Главная -> Словарь

Подсолевых отложений

Аналогично предыдущему подсчитывают содержание в газовой смеси кислорода и окиси углерода.

смеси регулируют на максимум детонации, сохраняя неизменной степень сжатия. Затем приступают к определению октанового числа топлива. Двигатель переводят попеременно на топливо из первого, второго и третьего бачков, каждый раз снимая показания указателя детонации. Ва каждом горючем испытание проводят по 3 раза и вычисляют среднее арифметическое показаний детонации. Затем подсчитывают содержание ТЭИ в смеси с Б-70, эквивалентной по детонации испытуемому образцу:

Описываемый способ основан на том, что испытуемый продукт после добавления бутилового меркаптана обрабатывается раствором плумбита натрия для связывания элементарной серы, содержащейся в продукте, и для перевода ее с меркаптанов в дисульфид. По количеству меркаптана, вступившего в реакцию, подсчитывают содержание элементарной серы.

На основании анилиновых точек исходной и дезаро-матизированной фракции, применяя коэффициенты ГрозНИИ, подсчитывают содержание отдельных групп углеводородов.

В настоящее время существуют автоматические приборы интеграторы, которые подсчитывают содержание компонентов смеси

Как видно из схемы реакции, пикриновая кислота выделяется из комплекса в количестве, эквивалентном количеству нафталина. Выделившуюся пикриновую кислоту определяют титрованием раствором щелочи. По расходу щелочи подсчитывают содержание нафталина в 1 м3 газа.

Сущность нетода состоит в протягивании через перхлорвиниловый фильтр АФА-В определенного объема саже-газовой смеси. По привесу фильтра подсчитывают содержание сажи .

Из мерной колбы емкостью 250 мл с водным раствором минеральных солей, полученных при определении органической части мылонафта или асидол-мылонафта, пипеткой отбирают 100 мл в стакан и нагревают раствор до кипения. К кипящему раствору приливают кипящий 10% раствор хлористого бария. Через 3 ч отфильтровывают осадок сернокислого бария, промывают его, высушивают и прокаливают до постоянной массы. По количеству сернокислого бария подсчитывают содержание сульфатов а^ в пересчете на сульфат натрия по формуле

Сущность определения состоит в том, что при растворении испытуемого контакта в этиловом эфире и последующей его промывке насыщенным раствором хлористого натрия серную кислоту переводят в раствор хлористого натрия, а сульфокислоты остаются в эфирном растворе. После разделения образовавшихся растворов серную кислоту осаждают хлористым барием в виде сернокислого бария, по количеству которого подсчитывают содержание серной кислоты в контакте.

Выделившийся иод оттитровывается тиосульфатом натрия. Таким образом, по количеству израсходованного двухромовокислого калия подсчитывают содержание этиленгликоля в анализируемой пробе.

В последней реакции трилон Б соединяется с ионом кальция, образуется более стойкое внутрикомплексное соединение, а мурексид выделяется в свободном виде. По количеству израсходованного титрованного раствора трилона Б подсчитывают содержание ионов кальция в анализируемой воде.

Генетическая типизация нефтей в Прикаспийской впадине имела важное значение, так как она показала генетическую неоднородность нефтей надсолевых и подсолевых отложений, образование их из разных источников, в разных нефтегазоматеринских толщах. Было показано, что как в надсолевых, так и в подсолевых отложениях встречены главным образом сингенетичные нефти. Эпигенетичные по отношению к вмещающим породам нефти характерны в основном для надсолевой части и главным образом в восточной части впадины. Вертикальной миграции в формировании залежей УВ в пределах впадины принадлежит незначительная роль.

Нефть и ХБ подсолевых отложений близки по содержанию нафтено-ароматических УВ: в нефти 10-15 %, в ХБ 9-10 %. Интересно отметить, что как в ХБ. так и в нефтях межсолевых отложений содержится больше ароматических УВ, чем в ХБ подсолевых: в ХБ 10-22 и 9—10 %, в нефтях 16—26 и 10—15 %. Для подсолевых отложений характерна близость нефтей и 0В пород по величине п/ф: в нефтях 0,81-0,84, в ХБ 0,80-0,87.

Отмеченные закономерные изменения нефтей обусловлены миграционными процессами и гипергенными изменениями. Миграция УВ во всех частях впадины шла от внутренних частей бортовых зон к наиболее приподнятым с распределением флюидов по принципу дифференциального улавливания: легкие нефти встречены ближе к зоне генерации, чем тяжелые. Увеличение плотности нефтей в приподнятых частях бортовых зон связано также и с палеогипергенными изменениями, которые могли иметь место на инфильтрационном этапе развития гидрогеологического цикла. Наиболее интенсивно эти процессы проходили на востоке и юго-востоке впадины. Разное время проявления инфильтрационных этапов, неодинаковая интенсивность раскрытое™ и разные стратиграфические и глубинные уровни ее привели к тому, что палеогипергенно измененные нефти в подсолевых отложениях встречены на разных глубинах. Однако территориально залежи с такими нефтями тяготеют к приподнятым участкам бортовых зон. Этим и объясняется выявленная закономерность повышения плотности нефтей всех горизонтов подсолевых отложений в направлении к приподнятым участкам бортовых зон. Наложение двух процессов привело к более резкой дифференциации нефтей по плотности и составу. Конкретно данная закономерность выявляется по смене зон нефтей разной плотности по направлению к центральной части Прикаспийской впадины. На востоке и юго-востоке впадины в этом направлении выделяются зоны с нефтями плотностью более 0,900 г/см3 и 0,810—0,850 г/см3; на севере и западе впадины в направлении от приподнятых бортовых участков к погруженным зона с плотностью нефтей 0,810—0,850 г/см3 сменяется зоной с плотностью менее 0,810 г/см3.

Зоны распространения залежей нефтей с плотностью, г/см : 7 - 0,800-0,850, 2 - 0,850-0,900, 3 -0,900, зоны распространения залежей: 4 - газоконденсатных, 5,6 - газоконденсатных и нефтяных ; 7 - границы Прикаспийской впадины, 8 - изогипса 7 км , 9 границы зон с разным фазовым состоянием УВ в залежах и составом нефтей

Конденсаты подсолевых отложений характеризуются определенной спецификой свойств и состава, отличающей их от конденсатов других районов:

Нефти Белорусской ССР различаются по физико-химической характеристике и по качеству получаемых из них нефтепродуктов. Среди нефтей имеются малосернистые, с содержанием серы до 0,5% и сернистые, с содержанием серы выше 0,5% .

Все исследованные нефти высокопарафинистые, содержание парафина в них превышает 6% . С' держание см листых веществ колеблется от 7,0 до 18% . Наименьшим содержанием смолистых веществ отличается речицкая нефть подсолевых отложений , наивысшим — осташковичская нефть межсолевых отложений .

В самое последнее время открыта залежь нефти в межсолевых отложениях на Осташковичской площади, .представляющей собой антиклинальную складку субширотного простирания, которая является продолжением Речицкой антиклинали. Приведенные открытия указывают на региональную нефтеносность как межсолевых, так и подсолевых отложений девона во всей Припятской впадине.

На этом месторождении из подсолевых отложений в интервале глубин 2542—2623 получен слабый приток нефти.

Растворенные в нефтях воронежского и семилукско-бурегского горизонтов газы сходны по своему составу, и поэтому приведена средняя характеристика газов, растворенных в нефтях подсолевых отложений. Газ этих отложений тяжелый, жирный, имеет высокое содержание гомологов метана и небольшое азота.

Залежи нефти Осташковичского месторождения находятся в условиях высоких пластовых давлений. Следует отметить, что величина давления насыщения для нефти подсолевых отложений почти в 2 раза выше величины давления насыщения нефти межсолевых отложений. Нефти подсолевых отложений в пластовых условиях характеризуются очень высокими газосодержанием и объемным коэффициентом, низкой плотностью.