Нефть (через тур. neft, от перс. нефт) - горючая маслянистая жидкость со специфическим запахом, распространённая в осадочной оболочке Земли, являющаяся важнейшим полезным ископаемым. Образуется вместе с газообразными углеводородами (см. Газы природные горючие )обычно на глубинах более 1,2-2 км. Вблизи земной поверхности Н. преобразуется в густую мальту , полутвёрдый асфальт и др.
I. Общие сведения
Н. состоит из различных углеводородов (алканов, циклоалканов, аренов - ароматических углеводородов - и их гибридов) и соединений, содержащих, помимо углерода и водорода, гетероатомы - кислород, серу и азот.
Н. сильно варьирует по цвету (от светло-коричневой, почти бесцветной, до темно-бурой, почти чёрной) и по плотности - от весьма лёгкой (0,65-0,70 г/см3 )до весьма тяжёлой (0,98-1,05 г/см3 ) . Пластовая Н., находящаяся в залежах на значительной глубине, в различной степени насыщена газообразными углеводородами. По химическому составу Н. также разнообразны. Поэтому говорить о среднем составе Н. или 'средней' Н. можно только условно ( рис. 1 ). Менее всего колеблется элементный состав: 82,5-87% С; 11,5-14,5% Н.; 0,05-0,35, редко до 0,7% О; 0,001-5,3% S; 0,001-1,8% N. Преобладают малосернистые Н. (менее 0,5% S), но около 1/3 всей добываемой в мире Н. содержит свыше 1% S.
Мировые (без социалистических стран) разведанные запасы Н. оценивались к началу 1973 в 71,2 млрд. т (данные по запасам Н., публикуемые за рубежом, возможно занижены). Запасы Н. в недрах по странам и регионам распределяются крайне неравномерно ( рис. 2 ).
Мировая добыча Н. удваивается примерно каждое десятилетие. В 1938 она составляла около 280 млн. т, в 1950 около 550 млн. т, в 1960 свыше 1 млрд. т, а в 1970 свыше 2 млрд. т. В 1973 мировая добыча Н. превысила 2,8 млрд. т. В СССР в 1940 было добыто 31,1 млн. т, в 1973 - 429 млн. т. Всего с начала промышленной добычи (с конца 1850-х гг.) до конца 1973 в мире было извлечено из недр 41 млрд. т, из которых половина приходится на 1965-73.
Н. занимает ведущее место в мировом топливно-энергетическом хозяйстве. Её 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. Н. составляет основу топливно-энергетических балансов всех экономически развитых стран. В США на её долю (включая газовый конденсат) приходится 46% общего потребления энергии (1972), в странах ЕЭС - свыше 60% (1972), в Японии - 70% (1972). В СССР доля Н. в суммарной добыче топлива (в пересчёте на условное топливо) составила 42,3% в 1972. Опережающий рост потребления жидкого топлива в развитых капиталистических странах (США, страны Западной Европы, Япония, Канада, Австралийский Союз), на долю которых приходится свыше 4/5 потребления нефтепродуктов в мире (без социалистических стран), но около 10% разведанных запасов и около 30% её добычи, привёл к углублению географического разрыва между районами добычи и потребления Н. ( рис. 3 ).
Быстрый рост добычи Н. в развивающихся странах (особенно на Ближнем и Среднем Востоке), за счёт которых покрываются растущие промышленные и военно-стратегические потребности развитых капиталистических стран, оказывает решающее воздействие на нефтяное хозяйство капиталистического мира. См. Нефтяные монополии .
II. Происхождение и условия залегания
В познании генетической природы Н. и условий её образования можно выделить несколько периодов. Первый из них (донаучный) продолжался до средних веков. Так, в 1546 Агрикола писал, что Н. и каменные угли имеют неорганическое происхождение; последние образуются путём сгущения и затвердевания Н.
Второй период - научных догадок - связывается с датой опубликования труда М. В. Ломоносова 'О слоях земных' (1763), где была высказана идея о дистилляционном происхождении Н. из того же органического вещества, которое даёт начало каменным углям.
Третий период в эволюции знаний о происхождении Н. связан с возникновением и развитием нефтяной промышленности . В этот период были предложены разнообразные гипотезы неорганического (минерального) и органического происхождения Н.
В 1866 французский химик М. Бертло высказал предположение, что Н. образуется в недрах Земли при воздействии углекислоты на щелочные металлы. В 1871 франц. химик Г. Биассон выступил с идеей о происхождении Н. путём взаимодействия воды, CO2, H2S с раскалённым железом. В 1877 Д. И. Менделеев предложил минеральную (карбидную) гипотезу, согласно которой возникновение Н. связано с проникновением воды в глубь Земли по разломам, где под воздействием её на 'углеродистые металлы' - карбиды - образуются углеводороды и окись железа. В 1889 В. Д. Соколов изложил гипотезу космического происхождения Н. По этой гипотезе исходным материалом для возникновения Н. 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 Н.
В 50-60-е гг. 20 в. в СССР (Н. А. Кудрявцев, В. Б. Порфирьев, Г. Н. Доленко и др.) и за рубежом (английский учёный Ф. Хойл и др.) возрождаются различные гипотезы неорганического (космического, вулканического, магматогенного) происхождения Н. Однако на 6-м (1963), 7-м (1967) и 8-м (1971) Международных нефтяных конгрессах неорганические гипотезы не получили поддержки.
Важным для познания генезиса Н. являлось установление в конце 19 - начале 20 вв. оптической активности Н., а также тесной связи Н. с сапропелевым органическим веществом в осадочных породах. Сапропелевую гипотезу, высказанную впервые немецким ботаником Г. Потонье в 1904-05, в дальнейшем развивали русские и советские учёные - Н. И. Андрусов, В. И. Вернадский, И. М. Губкин, Н. Д. Зелинский и др. Сапропелевая гипотеза ассимилирована современной теорией осадочно-миграционного происхождения Н. Развитию представлений о природе Н. и условиях формирования её залежей способствовали также труды немецкого учёного К. Энглера, американских геологов Дж. Ньюберри, Э. Ортона, Д. Уайта, русских и советских учёных - Г. П. Михайловского, Д. В. Голубятникова, М. В. Абрамовича, К. И. Богдановича и др.
Четвёртый период характеризуется организацией широких геолого-геохимических исследований, направленных на решение проблемы нефтеобразования и органически связанной с ней проблемы нефтематеринских 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 классическая работа И. М. Губкина 'Учение о нефти', сыгравшая огромную роль в развитии представлений о генезисе Н. и формировании её залежей. В 1934 в Н., 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) нефтяных углеводородов в осадках водоёмов различного типа (в озёрах, заливах, морях, океанах). Дальнейшему прогрессу в этой области способствовали работы многих учёных и коллективов исследователей в разных странах: в СССР (А. Д. Архангельский, В. И. Вернадский, А. П. Виноградов, И. М. Губкин, Н. М. Страхов, А. А. Трофимук, А. М. Акрамходжаев, И. О. Брод, Н. Б. Вассоевич, В. В. Вебер, А. Ф. Добрянский, Н. А. Еременко, А. Э. Конторович, М. Ф. Мирчинк, С. Н. Неручев, К. Ф. Родионова, В. А. Соколов, В. А. Успенский и др.), в США (Ф. М. Ван-Тайл, К. Зобелл, У. Майншайн, А. Леворсен, Дж. Смит, Ф. Смит, Дж. Хант, Х. Хедберг, Э. Эванс, П. Эйбелсон, Дж. Эрдман и др.), во Франции (Б. Тиссоидр.), в ГДР (Р. Майнхольд, П. Мюллеридр.), в ФРГ (М. Тайхмюллер, 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 биохимических предшественников (прогениторов) в исходных организмах, в органическом веществе осадков и пород и в различных Н. из залежей. Важным явилось обнаружение в составе Н. хемофоссилий - весьма своеобразных, часто сложно построенных молекулярных структур явно биогенной природы, т. е. унаследованных (целиком или в виде фрагментов) от органического вещества. Изучение распределения стабильных изотопов углерода (C12, C13) в Н., органическом веществе пород и в организмах (А. П. Виноградов, Э. М. Галимов) также подтвердило неправомочность неорганических гипотез. Было установлено, что Н. - результат литогенеза . Она представляет собой жидкую (в своей основе) гидрофобную фазу продуктов фоссилизации (захоронения) органического вещества (керогена) в водно-осадочных отложениях. Нефтеобразование - стадийный, весьма длительный (обычно много млн. лет) процесс, начинающийся ещё в живом веществе . Выделяется ряд стадий: подготовительная, во время которой под влиянием биохимических и биокаталитических факторов образуется диффузно рассеянная в материнской породе Н. (микронефть); главная, когда в результате битуминизации генерируется основная масса микронефти, происходит её 'созревание', сближение по составу с собственно Н. и миграция в коллекторы, а по ним в ловушки; постумная, когда усиливается накопление низкомолекулярных углеводородов, обусловливающее образование обычно лёгкой газорастворённой Н. - газоконденсата; постепенно газы становятся всё более 'сухими' (т. е. богатыми CH4). И. М. Губкин выделял также стадию разрушения нефтяных месторождений.
Считается, что основным исходным веществом Н. обычно является планктон , обеспечивающий наибольшую биопродукцию в водоёмах и накопление в осадках органического вещества сапропелевого типа, характеризующегося высоким содержанием водорода (благодаря наличию в керогене алифатических и алициклических молекулярных структур). Породы, образовавшиеся из осадков, содержащих такого типа органическое вещество, потенциально нефтематеринские. Чаще всего это глины, реже - карбонатные и песчано-алевритовые породы, которые в процессе погружения достигают верхней половины зоны мезокатагенеза (см. Катагенез ) , где вступает в силу главный фактор нефтеобразования - длительный прогрев органического вещества при температуре от 50 |С и выше. Верхняя граница этой главной зоны нефтеобразования располагается на глубине от 1,3-1,7 км (при среднем геотермическом градиенте 4 |С/100 м ) до 2,7-3 км (при градиенте 2 |С/100 м ) и фиксируется сменой буроугольной степени углефикации органического вещества каменноугольной. Главная фаза нефтеобразования приурочена к зоне, где углефикация органического вещества достигает степени, отвечающей углям марки Г (см. Каменный уголь ) . Эта фаза характеризуется значительным усилением термического и (или) термокаталитического распада полимерлипоидных и др. компонентов керогена. Образуются в большом количестве нефтяные углеводороды, в том числе низкомолекулярньге (C5-C15), почти отсутствовавшие на более ранних этапах превращения органического вещества. Эти углеводороды, дающие начало бензиновой и керосиновой фракциям Н., значительно увеличивают подвижность микронефти. Одновременно, вследствие снижения сорбционной ёмкости материнских пород, увеличения внутреннего давления в них и выделения воды в результате дегидратации глин, усиливается перемещение микронефти в ближайшие коллекторы. При миграции по коллекторам в ловушки Н. всегда поднимается, поэтому её максимальные запасы располагаются на несколько меньших глубинах, чем зона проявления главной фазы нефтеобразования ( рис. 4 ), нижняя граница которой обычно соответствует зоне, где органическое вещество пород достигает степени углефикации, свойственной коксовым углям (К). В зависимости от интенсивности и длительности прогрева эта граница проходит на глубинах (имеются в виду максимальной глубины погружения за всю геологическую историю данной серии осадочных отложений) от 3-3,5 до 5-6 км.
Н. находится в недрах в виде скоплений различного объёма от нескольких мм3 до нескольких десятков млрд. м3. Практический интерес имеют залежи Н., представляющие её скопления с массой от нескольких тыс. т и больше, находящиеся в пористых и проницаемых породах-коллекторах. Различают 3 основных типа коллекторов: межгранулярные (главным образом песчаные и алевритовые породы), кавернозные (например, карстово-кавернозные, рифогенные и др. известняки) и трещинные (карбонатные, кремнистые и др. трещиноватые породы). Залежь обычно располагается под слабопроницаемыми породами, слагающими покрышку.
Каждая залежь Н. находится в ловушке, задержавшей мигрировавшие Н. и газ и сохранявшей их в течение длительного времени. Можно выделить 3 основных типа ловушек: замкнутые, полузамкнутые и незамкнутые. Первые 2 типа связаны с первичным выклиниванием (стратиграфическое несогласие, тектоническое экранирование) коллекторов ( рис. 5 ) и поэтому именуются ловушками выклинивания. Незамкнутые ловушки являются гидравлическими - в них газ и Н. удерживаются в сводовой части антиклинального перегиба слоев (весьма распространённый тип залежей Н.) или выступа подземного рельефа (например, захороненного рифа). Наиболее приподнятую часть ловушки иногда занимает газ ('газовая шапка'); в этом случае залежь называется газонефтяной; под Н. располагается вода. Н. залегает на разных глубинах, вплоть до 6-7 км, однако на глубине 4,5-5 км нефтяные залежи всё чаще сменяются газовыми и газоконденсатными. Максимальное число залежей Н. располагается в интервале 0,5-3 км, а наибольшие запасы сосредоточены в пределах 0,8-2,4 км.
III. Нефтегазоносные бассейны, области, районы, месторождения
Обязательным условием нефтеобразования является существование крупных осадочных бассейнов, в процессе развития которых осадки (породы), содержащие углеродистое органическое вещество, могли при опускании достичь зоны, где осуществляется главная фаза нефтеобразования. Выделение осадочных бассейнов, являющихся родиной Н., имеет большое значение при нефтегазогеологическом районировании территорий и акваторий. Такие бассейны сильно варьируют по размерам - от нескольких тыс. до нескольких млн. км2, однако около 80% их имеют площадь от 10 тыс. до 500 тыс. км2. Всего в современном структурном плане Земли насчитывается (если исключить небольшие, преимущественно межгорные) около 350 таких бассейнов. Промышленная нефтегазоносность установлена в 140 бассейнах; остальные являются перспективными. По тектоническому строению среди осадочных бассейнов различают внутриплатформенные (около 30%), внутрискладчатые (около 35%), складчато-платформенные, или краевых прогибов (около 15%), периокеанические платформенные (около 15%) и др. К кайнозойским отложениям приурочено около 25% всех известных запасов Н., к мезозойским - 55%, к палеозойским - 20%. В пределах нефтегазоносных бассейнов выделяют нефтегазоносные области, районы и (или) зоны, характеризующиеся общностью строения и автономией.
Месторождения Н. являются основной низшей единицей районирования. Это участки земной коры площадью в десятки - сотни, редко тысячи км2, имеющие одну или несколько залежей Н. в ловушках ( рис. 6 ). Большей частью это участки, где Н. собирается путём боковой или реже вертикальной миграции из зон нефтеобразования.
В мире известно (1973) около 28 тыс. месторождений Н.; из них 15-20% газонефтяные. Распределение месторождений по запасам подчинено закону, близкому к логнормальному. На долю месторождений с общими геологическими запасами каждого свыше 3 млн. т (извлекаемые запасы Н. обычно составляют около 1/4-1/2 геологических) приходится лишь 1/6 всех месторождений; из них более 400 находится в прибрежных зонах моря. Около 85% мировой добычи Н. 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 Ближнем Востоке. Только в двух из них - Гавар (Саудовская Аравия) и Бурган (Кувейт) - сосредоточено более 20% всех разведанных запасов Н. мира (без социалистических стран).
Месторождения Н. выявлены на всех континентах (кроме Антарктиды) и на значительной площади прилегающих акваторий (см. карту ).
На территории СССР месторождения Н. были открыты в 19 в. на Апшеронском полуострове (см. Бакинский нефтегазоносный район ) , в районе Грозного, Краснодарском крае, на полуострове Челекен, в Тимано-Печорской области и на острове Сахалин. Накануне и после Великой Отечественной войны 1941-45 открыты и введены в разработку месторождения в Волго-Уральской нефтегазоносной области , позже выявлены месторождения в Западной 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 которого обнаружены значительные месторождения Н. ( табл. 1 ).
Табл. 1.- Важнейшие нефтяные месторождения ряда социалистических стран (1973)
Страна, название месторождения, год открытия
Нефтегазоносные бассейны, области, районы
Продуктивные отложения
Плотность нефти, г/см3
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
песчаники и
0,850
0,2
верхний мел
известняки
0,850
0,2
Туймазинское, 1937 Волго-Уральская
1480
девон и карбон
песчаники
0,850
1,50
Узеньское, 1961 Мангышлакский
800
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
* В Каспийском море.
Среди др. социалистических стран ряд месторождений имеется в Румынии и Китае, а также на территории Югославии, Польши, Венгрии. Единичные мелкие месторождения открыты в Болгарии, ГДР и Монголии.
Среди развитых капиталистических и развивающихся стран наиболее крупные месторождения открыты в странах Ближнего и Среднего Востока ( табл. 2 ). Крупные месторождения Н. открыты в 50-60-х гг. 20 в. также в странах Северной и Западной Африки (Ливия, Алжир, Нигерия и Ангола), в Австралии и Юго-Востоке Азии (Индонезия, Бруней), несколько меньшие по запасам - в Индии, Бирме, Малайзии и совсем мелкие - в Японии. В США известно свыше 13 000 (в основном мелких) месторождений Н.; 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 Н. выявлены в Канаде и Мексике. В Южной Америке месторождения с большими запасами открыты в Венесуэле, где расположено одно из крупнейших месторождений-гигантов Боливар, объединяющее группу месторождений (например, Лагунильяс, Бачакеро, Тиа-Хуана) на сев.-вост. побережье озера Маракайбо (см. Маракайбский нефтегазоносный бассейн ) ; единичные крупные месторождения имеются в Аргентине, Колумбии, Бразилии, на острове Тринидад и в смежных с ним акваториях. В Западной Европе крупные месторождения открыты лишь в акватории Северного моря (на шельфах Великобритании, Норвегии и Дании).
Месторождения Н. открыты во многих акваториях: Каспийского, Чёрного, Северного, Средиземного, Яванского, Южно-Китайского, Японского и Охотского морей, Персидского, Суэцкого, Гвинейского, Мексиканского, Кука и Пария заливов, пролива 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 . )
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 января 1973
средняя глубина, м
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
Дубаи
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
Сафання', 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
-
(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
-
Венесуэла
Лагунильяс5, 1926
1500
356
914
палеоген-неоген
песчаники
0,902
2,18
Бачакеро', 1930
962
327
1050
палеоген-неоген
песчаники
0,912
2,62
Тиа-Хуана', 1928
668
271
914
палеоген-неоген
песчаники
0,935
1,49
Лама, 1957
568
339
2535
палеоген-неоген
песчаники
0,863
-
Кабимас, 1917
232
57,4
670
палеоген-неоген
песчаники
0,911
1,71
Ла-Пас, 1925
225
118,8
2450
мел
известняки
0,863
-
Ламар5, 1958
184
103,6
3960
палеоген-неоген
песчаники
0,856
-
Мене-Гранде, 1914
175
89,5
1260
палеоген-неоген
песчаники
0.944
2,65
Колумбия
Орито, 1963
137
126,3
2000
мел
известняки
0,853
-
Африка
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
Кабинда6, 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
-
0,23
Джало, 1961
558
431,7
1920
палеоген-неоген
песчаники
0,847
0,52
Нигерия
Бому, 1968
85
55,4
2290
палеоген-неоген
песчаники
0,859
-
Мерен7, 1965
69,5
54,8
2740
палеоген-неоген
песчаники
0,830
0,1
Юго-Восточная Азия и Австралия
Бруней
Сериа, 1928
137
29,2
1600
палеоген-неоген
песчаники
0,845
-
Ампа8, 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
Кингфиш9, 1967
127
117,4
2575
палеоген-неоген
песчаники
0,793
-
Халибут9, 1967
83
63,6
2290
палеоген-неоген
песчаники
0,811
-
3ападная 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 - озеро Маракайбо; 6 - шельф Атлантического океана; 7 - Гвинейский залив; 8 - Южно-Китайское море; 9 - пролив Басса; 10 - Северное море.
IV. Разведка
Цель нефтеразведки - выявление, геолого-экономическая оценка и подготовка к разработке промышленных залежей Н. и газа. Нефтеразведка производится с помощью геологических, геофизических, геохимических и буровых работ, выполняемых в рациональном сочетании и последовательности. Процесс геологоразведочных работ на Н. и газ в СССР подразделяется на два этапа: поисковый и разведочный.
Поисковый этап включает три стадии: региональные геолого-геофизические 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 нефтегазоносностью 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 гравиметрическая съёмки (1: 1 000 000 - 1 200 000), геохимические исследования вод и пород, профильное пересечение территории электро- и сейсморазведкой, бурение опорных и параметрических скважин (см. Геофизические методы разведки , Геохимические поиски , Опорное бурение , Параметрическое бурение ) . В результате выявляются возможные продуктивные комплексы отложений и нефтегазоносные зоны, даётся количественная оценка прогноза нефтегазоносности, и устанавливаются первоочередные районы для дальнейших поисковых работ. На второй стадии поисков производится более детальное изучение нефтегазоносных зон путём структурно-геологической 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 нефтегазоносности, 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, брахиантиклиналей, 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 максимальную глубину. Обычно первым разведуется верхний этаж, затем более глубокие. В результате поисков даются предварительная оценка запасов вновь открытых месторождений и рекомендации по их дальнейшей разведке.
Разведочный этап - завершающий в геологоразведочном процессе. Основная цель этого этапа - подготовка месторождения к разработке. В процессе разведки должны быть оконтурены залежи, определены литологии, состав, мощность, нефтегазонасыщенность, коллекторские свойства продуктивных горизонтов, изучены изменения этих параметров по площади, исследованы физико-химические свойства Н., 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 промышленные объекты, отделённые друг от друга значительными глубинами. По завершению разведочных работ подсчитываются промышленные запасы и даются рекомендации о вводе месторождения в разработку.
Эффективность поиска нефтяных месторождений характеризуется коэффициентом открытий - отношением числа продуктивных площадей (структур) к общему числу разбурённых поисковым бурением площадей, средним числом поисковых скважин, необходимым для открытия одного нового месторождения. Основной показатель эффективности геологоразведочных работ (поискового и разведочного этапов) - стоимость разведки 1 т Н. (или 1 м3 газа). Др. показатели эффективности: прирост запасов на 1 м пробурённых поисковых и разведочных скважин или на одну скважину и отношение количества продуктивных скважин к общему числу законченных строительством скважин. В СССР эффективность геологоразведочных работ на Н. и газ по большинству показателей, как правило, выше, чем в США.
V. Добыча
Почти вся добываемая в мире Н. извлекается посредством буровых скважин, закрепленных стальными трубами высокого давления. Для подъёма Н. 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 Н. при помощи буровых скважин предшествовали примитивные способы: сбор её на поверхности водоёмов, обработка песчаника или известняка, пропитанного Н., посредством колодцев.
Сбор Н. с поверхности открытых водоёмов - это, очевидно, первый по времени появления способ добычи Н., который до нашей эры применялся в Мидии, Вавилонии и Сирии, в 1 в. в Сицилии и др. В России сбор Н. с поверхности р. Ухты начат Ф. С. Прядуновым в 1745. В 1858 на полуострове Челекен и в 1868 в Кокандском ханстве Н. собирали в канавах, по которым вода стекала из озера. В канаве делали запруду из досок с проходом воды в нижней части: Н. накапливалась на поверхности.
Разработка песчаника или известняка, пропитанного Н., и извлечение из него Н. впервые описаны итал. учёным Ф. Ариосто в 15 в. Недалеко от Модены в Италии такие нефтесодержащие грунты измельчались и подогревались в котлах. Затем Н. выжимали в мешках при помощи пресса. В 1819 во Франции нефтесодержащие пласты известняка и песчаника разрабатывались шахтным способом при помощи штолен иногда длиной свыше 1 км. Добытую породу помещали в чан, наполненный горячей водой. После перемешивания на поверхность воды всплывала Н., которую собирали черпаком. В 1833-45 на берегу Азовского моря добывали песок, пропитанный Н. Песок помещали в ямы с покатым дном и поливали водой. Вымытую из песка Н. собирали с поверхности воды пучками травы.
Добыча Н. из колодцев производилась в Киссии (древней области между Ассирией и Мидией) в 5 в. до н. э. при помощи коромысла, к которому привязывалось кожаное ведро. Добыча Н. из колодцев на Апшеронском полуострове известна с 8 в. Имеются письменные указания о добыче лёгкой Н. из колодцев в Сураханах и тяжёлой в Балаханах в 10-13 вв. Подробное описание колодезной добычи Н. 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 полуострова с указанием нефтяных колодцев. В 1825 в Баку из 120 колодцев было добыто 4126 т Н., а в 1862 из 220 колодцев 5480 т.
Добыча нефти посредством скважин начала широко применяться с 60-х гг. 19 в. Вначале, наряду с открытыми фонтанами (см. Фонтанная эксплуатация ) и сбором Н. в вырытые рядом со скважинами земляные амбары добыча Н. из скважин осуществлялась также с помощью цилиндрических вёдер с клапаном в днище или желонок (см. Тартание ) . Из механизированных способов эксплуатации впервые в 1865 в США была внедрена глубиннонасосная эксплуатация , которую в 1874 применили на нефтепромыслах в Грузии, в 1876 в Баку, в 1895 в Грозном. В 1886 В. Г. Шухов предложил компрессорную добычу нефти , которая была испытана в Баку (1897). Более совершенный способ подъёма Н. из скважины - газлифт - предложил М. М. Тихвинский в 1914.
Процесс добычи Н., начиная от притока её по продуктивному (нефтяному) пласту к забоям скважин и до внешней перекачки товарной Н. с промысла, можно разделить на три этапа. Первый - движение Н. 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 Н. от забоев скважин до их устьев на поверхности - эксплуатация нефтяных скважин. Третий этап - сбор Н. и сопровождающих её газа и воды на поверхности, их разделение, удаление воды и минеральных солей из Н. (т. н. подготовка Н.), 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 Н. с помощью скважин и технологических установок называется эксплуатацией нефтяного промысла.
Разработка нефтяного месторождения. Под разработкой нефтяного месторождения понимается осуществление процесса перемещения жидкостей (Н., 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-экономические показатели - дебит Н., изменение его во времени, коэффициент 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 которых будет протекать эксплуатация залежи, т. е. её геологическое строение, коллекторские свойства пород (пористость, проницаемость, степень неоднородности), физические свойства жидкостей и газов, насыщающих пласт (вязкость, плотность, растворимость газов и твёрдых углеводородов в Н.), насыщенность пород Н. водой и газом, пластовые давления, температура и т. д. Базируясь на этих данных, при помощи гидродинамических расчётов устанавливают технические показатели эксплуатации залежи для различных вариантов системы разработки и производят экономическую оценку вариантов системы. В результате технико-экономического сравнения выбирают оптимальную систему разработки.
Современные системы разработки в большинстве случаев предусматривают нагнетание воды в пласт (в 1972 около 75% всей добычи по СССР приходилось на системы с искусственным заводнением). Применяются в основном два вида заводнения (см. Заводнение ) - законтурное, или приконтурное (для относительно небольшого размера залежей), и разного вида внутриконтурные (для залежей среднего размера и крупных).
Наиболее распространены системы внутриконтурного заводнения, когда залежь в зависимости от геологических условий залегания разделяется нагнетательными скважинами на полосы, в которых располагаются пять или три ряда эксплуатационных скважин ( рис. 9 ). Для более интенсивной эксплуатации иногда применяется площадное заводнение, в этом случае нагнетательные скважины располагаются по всей площади пласта. Расстояния между скважинами составляют от 400 до 800 м. На одном месторождении пробуривают от нескольких десятков до нескольких тысяч эксплуатационных скважин (в зависимости от размера месторождения). Общее число эксплуатационных скважин по СССР 62 079, нагнетательных скважин 9135 (на 1 января 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 Н. водой при разработке залежей успешно применяется для Н. с вязкостью в пластовых условиях до 0,15-0,2 пз (0,015-0,02 н × сек/м2 ) . При больших вязкостях коэффициента нефтеотдачи существенно снижается, а расход воды на вытеснение единицы объёма Н. увеличивается. Однако даже при низких вязкостях при вытеснении Н. водой около половины геологических запасов Н. остаётся 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 Н. и вытесняющей её жидкости. Изменение неблагоприятного соотношения вязкости осуществляют также понижением вязкости Н. Этот способ может быть реализован нагнетанием в пласт теплоносителей (горячей воды или пара). В 70-х гг. вновь начали применять тепловое воздействие на пласт путём создания внутрипластового очага горения, впервые предложенного в СССР в начале 30-х гг. (см. Термическая нефтедобыча ) . Большие перспективы связаны со способом добычи Н. при помощи сочетания заводнения с внутрипластовым горением, которое поддерживается закачкой в пласт водовоздушных смесей. Проводятся (1974) теоретические и экспериментальные исследования повышения нефтеотдачи путём вытеснения Н. растворителями и системами, растворимыми одновременно в Н. и в воде. При глубоком залегании пластов для повышения нефтеотдачи в ряде случаев успешно применяется нагнетание в пласт газа высокого давления.
Разработку неглубоко залегающих пластов, насыщенных высоковязкой Н., в некоторых случаях осуществляют шахтным способом (см. Шахтная добыча нефти ) .
Эксплуатация нефтяных скважин. Извлечение Н. из скважин производится либо за счёт естественного 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 фонтанирования скважину переводят на механизированный способ добычи. К механизированным способам относятся: газлифтный, или эрлифтный, и глубиннонасосный (с помощью штанговых, погружных 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 начале 70-х гг., и способ, использующий погружные электроцентробежные насосы, который позволяет отбирать из скважин большое количество жидкости (воды и Н.). В США 8% скважин эксплуатируются фонтанным способом и 92% - механизированным (1972). На месторождениях Н. Ближнего Востока большая часть скважин эксплуатируется фонтанным способом.
Нефтяным промыслом называется технологический комплекс, состоящий из скважин, трубопроводов и установок различного назначения, с помощью которых на месторождении осуществляют извлечение Н. и сопровождающего её газа из недр Земли. Вся продукция скважин, состоящая из Н. 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 Н., определяют процент содержащейся в ней воды и количество попутного газа, приходящегося на 1 т добытой Н. (т. н. газовый фактор ) . На основе этих замеров подсчитывают суточный дебит Н. (в т ) и газа (в м3 ) по каждой скважине в отдельности. К групповой установке подключают обычно 10-30 скважин. Суточная добыча Н. на различных нефтепромыслах колеблется в широких пределах, достигая десятков тыс. т. Важным этапом процесса добычи Н. является сепарация - отделение газа от Н., производимое в газонефтяном сепараторе. Такие сепараторы группируют в одном или нескольких пунктах промысла. Н., освобожденная 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 Н. не более 50 мг на 1 л . Газ направляют потребителям или на газобензиновый завод для переработки. Обезвоживание и обессоливание осуществляется тепловым, химическим или электрическим способом. Значительная часть солей удаляется при обезвоживании с отделяемой водой, однако, иногда требуется дополнительное обессоливание пропусканием Н. через слой пресной воды. Отделённая от Н. вода подвергается очистке для последующей закачки в пласты или сброса в канализацию. Н. 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 |С, отделении лёгких углеводородов и последующей их конденсации. Полученные при этом нестабильный бензин и газ направляются на газобензиновые заводы, находящиеся обычно вблизи нефтяного промысла. Для уменьшения расхода топлива на нагревание и сокращения эксплуатационных расходов все три процесса - обезвоживание, обессоливание и стабилизацию - совмещают в установке комплексной подготовки Н. Подготовкой называется придание Н. товарных кондиций. Товарная Н. накапливается в резервуарах и из них откачивается в магистральные нефтепроводы или в ж.-д. цистерны для доставки к месту переработки. Эта принципиальная технологическая схема работы нефтяного промысла может видоизменяться в зависимости от продуктивности скважин, преобладающего способа эксплуатации, величин давления и температуры Н. на устье скважин, физико-химических свойств Н., содержания в ней газа, воды и песка, а также от природных и климатических условий.
Существенные дополнения в обычную технологическую схему промысла вносит применение газлифтного способа эксплуатации, при котором на промысле необходима газлифтная компрессорная станция с газораспределительными и газосборными трубопроводами.
На месторождениях, разрабатываемых с помощью искусственного заводнения, сооружают систему водоснабжения с насосными станциями. Воду берут из естественных водоёмов с помощью водозаборных сооружений или преимущественно используют сточные пластовые воды нефтепромысла после их очистки. В некоторых случаях воду извлекают из водоносного пласта в нагнетательной скважине и перепускают её в продуктивный пласт, используя погружной электроцентробежный насос. Для очистки закачиваемой в пласт воды от механических 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, которые подают воду через водораспределительные 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 Н. на промысле, при которой Н. 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 отдельный трубопровод. Отсюда Н. 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 нефтяных промыслах, движение Н. из скважин происходит за счёт превышения отметки устья скважины над отметкой группового сборного пункта. При напорных системах достаточно собственного давления на устье скважин для подачи Н. с газом к центральному сборному пункту промысла, откуда Н. подаётся в товарные резервуары, а газ - на потребление или в переработку. На нефтяных промыслах СССР применяются несколько напорных схем нефтегазосбора: в Азербайджане и Туркмении распространена так называемая однотрубная схема Барояна и Везирова, на месторождениях Сибири - схема внутрипромыслового сбора и транспорта Гипровостокнефти. Наряду с основным технологическим оборудованием на нефтяном промысле имеются системы технического водо- и энергоснабжения, установки для очистки промысловых сточных вод ( рис. 11 ), ремонтные мастерские, складские помещения и т. д.
При разработке нефтяных месторождений, приуроченных к континентальным шельфам, создают морские нефтепромыслы .
На нефтяных промыслах проводятся большие работы по автоматизации промысловых технологических установок, широко распространяются индустриальные методы строительства технологических установок. Создаются: групповые замерные установки, которые 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 Н., а также кустовые насосные станции, моноблочные автоматические газомотокомпрессоры. Развитие нефтепромыслового строительства основывается на внедрении заводского изготовления отдельных транспортабельных блоков основного технологического оборудования, доставки блоков на промысел и монтирования их на месте. Это даёт возможность в несколько раз ускорить и удешевить сооружение важнейших технологических установок.
VI. Химический состав и физические свойства. Технологическая характеристика
Н. - сложная смесь алканов (парафиновые или ациклические насыщенные углеводороды), некоторых цикланов (нафтенов) и ароматических углеводородов различной молекулярной массы, а также кислородных, сернистых и азотистых соединений. Углеводородный состав Н. изменяется в различных месторождениях. Бензиновые и керосиновые фракции большинства Н. СССР характеризуются значительным содержанием алканов (свыше 50%). Во фракциях отдельных Н. преобладают нафтеновые углеводороды (50-75%). Содержание ароматических углеводородов в бензиновых и керосиновых фракциях большинства Н. колеблется от 3 до 15% и от 16 до 27% соответственно. Масляные дистилляты иногда значительно различаются по углеводородному составу. Наибольшим содержанием ароматических углеводородов (в некоторых случаях до 53-65%) отличаются фракции высокосернистых Н. Часто Н. характеризуются значительным содержанием твёрдых углеводородов, состоящих в основном из углеводородов нормального строения. Кислородные соединения содержатся в Н. в виде нафтеновых кислот и асфальтово-смолистых веществ, состоящих из асфальтов и смол (на их долю приходится свыше 90% содержащегося в Н. кислорода). К сернистым соединениям относятся сероводород, меркаптаны, сульфиды, дисульфиды, тиофены, тиофаны, а также полициклические сернистые соединения разнообразной структуры. Азотистые соединения - это в основном гомологи пиридина, гидропиридина и гидрохинолина. Компонентами Н. являются также газы, растворённые в Н. (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 Н. не превышает десятых долей процента (считая на Н.). В составе нефтяной золы найдены многие элементы (Ca, Mg, Fe, Al, Si, V, Na и др.). По плотности Н. делятся на 3 группы: на долю лёгких Н. (с плотностью до 0,87 г/см3 ) в общемировой добыче Н. приходится около 60% (в СССР - 66%); на долю средних Н. (0,871-0,910 г/см3 ) - в СССР около 28%, за рубежом - 31%; на долю тяжёлых (более 0,910 г/см3 ) - соответственно около 6% и 10%.
Начало кипения Н. обычно выше 28 |С. температура застывания колеблется от + 30 до - 60 |С и зависит в основном от содержания парафина (чем его больше, тем температура застывания выше). Теплоёмкость Н. 1,7-2,1 кдж/кг × К (0,4-0,5 ккал/кг ×|С), теплота сгорания 43,7-46,2 Мдж/кг (10 400 - 11 000 ккал/кг ), диэлектрическая проницаемость 2-2,5, электрическая проводимость 2×10-10-0,3×10-18 ом-1 × см-1. Вязкость изменяется в широких пределах (при 50 |С 1,2-55 сст ) и зависит от химического и фракционного состава Н. и смолистости (содержания в ней асфальтосмолистых веществ). Температура вспышки Н. колеблется в широких пределах (от ниже - 35 до 120 |С) в зависимости от фракционного состава и давления насыщенных паров. Н. растворима в органических растворителях, в воде при обычных условиях практически нерастворима, но может образовывать с ней стойкие эмульсии.
Основу технологической классификации Н. в СССР (ГОСТ 912-66) составляют: содержание серы (класс I - малосернистые Н., включающие до 0,5% S; класс II - сернистые Н. с 0,5-2% S; класс III - высокосернистые Н., включающие свыше 2% S); потенциальное содержание фракций, выкипающих до 350 |С (тип Т1 - нефти, в которых указанных фракций не меньше 45%, тип Т2 - 30-44,9% и тип Т3 - меньше 30%); потенциальное содержание масел (группы M1, M2, M3 и M4; для M1 содержание масел не меньше 25%, для M4 - меньше 15%); качество масел (подгруппа И1 - нефти с индексом вязкости масла больше 85, подгруппа И2 - нефти с индексом вязкости 40-85); содержание парафина в Н. 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 технологической классификации Н. Например, доссорская (Казах. ССР) малопарафиновая Н. имеет шифр 1Т1М1И1П1, т. е. Н. малосернистая с потенциальным содержанием фракций, выкипающих до 350 |С, свыше 45%, потенциальным содержанием масел выше 25%, индексом вязкости масла больше 85 и содержанием парафина менее 1,5%.
Технологическая классификация может быть использована для сортировки Н. (при направлении для переработки на заводах), учёта качества при планировании добычи и переработки и при проектировании новых заводов. За рубежом Н. сортируют в основном по плотности и содержанию серы.
VII. Переработка
Начало применения Н. археологи относят к 6-му тыс. до н. э. В 3-м тыс. до н. э. в государствах Двуречья и Египте асфальт использовали как связующее и водонепроницаемое вещество вместе с песком и известью для изготовления мастики, применяемой при сооружении зданий из кирпича и камня, дамб, причалов и дорог. Н. сжигали в светильниках и применяли в качестве лекарства. Её использовали в военном деле как воспламеняющееся вещество вместе с селитрой, серой и смолой для изготовления 'огненных стрел' и 'огненных горшков'.
В средние века упоминания о Н. встречаются у писателей Ближнего и Среднего Востока, Средней Азии и Западной Европы. В 16-17 вв. Н. была предметом торговли. В коммерческих словарях указывалось, что она привозится в Марсель из Лангедока (приморской области Франции), турецкого г. Смирны и сирийского г. Алепно (до 4,5 т в год). В 18 в. появляются первые научные труды о Н. В 1721 греческий учёный Эйрини д'Эйринис, живший во Франции, опубликовал результаты исследования Н. и асфальта.
Состояние Бакинского нефтяного промысла в 13 в. описано Марко Поло. Он указывает, что Бакинская Н. применялась для освещения и в качестве лекарства от кожных болезней. В центральные районы России в 16-17 вв. Н. привозилась из Баку. Её применяли в медицине, живописи в качестве растворителя при изготовлении красок, а также в военном деле для изготовления гранат, негасимых ветром свечей и 'светлых' ядер для 'огнестрельных потешных стрельб'.
Перегонка Н. была известна в начале нашей эры. Этот способ очистки применялся для уменьшения неприятного запаха Н. при использовании её в лечебных целях. В иностранных и рус. лечебниках 15-17 вв. Н. рекомендуется как наружное и внутреннее средство. Считалось, что Н. помогает при воспалительных процессах. В лечебниках даётся также описание способа перегонки Н. по опытам римского врача Кассия Феликса и арабского учёного 11 в. Авиценны. О перегонке бакинской Н. впервые упоминает хорезмийский географ 13 в. Бекран. Большое внимание перегонке Н. уделялось в 18 в. в связи с поисками и изучением нефтяных месторождений. В 1748 в лаборатории Берг-Коллегии в Москве перегонялась Н., найденная на р. Ухте. В той же лаборатории перегонялась Н., добытая на р. Соке в 1754. В небольшом количестве Н. перегоняли в колбах, а в большем - в кубах. Нефтеперегонный завод с кубами периодического действия был впервые в мире построен крепостными крестьянами братьями Дубиниными вблизи г. Моздока в 1823. Из 40 вёдер Н., заливаемой в куб, они получали 16 вёдер перегнанной. В 1837 началась перегонка грозненской Н. на заводе откупщика В. Швецова. В этом году было отправлено в Москву 1000 пудов (16,38 т ) перегнанной Н. Завод для перегонки бакинской Н. был построен в Балаханах Н. И. Воскобойниковым. На заводе в 1837-39 было переработано 19,4 т Н. В 1859 в Сураханах промышленники В. А. Кокорев, Н. Е. Торнау и П. И. Губонин приступили к строительству завода для получения фотогена из бакинского кира . На этом заводе была начата (1860) переработка Н. и введена кислотно-щелочная очистка фотогена (позже слово 'фотоген' было заменено словом 'керосин'). В 1866 на нефтеперегонных заводах бывшей Бакинской губернии было получено 1600 т керосина. Через 3 года в Баку было 23 нефтеперегонных завода, а в 1873 - 80 заводов, способных дать 16 350 т керосина в год.
С начала 70-х гг. 19 в. на нефтеперегонных заводах наблюдался рост числа кубов и их размеров без значительного изменения конструкции. Такая технология не соответствовала всё возрастающим потребностям в нефтепродуктах. Кроме того, кубы периодического действия не обеспечивали надёжного разделения Н. на фракции, улучшения отбора керосина и смазочных масел и повышения их качества. На необходимость непрерывной перегонки Н. указывал Д. И. Менделеев в 1863, когда он посетил завод А. В. Кокорева в Сураханах. В 1873 нефтепромышленник А. А. Тавризов разработал конструкцию аппарата непрерывного действия, являющегося прототипом ректификационной колонны. Непрерывная перегонка Н. в кубовых батареях была осуществлена в 1883 на заводе братьев Нобель в Баку. На этих кубах были установлены дефлегматоры, устроенные в виде двух цилиндров, вложенных один в другой. Непрерывнодействующий перегонный аппарат был предложен В. Г. Шуховым и Ф. А. Инчиком (1886). Этот аппарат был установлен на заводе С. М. Шибаева в Баку. Новая установка позволяла ежесуточно перегонять количество Н., равное 27 объёмам аппарата, тогда как в кубе периодического действия можно было перегнать только полтора объёма, а в кубовой батарее - четыре. Основные технические принципы, заложенные в конструкции этого аппарата, используются в современных нефтеперегонных установках. Оригинальные установки для непрерывной перегонки Н. были разработаны О. К. Ленцем, Г. В. Алексеевым, Ю. В. Лермонтовой и др. русскими инженерами и химиками. Наиболее широкое распространение получили кубовые батареи непрерывного действия, вытеснившие периодические кубы. В 1893 непрерывнодействующих кубов было 15,7%, а в 1899 - 60% от общего числа кубов в нефтеперерабатывающей промышленности. Основными продуктами нефтеперерабатывающей промышленности были керосин и мазут. На долю керосина в 1899 приходилось 30-33%; кроме того, получали смазочных масел 2-3%, бензина 3%, остальное составлял мазут.
Нефтеперегонные заводы в 40-х гг. 19 в. появляются в др. странах: Дж. Юнг начал перегонку Н. на заводе в Великобритании в 1848, в 1849 С. М. Киром был построен завод по перегонке Н. в Пенсильвании (США). На этом заводе была введена кислотно-щелочная очистка нефтепродуктов. Во Франции первый нефтеперегонный завод построен А. Г. Гирном в Эльзасе (1854). На заводе из Н. и асфальта получали смазочные масла. При перегонке Н. на заводе применялся перегретый пар. В 1866 Дж. Юнг взял патент на способ получения керосина из тяжёлых Н. при перегонке под давлением. Этот способ перегонки был назван крекингом . К 1869 давление во время перегонки Н. на лабораторной установке было доведено до 3,7×105 н/м2 (около 3,8 ам ) . При обычной перегонке из Н. различных месторождений Юнг получал 2,5-20% керосина, а при крекинге 28- 60%.
В дореволюционной России вследствие слабого развития автомобильной и авиационной промышленности спрос на бензин вполне удовлетворялся бензином прямой перегонки. Однако к началу 20 в. русские учёные и инженеры подробно изучили процесс переработки Н., сопровождающийся разложением исходных углеводородов под влиянием высокой температуры и давления. В 1875 А. А. Летний проводил опыты по получению ароматических углеводородов пиролизом Н. Работа Летнего завершилась созданием промышленной установки на Константиновском заводе В. И. Рагозина. Ароматические углеводороды из Н. были необходимы для получения красителей, используемых в развивавшейся в то время текстильной промышленности. С той же целью пиролиз Н. и нефтяных остатков изучали Ю. В. Лермонтова, Б. В. Марковников, К. И. Лисенко, Г. В. Алексеев, Н. Д. Зелинский.
В 1891 В. Г. Шухов и С. Гаврилов разработали аппарат для крекинг-процесса. Они впервые предложили осуществлять нагревание Н. не в цилиндрических кубах, а в трубах при её вынужденном движении. Их научные и инженерные решения были повторены У. М. Бартоном и др. при сооружении крекинг-установки в США в 1915-18. Основным способом переработки Н. в России до 1917 была непрерывная перегонка Н. в кубовых батареях. О переработке Н. в СССР см. в ст. Нефтеперерабатывающая промышленность .
Перед переработкой Н. подвергают обессоливанию и одновременно обезвоживанию. С этой целью на нефтеперерабатывающих заводах применяют электрообессоливающие установки. Н. при тщательном перемешивании промывают небольшим количеством пресной воды с добавкой деэмульгатора, образующуюся эмульсию подогревают до 100-140 |С, а иногда и до 160 |С и подают в непрерывнодействующие электродегидраторы. Под воздействием электрического поля высокого напряжения (1,5-3 кв/см ) , деэмульгатора и нагревания эмульсия быстро разрушается, вода с растворёнными в ней солями отстаивается и удаляется. После электрообессоливания содержание влаги в Н. снижается до 0,05-0,2% и хлоридов до 0,5-5 мг/л.
Многие лёгкие Н. после обезвоживания и обессоливания подвергают стабилизации - отгонке пропан-бутановой, а иногда частично и пентановой фракции углеводородов. Удаление этих фракций необходимо для того, чтобы снизить потери ценных углеводородов при транспортировке и хранении Н., а также обеспечить постоянное давление паров Н., поступающей на нефтеперегонные установки. Стабилизацию Н. производят на комплексных установках в сочетании с обезвоживанием и обессоливанием или на специальных установках с колонкой для отбора пропан-бутановой фракции. Получаемая при стабилизации Н. пропан-бутановая фракция является ценным сырьём для нефтехимической промышленности.
Основным процессом переработки Н. (после обезвоживания, обессоливания и стабилизации) является перегонка, при которой из Н. сначала отбираются в зависимости от поставленной цели следующие нефтепродукты: бензины (авиационный или автомобильный), реактивное топливо , осветительный керосин , дизельное топливо и мазут. Мазут служит в качестве сырья для получения дистиллятных масел (см. Масла нефтяные ) , парафина , битумов , для крекинга или может быть использован в качестве жидкого котельного топлива . Остаток (концентрат, гудрон )после отгонки от мазута масляных дистиллятов служит для получения остаточных масел или как сырьё для различных деструктивных процессов, а после окисления может быть использован в качестве дорожного и строительного битума или в качестве компонента котельного топлива.
Значительный рост потребления нефтепродуктов и всё более жёсткие требования к их качеству вызвали необходимость в так называемой вторичной переработке Н., связанной с изменением структуры углеводородов, входящих в её состав, а также получением функциональных производных, содержащих кислород, азот, хлор и др. элементы. К числу вторичных процессов переработки относятся термический, термо-контактный и каталитический крекинг, термический и каталитический риформинг , гидрокрекинг , платформинг , алкилирование , изомеризация, дегидроциклизация, полимеризация , деструктивная гидрогенизация , пиролиз , коксование . В результате вторичной переработки из Н. получают исходные вещества для производства важнейших продуктов: каучуков синтетических , волокон синтетических , пластических масс , поверхностно-активных веществ , моющих средств , пластификаторов , присадок , красителей и многих др.
Для удаления нежелательных компонентов (сернистых, смолистых и кислородсодержащих соединений, а также полициклических ароматических углеводородов) нефтепродукты, полученные при прямой перегонке и при вторичных процессах, подвергаются очистке с помощью различных физических и физико-химических методов (см. Очистка нефтепродуктов ) .
Сырьё, необходимое для нефтехимической промышленности , получают из, Н. с использованием: а) физических методов; (перегонки, экстракции, кристаллизации, адсорбции и т. д.), а также карбамидной и низкотемпературной депарафинизаций - при помощи этих методов из Н. выделяют индивидуальные углеводороды или их классы; б) так называемых вторичных процессов переработки, в результате чего получаются углеводороды, не присутствующие в сырой Н. или присутствующие в незначительном количестве (ненасыщенные и ароматические углеводороды). Из парафиновых (алканы) углеводородов наибольшее применение для нефтехимической промышленности нашли газообразные (при нормальных условиях) или жидкие низкокипящие углеводороды: метан, этан, пропан, бутан и пентаны, а также высокомолекулярные углеводороды с 10-20 атомами углеводорода в молекуле. Из нафтеновых углеводородов важнейшим исходным материалом для нефтехимической промышленности является циклогексан, из ароматических - бензол , толуол , ксилолы , этилбензол . Из ненасыщенных углеводородов в качестве сырья для нефтехимической промышленности служат главным образом этилен , пропилен и ацетилен .
Лит.: Геология нефти, Справочник, т. 1, под ред. Н. А. Еременко, М; Еременко., 1960Н. А., Геология нефти и газа, 2 изд., М., 1968; Карцев А. А., Основы геохимии нефти и газа, М., 1969; Леворсен А., Геология нефти и газа, пер. с англ., 2 изд., М., 1970; Вассоевич Н. Б., Источник нефти - биогенное углеродистое вещество, 'Природа', 1971, | 3; Горючие ископаемые. Проблемы геологии и геохимии нефтидов, М., 1972 (Международный геологический конгресс. XXIV сессия. Доклады советских геологов. Проблема 5); Мелик-Пашаев В. С., Методика разведки нефтяных месторождений, М., 1968; Теоретические основы и методы поисков и разведки скоплений нефти и газа, М., 1968; Поисковые критерии прогноза нефтегазоносности, Л., 1969; Лисичкин С. М., Очерки по истории развития отечественной нефтяной промышленности, М. - Л., 1954; Проектирование разработки нефтяных месторождений, М., 1962; Технология и техника добычи нефти и газа, М., 1971; Крылов А. П., Назаретов М. Б., Технический прогресс в добыче нефти и его роль в развитии нефтяной промышленности, 'Нефтяное хозяйство', 1973, | 1; Лутошкин Г. С., Сбор и подготовка нефти, газа и воды к транспорту, М., 1972; Surface operations in petroleum production, ed. G. V. Chilingar, C. М. Beeson, N. Y., 1969; Сергиенко С. Р., Очерк развития химии и переработки нефти, М., 1955; Трошин А. К., История нефтяной техники в России (XVII в. - вторая половина XIX в.), М., 1958; Кострин К. В., Почему нефть называется нефтью, М., 1967; Redwood В., Petroleum, 4 ed., v. 1-3, L., 1922; Forbes R. J., Bitumen and petroleum in antiquity, Leiden, 1936; его же, Studies in early petroleum history, Leiden, 1958; History of petroleum engineering, ed. D. V. Carter, N. Y., 1961; Наметкин С. С., Химия нефти, М., 1955; Добрянский А. Ф., Химия нефти, Л., 1961; Нефти восточных районов СССР, Л., 1958; Новые нефти восточных районов СССР, М., 1967; Нефти СССР. Справочник, под ред. З. В. Дриацкой [и др.], т. 1-3, М., 1971-; Соколов В. А., Бестужев М. А., Тихомолова Т. В., Химический состав нефтей и природных газов в связи с их происхождением, М., 1972; 'Chemical Age of India', 1968, v. 19, | 10; Petroleum processing handbook, ed. F. William, [a. o.], N. Y., 1967; Эмульсии нефти с водой и методы их разрушения, М., 1967; Каспарьянц К. С., Промысловая подготовка нефти, М., 1966; Эрих В. Н., Химия нефти и газа, 2 изд., Л., 1969; International Petroleum Encyclopedia, Tulsa (Oklahoma), 1973.
Вассоевич Н. Е. (Общие сведения. Происхождение и условия залегания),
Резникова И. М. (Общие сведения),
Вассоевич Н. Б. и Калинко М. К. (Нефтегазоносные бассейны, области, районы, месторождения),
Абрикосов И. Х. (Разведка),
Крылов А. П., Назаретов М. Б. (Добыча),
Трошин А. К. (История добычи и переработки нефти),
Дриацкая З. В. и Левченко Д. Н. (Химический состав и физические свойства. Технологическая характеристика. Переработка).