Неорганическая
Органическая
Коллоидная
Биологическая
Биохимия
Токсикологическая
Экологическая
Химическая энциклопедия
Советская энциклопедия
Справочник по веществам
Гетероциклы
Теплотехника
Углеводы
Квантовая химия
Моделирование ХТС
Номенклатура
Таблица Менделеева
Неорганические реакции
Органические реакции
Молярные массы
Форматирование формул
Редактор формул
Уравнивание реакций
Электронное строение атомов
Игра «Таблица Менделеева»
Термодинамические свойства
Конвертер величин
Гальванопара
Форум
Лекарства
Фармацевтика
Термины биохимии
Коды загрязняющих веществ
Стандартизация
Каталог предприятий


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 *

3046-2.jpg

* "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 газы14, 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

3046-3.jpg

* Сумма парафинов и нафтенов.

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

3046-4.jpg

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

3047-1.jpg

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.

Еще по теме:

     © ХиМиК.ру




Реклама   Обратная связь   Дизайн