Нефть

Экспорт и импорт нефти Нефть (рус. нефть, англ. Petroleum (mineral oil), oil, naphtha, crude oil, petroleum; нем. Erdol n, Ol n, Rohol n, Naphtha n, рум. Pecura) – горючее полезное ископаемое, сложная смесь углеводородов разных классов с небольшим количеством органических кислородных, сернистых и азотных соединений, представляет собой густую маслянистую жидкость, от темно-бурого до черного цвета. Нефть имеет характерный запах, легче воды, в воде нерастворима.
Элементарный состав,%: углерод 80-88, водород 11-14.5, сера 0.01-5, кислород 0.05-0.7, азот 0.01-0.6.
Плотность – 760-990 кг / м 3
Теплота сгорания – 43.7-46.2 МДж / кг.
Важнейший источник жидкого топлива, масел, сырье для синтетических материалов и т.д.
Происхождение названия
Считают, что современный термин "нефть" является производным от слова "нафата", что на языке народов Малой Азии означает "просачиваться".
История
Нефть начали добывать на берегу Евфрата за 6-4 тыс. лет до нашей эры. Применялась она и как лекарство. Древние египтяне использовали асфальт (окисленные нефть) для бальзамирования. Нефтяные битумы использовались для приготовления строительных растворов. Нефть входила в состав "греческого огня".
Происхождение нефти



Проблема происхождения нефти и формирования ее месторождений имеет большое практическое значение, так как ее решение позволит обоснованно подходить к поиску и разведке нефтяных месторождений и оценки их запасов, однако и сейчас среди геологов и химиков есть сторонники как гипотез неорганического, так и гипотез органического происхождения нефти.
Происхождение нефти и газа – одно из самых сложных и дискуссионных вопросов в геологии. Эта проблема возникла еще в XVI в. и продолжает останутся дискуссионной сих пор.
Основными трудностями, которые стоят перед исследователями вопрос о происхождении «природной нефти», понимая под этим названием широкий комплекс газообразных, жидких и твердых углеводородных соединений, явно вторичный характер залегания нефтяных битумов и отсутствие в самой нефти остатков исходной органической ткани. Лишенный прямых и убедительных фактов, относящихся непосредственно к исследуемому объекту, исследователи вынуждены оперировать косвенными соображениями и фактами, допускающих различное толкование. В связи с этим нет единства мнений даже в таком кардинальном вопросе, как вопрос об органическом или неорганическое происхождение нефти. Подавляющее большинство геологов поддерживают мнение об образовании нефти из остатков живой материи, но есть достаточно много сторонников концепции неорганического происхождения нефти, которые приводят веские соображения как геологического, так и химического порядка.
Классификация нефти



Классификация нефтей – распределение нефтей на классы, типы, группы и виды.
По составу дистиллятного части нефти делят на пять классов: метановая, метано-нафтенов, нафтенов, метано-нафтено-ароматическая и нафтено-ароматическая.
По содержанию серы нефть делят на малосернистую (до 0,5%), сернистую (0,5-2%) и высокосернистую (свыше 2%).
По содержанию фракций, выкипающих при перегонке до температуры 350 ° С, ее делят на типы: Т1 (свыше 45%), Т2 (30-45%), Т3 (менее 30%).
По содержанию базовых масел нефти делят на четыре группы: М1 (свыше 25%), М2 (20-25%), М3 (15-20%) и М4 (менее 15%).
По содержанию твердых парафинов ее делят на три вида: П1 (менее 1,5%), П2 (1,5-6%), П3 (свыше 6%).
По содержанию смол и асфальтенов нефть делят на малосмолисту (до 10%), смолистое (10-20%) и високосмолисту (свыше 20%).
В практике употребляется условное разделение нефти на легкую, среднюю и тяжелую соответствии с плотностью до 850, 850 – 950 и более 950 кг/м3.
В нефтяной промышленности, зачастую употребляется классификация нефти по месту добычи, плотностью и содержанием серы. Нефти из определенных источников и с установленным химическому составу подразделяются на марки или сорта, наиболее известными из которых являются три элитные сорта (также маркерные):

West Texas Intermediate (WTI)
Brent Crude
Dubai Crude

В то время как в целом выделяется около 160 марок нефти, подлежащих международной торговли, три указанные выше сорта используются как главные указатели мировых цен на нефть.
Разновидности нефти
Нефтяная геология
Страны-продуценты нефти Разведанные запасы нефти в мире на 2004 г. составляли 210 млрд т (1200 миллиардов баррелей), неразведанные – оцениваются в 52-260 млрд т (300-1500 млрд баррелей). Мировые разведанные запасы нефти оценивались к началу 1973 г. в 100 млрд. т. (570 млрд баррелей), в 1998 г. – 137,5 млрд т. Таким образом, в прошлом разведанные запасы росли. Сегодня они сокращаются.
Большие нефтегазоносные осадочные бассейны приурочены к внутришньоплатформних, внутришньоскладчастих, складчастоплатформних и краевых прогибов, а также к периокеанических платформенных областей. Месторождения Н. обнаружены на всех континентах, кроме Антарктиды, и на значительных площадях акваторий. В мире известно более 30 тыс. месторождений Н., из них 15-20% газонафтови. Ок. 85% мировой добычи Н. дают 5% месторождений. Наибольшие запасы Н. в Саудовской Аравии, Кувейте, Иране, Ираке.
Нефть i газ встречаются в породах разного возраста – от кембрийских до плиоценовых. Иногда нефть добывается i из докембрийских пород, однако считается, что ее проникновение в эти породы вторично. Наиболее древние залежи нефти в палеозойских породах, найденные главным образом на территории Северной Америки. Вероятно, это можно объяснить тем, что здесь наиболее интенсивные поиски проводились в породах именно этого возраста.
Большая часть нефтяных месторождений рассредоточены по семи регионах мира i приурочена к внутриматериковых депрессий и окраин материков:

1) Персидский залив – Северная Африка;
2) Мексиканский залив – Карибское море (включая прибрежные районы Мексики, США, Колумбии, Венесуэлы и о. Тринiдад);
3) острова Малайского архипелага i Новая Гвинея;
4) Западная Сибирь;
5) Северная Аляска;
6) Северное море (главным образом норвежский i британский секторы);
7) о. Сахалiн с прилегающими участками шельфа.

Мировые запасы нефти составляют более 137,5 млрд. т (1998). 3 них 74% приходится на Азию, в том числе Ближний Восток (более 66%). Наибольшими запасами нефти обладают (в порядке убывания): Саудовская Аравия, Россия, Ирак, ОАЭ, Кувейт, Иран, Венесуэла, Мексика, Ливия, Китай, США, Нигерия, Азербайджан, Казахстан, Туркменистан, Норвегия.
Нефть в Украину
Панорама г. Борислав. Нефтяные вышки. Почтовая открытка 1920-е гг



На территории Украины залежи нефти является в Прикарпатье, в Днепровско-Донецкой областях и на шельфе Черного и Азовского морей и (по некоторым данным здесь наибольшие – 3 триллиона условных единиц газа и нефти, доля нефти – 25-30%).
По состоянию на конец ХХ века начальные потенциальные ресурсы нефти Украине оценивались в 1,33 млрд т, а газового конденсата – 376,2 млн т. Государственным балансом учтены более 130 месторождений нефти и свыше 151 газового конденсата. Розвиданисть начальных потенциальных ресурсов нефти составляет 33,0%, газового конденсата – 37,0%, а степень выработанности соответствии 21,6% и 15,9%.
Общая характеристика нефтей и нефтяных фракций углеводородов
Нефти является природными маслянистыми горючими жидкостями со своеобразным запахом и плотностью чаще всего менее 1 х 103 кг / м 3 Они имеют различную консистенцию – от легколетка к густым, малоподвижных. Цвет нефтей в большинстве случаев бурый и темно-коричневый (до черного), реже желтый и зеленоватый и, совсем редко, встречается почти бесцветная, так называемая «белая нефть». Хотя нефти разных месторождений значительно отличаются по химическому составу и свойствам, однако элементный состав их колеблется в довольно узких пределах (%): С = 83-86, Н = 11 -14,0 = 0,2-1,3, N – 0,06-1, 7, S = 0,01 -5,0.
Нефти являются сложными смесями углеводородов и различных кислородных, азотных и сернистых соединений. В природе встречаются нефти, содержащие более гетероатомных органических соединений, чем собственно углеводородов, и такие, состоящие почти исключительно с углеводородов. С физической точки зрения нефть рассматривается как раствор газообразных и твердых углеводородов в жидкости. Естественная нефть, добываемая с недр земли, всегда содержит некоторое количество растворенных в ней газов (попутные природного газа), главным образом метана и его гомологов. Как правило, получаемые при фракционной перегонке нефти дистилляты – бензиновые, керосиновые, солярий, масляные и мазут – жидкие вещества. К твердым (при комнатной температуре) нафтоскладових принадлежат парафины, церезины и гудрон.
Главное место в групповом химическом составе нефтей принадлежит углеводородам – метановым, нафтеновых и ароматических. Это обстоятельство использована при построении химической классификации нефтей, основы которой разработаны в ГрозНДИ (Грозненский НИИ).
По преобладанием (более 75% по массе) какого-либо одного из классов углеводородов различают, во-первых, 3 основных класса нефтей, а именно:

1) метановые (М),
2) нафтеновые (Н),
3) ароматические (А).

Во-вторых, различают также 6 смешанных классов нефтей, в которых при ~ 50% по массе какого-либо одного класса углеводородов содержится дополнительно не менее 25% другого класса углеводородов, то есть классы:

4) метано-нафтеновые (М-Н),
5) нафтенов-метановый (Н-м),
6) ароматические-нафтеновые (А-Н),
7) нафтенов-ароматический (Н-А),
ароматические-метановые (А-М),
9) метано-ароматический (М-А).

В смешанном (10) типе нефти (М-Н-А) все классы углеводородов содержатся примерно поровну.
Класс нефти по групповому химическому составу углеводородов условно определяют не во всей пробе нефти, а только в ее погонах, выкипающих до З00 ° С. Нефти не только различных, но и одного и того же месторождения могут давать при разгоне фракции, выкипающих до 300 ° С, в разных количествах. Однако в большинстве нефтей углеводороды составляют чаще всего 30-50% и лишь весьма редко они преобладают содержание других органических соединений. Вместе с тем такие кислород-и серосодержащие соединения нефти, как смолистые и асфальтовые вещества, иногда могут достигать в составе нефтей 10-20% и более. В таких случаях их относят к особой группе смолистых нефтей. Если нефти содержат еще больше смолистых и асфальтовых веществ, они относятся к переходным образований между нефть и асфальтом. Твердые остатки, испарились и выветренные, нефти называются корью (отсюда закировани породы).
Нефти в природных условиях содержат как растворенные в них попутные газы, так и воду, в которой растворены минеральные соли. Кроме рассмотренной выше химической классификации нефтей разработаны также технологические классификации.
В основу технологической классификации нефтей положено: содержание серы в нефтях и светлых нефтепродуктах, выход фракций, выкипающих до 350 ° С, потенциальный содержание базовых масел (а также индекс их вязкости) и парафина.
По содержанию общей серы различают три класса нефтей: I – S не более 0,5% (малосернистые), II – S = 0,51-2% (сернистые) и III – S> 2% (высокосернистые). Необходимо отметить, что как и в процессе образования ТГК, например гумусного угля различной зрелости, так и при сложных преобразованиях нефтей и те и другие испытывают метаморфизма. При этом термин «метаморфизм» следует понимать не только как стадию превращений органических веществ угля и нефти, а как направленную изменение тех или иных их свойств под воздействием факторов метаморфизма. Факторы метаморфизма для нефтей и угля одни и те же (тепловое воздействие, давление, время) и проявляются они в геологических условиях примерно одинаково. Однако есть и отличия. Существенная из них заключается в том, что для углеобразования каталитические процессы имеют не столь важное значение, как для нефте образования, причем процесс нефтеобразования являются в основном термокаталитический. Кроме того, установлен генетическую связь процессов преобразования нефтей и угля. Абсолютно четкое соответствие типа нефтей маркам угля, что есть в тех же или стратиграфически близких отложениях, свидетельствует о том, что тип нефтей, как и характер угля, определяется не только исходным органическим материалом и условиями его захоронения, но во многом и интенсивностью метаморфизма. Способность нефти к разделению на более простые составные части (фракции, дистилляты) за температурой кипения (фракционная перегонка или фракционирования), играет значительную роль в современной нефтепереработке и в исследованиях фракционного, группового и индивидуального углеводородного состава нефтей и нефтепродуктов. Фракционный состав показывает содержимое фракций, выкипающих в определенных температурных пределах. Для определения фракционного состава нефтей в лабораторной практике распространение получили следующие методы перегонки:

1) низкотемпературная ректификация – для сжиженных газов и фракций углеводородов, кипящие при температуре менее 20 о С;
2) среднетемпературный перегонка – для нефтепродуктов, выкипающих до 350 о С;
3) вакуумная перегонка – для жидкостей, выкипающих при температуре выше 350 о С;
4) молекулярная дистилляция – для высокомолекулярных веществ;
5) перегонка методом однократного выпаривания.

Конечно нефти плотностью менее 0,9 г / см 3 начинают кипеть при температуре ниже 100 ° С. Температура начала кипения нефти зависит от ее химического состава, причем при одной и той же плотности нафтеновые и ароматические углеводороды кипят при более низкой температуре, чем метановые. При переработке нефти в лабораторных условиях отбирают следующие фракции:

1) от 40 до 180-200 о С – бензиновые фракции, в которых могут выделять узкие Отгоны:

от 40 до 70-90 о С – петролейный эфир и
от 160 до 205 о С – лигроин;


2) от 200 до 300 о С – керосиновые фракции;
3) 270-350 о С – газойлевая фракция;
4) 300-370 о С – соляровое фракция;
5) остаток после отгона всех фракций называется мазутом.

В промышленных условиях перегонка нефти осуществляется одноразовым выпариванием с последующей ректификацией, при которой отбирают следующие свете фракции: бензиновую (до 180 о С), керосиновую (120-315 о С), дизельную или гасогазойлеву (180-350 о С) и различные промежуточные Отгоны. Светлые фракции в следующей очистки, смешения, а иногда и после вторичного перегона превращаются в продукты прямого гона нефти.
К светлым товарных нефтепродуктов прямого перегона относят бензин (автомобильный и авиационный), растворитель в лакокрасочном производстве, заменяющий скипидар («уайт-спирит»), растворитель для резиновой промышленности, экстракционный, петролейный эфир, лигроин (приборный), керосин (осветительный, для технических целей). Мазут перерабатывается перегоном под вакуумом для получения масляных фракций.
Дистилляционные масла (авиационные, автомобильные, дизельные, индустриальные и белые), образующихся после перегона мазута, отбираются по вязкости, а не за температурой кипения и плотности.
Остаток после перегонки мазута (выше 500 о С) называется гудроном или полугудрон в зависимости от вязкости. Используются они для приготовления высоковязких масел, строительных и дорожных нефтяных битумов. «Остаточными маслами» называют продукты, получаемые с гудронов экстракцией органическими растворителями.
Значительная часть мазута используется как топливо на электростанциях и в судовых двигателях. Некоторое количество мазута является сырьем для получения легких моторных топлив методами крекинга. Перегона на масле подвергают только мазуты так называемых «масляных нефтей», мазуты которых в некоторых случаях используются как смазки без перегонки.
Химическая природа и образования. Состав и свойства нефти.
Октан – один из углеводородов нефти, атомы углерода (карбона) обозначены черными, а водорода (водорода) – белыми сферами По химической природе и происхождению нефть близка к природных горючих газов, озокерита, а также асфальта. Иногда все эти горючие ископаемые объединяют под общим названием петролитив и относят к еще большей группе так называемых каустобиолитив – горючих минералов биогенного происхождения, которые включают также торф, бурый и каменный уголь, антрацит, сланцы. Нефть образуется вместе с газообразными углеводородами на глубине более 1,2 – 2 км; залегает на глубинах от десятков метров до 5 – 6 км. Однако на глубинах свыше 4,5 – 5 км преобладают газовые и газоконденсатные залежи с незначительным количеством легких фракций. Максимальное число залежей нефти располагается на глубине 1 – 3 км. Вблизи земной поверхности нефть преобразуется в густую Мальту, асфальт и другое например, битуминозные пески и битумы.
Физические свойства
Средняя молекулярная масса Н. 220-300 г / моль (редко 450-470). Плотность 0,65-1,05 (обычно 0,82-0,95 г / см 3), нефть, плотность которой ниже 0,83, – легкая, 0,831-0,860 – средняя, выше 0,860 – тяжелая. Она содержит большое число разных органических веществ и поэтому характеризуется не температурой кипения, а температурой начала кипения жидких углеводородов (обычно> 28 ° C, реже> 100 ° C – для тяжелых нефтей) и фракционным составом – выходом отдельных фракций, перегоняются сначала при атмосферном давления, а затем под вакуумом в определенных температурных пределах, как правило, до 450-500 ° С (выкипает ~ 80% объема пробы), реже 560-580 ° С (90-95%). Т-ра застывания от – 60 до + 30 ° C; зависит преимущественно от содержания в нефти парафина и легких фракций. Вязкость изменяется в широких пределах (от 2 до 266 мм 2 / с для различных нефтей), определяется фракционным составом нефти и ее температурой, а также содержанием смолисто-асфальтеновых веществ. Удельная теплоемкость 1,7-2,1 кДж / (кг • К); диэлектрическая проницаемость 2,0-2,5; электрическая проводимость от 2 • 10 -10 до 0,3 • 10-18 Ом -1 • см -1.
Цвет нефти изменяется от желтого до черного окраса с ростом ее плотности. Нефтяные углеводороды (бензин, лигроин, керосин и некоторые высококипящие продукты), как правило, бесцветные, если хорошо очищены. Однако зачастую крекинг-бензины, туши, высококипящие продукты прямой перегонки нефти в зависимости от степени очистки имеют светло-желтый и желтый цвет.
Для большинства нефтей и их фракций характерна флуоресценция: они имеют синеватый или зеленоватый цвет в отраженном свете, что связано с присутствием в них хризену, октилнафталину и других многоядерных углеводородов ароматического ряда.
Нефти и нефтяные фракции с температурой кипения свыше 300 ° С обладают люминесценцией – свечением, возникающий при их облучении ультрафиолетовыми лучами. К люмогенних веществ входят нафтеновые кислоты, полициклические ароматические углеводороды и смолы.
КОЭФФИЦИЕНТЫ светопоглощения НЕФТИ – используемый при применении метода фотокалориметрии показатель светопоглощения нефти k сп, который рассчитывается по формуле k сп = Д / (0,4343 се) и изменяется главным образом в зависимости от содержания асфальтено-смолистых веществ, где Д – оптическая плотность раствора; с – концентрация поглощающей вещества, е – толщина поглощающего слоя.
Химический состав и свойства нефти

См. также: Анализ состава нефти, Классификация углеводородов нефти, и Групповой химический состав нефти

Элементный состав (%): углерод 80-88, водород 11,0-14,5, сера 0,01-6 (редко до 8), кислород 0,005-0,7 (редко до 1,2), азот 0,001-1, 8. Основу технологической классификации нефти составляют: содержание серы (класс I – малосернистые Н., включающие до 0,5% S; класс II – сернистые Н. с 0,5-2% S Класс III – высокосернистые Н., содержащих более 2% S).
Всего в нефти обнаружено более 50 химических элементов. Так, наравне с упомянутыми в нефти присутствуют V (10 -5 – 10 -2%), Ni (10 -4 – 10 -3%), Cl (от следов до 2 • 10 -2%) и т. д.
Н. представляет собой смесь около 1000 индивидуальных веществ, из которых большая часть – жидкие углеводороды (свыше 500 или обычно 80-90 мас%) и гетероатомных органические соединения (4-5 мас%), преимущественно сернистые (около 250), азотистые (более 30) и кислородные (около 85), а также металл-органические соединения (в основном ванадиевые и никелевые); другие компоненты – растворенные углеводородные газы (C1-C4, от десятых долей до 4%), вода (от следов до 10%), минеральные соли (главным образом хлориды, 0,1-4000 мг / л и более), растворы солей органических кислот и др., механические примеси (частицы глины, песка, известняка).
Углеводородный состав. В нефти представлены парафиновые (30-35, реже 40-50 объемных%) и нафтеновые (25-75%), ароматические (10-20, реже до 35%) и смешанной (гибридной) строения – парафино-нафтеновые, нафтено-ароматические т.д.
Групповой состав углеводородов нефти – количественная характеристика состава нефти или ее фракций по классам углеводородов, входящих в них – метановых, нафтеновых и ароматических. Сын. – Групповой состав нефти, углеводородный состав нефти.
Поверхностно-активные вещества нефти – нафтеновые кислоты, смолы, асфальтены и другие вещества, содержание которых в нефти уменьшает ее поверхностное натяжение на границе с водой и способствует образованию абсорбционных слоев этих веществ на стенках полостей.
Проба нефти
ПРОБА пластовой нефти – проба нефти, поднятая из забоя скважины глубинным пробоотборником с хранением пластового давления, которая используется при изучении свойств пластовой нефти на специальной аппаратуре.
ПРОБА НЕФТИ рекомбинантную – искусственно созданный образец пластовой нефти из сепарированного нефти и газа, отобранных из устья скважины или сепарационного оборудования.
Технологические свойства
Нефть – легковоспламеняющаяся жидкость, температура вспышки от -35 до +120 ° C (зависит от фракционного состава и содержания в ней растворенных газов). Удельная теплота сгорания (низшая) 43,7-46,2 МДж / кг. Нефть растворима в органических растворителях, в обычных условиях не растворима в воде, но может образовывать с ней стойкие эмульсии. В технологии для отделения от нефти воды и растворенных в ней солей проводят обезвоживание и обессоливание.
Товарные свойства нефти – фракционный и групповой составы нефти, содержание серы и масел, теплота сгорания.
Попутный газ в нефти
Нефть всегда в том или ином количестве содержит растворенные попутные газы. Верхней границей газонасыщенности является давление насыщения, величина которого зависит от состава нефти и газа и условий нахождения залежи. Несмотря на то что в нефтегазоносных бассейнах газонасиченисть нефтей колеблется в широком интервале, средние ее значения остаются весьма близкими. Так, средний газовый фактор для нефтей стран СНГ в целом может быть принят равным 48 м3 / т при колебаниях фоновых значений в пределах 20 – 110 м 3 / т. Для древних платформ средняя газонасиченисть (47 м3 / т) несколько ниже, чем для молодых платформ (55 м 3 / т).
В пределах отдельных нефтегазоносных бассейнов также наблюдаются закономерности в поведении газонасыщенности нефтей. Так, для большинства из них наблюдается рост газового фактора при увеличении глубины залегания вмещающих отложений с приближением к зонам глубокого погружения фундамента, а также в районах газонакопления. Таким образом, следует подчеркнуть, что величина газового фактора нефтей существенно зависит от местных, локальных причин, вызывает существенный диапазон ее колебаний в отдельных районах и продуктивных горизонтах. Однако среднее значение газонасыщенности, что отражает более общие условия взаимоотношения нефти и газа, сохраняется достаточно постоянным.
Добыча нефти
[thumb=left]https://mir-prekrasen.net/uploads/posts/2010-12/1293302473_2magnify-clip.png[/img] Станок-качалка выкачивает нефть у Лаббок, Техас [thumb=left]https://mir-prekrasen.net/uploads/posts/2010-12/1293302563_11%D0%BD%D0%B0%D1%84%D1%82%D0%B8.jpeg[/thumb] Крупнейшие мировые производители нефти, 2002 [img=left]https://mir-prekrasen.net/uploads/posts/2010-12/1293302504_12Counties.png[/thumb][img=left]https://mir-prekrasen.net/uploads/posts/2010-12/1293302473_2magnify-clip.png[/img] Добыча нефти в 1960-2003 гг В 1938 г. мировая добыча составлял около 280 млн т, в 1950 – 550 млн т, в 1960 г. более 1 млрд т, а в 1970 свыше 2 млрд т. В 1973 г. – превысил 2800000000 т, а в 2004 г. составил около 5200 млн т, в 2005 г. – 3,6 млрд т (без учета газового конденсата), причем Россия вышла на первое место, добыв 461 млн т, Саудовская Аравия – 458 млн т, США – 256 млн т (По данным «Oil and Gas Journal»). Всего с начала промышленной добычи (с конца 1850-х гг.) До конца 1973 г. в мире было добыто из недр 41 млрд т нефти, из которых половина приходится на 1965 – 1973 гг
К середине 1970-х мировая добыча нефти удваивался примерно каждое десятилетие, потом темпы его роста замедлились.
При нынешних темпах потребления разведанные запасы нефти хватит примерно на 40 лет, неразведанной – еще на 10 – 50 лет. За последние 1935 потребление нефти выросло с 20 до 30 млрд баррелей в год.
Объем мировой добычи нефти в конце ХХ в. составлял около 3,1 млрд. т (1995), т.е. почти 8,5 млн. т в сутки. Добыча ведется 95 странами, причем более 77% продукции сырой нефти приходится на долю 15 из них, включая Саудовскую Аравию (12,8%), США (10,4%), Россию (9,7%), Иран (5,8%), Мексику (4,8%), Китай (4,7%), Норвегию (4,4%), Венесуэлу (4,3%), Великобританию (4,1%), Объединенные Арабские Эмираты (3,4 %), Кувейт (3,3%), Нигерия (3,2%), Канаду (2,8%), Индонезию (2,4%), Ирак (1,0%). В США в 1995 г. 88% всей добычи нефти приходилось на Техас (24%), Аляску (23%), Луизиану (14%), Калифорния (13%), Оклахому (4%), Вайоминг (3,5%), Нью-Мексико (3,0%), Канзас (2%) i Северную Дакоту (1,4%).
Наибольшую площадь занимает нефтегазоносный регион Скалистых гор (штаты Монтана, Вайоминг, Колорадо, северо-западная часть штат Нью-Мексико, Юта, Аризона i Невада). Продуктивная толща имеет возраст от нижньокамьяновугильних до мелового. Среди крупнейших месторождений выделяются Белл-Крик в юго-восточной Монтане, Солт-Крик i впадина Элк в Вайоминге, Рейнджли в западном Колорадо i нефтегазоносный район Сан Хуан на северо западе Нью-Мексико.
Промышленная добыча нефти в Тихоокеанской геосинклiнальнiй провинции сосредоточен в Калифорнии i на севере Аляски, где находится одно из крупнейших нефтегазовых месторождений в мире – Прадхо-Бей. В будущем, по мере истощения этого месторождения, разработка залежей нефти, возможно, переместится в пределы Арктического фаунистического резервата, где нефтяные ресурсы оцениваются почти в 1,5 млрд. т. Основной нефтегазоносный район Калифорнии – долина Сан-Хоакин – включает такие крупнейшие месторождения, как Сансет-Маду, Кеттлмен-Хиллс i Коалинга. Крупные месторождения расположены в бассейне Лос-Анджелес (Санта-Фе-Спрингс, Лонг-Бич, Уилмингтон), меньшее значение имеют месторождения Вертура i Санта Мария. Большая часть калифорнийской нефти связана с миоценовыми i плиоценовыми отложениями.
Канада добывает ежегодно 89,9 млн. т нефти, главным образом в провинции Альберта. Помимо этого, нефтегазовые месторождения разрабатываются в Британской Колумбии (преимущественно газовые), Саскачеване и юго-западной Манитобе (северное продолжение бассейна Уиллистон). В Мексике основное залегания нефти и газа находится на побережье Мексиканского залива в районах Тампико, Посарика-де-Идальго и Минатитлан. Крупнейший нефтегазоносный бассейн Южной Америки – Маракайбо расположен в пределах Венесуэлы и Колумбии. Венесуэла – ведущий производитель нефти в Южной Америке. Второе место принадлежит Бразилии, третье – Аргентине, а четвертое Колумбии. Нефть добывается также в Эквадоре, Перу и Тринидаде и Тобаго.
Европа имеет сравнительно небольшие запасы нефти и газоконденсата – 3,1 млрд. т. Открытие в начале 1970-х годов больших залежей нефти и газа в Северном море вывело Великобританию на второе место в Европе по добыче нефти, а Норвегию – на третье. Румыния принадлежит к числу стран, где добыча нефти из выкопанных вручную колодцев началась еще в 1857 г. (на два года раньше, чем в США). Ее основные пивденноприкарпатськи нефтяные месторождения в значительной степени исчерпаны, в 1995 г. в стране было добыто лишь 6,6 млн. т. Суммарная добыча нефти в Дании, Югославии, Нидерландах, Германии, Италии, Албании и Испании в том же году составлял 18, 4 млн т.
Главные производители нефти на Ближнем Востоке – Саудовская Аравия, Иран, Ирак, ОАЭ и Кувейт. В Омане, Катаре и Сирии добывается более 266 тыс. т нефти в сутки (1995). Основные месторождения нефти в Иране и Ираке расположены вдоль восточной периферии Месопотамской низменности (крупнейшие из них – южнее города Басра), а в Саудовской Аравии – на побережье Персидского залива. В Южной и Восточной Азии ведущим производителем нефти является Китай, где суточная добыча составляет примерно 407,6 тыс. т (1995). Крупнейшие месторождения – Дацин в провинции Хэйлунцзян (примерно 40% всей добычи Китая), Шэнли в провинции Хэбэй (23%) и Ляохэ в провинции Ляохэ (примерно 8%). Нефтегазоносные бассейны распространены также в центральных и западных районах Китая.
Второе место по добыче нефти и газа в этом регионе занимает Индия. Основные запасы сосредоточены в седиментационных бассейнах, обрамляющих докембрийский щит.
Добыча нефти на территории Индонезии началась с 1893 г. (о. Суматра) и достиг промышленных масштабов в 1901 г. В конце ХХ в. Индонезия добывала 207,6 тыс. т нефти в сутки (1995), а также большое количество природного газа.
Нефть добывается в Пакистане, Мьянме, Японии, Таиланде и Малайзии.
В Африке наибольшее количество нефти добывают Нигерия и Ливия, значительны также месторождения Алжира и Египта.
Во время энергетического кризиса 1970-х годов велись поиски альтернативных источников энергии, которые могли бы заменить нефть. В Канаде, например, открытым способом разрабатывались битуминозные пески (нефтеносные пески, в которых после исчезновения легких фракций остаются тяжелые нефти, битум и асфальт). В России содержится аналогичное месторождение на Тимано (Ярицьке). В США сосредоточены большие запасы горючих сланцев (на западе шт. Колорадо и в других районах). Крупнейшее месторождение горючих сланцев находится в Эстонии. В России горючие сланцы встречаются в Ленинградской, Псковской и Костромской областях, Поволжье, Иркутском угленосном бассейне.
Запасы нефти в нефтяных песках Канады и Венесуэлы – (3400 млрд баррелей). Этой нефти при нынешних темпах потребления хватит на 110 лет.
Переработка нефти. Нефтепродукты и их характеристики.
См. Перегонка нефти, Каталитические процессы переработки нефти
Подготовка нефти к переработке
Добыча нефти сопровождается изъятием из природных подземных резервуаров значительных количеств газа, воды, механических примесей и солей. При поступлении на поверхность газ, растворенный в нефти, отделяют от нее с помощью системы сепарации. Наиболее легкие компоненты углеводородных газов отделяют от нефти в нефтяных трапам, колонках и мерника. Тяжелые углеводородные газы отделяют от нефти в газовых сепараторах. В трапе также происходит очистка газа от нефтяного пыли. Отделение газа от нефти и пыли в трапе происходит за счет изменения давления и скорости нефтяного потока, движется. Для улучшения процесса сепарации смесь поступает в трап, разбрызгивают, для чего в трапам устанавливают решетки, отбойники, тарелки и др. приспособления. Для разделения продуктов фонтанирования высокого давления (выше 20 атм.) Применяют ступенчатую сепарацию, при которой достигается грубое фракционирования газа и используется пластовое давление для транспорта газа. Отделена от газа нефть направляется в промышленные резервуары, а оттуда на нефтеперерабатывающие заводы.
При отделении газа от нефти в трапам и других устройствах отделяется и основная масса воды и механических примесей. Отделение примесей и воды происходит также при отстаивании и сохранении нефти в промышленных резервуарах. Присутствие в нефти механических примесей затрудняет ее транспортировку по трубопроводам и переработку, вызывает эрозию внутренних поверхностей труб нефтепроводов и образование отложений в теплообменниках, печах и холодильниках, что приводит к снижению коэффициента теплопередачи, повышает зольность остатков от перегонки нефти (мазута и гудронов), содействует образованию стойких эмульсий. Кроме того, в процессе добычи и транспортировки нефти происходит весомая потеря легких компонентов нефти – (метан, этан, пропан и т.д. включая бензиновые фракции) – примерно до 5% от фракций, выкипающих до 100 ° С. С целью снижения затрат на переработку нефти, вызванных потерей легких компонентов и чрезмерным износом нефтепроводов и аппаратов переработки, нефть подвергается предварительной обработке. Для сокращения потерь легких компонентов осуществляют стабилизацию нефти, а также применяют специальные герметические резервуары хранения нефти. От основного количества воды и твердых частиц нефть освобождают путем отстаивания в резервуарах на холоде или при подогреве. Окончательно их обезвоживают и знесолюють на специальных установках. Однако вода и нефть часто образуют трудно разрешение эмульсию, что сильно замедляет или даже препятствует обезвоживанию нефти. В общем случае эмульсия – это система из двух взаимно нерастворимых жидкостей, в которых одна распределена в другой во взвешенном состоянии в виде мелких капель. Существуют два типа нефтяных эмульсий: нефть в воде, или гидрофильная эмульсия, и вода в нефти, или гидрофобная эмульсия. Чаще встречается гидрофобный тип нефтяных эмульсий. Образованию стойкой эмульсии предшествуют снижение поверхностного натяжения на границе разделения фаз и создание вокруг частиц дисперсной фазы прочного адсорбционного слоя. Такие слои образуют третью вещества – эмульгаторы. К гидрофильных эмульгаторов относятся щелочные мыла, желатин, крахмал. Гидрофобными хорошо растворимые в нефтепродуктах щелочноземельные соли органических кислот, смолы, а также мелкодисперсные частицы сажи, глины, оксидов металлов и т.д.
Переработка нефти
Нефтеперерабатывающий завод в Грейнджмуте, Шотландия, см. также Нефтеперерабатывающий завод
Все процессы переработки нефти связаны с нагревом или охлаждением, требующая всестороннего изучения тепловых свойств нефтей и нефтепродуктов.
Чем легче нефть или ее фракция, тем большее значение ее коэффициента теплового расширения. Удельная теплоемкость нефтей при температурах от 0 до 50 о С колеблется в узких пределах – от 1,7 до 2,1 Дж / кг. Чаще всего с повышением плотности нефти она уменьшается. Теплоемкость отдельных отгонке одной и той же нефти уменьшается по мере повышения плотности, молекулярной массы фракций и зависит от химического состава нефтепродукта и температуры.
Теплота испарения нефтяных дистиллятов при атмосферном давлении составляет 160-320 кДж / кг. Теплота сгорания нефтей колеблется от 40 до 45 МДж / кг, причем она тем больше, чем меньше плотность нефти или фракций.
При переработке нефти основная масса процессов сопровождается химическими реакциями, растворением, адсорбцией, абсорбцией и смачиванием поверхностей реакторов, протекающих с поглощением или выделением тепла. Тепловой эффект процесса в целом состоит из теплот этих этапов.
Растворение углеводородных газов и нефтяной пары в жидких нефтепродуктах сопровождается выделением тепла, равное теплоте их конденсации. Растворение твердых углеводородов в жидких нефтепродуктах обычно сопровождается поглощением тепла.
При адсорбции газов и нефтяной пара на поверхности твердых тел выделяется теплота, количество которой зависит от природы вещества, адсорбируется, и адсорбента. При погружении твердого вещества в жидкое нефтепродукт выделяется теплота смачивания, величина которой зависит от природы вещества и химического состава нефтепродукта.
Для различных нефтей поверхностное натяжение на границе с воздухом колеблется в пределах 25-30 мН / м. Нефтепродукты, плохо очищенные от полярных примесей, также имеют низкое поверхностное натяжение на границе с водой. Для хорошо очищенных бензинов и масел поверхностное натяжение составляет до 50 мН / м. Самый поверхностное натяжение при температуре 20 о С имеют ароматические углеводороды, наименьший – алканы, а нафтены и олефины занимают промежуточное положение.
Поверхностное натяжение углеводородов и нефтяных фракций линейно уменьшается с повышением температуры и при критической температуре равна нулю. С увеличением давления поверхностное натяжение в системе газ-жидкость уменьшается.
[thumb=left]https://mir-prekrasen.net/uploads/posts/2010-12/1293302525_14%D0%BF%D1%80%D0%BE%D0%B4%D1%83%D0%BA%D1%82%D1%96%D0%B2.jpeg[/thumb] Дерево нефтепродуктов: основные продукты, получаемые из нефти и газа Для нефтей и нефтепродуктов, как для сложных смесей, нет одной точки затвердевания или точки плавления, а характерно наличие температурных интервалов затвердевания и плавления. Жидкая нефть обычно застывает при температуре около -20 о С, но иногда и при +10 о С, что зависит от содержания в ней твердых парафинов. Наиболее низкую температуру отверждения (до -80 о С) имеют бензины.
Температурой вспышки называют температуру, при которой из нефтепродукта, нагреваемого в стандартных условиях, выделяется столько пара, что они при подъеме открытого пламени и доступности воздуха загораются с коротким вспышкой, образуя легкое пламя, протекает, и сразу же гаснет. Чем выше температура кипения нефтепродуктов, тем выше температура их воспламенения. Бензиновые фракции имеют температуру вспышки до -40 о С, керосиновые – свыше 28 ° С, масляные от 130 до 350 о C. Температура воспламенения дает представление о том, насколько данные продукты богаты легколетка фракциями, и указывает на степень пожароопасности и взрывоопасности с нефтепродуктами.
Температура самовозгорания – это та температура, при которой нефтепродукт при наличии кислорода воздуха загорается без соприкосновения жидкости или ее паров с пламенем или искрой, а только вследствие подогрева извне (через стенку). Для бензина она равна 420-530 о С, керосина – 380-440 о С, газойля – 340-360 о С и реактивного топлива – 380 о С. Алканы имеют самую низкую температуру самовоспламенения (пентан – 284,4 ° С), нафтены – среднюю (Циклопентан – 385 о С) и арены – высшую (бензол – 591,7 ° С).
Показатель преломления нефтепродуктов определяют при прохождении светового луча из воздуха в нефтепродукт, и поэтому он всегда больше единицы. Для углеводородов различных классов, при одинаковом количестве атомов углерода в молекулах, наименьшей рефракцией обладают алканы, затем идут олефины, нафтены и арены. Показатель преломления смеси углеводородов является аддитивной функцией его состава и поэтому используется при определении структурно-группового углеводородного состава масел.
Почти все нефти и их тяжелые Отгоны обладают способностью вращать плоскость поляризации лучей света, причем для большинства из них характерно слабое правое вращение. Оптическая активность возрастает с повышением температуры кипения фракции. Искусственные нефти, в отличие от природных, оптической активности не проявляют. Оптическую активность природных нефтей объясняют наличием в них продуктов разложения холестерина и фитостерины, т.е. характерных стеринов, содержащихся в растениях и животных. Это приводится как одно из доказательств органического происхождения нефти.
Безводные нефти и нефтепродукты являются диэлектриками, и некоторые из них применяются как электроизоляционный материал (парафин) или изолирующее среду (трансформаторная масло) в трансформаторах, масляных реостатах и выключателях. Диэлектрическая проницаемость нефтей и нефтепродуктов по сравнению с другими диэлектриками невелика и их диэлектрическая постоянная колеблется в пределах 1,86-2,5. Изучение диэлектрических свойств масел различного группового состава показало, что наиболее устойчивыми электрическими параметрами обладают масла, не имеющие ароматических углеводородов, асфальто-смолистых веществ и твердых парафинов.
Нефть и нефтепродукты при трении (заполнении хранилищ и перекачке с большой скоростью по трубам, а также фильтрации) сильно электризуются и на их поверхности могут накапливаться заряды статического электричества, в связи с чем могут происходить взрывы и пожары. Наиболее опасны в этом отношении светлые нефтепродукты, особенно сильно электризуются. Для предотвращения взрывов и пожаров аппаратуру, трубопроводы и резервуары заземляющих, применяют специальные антистатические присадки к нефтепродуктов. С водой ни нефти, ни нефтепродукты практически не смешиваются, а их взаимная растворимость очень мала и не превышает сотых долей процента. В нефтяных углеводородах вода растворяется в небольших количествах – от 0,003 до 0,13% при 40 о С. Растворимость воды повышается с ростом температуры и снижением молекулярной массы углеводородов. Взаимная растворимость воды и нефтепродуктов имеет больш