефти пластов Д: , Дц Туймазинско-Алексан - дровского и Шкаповского районов.  [31]

Изменение углеводородного состава девонской нефти по Шка-повскому нефтяному месторождению на пути ее движения, согласно нашим разовым определениям за 1963 г., приведено в табл. VII.6. Нефть горизонта Д1у отлична от нефти горизонта Дг В сырьевой и товарный резервуары поступала смесь нефти двух горизонтов.  [33]

Средняя величина потерь девонской нефти в товарных резервуарах хранения нефти при ТХУ определена равной порядка 0 58, а в товарных резервуарах хранения нефти при УКПН - 0 218 % вес.  [34]

Сравнивая сепарационные свойства девонской нефти Матросовского месторождения и угленосной нефти Чегодаевского, можно заметить, что при одном и том же содержании водной фазы эмульсии девонской нефти образуют менее стойкие пены, чем эмульсии угленосной нефти. Максимальное время разрушения пенной системы при разгазировании нефти и эмульсий Матросовского месторождения не превышало 4 минуты, в то время как пены, образованные эмульсиями Чегодаевского месторождения, разрушались полностью более продолжительное время, а максимальное время разрушения составило около 20 минут.  [36]

Для получения из чекмагушской девонской нефти товарных топлив установленных качеств соответствующие прямогонные дистилляты необходимо очищать от серы путем гидроочистки.  [37]

Косолапкина, дала промышленную девонскую нефть.  [38]

Производится разрыв пласта девонской нефтью или смесью нефти с мазутом в намеченном интервале, ослабленном добавочной кумулятивной перфорацией.  [39]

На этой установке подготавливается девонская нефть с содержанием воды до 60 / J вес.  [40]

К малоагрессивным нефтям относятся девонские нефти Башкирии, Татарии и Куйбышевской области, некоторые нефти каменноугольных отложений, содержащие сравнительно небольшие количества серы и обнаружившие невысокие коррозионные свойства, а также нефти Саратовской и Сталинградской областей.  [41]

Эксперименты показали, что пластовая девонская нефть обладает структурно-механическими свойствами.  [42]

В то же время девонские нефти Куйбышевской области ( зольненская, скв. Следовательно, термостабильность, содержащихся в нефтях сераорганических соединений зависит от состава нефтевмещающих пород, Необходимо отметить, что нефти с низким порогом термостабильности отличаются повышенным содержанием меркантайной серы, нередко содержат элементарную серу и большинство из них содержит сероводород или низшие меркаптаны.  [43]

В то же время девонские нефти Куйбышевской области ( зольненская, скв. Следовательно, термостабильность содержащихся в нефтях сераорганических соединений зависит от состава нефтевмещающих пород. Необходимо отметить, что нефти с низким порогом термостабильности отличаются повышенным содержанием меркаптапной серы, нередко содержат элементарную серу и большинство из них содержит сероводород или низшие меркаптаны.  [44]

На Бондюжской ТХУ обрабатывается тяжелая девонская нефть Бондюжского месторождения с повышенным содержанием серы и смолистых веществ, плотностью 0 876 и вязкостью 22 2 сСт при 20 С.  [45]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru

Установка первичной переработки нефти - Курсовой проект стр. 2

му, за счёт сокращения сброса химически загрязненных вод.

Углубление вакуума, обеспечиваемое применением ГЦВЦ, даёт возможность снизить температуру потока питания вакуумной колонны при сохранении и даже увеличении доли отгона, т.е. уменьшить термическое разложение сырья в трубчатых печах [2].

Изложенный материал позволяет сделать вывод: установки АВТ еще далеки от универсальности. Однако их совершенствование приведет к решению не только перечисленных проблем, но и сыграет большую роль в защите окружающей среды.

1 Характеристика нефти по ГОСТ Р 51858-2002 и выбор варианта ее переработки

 

Выбор технологической схемы первичной и последующей переработки нефти в большой степени зависит от её качества. Данные о Девонской нефти взяты в справочной литературе [4]. Показатели качества нефти представлены в таблицах 1.1 и 1.2.

 

Таблица 1.1 Показатели качества Девонской нефти

ПоказателиЕдиницы измеренияЗначение показателяПлотность нефти при 20Скг/м3889,5Содержание в нефти:

хлористых солей

мг/дм3

119воды% масс.0,67серы% масс.2,82парафина% масс.2,6фракции до 360С% масс.38,4фракции 360-500С% масс.18,7фракции 500-600С% масс.15,0Плотность гудрона (остатка) при 20 С (фр.>500С)кг/м31009,3Вязкость нефти:

при t=20C

мм2/с

38,9при t=50Cмм2/с14,72Выход суммы базовых масел с ИВ90 и температурой застывания -15С

% масс.

-

Таблица 1.2 Потенциальное содержание фракций в Девонской нефти

Номер компонентаКомпоненты, фракцииМассовая доля компонента в смеси, xi1h302Ch503C2H60,0002784C2h50,000005h3S0,000006C30,0036547C40,006068828-62С0,018962-85С0,0161085-105С0,01911105-140С0,03612140-180С0,04613180-210С0,03914210-310С0,13815310-360С0,07216360-400С0,06117400-450С0,06418450-500С0,06219500-550С0,08120550С0,338Итого:1,000

Показатели качества Девонской нефти, приведенные в таблицах 1.1 и 1.2, позволяют сказать, что базовых масел с ИВ90 и температурой застывания -15С в нефти нет.

Таким образом производство базовых масел, т.е. получение узких масляных фракций на установке АВТ является не целесообразным.

Нефть следует перерабатывать по топливному варианту.

Девонская нефть с массовой долей серы 2,82 % (класс 3, высокосернистая), плотностью при 20оС 889,5 (тип 3, тяжелая), концентрации хлористых солей 119 мг/дм3, массовой долей воды 0,67 % (группа 3), массовой долей сероводорода 24 ррm (вид 2) обозначается 3.3.3.2. ГОСТ Р 51858-2002. Данная нефть соответствует ГОСТ Р 51858-2002.Нефть. Общие технические условия. только для внутреннего использования (плотность не соответствует требованиям экспортного варианта - тип 3).

 

2 Характеристика фракций нефти и вариантов их применения

 

Характеристики всех фракций нефти составлена по данным справочника [4] и приводятся в виде таблиц.

 

2.1 Характеристика газов

 

Таблица 2.1 Состав и выход газов на нефть

КомпонентыВыход на нефть, % масс.Метан0Этан1,0∙0,0278=0,0278Пропан1,0∙0,3654=0,3654Бутан1,0∙0,4546=0,4546Изобутан1,0∙0,1522=0,1522Итого:1,0

Содержание этана в рефлюксе: 2,78 % масс..

Девонской нефть содержит в основном тяжёлые газы, т.е. пропан и бутаны. Поэтому смесь этих газов можно получать в жидком состоянии в ёмкости орошения стабилизационной колонны в виде рефлюкса и использовать его как товарный сжиженный газ, т.к. содержание этана в нём будет <5 %).

 

2.2 Характеристика бензиновых фракций и их применение

 

Таблица 2.2 Характеристика бензиновых фракций Девонской нефти

 

Пределы кипения фракции, СВыход на нефть, % масс.Октановое число без ТЭССодержание, % масс.серыароматических углеводородовнафтеновых углеводородовпарафиновых углеводородовн.к.-702,1590,11138670-1204,5510,187227170-1406,8450,2092764140-1804,6370,32122959н.к.-18013,5400,1992566

В таблице 2.2 представлены характеристики всех бензиновых фракций, которые получают на современных установках АВТ. В настоящее время при первичной перегонке нефти не выделяют узкие бензиновые фракции, служившие ранее сырьем для производства индивидуальных ароматических углеводородов в процессе каталитического риформинга. На современных установках каталитического риформинга применяются высокоактивные катализаторы при пониженном давлении в реакторах, что обеспечивает высокий выход ароматики (55-65 % на катализат) при работе на сырье широкого фракционного состава, выкипающем в пределах 70-180С. На установке АВТ в основном получают бензиновые фракции 70-120С (при выработке реактивного топлива) или 70-180С (если реактивное топливо не вырабатывают), которые направляют на риформинг для повышения их октанового числа. Фракцию нк-70С целесообразно использовать для процесса изомеризации и далее как компонент бензина. Фракцию 70-140С для получения ароматики на установке каталитического риформинга или в смеси с фракцией 140-180С, для производства высокооктанового компонента автомобильных бензинов. Для всех фракций необходима предварительная гидроочистка.

2.3 Характеристика дизельных фракций и их применение

 

В таблице 2.3 представлена характеристика дизельных фракций, которые можно вырабатывать на установке АВТ из любой нефти и, в частности, из Девонской. Однако получение на АВТ той или иной дизельной фракции должно быть обоснованным.

Таблица 2.3 Характеристика дизельных фракций Девонской нефти

Пределы кипения, СВыход на нефть, % масс.Цетано-вое числоВязкость при 20С, мм2/с (сСт)ТемператураСодержание серы

общей, % масс.помутнения, Сзастывания, С180-2305,9---минус 500,78230-36019,0518,21минус 4минус 81,98180-36024,9496,34минус 5минус 101,80

Из Девонской нефти получае

www.studsell.com

Чекмагушская нефть девонского горизонта - Справочник химика 21

    ЧЕКМАГУШСКАЯ НЕФТЬ ДЕВОНСКОГО ГОРИЗОНТА [c.117]
Рис. 25, Чекмагушская нефть девонского горизонта. Кривые Рис. 26. Чекмагушская нефть девонского горизонта. Характе-, разгонки. ристика остатков. Рис. 25, Чекмагушская нефть девонского горизонта. Кривые Рис. 26. Чекмагушская нефть девонского горизонта. Характе-, разгонки. ристика остатков.
    Чекмагушская нефть девонского горизонта [c.313]

    Разгонка (ИТК) чекмагушской нефти девонского горизонта [c.408]

    По своей общей. характеристике эта нефть похожа на арлая-скую нефть угленосной свиты и на чекмагушскую нефть девонского горизонта. [c.92]

    В зависимости от распределения серы по фракциям можно выделить три группы нефтей. К I группе относятся нефти, содержащие i наиболее термостойкие сернистые соединения (туймазинская нефть j девонских горизонтов, шкаповская горизонта Д IV и др.) j ко II группе — средней термостойкости (арланская угленосная, / чекмагушская угленосная и девонская, куш-кульская девонская j и др.) и к III группе — нефти с сернистыми соединениями относи- / тельно термически нестойкими (ишимбайская, тереклинская, озер- > кинская и др.). Распределение серы по фракциям при прямой перегонке нефтей трех групп и содержание серы в отдельных фракциях приведено ниже (в %) [14, т. 2, с. 41]  [c.33]

    Нефти восточных районов характерпзуются, за редкими исключениями, высоким содержанпем серы (в среднем 1,5—2% и выше). Так, серафимовская девонская нефть содержит серы 1,15%., ромашкинская девонская 1,62%, шкановская горизонта В1 1,94% радаевская 3,05%, чекмагушская 3,2%. [c.14]

    Из нефтей Башкирии наиболее перспективными в отношении возможности получения масел являются девонские нефти Ту11ма-зинского, Александровского Серафимского и Шкаповского (горизонта Д у) месторождений, расположенных в западной части республики. Нефти восточных и северных месторождений Башкирии— введеновская, старо-казанковская, арланская, калтасынская. чекмагушская и др. представляют меньший интерес в этом отношении, так как по сравнению с нефтями западной части республики содержат значительно больше серы и смолистых веществ. [c.18]

chem21.info

Отложение - девонская система - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1

Отложение - девонская система

Cтраница 1

Отложения девонской системы широко развиты на территории Волго-Уральской провинции. Средний девон, а также низы франского яруса верхнего девона в основном сложены терригенными отложениями, большая же часть верхнего девона имеет карбонатный состав. Терригенная толща девона является основной нефтегазоносной свитой Волго-Уральской провинции.  [1]

Отложения девонской системы широко развиты на территории Волго-Уральской провинции. Средний девон, а также низы фран-ского яруса верхнего девона в основном сложены терригенными: отложениями, большая же часть верхнего девона имеет карбонатный состав. Терригенная толща девона является основной нефтеносной свитой Волго-Уральской провинции. Она представлена отложениями прибрежно-морского и лагунно-озерного происхождения, трансгрессивно с крупным перерывом залегающими на отложениях рифей-венда или на фундаменте. Литологический состав, и мощность терригенного девона чрезвычайно изменчивы. Наибольшую мощность эти отложения имеют в Оренбургской области Волгоградском Поволжье и полностью выклиниваются на вершинах Жигулевско-Пугачевского и Татарского сводов, а также на ряде других погребенных выступов фундамента.  [2]

Нефтеносность отложений девонской системы связана с карбонатами фаменского и франского ярусов и терригенными отложениями кыновского и пашийского горизонтов. Карбонатный девон в отношении нефтеносности промышленной ценности не имеет.  [3]

Нефтегазоиосность отложений девонской системы изучена слабо. При оценке отложений терригенного девона отмечено смещение свода в восточном направлении.  [5]

Дегазированные нефти отложений девонской системы легкие, очень маловязкие, малосмолистые, малосернистые ( класс I), парафиновые ( вид П2) с высоким выходом светлых фракций, выкипающих до 300 С. Выход светлых фракций низкий.  [6]

Установлена приуроченность здесь нефти и газа к коллекторам порово-трещинного типа в живетских и фаменских отложениях девонской системы - в илеморовской, бейской и тубинской свитах.  [7]

Характеристика пластовых нефтеи фаменского яруса уже несколько иная, хотя полученные данные относятся к отложениям девонской системы. Значительно отличаются от девонских рассматриваемые параметры по отложениям нижнего карбона.  [8]

В конце 1944 г. в Башкирской АССР было открыто мощное нефтяное месторождение, подчиненное отложениям девонской системы. Огромные нефтеносная площадь и величина промышленных запасов нефти выдвинули Туймазипское месторождение на одно из первых мест среди величайших нефтяных месторождений мира.  [9]

Характеристика пластовых нефтей фаменского яруса уже несколько иная, хотя полученные данные относятся к отложениям девонской системы. Значительно отличаются от девонских рассматриваемые параметры по отложениям нижнего карбона.  [10]

В геологическом строении месторождения принимают участие девонские, каменноугольные, юрские, меловые, неогеновые и четвертичные отложения. Отложения девонской системы представлены фамен-ским ярусом и казанлинской свитой. Терригенные отложения среднего девона на Лугов-ской площади полностью размыты. Луговское поднятие представляет собой брахиантиклинальную складку северозападного простирания, приуроченную к Степновско-Советскому валу. Структурные планы по мезозойским и каменноугольным отложениям совпадают, отличаясь в деталях.  [12]

В отложениях нижнего карбона складка разделена небольшими прогибами на три купола. В отложениях девонской системы складка выполаживается в моноклинальный склон, погружающийся с северо-востока на юго-запад.  [13]

Свод складки по отложениям девонской системы смещен на юго-запад па 1 км. С глубиной возрастает амплитуда поднятия п углы наклона крыльев.  [14]

Кудиновское месторождение находится на территории Фро-ловского района, в 28 км к северу от г. Фролово. В 1962 г. на месторождении установлена нефтеносность отложений девонской системы; притоки нефти получены из пашийского и воробь-евского горизонтов, а значительно позже, в 1967 г., из петинско-семилукских слоев.  [15]

Страницы:      1    2

www.ngpedia.ru

Куш-кульская нефть (девонская) - Справочник химика 21

    КУШ-КУЛЬСКАЯ НЕФТЬ (ДЕВОНСКАЯ) [c.92]

    Рие. 19. Куш-кульская нефть девонского горизонта. Кривые [c.98]

Рис. 20, Куш-кульская нефть девонского горизонта. Характеристика остатков. Рис. 20, Куш-кульская нефть девонского горизонта. Характеристика остатков.
    Ко 2-й группе нефтей относятся нефти северо-западных месторождений Башкирии, как угленосные, так и девонские арланская угленосная, чекмагушская угленосная и девонская, куш-кульская девонская и др. [c.8]

    В зависимости от распределения серы по фракциям можно выделить три группы нефтей. К I группе относятся нефти, содержащие i наиболее термостойкие сернистые соединения (туймазинская нефть j девонских горизонтов, шкаповская горизонта Д IV и др.) j ко II группе — средней термостойкости (арланская угленосная, / чекмагушская угленосная и девонская, куш-кульская девонская j и др.) и к III группе — нефти с сернистыми соединениями относи- / тельно термически нестойкими (ишимбайская, тереклинская, озер- > кинская и др.). Распределение серы по фракциям при прямой перегонке нефтей трех групп и содержание серы в отдельных фракциях приведено ниже (в %) [14, т. 2, с. 41]  [c.33]

    Нефти Тереклинского месторождения добывают из пористых известняков сакмаро-артипского возраста. На Чераульском месторождении нефть залегает в песчаниках угленосной свиты и известняках Верейского горизонта. На Куш-Кульском и Югомашев-ском месторождениях девонской нефти нефтеносными являются песчаные пласты пашийской свиты. На Арланском месторождении нефть содержится в песчаниках угленосной свиты и известняках турнейского яруса и каширского горизонта, причем наиболее перспективной является нефть угленосной свиты, которую исследовали ранее. [c.101]

    Описываемые нефти залегают в породах различных геологических эпох. Так, на Ново-Хазинском, Касевском и Николо-Березовском месторождениях нефтеносными являются песчаники угленосной свиты и тульского горизонта. Нромышленно-нефтеносными породами на Знаменской плош,ади являются известняки турнейского яруса и песчаники угленосной свиты. Промышленная нефть Усень-Иванов-ского и Куш-Кульского месторождений приурочена к кыновским слоям девонских отложений. Коллекторами нефти на Субханкулов-ском месторождении являются пористые и кавернозные известняки верхне-фаменского подъяруса. Озеркинское и Аллакаевское месторождения связаны с погребенным рифом сакмаро-артинского времени. [c.230]

    Для правильного решения вопросов переработки высокосернистых нефтей нужно знать товарные и сырьевые характеристики нефтей новых месторождений. В 1958 г. сырьевой лабораторией БашНИИ проведено ис-. следование сырьевой и товарной характеристик следующих нефтей че- раульской (угленосной свиты,) чераульской (верейского горизонта), арлан- ской (каширского горизонта), югомашевской. (девонской), куш-кульской (верхнедевонская, кыновско-кашийских слоев) и тереклинской (сакмаро-лртинских отложений). [c.100]

chem21.info