Нефть
НЕФТЬ (через тур.
neft, от перс. нефт; восходит к аккадскому напатум - вспыхивать, воспламенять),
горючая маслянистая жидкость со специфич. запахом, распространенная в осадочной
оболочке Земли; важнейшее полезное ископаемое. Нефть образуется вместе с газообразными
углеводородами (см. Газы природные горючие)обычно на глубине более 1,2-2
км; залегает на глубинах от десятков метров до 5-6 км. Однако на глубинах св.
4,5-5 км преобладают газовые и газоконденсатные залежи с незначит. кол-вом легких
фракций нефти (см. Газовые конденсаты, Газы нефтяные попутные). Макс. число
залежей нефти располагается на глубине 1-3 км. Вблизи земной пов-сти нефть преобразуется
в густую мальту, полутвердый асфальт и др. (см., напр., Битуминозные пески,
Битумы).
Общие сведения. Мировые
запасы нефти, по прогнозу, достигают 250-270 млрд. т (1985), разведанные запасы
приведены в табл. 1. Месторождения нефти выявлены на всех континентах (кроме Антарктиды)
и на значит. площади прилегающих акваторий (всего ок. 30 тыс., из к-рых 15-20%
газонефтяные). Однако эти скопления нефти распределены по странам и регионам крайне
неравномерно. Практич. значение имеют залежи с извлекаемыми запасами от сотен
тыс. т и более; обычно извлекаемые запасы месторождений-млн. т, очень редко-млрд.
т. Примерно 85% нефти добывается на крупнейших месторождениях, составляющих 5%
от общего их числа. Совр. методами можно извлечь до 70% заключенной в пласте
нефти при среднем коэф. извлечения 0,3-0,4, т.е. извлекаемые запасы составляют
только 30-40% от общего кол-ва нефти на данном месторождении.
Табл. 1.-МИРОВЫЕ ЗАПАСЫ
И ДОБЫЧА НЕФТИ И ГАЗОВОГО КОНДЕНСАТА *
* "Petroleum Economist",
1990, vol. 57, № 1, p. 27.
** Без СССР, Китая и
Румынии.
В СССР нефть добывают в традиционных
нефтеносных районах (Баку, Грозный, Эмба, Ухта), Волго-Уральском регионе (Башкирия
и Татарстан, Пермская, Самарская и др. области) и новых районах (Зап. Сибирь,
полуостров Мангышлак, Белоруссия, Прибалтика и др.). Наиб. известные отечеств.
нефтяные месторождения приведены в табл. 2, а месторождения в зарубежных странах-в
табл. 3.
Практически всю добываемую
в мире нефть извлекают из земных недр с помощью буровых скважин. С начала пром.
добычи нефти (кон. 1850-х гг.) до кон. 1985 в мире было извлечено ок. 76 млрд.
т (включая газовый конденсат), из к-рых более 50% приходится на 1965-85. Динамика
мировой добычи нефти (млрд. т): 1900-0,02; 1950-ок. 0,55; 1960-св. 1; 1970-св.
2; 1985-90-ок. 3 (в год). Динамика добычи нефти и газового конденсата в СССР (млн.т):
1940-31,1; 1950-39,2; 1960-148,5;
1970-352,5; 1975-491; 1985-595; 1986-634; 1987-624; 1988-624; 1989-608.
В последние десятилетия
поиск, разведку и разработку скоплений нефти ведут в Мировом океане, на шельфах
окраинных и внутр. морей, где открыто ок. 1700 месторождений. Запасы нефти на шельфах
океанов составляют 55 млрд. т, добыча нефти-ок. 30% от ее мировой добычи (1986).
Происхождение. Выдвинуто
много теорий, объясняющих происхождение нефти, из них основные-органическая (биогенная)
и неорганическая (абиогенная). Большинство ученых в СССР и за рубежом являются
сторонниками концепции биогенного образования нефти. Еще М. В. Ломоносов ("О
слоях земных", 1763) высказал идею о дистилляц. происхождении нефти под действием
теплоты из орг. в-ва, к-рое дает начало и каменным углям. Теорию образования
нефти из сапропеля (орг. илы) впервые предложил Г. Потонье (1904-05). Наиб. вклад
в развитие орг. теории принадлежит И. М. Губкину ("Учение о нефти",
1932).
Согласно орг. теории, нефть-жидкая
гидрофобная фаза продуктов фоссилизации (захоронения) орг. в-ва (керогена) в
водно-осадочных отложениях. Нефтеобразование представляет собой многостадийный,
весьма продолжительный (обычно много млн. лет) процесс, начинающийся еще в живом
в-ве. Обязательное его требование-существование крупных областей погружения
земной коры (осадочных бассейнов), в ходе развития к-рых породы, содержащие
орг. в-во, могли достичь зоны с благоприятными термобарич. условиями для образования
нефти. Осн. исходное в-во нефти-планктон, обеспечивающий наиб. биопродукцию в водоемах
и накопление в осадках орг. в-ва сапропелевого типа, характеризуемого высоким
содержанием водорода. Генерирует нефть также гумусовое в-во, образующееся гл. обр.
из растит. остатков.
К неорг. теориям происхождения
нефти относятся минеральная, или карбидная (Д.И.Менделеев, 1877), космическая (В.
Д. Соколов, 1889), вулканическая (Ю. Кост, 1905). Общее для этих и менее распространенных
неорг. теорий-синтез углеводородов путем взаимод. карбидов металлов с водой
и к-тами (идея Менделеева), а также по схеме Фишера-Троп-ша из водорода и оксидов
углерода.
Физические свойства.
Нефть-жидкость от светло-коричневого (почти бесцв.) до темно-бурого (почти
черного) цвета. Средняя мол. м. 220-300 (редко 450-470). Плота. 0,65-1,05 (обычно
0,82-0,95) г /см3; нефть, плотность к-рой ниже 0,83, наз.
легкой, 0,831-0,860-средней, выше 0,860-тяжелой. нефть содержит большое число разных
орг. в-в и поэтому характеризуется не т-рой кипения, а т-рой начала кипения
жидких углеводородов (обычно > 28 °С, реже >= 100 °С в случае
тяжелых нефтей) и фракционным составом-выходом отдельных фракций, перегоняющихся
сначала при атм. давлении, а затем под вакуумом (см. ниже) в определенных температурных
пределах, как правило до 450-500 °С (выкипает ~ 80% объема пробы), реже
560-580 °С (90-95%). Т. заст. от - 60 до + 30 °С; зависит преим. от
содержания в нефти парафина (чем его больше, тем т. заст. выше) и легких фракций
(чем их больше, тем эта т-ра ниже). Вязкость изменяется в широких пределах (см.,
напр., табл. 2); определяется фракционным составом П. и ее т-рой (чем она выше
и больше кол-во легких фракций, тем ниже вязкость), а также содержанием смолисто-асфальтеновых
в-в (чем их больше, тем вязкость выше). Уд. теплоемкость 1,7-2,1 кДж/(кг.К);
уд. теплота сгорания (низшая) 43,7-46,2 МДж/кг; диэлектрич. пpоница-емость 2,0-2,5;
электрич. проводимость 2.10-10-0,3 х х 10-18
Ом-1.см-1. Нефть-легковоспламеняющаяся жидкость; т. всп.
от -35 до + 120°С (зависит от фракционного состава и содержания в нефти растворенных
газов). Нефть раств. в орг. р-рителях, в обычных условиях не раств. в воде, но
может образовывать с ней стойкие эмульсии (см. Обезвоживание и обессиливание
нефти).
Химический состав. Нефть представляет собой смесь ок. 1000 индивидуальных в-в, из к-рых большая часть-жидкие
углеводороды (> 500 или обычно 80-90% по массе) и гетеро-атомные орг. соед.
(4-5%), преим. сернистые (ок. 250), азотистые (> 30) и кислородные (ок. 85),
а также металло-орг. соед. (в осн. ванадиевые и никелевые); остальные компоненты-растворенные
углеводородные газы (С1-С4, от десятых долей до 4%), вода
(от следов до 10%), минер. соли (гл. обр. хлориды, 0,1-4000 мг/л и более), р-ры
солей орг. к-т и др., мех. примеси (частицы глины, песка, известняка).
Углеводородный состав:
в осн. парафиновые (обычно 30-35, реже 40-50% по объему) и нафтеновые (25-75%),
в меньшей степени-соединения ароматич. ряда (10-20, реже 35%) и смешанного,
или гибридного, строения (напр., пара-фино-нафтеновые, нафтено-ароматич.). Гетероатомные
компоненты: серосодержащие-Н2S, меркаптаны, моно- и дисульфиды, тиофены
и тиофаны, а также полициклич. и т.д. (70-90% концентрируется в остаточных продуктах-мазуте
и гудроне); азотсодержащие-преим. гомологи пиридина, хинолина, индола, карбазола,
пиррола, а также порфирины (б.ч. концентрируется в тяжелых фракциях и остатках);
кислородсодержащие-нафтеновые к-ты, фенолы, смолисто-асфальтеновые в-ва и др.
(сосредоточены обычно в высококипящих фракциях). Элементный состав (%): С-82-87,
H-11-14,5, S-0,01-6 (редко до 8), N-0,001-1,8, О-0,005-0,35 (редко до 1,2) и
др. Всего в нефти обнаружено более 50 элементов. Так, наряду с упомянутыми в нефти
присутствуют V(10-5-10-2%), Ni(10-4-10-3%),
Cl (от следов до 2 х х 10-2%) и т.д. Содержание указанных соед. и
примесей в сырье разных месторождений колеблется в широких пределах, поэтому
говорить о среднем хим. составе нефти можно только условно.
Методы исследований.
Для оценки качества нефти с целью правильного выбора наиб. рациональной схемы
ее переработки применяют комплекс методов (физ., хим., физ.-хим. и спец.), реализуемых
по разл. программам. В СССР принята (1980) т. наз. Е д и н а я у н и ф и ц и
р. п р о г р а м м а исследований,
предусматривающая последоват. определение общих
характеристик сырой нефти, ее фракционного и хим. состава,
а также товарных св-в отдельных фракций.
К общим характеристикам
нефти, определяемым по стандартным методикам, относят плотность, вязкость, т-ру
застывания и иные физ.-хим. показатели, состав растворенных газов и количеств.
содержание смол, смолисто-асфальтеновых в-в и твердых парафинов (табл. 2 и 3).
Осн. принцип послед. исследования
нефти сводится к комбинированию методов ее разделения на компоненты с постепенным
упрощением состава отдельных фракций, к-рые затем анализируют разнообразными
физ.-хим. методами. Наиб. распространенные методы определения первичного фракционного
состава нефти-разл. виды дистилляции (перегонки) и ректификации. По результатам
отбора узких „(выкипают в пределах 10-20°С) и широких (50-100°С) фракций
строят т. наз. кривые истинных т-р кипения (ИТК) нефти, устанавливают потенц. содержание
в них отдельных фракций, нефтепродуктов или их компонентов (бензиновых, керосино-газойлевых,
дизельных, масляных дистиллятов, а также мазутов и гудронов), углеводородный
состав, др. физ.-хим. и товарные характеристики. Дистилляцию проводят (до 450
°С и выше) на стандартных перегонных аппаратах, снабженных ректификац. колонками
(погоноразделит. способность соответствует 20-22 теоретич. тарелкам). Отбор
фракций, выкипающих до 200 °С, осуществляется при атм. давлении, до 320
°С-при 1,33 кПа, выше 320 °С- при 0,133 кПа. Остаток перегоняют в колбе
с цилиндрич. кубом при давлении ок. 0,03 кПа, что позволяет отбирать фракции,
выкипающие до 540-580 °С.
Выделенные в результате дистилляции фракции подвергают дальнейшему разделению на компоненты, после чего разл. методами устанавливают их содержание и определяют св-ва. В соответствии со способами выражения состава нефти и ее фракций различают групповой, структурно-групповой, индивидуальный и элементный анализ. При групповом анализе определяют отдельно содержание парафиновых, нафтеновых, ароматич. и смешанных углеводородов (табл. 4-6). При структурно-групповом анализе углеводородный состав нефтяных фракции выражают в виде среднего относит. содержания в них ароматич., нафтеновых и др. циклич. структур, а также парафиновых цепей и иных структурных элементов; кроме того, рассчитывают относит. кол-во углерода в парафинах, нафтенах и аренах. Индивидуальный углеводородный состав полностью определяется только для газовых и бензиновых фракций. При элементном анализе состав нефти или ее фракций выражают кол-вами (в %) С, Н, S, N, О, а также микроэлементов.
Табл. 4.-ГРУППОВОЙ УГЛЕВОДОРОДНЫЙ
СОСТАВ БЕНЗИНОВЫХ
И КЕРОСИНО-ГАЗОЙЛЕВЫХ ФРАКЦИЙ НЕФТЕЙ ОСНОВНЫХ
МЕСТОРОЖДЕНИЙ СССР
Осн. метод отделения ароматич.
углеводородов от парафиновых и нафтеновых и разделения аренов на моно- и полициклические-жидкостная
адсорбц. хроматография (поглотителем обычно служит т. наз. двойной сорбент,
содержащий в соотношении 1:1 Аl2О3 и активир. крупнопористый
силикагель). Углеводородный состав многокомпонентных нефтяных смесей как узкого,
так и широкого диапазона расшифровывают сочетанием хроматографич. (в газовой
или жидкой фазе), адсорбционных (см. Адсорбционная очистка)и др. методов
разделения со спектральными (комбинац. рассеяние, ИК и УФ спектроскопия, ЯМР)
и масс-спектрометрич. методами исследований.
Для выделения из нефти и ее
фракций гетероатомных соед. и микроэлементов применяют жидкостную экстракцию,
комп-лексообразование их с солями металлов, а также абсорбционные, адсорбционные
и хроматографич. методы. Для анализа этих соед. используют потенциометрич. титрование,
электронную микроскопию, ИК спектроскопию, ЭПР, ЯМР и масс-спектрометрию.
В заключение Единой унифицир.
программы стандартными методами определяют товарные характеристики нефтяных
фракций как топлив и базовых смазочных масел и сырья для вторичных процессов
нефтепереработки.
В связи с наметившейся
в мире тенденцией дальнейшего углубления переработки нефти все возрастающее значение
приобретает ее д е т а л и з и р. а н а л и з, особенно высококипящих фракций
и остаточных продуктов (мазутов и гудронов). По схеме углубленного исследования
(табл. 7), принятой в СССР, смесь тяжелых углеводородов и остатков, предварит.
очищенную от асфальтенов, подвергают адсорбц. разделению с помощью двойного
сорбента на парафино-нафтеновые
и ароматич. улеводороды (с последними удаляются также серосодержащие соед.).
Выделенные группы соед. анализируются затем упомянутыми выше методами, из к-рых
самый эффективный-газовая хромато-масс-спектро-метрия.
За рубежом наиб. распространена
схема детализир. анализа нефтяных смесей, разработанная Амер. горным бюро и
Амер. нефтяным ин-том (метод ISBM-API). По этой схеме, наряду с адсорбц. разделением
нефтяной смеси на углеводороды, от них также отделяют с применением соотв. ионообменной
и т. наз. лигандообменной хроматографии нафтеновые к-ты и азотсодержащие в-ва
в виде комплексов с разл. соединениями.
Табл. 5.-ГРУППОВОЙ УГЛЕВОДОРОДНЫЙ
СОСТАВ МАСЛЯНЫХ
ФРАКЦИЙ НЕФТЕЙ ОСНОВНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
СССР
Результаты исследований закладываются в банки данных информационно-поисковых систем, с помощью к-рых можно быстро устанавливать типы изучаемых нефтей (по физ.-хим. характеристикам и сравнению с аналогами), оценивать выходы и св-ва любых заданных (по т-рам кипения) фракций и др.
Табл. 6.-ГРУППОВОЙ УГЛЕВОДОРОДНЫЙ
СОСТАВ БЕНЗИНОВЫХ
И КЕРОСИНО-ГАЗОЙЛЕВЫХ ФРАКЦИЙ
НЕФТЕЙ НЕКОТОРЫХ ЗАРУБЕЖНЫХ
МЕСТОРОЖДЕНИЙ
Классификация. Данные,
полученные в результате исследований нефтей, лежат в основе их разл. классификаций.
В СССР принята (1981) т. наз. технол. классификация, или индексация (по качеству
производимых нефтепродуктов), в соответствии с к-рой каждой нефти присваивается
индекс из пяти цифр. Нефти
делят на классы (по содержанию S): 1-не более 0,5%, 2-0,51-2,0%,
3- > 2,0%; типы (по содержанию фракций, выкипающих до 350°С): 1-не менее
55%, 2-45,0-54,9%, 3-
< 45%; группы (по суммарному содержанию базовых масел в расчете на нефть): 1-не
менее 25%, 2-15,0-24,9%, 3-15,0-24,9%, 4- < 15,0%; подгруппы (по индексу
вязкости базовых масел): 1-95, 2-90-95, 3-85,0-89,9, 4- < 85; виды (по содержанию
твердых парафинов): 1-не более 1,5%, 2-1,51-6,00, 3- > 6,00. Используя классификацию,
можно составить индекс для любой промышленной нефти. Примеры: туймазинская -2.2.3.3.2,
узенская-1.3.3.1.3. Эту классификацию применяют для сортировки нефти при направлении
ее на переработку по соответствующей схеме (топливной или масляной), учета качества
при планировании добычи, транспорта, хранения и переработки, а также при проектировании
новых нефтеперераб. предприятий (НПЗ). За рубежом нефти классифицируют в осн. по
плотности и содержанию серы.
Подготовка и переработка.
Перед поступлением сырой нефти с нефтепромыслов на НПЗ от нее отделяют пластовую
воду и минер. соли. Кроме того, для снижения потерь ценных углеводородов при
транспортировании и хранении, а также обеспечения постоянного давления паров
нефти при подаче на НПЗ ее подвергают стабилизации, т.е. отгоняют про-пан-бутановую,
а иногда частично и пентановую фракцию углеводородов (см., напр., Газы нефтепереработки).
Первичная переработка нефти
состоит в ее перегонке (см. Дистилляция нефти), в результате к-рой, в
зависимости от профиля предприятия (см. Нефтепереработка), отбирают т.
наз. светлые (бензины, керосины, реактивные и дизельные топлива) и темные (мазут,
вакуумные дистилляты, гудрон) нефтепродукты. Для увеличения выходов и повышения
качества светлых нефтепродуктов, а также получения нефтехим. сырья нефть направляют
на вторичную переработку, связанную с изменением структуры входящих в ее состав
углеводородов (см., напр., Алкилирование, Гидрокрекинг, Каталитический крекинг,
Каталитический риформинг, Коксование). Удаление нежелат. компонентов (сернистых,
смолистых и кислородсодержащих соед., металлов, а также полициклич. ароматич.
углеводородов) достигается очисткой нефтепродуктов (см., напр., Гидроочистка,
Деметаллиза-иия). Для дальнейшего повышения качества полученных нефтепродуктов
к ним добавляют спец. в-ва (см. Присадки к смазочным материалам, Присадки
к топливaм).
Влияние группового углеводородного
состава нефтепродуктов на их свойства. Преобладание отдельных групп углеводородов
в разл. фракциях нефти неодинаково сказывается на их товарных св-вах (см. также
Нефтепродукты). Так, бензиновые фракции, содержащие значит. кол-ва изопарафиновых
и ароматич. углеводородов, обладают высоким, а при по-выш. кол-ве парафинов
нормального строения-низким октановым числом; последнее увеличивается для изопарафи-нов
с возрастанием разветвленности цепи при одном и том же числе атомов углерода
(табл. 8).
Дизельные топлива, в к-рых
преобладают нормальные парафиновые углеводороды, отличаются легкой воспламеняемостью
(характеризуемой цетановым числом), ухудшающейся с увеличением в них числа боковых
цепей. При одинаковой разветвленности моноциклич. нафтены имеют, как правило,
более высокие цетановые числа, чем ароматич. углеводороды; с возрастанием содержания
циклов в молекулах цетановое число снижается (табл. 9). Наиб. трудно воспламеняются
ароматич. бициклич. углеводороды. Однако присутствие значит. кол-в н-парафинов
резко ухудшает низкотемпературные св-ва дизельных и реактивных топлив. В последних
желательно наличие нафтенов, обладающих высокой плотностью и низкой т-рой начала
кристаллизации. Содержание в реактивных и дизельных топливах ароматич. углеводородов
необходимо ограничивать, т.к. они ухудшают фотометрич. св-ва и увеличивают нагарообразование
по сравнению с др. группами углеводородов, особенно парафиновыми.
Высокими индексами вязкости
обладают базовые масляные фракции, в состав к-рых входят преим. нафтены с небольшим
содержанием циклов в молекулах и длинными малоразветвленными парафиновыми цепями.
Нафтеновые и ароматич. углеводороды с относительно высоким содержанием циклов
имеют более высокие плотность и вязкость (значительно возрастающую при понижении
т-ры), чем циклич. углеводороды, к-рые кипят в тех же температурных пределах,
но с малым числом циклов (табл. 10).
Применение. Нефть занимает
ведущее место в мировом топ-ливно-энергетич. балансе: доля ее в общем потреблении
энергоресурсов составляет 48% (1985). Однако в перспективе эта доля будет уменьшаться
вследствие возрастания применения атомной и иных видов энергии.
В связи с быстрым развитием
в мире хим. и нефтехим. пром-сти потребность в нефти увеличивается не только с
целью повышения выработки топлив и масел, но и как источника ценного сырья для
произ-ва синтетич. каучуков и волокон, пластмасс, ПАВ, моющих ср-в, пластификаторов,
присадок, красителей и др. (более 8% от объема мировой добычи). Среди получаемых
из нефти исходных в-в для этих произ-в наиб. применение нашли: парафиновые углеводороды-метан,
этан, пропан, бутаны, пентаны, гексаны, а также высокомолекулярные (10-20 атомов
углерода в молекуле); нафтеновые -циклогексан; ароматич. углеводороды - бензол,
толуол, ксилолы, этилбензол; олефиновые и диолефиновые-этилен,
пропилен, бутадиен; ацетилен (см. также Нефтехимия, Основной органический
синтез).
Истощение ресурсов нефти,
рост цен на нее и др. причины вызвали интенсивный поиск заменителей жидких топлив
(см. Альтернативные топлива).
Лит.: Наметкин С.
С., Химия нефти, М., 1955; Нефти СССР. Справочник, под ред. 3. В. Дриацкой,
М.А. Мхчиян, Н. М. Жмыховой, т. 1-4, М., 1971-74; Губкин И. М., Учение о нефти,
3 изд., М., 1975; Нефти и газы месторождений зарубежных стран. Справочник, под
ред. В. И. Высоцкого и А.Н. Гусевой, М., 1977; Хант Д., Геохимия и геология
нефти и газа, пер. с англ., М., 1982; Камьянов В. Ф., Аксенов В. С, Титов В.
И., Гетеро-атомные компоненты нефтей, Новосиб., 1983; Полякова А. А., Молекулярный
масс-спектралышй анализ органических соединений, М., 1983; Петров А. А., Углеводороды
нефти, М., 1984; Химия нефти, под ред. 3. И. Сюняева, Л., 1984; Геодекян А.
А., Забанбарк А., Геология и размещение нефтегазовых ресурсов в Мировом океане,
М., 1985; Эрих В. Н.,Расина М. Г.Рудин М.Г., Химия и технология нефти и газа,
3 изд., Л., 1985; Справочник нефтепе-реработчика, под ред. Г. А. Ластовкина,
Е. Д. Радченко и М.Г. Рудина, Л., 1986; Горная энциклопедия, т. 3, М., 1987,
452-484; Нефть СССР (1917-1987), под ред. В. А. Динкова, М., 1987; Химия нефти
и газа, под ред. В.А.Проскурякова, А. Е. Драбкина, Л., 1989
Э. Ф. Каминский, Н. М. Жмыхова, М. А. Мхчиян.