Відмінності між версіями «Нафта»

Матеріал з Вікіпедії — вільної енциклопедії.
Перейти до навігації Перейти до пошуку
[неперевірена версія][неперевірена версія]
(стильові правлення)
Рядок 1: Рядок 1:
 
[[Зображення:boryslaw2.jpg|right|framed|Панорама м. Борислава. Нафтові вежі. Поштова листівка 1920-ті рр.]]
 
[[Зображення:boryslaw2.jpg|right|framed|Панорама м. Борислава. Нафтові вежі. Поштова листівка 1920-ті рр.]]
 
{{Паливо}}
 
{{Паливо}}
'''На́фта'''<ref>Староукраїнська назва нафти&nbsp;— ''кип'ячка'' та ''ропа'' зустрічається в документах XVI ст.</ref> <ref>Ропа, Ропянка, Ропиця — назви багатьох карпатських сіл, в яких відомі виходи нафти на земну поверхню.</ref>(від {{lang-el|ναφθα}}&nbsp;— nafda) ({{lang-ru|нефть}}, {{lang-en|petroleum (mineral oil), oil, naphtha, crude oil, petroleum}}; {{lang-de|Erdöl n, Öl n, Rohöl n, Naphtha n}}, {{lang-ro|Pecura}})&nbsp;— горюча [[корисна копалина]], складна [[суміш]] [[вуглеводні]]в різних класів з невеликою кількістю органічних кисневих, сірчистих і азотних сполук, що являє собою густу маслянисту [[рідина|рідину]], від темно-бурого до чорного кольору. Нафта має характерний запах, легша за воду, у воді нерозчинна.
+
'''На́фта'''<ref>Староукраїнська назва нафти&nbsp;— ''кип'ячка'' та ''ропа'' трапляються в документах XVI ст.</ref> <ref>Ропа, Ропянка, Ропиця — назви багатьох карпатських сіл, в яких відомі виходи нафти на земну поверхню.</ref>(від {{lang-el|ναφθα}}&nbsp;— nafda) ({{lang-ru|нефть}}, {{lang-en|petroleum (mineral oil), oil, naphtha, crude oil, petroleum}}; {{lang-de|Erdöl n, Öl n, Rohöl n, Naphtha n}}, {{lang-ro|Pecura}})&nbsp;— горюча [[корисна копалина]], складна [[суміш]] [[вуглеводні]]в різних класів з невеликою кількістю органічних кисневих, сірчистих і азотних сполук, що являє собою густу маслянисту [[рідина|рідину]], від темно-бурого до чорного кольору. Нафта має характерний запах, легша за воду, у воді нерозчинна.
   
 
'''Елементарний склад, %''': [[вуглець]] 80-88, [[водень]] 11-14.5, [[сірка]] 0.01-5, [[кисень]] 0.05-0.7, [[азот]] 0.01-0.6.
 
'''Елементарний склад, %''': [[вуглець]] 80-88, [[водень]] 11-14.5, [[сірка]] 0.01-5, [[кисень]] 0.05-0.7, [[азот]] 0.01-0.6.

Версія за 12:23, 19 жовтня 2008

Файл:Boryslaw2.jpg
Панорама м. Борислава. Нафтові вежі. Поштова листівка 1920-ті рр.
StatfjordA(Jarvin1982).jpg
Паливо
Фізичні основи

Сонце · Сонячна радіація
Фотосинтез · Рослини · Біомаса
Гуміфікація · Скам'яніння
Горіння

Викопне паливо

Вугілля · Горючі сланці · Гідрат метану · Нафта · Природний газ · Торф

Природне невикопне паливо

Водорості · Деревина · Рослинні і тваринні жири та олії · Трава

Штучне паливо

Біопаливо · Генераторні гази · Кокс · Моторні палива

Концепції

Енергетична біосировина

На́фта[1] [2](від грец. ναφθα — nafda) (рос. нефть, англ. petroleum (mineral oil), oil, naphtha, crude oil, petroleum; нім. Erdöl n, Öl n, Rohöl n, Naphtha n, рум. Pecura) — горюча корисна копалина, складна суміш вуглеводнів різних класів з невеликою кількістю органічних кисневих, сірчистих і азотних сполук, що являє собою густу маслянисту рідину, від темно-бурого до чорного кольору. Нафта має характерний запах, легша за воду, у воді нерозчинна.

Елементарний склад, %: вуглець 80-88, водень 11-14.5, сірка 0.01-5, кисень 0.05-0.7, азот 0.01-0.6.

Густина — 760—990 кг/м3

Теплота згоряння — 43.7-46.2 МДж/кг.

Найважливіше джерело рідкого палива, мастил, сировина для синтетичних матеріалів тощо.

Класифікація нафти

Класифікація нафт – розподіл нафт на класи, типи, групи і види.

За складом дистилятної частини нафти ділять на п’ять класів: метанова, метано-нафтенова, нафтенова, метано-нафтено-ароматична і нафтено-ароматична.

За вмістом сірки нафту ділять на малосірчисту (до 0,5%), сірчисту (0,5-2%) і високосірчисту (понад 2%).

За вмістом фракцій, що википають при перегонці до температури 350°С, її ділять на типи: Т1 (понад 45%), Т2 (30-45%), Т3 (менше 30%).

За вмістом базових мастил нафти ділять на чотири групи: М1 (понад 25%), М2 (20-25%), М3 (15-20%) і М4 (менше 15%).

За вмістом твердих парафінів її ділять на три види: П1 (менше 1,5%), П2 (1,5-6%), П3 (понад 6%).

За вмістом смол і асфальтенів нафту ділять на малосмолисту (до 10%), смолисту (10-20%) і високосмолисту (понад 20%).

У практиці вживається умовний поділ нафти на легку, середню і важку відповідно з густиною до 850, 850 – 950 і понад 950 кг/м3.

Нафта і газ є єдиними корисними копалинами (правда, до них вже починаємо стихійно відносити і чисту питну підземну воду), що мають здатність переміщатися. Через свою рухомість вони можуть завдавати шкоди довкіллю, але і накопичуються в надрах та утворюють поклади.

Різновиди нафти

Нафтова геологія

Erdöl Bohrturm.jpg

Див. Площа перспективна на нафту і газ, Поклад нафти і газу

Площа нафтоносності(газоносності) (рос. площадь нефтеносности (газоносности); англ. oil-bearing (gas-bearing) area, нім. erdöl- (erdgas)führende Fläche f) – площа поширення продуктивних нафтонасичених (газонасичених) колекторів у межах загальної площі покладу.

Поклад нафти і газу (рос. залежь газа и нефти ; англ. oil-and-gas reservoir; нім. Erdöl– und Erdgasvorkommen n) – природне локальне одиничне скупчення нафти i газу в одному або декiлькох сполучених мiж собою пластах-колекторах, що контролюються єдиним (спiльним) ВНК чи ГНК. Границю мiж сумiжними покладами (в одному i тому ж пластi чи резервуарi) проводять по змiнi положення ВНК чи ГНК, фазового стану i фiзико-хiмiчних властивостей вуглеводнів. Поклад є частиною родовища. Вiн є елементом нафтогазогеологiчного районування територiй.

Світові запаси

Див. Родовище нафти і газу, Ресурси і запаси нафти.

Країни-продуценти нафти

Розвідані запаси нафти на 2004 р. становили 210 млрд т (1200 мільярдів барелів), нерозвідані — оцінюються в 52-260 млрд т (300—1500 млрд барелів). Світові розвідані запаси нафти оцінювалися до початку 1973 р. в 100 млрд т (570 млрд барелів), у 1998 р. — 137,5 млрд т. Таким чином, в минулому розвідані запаси зростали. Сьогодні вони скорочуються.

Великі нафтогазоносні осадові басейни приурочені до внутрішньоплатформних, внутрішньоскладчастих, складчастоплатформних та крайових прогинів, а також до периокеанічних платформних областей. Родовища Н. виявлені на всіх континентах, крім Антарктиди, і на значних площах акваторій. У світі відомо понад 30 тис. родовищ Н., з них 15-20 % газонафтові. Бл. 85 % світового видобутку Н. дають 5 % родовищ. Найбільші запаси Н. в Саудівській Аравії, Кувейті, Ірані, Іраку.

Нафта в Україні

Див. Нафтогазовий комплекс України

На території України поклади нафти є у Передкарпатті, у Дніпровсько-Донецькій областях та на шельфі Чорного і Азовського морів і (за деякими даними тут найбільші — 3 трильйони умовних одиниць газу й нафти, доля нафти — 25-30 %).
Станом на кінець ХХ ст. початкові потенційні ресурси нафти України оцінювалися в 1,33 млрд т, а газового конденсату — 376,2 млн т. Державним балансом враховано понад 130 родовищ нафти і понад 151 газового конденсату. Розвіданість початкових потенційних ресурсів нафти складає 33,0 %, газового конденсату — 37,0 %, а ступінь виробленості відповідно 21,6 % та 15,9 %.

Загальна характеристика нафт і нафтових фракцій вуглеводнів

Нафти є природними маслянистими горючими рідинами з своєрідним запахом і густиною частіше за все менше 1 х 103 кг/м3 Вони мають різну консистенцію – від легколетких до густих, малорухливих. Колір нафт у більшості випадків бурий і темно-коричневий (до чорного), рідше жовтий і зеленуватий і, зовсім рідко, зустрічається майже безбарвна, так звана «біла нафта». Хоча нафти різних родовищ значно відрізняються за хімічним складом і властивостями, проте елементний склад їх коливається в досить вузьких межах (%): С = 83-86, Н = 11 -14,0 = 0,2-1,3, N – 0,06-1,7, S = 0,01 -5,0.

Нафти є складними сумішами вуглеводнів і різноманітних кисневих, азотних і сірчистих сполук. В природі зустрічаються нафти, що містять більше гетероатомних органічних сполук, ніж власне вуглеводнів, і такі, що складаються майже виключно с вуглеводнів. З фізичної точки зору нафта розглядається як розчин газоподібних і твердих вуглеводнів в рідині. Природна нафта, що видобувається с надр землі, завжди містить деяку кількість розчинених в ній газів (попутні природні гази), головним чином метану і його гомологів. Як правило, одержувані при фракційній перегонці нафти дистиляти – бензинові, гасові, солярові, масляні і мазут – рідкі речовини. До твердих (при кімнатній температурі) нафтоскладових належать парафіни, церезини і гудрон.

Головне місце в груповому хімічному складі нафт належить вуглеводням – метановим, нафтеновим і ароматичним. Ця обставина використана при побудові хімічної класифікації нафт, основи якої розроблені в ГрозНДІ (Грозненський НДІ).

За переважанням (більше 75% по масі) якого-небудь одного с класів вуглеводнів розрізняють, по-перше, 3 основні класи нафт, а саме:

  • 1) метанові (М),
  • 2) нафтенові (Н),
  • 3) ароматичні (А).

По-друге, розрізняють також 6 змішаних класів нафт, в яких при ~50% по масі якого-небудь одного класу вуглеводнів міститься додатково не менше 25% іншого класу вуглеводнів, тобто класи:

  • 4) метаново-нафтенові (М-Н),
  • 5) нафтеново-метановий (Н-М),
  • 6) ароматично-нафтенові (А-Н),
  • 7) нафтеново-ароматичний (Н-А),
  • 8) ароматично-метанові (А-М),
  • 9) метаново-ароматичний (М-А).

В змішаному (10) типі нафти (М-Н-А) всі класи вуглеводнів містяться приблизно порівну.

Petroleum cm05.jpg
Fuel Barrels.JPG


Клас нафти за груповим хімічним складом вуглеводнів умовно визначають не у всій пробі нафти, а лише в її погонах, що википають до З00 °С. Нафти не тільки різних, але і одного і того ж родовища можуть давати при розгоні фракції, що википають до 300 °С, в різних кількостях. Проте в більшості нафт вуглеводні складають частіше всього 30-50% і лише досить рідко вони переважають вміст інших органічних сполук. Разом с тим такі кисень– і сірковмісні сполуки нафти, як смолянисті і асфальтові речовини, іноді можуть досягати у складі нафт 10-20% и більше. В таких випадках їх відносять до особливої групи смолянистих нафт. Якщо нафти містять ще більше смолянистих і асфальтових речовин, вони відносяться до перехідних утворень між нафтами і природними асфальтами. Тверді залишки, що випарувалися і вивітрені, нафти називаються кір (звідси закіровані породи).

Нафти в природних умовах містять як розчинені в них попутні гази, так і воду, в якій розчинені мінеральні солі. Крім розглянутої вище хімічної класифікації нафт розроблені також технологічні класифікації.

В основу технологічної класифікації нафт покладено: вміст сірки в нафтах і світлих нафтопродуктах, вихід фракцій, що википають до 350 °С, потенційний вміст базових масел (а також індекс їх в'язкості) і парафіну.

За вмістом загальної сірки розрізняють три класи нафт: І – S не більше 0,5% (малосірчисті), II - S = 0,51-2% (сірчисті) і III – S > 2% (високосірчисті). Необхідно відзначити, що як і в процесі утворення ТГК, наприклад гумусного вугілля різної зрілості, так і при складних перетвореннях нафт і ті і інші зазнають метаморфізму. При цьому термін «метаморфізм» слід розуміти не тільки як стадію перетворень органічних речовин вугілля і нафти, а як направлену зміну тих або інших їх властивостей під впливом чинників метаморфізму. Чинники метаморфізму для нафт і вугілля одні і ті ж (теплова дія, тиск, час) і виявляються вони в геологічних умовах приблизно однаково. Проте є й відмінності. Найістотніша з них полягає в тому, що для вуглеутворення каталітичні процеси мають не таке важливе значення, як для нафто утворення, причому процес нафтоутворення є в основному термокаталітичним. Крім того, встановлений генетичний зв'язок процесів перетворення нафт і вугілля. Абсолютно чітка відповідність типу нафт маркам вугілля, що є в тих же або стратиграфічно близьких відкладеннях, свідчить про те, що тип нафт, як і характер вугілля, визначається не тільки вихідним органічним матеріалом і умовами його поховання, але багато в чому й інтенсивністю метаморфізму. Здатність нафти до розділення на більш прості складові частини (фракції, дистиляти) за температурою кипіння (фракційна перегонка або фракціонування), відіграє значну роль у сучасній нафтопереробці й у дослідженнях фракційного, групового й індивідуального вуглеводневого складу нафт і нафтопродуктів. Фракційний склад показує вміст фракцій, що википають у певних температурних межах. Для визначення фракційного складу нафт у лабораторній практиці поширення одержали наступні методи перегонки:

  • 1) низькотемпературна ректифікація – для зріджених газів і фракцій вуглеводнів, що киплять при температурі менше 20 оС;
  • 2) середньотемпературна перегонка – для нафтопродуктів, що википають до 350оС;
  • 3) вакуумна перегонка – для рідин, що википають при температурі вище 350оС;
  • 4) молекулярна дистиляція – для високомолекулярних речовин;
  • 5) перегонка методом одноразового випарювання.

Звичайно нафти густиною менше 0,9 г/см3 починають кипіти при температурі нижче 100 оС. Температура початку кипіння нафти залежить від її хімічного складу, причому при одній і тій же густині нафтенові й ароматичні вуглеводні киплять при більш низькій температурі, ніж метанові. При переробці нафти в лабораторних умовах відбирають наступні фракції:

  • 1) від 40 до 180-200 оС – бензинові фракції, у яких можуть виділяти вузькі відгони:
    • від 40 до 70-90 оС – петролейний ефір і
    • від 160 до 205 оС – лігроїн;
  • 2) від 200 до 300 оС – гасові фракції;
  • 3) 270-350 оС – газойлева фракція;
  • 4) 300-370 оС – солярова фракція;
  • 5) залишок після відгону усіх фракцій називається мазутом.

У промислових умовах перегонка нафти здійснюється одноразовим випарюванням з подальшою ректифікацією, при якій відбирають наступні світлі фракції: бензинову (до 180 оС), гасову (120-315 оС), дизельну чи гасогазойлеву (180-350 оС) і різні проміжні відгони. Світлі фракції за допомогою наступного очищення, змішування, а іноді і після вторинного перегону перетворюються в продукти прямого гону нафти.

До світлих товарних нафтопродуктів прямого перегону відносять бензин (автомобільний і авіаційний), розчинник у лакофарбовому виробництві, що заміняє скипидар («уайт-спірит»), розчинник для гумової промисловості, екстракційний, петролейний ефір, лігроїн (приладовий), гас (освітлювальний, для технічних цілей). Мазут переробляється перегоном під вакуумом для одержання масляних фракцій.

Дистиляційні олії (авіаційні, автомобільні, дизельні, індустріальні і білі), що утворюються після перегону мазуту, відбираються за в'язкістю, а не за температурою кипіння і густиною.

Залишок після перегону мазуту (вище 500оС) називається гудроном, чи напівгудроном у залежності від в'язкості. Використовуються вони для приготування високов'язких мастил, будівельних і дорожніх нафтових бітумів. «Залишковими оліями» називають продукти, що одержують з гудронів екстракцією органічними розчинниками.

Значна частина мазуту використовується як паливо на електростанціях і в суднових двигунах. Деяка кількість мазуту є сировиною для одержання легких моторних палив методами крекінгу. Перегону на олії піддають тільки мазути так званих «масляних нафт», мазути яких у деяких випадках використовуються як мастила без перегонки.

Хімічна природа і утворення. Склад і властивості нафти.

Octane, a hydrocarbon found in petroleum, lines are single bonds, black spheres are carbon, white spheres are hydrogen

За хімічною природою і походженням нафта близька до природних горючих газів, озокериту, а також асфальту. Іноді всі ці горючі копалини об'єднують під загальною назвою петролітів і відносять до ще більшої групи так званих каустобіолітів — горючих мінералів біогенного походження, які включають також торф, буре і кам'яне вугілля, антрацит, сланці. Нафта утворюється разом з газоподібними вуглеводнями на глибині понад 1,2 — 2 км; залягає на глибинах від десятків метрів до 5 — 6 км. Однак на глибинах понад 4,5 — 5 км переважають газові і газоконденсатні поклади з незначною кількістю легких фракцій. Максимальне число покладів нафти розташовується на глибині 1 — 3 км. Поблизу земної поверхні нафта перетворюється в густу мальту, асфальт і інше наприклад, бітумінозні піски і бітуми.

Фізичні властивості

Середня молекулярна маса Н. 220—300 г/моль (рідко 450—470). Густина 0,65-1,05 (звичайно 0,82-0,95 г/см3); нафта, густина якої нижче 0,83, — легка, 0,831-0,860 — середня, вище за 0,860 — важка. Вона містить велике число різних органічних речовин і тому характеризується не температурою кипіння, а температурою початку кипіння рідких вуглеводнів (звичайно >28 °C, рідше > 100 °C — для важких нафт) і фракційним складом — виходом окремих фракцій, що переганяються спочатку при атмосферному тиску, а потім під вакуумом у певних температурних межах, як правило, до 450—500 °С (википає ~ 80 % об'єму проби), рідше 560—580 °С (90-95 %). Т-ра застигання від — 60 до + 30 °C; залежить переважно від вмісту в нафті парафіну і легких фракцій. В'язкість змінюється в широких межах (від 2 до 266 мм2/с для різних нафт), визначається фракційним складом нафти і її температурою, а також вмістом смолисто-асфальтенових речовин. Питома теплоємність 1,7-2,1 кДж/(кг•К); діелектрична проникність 2,0-2,5; електрична провідність від 2•10-10 до 0,3•10-18 Ом-1•см-1.

Колір нафти змінюється від жовтого до чорного забарвлення з ростом її густини. Нафтові вуглеводні (бензин, лігроїн, гас і деякі висококиплячі продукти), як правило, безбарвні, якщо добре очищені. Однак найчастіше крекінг-бензини, гаси, висококиплячі продукти прямої перегонки нафти в залежності від ступеня очищення мають ясно-жовтий і жовтий колір. Для більшості нафт і їхніх фракцій характерна флуоресценція: вони мають синюватий чи зеленуватий колір у відбитому світлі, що пов'язано з присутністю в них хризену, октилнафталіну й інших багатоядерних вуглеводнів ароматичного ряду. Нафти і нафтові фракції з температурою кипіння понад 300оС володіють люмінесценцією – світінням, що виникає при їхньому опроміненні ультрафіолетовими променями. До люмогенних речовин входять нафтенові кислоти, поліциклічні ароматичні вуглеводні і смоли.

Хімічний склад і властивості нафти

Див. також: Аналіз складу нафти, Класифікація вуглеводнів нафт, Груповий хімічний склад нафти

Елементний склад (%): вуглець 80-88, водень 11,0-14,5, сірка 0,01-6 (рідко до 8), кисень 0,005-0,7(рідко до 1,2), азот 0,001-1,8. Основу технологічної класифікації нафти складають: вміст сірки (клас I — малосірчисті Н., що включають до 0,5 % S; клас II — сірчисті Н. з 0,5-2 % S; клас III — високосірчисті Н., що містять понад 2 % S).

Усього в нафті виявлено понад 50 хімічних елементів. Так, нарівні із згаданими в нафті присутні V (10-5 — 10-2%), Ni(10-4 — 10-3%), Cl (від слідів до 2•10-2%) і т. д.

Н. являє собою суміш бл. 1000 індивідуальних речовин, з яких велика частина — рідкі вуглеводні (понад 500 або звичайно 80-90 мас.%) і гетероатомні органічні сполуки (4-5 мас.%), переважно сірчисті (бл. 250), азотисті (понад 30) і кисневі (бл. 85), а також метал-органічні сполуки (в основному ванадієві і нікелеві); інші компоненти — розчинені вуглеводневі гази (C1-C4, від десятих часток до 4 %), вода (від слідів до 10 %), мінеральні солі (головним чином хлориди, 0,1-4000 мг/л і більше), розчини солей органічних кислот і ін., механічні домішки (частинки глини, піску, вапняку).

Вуглеводневий склад. У нафті представлені парафінові (30-35, рідше 40-50 об'ємних %) і нафтенові (25-75 %), ароматичні (10-20, рідше до 35 %) і змішаної (гібридної) будови — парафіно-нафтенові, нафтено-ароматичні тощо.

Груповий склад вуглеводнів нафти – кількісна характеристика складу нафти або її фракцій за класами вуглеводнів, що входять до них – метанових, нафтенових і ароматичних. Син. – груповий склад нафти, вуглеводневий склад нафти.

Поверхнево-активні речовини нафтинафтенові кислоти, смоли, асфальтени і інші речовини, вміст яких у нафті зменшує її поверхневий натяг на межі з водою і сприяє утворенню абсорбційних шарів цих речовин на стінках порожнин.

Проба нафти

ПРОБА ПЛАСТОВОЇ НАФТИ– проба нафти, піднята з вибою свердловини глибинним пробовідбірником зі зберіганням пластового тиску, яка використовується при вивченні властивостей пластової нафти на спеціальній апаратурі.

ПРОБА НАФТИ РЕКОМБІНОВАНА – штучно створений взірець пластової нафти з сепарованої нафти і газу, відібраних з гирла свердловини чи сепараційного устаткування.

Технологічні властивості

Нафта — легкозаймиста рідина, температура спалаху від −35 до +120 °C (залежить від фракційного складу і вмісту в ній розчинених газів). Питома теплота згоряння (нижча) 43,7-46,2 МДж/кг. Нафта розчинна в органічних розчинниках, у звичайних умовах не розчинна у воді, але може утворювати з нею стійкі емульсії. У технології для відділення від нафти води і розчинених у ній солей проводять зневоднення і знесолювання.

Товарні властивості нафти – фракційний і груповий склади нафти, вміст сірки і масел, теплота згоряння.

Природний попутний газ у нафті

Нафта завжди в тій або іншій кількості містить розчинені попутні гази. Верхньою межею газонасиченості є тиск насичення, величина якого залежить від складу нафти і газу та умов знаходження покладу. Не дивлячись на те що в нафтогазоносних басейнах газонасиченість нафт коливається в широкому інтервалі, середні її значення залишаються досить близькими. Так, середній газовий чинник для нафт країн СНД в цілому може бути прийнятий рівним 48 м3/т при коливаннях фонових значень в межах 20 – 110 м3/т. Для стародавніх платформ середня газонасиченість (47 м3/т) дещо нижче, ніж для молодих платформ (55 м3/т).

В межах окремих нафтогазоносних басейнів також спостерігаються закономірності в поведінці газонасиченості нафт. Так, для більшості з них спостерігається зростання газового чинника при збільшенні глибини залягання вміщаючих відкладів з наближенням до зон глибокого занурення фундаменту, а також в районах газонакопичення. Таким чином, слід підкреслити, що величина газового чинника нафт суттєво залежить від місцевих, локальних причин, що викликає істотний діапазон її коливань в окремих районах і продуктивних горизонтах. Проте середнє значення газонасиченості, що відображає більш загальні умови взаємовідношення нафти і газу, зберігається досить постійним.

Видобуток нафти

Pumpjack pumping an oil well near Lubbock, Texas
Найбільші світові виробники нафти
Продукування нафти у 1960-2003 рр. (без СРСР)[3]

У 1938 р. світовий видобуток складав біля 280 млн т, в 1950 — 550 млн т, в 1960 р. понад 1 млрд т, а в 1970 понад 2 млрд т. У 1973 р. — перевищив 2,8 млрд т, а у 2004 р. склав біля 5,2 млрд т, у 2005 р. — 3,6 млрд т (без урахування газового конденсату), причому Росія вийшла на перше місце, добувши 461 млн т, Саудівська Аравія — 458 млн т, США — 256 млн т (За даними «Oil and Gas Journal»). Усього з початку промислового видобутку (з кінця 1850-х рр.) до кінця 1973 р. в світі було видобуто з надр 41 млрд т нафти, з яких половина припадає на 1965 — 1973 рр.

До середини 1970-х світовий видобуток нафти подвоювався приблизно кожне десятиріччя, потім темпи його зростання сповільнилися.

Світовий видобуток нафти, 2003
Країна Видобуток, млн. тонн Доля світового ринку (%)
Саудівська Аравія 470 12,7%
Росія 419 11,3%
США 348 9,4%
Іран 194 5,2%
Мексика 189 5,1%
Китай 165 4,4%
Норвегія 151 4,1%
Венесуела 149 4%
Канада 138 3,7
Об'єднані Арабські Емірати 120 3,2
Загальна доля світового ринку 1370 36,9%
Світовий видобуток нафти 3710 100%

За нинішніх темпів споживання розвіданої нафти вистачить приблизно на 40 років, нерозвіданої — ще на 10 — 50 років. За останні 35 років споживання нафти виросло з 20 до 30 млрд барелів на рік.

Крім «традиційної» нафти, яку видобувають свердловинним способом, також є великі запаси нафти (3400 млрд барелів) у нафтових пісках Канади і Венесуели. Цієї нафти за нинішніх темпів споживання вистачить на 110 років.

Переробка нафти. Нафтопродукти та їх характеристики.

Див. Перегонка нафти, Каталітичні процеси переробки нафти

Підготовка нафти до переробки

Видобуток нафти супроводжується вилученням із природних підземних резервуарів значних кількостей газу, води, механічних домішок і солей. При надходженні на поверхню газ, розчинений у нафті, відокремлюють від неї за допомогою системи сепарації. Найбільш легкі компоненти вуглеводних газів відокремлюють від нафти в нафтових трапах, колонках і мірниках. Найважчі вуглеводні гази відокремлюють від нафти в газових сепараторах. У трапі також відбувається очищення газу від нафтового пилу. Відділення газу від нафти і пилу в трапі відбувається за рахунок зміни тиску і швидкості нафтового потоку, що рухається. Для поліпшення процесу сепарації суміш, що надходить у трап, розприскують, для чого в трапах установлюють ґрати, відбійники, тарілки й ін. пристосування. Для поділу продуктів фонтанування високого тиску (вище 20 атм.) застосовують східчасту сепарацію, при якій досягається грубе фракціонування газу і використовується пластовий тиск для транспорту газу. Відділена від газу нафта спрямовується в промислові резервуари, а звідти на нафтопереробні заводи.

При відділенні газу від нафти в трапах і інших пристроях відокремлюється й основна маса води і механічних домішок. Відділення домішок і води відбувається також при відстоюванні і збереженні нафти в промислових резервуарах. Присутність у нафті механічних домішок утруднює її транспортування по трубопроводах і переробку, викликає ерозію внутрішніх поверхонь труб нафтопроводів і утворення відкладень у теплообмінниках, печах і холодильниках, що приводить до зниження коефіцієнту теплопередачі, підвищує зольність залишків від перегонки нафти (мазуту і гудронів), сприяє утворенню стійких емульсій. Крім того, у процесі видобутку й транспортування нафти відбувається вагома втрата легких компонентів нафти – (метан, етан, пропан і т.д. включаючи бензинові фракції) – приблизно до 5% від фракцій, що википають до 100°С. З метою зниження витрат на переробку нафти, викликаних втратою легких компонентів і надмірним зношуванням нафтопроводів і апаратів переробки, нафта піддається попередній обробці. Для скорочення втрат легких компонентів здійснюють стабілізацію нафти, а також застосовують спеціальні герметичні резервуари зберігання нафти. Від основної кількості води й твердих частинок нафту звільняють шляхом відстоювання в резервуарах на холоді або при підігріві. Остаточно їх збезводнюють і знесолюють на спеціальних установках. Однак вода й нафта часто утворюють важко роздільну емульсію, що сильно сповільнює або навіть перешкоджає зневоднюванню нафти. У загальному випадку емульсія – це система із двох взаємно нерозчинних рідин, у яких одна розподілена в іншій у зваженому стані у вигляді дрібних крапель. Існують два типи нафтових емульсій: нафта у воді, або гідрофільна емульсія, і вода в нафті, або гідрофобна емульсія. Частіше зустрічається гідрофобний тип нафтових емульсій. Утворенню стійкої емульсії передують зниження поверхневого натягу на границі розділення фаз і створення навколо частинок дисперсної фази міцного адсорбційного шару. Такі шари утворюють треті речовини – емульгатори. До гідрофільних емульгаторів належать лужні мила, желатин, крохмаль. Гідрофобними є добре розчинні в нафтопродуктах лужноземельні солі органічних кислот, смоли, а також дрібнодисперсні частинки сажі, глини, оксидів металів і т.і.

Переробка нафти

Файл:Iraq-oil-power.jpg
Нафтопереробний завод

Усі процеси переробки нафти пов'язані з нагріванням чи охолодженням, що вимагає всебічного вивчення теплових властивостей нафт і нафтопродуктів.

Чим легша нафта чи її фракція, тим більше значення її коефіцієнта теплового розширення. Питома теплоємність нафт при температурах від 0 до 50оС коливається у вузьких межах – від 1,7 до 2,1 Дж/кг. Найчастіше з підвищенням густини нафти вона зменшується. Теплоємність окремих відгонів однієї і тієї ж нафти зменшується в міру підвищення густини, молекулярної маси фракцій і залежить від хімічного складу нафтопродукту і температури.

Теплота випару нафтових дистилятів при атмосферному тиску складає 160-320 кДж/кг. Теплота згоряння нафт коливається від 40 до 45 МДж/кг, причому вона тим більше, чим менше густина нафти чи фракцій.

При переробці нафти основна маса процесів супроводжується хімічними реакціями, розчиненням, адсорбцією, абсорбцією і змочуванням поверхонь реакторів, що протікають з поглинанням чи виділенням тепла. Тепловий ефект процесу в цілому складається з теплот цих етапів.

Розчинення вуглеводневих газів і нафтової пари у рідких нафтопродуктах супроводжується виділенням тепла, яке дорівнює теплоті їхньої конденсації. Розчинення твердих вуглеводнів у рідких нафтопродуктах звичайно супроводжується поглинанням тепла.

При адсорбції газів і нафтової пари на поверхні твердих тіл виділяється теплота, кількість якої залежить від природи речовини, яка адсорбується, й адсорбенту. При зануренні твердої речовини в рідкий нафтопродукт виділяється теплота змочування, величина якої залежить від природи речовини і хімічного складу нафтопродукту.

Для різних нафт поверхневий натяг на границі з повітрям коливається в межах 25-30 мН/м. Нафтопродукти, погано очищені від полярних домішок, також мають низький поверхневий натяг на границі з водою. Для добре очищених бензинів і олій поверхневий натяг становить до 50 мН/м. Найбільший поверхневий натяг при температурі 20оС мають ароматичні вуглеводні, найменший – алкани, а нафтени й олефіни займають проміжне положення.

Поверхневий натяг вуглеводнів і нафтових фракцій лінійно зменшується з підвищенням температури і при критичній температурі дорівнює нулю. Зі збільшенням тиску поверхневий натяг у системі газ-рідина зменшується.

Дерево нафтопродуктів: основні продукти, які отримують з нафти та газу

Для нафт і нафтопродуктів, як для складних сумішей, немає однієї точки затвердіння чи точки плавлення, а характерна наявність температурних інтервалів затвердіння і плавлення. Рідка нафта звичайно застигає при температурі близько -20оС, але іноді і при +10оС, що залежить від вмісту в ній твердих парафінів. Найбільш низьку температуру затвердіння (до -80оС) мають бензини.

Температурою спалаху називають температуру, при якій з нафтопродукту, що нагрівається в стандартних умовах, виділяється стільки пари, що вони при піднесенні відкритого полум'я і доступності повітря загоряються з коротким спалахом, утворюючи легке полум'я, що перебігає, й відразу ж гасне. Чим вище температура кипіння нафтопродуктів, тим вище температура їхнього спалахування. Бензинові фракції мають температуру спалаху до -40 оС, гасові – понад 28 оС, масляні від 130 до 350 оC. Температура спалахування дає уявлення про те, наскільки дані продукти багаті легколеткими фракціями, і вказує на ступінь пожежонебезпеки і вибухонебезпеки стосовно нафтопродуктів.

Температура самозаймання – це та температура, при якій нафтопродукт при наявності кисню повітря загоряється без зіткнення рідини чи її пари з полум'ям або іскрою, а тільки внаслідок підігріву ззовні (через стінку). Для бензину вона дорівнює 420-530оС, гасу – 380-440оС, газойлю – 340-360оС й реактивного палива – 380оС. Алкани мають найнижчу температуру самозаймання (пентан – 284,4 оС), нафтени – середню (циклопентан -385оС) і арени – найвищу (бензол – 591,7оС).

Показник заломлення нафтопродуктів визначають при проходженні світлового променя з повітря в нафтопродукт, і тому він завжди більше одиниці. Для вуглеводнів різних класів, при однаковій кількості атомів вуглецю в молекулах, найменшою рефракцією володіють алкани, потім ідуть олефіни, нафтени й арени. Показник заломлення суміші вуглеводнів є адитивною функцією її складу і тому використовується при визначенні структурно-групового вуглеводного складу олій.

Майже усі нафти і їх важкі відгони мають здатність обертати площину поляризації променів світла, причому для більшості з них характерне слабке праве обертання. Оптична активність зростає з підвищенням температури кипіння фракції. Штучні нафти, на відміну від природних, оптичної активності не виявляють. Оптичну активність природних нафт пояснюють наявністю в них продуктів розкладання холестерину і фітостерину, тобто характерних стеринів, що містяться в рослинах і тваринах. Це приводиться як один з доказів органічного походження нафти.

Безводні нафти і нафтопродукти є діелектриками, і деякі з них застосовуються як електроізоляційний матеріал (парафін) чи ізолююче середовище (трансформаторна олія) у трансформаторах, масляних реостатах і вимикачах. Діелектрична проникність нафт і нафтопродуктів у порівнянні з іншими діелектриками невелика і їх діелектрична постійна коливається в межах 1,86-2,5. Вивчення діелектричних властивостей олій різного групового складу показало, що найбільш стійкими електричними параметрами володіють олії, що не мають ароматичних вуглеводнів, асфальто-смолистих речовин і твердих парафінів.

Нафта і нафтопродукти при терті (заповненні сховищ і перекачуванні з великою швидкістю по трубах, а також фільтрації) сильно електризуються і на їхній поверхні можуть накопичуватися заряди статичної електрики, у зв'язку з чим можуть відбуватися вибухи і пожежі. Найбільш небезпечні в цьому відношенні світлі нафтопродукти, що особливо сильно електризуються. Для запобігання вибухів і пожеж апаратуру, трубопроводи і резервуари заземлюють, а також застосовують спеціальні антистатичні присадки до нафтопродуктів. З водою ані нафти, ані нафтопродукти практично не змішуються, а їхня взаємна розчинність дуже мала і не перевищує сотих часток відсотка. У нафтових вуглеводнях вода розчиняється в невеликих кількостях – від 0,003 до 0,13% при 40 оС. Розчинність води підвищується з ростом температури і зниженням молекулярної маси вуглеводнів. Взаємна розчинність води і нафтопродуктів має велике практичне значення в зв'язку з можливістю виділення з моторного палива мікрокрапельок чи кристаликів води, що може ускладнювати роботу двигунів.

Важливе значення в хімії нафти має питання про дію на нафту і нафтопродукти різних органічних розчинників. Аполярні розчинники цілком розчиняють нафту і нафтопродукти крім твердих парафінів і церезинів. Спирти розчиняють нафтопродукти вибірково. Полярні органічні розчинники (анілін, нітробензол, фенол) добре розчиняють ароматичні вуглеводні і не розчиняють алкани і нафтени. Повна розчинність нафтових вуглеводнів настає тільки при певній температурі, яку називають критичною температурою розчинення (КТР). У практиці дослідження хімічного складу нафтопродуктів велике поширення одержали КТР у аніліні – так звані анілінові точки (АТ). Найбільш низькі анілінові точки в аренів, середні в нафтенів і олефінів і максимальні в алканів.

Вибірковість дії розчинників покладена в основу методу холодного фракціонування нафти". Метод вибірного дробового холодного розчинення й осадження застосовується при очищенні олій.

Нафтопродукти є добрими розчинниками жирів, олій, йоду, сірки, каучуку, причому розчинна здатність до жирів тим вище, чим більше в них аренів.

Застосування

Нафта — найважливіше джерело рідкого палива, мастил, сировина для синтетичних матеріалів тощо. Нафта займає провідне місце в світовому паливно-енергетичному господарстві. Її частка в загальному споживанні енергоресурсів безперервно зростає: 3 % в 1900 р., 5 % перед Першою світовою війною 1914—1918 рр., 17,5 % напередодні Другої світової війни 1939—1945 рр., 24 % у 1950 р., 41,5 % у 1972 р., 48 % в 2004 р. У перспективі ця частка буде меншати внаслідок зростання застосування атомної і інших видів енергії, а також збільшення вартості видобутку.

Дивись також

Література

Примітки

  1. Староукраїнська назва нафти — кип'ячка та ропа трапляються в документах XVI ст.
  2. Ропа, Ропянка, Ропиця — назви багатьох карпатських сіл, в яких відомі виходи нафти на земну поверхню.
  3. http://www.eia.doe.gov/emeu/aer/pdf/pages/sec11_10.pdf

Лінки


Шаблон:Link FA