Морская нефть. Трубопроводный транспорт и переработка продукции сква
.pdfпоследнего минимальна. Загрязняющие материалы распределяются по всей длине гелевого поршня. В очистной цепочке расстояние между механи ческими скребками должно быть минимум 150 мм, так что не составляет труда поддерживать требуемый режим движения.
Так как гелевые поршни легко диспергируются водой, спереди и сза ди они должны быть изолированы гелевыми разделительными поршнями, чтобы избежать их контакта с водой. Оба гелевых поршня - для удаления мусора и разделительный — имеют весьма различные характеристики, по этому они не смешиваются в трубопроводе, и в очистной цепочке допускает ся непосредственный контакт между «хвостом» переднего разделительного гелевого поршня и «головой» гелевого поршня-очистителя. Однако хвост поршня-очистителя должен быть отделен от головы второго разделитель ного поршня, чтобы избежать перемешивания вследствие проявления вы шеупомянутого эффекта «тракторной гусеницы».
Проектные параметры очистной цепочки могут изменяться в весьма значительных пределах. Очистной поршень удерживает определенное ко личество загрязняющего материала даже при некотором растворении его водой.
Но при полном сохранении целостности этого поршня его несущая спо собность возрастает в четыре раза при практически том же самом давлении проталкивания.
При выбросе очистного геля вместе с загрязняющим материалом в море происходит быстрое диспергирование геля. Полимер полностью биодегра дирует и не оказывает какого-либо отрицательного влияния на окружающую среду. Разрешен сброс этого полимера в морскую воду как в британском, так и норвежском секторах Северного моря.
Углеводородные гели. Гели с жидкой углеводородной средой, или ор ганогели, с использованием в качестве дисперсионной среды, например, дизельного топлива или керосина характеризуются высокой степенью обес печения герметичности при использовании их в качестве разделителей. Они могут применяться в ряде случаев при эксплуатации нефте- и газопроводов. Проталкивание их может проводиться жидкостями, механическими разде лителями или свабами (с проталкиванием последних газом).
Органогели весьма эффективны с точки зрения удаления накопившейся воды или мусора из нефтепроводов, а также конденсата из газопроводов. В гелях такого рода массовая доля ингибиторов коррозии может быть до ведена до 20 %, поэтому они могут выполнять две функции одновременно, что доказано на газопроводных системах «Flags» и «Statpipe».
Система «Statpipe» (рис. 67) транспортирует газ с месторождений Статфьорд, Галлфакс и Хеймдал через месторождение Экофиск к потребителям на европейский континент [34]. Система эксплуатируется компанией «Stat-
oil»; совладельцами являются |
|
|
компании «Elf», «Norsk Hydro», |
|
|
«Mobil», «Esso», «Shell», «Total» |
|
|
и «Saga petroleum». Подводный |
|
|
трубопровод протяженностью |
|
|
309 км для подачи жирного газа |
|
|
с месторож дения Статфьорд |
|
|
подходит к берегу юго-запад |
|
|
нее г. Хугезунд, Норвегия. Ме |
|
|
сторождение Галифакс связано |
|
|
с месторождением Статфьорд |
|
|
линией длиной 21 км. |
|
|
Вся система «Statpipe», кро |
|
|
ме линии между платформой |
|
|
16/115 и Хеймдалом, была очи |
|
|
щена от механических загрязне |
|
|
ний и воды и заполнена товарным |
Знофиск ^ uaamgopMi |
|
газом весной - летом 1985 г. Ли |
|
|
нию к Хеймдалу очистили зимой |
Рисунок 67 — Схема системы «Statpipe» |
|
1986 г., что позволило ввести |
||
|
||
месторождение в эксплуатацию |
|
1 марта 1986 г., на месяц раньше срока.
Применение технологии гелевой очистки и осушки способствовало успешному вводу в эксплуатацию всей системы в целом.
Если по газопроводу транспортируется влажный или жирный газ, даже при частой очистке его обычными поршнями механического типа не удается полностью вытеснить из полости выпавший конденсат [28]. Эффективность очистки от конденсата резко возрастает при комбинированном применении механического поршня и органогеля. Транспортирование газа продолжается обычным образом при закачке геля в трубопровод, но с меньшим расходом. Такая периодическая очистка дает весьма хорошие результаты с точки зре ния удаления из трубопровода конденсата; в гель можно вводить ингибитор коррозии.
Осушающие гели. Для повышении эффективности осушки полости трубопроводов могут быть использованы гели на основе спиртов и других агентов [76].
Образовать гель из такого осушающего растворителя, как метанол, можно путем использования другого биодеградируемого полимера - производной целлюлозы [28]. Применение геля на основе метанола может обеспечить уменьшение числа прогонов механических поршней (рис. 68а, б).
о
Газ ЙКГГГО |
\ |
||
Y |
\ |
W |
|
1 |
2 |
t 3 |
\ |
fits
Рисунок 68 — Схема осушки полости трубопроводов с использованием гелевых осушителей:
1 — спирт в гелеобразном состоянии; 2 — спирт; 3 — гелевый поршень-разделитель; 4 — тру бопровод, заполненный водой; 5 — органогель; а — без механических поршней: б — с механи ческими поршнями
В начале осушающей цепочки - разделительный поршень из гидрогеля. Назначение этого поршня - очистка полости от основной массы воды; пос ле него остается только водяная пленка, абсорбирующая осушающие реа генты. Далее следует осушающий поршень, голова которого контактирует с хвостом разделительного поршня. В результате предотвращается поглоще ние спиртом значительных количеств воды из гидрогеля. В конце цепочки используются механические поршни, манжеты которых уплотняются преды дущим осушающим гелем. Механические поршни, в свою очередь, протал киваются газом. Такая схема сводит к минимуму перетоки проталкиваю щего газа в осушающий поршень и трение манжет механических поршней о стенки трубопровода.
Может быть применен также вариант, когда вместо механических порш ней за осушающим следует гелеобразный проталкивающий поршень, по составу совместимый с проталкивающим газом. В состав геля этого допол нительного поршня может быть введен ингибитор коррозии.
Цепочка из комбинации гелевых поршней, в том числе осушающего, механических поршней и проталкивающего газа, может обеспечить одно временное освобождение полости трубопровода от воды и осушку и, как следствие, значительное сокращение затрат времени и средств на проведе ние этих операций по сравнению с обычно применяемыми методами.
Глава 4
РАЗВИТИЕ ПРОЦЕССОВ ПЕРЕРАБОТКИ ПРОДУКЦИИ СКВАЖИН В УСЛОВИЯХ МОРСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ
Высокие эксплуатационные затраты при разработке морских нефтегазо вых месторождений (особенно глубоководных) могут превратить рентабель ную залежь в неэкономичную.
При разработке морских месторождений большое значение имеет знание физико-химических свойств нефти, поскольку от этого зависит правильный выбор варианта разработки месторождения, а также способа транспортиров ки продукции скважин на берег.
Промышленная добыча нефти, начавшаяся в 20-е гг. прошлого столетия в Калифорнии и продолжившаяся в 30-е гг. на Каспии в районе Баку, а также все освоенные в более позднее время морские месторождения убедительно показали, что нефти морских месторождений имеют значительные отли чия по своим физико-химических свойствам. Этот факт можно проследить при анализе свойств нефтей основных морских месторождений, что край не необходимо для обеспечения рациональной разработки месторождения, транспорта нефти на берег, а также для выбора метода ее переработки на береговых нефтеперерабатывающих заводах.
4.1. Физико-химические свойства нефтей, добываемых на основных морских месторождениях мира
Анализ состава нефти любого месторождения (в том числе и морско го) нефти на начальном этапе позволит оптимально подобрать методы и технические средства разработки месторождения, а также выбрать спосо бы и средства доставки нефти потребителю, нуждающемуся в конкретном сорте нефти. Для рассмотрения свойств нефтей морских месторождений выбраны основные морские месторождения мира, находящиеся в про мышленной разработке к началу 80-х гг. XX столетия. Сведения по составу нефтей имеют некоторые различия. Так, для анализа нефтей зарубежных месторождений применяется методика, разработанная горным бюро США, предусматривающая определение плотности, вязкости, содержания серы, кокса, микроэлементов - ванадия и никеля. Реже встречаются сведения
осодержании твердых парафинов и селикагелевых смол [18].
ВСССР была принята технологическая классификация нефтей по ГОСТ 912-65, щ е сведения о содержании парафинов смол и асфальтенов являются обязательными [19].
4.1.1. Физико-химические свойства нефтей морских нефтегазовых месторождений США
КА ЛИ Ф О РН И Я Освоены 3 нефтегазоносных бассейна, расположенных в прибрежной
зоне. Глубина продуктивных пластов изменяется от нескольких сотен метров до 3700 м. Нефти в большей степени тяжелые, с большим содержанием серы (табл. 5) фракционный состав нефтей характеризуется небольшим выходом низкокипящих фракций (табл. 6). В групповом углеводородном составе пре обладают нафтеновые углеводороды (табл. 7). На всех месторождениях до бывается нефть с высоким содержанием газа.
М ЕКСИКАНСКИЙ ЗАЛИВ Имеются около 5000 нефтяных и газонефтяных месторождений в бе
реговой зоне и акватории залива. По направлению к акваториальной ча сти бассейна глубина залегания углеводородных скоплений увеличивается до 5000 м. Нефти акваториальной зоны в основном легкие, малосернистые.
Вконтинентальной зоне преобладают нефти средней плотности с увеличен ным содержанием серы (табл. 8). По групповому составу нефти метаново нафтеновые со средним выходом низкокипящих фракций (табл. 9, 10).
Вбольшинстве нефтей отмечено высокое газосодержание.
НЕФТЕГАЗОВЫ Й БАССЕЙН ЗАЛИВА КУКА В разработке было 3 нефтяных и 3 газонефтяных месторождения. Про
дуктивными отложениями являются песчаники палеогена и неогена. Основ ной нефтегазоносный горизонт - песчаники Хемлок, залегающие на глубине 2490.. .3470 м. Нефти весьма разнообразны по плотности, малосернистые, с высоким содержанием бензиновых фракций и разнообразны по газосодержанию(табл. И , 12).
4.1.2. Физико-химические свойства нефтей месторождений Северного моря
ВЕЛИКОБРИТАНИЯ Более 20 нефтяных месторождений расположены в принадлежащем Ве
ликобритании секторе Северного моря. Большинство открытых в британ ском секторе Северного моря месторождений относятся к категории крупных и крупнейших. Нефтяные месторождения сосредоточены в северной части сектора, залежи приурочены к терригенным коллекторам юры и палеогена. Нефти северо-морских месторождений характеризуются, в основном, сред ней плотностью, высокой газонасыщенностью и невысокой сернистостью
(табл. 13, 14, 15).
Таблица 5 — Ф изико-химическая характеристика нефтей морских месторождений Калифорнии
Ме сто р о ж д е н и е, го д откры тия
Торранс, 1922
Уилмингтон, 1932
Домингес
Лонг-Бич, 1921
Сил-Бич, 1926
Хантингтон-Бич, 1920
Санта-Фе-Спрингс
Койот-Вест, 1909
Консепшн, 1961
В о з р а ст |
Глубина изалеганя, м |
а |
О |
в |
|
,87(3иС ), СП |
|
|
и н а и м еновани е |
|
с |
с |
1 |
|
|
|
|
|
ЗЕ |
3 |
2 |
|
|
|
||
продуктивного |
|
|
|
|
|
|
||
|
1 |
|
о |
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|||
го ри зон та |
|
|
|
|
|
I I |
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
НГБ Лос-Анджелес |
|
|
|
|
||
Миоцен, |
1235 |
Нет данных |
|
135 |
31,0 |
0,911 |
1,84 |
|
горизонт деламо |
|
|
|
|
|
|
|
|
Миоцен, |
1027 |
7,0 |
69 |
Нет |
18-110 |
31,0 |
0,913 |
1,38 |
зона терминаль |
|
|
данных |
|
|
|
|
|
Плиоцен |
1200 |
Нет данных |
|
213 |
8.8 |
0,877 |
0,40 |
|
Плиоцен, |
827 |
Нет |
49 |
Нет |
192 |
41,3 |
0,918 |
1,29 |
горизонт аламитос |
|
данных |
данных |
|
|
|
|
|
Плиоцен, |
1400 |
Тоже |
78 |
Тоже |
130 |
30,9 |
0,909 |
1,23 |
горизонт брайант |
|
|
|
|
|
|
|
|
Плиоцен, |
750 |
— II— |
56 |
— II— |
224 |
25,4 |
0,906 |
1,26 |
горизонт фернандо |
|
|
|
|
|
|
|
|
Миоцен, свита пуэнте |
1462 |
— II— |
77 |
-I I — |
550 |
34,9 |
0,918 |
1,57 |
Плиоцен, |
1750 |
— II— |
83 |
— II— |
328 |
5,2 |
0,861 |
0,33 |
горизонт бакби |
|
|
|
|
|
|
|
|
горизонт кларк |
2458 |
— II— |
108 |
— II— |
- |
4,3 |
0,854 |
0,26 |
Плиоцен, |
1738 |
— II— |
85 |
-II— |
140 |
6,1 |
0,869 |
0,82 |
горизонт эмери |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
НГБ Вентура-Сента Барбара |
|
|
|
|||
Олигоцен, |
942 |
Нет |
— |
— |
140 |
2,5 |
0,825 |
0,12 |
горизонт алегрия |
|
данных |
|
|
|
|
|
|
Со д е р ж а н и е в неф ти
т, .ес Кокс, .с зо в ев > Ь ! * Ь 1
А % % т т
0,555 |
6.1 |
Нет данных |
|
— |
7.3 |
43 |
61 |
0,360 |
4.1 |
Нет данных |
|
0,55 |
2,7 |
|
Тоже |
_ |
5,8 |
|
•II— |
— |
5,8 |
|
-II— |
0,648 |
5,8 |
|
-II— |
0,271 |
2,7 |
|
-II— |
— |
2,3 |
|
-II— |
0,347 |
2,4 |
|
-II— |
0,111 |
1,4 |
|
-II— |
148
Место ро ж д ени е, го д откры тия
Элвуд, 1928
|
Г |
м |
а |
|
В о зр а ст |
залегания, |
|||
Глубина |
||||
|
|
С |
||
и наи м еновани е |
|
|
||
|
|
2Е |
||
продуктивного |
|
|
1 |
|
гори зон та |
|
|
||
Миоцен, свита вакерос 1026 |
Нет |
данных
яО
оС
J |
2 |
|
® С |
|
в |
N ° |
|
;* |
« |
||
|
|
а. |
|
|
|
|
|
64 |
Нет |
70 |
2,5 |
|
данных |
|
|
|
С о д е р ж а н и е в неф ти |
||
С е р а , % в ес. |
А зо т, % в ес. |
Кокс, % в ес. |
V, ю -* ч/млн |
0,835 0,18 |
— II— |
2.0 |
— II— |
Сан-Мигелито, 1931 |
Плиоцен, свита |
1982 |
Тоже |
71 |
Тоже |
175 |
9,5 |
0,865 |
0,87 |
— II— |
3,2 |
— II— |
— II— |
|
репетто |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Вентура, 1916 |
Плиоцен, |
762... |
— II— |
92 |
— II— |
200 |
7,8 |
0,881... |
0,94 |
0,413 |
4,8 |
31 |
49 |
|
свиты пико и репетто |
3660 |
|
(2291м) |
|
|
|
0,865 |
|
|
|
|
|
Монталво-Вест, 1947 |
Олигоцен, свита сеспе |
3431 |
Нет данных |
|
110 |
1598 |
0,951 |
4,10 |
0,74 |
4,1 |
Нет данных |
||
Саут-Маунтин, 1916 |
Олигоцен, свита сеспе |
1620 |
|
Тоже |
|
330 |
43,9 |
0,914 |
2,79 |
- |
8,2 |
Тоже |
|
Дел-Валле, 1940 |
Миоцен, |
2047 |
Нет |
75 |
Нет |
540 |
6,1 |
0,864 |
1,15 |
0,331 |
4,4 |
- I I - |
|
|
горизонт дел-валле |
|
данных |
|
данных |
|
|
|
|
|
|
|
|
Ньюхолл-Потреро, |
Миоцен, свита модело |
2790 |
- I I - |
94 |
- I I - |
210 |
5,2 |
0,862 |
0,56 |
0,346 |
3,8 |
|
— II— |
1937 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Алисо-Каньон, 1938 |
Миоцен, горизонт фрю |
2595 |
— II— |
95 |
— II— |
630 |
49,9 |
0,925 |
0,92 |
0,708 |
6,1 |
|
— II— |
|
|
|
НГБ Санта-Мария |
|
|
|
|
|
|
|
|
||
Санта-Мария-Валли, |
Миоцен, |
1807 |
|
Нет данных |
198 |
1277 |
0,968 |
4,99 |
— |
9,7 |
174 |
174 |
|
1934 |
свита монтерей |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Оркатт, 1902 |
Миоцен, |
1021 |
|
Тоже |
|
190 |
116,2 |
0,915 |
2,48 |
0,525 |
4,0 |
23 |
162 |
|
свита пойнт-сол |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Кат-Каньон-Вест, 1908 |
Миоцен, |
1524 |
|
— II— |
|
160 |
627 |
1,950 |
5,07 |
— |
9,9 |
Нет данных |
|
|
горизонт лос-флорес |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Ломпок, 1903 |
Миоцен, |
825 |
|
— II— |
|
185 |
102,(5 0,933 |
3,66 |
— |
7.6 |
|
Тоже |
|
|
горизонт авенакес |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Таблица 6 — Ф ракционны й состав нефтей морских месторождений Калифорнии
М е сто р о ж д е н и е; в о зр а ст и |
н . к . - 1 0 0 С |
100 |
.. .2 0 0 'С |
2 0 0 ...3 0 0 *С |
3 0 0 ...3 7 5 X |
3 7 5 ...4 3 5 X |
О ста то к |
|||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
н а и м е н о в а н и е п родукти вного |
вы ход, |
р ? |
вы ход, |
рГ |
вы ход, |
р ? |
вы ход, |
Р ? |
вы ход, |
р ? |
вы ход, |
р ? |
||
го ри зо н та |
||||||||||||||
% об . |
% об . |
|
% об. |
% об . |
% о б . |
% о б . |
||||||||
|
|
|
|
|
|
|
||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
НГБ Лос-Анджелес
Торранс; миоцен, горизонт |
3,6 |
0,708 |
14,3 |
0,784 |
17,9 |
0,851 |
11.4 |
0,892 |
10,1 |
8,918 |
41,9 |
1,004 |
П А Л Я М П |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Уилмингтон; миоцен, зона |
5,7 |
0,706 |
12,2 |
0,783 |
16,5 |
0,860 |
10,9 |
0,905 |
11,5 |
0,937 |
41,2 |
1,010 |
тармималь |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Домингес; плиоцен |
5,1 |
0,716 |
21,3 |
0,782 |
22,1 |
0,843 |
10,2 |
0,881 |
10,6 |
0,906 |
29,9 |
0,993 |
Лонг-Бич; плиоцен, |
— |
— |
13,7 |
0,771 |
20,0 |
0,848 |
12,7 |
0,891 |
13,9 |
0,928 |
38,7 |
1,009 |
горизонт аламитос |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Сил-Бич; плиоцен, |
1,9 |
0,746 |
14,1 |
0,777 |
17,9 |
0,846 |
12,1 |
0,882 |
10,6 |
0,909 |
40,8 |
0,999 |
горизонт брайант |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Хантингтон-Бич; |
4,9 |
0,705 |
16,6 |
0,783 |
17,4 |
0,805 |
10,8 |
0,890 |
11,5 |
0,922 |
38,4 |
1,009 |
плиоцен, горизонт фернандо |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
миоцен, свита пуэнте |
7,5 |
0,731 |
12,5 |
0,794 |
15,6 |
0,855 |
9.8 |
0,891 |
11.1 |
0,928 |
43,1 |
10,15 |
Санта-Фе-Спрингс; плиоцен, |
4,67 |
0,720 |
13,8 |
0,782 |
23,8 |
0,842 |
11,7 |
0,877 |
11,0 |
0,902 |
23,2 |
0,986 |
горизонт бакби |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
горизонт кларк |
7,1 |
0,715 |
25,0 |
0,780 |
22.8 |
0,841 |
12,7 |
0,876 |
10,7 |
0,897 |
21,3 |
0,972 |
Койот-Вест; плиоцен, |
6,3 |
0,714 |
23,6 |
0,779 |
19,5 |
0,844 |
11,6 |
0,819 |
9,8 |
0,906 |
29,2 |
0,990 |
горизонт эмери |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
НГБ Вентура — Санта-Барбара |
|
|
|
|
|
|
|||
Консепшн; олигоцен, |
13,0 |
0,710 |
32,8 |
0,781 |
20,8 |
0,838 |
9,3 |
0,881 |
8,3 |
0,900 |
12,4 |
0,982 |
горизонт алегрия |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Элвуд; миоцен, свита вакерос |
7,6 |
0,717 |
32,5 |
0,776 |
25,8 |
0,834 |
9,6 |
0,869 |
8.0 |
0,896 |
15,7 |
0,981 |
Сан-Мигелито; плиоцен, |
12,8 |
0,698 |
20,0 |
0,779 |
15,8 |
0,844 |
9,0 |
0,878 |
9,7 |
0,904 |
30,61 |
1,003 |
свита репетто |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
149
Cоl
|
н.к. - 1 0 0 ‘ С |
100 .. |
20 0 X |
2 0 0 ...3 0 0 X |
3 0 0 ...3 7 5 X |
3 7 5 ...4 3 5 X |
О ста то к |
||||||
наи м еновани е продуктивного |
вы ход, |
р ? |
выход, |
Р ? |
вы ход, |
Р ? |
'выход, |
р ? |
вы ход, |
Р ? |
вы ход, |
р ? |
|
горизонта |
|||||||||||||
% об. |
|
% об. |
|
% об . |
|
% о б . |
|
% об . |
|
% о б . |
|
||
|
|
|
|
|
|
|
|||||||
Вентура; плиоцен, |
9,9 |
0,696 |
20,1 |
0,778 |
17,5 |
0,837 |
8,8 |
0,875 |
10,4 |
0,912 |
21,5 |
0,994 |
|
свиты пико и репетто |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Монталво-Вест; олигоцен, |
3,5 |
0,705 |
11.1 |
0,773 |
15,2 |
0,852 |
8,6 |
0,897 |
10,7 |
0,928 |
50,0 |
1,054 |
|
свита сепсе |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Саут-Маунтин; олигоцен, |
6,2 |
0,684 |
14.2 |
0,774 |
15,4 |
0,843 |
9,2 |
0,887 |
8.4 |
0,920 |
46,0 |
1,018 |
|
свита сепсе |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
Дел-Валле; миоцен, |
9,0 |
0,694 |
22.8 |
0,775 |
18,5 |
0,840 |
10,5 |
0,877 |
11,6 |
0,890 |
26,1 |
1,002 |
|
горизонт дел-валле |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Ныохолл-Потреро; миоцен, |
11,2 |
0,701 |
22,7 |
0,779 |
17,8 |
0,843 |
8,6 |
0,877 |
9.8 |
0,904 |
28,4 |
0,999 |
|
свита модело |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Алисо-Каньон; миоцен, |
5.7 |
0,737 |
12,3 |
0,800 |
18,4 |
0,862 |
10,1 |
0,898 |
8,9 |
0,924 |
43,3 |
1,020 |
|
горизонт фрю |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
НГБ Свнта-Мария |
|
|
|
|
|
|
|
||
Санта-Мария-Валли; миоцен, |
2,0 |
0,706 |
9.3 |
0,774 |
13,0 |
0,857 |
7.3 |
0,908 |
6,3 |
0,934 |
61,3 |
1,038 |
|
свита монтерей |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Оркатт; миоцен, |
2.9 |
0,713 |
17,2 |
Нет |
17,6 |
0,846 |
9.9 |
0,886 |
8.6 |
0,914 |
43,7 |
1,011 |
|
свита пойнт-сол |
|
|
|
данных |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Кат-Каньон-Вест; миоцен, |
3,8 |
0,682 |
9,5 |
0,765 |
12,8 |
0,844 |
8,5 |
0,892 |
8.8 |
0,920 |
55,7 |
1,038 |
|
горизонт лос-фрорес |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Ломпок; миоцен, горизонт авенакес |
2.9 |
0,719 |
16,7 |
0,780 |
17,1 |
0,862 |
7.8 |
0,919 |
9,5 |
0,948 |
46,0 |
1,027 |
151
Таблица 7 — Групповой углеводородный состав фракций нефтей месторождений Калифорнии (об. % )
М е сто р о ж д е н и е; в о зр а ст и наи м еновани е |
н. к. — 2 0 0 X |
|
|
2 0 0 ...3 5 0 X |
|
||
|
|
|
м е та н о |
н аф тено |
а р о м а ти |
||
продуктивного гори зон та |
|
м е та н о |
наф тено |
а р о м а ти |
|||
|
|
вы е |
вы е |
ч ески е |
вы е |
вы е |
ч ески е |
|
|
НГБ Грвйт-Валли |
|
|
|
|
|
Коалинга-Ноуз; эоцен, горизонт гатчелл |
|
35,6 |
50,3 |
14,1 |
35,9 |
33,7 |
30,4 |
Белридж-Саут; плейстоцен - плиоцен, свита туларе |
|
— |
97,5 |
2,5 |
14,0 |
82,5 |
3,5 |
Колс-Леви-Норт; миоцен, горизонт стивенс |
|
41,1 |
49,7 |
9.2 |
37,2 |
38,4 |
24,4 |
Буэна Виста; плиоцен, свита этчигойн |
|
32,2 |
57,7 |
10,1 |
23,3 |
47,2 |
29,5 |
Грили; миоцен, всита ведер |
|
45,6 |
46,5 |
7,9 |
41,7 |
32,0 |
26,3 |
Керн-Фронт; плиоцен, горизонт керн-ривер |
|
_ |
97,5 |
2.5 |
13,1 |
71.1 |
15,8 |
Эдисон; поздний миоцен, горизонт чанак |
|
20,3 |
76,4 |
3,3 |
26,3 |
51,6 |
22,1 |
|
|
НГБЛос-Анджелес |
|
|
|
|
|
Уилмингтон; миоцен, зона терминаль |
|
263,7 |
67,4 |
5,9 |
27,4 |
50,5 |
22,1 |
Домингес; плиоцен |
|
32,8 |
57,1 |
10,1 |
40,4 |
42,5 |
17,1 |
Лонг-Бич; плиоцен, горизонт аламитос |
|
27,1 |
67,7 |
5,2 |
36,5 |
44,8 |
18,7 |
Хантингтон-Бич; плиоцен, горизонт фернандо |
|
19,7 |
75,1 |
5,2 |
29,3 |
48,0 |
22,7 |
Кайот-Вест; плиоцен, горизонт эмери |
|
34,6 |
58,2 |
7,2 |
40,7 |
37,4 |
21,9 |
|
НГБ Вентура — Санта-Барбара |
|
|
|
|
||
Вентура; плиоцен, свиты пико и репетто |
|
43,5 |
51,1 |
5,4 |
42,0 |
35,7 |
22,3 |
Саут-Маунтин; олигоцен, свита сеспе |
|
51,0 |
40,0 |
9.0 |
38,6 |
36,8 |
24,6 |
|
НГБ Хаф-Мун — Салинас-Кайама |
|
|
|
|
||
Сан-Ардо; миоцен, горизонт ломбарди |
|
_ |
97,4 |
2.6 |
11,5 |
75,2 |
13,3 |
Кайама-Саут; миоцен, горизонт диббли |
|
38,8 |
54,5 |
6,7 |
39,5 |
35,5 |
25,0 |
|
|
НГБ Санта-Мария |
|
|
|
|
|
Оркатт; миоцен, свита пойнт-сол |
|
35,3 |
57,4 |
7,3 |
37,5 |
39,1 |
23,4 |