На главную
Содержание

НЕФТЕПРОВОД-НЕФТЬ

НЕФТЕПРОВОД, комплекс сооружений для транспортировки нефти и продуктов её переработки от места их добычи или производства к пунктам потребления или перевалки на ж.-д. либо водный транспорт. В состав H. входят подземные и подводные трубопроводы, линейная арматура, головные и промежуточные нефтеперекачечные насосные станции, нефтехранилища, линейные и вспомогательные сооружения.

По магистральным H. нефть и нефтепродукты транспортируются на значит, расстояния, нередко до 2000 км и более. Диаметр магистрального H. от 200 до 1220 мм, давление, как правило, 5-6 Мн/смг (50-60 кгс/сл2). Подводящие H. предназначаются для транспортировки нефти с промыслов на головные сооружения магистральных H. и нефте-продуктопроводов с нефтеперерабатывающих з-дов на головные сооружения магистральных нефтепродуктопроводов; они имеют протяжённость до неск. десятков км. Промысловые, заводские и нефтебазовые трубопроводы предназначены для внутр. перекачек.

Осн. параметры магистрального H.: протяжённость, производительность, диаметр, давление и число перекачечных станций. Первые два параметра задаются, остальные определяются расчётом. Для сооружения H. применяют трубы из углеродистой и низколегированной стали, в основном сварные, с продольным и спиральным швами. При расчёте магистрального H. большое значение имеют вязкость и плотность перекачиваемых нефти и нефтепродуктов. Для предохранения труб от почвенной коррозии и блуждающих токов применяют антикоррозийную изоляцию и электрохим. методы защиты: катодную защиту, электрополя-ризованные протекторы, электродренаж. По всей длине H. устанавливаются линейные секущие задвижки. Расстояние между задвижками определяется в зависимости от рельефа местности, но составляет не более 20 км. При перекачке высоковязкой и высокозастывающей нефти применяют её подогрев на перекаченных станциях и промежуточных пунктах подогрева. Стоимость строительства магистральных H. окупается в относительно короткие сроки (обычно 2-3 года).

Первый H. дл. 6 км сооружён в США в 1865. H. большей длины начали строить в США в 1875. Первый H. в России проложен в 1878 в Баку от промыслов до нефтеперерабатывающего завода, а в 1897 -1907 был построен по проекту В. Г. Шухова самый большой в то время в мире по протяжённости магистральный продуктопровод Баку - Батуми диаметром 200 мм и дл. 835 км с 16 перекачеч-ными станциями, к-рый продолжает эксплуатироваться.

Развитие нефтепроводного транспорта в СССР связано с освоением нефтяных месторождений в Башкирской АССР и Тат. АССР и Куйбышевской обл. РСФСР. К 1941 в эксплуатации находилось 4100 км магистральных трубопроводов для перекачки нефти и нефтепродуктов с суммарной годовой производительностью 7,9 млн. т. Макс, диаметр составлял 300мм. Общая протяжённость магистральных H. к 1956 возросла до 11,5 тыс. км, а в 1966 достигла 29 тыс. км. Действующая сеть магистральных H. развивалась в 3 осн. направлениях: урало-сибирское (Альметьевск - Уфа - Омск - Новосибирск - Иркутск) дл. 8527 км (H. и про-дуктопроводов); северо-западное (Альметьевск - Горький -Ярославль - Кири-ши с ответвлением на Рязань и Москву) дл. более 1700 KM', юго-западное (от Альметьевска до Куйбышева и далее H. "Дружба" с ответвлением на Полоцк и Вентспилс)протяжённостыо более 3500 км. С открытием новых нефт. месторождений на Юж. Мангышлаке и в Тюменской обл. сооружены уникальные H.: Узень - Гурьев - Куйбышев диаметром 1020 мм, дл. 1500 км для перекачки высоковязкой и высокозастывающей мангышлакской нефти с путевым подогревом ("горячий" H.); Усть-Балык - Омск диаметром 1020 мм, дл. 1000 км; Шаим - Тюмень, Александровское - Анжеро-Судженск диаметром 1220 мм и протяжённостью 840 км; Усть-Балык - Курган - Уфа - Альметьевск диаметром 1220 мм и протяжённостью 1844 км, второй трубопровод "Дружба" (см. карту). Общая протяжённость H. в СССР составляет 42,9 тыс. км (1973). Характерная особенность развития нефтепроводного транспорта в СССР - увеличение удельного веса H. большого диаметра (на 1 июня 1973):
 
Диаметр труб, мм
Протяжённость нефтепроводов, км
до 200
1485
250-300
4769
350-400
2509
500-600
9262
700-800
11174
1000
4764
1220
2684
H. развитых капиталистич. и развивающихся стран представляют мощный вид транспорта нефти и нефтепродуктов. Первое место занимают США, где сеть магистральных H. составляет ок. 70% протяжённости трубопроводов капиталистич. стран мира. Из общей длины H. США трубы диаметром 100-500 мм составляют более 50%, трубы 900-мм и выше - всего 10-12%. В 1968 в США был построен первый магистральный H. диаметром 1000 мм от Нового Орлеана (Сент-Джеймс) до Патоки протяжённостью 1012 км. Начато (1974) строительство трубопровода диаметром 1220 мм на расстояние 1260 км для транспортировки нефти от месторождений зал. Прадхо на побережье Аляски (открытых в 1968) до г. Вал-диз. Гл. действующие магистральные H. и трубопроводы США принадлежат крупнейшим нефтяным монополиям, охватывающим ок. 90% трубопроводов по протяжённости и 70% по объёму перекачки нефти и нефтепродуктов. Наиболее крупные системы H. построены в США. Значительно позже, чем в США, началось строительство H. в др. капиталистич. странах. В Зап. Европе в 1952 был построен H. Вадо-Лигуре - Трехате длиной 152 км, в 1953 - Гавр - Париж (243 км), в 1963 - Л а вера - Карлсруэ (780 км), в 1964 - Генуя - Ингольштадт (536 км). Наибольшая протяжённость H. (в тыс. км)B странах Сев. Америки - 270, в странах Юж. Америки (включая район Карибского м.) она составляет 23,59, в Зап. Европе-17,82, в странах Бл. и Cp. Востока- 22,8, в Африке -15,34, на Дальнем Востоке и в Океании - 8,87. Протяжённость H. в развитых капиталистич. и развивающихся странах (1972) приведена ниже.

Протяжённость крупных  систем нефтепроводов в США, тыс. км
 
"Сервис пайп лайн"
22,68
"Хамбл пайп лайн"
18,9
"Колониал"
4,68
"Магнолия пайп лайн"
19,5
"Бакай пайп лайн"
12,8
"Синклер пайп лайн"
15,3
Протяжённость нефтепроводов в развитых  капиталистических (кроме  США) и развивающихся  странах, тыс. км
 
Северная Америка
 
Канада
20,6
Мексика
9,5
Южная Америка
 
Аргентина
6,55
Боливия
3,49
Бразилия
2,37
Венесуэла
4,97
Колумбия
4,45
Западная Европа
 
Австрия
0,64
Великобритания
2,36
Испания
2,07
Италия
4,06
Нидерланды
1,25
Франция
3,86
ФРГ
3,13
Ближний и Средний Восток
Бахрейн
0,2
Израиль
0,78
Ирак
5,65
Иран
3,53
Катар
0,42
Кувейт
0,85
Нейтральная зона
0,22
Саудовская Аравия
3,85
Сирия
1,18
Турция
2,24
Африка
 
Алжир
4,69
АPE
0,43
Ливия
3,05
Нигерия
0,83
Тунис
0,74
ЮАР
2,24
Юж. Родезия и Мозамбик
0,83
Юго-Восточная Азия, Австралия и Дальний Восток
Австралия
1,28
Бирма
0,48 
Индия
3,93
Индонезия
1,86
Япония
0,86
Совершенствование H. осуществляется благодаря увеличению диаметра труб и улучшению их качества. Наиболее экономичными считаются трубы диаметром 900-1000 мм и выше. Основное внимание при эксплуатации H. уделяется повышению их пропускной способности путём ввода новых промежуточных перекачечных станций, расширения и реконструкции действующих объектов. Кроме того, действующие системы расширяются путём прокладки вторых ниток и увеличения мощности насосных станций.

Лит.: Яблонский В. С., Б е л оу с о в В. Д, Проектирование нефтегазо-проводов, M., 1959; Попов С. С., Транспорт нефти, нефтепродуктов и газа, 2 изд., M., 1960. В. П. Ефремов.
 

НЕФТЕПРОВОД "ДРУЖБА", см. "Дружба".
 

НЕФТЕПРОДУКТЫ, смеси углеводородов и нек-рых их производных, а также индивидуальные хим. соединения, получаемые при переработке нефти и используемые в качестве топлив, смазочных материалов, электроизоляционных сред, растворителей, дорожных покрытий, нефтехимического сырья и для других целей. Значительная часть H. представляет собой смеси отдельных углеводородных компонентов, содержащие различные добавки и присадки, улучшающие свойства H. и повышающие стабильность их эксплуатационных характеристик. Химические превращения, лежащие в основе процессов получения H., подробно рассматриваются в ст. Нефтехимический синтез.

Топлива (газообразные и жидкие) составляют одну из главных групп H. К ним относятся различные продукты переработки газов нефтяных попутных (газовый бензин - компонент автомобильных бензинов, пропан-бутановая фракция - моторное топливо и топливо коммунально-бытового назначения, изо-бутан - сырьё для получения высокооктановых компонентов моторных топлив), газы нефтепереработки, бензин, керосин, мазут. Основное количество нефтяных топлив составляет моторное топливо, применяемое в двигателях внутр. сгорания (поршневых, реактивных, газотурбинных). Эта обширная группа составляет ок. 63% от всех H. Для получения моторного топлива используют в основном продукты прямой перегонки нефти (бензиновые, лигроиновые, керосино-газой-левые и др. фракции), а также продукты вторичных процессов переработки нефти (напр., каталитич. крекинг). Все нефтяные топлива, кроме котельного (в качестве к-рого используется мазут), подвергаются очистке (см. Очистка нефтепродуктов). Важнейшей эксплуатационной характеристикой нефтяных топлив является теплотворная способность. Бензин обладает высокой стойкостью к детонации, дизельное топливо - хорошей воспламеняемостью; то и другое топливо имеет достаточно низкую темп-ру застывания (и помутнения) в соответствии с условиями и районом применения. Необходимые эксплуатационные качества топлив обеспечиваются тщательным подбором компонентов и присадок.

Масла нефтяные составляют вторую по объёму и значению группу H. Это гл. обр. смазочные масла. Важную группу масел представляют электроизоляционные масла и технологические масла. Получают масла в основном вакуумной перегонкой мазута и деасфальтизацией масляных гудронов (тяжёлых остатков от перегонки нефти). Важнейшими показателями эксплуатационных свойств масел являются вязкость, индекс вязкости, стабильность против окисления, смазочная способность, темп-pa вспышки и застывания.

К смазочным материалам на основе H. относятся также пластичные смазки и смазочно-охлаждающие жидкости. Первые представляют собой смеси нефтяных (иногда синтетических) масел с различными загустителями и применяются в узлах трения, работающих в широком диапазоне темп-р и скоростей, для продолжительной консервации металлоизделий и в др. случаях. Смазочно-охлаждающие жидкости - это нефтяные масла или пасты, активированные поверхностно-активными веществами (эмульсол, сульфофрезол, эмульги-рующие пасты и др.) и используемые при обработке металлов резанием и давлением.

Нефтяные технические битумы составляют третью по объёму произ-ва группу товарных H., имеющих широкое применение в нар. х-ве: дорожные, строительные битумы и др. Технич. битумы получают концентрацией (вакуумной перегонкой) и окислением (продувкой воздухом) остатков от перегонки нефти, содержащих большое количество асфальтово-смолистых и тяжёлых гетероциклич. соединений.

Значительную группу H. составляют т. н. твёрдые углеводороды: парафины, церезины, вазелины, петролатумы, озо-кериты и др. Их получают разделением и очисткой продуктов, выделяемых при депарафинизации нефтяных фракций, а также путём переработки природных озокеритов. Используют твёрдые углеводороды в медицине, пищевой, электротехнической, бумажной, резиновой пром-сти, для произ-ва пластичных смазок и др. целей.

Товарными H. являются также различные растворители, нефтяной кокс, сажа, деэмулъгаторы и пр.

H., получаемые путём разделения фракций пиролиза нефти (бензол, толуол, ксилол, нафталин, зелёное масло и др.), применяются в основном как нефтехим. сырьё. В качестве хим. сырья используются также газы нефтепереработки и MH. др. продукты термич. и каталитич. переработки нефти.

Лит.: Товарные нефтепродукты, их свойства и применение. Справочник, под ред. H. Г. Пучкова, M., 1971; Нефтепродукты, [ч. 1 - 2], M., 1970. H. Г. Пучков.

НЕФТЕХИМИЧЕСКАЯ ПРОМЫШЛЕННОСТЬ, отрасль тяжёлой индустрии, охватывающая производство синте-тич. материалов и изделий гл. обр. на основе продуктов переработки нефти и природных горючих газов. На предприятиях H. п. производятся синтетич. каучук, продукты основного органич. синтеза (этилен, пропилен, полиэтилен, поверхностно-активные вещества, моющие средства, нек-рые виды минеральных удобрений), сажа, резиновые изделия (автопокрышки, резинотехнич. изделия и предметы широкого потребления), асбе-стотехнич. изделия.

На нефть, как на важнейший источник хим. сырья, одним из первых указал Д. И. Менделеев. Основополагающие работы в области нефтехимии были выполнены в кон. 19 и нач. 20 в. В. В. Марковниковым, Л. Г. Гурвичем, H. Д. Зелинским, А. А. Летним, С. С. Намёткиным, а также зарубежными учёными M. Бертло (Франция), Ю. Хоудри (США), M. Пиром (Германия) и др. Однако пром. произ-во органич. продуктов до 1-й мировой войны 1914-18 базировалось только на переработке коксующегося кам. угля и пищевого сырья. Использование нефт. углеводородов значительно расширило сырьевую базу пром-сти и дало возможность осуществить наиболее экономичные процессы произ-ва (см. Нефтехимический синтез, Основной органический синтез).

Условия для возникновения H. п. создались в результате внедрения новых методов переработки нефти - крекинга и пиролиза. В США из крекинг-газов было освоено производство изопропилового спирта (1918), алифатических хим. продуктов (1920), винилхлорида и пр.

В СССР становление H. п. происходило в годы первых пятилеток 1929-40. В этот период было налажено пром. произ-во синтетич. каучука на ряде предприятий (в Ярославле, Воронеже, Ефремове). Вступил в строй (1932) шинный завод Ярославского резино-асбестового комбината. Ввод новых мощностей и реконструкция произ-ва позволили в 1940 выпустить автопокрышек в 35 раз больше, чем в 1927-28. Произ-во рези-нотехнич. изделий к кон. 1-й пятилетки (1932) возросло в 5 раз и составило 35% в общем объёме резиновой пром-сти. Произ-во сажи росло следующим образом: в 1916-300 т, в 1930- ок. 2 тыс. т, в 1940 - ок. 60 тыс. т.

После Великой Отечеств, войны 1941- 1945 были восстановлены и реконструированы многие предприятия H. п. В 1949 было организовано первое в мире совместное произ-во фенола и ацетона по наиболее прогрессивному (кумольному) методу, разработанному сов. учёными. Определились перспективные экономические районы страны, в которых развёртывалось строительство нефтеперераб. и нефтехим. предприятий.

Развитие H. п. непосредственно связало с увеличением масштабов и совершенствованием процессов переработки нефти (см. Нефтеперерабатывающая промышленность). Для H. п. СССР характерны высокие темпы роста (табл. 1).

Табл. 1,.-Темпы роста общего объёма продукции нефтехимической промышленности, %
 
 
1960
1965
1970
1971
1972
Нефтехимическая пром-сть (в целом)
100
182
283
306
328
B том числе: произ-во продуктов основного органич. синтеза
100
225
406
427
453
резино-асбестовая пром-сть
100
157
233
253
272
В 1970 по сравнению с 1965 выработка пластич. масс и азотных удобрений увеличилась в 2 раза, синтетич. моющих средств - в 1,7 раза, синтетич. жирных кислот - в 1,6 раза; выпуск синтетич. каучука возрос более чем в 1,5 раза. Такое увеличение достигнуто гл. обр. в результате строительства крупнотоннажных объектов по произ-ву качественно новых стереорегулярных каучуков.

В 1966-70 в СССР впервые в мире организовано массовое произ-во высококачественных пневматич. шин без применения натурального каучука; созданы предприятия по выпуску радиальных шин. В 1973 произ-во автопокрышек в СССР возросло в 1,6 раза по сравнению с 1965 и достигло 42,3 млн. штук.

Общий объём продукции резино-асбе-стовой промышленности в 1972 увеличился по сравнению с 1960 на 272%. Значительно возросло производство резиновой обуви и др. товаров народного потребления. Введены в строй Новоуфимский, Омский, Новокуйбышевский, Новоярославский, Новогорьковский, Киришский, Рязанский заводы и комбинаты; Полоцкий нефтеперераб. завод в БССР, крупные заводы по произ-ву синтетич. каучука, автопокрышек и резинотехнич. изделий в центр, и вост. части СССР. Созданы и создаются центры по комплексной переработке нефти и нефтехимии в Азербайджане, Башкирии, Татарии, Чечено-Ингушетии, а также на Украине, в Белоруссии, на Д. Востоке, в Туркмении, Казахстане и Узбекистане. Построен ряд заводов и установок по произ-ву высоко-качеств. полиэтилена, полипропилена, полиизобутилена и др. полимерных продуктов на базе углеводородного сырья. Произ-во полиэтилена и сополимеров этилена увеличилось в 1972 по сравнению с 1965 в 5,4 раза и достигло 307 тыс. т. Развитие H. п. характеризуется высокими темпами и непрерывным повышением эффективности произ-ва. Внедряются высокопроизводительные установки, создаются узкоспециализированные многотоннажные произ-ва, совершенствуются каталитич. системы, создаются поточ-но-автоматич. линии для эластомеров и изделий из них, внедряются автоматизированные системы управления.

В произ-ве синтетич. каучука широко применяются установки для получения изопрена, единичная мощность к-рых возросла в 2-3 раза. Это оборудование позволяет на 20% сократить удельные капиталовложения, на 5% снизить себестоимость изопрена и в 2 раза повысить производительность труда.

СССР оказывает техническую помощь др. социалистич. странам в создании и развитии H. п. Страны - члены СЭВ координируют свои планы в этой области. Доля стран - членов СЭВ в мировом произ-ве химич. товаров значительно возросла. Огромную роль в этом сыграла братская помощь Советского Союза в снабжении стран СЭВ нефтью, газом, а также в сооружении важных объектов, прежде всего нефтепровода "Дружба".

Рост производства таких важнейших продуктов нефтехимии, как полиэтилен и сополимеры этилена, а также автопокрышек, показывают данные табл. 2 и 3. Широкое развитие производства продуктов H. п. наблюдается в капиталистических (особенно в развитых) странах (см. табл. 4).

Развивающиеся страны-Индия, Ирак, Алжир и др.- придают большое значение созданию собственной H. п. при осуществлении планов индустриализации, повышения уровня жизни населения и укрепления нац. независимости. СССР расширяет сотрудничество с этими странами и оказывает им техническую помощь в развитии H. п.

T а б л. 2. -Производство полиэтилена и сополимеров этилена в странах-членах С Э В, тыс. т
 
Страны
1965
1970
1972
Болгария
_
34,2
38,7
Венгрия
--
5,3
24,9
Польша
--
16,7
33,4
Румыния
7,8
65,9
84,7
СССР
57,0
267
307
ЧССР
 
29,2
30,3
Табл. 3. - Производство автопокрышек в странах-членах СЭВ, тыс. штук
 
Страны
1965
1970
1972
Болгария
474
919
1220
Венгрия
921
1090
1037
ГДР
3750
4692
5191
Польша
2818
4495
4963
Румыния
1329
2508
3055
СССР
26434
34620
38752
ЧССР
2995
3933
5189
Табл. 4. -Производство некоторых нефтехимических продуктов в капиталистических странах в 1970, млн. т
 
Страны
Этилен
Пропилен
Бензол
Бутадиен
Все капиталистические страны
19,0
9,8
8,8
3,0
Страны Западной Европы
5,6
3,6
2,7
0,8
США
8,4
3,2
3,4
1,4
Япония
3,1
2,1
1,2
0,5

Лит. см. при ст. Нефтеперерабатывающая промышленность. В. С. Фёдоров.
 

НЕФТЕХИМИЧЕСКИЙ СИНТЕЗ, получение химических продуктов на основе нефти и углеводородных газов синтетическим путём. Углеводороды нефти и газов природных горючих, газов нефтяных попутных, газов нефтепереработки служат основным сырьём в произ-ве важнейших массовых синтетич. продуктов: пластмасс, каучуков и волокон, азотных удобрений, поверхностно-активных и моющих веществ, пластификаторов; топлив, смазочных масел и присадок к ним, растворителей, экстрагентов и др. (см. Нефтепродукты). Все эти продукты широко применяются в различных отраслях нар. х-ва и в быту, с ними связано развитие MH. новых областей техники (космонавтики, атомной энергетики и др.). В промышленно развитых странах H. с. позволил создать крупную и быстро развивающуюся нефтехимическую промышленность. Угледороды нефти и газов, являясь достойным, более технологичным и дешёвым сырьём, вытесняют остальные виды сырья (угли, сланцы, растительное, животное сырьё и пр.) почти во всех процесс органич. синтеза (см. Основной оргаческий синтез).

H. с. базируется на успехах органич. химии, катализа, физ. химии, хим. технологии и др. наук и связан с глубоки изучением состава нефтей и свойств их компонентов. В основе процессов переработки углеводородного сырья в целевые продукты лежат многочисленные реакции органич. химии: пиролиз, окисление, алкилирование, дегидрирование и гидри-рование, галогенирование, полимеризация, нитрование, сульфирование и др.; важнейшее значение среди них имеют каталитич. реакции. В произ-ве продуктов H. с. большое место занимает подготовка углеводородного сырья и получение первичных исходных углеводородов: предельных (парафиновых), непредельных (олефиновых, диеновых, ацетилена), ароматич. и нафтеновых. Основная их часть превращается в функциональные производные с активными группами, содержащими кислород, азот, хлор, фтор, серу и др. элементы.

Предельные (алкановые) углеводороды занимают важное место по объёму использования в H. с. Для произ-ва различных хим. продуктов потребляют низшие газообразные углеводороды (метан, этан, пропан, бутан, пентаны) и жидкие или твёрдые парафины (от C6 до С40 ). Низшие парафиновые углеводороды выделяются из газов природных и попутных. Газы нефтяные попутные и получаемые при стабилизации нефти содержат предельные углеводороды C2 - C5в количестве 83- 97 объёмных % . Из них выделяют этанпропановую фракцию, изобутан, к-бутан, пентан. Природный газ с содержанием 96-97% метана используется в качестве технич. метана в основном для произ-ва аммиака, ацетилена, метилового спирта, хлорпроизводных соединений, сероуглерода, синильной кислоты. Жидкие и твёрдые нормальные парафины C6- C40 получают из продуктов переработки нефти (бензино-керосиновых, дизельных и масляных дистиллятов) кристаллизацией при охлаждении, карбамидной депарафинизацией (см. Депарафинизация нефтепродуктов) и с помощью молекулярных сит, а также др. методами. Переработкой парафинового сырья обеспечивается всё возрастающая потребность H. с. в непредельных углеводородах (олефинах, диенах, ацетилене). Осн. методом производства олефинов (этилена, пропилена, бутиленов) является высокотемпературный пиролиз разнообразного сырья, начиная от этана и газового бензина до тяжёлых нефт. фракций и сырой нефти. Олефины получаются также попутно в процессах нефтепереработки. Каталитич. дегидрированием (см. Гидрогенизация) превращают бутан в бутадиен, а изопентан в изопрен - в основные мономеры для произ-ва каучуков синтетических, Большое пром. значение имеют процессы конверсии парафиновых углеводородов в синтез-газ (смесь окиси углерода с водородом, см. Конверсия газов). Сырьём могут быть газы природные, попутные, нефтепереработки и любые нефт. фракции. Из синтез-газа получают дешёвый водород, потребляемый в больших кол-вах для синтеза аммиака, гидроочистки нефтепродуктов, гидрокрекинга др. процессов. Аммиак служит истиным продуктом для произ-ва удоб-гий (аммиачной селитры, мочеви-), синильной к-ты и др. Двухступенчатой конверсией метана производят также концентрированную углероокисъ, используемую для MH. провесов H. с. Синтез-газ широко применяется в оксосинтезе, основанном на реакциях олефинов с окисью углерода и водородом. Из окиси углерода и водорода вырабатывается метанол - сырьё, из к-рого получают формальдегид, важнейший продукт дня произ-ва пластмасс, лаков, клеёв и пр. материалов.

Применяя реакции окисления, галогенирования, нитрования, сульфирова-ния и др., из парафинов производят разнообразные продукты. Путём прямого жидкофазного окисления воздухом лёгких фракций (пределы выкипания 30-90 0C) бензина прямой перегонки при 150- 210 0C и 4 Мн/л2 (40 am) в присутствии ацетата кобальта или марганца вырабатывают в больших кол-вах уксусную кислоту. Многотоннажным процессом является жидкофазное окисление воздухом твёрдых нормальных парафинов в высшие жирные кислоты (C10-C20). В пром-сти реализовано произ-во высших спиртов окислением м-парафинов (C10- C20). Из них вырабатывают поверхностно-активные вещества, моющие вещества типа алкилсульфатов и пр.

В промышленных масштабах вырабатывают галогенопроизводные парафинов. Из метана получают метилхлорид, метиленхлорид, хлороформ, четырёххлористый углерод и др. продукты. Метиленхлорид и четырёххлористый углерод являются хорошими растворителями. Хлороформ используют для синтеза тетрахлорэтилена, хлорфторпроизводных, ценного мономера тетрафтор этилена и пр. Хлорированием этана производят гексахлорэтан и др. хлорпроизводные. Продукт хлорирования твёрдых парафинов хлорпарафин-40 (около 40% Cl) используется в качестве пластификатора, хлорпарафин-70 (ок. 70% Cl) - для пропитки бумаги и тканей повышенной огнестойкости. Продукты полного фторирования узких фракций керосина и газойля являются ценными смазочными веществами и гидравлическими жидкостями, обладающими высокой термич. и хим. стойкостью. Они могут работать продолжит. время при 250-300 0C в очень агрессивных средах. Фреоны - хлорфторпроизводные метана и этана - применяются в качестве хладоагентов в холодильных машинах. Нитрованием пропана и парафинов, кипящих выше 160-180 0C, азотной к-той вырабатывают смесь нитропарафинов. Они используются как растворители и промежуточные продукты синтеза нитроспиртов, аминоспиртов, взрывчатых веществ. Сульфохлорированием и сульфоокислением керосиновых фракций C12 - C20 и и-парафинов получают поверхностно-активные вещества типа алкилсульфо-натов.

Непредельные углеводороды. Благодаря высокой реакционной способности эти соединения широко используются в H. с. MH. продукты синтезируются на основе олефинов, диеновых углеводородов и ацетилена.

Олефины. Первое место по масштабам пром. потребления среди олефинов занимает этилен', во всё возрастающих количествах применяют пропилен и бутены. Из высших олефинов основное значение имеют a-олефины с прямой цепью, получаемые термич. крекингом твёрдого или мягкого парафина при темп-ре ок. 550 °С и каталитич. олигомеризацией этилена с помощью алюминий-органич. катализаторов. Полимеризацией олефинов получают высокомолекулярные продукты - полиэтилен, полипропилен и др. полиолефины. Полиэтилен - самый массовый вид пластмасс. Его производство растёт очень быстро и он широко используется во всех отраслях пром-сти. Быстро прогрессирует синтез винилхлорида окислительным хлорированием этилена или смеси этилена с ацетиленом. Винилхлорид широко используется для произ-ва MH. полимерных материалов. Из поливинилхлорида изготавливают плёнки, трубы и пр.

Большое значение в H. с. приобрели окись этилена и окись пропилена; из них синтезируют гликоли, поверхностно-активные вещества, этаноламины и др. Значительное количество этилена расходуется на алкилирование бензола для произ-ва стирола, окисление в ацеталь-дегид и уксусную к-ту, для произ-ва винилацетата и этилового спирта. Для получения спиртов, альдегидов и нек-рых др. соединений используется оксосинтез. Хлорированием олефинов производят MH. ценные растворители, инсектициды и др. вещества. Из высших олефинов синтезируют алкилсульфаты, присадки к нефтепродуктам.

Диены. Бутадиен-1,3 и 2-метил-бутадиен-1,3 (см. Изопрен) являются основными мономерами в произ-ве синте-тич. каучуков. В пром-сти бутадиен получается как побочный продукт пиролиза и дегидрированием бутана и бути-леновой фракции продуктов пиролиза нефтяного сырья на этилен. К перспективным методам произ-ва изопрена относится дегидрирование изоамиленов, выделенных из лёгких крекинг-бензинов, и дегидрирование изопентана, содержащегося в попутных газах и получаемого изомеризацией н-пентана. Часть бутадиена расходуется на получение хлоропрена, циклододекатриена-1,5,9 - полупродукта в произ-ве полиамидных волокон.

Ацетилен. Большое количество ацетилена производится из метана и др. парафиновых углеводородов окислительным пиролизом, электрокрекингом и пиролизом различного нефтяного сырья в водородной плазме. Димеризацией ацетилена в присутствии однохлористой меди получают винилацетилен, используемый гл. обр. для произ-ва хлоропрена (см. также Хлоропреновые каучуки). Из ацетилена получают также акрило нитрил, винилхлорид, ацетальдегид, но во всех этих случаях ацетилен постепенно вытесняется более дешёвыми этиленом и пропиленом.

Ароматические углеводороды. Бензол, толуол, ксилолы, три-и тетраметилбензо-лы, нафталин являются ценным сырьём для синтеза MH. продуктов. Ароматич. углеводороды образуются в процессах каталитич. риформинга бензиновых и лигроиновых фракций. В значит, количествах эти соединения получаются попутно при пиролитич. произ-ве этилена. Бензол и нафталин получают также деалкилиро-ванием их алкилпроизводных в присутствии водорода. Для производства этим способом бензола используют алкиларо-матич. углеводороды (толуол, ксилолы, высшие алкилпроизводные) и бензины пиролиза. Сырьём для получения нафталина являются тяжёлые фракции риформинга, газойля каталитич. крекинга. Алкилированием бензола этиленом получают этилбензол, алкилированием пропиленом - изопропилбензол, превращаемые дигидрированием в ценнейшие мономеры для произ-ва каучуков - стирол и al-метилстирол. Из изопропилбензола при окислении воздухом получают в больших количествах фенол и ацетон. На основе алкилароматич. соединений синтезируют пластификаторы, смазочные масла и присадки к ним, поверхностноактивные вещества. Окислением ароматич. углеводородов получают терефталевую к-ту, служащую для производства волокон (лавсана), малеиновый и фталевый ангидрид, ценные пластификаторы и компоненты термостойких пластмасс (полиимиды). В меньших масштабах используется хлорирование, нитрование и др. реакции. Из хлорфенолов и хлор-нафталинов производят эффективные гербициды, растворители и изоляционные масла для трансформаторов. Бензил-хлорид используется для синтеза ряда соединений, содержащих бензильную группу (бензилавый спирт, его эфиры и пр.).
 

Нафтены. Из этих углеводородов только циклогексан приобрёл большое значение в H. с. В небольших количествах циклогексан выделяется чёткой ректификацией бензиновых фракций нефти (содержащих 1-7% циклогексана и 1-5% метилциклопентана). Метилциклопентан превращают в циклогексан изомеризацией с хлористым алюминием. Пром. потребность в циклогексане удовлетворяется в основном получением его гидрированием бензола в присутствии катализатора. Окислением циклогексана кислородом воздуха производят циклогексанони адипиновую к-ту, к-рые используются в произ-ве полиамидных синтетич. волокон (капрона и нейлона). Адипиновая к-та и др. дикарбоновые к-ты, получаемые при окислении циклогексана, используются для синтеза эфиров, применяемых в качестве смазочных масел и пластификаторов. Циклогексанон находит применение как растворитель, а также как заменитель камфоры.

Большое внимание уделяется развитию микробиологического синтеза на базе нефтяного сырья. Из парафиновых углеводородов получают белково-витаминные концентраты для питания животных.

Лит.: Наметкин С. С., Собр. трудов, 3 изд., т. 3, M., 1955; Новые нефтехимические процессы и перспективы развития нефтехимии, M., 1970; Новейшие достижения нефтехимии и нефтепереработки, пер. с англ., т. 9 - 10, M., 1970; Лебедев H. H., Химия и технология основного органического и нефтехимического синтеза, M., 1971; Черный И. Р., Производство мономеров и сырья для нефтехимического синтеза, M., 1973; Ж е р м е н Д ж., Каталитические превращения углеводородов, пер. с англ., M., 1972; Суханов В. П., Каталитические процессы в нефтепереработке, 2 изд., M., 1973; С и т т и г M., Процессы окисления углеводородного сырья, пер. с англ., M., 1970; В ы н т у В., Технология нефтехимических производств, пер. с рум., M., 1968; П л а т э А. Ф., Нефтехимия, M., 1967; Основы технологии и нефтехимического синтеза, под ред. А. И. Динцеса и Л. А. Пото-ловского, M., 1960.

H. С. Намёткин, В. В. Панов.

"НЕФТЕХИМИЯ", научный журнал, орган Отделения общей и технической химии АН СССР. Издаётся в Москве с 1961. Выходит 6 раз в год. Публикует работы по различным вопросам нефтехимии: состав и свойства нефти; углеводороды, их реакции и превращения; переработка газов, дистиллятов и остаточных нефтепродуктов; нефтехимический синтез; синтез и физико-химические свойства синтетических масел и присадок к топливам и маслам. Тираж (1974) 1560 экз.
 

НЕФТЕХРАНИЛИЩЕ, искусственный резервуар для хранения нефти или продуктов её переработки. По расположению различают H. наземные, полуподземные и подземные; по материалам, из к-рых они изготовляются, - метал-лич., железобетонные, а также подземные (сооружаемые в толще отложений кам. соли). В СССР распространены наземные металлические полуподземные железобетонные.

Наземные H. выполняют, как правило, металлическими (сварными). По форме бывают цилиндрич. (вертикальные, горизонтальные), сферич. и каплевидные.

Стальные вертикальные цилиндрические резервуары низкого давления ("атмосферного" типа) изготовляют с конусной кровлей, щитовой кровлей, сферическим покрытием. Резервуары с конусной кровлей изготовляются ёмкостью от 100 до 5000 м3 и предназначаются для хранения нефти и нефтепродуктов плотностью 0,9-1,0 т/л3 и внутренним давлением в газовом пространстве резервуаров 27 Kн/M2. Ёмкость резервуаров со щитовой кровлей от 100 до 20 000 л3, в них хранят нефтепродукты плотностью до 0,9 т/м3. Резервуары со сферич. покрытием крупнее по объёму (ёмкость до 50 000 м3) и предназначены для хранения нефтепродуктов с плотностью до 0,9 т/м3. К H. повышенного давления относятся вертикальные цилиндрич. резервуары, в к-рых внутр. давление в газовом пространстве от 27 до 93кн/M2. В стальных резервуарах спец. конструкций с плавающими стальными покрытиями, синтетич. понтонами, плавающей крышей, антикоррозионным покрытием и теплоизоляцией хранят светлые нефтепродукты.

Сферические резервуары применяются для хранения сжиженных газов и жидкостей. Для хранения газов под высоким давлением они сооружаются многослойными В СССР строятся (1974) сферические резервуары ёмкостью от 300 до 4000 м3, рассчитанные на давление 0,25- 1,8 Мн/см2 с внутр. диаметром от 9 до 20 м и толщиной стенки до 38 мм. Наибольшее распространение в СССР получили сферич. резервуары ёмкостью 600м3.

Полуподземные H. сооружают обычно из железобетона ёмкостью от 500 до 30 000 м3. Конструктивно они выполняются цилиндрич. (монолитные или со сборными стенкой и кровлей) и прямоугольными со сборными стенками и покрытием, а также траншейного типа.

Для межсезонного хранения нефтепродуктов (бензин, дизельное топливо, керосин) большое значение приобретают подземные ёмкости, сооружаемые в отложениях кам. соли на глубине от 100 м и ниже. Такие хранилища создаются путём размыва (выщелачивания)соли водой через скважины, к-рые используются впоследствии при эксплуатации хранилища. Макс, объём подземной ёмкости в СССР 150 тыс. м3. Освобождение хранилища от нефтепродуктов осуществляется закачкой насыщенного раствора соли.

История возникновения H. в России связана с развитием бакинской нефтяной пром-сти. В 17 в. с увеличением добычи нефти в Баку начали возникать нефтяные склады - земляные резервуары (ямы) в глиняных грунтах. Первый стальной клёпаный резервуар был построен в 1878 по проекту В. Г. Шухова и А. В. Бари. В 1935 впервые в СССР был сооружён металлич. сварной резервуар ёмкостью 1000 м3. Этот прогрессивный метод сооружения приобрёл известность и позволил в дальнейшем перейти на индустриальный метод изготовления основных частей резервуаров. Ёмкость отдельных H., построенных в СССР, достигает 50 000 л3. Ведутся (1974) работы по созданию резервуаров ёмкостью до 100 000 м3.

За рубежом наряду со строительством металлич. H. ёмкостью до 100 000 м3 решается проблема хранения большого количества нефти, нефтепродуктов и сжиженных газов путём создания новых типов ёмкостей с использованием естеств. и искусств, пустот в земной толще. Первое подземное хранилище в искусств, выработках залежей кам. соли для сжиженных газов построено в США в 1950. Ёмкость отд. H. в соляных пластах и куполах достигает 1,5 млн, м3. Крупные хранилища обычно состоят из неск. камер. Напр., подземное хранилище в штате Техас ёмкостью 905,7 тыс. м3 имеет шесть камер. Наблюдается тенденция строить H. значит, объёмов с большим количеством камер. Сооружаются (1974) подземные изотермич. хранилища для сжиженных газов. В Монреале (Канада) построено H. такого типа ёмкостью ок. 8000л3. Глубина H., сооружённых в отложениях кам. соли, колеблется от 200 до 1200 м и определяется в зависимости от наиболее высокого ожидаемого давления паров нефтепродукта или сжиженного газа внутри ёмкости. Поэтому глубина заложения подземного H. рассчитывается след, образом: на каждые 100 кн/м2 давления внутри ёмкости хранилище было заглублено на 4,5 м.

Лит.: Ч е р н и к и н В. И., Сооружение и эксплуатация нефтебаз, 2 изд., M., 1955; Титков В. И., Резервуары с плавающей крышей, M., 1957. В. П. Ефремов

НЕФТЕЧАЛА, город (до 1959 - посёлок), центр Нефтечалинского р-на Азерб. CCP. Расположен в 12 км к Ю. от устья р. Куры и в 9 км от ж.-д. станции Нефте-Чала (конечный пункт ветки от линии Астара - Османлы-Новые). 7,1 тыс. жит. (1970). Добыча нефти (транспортируется в Баку морем). Иодобромный з-д.

НЕФТЕЮГАНСК, город окружного подчинения в Ханты-Мансийском нац. округе Тюменской обл. РСФСР. Расположен на берегу протоки Оби - Юганская Обь, в 50 км к 3. от г. Сургута. 31,4 тыс. жит. (1973). Образован в 1967 на месте деревни Усть-Балык. Центр разработки Усть-Балыкского и др. нефтяных месторождений. Добыча нефти и газа.

НЕФТЬ, Нефть (через тур. neft, от перс, нефт)-горючая маслянистая жидкость со специфическим запахом, распространённая в осадочной оболочке Земли, являющая важнейшим полезным ископаемым. Обзуется вместе с газообразными углево, родами (см. Газы природные горючие обычно на глубинах более 1,2-2 км Вблизи земной поверхности H. преоразуется в густую малъту, полутвёрдый асфальт и др.
 

I. Общие сведения
H. состоит из различных углеводородов (алканов, циклоалканов, аренов- ароматич. углеводородов - и их гибридов) и соединений, содержащих, помимо углерода и водорода, гетероато-мы - кислород, серу и азот.

H. сильно варьирует по цвету (от светло-коричневой, почти бесцветной, до темно-бурой, почти черной) и по плотности - от весьма легкой (0,65-0,70 г/см3) до весьма тяжелой (0,98-1,05 г/см3). Пластовая H , находящаяся в залежах на значит глубине, в различной степени насыщена газообразными углеводородами. По химич. составу H. также разнообразны. Поэтому говорить о среднем составе H. или "средней" H можно только условно (рис. 1). Менее всего колеблется элементный состав 82,5 -87% С; 11,5-14,5% H, 0,05-0,35, редко до 0,7% О, 0,001 /5,3% S, 0,001- 1,8% N. Преобладают малосернистые H. (менее 0,5% S), но OK 1/3 всей добываемой в мире H. содержит св. 1% S.

Мировые (без социалистич. стран) разведанные запасы H. оценивались к нач. 1973 в 71,2 млрд. то (данные по запасам H., публикуемые за рубежом, возможно занижены) Запасы H. в недрах по странам и регионам распределяются крайне неравномерно (рис. 2).

Мировая добыча H. удваивается примерно каждое десятилетие. В 1938 она составляла ок. 280 млн. т, в 1950 OK 550 млн. то, в 1960 св. 1 млрд. то, а в 1970 св. 2 млрд. то. В 1973 мировая добыча H. превысила 2,8 млрд. то. В СССР в 1940 было добыто 31,1 млн. т, в 1973- 429 млн. т. Всего с начала пром. добычи (с кон. 1850-х гг.) до кон. 1973 в мире было извлечено из недр 41 млрд. то, из к-рых половина приходится на 1965-73.

Рис 2 Распределение мировых запасов нефти и её суммарной добычи в капиталистическом мире (по обзору "Бритиш петролеум компани", 1971).

Рис 3 Соотношение добычи и потребления нефти в капиталистических странах (по обзору ч Бритиш петролеум компани", 1971)

H занимает ведущее место в мировом топливно энергетич. хозяйстве. Ее доля в общем потреблении энергоресурсов непрерывно растет 3% в 1900, 5% перед 1-й мировой войной 1914- 1918, 17,5% накануне 2-й мировой войны 1939-45, 24% в 1950 и 41,5% в 1972. H. составляет основу топливно-энергетич. балансов всех экономически разви тых стран. В США на ее долю (включая газовый конденсат) приходится 46% общего потребления энергии (1972), в странах ЕЭС - св. 60% (1972), в Японии - 70% (1972). В СССР доля H в суммарной добыче топлива (в пере счете на условное топливо) составила 42,3% в 1972. Опережающий рост потребления жидкого топлива в развитых капиталистич. странах (США, страны Зап. Европы, Япония, Канада, Австралийский Союз), на долю к-рых приходится ев 4/5 потребления нефтепродуктов в мире (без социалистических стран), но ок. 10% разведанных запасов и ок. 30% ее добычи, привел к углублению геогр разрыва между районами добычи и потребления H (рис, 3).

Быстрый рост добычи H. в развивающихся странах (особенно на Ближнем и Cp. Востоке), за счет к-рых покрываются растущие пром. и воен.-стратегич. потребности развитых капиталистич. стран, оказывает решающее воздействие на нефт. хозяйство капиталистич. мира См. Нефтяные монополии.
 

П. Происхождение в условия залегания

В познания генетич. природы H. и условий ее образования можно выделить неск. периодов Первый из них (донауч-ный) продолжался до ср веков. Так, в 1546 Агрикола писал, что H и каменные угли имеют неорганич. происхождение; последние образуются путем сгущения и затвердевания H.

Второй период - науч. догадок - связывается с датой опубликования труда M В. Ломоносова "О слоях земных" (1763), где была высказана идея о дистилляционном происхождении H. из того же органич. вещества, к-рое дает начало каменным углям.

Третий период в эволюции знаний о происхождении H. связан с возникновением и развитием нефтяной промышленности. В этот период были предложены разнообразные гипотезы неорганич. (минерального) и органич происхождения H.

В 1866 франц. химик M Бертло высказал предположение, что H. образуется в недрах Земли при воздействии углекислоты на щелочные металлы. В 1871 франц. химик Г. Биассон выступил с идеей о происхождении H. путем взаимодействия воды, CO2, H2S с раскаленным железом. В 1877 Д. И. Менделеев предложил минеральную (карбидную) гипотезу, согласно к-рой возникновение H. связано с проникновением воды в глубь Земли по разломам, где под воздействием ее на "углеродистые металлы" - карбиды - образуются углеводороды и окись железа. В 1889 В. Д. Соколов изложил гипотезу космич. происхождения H. По этой гипотезе исходным материалом для возникновения H. служили углеводороды, содержавшиеся в газовой оболочке Земли ещё во время её звёздного состояния. По мере остывания Земли углеводороды поглотились расплавленной магмой. Затем, с формированием земной коры, углеводороды проникли в осадочные породы в газообразном состоянии, конденсировались и образовали H.

В 50-60-е гг. 20 в. в СССР (H. А. Кудрявцев, В. Б. Порфирьев, Г. H. Доленко и др.) и за рубежом (англ, учёный Ф. Хойл и др.) возрождаются различные гипотезы неорганич. (космич., вулка-нич., магматогенного) происхождения H. Однако на 6-м (1963), 7-м (1967) и 8-м (1971) Междунар. нефт. конгрессах неорганич. гипотезы не получили поддержки.

Важным для познания генезиса H. являлось установление в кон. 19 - нач. 20 вв. оптич. активности H., а также тесной связи H. с сапропелевым органич. веществом в осадочных породах. Сапропелевую гипотезу, высказанную впервые нем. ботаником Г. Потонье в 1904-05, в дальнейшем развивали рус. и сов. учёные - H. И. Андрусов, В. И. Вернадский, И. M. Губкин, H. Д. Зелинский и др. Сапропелевая гипотеза ассимилирована совр. теорией осадочно-миграцион-ного происхождения H. Развитию представлений о природе H. и условиях формирования её залежей способствовали также труды нем. учёного К. Энглера, амер. геологов Дж. Нъюберри, Э. Ортона, Д. Уайта, рус. и сов. учёных - Г. П. Михайловского, Д. В. Голубятникова, M. В. Абрамовича, К. И. Богдановича и др.

Четвёртый период характеризуется организацией широких геолого-геохимич. исследований, направленных на решение проблемы нефтеобразования и органически связанной с ней проблемы нефтемате-ринских отложений. В СССР такие работы осуществлены А. Д. Архангельским в 1925-26. В США аналогичные исследования начаты в 1926 П. Траском. В 1932 была опубликована классич. работа И. M. Губкина "Учение о нефти", сыгравшая огромную роль в развитии представлений о генезисе H. и формировании её залежей. В 1934 в H., асфальтах и ископаемых углях были найдены порфирины, входящие в молекулу хлорофилла и др. природных пигментов.

Начало пятого периода связано с открытием в 50-е гг. 20 в. (в СССР - А. И. Горской, в США - Ф. Смитом) нефт. углеводородов в осадках водоёмов различного типа (в озёрах, заливах, морях, океанах). Дальнейшему прогрессу в этой области способствовали работы MH. учёных и коллективов исследователей в разных странах: в СССР (А. Д. Архангельский, В. И. Вернадский, А. П. Виноградов, И. M. Губкин,H. M. Страхов, А. А. Трофимук, A. M. Акрамходжаев, И. О. Брод, H. Б. Вассоевич, В. В. Вебер, А. Ф. Добрянский, H. А. Ерёменко, А. Э. Конторович, M. Ф. Мирчинк, С. H. Неручев, К. Ф. Родионова, В. А. Соколов, В. А. Успенский и др.), в США (Ф. M. Ван-Тайл, К. Зобелл, У. Майн-шайн, А. Леворсен, Дж. Смит, Ф. Смит, Дж. Хант, X. Хедберг, Э. Эванс, П. Эй-белсон, Дж. Эрдман и др.), во Франции (Б. Тиссои др.), в ГДР (P. Майнхольд, П. Мюллер и др.), в ФРГ (M. Тайхмюл-лер, Д. Вельте и др.), а также в Японии, Великобритании и др. Убедительные доказательства биогенной природы нефте-материнского вещества были получены в результате детального изучения эволюции молекулярного состава углеводородов и их биохимич. предшественников (про-гениторов) в исходных организмах, в органич. веществе осадков и пород и в различных H. из залежей. Важным явилось обнаружение в составе H. х е м офоссилий - весьма своеобразных, часто сложно построенных молекулярных структур явно биогенной природы, т. е. унаследованных (целиком или в виде фрагментов) от органич. вещества. Изучение распределения стабильных изотопов углерода (С12, С13) в H., органич. веществе пород и в организмах (А. П. Виноградов, Э. M. Галимов) также подтвердило неправомочность неорганнч. гипотез. Было установлено, что H. - результат литогенеза. Она представляет собой жидкую (в своей основе) гидрофобную фазу продуктов фоссилизации (захоронения) органич. вещества (керогена) в водно-осадочных отложениях. Нефтеобразо-вание - стадийный, весьма длительный (обычно много млн. лет) процесс, начинающийся ещё в живом веществе. Выделяется ряд стадий: подготовительная, во время к-рой под влиянием биохимич. и биокаталитич. факторов образуется диффузно рассеянная в материнской породе H. (микронефть); главная, когда в результате битуминизации генерируется осн. масса микронефти, происходит её "созревание", сближение по составу с собственно H. и миграция в коллекторы, а по ним в ловушки; постумная, когда усиливается накопление низкомолекулярных углеводородов, обусловливающее образование обычно лёгкой газорастворённой H. - газоконденсата; постепенно газы становятся всё более "сухими" (т. е. богатыми CH4). И. M. Губкин выделял также стадию разрушения нефтяных месторождений.

Считается, что осн. исходным веществом H. обычно является планктон, обеспечивающий наибольшую биопродукцию в водоёмах и накопление в осадках органич. вещества сапропелевого типа, характеризующегося высоким содержанием водорода (благодаря наличию в керо-гене алифатич. и алициклич. молекулярных структур). Породы, образовавшиеся из осадков, содержащих такого типа органич. вещество, потенциально нефте-материнские. Чаще всего это глины, реже - карбонатные и песчано-алеври-товые породы, к-рые в процессе погружения достигают верхней половины зоны мезокатагенеза (см. Катагенез), где вступает в силу главный фактор нефтеобразования - длит, прогрев органич. вещества при темп-ре от 50 0C и выше. Верхняя граница этой главной зоны нефтеобразования располагается на глуб. от 1,3- 1,7 км (при ср. геотермич. градиенте 4 0С/100 м) до 2,7-3 км (при градиенте 2 0С/100 м) и фиксируется сменой буро-угольной степени углефикации органич. вещества каменноугольной. Гл. фаза нефтеобразования приурочена к зоне, где углефикация органич. вещества достигает степени, отвечающей углям марки Г (см. Каменный уголь). Эта фаза характеризуется значит, усилением термич. и (или) терм оката литич. распада полимер-липоидных и др. компонентов керогена. Образуются в большом количестве нефт. углеводороды, в т. ч. низкомолекулярные (C5- C15), почти отсутствовавшие на более ранних этапах превращения органич. вещества. Эти углеводороды, дающие начало бензиновой и керосиновой фракциям H., значительно увеличивают подвижность микронефти. Одновременно, вследствие снижения сорбционной ёмкости материнских пород, увеличения внутр. давления в них и выделения воды в результате дегидратации глин, усиливается перемещение микронефти в ближайшие коллекторы. При миграции по коллекторам в ловушки H. всегда поднимается, поэтому её макс. запасы располагаются на несколько меньших глубинах, чем зона проявления гл. фазы нефтеобразования (рис. 4), нижняя граница которой обычно соответствует зоне, где органич. вещество пород достигает степени углефикации, свойственной коксовым углям (К). В зависимости от интенсивности и длительности прогрева эта граница проходит на глубинах (имеются в виду макс, глубины погружения за всю геол. историю данной серии осадочных отложений) от 3-3,5 до 5-6 км.

Рис. 4. Распределение мировых запасов нефти (в крупных и средних месторождениях) по глубинам залегания (по H. Б.Вассоевичу, 1973): 1- интенсивность генерации нефти (в условных единицах); 2 - запасы нефти (%). ГЗН - главная зона нефтеобразовання.

H. находится в недрах в виде скоплений различного объёма от неск. мм3 до неск. десятков млрд. м3. Практич. интерес имеют залежи H., представляющие её скопления с массой от нескольких тыс. т и больше, находящиеся в пористых и проницаемых породах-коллекторах. Различают 3 осн. типа коллекторов: межгранулярные (гл. обр. песчаные и алевритовые породы), кавернозные (напр., карстово-кавернозные, рифогенные и др. известняки) и трещинные (карбонатные, кремнистые и др. трещиноватые породы). Залежь обычно располагается под слабопроницаемыми породами, слагающими покрышку.

Каждая залежь H. находится в ловушке, задержавшей мигрировавшие H. и газ и сохранявшей их в течение длит, времени. Можно выделить 3 осн. типа ловушек: замкнутые, полузамкнутые и незамкнутые. Первые 2 типа связаны с первичным выклиниванием (стратиграфич. несогласие, тектонич. экранирование) коллекторов (рис. 5) и поэтому именуются ловушками выклинивания. Незамкнутые ловушки являются гидравлическими - в них газ и H. удерживаются в сводовой части антиклинального перегиба слоя (весьма распространённый тип залежей H.) или выступа подземного рельефа (напр., захороненного рифа). Наиболее приподнятую часть ловушки иногда занимает газ ("газовая шапка"); в этом случае залежь наз. газонефтяной; под H. полагается вода. H. залегает на раз) глубинах, вплоть до 6-7 км, однако на глубине 4,5-5 км нефт. залежи чаще сменяются газовыми и газоконденсатными. Макс. число залежей H. располагается в интервале 0,5-3 км, а наибольшие запасы сосредоточены в пределах 0,8-2,4 км.
 

Рис 5 Различного типа залежи нефти в гидравлически незамкнутых (1 - 3) и замкнутых (4-6) ловушках / - пласто вые сводовые нефтяные и газонефтяные залежи 2 - массивная сводовая газонефтяная залежь 3 - нефтяная залежь в выступе палеорельефа, первичного (напр , рифа) или вторичного (эрозионного), 4 - нефтяная залежь, экранированная страти графическим несогласием, 5 - нефтяная залежь в ловушке первичного (фациального, литологического) выклинивания кол лектора, 6 - тектонически экранирован ная залежь нефти, а - нефть, б - газ, в - вода
 
 

III. Нефтегазоносные бассейны, области, районы, месторождения

Обязательным условием нефтеобразования явтяется существование крупных осадочных бассейнов, в процессе развития к рых осадки (породы), содержащие уперодистое органич вещество, могли при опускании достичь зоны, где осуществляется главная фаза нефтеобразования. Выделение осадочных бассейнов, являющихся родиной H , имеет большое значение при нефтегазогеочогич районировании территорий и акваторий Такие бассейны сильно варьируют по размерам - от неск тыс до неск млн км2, однако OK 80% их имеют площадь от 10 тыс до 500 тыс км2Всего в совр структурном плане Земли насчитывается (если исключить неботьшие, преим межгорные) OK 350 таких бассейнов Пром нефтегазоносность у становлена в 140 бассейнах, остальные являются перспективными По тектонич строению среди осадочных бассейнов различают внутриплатформенные (OK 30% ), внутри- складчатые (OK 35%), CKтадчато платформенные, или краевых прогибов (OK 15% ), периокеанические татформен-ные (OK 15%) и др К кайнозойским отложениям приурочено OK 25% всех известных запасов H. , к мезозойским - 55% , к палеозойским - 20% В предепах нефтегазоносных бассейнов выделяют нефтегазоносные области, районы и (или) зоны, характеризующиеся общностью строения и автономией

Месторождения H. явтяются осн низшей единицей районирования Это участки земной коры тощадью в десятки - сотни, редко тысячи км2 имеющие одну или неск залежей H. в ловушках (рис 6) Большей частью это участки, где H собирается путем боко вой или реже вертикальной миграции из зон нефтеобразования месторождений H., из них 15-20% газонефтяные.

В мире известно (1973) OK 28 тыс.

Рис. 6 Геологический разрез месторождений Локбатан (по A. M Ахмедову и Б К Бабазаде) 1 - песчаники, 2 - глины, 3 - нефть, 4 - газ

Распределение месторождений по запасам подчинено закону, бтиз кому к логнормальному На долю месторождений с общими геологич запасами каждого ев 3 млн т (извлекаемые запасы H обычно составляют OK 1/4-1/2 геологических) прлходится лишь 1/6 всех месторождений, из них более 400 находится в прибрежных зонах моря Oк 85% мировой добычи H дают 5% разрабатываемых месторождений, среди них в 1972 насчитывалось 27 гигантов с начальными извлекаемыми запасами каждого, превышающими 0,5 млрд. т. Больше всего таких месторождений на Бл. Востоке. Только в двух из них - Гавар (Саудовская Аравия) и Бурган (Кувейт) - сосредоточено более 20% всех разведанных запасов H. мира (без социалистич. стран).

Месторождения H. выявлены на всех континентах (кроме Антарктиды) и на значит, площади прилегающих акваторий (см. карту).

На территории СССР месторождения H. были открыты в 19 в. на Апшеронском р-нe (см. Бакинский нефтегазоносный район), в районе Грозного, Краснодарском крае, на п-ове Челекен, в Тимано-Печорской области и на о. Сахалин. Накануне и после Великой Отечественной войны 1941-45 открыты и введены в разработку месторождения в Волга-Уральской неф-тегазоносной области, позже выявлены месторождения в Зап. Туркмении, в Казахстане (см. Мангышлакский нефтегазоносный район), в Ставропольском крае, на Украине и в Белоруссии. В 50- 60-х гг. 20 в. был открыт один из крупнейших в мире Западно-Сибирский нефтегазоносный бассейн, в пределах к-рого обнаружены значит, месторождения H. (табл. 1).

Среди др. социалистич. стран ряд месторождений имеется в Румынии и Китае, а также на терр. Югославии, Польши, Венгрии. Единичные мелкие месторождения открыты в Болгарии, ГДР и Монголии.

Среди развитых капитал и-стич. и развивающихся стран наиболее крупные месторождения открыты в странах Бл. и Cp. Востока (табл. 2). Крупные месторождения H. открыты в 50-60-х гг. 20 в. также в странах Сев. и Зап. Африки (Ливия, Алжир, Нигерия и Ангола), в Австралии и Юго-Вост. Азии (Индонезия, Бруней), несколько меньшие по запасам - в Индии, Бирме, Малайзии и совсем мелкие - в Японии. В США известно св. 13 000 (в основном мелких) месторождений H.; наиболее крупное открыто на Аляске (Прадхо-Бей), второе по величине - в Техасе (Ист-Тексас), несколько меньшие (по запасам) месторождения известны в Калифорнии (см. Калифорнийская нефтеносная область), Оклахоме и др. штатах (см. Мексиканского залива нефтегазоносный бассейн). Крупные месторождения H. выявлены в Канаде и Мексике. В Юж. Америке месторождения с большими запасами открыты в Венесуэле, где расположено одно из крупнейших месторождений-гигантов Боливар, объединяющее группу месторождений (напр., Лагунильяс, Бачакеро, Тиа-Хуана) на сев.-вост. побережье оз. Маракайбо (см. Маракайбский нефтегазоносный бассейн)', единичные крупные месторождения имеются в Аргентине, Колумбии, Бразилии, на о. Тринидад и в смежных с ним акваториях. В Зап. Европе крупные месторождения открыты лишь в акватории Северного моря (на шельфах Великобритании, Норвегии и Дании).

Месторождения H. открыты во MH. акваториях: Каспийского, Чёрного, Северного, Средиземного, Яванского, Южно-Китайского, Японского и Охотского морей, Персидского, Суэцкого, Гвинейского, Мексикчнского, Кука и Пария заливов, прол. Басса, прибрежных частей Атлантического (вблизи Анголы, Конго, Бразилии, Аргентины, Канады), Тихого (вблизи Калифорнии, Перу и Экуадора) и Индийского (вблизи Сев.-Зап. Австралии) океанов. (О размерах добычи по странам см. Нефтяная промышленность.)

IV. Разведка

Цель нефтеразведки - выявление, геолого-экономич. оценка и подготовка к разработке пром. залежей H. и газа.

Нефтеразведка производится с помощью геологич., геофизич., геохимич. и буровых работ, выполняемых в рациональном сочетании и последовательности. Процесс геологоразведочных работ на H. и газ в СССР подразделяется на два этапа: поисковый и разведочный.

Поисковый этап включает три стадии: региональные геолого-геофизич. работы, подготовка площадей к глубокому поисковому бурению и поиски месторождений. Разведочный этап на стадии не разделяется и завершается подготовкой месторождения к разработке.

На первой стадии поискового этапа в бассейнах с неустановленной нефтега-зоносностью либо для изучения ещё слабо исследованных тектонических зон или нижних структурных этажей в бассейнах с установленной нефтегазоносностью проводятся региональные работы. Для этого осуществляются геологическая, аэромагнитная и гравиметрнч. съёмки (1 : 1 000 000-1 200 000), геохимич. исследования вод и пород, профильное пересечение территории электро- и сейсморазведкой, бурение опорных и пара-метрич. скважин (см. Геофизические методы разведки, Геохимические поиски, Опорное бурение, Параметрическое бурение). В результате выявляются возможные продуктивные комплексы отложений и нефтегазоносные зоны, даётся количеств, оценка прогноза нефтегазоно-сности и устанавливаются первоочередные районы для дальнейших поисковых работ. На второй стадии поисков производится более детальное изучение нефтегазонос-ных зон путём структурно-геологич. съёмки, детальной гравиразведки, электроразведки, сейсморазведки и структурного бурения. Составляются структурная и др. виды карт в масштабах 1 : 100 000- 1 : 25 000. Детальное изучение строения площадей для подготовки их к поисковому бурению производится сейсморазведкой и структурным бурением. Преимущество отдаётся сейсмической разведке, которая позволяет изучать строение недр на большую глубину. На этой стадии уточняется оценка прогноза нефтегазоносно-сти, а для структур, расположенных в зонах с доказанной нефтегазоносностью, подсчитываются перспективные запасы. На третьей стадии поисков производится бурение поисковых скважин с целью открытия месторождений. Поисковые скважины закладываются в присводовых частях антиклиналей, брахиантиклнналей, куполов (рис. 7, а) или в районах развития ловушек (рис. 7, б). Первые поисковые скважины для изучения всей толщи осадочных пород, как правило, бурят на макс, глубину. Обычно первым разведуется верхний этаж, затем более глубокие. В результате поисков даются предварит, оценка запасов вновь открытых месторождений и рекомендации по их дальнейшей разведке.

T а б л. 1. - Важнейшие нефтяные месторождения ряда социалистических стран (1973)
 
Страна, название месторождения, год открытия
Нефтегазоносные бассейны, области, районы
Продуктивные отложения
Плотность нефти, г/см1
Содержание S в нефти,

%

средняя глубина, м
геологический возраст
литологический состав
СССР
 
 
 
 
 
 
Арланское, 1955
Волго-Уральская
1200
карбон
песчаники и известняки
0,900
3,15
Балаханы-Сабунчи, 1871
Южно-Каспийская
1500
плиоцен
песчаники
0,865-0,940
0,2
Западно-Тэбукское, 1959
Тимано-Печорский
1900
девон
песчаники
0,852
0,50
Ленинское, 1956
Южно-Каспийская
2000
плиоцен
пески
0,860
0,2
Нефтяные Камни*, 1951
Южно-Каспийская
1000
плиоцен
песчаники
0,820-0,925
0,2
Ромашкинское, 1948
Волго-Уральская
1500
девон
песчаники
0,810
1,7
Самотлорское, 1965
Западно -Сибирский
2000
нижний мел
песчаники
0,850
0,76
Старогрозненское, 1893
Предкавказская
300-3000
миоцен и верхний мел
песчаники и известняки
0,850 0,850
0,2 0,2
Туймезинское, 1937
Волго-Уральская
1480
девон и кар-
песчаники
0,850
1,50
Узеньское1961
Мангышлакский
800
бон

юра

песчаники
0,855
0,2
Болгария Долни-Дыбник, 1962
Мизийская
3400
триас
известняки
0,814
0,12
Венгрия Будафапуста, 1937
Панонская
1000
миоцен
песчаники
0,833
Китай Карамайское, 1955
Джунгарская
200
триас
песчаники
0,860
________
Румыния Кыштна-Драгонянска, 1883
Плоештинская
600
миоцен
песчаники
0,850
0,20
Табл. 2. - Важнейшие нефтяные месторождения развитых капиталистических и развивающихся стран (1973)
 
Страна, название месторождения, год открытия
Запасы извлекаемые , млн. т
Продуктивные отложения
Средняя плотность, г/см3
Содержание серы,

%

начальные
на 1 янв. 1973
средняя глубина,

M

геологический возраст
литологический состав

Ближний и Средний Восток
 
Ирак Киркук, 1957
2115
1322
1300
палеоген-неоген
известняки
0,845
2,0
Эр-Румайла, 1953
1852
1639
3300
мел
известняки
0,850
 
Иран
 
 
 
 
 
 
 
Гечсаран, 1928
1557
1169,4
2130
палеоген-неоген
известняки
0,869
1,66
Марун, 1964
1472
1279,9
3350
палеоген-неоген
известняки
0,859
 
Агаджари, 1938
1367
663,2
1980
палеоген-неоген
известняки
0,856
1,36
Ахваз, 1958
1246
1144,5
2740
палеоген-неоген
известняки
0,861
1,66
Сассан2, 1966
203
175
2100
юра
известняки
0,855
 
Катар
 
 
 
 
 
 
 
Духан, 1940
323
152
2200
юра
известняки
0,820
1,3
Кувейт
 
 
 
 
 
 
 
Бурган, 1938
2240
1140
1460
мел
песчаники
0,871
2,5
Объединённые Арабские эмираты
 
 
 
 
 
 
 
Абу-Заби
 
 
 
 
 
 
 
Мурбан, 1960
439
267,3
2600
юра
известняки
0,830
0,6
Дубай
 
 
 
 
 
 
 
Фатех2, 1966
216
198,9
2600
юра
известняки
0,861
-
Саудовская Аравия
 
 
 
 
 
 
 
Гавар, 1948
10142
9784
2040
юра
известняки
0,845
1,7-2,1
Сафания2, 1951
2913
2583
1550
мел
известняки
0,898
2,90
Абкайк, 1940
1120
578
2030
юра
известняки
0,835
1,30
Манифа2, 1957
1015
1002
2420
юра
известняки
0,887
3,00
Берри, 1964
999
961
2270
юра
известняки
0,860
2,40

Северная Америка
 
Канада
 
 
 
 
 
 
 
Пембина, 1953
240
143
1940
мел
песчаники
0,8524
0,42
Суан-Хилс, 1957
173
140
2660
девон
известняки
0,8251
0,80
Редуотер, 1948
107
47
975
девон
известняки
0,8498
0,42
Ледюк, 1947
78
37
930
девон
известняки
0,8251
0,30
Мексика
 
 
 
 
 
 
 
Поса-Рика, 1930
270
132
2160
мел
известняки
0,845
1,77
Эбано-Пануко, 1901
204
59,4
492
мел
известняки
0,986
5,38
Наранхос-Серро, 1909
173
2,4
440
мел
известняки
0,934
3,80
Аренке3, 1970
142,5
142
3640
мел
известняки
0,898
 
США
 
 
 
 
 
 
 
Прадхо-Бей (Аляска), 1968
1400
1400
2640
триас
песчаники
0,8735
-
Ист-Тексас (Техас), 1930
790
250
1100
мел
песчаники
0,830
0,31
Уилмингтон (Калифорния), 1932
332
116
311
палеоген-неоген
песчаники
0,874
1 ,00
Панхандл (Техас), 1910
187,5
20,7
950
пермь
известняки
0,835
0,13
 
 
 
 
 
доломит
 
 
Элк-Хилс (Калифорния), 1919
177
138,5
700
палеоген-неоген
песчаники
0,78-0,93
0,68
Хантингтон-Бич (Калифорния), 1920
166
19,1
640
палеоген-неоген
песчаники
0,887 - 0,986
1,57
Шо-Вел-Там (Оклахома), 1955
155
29,0
580
палеоген-неоген
песчаники
0,850
 
Лонг-Бич (Калифорния). 1921
126,5
3,4
1340
палеоген-неоген
песчаники
0,865-0,910
1,29
Трейдинг-Бей4 (Аляска), 1963
56,6
3,1
3500
палеоген-неоген
песчаники
0,834
0,50

Южная Америка
 
Аргентина
 
 
 
 
 
 
 
Чубут, 1907
105
27,7
1830
мел
известняки
0,907-0,919
-
Санта-Крус, 1944
97
18
1830
мел
известняки
0,815
-
Бразилия
 
 
 
 
 
 
 
Агуа-Гранди, 1951
36,6
8,7
1500
девон
известняки
0,815-0,835
-
Вэнесуэла
 
 
 
 
 
 
 
Лагунильяс5, 1926
1500
356
914
палеоген-неоген
песчаники
0,902
2,18
Бачакеро5, 1930
962
327
1050
палеоген-неоген
песчаники
0,912
2,62
Миа-Хуана5, 1928
668
271
914
палеоген-неоген
песчаники
0,935
1,49
ма, 1957
568
339
2535
палеоген-неоген
песчаники
0,863
--
гбимас ,1917
232
57,4
670
палеоген-неоген
песчаники
0,911
1,71
-Пас, 1925
225
118,8
2450
мел
известняки
0,863
 
мар8, 1958
184
103,6
3960
палеоген-неоген
песчаники
0,856
--
ане-Гранде, 1914
175
89,5
1260
палеоген-неоген
песчаники
0,944
2,65
Колумбия
 
 
 
 
 
 
 
РИТО, 1963
137
126,3
2000
мел
известняки
0,853
 

Продолжение табл. 2
 
Страна, название месторождения, год открытия
Запасы извлекаемые, млн. т
Продуктивные отложения
Средняя плотность, г /см3
Содержание серы,

%

начальные
на 1 янв. 1973
средняя глубина,

M

геологический возраст
литологический состав
Алжир
 
 
 
 
 
 
 
Хасси-Месауд, 1956
1420
1230
3350
кембрий-ордовик
песчаники
0,811
0,1
Зарзаитин, 1958
149
79
1400
девон-карбон
песчаники
0,815
 
Ангола
 
 
 
 
 
 
 
Кабинда, 1966
182
162,6
2350
мел
песчаники
0,913
-
Арабская Республика Египет
 
 
 
 
 
 
 
Эль-Морган1, 1965
219
166,4
1950
палеоген-неоген
песчаники
0,865
-
Ливия
 
 
 
 
 
 
 
Серир, 1961
1105
101,7
2740
мел
песчаники
0,836
-
Зельтен, 1959
551
342,8
2320
мел
песчаники
0,830
0,23
Джало, 1961
558
431,7
1920
палеоген-н еоген
песчаники
0,847
0,52
Нигерия
 
 
 
 
 
 
 
Бому, 1968
85
55,4
2290
палеоген-неоген
песчаники
0,859
 
Мерен', 1965
69,5
54,8
2740
па леоген-не оген
песчаники
0,830
0,1

Африка Юго-Восточная Азия и Австралия
 
Бруней
 
 
 
 
 
 
 
Сериа, 1928
137
29,2
1600
палеоген-неоген
песчаники
0,845
-
Ампа, 1963
137
113,6
2480
палеоген-неоген
песчаники
0,820
-
Индонезия
 
 
 
 
 
 
 
Минас, 1944
987
779,6
730
палеоген-неоген
песчаники
0,860
0,1
Дури, 1941
294
261,1
300
палеоген-неоген
песчаники
0,918
-
Австралийский Союз
 
 
 
 
 
 
 
Кингфиш, 1967
127
117,4
2575
палеоген-неоген
песчаники
0,793
-
Халибут, 1967
83
63,6
2290
палеоген-неоген
песчаники
0,811
-

Западная Европа
 
Великобритания
 
 
 
 
 
 
 
Фотиз10, 1970
266
266
2440
палеоген
песчаники
0,837
-
Брент10, 1971
200
200
3200
палеоген
известняки
-
-
Норвегия
 
 
 
 
 
 
 
Экофиск10, 1970
155
153,2
3300
мел
известняки
0,845
0,18
Примечание. Месторождения расположены в акваториях: 1-Суэцкий залив; 2 - Персидский залив; 3 - Мексиканский залив: 4-залив Кука; 5 -оз. Маракайбо; 6 -шельф Атлантического океана; 7 - Гвинейский залив; 8 - Южно-Китайское море; 9 -пролив Басса; 10 - Северное море.
 
 

Рис. 7. Схема заложения поисковых скважин а - сво-довые пластовые залежи; б - пластовые литологически экранированные залежи (1 - нефтенасыщенные песчаники; 2 - водонасыщенные песчаники; 3 - шток каменной соли).
 
 

Разведочный этап - завершающий в геологоразведочном процессе. Осн. цель этого этапа - подготовка месторождения к разработке. В процессе разведки должны быть оконтурены залежи, определены литологич. состав, мощность, нефтегазонасыщенность, коллекторские свойства продуктивных горизонтов, изучены изменения этих параметров по площади, исследованы физико-химич. свойства H., газа и воды, установлена продуктивность скважин. Количество разведочных скважин и расстояния между ними зависят от типа разведуемой структуры, её размера и степени неоднородности нефтегазоносных пород. При наличии нескольких нефтегазоносных горизонтов разведочное бурение экономически целесообразно вести по этажам (рис. 8). В этажи выделяются пром. объекты, отделённые друг от друга значительными глубинами. По завершению разведочных работ подсчитываются пром. запасы и даются рекомендации о вводе месторождения в разработку.

Эффективность поиска нефтяных месторождений характеризуется коэфф. открытий - отношением числа продуктивных площадей (структур) к общему числу разбурённых поисковым бурением площадей, ср. числом поисковых скважин, необходимым для открытия одного нового месторождения. Осн. показатель эффективности геологоразведочных работ (поискового и разведочного этапов) - стоимость разведки 1m H. (или 1 м3 газа). Др. показатели эффективности: прирост запасов на 1 м пробуренных поисковых и разведочных скважин или на одну скважину и отношение кочества продуктивных скважин к общего числу законченных строительством скважин. В СССР эффективность геологоразведочных работ на H. и газ по большинству показателей, как правило, выше, чем в США.

Рис. 8. Схема разделения разреза многопластового месторождения на этажи разведки: 1 - нефтенасыщенные песчаник 2 - водонасыщенные песчаники; 3 нефтенасыщенные известняки; 4 - водонасыщенные известняки.
 

V. Добыча

Почти вся добываемая в мире H. извлекается посредством буровых скважин, закреплённых стальными трубами высокого давления. Для подъёма H. и сопутствующих ей газа и воды на поверхность скважина имеет герметичную систему подъёмных труб, механизмов и запорной арматуры, рассчитанную на работу с давлениями, соизмеримыми с пластовыми (см. Пластовое давление). Добыче H. при помощи буровых скважин предшествовали примитивные способы: сбор её на поверхности водоёмов, обработка песчаника или известняка, пропитанного H., посредством колодцев.

Сбор H. с поверхности открытых водоёмов - это, очевидно, первый по времени появления способ добычи H., к-рый до нашей эры применялся в Мидии, Вавилонии и Сирии, в 1 в. в Сицилии и др. В России сбор H. с поверхности р. Ухты начат Ф. С. Прядуновым в 1745. В 1858 на п-ове Челекен и в 1868 в Кокандском ханстве H. собирали в канавах, по к-рым вода стекала из озера. В канаве делали запруду из досок с проходом воды в нижней части: H. накапливалась на поверхности.

Разработка песчаника или известняка, пропитанного H., и извлечение из него H. впервые описаны итал. учёным Ф. Ариосто в 15 в. Недалеко от Модены в Италии такие нефтесодержащие грунты измельчались и подогревались в котлах. Затем H. выжимали в мешках при помощи пресса. В 1819 во Франции нефтесодержащие пласты известняка и песчаника разрабатывались шахтным способом при помощи штолен иногда длиной св. 1 км. Добытую породу помещали в чан, наполненный горячей водой. После перемешивания на поверхность воды всплывала H., к-рую собирали черпаком. В 1833-45 на берегу Азовского м. добывали песок, пропитанный H. Песок помещали в ямы с покатым дном и поливали водой. Вымытую из песка H. собирали с поверхности воды пучками травы.

Добыча H. из колодцев производила с в Киссии (древней области между Ассирией и Мидией) в 5 в. до н. э. при помощи коромысла, к к-рому привязывалось кожаное ведро. Добыча H. из колодцев на Апшеронском п-ове известна с 8 в. Имеются письменные указания о добыче лёгкой H. из колодцев в Сураханах и тяжёлой в Балаханах в 10-13 вв. Подробное описание колодезной добычи H. в Баку дал нем. натуралист Э. Кемпфер в 17 в. Глубина колодцев достигала 27 м, их стенки обкладывались камнем или укреплялись деревом. В 1729 была составлена карта Апшеронского п-ова с указанием нефт. колодцев. В 1825 в Баку из 120 колодцев

Добыча нефти посредством скважин начала широко применяться с 60-х гг. 20 в. Вначале наряду с открытыми фонтанами (см. Фонтанная  эксплуатация) и сбором H. в вырытые рядом со скважинами земляные амбары добыча H. из скважин осуществлялась также с помощью цилиндрич. вёдер с клапаном в днище или желонок (см. Тартание). Из механизированных способов эксплуатации впервые в 1865 в США была внедрена глубиннонасосная эксплуатация, к-рую в 1874 применили на нефтепромыслах в Грузии, в 1876 в Баку, в 1895 в Грозном. В 1886 В. Г. Шухов предложил компрессорную добычу нефти, к-рая была испытана в Баку (1897). Более совершенный способ подъёма H. из скважины - газлифт - предложил M. M. Тихвинский в 1914.

Процесс добычи H., начиная от притока её по продуктивному (нефтяному) пласту к забоям скважин и до внеш. перекачки товарной H. с промысла, можно разделить на три этапа. Первый - движение H. по пласту к скважинам благодаря искусственно создаваемой разности давлений в пласте и на забоях скважин (т. н. разработка нефтяной залежи или месторождения). Второй этап- движение H. от забоев скважин до их устьев на поверхности - эксплуатация нефтяных скважин. Третий этап - сбор H. и сопровождающих её газа и воды на поверхности, их разделение, удаление воды и минеральных солей из H. (т. н. подготовка H.), обработка пластовой воды перед закачкой в пласт при его заводнении или для сброса в промышленную канализацию (т. н. подготовка воды), закачка воды в пласт через нагнетательные скважины, сбор попутного нефтяного газа. Осуществление процесса добычи H. с помощью скважин и техно-логич. установок наз. эксплуатацией нефтяного промысла.

Разработка нефтяного месторождения. Под разработкой нефтяного месторождения понимается осуществление процесса перемещения жидкостей (H., воды) и газа в пластах к эксплуатационным скважинам. Управление процессом движения жидкостей и газа достигается размещением на месторождении нефтяных, нагнетательных и контрольных скважин, количеством и порядком ввода их в эксплуатацию, режимом работы скважин и балансом пластовой энергии. Принятая для конкретной залежи система разработки предопределяет технико-экономич. показатели - дебит H., изменение его во времени, коэфф.нефтеотдачи, капитальные вложения, себестоимость и т. д. Перед разбуриванием залежи проводят проектирование системы разработки. В проекте разработки на основании данных разведки и пробной эксплуатации устанавливают условия, при к-рых будет протекать эксплуатация залежи, т. е. её геологич. строение, коллекторские свойства пород (пористость, проницаемость, степень неоднородности), физ. свойства жидкостей и газов, насыщающих пласт (вязкость, плотность, растворимость газов и твёрдых углеводородов в H.), насыщенность пород H. водой и газом, пластовые давления, темп-pa и т. д. Базируясь на этих данных, при помощи гидродинамич. расчётов устанавливают технич. показатели эксплуатации залежи для различных вариантов системы разработки и производят экономич. оценку вариантов системы. В результате технико-экономич. сравнения выбирают оптимальную систему разработки.

Совр. системы разработки в большинстве случаев предусматривают нагнетание воды в пласт (в 1972 ок. 75% всей добычи по СССР приходилось на системы с искусств, заводнением). Применяются в основном два вида заводнения (см. Заводнение) - законтурное, или приконтур-ное (для относительно небольшого размера залежей), и разного вида внутри-контурные (для залежей ср. размера и крупных).

Наиболее распространены системы внутриконтурного заводнения, когда залежь в зависимости ог геологич. условий залегания разделяется нагнетательными скважинами на полосы, в к-рых располагаются пять или три ряда эксплуатационных скважин (рис. 9). Для более

Рис. 9. Схема расположения скважин при разработке нефти с заводнением пластов: / - внешний контур нефтеносности; 2 - внутренний контур нефтеносности; 3 - нагнетательные внутрикон-турные скважины; 4 - нагнетательные законтурные скважины; 5 - эксплуатационные скважины.

интенсивной эксплуатации иногда применяется площадное заводнение; в этом случае нагнетат. скважины располагаются по всей площади пласта. Расстояния между скважинами составляют от 400 до 800 м. На одном месторождении пробуривают от неск. десятков до неск. тысяч эксплуатационных скважин (в зависимости от размера месторождения). Общее число эксплуатационных скважин по СССР 62 079, нагнетательных скважин 9135 (на 1 янв. 1974). Воздействие на пласт интенсифицируют увеличением соотношения между числом нагнетательных и эксплуатационных скважин, а также созданием в пласте давления нагнетаемой воды значительно выше начального пластового, вплоть до значения горного давления.

Вытеснение H. водой при разработке залежей успешно применяется для H. с вязкостью в пластовых условиях до 0,15-0,2 з (0,015-0,02н-сек/м2). При больших вязкостях коэфф. нефтеотдачи существенно снижается, а расход воды на вытеснение единицы объёма H. увеличивается. Однако даже при низких вязкостях при вытеснении H. водой около половины геологич. запасов H. остается в недрах.

Ведутся работы по повышению нефтеотдачи пластов путём улучшения отмывающей и вытесняющей способности нагнетаемой воды, добавкой различного рода присадок - поверхностно-активных веществ, углекислоты, веществ, повышающих вязкость воды, что уменьшает неблагоприятное соотношение вязкостей H. и вытесняющей её жидкости. Изменение неблагоприятного соотношения вязкости осуществляют также понижением вязкости H. Этот способ может быть реализован нагнетанием в пласт теплоносителей (горячей воды или пара). В 70-х гг. вновь начали применять тепловое воздействие па пласт путём создания внутрипластового очага горения, впервые предложенного в СССР в нач. 30-х п. (см. Термическая нефтедобыча). Большие перспективы связаны со способом добычи H. при помощи сочетания заводнения с внутри-пластовым горением, к-рое поддерживается закачкой в пласт водовоздушных смесей. Проводятся (1974) теоретич. и экспериментальные исследования повышения нефтеотдачи путём вытеснения H. растворителями и системами, растворимыми одновременно в H. и в воде. При глубоком залегании пластов для повышения нефтеотдачи в ряде случаев успешно применяегся нагнетание в пласт газа высокого давления.

Разработку неглубоко залегающих пластов, насыщенных высоковязкой H., в нек-рых случаях осуществляют шахтным способом (см. Шахтная. добыча нефти).

Эксплуатация нефтяных скважин. Извлечение H. из скважин производится либо за счёт естеств. фонтанирования под действием пластовой энергии, либо путём использования одного из нескольких механизированных способов подъёма жидкости. Обычно в начальной стадии разработки месторождений преобладает фонтанная добыча, а по мере ослабления онтанирования скважину переводят на механизированный способ добычи. К механизированным способам относятся: газлифтный, или эрлифтный, и глубин-нонасосный (с помощью штанговых, по-гружных электроцентробежных, гидропоршневых и винтовых насосов). В СССР штанговые глубиннонасосные скважины составляют 69,1% всех эксплуатируемых скважин, 15,0% фонтанные, 11,8% скважины с погружными электроцентробежными насосами, 3,7% газлифтные скважины (1973). Развивающимися способами эксплуатации скважин являются газлифтный, значительно усовершенствованный в нач. 70-х гг., и способ, использующий погружные электроцентробежные насосы, к-рый позволяет отбирать из скважин большое количество жидкости (воды и H.). В США 8% скважин эксплуатируются фонтанным способом и 92% - механизированным (1972). На месторождениях H. Бл. Востока большая часть скважин эксплуатируется фонтанным способом.

Нефтяным промыслом наз. техноло-гич. комплекс, состоящий из скважин, трубопроводов и установок различного назначения, с помощью к-рых на месторождении осуществляют извлечение H. и сопровождающего её газа из недр Земли. Вся продукция скважин, состоящая из H. с попутным газом (и, как правило, с пластовой водой, в отдельных случаях с примесью песка), направляется по трубопроводу на групповую замерную установку, где производят замер количества поступающей из скважины H., определяют процент содержащейся в ней воды и количество попутного газа, приходящегося на 1 т добытой H. (т. н. газовый фактор). На основе этих замеров подсчитывают суточный дебит H. (в т) и газа (в м3) по каждой скважине в отдельности. К групповой установке подключают обычно 10-30 скважин. Суточная добыча H. на различных нефтепромыслах колеблется в широких пределах, достигая десятков тыс. т. Важным этапом процесса добычи H. является сепарация - отделение газа от H., производимое в газонефтяном сепараторе. Такие сепараторы группируют в одном или неск. пунктах промысла. H., освобождённая от попутного газа, поступает на промысловые установки для обезвоживания и обессоливания, где от неё отделяется пластовая вода с минеральными солями до остаточного содержания солей в товарной H. не более 50 мг на 1 л. Газ направляют потребителям или на газобензиновый завод для переработки. Обезвоживание и обессоливание осуществляется тепловым, химич. или электрич. способом. Значит, часть солей удаляется при обезвоживании с отделяемой водой, однако иногда требуется дополнит, обессоливание пропусканием H. через слой пресной воды. Отделённая от H. вода подвергается очистке для последующей закачки в пласты или сброса в канализацию. H. также стабилизируют, т. е. отбирают из неё наиболее летучие углеводородные фракции для сокращения потерь от испарения при транспортировке на нефтеперерабатывающие заводы. Процесс стабилизации заключается в нагреве нефти до 80-120 0C, отделении лёгких углеводородов и последующей их конденсации. Полученные при этом нестабильный бензин и газ направляются на газобензиновые заводы, находящиеся обычно вблизи нефт. промысла. Для уменьшения расхода топлива на нагревание и сокращения эксплуатационных расходов все три процесса - обезвоживание, обессоливание и стабилизацию - совмещают в установке комплексной подготовки H. Подготовкой наз. придание H. товарных кондиций. Товарная H. накапливается в резервуарах и из них откачивается в магистральные нефтепроводы или в ж.-д. цистерны для доставки к месту переработки. Эта принципиальная технологич. схема работы нефт. промысла может видоизменяться в зависимости ог продуктивности скважин, преобладающего способа эксплуатации, величин давления и темп-ры H. на устье скважин, физико-химич. свойств H., содержания в ней газа, воды и песка, а также от природных и климатич. условий.

Существенные дополнения в обычную технологич. схему промысла вносит применение газлифтного способа эксплуатации, при к-ром на промысле необходима газлифтная компрессорная станция с газо-распределит. и газосборными трубопроводами.

На месторождениях, разрабатываемых с помощью искусств, заводнения, сооружают систему водоснабжения с насосными станциями. Воду берут из естеств. водоёмов с помощью водозаборных сооружений или преим. используют сточные пластовые воды нефтепромысла после их очистки. В нек-рых случаях воду извлекают из водоносного пласта в нагнетательной скважине и перепускают её в продуктивный пласт, используя погруж-ной электроцентробежный насос. Для очистки закачиваемой в пласт воды от механич. примесей, микроорганизмов, солей железа, сероводорода и углекислоты на водоочистной установке её обрабатывают реагентами, подвергают отстою и пропускают через песчаные фильтры. Для создания напора при закачке воды в нагнетательные скважины на промысле сооружают кустовые насосные станции, к-рые подают воду через водораспреде-лит. батареи (для измерения и регулирования её расхода). Большое значение на нефтепромысле имеет борьба с потерями лёгких фракций. Наиболее эффективно она осуществляется при закрытой системе сбора H. на промысле, при к-рой H. на всём пути от скважины до откачки на нефтеперерабатывающий завод не имеет контакта с атмосферой (рис. 10).

В процессе нефтедобычи важное место занимает внутрипромысловый транспорт продукции скважин, осуществляемый по трубопроводам. От каждой скважины к групповой замерной установке подводится отд. трубопровод. Отсюда H. поступает в сборный трубопровод (промысловый коллектор) и далее на установки по её подготовке и в товарные резервуары промысла. Применяются две системы внутрипромыслового нефтетранспорта - самотёчные и напорные. При самотёчных системах, действующих на старых нефт. промыслах, движение H. из скважин происходит за счёт превышения отметки устья скважины над отметкой групповогс сборного пункта. При напорных системах достаточно собственного давления н устье скважин для подачи H. с газе к центр, сборному пункту промысла откуда H. подаётся в товарные резервуары, а газ - на потребление или переработку. На нефт. промыслах CCCР применяются неск. напорных схем нефтегазосбора: в Азербайджане и Туркмении распространена т. н. однотрубная схема Барояна и Везирова, на месторождениях Сибири - схема внутрипромыслового сбора и транспорта Гипровостокнефти.

Рис. 10. Схема автоматизированной высоконапорной системы промыслового сбора и подготовки нефти, газа и воды для больших по площади месторождений: / - трубопроводы от скважин; 2 - автоматизированная установка по замеру продукции; 3 - сборный коллектор для нефтегазоводяной смеси; 4 - первая ступень сепарации; 5 - трубопровод для подачи нефтеводяной смеси на центральный пункт обезвоживания; 6 - подача газа на газобензиновый завод; 7 - сепаратор - делитель потока жидкости для равномерного распределения эмульсии по сепараторам-деэмульсаторам; 8 - сепаратор-деэмульсатор; 9 - установка подготовки сточной воды; 10 - сборный водовод сточной воды; // - сборный нефтепровод товарной нефти; 12 - компрессорная станция; 13 - газобензиновый завод; 14 - герметизированные резервуары товарной нефти; 15 - нефтяной насос для создания дополнительного напора; 16 - автоматизированная установка сдачи товарной нефти "Рубин-4"; 17 - возврат некондиционной нефти на доочистку; 18 - насосная магистрального нефтепровода; 19 - магистральный нефтепровод; 20 - водяной насос.

Наряду с осн. технологии. оборудованием на нефт. промысле имеются системы технич. водо- и энергоснабжения, установки для очистки промысловых сточных вод (рис. 11), ремонтные мастерские, складские помещения и т. д.

При разработке нефт. месторождений, приуроченных к континентальным шельфам, создают морские нефтепромыслы.

На нефт. промыслах проводятся большие работы по автоматизации промысловых технологии. установок, широко распространяются индустриальные методы строительства технологич. установок. Создаются: групповые замерные установки, к-рые автоматически переключают скважины на замер, производят замер, контролируют состояние работы скважин и обеспечивают блокировку их при аварийных случаях; автоматизированные сепарационные установки; сепараторы-деэмульсаторы, где происходит одновременное отделение газа и воды; установки для обработки воды и попутного газа, для учёта и сдачи товарной H., а также кустовые насосные станции, моноблочные автоматич. газомотокомпрессоры. Развитие нефтепромыслового строительства основывается на внедрении заводского изготовления отд. транспортабельных блоков осн. технологич. оборудования, доставки блоков на промысел и монтирования их на месте. Это даёт возможность в неск. раз ускорить и удешевить сооружение важнейших технологич. установок.

Рис. 11. Схема очистки сточных вод нефтепромыслов по закрытой системе: / - напорный горизонтальный отстойник; 2 - дегазатор; 3 - напорный кварцевый фильтр; 4 - промежуточная ёмкость; 5 - насосы для подачи воды в систему заводнения; 6 - насос для промывки кварцевых фильтров; 7 - резервуар очищенной воды для промывки кварцевых фильтров; 8 - резервуар-отстойник для воды от промывки фильтров; 9 - насос для перекачивания воды после промывки фильтров; 10 - сброс ливневых вод. УПН - установка подготовки нефти; 11 - приёмная камера насоса; 12 - насос для перекачивания промышленных и ливневых вод в резервуар-отстойник; 13 - аварийная ёмкость; 14 - резервуар-отстойник для промышленных и ливневых вод; 15 - насос для перекачивания промышленных и ливневых вод на фильтрование или в поглощающие скважины.
 

VI. Химический состав и физические свойства. Технологическая характеристика

1.- сложная смесь алканов (парафиновые или ациклич. насыщенные углеводороды), нек-рых цикланов (нафтенов)ароматич. углеводородов различной молекулярной массы, а также кислородных, сернистых и азотистых соединений. Улеводородный состав H. изменяется в различных месторождениях. Бензиновые и керосиновые фракции большинства H. СССР характеризуются значительным содержанием алканов (св. 50%). Во фракциях отдельных H. преобладают нафтеновые углеводороды (50-75% ). Содержание ароматических углеводородов в бензиновых и керосиновых фракциях большинства H. колеблется от 3 до 15% и от 16 до 27% соответственно. Масляные дистилляты иногда значительно различаются по углеводородному составу. Наибольшим содержанием ароматич. углеводородов (в нек-рых случаях до 53-65%) отличаются фракции высокосернистых H. Часто H. характеризуются значит, содержанием твёрдых углеводородов, состоящих в основном из углеводородов нормального строения. Кислородные соединения содержатся в H. в виде нафтеновых кислот и асфаль-тово-смолистых веществ, состоящих из асфальтов и смол (на их долю приходится св. 90% содержащегося в H. кислорода). К сернистым соединениям относятся сероводород, меркаптаны, сульфиды, дисульфиды, тиофены, тиофаны, а также полициклич. сернистые соединения разнообразной структуры. Азотистые соединения - это в основном гомологи пиридина, гидропиридина и гидрохино-лина. Компонентами H. являются также газы, растворённые в H. (см. Газы нефтяные попутные), вода и минеральные соли. Газы состоят из углеводородов, содержащих в цепи 1-4 атома углерода; их содержание - в пределах от десятых долей процента до 3% (по массе). Содержание золы (минеральных веществ) в большинстве H. не превышает десятых долей процента (считая на H.). В составе нефт. золы найдены MH. элементы (Ca, Mg, Fe, Al, Si, V, Na и др.). По плотности H. делятся на 3 группы: на долю лёгких H. (с плотностью до 0,87 г/см3) в общемировой добыче H. приходится ок. 60% (в СССР -66%); на долю средних H. (0,871-0,910 г/см3) - в СССР ок. 28%, за рубежом -31%; на долю тяжёлых (более 0,910 г/см3) - соответственно ок. 6% и 10%.

Начало кипения H. обычно выше 28 0C. Темп-pa застывания колеблется от +30 до -60 °С и зависит в основном от содержания парафина (чем его больше, тем темп-pa застывания выше). Теплоёмкость H. 1,7-2,1 кдж/кг-К. (0,4- 0,5 ккал/кг-°С), теплота сгорания 43,7- 46,2 Мдж/кг (10400-11000 ккал/кг), диэлектрическая проницаемость 2-2,5, электрич. проводимость 2·10~10-0,ЗХ x10-18ом-1хсм-1. Вязкость изменяется в широких пределах (при 50 0C 1,2- 55 сст) и зависит от химич. и фракционного состава H. и смолистости (содержания в ней асфальтосмолистых веществ). Темп-pa вспышки H. колеблется в широких пределах (от ниже - 35 до 120 0C) в зависимости от фракционного состава и давления насыщенных паров. H. растворима в органич. растворителях, в воде при обычных условиях практически нерастворима, но может образовывать с ней стойкие эмульсии.

Основу технологич. классификации H. в СССР (ГОСТ 912-66) составляют: содержание серы (класс I - малосернистые H., включающие до 0,5% S; класс II - сернистые H. с 0,5-2% S; класс III - высокосернистые H., включающие св. 2% S); потенциальное содержание фракций, выкипающих до 350 0C (тип T1 - нефти, в к-рых указанных фракций не меньше 45%, тип T2 - 30-44,9% и тип T3 - меньше 30%); потенциальное содержание масел (группы M1, M2, M3 и M4; для M1 содержание масел не меньше 25%, для М4 - меньше 15%); качество масел (подгруппа И1 - нефти с индексом вязкости масла больше 85, подгруппа И2 - нефти с индексом вязкости 40-85); содержание парафина в H. и возможность получения реактивных, дизельных зимних или летних топлив и дистиллятных масел с депарафинизацией или без неё (вид П1 - нефти с содержанием парафина не выше 1,5%, вид П2-нефти с 1,51-6% парафина и вид П3 - нефти с содержанием парафина больше 6%). Сочетание обозначений класса, типа, группы, подгруппы и вида составляет шифр технологич. классификации H. Напр., доссорская (Казах. CCP) малопарафиновая H. имеет шифр 1Т1М1И1П1, Т. е. H. малосернистая с потенциальным содержанием фракций, выкипающих до 350 0C, св. 45%, потенциальным содержанием масел выше 25%, индексом вязкости масла больше 85 и содержанием парафина менее 1,5%. Технологич. классификация может быть использована для сортировки H. (при направлении для переработки на заводах), учёта качества при планировании добычи и переработки и при проектировании новых заводов. За рубежом H. сортируют в основном по плотности и содержанию серы.