З яких хімічних елементів складається нафту. Основні фізико-хімічні властивості нафти та її склад

Знання хімічного складу природних нафтових систем є відправною точкою для прогнозування їх фазового стану та властивостей фаз за різних термобаричних умов, що відповідають процесам видобутку, транспортування та переробки нафтових сумішей. Тип суміші - нафта, газоконденсат або газ - також залежить від її хімічного складу та поєднання термобаричних умов у покладі. Хімічний склад визначає можливий стан компонентів нафтових систем за цих умов - молекулярний або дисперсний.

;Нафтові системи відрізняються різноманіттям компонентів, здатних перебувати у молекулярному чи дисперсному стані залежно від зовнішніх умов. Серед них зустрічаються найбільш і найменш схильні до різноманітних міжмолекулярних взаємодій (ММВ), що в результаті обумовлює асоціативні явища та вихідну дисперсність нафтових систем за нормальних умов.

Хімічний склад для нафти розрізняють як елементний та речовий.

Основними елементами складу нафти є вуглець(83,5-87%) та водень(11,5-14%). Крім того, у нафті присутні:

• сіркау кількості від 0,1 до 1-2 % (іноді її вміст може сягати 5-7 %, у багатьох нафтах сірки практично немає);
• азоту кількості від 0,001 до 1 (іноді до 1,7%);
• кисень(зустрічається не в чистому вигляді, а в різних сполуках) у кількості від 0,01 до 1% і більше, але не перевищує 3,6%.

З інших елементів у нафті присутні залізо, магній, алюміній, мідь, олово, натрій, кобальт, хром, германій, ванадій, нікель, ртуть, золото та інші. Однак вміст їх менше 1%.

У речовому плані нафта в основному складається з вуглеводнів і гетероорганічних сполук.

Вуглеводні

Вуглеводні(УВ) являють собою органічні сполуки вуглецю та водню. У нафті переважно містяться такі класи вуглеводнів:

Алкани

Алканиабо парафінові вуглеводні– насичені (граничні) УВ із загальною формулою C n H 2n+2. Зміст їх у нафти становить 2 - 30-70%. Розрізняють алкани нормальної будови ( н-алкани – пентанта її гомологи), изостроения ( ізоалкани - ізопентанта ін) та ізопреноїдної будови ( ізопрени – пристань, фітанта ін.).

У нафті присутні газоподібні алкани від З 1до З 4(у вигляді розчиненого газу), рідкі алкани З 5 – З 16, складають основну масу рідких фракцій нафти та тверді алкани складу З 17 – З 53і більше, які входять у важкі нафтові фракції та відомі як тверді парафіни. Тверді алкани присутні у всіх нафтах, але зазвичай у невеликих кількостях - від десятих часток до 5% (мас.), у поодиноких випадках - до 7-12% (мас.).

У нафті присутні всілякі ізомери алканів: моно-, ді-, три-, тетразаміщені. З них превалюють переважно монозаміщені, з одним розгалуженням. Метилзаміщені алкани за рівнем спадання розташовуються в ряд: 2-метилзаміщені алкани > 3-метилзаміщені алкани > 4-метилзаміщені алкани.

До 60-х років відноситься відкриття в нафтах розгалужених алканів ізопреноїдного типу з метальними групами в положеннях 2, 6, 10, 14, 18 і т. д. Виявлено більше двадцяти таких ПВ переважно складу З 9-20. Найбільш поширеними ізопреноїдними алканами у будь-яких нафтах є фітан З 20 Н 42і пристань З 19 Н 40, Зміст яких може доходити до 1,0 -1,5% і залежить від генези та фаціальної обстановки формування нафт.

Таким чином, алкани в різних пропорціях входять до складу всіх природних сумішей та нафтопродуктів, а їх фізичний стан у суміші – у вигляді молекулярного розчину або дисперсної системи – визначається складом, індивідуальними фізичними властивостями компонентів та термобаричними умовами.

Циклоалкани

Циклоалканиабо нафтенові вуглеводні- Насичені аліциклічні УВ. До них відносяться моноциклічні із загальною формулою C n H 2n, біциклічні – C n H 2n-2, трициклічні – C n H 2n-4, тетрациклічні – C n H 2n-6.

За сумарним змістом циклоалкани у багатьох нафтах переважають над іншими класами ПВ: їх вміст коливається від 25 до 75% (мас.). Вони є у всіх нафтових фракціях. Зазвичай їх вміст зростає у міру обтяження фракцій. Загальний вміст нафтенових вуглеводнів у нафті зростає зі збільшенням її молекулярної маси. Виняток становлять лише масляні фракції, у яких вміст циклоалканів падає за рахунок збільшення кількості ароматичних вуглеводнів.

З моноциклічних УВ нафти присутні переважно п'яти- і шестичленные ряди нафтенових УВ. Розподіл моноциклічних нафтенів за нафтовими фракціями, їх властивості вивчені набагато повніше порівняно з поліциклічними нафтенами, присутніми в середньо- та висококиплячих фракціях. У низькокиплячих бензинових фракціях нафт містяться переважно алкілпохідні циклопентануі циклогексану[від 10 до 86% (мас.)], а у висококиплячих фракціях - поліциклоалканиі моноциклоалканиз алкільними заступниками ізопреноїдної будови (т.зв. гібридні УВ).

З поліциклічних нафтенів у нафтах ідентифіковано лише 25 індивідуальних біциклічних, п'ять трициклічних та чотири тетра- та пентациклічних нафтена. Якщо в молекулі кілька нафтенових кілець, останні, як правило, сконденсовані в єдиний поліциклічний блок.

Біциклани 7 - 9найчастіше присутні у нафтах яскраво вираженого нафтенового типу, у яких їх вміст досить високий. Серед цих вуглеводнів виявлено (у порядку зменшення вмісту): біциклеоктан (пенталан), біциклооктан, біциклооктан, біциклононан (гідриндан), біциклогептан (норборнан)та їхні найближчі гомологи. Із трицикланів у нафтах домінують алкілпергідрофенантрени.

Тетрацикланинафти представлені головним чином похідними циклопентано-пергідрофенантрену - стеранами.

До пентацикланамнафтою відносяться вуглеводні ряду гопана, лупана, фріделана.

Достовірних відомостей про ідентифікацію поліциклоалканівз великою кількістю циклів немає, хоча на основі структурно-групового та масспектрального аналізу можна висловити припущення про присутність нафтенів з числом циклів, більшим за п'ять. За деякими даними, висококиплячі нафтени містять у молекулах до 7-8 циклів.

Відмінності у хімічній поведінці циклоалканів часто зумовлені наявністю надлишкової енергії напруги. Залежно від розмірів циклу циклоалкани поділяють на малі 3 , 4- хоч циклопропані циклобутану нафтах не виявлено), нормальні ( З 5 -З 7), середні ( C 8 -З 11) та макроцикли (від C 12и більше). В основі цієї класифікації лежить залежність між розміром циклу і напругами, що виникають в ньому, що впливають на стабільність. Для циклоалканіві, передусім, їх різних похідних, характерні перегрупування зі зміною розмірів циклу. Так, при нагріванні циклогептану з хлоридом алюмінію утворюється метилциклогексан, а циклогексан при 30-80°С перетворюється на метилциклопентан. П'яти-і шестичленні вуглецеві цикли утворюються набагато легше, ніж менші та більші цикли. Тому в нафтах зустрічається набагато більше похідних циклогексану та циклопентану, ніж похідних інших циклоалканів.

На основі дослідження в'язкісно-температурних властивостей алкілзаміщених моноциклогексанів у широкому інтервалі температур з'ясовано, що заступник у міру його подовження зменшує середній ступінь асоціації молекул. Циклоалкани, на відміну від н-алканівз таким самим числом вуглецевих атомів, що знаходяться в асоційованому стані при вищій температурі.

Арени

Арениабо ароматичні вуглеводні- сполуки, в молекулах яких присутні циклічні вуглеводні з π-сполученими системами. Зміст їх у нафті змінюється від 10-15 до 50% (мас.). До них відносяться представники моноциклічних: бензолта його гомологи ( толуол, о-, м-, п-ксилолта ін), біциклічні: нафталінта його гомологи, трициклічні: фенантрен, антрацента їх гомологи, тетрациклічні: пірента його гомологи та інші.

На основі узагальнення даних по 400 нафтам показано, що найбільші концентрації аренів (37%) характерні для нафти нафтенової основи (типу), а найменші (20%) - для нафт парафінового типу. Серед нафтових арен переважають сполуки, що містять не більше трьох бензольних циклів у молекулі. Концентрації аренів у дистилятах, що киплять до 500°С, як правило, знижуються на один-два порядки в наступному ряді сполук: бензоли >> нафталіни >> фенантрени >> хризени >> пірени >> антрацени.

Загальною закономірністю є зростання вмісту арен з підвищенням температури кипіння. При цьому арени вищих фракцій нафти характеризуються невеликим числом ароматичних кілець, а наявністю алкільних ланцюгів та насичених циклів у молекулах. У бензинових фракціях виявлено всі теоретично можливі гомологи аренів C 6 -C 9. Вуглеводні з малим числом бензольних кілець домінують серед арен навіть у найважчих нафтових фракціях. Так, за експериментальними даними моно-, бі-, три-, тетра- та пентаарени становлять відповідно 45-58, 24-29, 15-31, 1,5 і до 0,1 % від маси ароматичних вуглеводнів у дистилятах 370-535 ° З різних нафт.

Моноарени нафт представлені алкілбензолами. Найважливішими представниками висококиплячих нафтових алкілбензолів є УВ, що містять у бензольному ядрі до трьох метильних та один довгий заступник лінійної, α-метилалкільної або ізопреноїдної будови. Великі алкільні замісники в молекулах алкілбензолів можуть містити понад 30 вуглецевих атомів.

Головне місце серед нафтових аренів біциклічної будови (діарени) належить провідним нафталінам, які можуть становити до 95 % від суми діаренів та містити до 8 насичених кілець у молекулі, а другорядне – похідним дифенілу та дифенілалканів. У нафтах ідентифіковано всі індивідуальні алкілнафталіни З 11, З 12і багато ізомери З 13 -C 15. Зміст дифенілів у нафтах набагато нижче вмісту нафталінів.

З нафтенодіаренів у нафтах виявлено аценафтен, флуорен та ряд його гомологів, що містять металеві заступники у положеннях 1-4.

Тріарени представлені в нафтах похідними фенантрену та антрацену (з різким переважанням перших), які можуть містити в молекулах до 4-5 насичених циклів.

Нафтові тетраарени включають вуглеводні рядів хризену, пірену, 2,3- і 3,4-бензофенантрену і трифенілену.

Підвищена схильність аренів, особливо поліциклічних, до молекулярних взаємодій зумовлена ​​низькою енергією збудження у процесі гомолітичної дисоціації. Для сполук типу антрацену, пірена, хризена тощо характерна низька ступінь обмінної кореляції π–орбіталей та підвищена потенційна енергія ММВ через виникнення обмінної кореляції електронів між молекулами. З деякими полярними сполуками арени утворюють досить стійкі молекулярні комплекси.

Взаємодія π–електронів у бензольному ядрі призводить до поєднання вуглець-вуглецевих зв'язків. Наслідком ефекту сполучення є такі властивості аренів:

• плоска будова циклу з довжиною З-З-зв'язку (0,139 нм), що займає проміжне значення між простим і подвійним З-З-зв'язком;
• еквівалентність всіх С-З-зв'язків у незаміщених бензолах;
• схильність до реакцій електрофільного заміщення протона різні групи порівняно з участю в реакціях приєднання по кратним зв'язкам.

Церезини

Гібридні вуглеводні (церезини)– вуглеводні змішаної будови: парафіно-нафтенової, парафіно-ароматичної, нафтено-ароматичної. В основному, це тверді алкани з домішкою довголанцюгових ПВ, що містять цикланове або ароматичне ядро. Вони є основною складовою парафінових відкладень у процесах видобутку та підготовки нафт.

Походження нафти

Властивості нафти

Фізичні властивості

Середня молекулярна маса

густина

легкой, 0,831-0,860 - середньоївище 0,860 - важкий.

(зазвичай > фракційним складом

Температура кристалізації парафіну легких фракцій

В'язкість фракційним складомнафти та її температурою

Питома теплоємність 1,7-2,1 кДж/(кг∙К).

43,7-46,2 МДж/кг.

2,0-2,5

від до .

Температура спалаху

Хімічний склад

Загальний склад

Нафта є сумішшю близько 1000 індивідуальних речовин, з яких більша частина - рідкі вуглеводні (> 500 речовин або зазвичай 80-90 % за масою) і гетероатомні органічні сполуки (4-5 %), переважно сірчисті (близько 250 речовин), азотисті ( >

Вуглеводневий склад

парафінові нафтенові (10-20, рідше 35%) та з мішаного

Геологія нафти

Породи, що укладають нафту, мають порівняно високу пористість і достатню для її вилучення проникністю. Породи, що допускають вільне переміщення та накопичення в них рідин та газів, називаються колекторами. Пористість колекторів залежить від ступеня відсортованості зерен, їх форми та укладання, а також від наявності цементу. Проникність визначається розміром пір та їх сполученістю. Найголовнішими колекторами нафти є піски, пісковики, конгломерати, доломіти, вапняки та інші добре проникні гірські породи, ув'язнені серед таких слабопроникних порід, як глини або гіпси. За сприятливих умов колектори можуть бути тріщинувати метаморфічні і вивержені породи, що знаходяться в сусідстві з осадовими нафтоносними породами.

Різного типу поклади нафти в гідравлічно незамкнених (1-3) та замкнутих (4-6) пастках: 1 - пластові склепіння нафтові та газонафтові поклади; 2 - масивна склепіння газонафтова поклад; 3 - нафтова поклад у виступі палеорельєфу, первинного (напр., рифу) або вторинного (ерозійного); 4 - нафтова поклад, екранована стратиграфічною незгодою; 5 - нафтова поклад у пастці первинного (фаціального, літологічного) виклинювання колектора; 6 - тектонічно екранована поклад нафти; а – нафта; б – газ; в – вода.

Часто нафтова поклад займає лише частина колектора і тому залежно від характеру пористості та ступеня цементації породи (гетерогенності покладу) виявляється різний ступінь насиченості нафтою окремих її ділянок у межах покладу.

Зазвичай нафту поклади супроводжується водою, яка обмежує поклад вниз падіння шарів чи всій її підошві. Крім того, у кожному покладі нафти разом із нею знаходиться т.з. плівкова, або залишкова вода, що обволікає частинки порід (пісків) і стінки пір. У разі виклинювання порід колектора або обрізання його скидами, насувами тощо диз'юнктивними порушеннями поклад може або повністю, або частково обмежуватися слабопроникними породами. У верхніх частинах нафтового покладу іноді зосереджується газ (т.зв. «газова шапка»).

При видобутку нафти свердловинами не вдається повністю витягти всю нафту з покладу, багато її залишається у надрах земної кори. Для повного вилучення нафти застосовуються спеціальні прийоми, у тому числі велике значення має спосіб заводнення (законтурного, внутриконтурного, осередкового) . Нафта в покладі перебуває під тиском, внаслідок чого розтин покладу, особливо першими свердловинами, супроводжується ризиком газонафтопрояв (дуже рідко фонтанними викидами нафти).

Запропоновано кілька класифікацій родовищ та покладів нафти як у Росії, і там. Нафтові родовища відрізняються один від одного на кшталт структурних форм та умов їх утворення. Поклади нафти і газу різняться один від одного за формами пасток-колекторів та за умов утворення в них накопичень нафти.

Сорти нафти

Введення сортності необхідно у зв'язку з різницею складу нафти (змісту сірки, різного вмісту груп алканів, наявності домішок) залежно від родовища. Стандартом для цін служить нафта сортів WTI та Light Sweet (для західної півкулі та взагалі орієнтиром для інших сортів нафти), а також Brent (для ринків Європи та країн ОПЕК).

Щоб спростити експорт, були придумані деякі стандартні сорти нафти, пов'язані або з основним родовищем, або з групою родовищ. Для Росії це важка Urals та легка нафта Siberian Light. У Великобританії – Brent, у Норвегії – Statfjord, в Іраку – Kirkuk, у США – Light Sweet та WTI. Часто буває, що країна виробляє два сорти нафти – легку та важку. Наприклад в Ірані це Iran Light та Iran Heavy.

Очищення нафти

Перший завод з очищення нафти було побудовано Росії у 1745 року, під час правління Єлизавети Петрівни, на Ухтинском нафтовому промислі. У Санкт-Петербурзі та Москві тоді користувалися свічками, а малих містах - лучинами. Але вже тоді в багатьох церквах горіли лампи, що згасали. У них наливалася гірська олія, яка була нічим іншим, як сумішшю очищеної нафти з олією.

Наприкінці XVIII століття було винайдено гасову лампу. З появою ламп зріс попит на гас. Очищення нафти - видалення з нафтопродуктів небажаних компонентів, що негативно впливають на експлуатаційні властивості палив та олій. Хімічна очистка проводиться шляхом впливу різних реагентів на компоненти, що очищаються продуктів. Найбільш простим способом є очищення 92-96% сірчаною кислотою або олеумом, що застосовується для видалення ненасичених та ароматичних вуглеводнів. Фізико-хімічне очищення проводиться за допомогою розчинників, вибірково видаляють небажані компоненти з продукту, що очищається. Неполярні розчинники (пропан і бутан) використовуються для видалення залишків переробки нафти (гудронів) ароматичних вуглеводнів (процес деасфальтації). Полярні розчинники (фенол та ін) застосовуються для видалення поліциклічних ароматичних вуглеців з короткими бічними ланцюгами, сірчистих та азотистих сполук з масляних дистилятів. При адсорбційному очищенні з нафтопродуктів видаляються ненасичені вуглеводні, смоли, кислоти та ін. Адсорбційне очищення здійснюють при контактуванні нагрітого повітря з адсорбентами або фільтрацією продукту через зерна адсорбенту. Каталітичне очищення - гідрогенізація в м'яких умовах, що застосовується для видалення сірчистих та азотистих сполук.

Застосування нафти.

Безпосередньо сира нафта практично не застосовується (сира нафта поряд з нерозином застосовується для піскозахисту – закріплення барханних пісків від видування вітром під час будівництва ЛЕП та трубопроводів). Для отримання з неї технічно цінних продуктів, головним чином моторних палив, розчинників, сировини для хімічної промисловості, її переробляють. Нафта посідає чільне місце у світовому паливно-енергетичному балансі: частка у загальному споживанні енергоресурсів становить 48 %. У перспективі ця частка зменшуватиметься внаслідок зростання застосування атомної та інших видів енергії, а також збільшення вартості та зменшення видобутку.

У зв'язку з швидким розвитком у світі хімічної та нафтохімічної промисловості, потреба в нафті збільшується не тільки з метою підвищення вироблення палив та олій, але і як джерела цінної сировини для виробництва синтетичних каучуків та волокон, пластмас, ПАР, миючих засобів, пластифікаторів, присадок, барвників та ін (більше 8 % від обсягу світового видобутку). Серед вихідних речовин, що отримуються з нафти, для цих виробництв найбільше застосування знайшли: парафінові вуглеводні - метан, етан, пропан, бутани, пентани, гексани, а також високомолекулярні (10-20 атомів вуглецю в молекулі); нафтенові; ароматичні вуглеводні – бензол, толуол, ксилоли, етилбензол; олефінові та діолефінові - етилен, пропілен, бутадієн; ацетилен. Нафта унікальна саме комбінацією якостей: висока щільність енергії (на тридцять відсотків вище, ніж у найякіснішого вугілля), нафту легко транспортувати (порівняно з газом або вугіллям, наприклад), нарешті, з нафти легко отримати масу вищезгаданих продуктів. Виснаження ресурсів нафти, зростання цін на неї та ін причини викликали інтенсивний пошук замінників рідких палив.

Також продукти нафтопереробки використовують у панелях сонячних батарей. Сонячні панелі можуть допомогти домовласникам та бізнесменам використовувати поновлювані та енергії, тобто енергію сонячного світлаАле більшість панелей, як і раніше, складаються з нафтових смол, а пластмасові деталі з фотоелектричних елементів. Незабаром це можуть відбутися зміни, оскільки багато компаній почали розробляти нові біо-смоли та біопластик, які могли б замінити компоненти батарей на нафтовій основі.

Як вже було сказано, в Росії виробляється нафта сорту Urals, яка виходить змішанням важкої, високосірчистої нафти Уралу та Поволжя з легкою західносибірською нафтою.

Urals - сорт високосірчистої нафти (зміст сірки близько 1,3%), яка є сумішшю з нафти, що видобувається в Ханти-Мансійському автономному окрузі та Татарстані. Основні виробники чорного золота Urals - це організації "Роснафта", "Лукойл", "Сургутнафтогаз", "нафтова компанія "Газпром нафта"", "ТНК-BP" та "група Татнафта". Ціна російської нафти визначається дисконтуванням ціни на Brent, оскільки російська нафта вважається менш якісною через високий вміст сірки, а також важких та циклічних вуглеводнів.

У Останнім часомв Російській Федерації зроблено низку кроків для того, щоб підвищити якість чорного золота Urals шляхом вилучення з нього високосірчистої татарстанської нафти (у республіці Татарстан планується побудувати нові нафтопереробні потужності для того, щоб із місцевої нафти робити бензин, а не пускати її в газопровід). Сама собою Західно-Сибірська нафта прийнятної якості. За кордоном вона відома під маркою Siberian Light.

Нафта марки Urals поставляється через Новоросійськ та за системою газопроводів «Дружба».

Siberian Light - сорт нафти (зміст сірки близько 0.57%), що видобувається в Ханти-Мансійському автономному окрузі. Основні виробники чорного золота Siberian Light - це фірми "Роснефть", "Лукойл", "Сургутнафтогаз", "НК "Газпром нафта"", "ТНК-BP".

У галузі теплопостачання як паливо для парових котлів, котельних установок та промислових печей знайшов своє застосування продукт переробки нафти – мазут. Мазут, рідкий продукт темно-коричневого кольору, залишок після виділення з нафти або продуктів вторинної переробки бензинових, гасових і газойлевих фракцій, що википають до 350-360°С.

Мазут має майже в півтора рази вищу теплоту згоряння в порівнянні з кращим вугіллям. Він займає мало місця при згорянні та не дає твердих залишків при горінні. Заміна твердих видів палива мазутом на ТЕС, заводах та на залізничному та водному транспорті дає величезну економію коштів, сприяє швидкому розвитку основних галузей промисловості та транспорту.

Висновок.

Таким чином, нафта відноситься до невідновлюваних ресурсів. Розвідані запаси нафти становлять (на 2004) 210 млрд т (1200 млрд барелів), нерозвідані - оцінюються в 52-260 млрд т (300-1500 млрд барелів). Світові розвідані запаси нафти оцінювалися до початку 1973 року у 100 млрд т (570 млрд барелів). Таким чином, у минулому розвідані запаси зростали (також зростає і споживання нафти – за останні 35 років воно зросло з 20 до 30 млрд. барелів на рік). Проте, починаючи з 1984 р., річний обсяг світового нафтовидобутку перевищує обсяг розвідуваних запасів нафти.

Світовий видобуток нафти в 2006 р. становив близько 3,8 млрд т на рік, або 30 млрд барелів на рік. Таким чином, за нинішніх темпів споживання розвіданої нафти вистачить приблизно на 40 років, нерозвіданої - ще на 10-50 років.

Незважаючи на існування таких прогнозів, уряд Росії планує збільшення видобутку нафти до 2030 року до 530 млн. т на рік. Також є великі запаси нафти (3400 млрд барелів) у нафтових пісках Канади та Венесуели. Цієї нафти за нинішніх темпів споживання вистачить на 110 років. Нині компанії ще можуть виробляти багато нафти з нафтових пісків, але ними ведуться розробки у цьому напрямі.

Список використаної литературы.

1. http://ua.wikipedia.org - опис властивостей нафти.

2. http://enc.fxeuroclub.ru - опис видобутку нафти.

3. http://omrpublic.iea.org/supplysearch.asp – точні дані з видобутку нафти.

4. Виноградов А. П. Галімов Е. М. «Ізотопія вуглецю та проблема походження нафти.» - "Геохімія". 1970. № 3

Нафта: визначення та опис.

Нафта - природна масляниста горюча рідина, що складається зі складної суміші вуглеводнів та деяких інших органічних сполук. За кольором нафта буває червоно-коричневого, іноді майже чорного кольору, хоча іноді зустрічається і слабо забарвлена ​​жовто-зелений колір і навіть безбарвна нафта; має специфічний запах, поширена в осадових породах Землі. Сьогодні нафта є одним із найважливіших для людства корисних копалин.

Нафта виявляється разом із газоподібними на глибинах від десятків метрів до 5-6 км. Однак на глибинах понад 4,5-5 км переважають газові та газоконденсатні поклади з незначною кількістю легких фракцій. Максимальна кількість покладів нафти розташовується на глибині 1-3 км. На малих глибинах і за природних виходах на земну поверхню нафта перетворюється на густу мальту, напівтвердий асфальт та інших. освіти - наприклад, бітумінозні піски і бітуми.

Походження нафти

Нафтовтворення - стадійний, дуже тривалий (зазвичай 50-350 млн років) процес, що починається ще живою речовині. Виділяється ряд стадій:

· Осадонакопичення - під час якого залишки живих організмів випадають на дно водних басейнів;

· біохімічна – процеси ущільнення, зневоднення та біохімічні процеси в умовах обмеженого доступу кисню;

· Протокатагенез - опускання пласта органічних залишків на глибину до 1,5-2 км, при повільному підйомі температури та тиску;

· мезокатагенез або головна фаза нафтоутворення (ГФН) – опускання пласта органічних залишків на глибину до 3-4 км, при підйомі температури до 150 °C. При цьому органічні речовини піддаються термокаталітичній деструкції, у результаті утворюються бітумінозні речовини, що становлять основну масу мікронафти. Далі відбувається відгін нафти рахунок перепаду тиску і еміграційний винос мікронафти в піщані пласти-колектори, а, по них у пастки;

апокатагенез керогену або головна фаза газоутворення (ГФГ) - опускання пласта органічних залишків на глибину більше 4,5 км, при підйомі температури до 180-250 °C. При цьому органічна речовина втрачає нафтогенеруючий потенціал і реалізує метаногенеруючий потенціал.

І. М. Губкін виділяв також стадію руйнування нафтових родовищ.

Історія видобутку нафти обчислюється з 6-го тисячоліття до н. Найбільш давні промисли відомі на берегах Євфрату, в Керчі, у китайській провінції Сичу-ань. Першим способом видобутку - збирання нафти з поверхні водойм, яке до нашої ери застосовувалося в Мідії, Вавилонії та Сирії.

Властивості нафти

Фізичні властивості

Нафта – рідина від світло-коричневого (майже безбарвна) до темно-бурого (майже чорного) кольору.

Середня молекулярна маса 220-300 г/моль (рідко 450-470).

густина 0,65-1,05 (зазвичай 0,82-0,95) г/см³.

Нафта, густина якої нижче 0,83, називається легкой, 0,831-0,860 - середньоївище 0,860 - важкий.

Щільність нафти, як та інших вуглеводнів, сильно залежить від температури та тиску. Вона містить велику кількість різних органічних речовин і тому характеризується не температурою кипіння, а температурою початку кипіння рідких вуглеводнів(зазвичай >28 °C, рідше ≥100 °C у разі важких нафт) фракційним складом- виходом окремих фракцій, що переганяються спочатку при атмосферному тиску, а потім під вакуумом у певних температурних межах, як правило, до 450-500 °C (википає ~ 80 % обсягу проби), рідше 560-580 °C (90-95 %).

Температура кристалізаціївід -60 до + 30 ° C; залежить переважно від вмісту нафти парафіну(Чим його більше, тим температура кристалізації вища) і легких фракцій(Чим їх більше, тим ця температура нижча).

В'язкістьзмінюється в широких межах (від 1,98 до 265,90 мм²/с для різних нафт, що видобуваються в Росії), визначається фракційним складомнафти та її температурою(Чим вона вища і більше кількість легких фракцій, тим нижче в'язкість), а також вмістом смолисто-асфальтенових речовин(Чим їх більше, тим в'язкість вище).

Питома теплоємність 1,7-2,1 кДж/(кг∙К).

Питома теплота згоряння (нижча) 43,7-46,2 МДж/кг.

Діелектрична проникність 2,0-2,5

Електрична провідність [питома]від до .

Нафта - легкозаймиста рідина. Температура спалахувід −35 до +121 °C (залежить від фракційного складу та вмісту в ній розчинених газів).

Нафта розчинна в органічних розчинниках, в нормальних умовах не розчинна у воді, але може утворювати з нею стійкі емульсії. У технології для відокремлення від нафти води та розчиненої в ній солі проводять зневоднення та знесолення.

Хімічний склад

Загальний склад

Нафта є сумішшю близько 1000 індивідуальних речовин, з яких більша частина - рідкі вуглеводні (> 500 речовин або зазвичай 80-90 % за масою) і гетероатомні органічні сполуки (4-5 %), переважно сірчисті (близько 250 речовин), азотисті ( > 30 речовин) та кисневі (близько 85 речовин), а також металоорганічні сполуки (в основному ванадієві та нікелеві). Інші компоненти - розчинені вуглеводневі гази (C1-C4, від десятих часток до 4%), вода (від слідів до 10%), мінеральні солі (переважно хлориди, 0,1-4000 мг/л і більше), розчини солей органічних кислот та ін, механічні домішки.

Вуглеводневий склад

В основному в нафті представлені парафінові(зазвичай 30-35, рідше 40-50% за обсягом) та нафтенові(25-75%). В меншій мірі - сполуки ароматичного ряду(10-20, рідше 35%) та з мішаного, або гібридної, будови (наприклад, парафіно-нафтенові, нафтено-ароматичні).

Нафта - це один із найцінніших видів корисних копалин, що видобуваються на нашій планеті. Продукти її переробки використовуються не тільки для вироблення енергії та палива, але і як сировина текстильної і навіть харчової промисловості. У наших будинках майже все виготовлено з використанням нафти – фарби та лаки, пластмаси, тканини тощо. Цей чудовий продукт утворювався в надрах Землі протягом сотень мільйонів років, тому його відносять до не поновлюваних ресурсів, тобто в найближчому майбутньому нафтові сховища в земній корі не поповняться. Основна теорія походження нафти у тому, що у певний період еволюції Землі умови у розвиток живих організмів були настільки сприятливі, що й відмерлі частини опускалися на дно теплих морів у величезній кількості і встигали розкладатися повністю. В результаті з часом і під дією високих температур та тиску утворювалися рідкі вуглеводні, які становлять основу нафти. Незважаючи на те, що продукт, що видобувається в різних куточках земної кулі, має одну і ту ж назву, склад у них може дуже відрізнятися, залежно від домішок, що входять до складу нафти. Від цього залежить і її якість. До складу нафти входять органічні сполуки, а саме вуглеводні, більшу частину яких становлять низькомолекулярні сполуки (алкани, циклоалкани, арени, парафінові та ароматичні вуглеводні). Свій специфічний неприємний запах нафту набуває завдяки ароматичним вуглеводням, незважаючи на те, що їх кількість всього менше 30%. Розглядаючи атомарний склад нафти, виходить, що вуглець становить понад 80% загальної кількості, далі водень (менше 15%), решту становлять кисень, азот та сірка. Домішки інших атомів незначні. Безпосередню цінність для енергетики мають саме вуглеводні, за її спалюванні виділяється більше енергії. Як домішки є вода, мінеральні речовини, тверді домішки, що потрапляють у нафтоносні шари із сусідніх порід. За своїм фізичним складом нафта теж неоднорідна. Крім основної рідкої фракції, є газова, тверда, масляниста. У процесі видобутку газ відводиться і спалюється, або відправляється в сховища. Інші частини відокремлюються у процесі перегонки нафти. При вивченні нафтових проб у лабораторії визначають її фракційний склад за допомогою різниці у температурах кипіння різних складових частин нафти. Найменшу температуру кипіння мають бензинова, лігроїнова, гасова, дизельна фракції – від 140 до 350 градусів Цельсія. Ці продукти використовуються для виробництва палива. Тяжкіші, темні дистиляти мають початкову температуру кипіння більше 350 градусів, називаються мазутом, більше 500 градусів - гудрон. Мазут поділяється на легкі, важкі та середні масляні фракції. Нафта і нафтопродукти використовуються людиною багато тисячоліть. Гудрон та асфальт виявлено у стінах будівель давньоіндійської цивілізації, вік яких налічує понад п'ять тисяч років. Запаси викопного палива виснажуються, але постійно відкривають нові, на перший погляд, недоступні. Ці поклади вуглецю - сліди життя невідомих мікроорганізмів, що давно пішли, важливі не тільки для людини, але і для навколишнього середовища. Постійне спустошення внутрішніх верств земної кори призводять до тектонічних зрушень, зміни щільності, зниження тиску більш глибокі породи. Порушується природний баланс, створений природою, але при цьому виникають нові умови як для розвитку життя на землі, так і для еволюції самої земної кори.

Володимир Хомутко

Час на читання: 6 хвилин

А А

Хімічна формула нафти та опис складових

Нафта є природним з корисними копалинами, що є маслянисту горючу рідину, нерідко – чорного кольору, хоча зустрічаються нафти та інших колірних відтінків (коричневого, вишневого, зеленого, жовтуватого і прозорого). Її добувають за допомогою такого гірничого вироблення, як нафтова свердловина, для формування якої застосовується буріння гірських порід.

За своїм хімічним складом нафта є складною сумішшю вуглеводнів з різними домішками. До її складу включені сполуки таких хім. елементів, як сірка, азот і так далі.

Запах цього хім. речовини також різниться, залежно від вмісту в ньому сірчистих сполук та вуглеводнів ароматичної групи.

З чого складається нафта? Хім. склад нафти

Нафта складається з вуглеводнів, які з хімічної точки зору є сполуками атомів вуглецю і водню. У загальному вигляді нафта - формула, що описується як C x H y .

Наприклад, такий простий вуглеводень, як метан, складається з одного атома вуглецю, пов'язаного з чотирма атомами водню. Інакше кажучи, формула метану – CH 4 . Він відноситься до так званих легких вуглеводнів і завжди є у складі будь-якої нафти.

Залежно від цього, яка концентрація у цій речовині різних видів вуглеводневих сполук, хім. та фізичні можуть бути різні. Іншими словами, компоненти нафти впливають на її властивості та зовнішній вигляд. Вона може бути як плинною і прозорою, так і чорною і малорухливою, причому настільки, що через високу в'язкість не виливається навіть із перевернутої з судини.

Хім. склад звичайної нафти представлений наступними хімічними. елементами:

• вуглецем (близько 84-х відсотків);
• воднем на рівні 14 відсотків;
• сіркою та її сполуками у кількості від одного до трьох відсотків (сульфіди, дисульфіди, сірководень та сама сірка);
• азотом, частка якого – менше відсотка;
• киснем (також менше 1%);
• різними металами, загальна концентрація яких також менша за 1 % (залізо, ванадій, нікель, хром, мідь, молібден, кобальт і так далі);
• різними солями, частка яких також менша відсотка (наприклад, хлоридом кальцію, хлоридом магнію, хлоридом натрію та іншими).

Нафта і супутній їй зазвичай вуглеводневий газ можуть залягати на глибині від десятків метрів до п'яти-шості кілометрів. Варто сказати, що при глибині залягання понад шість кілометрів знаходять лише газ, а якщо глибина залягання продуктивного шару менше одного кілометра, то зустрічається лише нафта. В основному продуктивні пласти знаходяться глибше одного, але вище шести кілометрів, і там бувають як нафтоносні, так і газоносні шари.

Породи, у яких залягає вуглеводневу сировину, називаються колектори. Якщо описати колектор простими словами, то нафту перебуває у щільній і твердої губці, що з нафтоносних верств різної пористості.

Загальна хімічна структура нафти

Склад та властивості нафти мають великий вплив на її подальшу переробку. Вміст вуглеводню в нафті може змінюватись від 83-х до 87%, водню – від 12-ти до 14%, а вміст сірки коливається в районі 1-го – 3%. Цю складну хімічну суміш переважно представляють різні сполуки вуглецю і водню: парафінові, нафтенові та ароматичні.

Основні компоненти нафти – це вуглеводневі сполуки, які бувають наступних видів:

Парафінові вуглеводні

Цей компонент нафти має й іншу назву – алкани. Загальна хімічна формула - З n Н 2n + 2.

Якщо у парафінах менше чотирьох атомів вуглецю, це – гази, відомі нам як етан, метан, бутан. пропан, ізобутан. Їх відрізняє високий показник детонаційної стійкості. Іншими словами, їх октанове число (якщо рахувати за моторним способом) - більше 100.

Якщо таких вуглеводнів від п'яти до п'ятнадцяти вуглецевих атомів, це – рідини. Якщо атомів вуглецю більше 15-ти, це – тверді речовини.

У різних видах палива та мастильних матеріалів концентрація алканів дуже висока, унаслідок чого цих нафтопродуктів характерна висока стабільність. Для автомобільних бензинів високої якості вкрай бажано наявність у їхньому складі ізопарафінових сполук, оскільки вони дуже стійкі до кисневої дії в умовах високих температур.

Наявність у складі палива нормальних парафінів, які при високих температурних значеннях легко окислюються, значно зменшує рівень детонаційної стійкості бензину, однак одночасно зменшує час, який минає з моменту подачі бензину в двигун внутрішнього згоряння до займання паливної суміші, а це дозволяє нарощувати тиск більш плавно, що благотворно впливає роботу двигуна. У зв'язку з цим наявність нормальних парафінових сполук бажано у важчому дизельному паливі, хоча у його зимових сортах кількість таких парафінів обмежується.

Вуглеводні нафтенової групи

Інша назва – циклани. Є насичені циклічні вуглеводневі сполуки, загальна формула яких виглядає як З n Н 2n . У нафті циклани представлені як циклопентан(5Н10) і циклогексан(6Н12).

Завдяки своїй циклічній будові циклани відрізняються високою хімічною міцністю. Вуглеводні нафтенової групи при згорянні виділяють менше теплоти (якщо порівнювати їх з парафіновими сполуками), однак також мають високу детонаційну стійкість. У зв'язку з цим бажана їхня присутність у паливах, що використовуються в карбюраторних двигунах, а також і зимових сортах дизпалива.

Мастильні нафтопродукти, що містять нафтенові вуглеводні, більш в'язкі та маслянисті.

Інша назва – арени. Їхня емпірична формула – З n Н 2n – 6 . У нафті представлені як бензол (формула З 6 Н 6) та її гомологи.

Завдяки високому показнику своєї термічної стійкості, арени є бажаними компонентами в карбюраторних паливах, октанове число яких має бути якомога вищим. Однак, оскільки арени мають високу нагароутворювальну здатність, їх вміст у бензинах допустимо до позначки 40 – 45 відсотків.

Через свою високу термічну стабільність наявність аренів у дизельних видах палива небажана.

Ненасичені вуглеводні

Інша назва – олефіни. У сирій нафті вони містяться, а утворюються під час нафтопереробки. Ненасичені вуглеводневі сполуки - це найважливіша сировина, необхідна для отримання палива за допомогою нафтохімічних методів та основним органічним синтезом.

Загальна емпірична формула таких вуглеводнів – З n Н 2n (наприклад, З 2 Н 4 – це відомий етилен).

Низький рівень хімічної стійкості олефінів негативно позначається на практичній експлуатації нафтопродуктів, оскільки знижує рівень їхньої стабільності. Наприклад, бензини, одержувані за допомогою термічного крекінгового процесу, в результаті окислення олефінів, що містяться в них, осмоляються в процесі зберігання і забруднюють карбюраторні жиклери і впускні трубопроводи. Іншими словами, наявність олефінових сполук у будь-яких видах нафтопродуктів небажана.

На великій кількості родовищ добувають сірчисту або високосірчисту нафту.

При переробці такої сировини необхідні додаткові витрати, оскільки збільшення концентрації сірки в бензині з 0,033 до 0,15% призводить до:

• зниженню потужності двигуна на 10,5 відсотків;
• збільшення витрати палива на 12 відсотків;
• зростання кількості необхідних капремонтів удвічі.

Крім цього, сірчисте паливо сильно шкодить екології навколишнього середовища.

З'єднання сірки поділяються на активні та не активні. Активні викликають корозію металів у нормальних атмосферних умовах. До них відносяться:

І в розчиненому, і у зваженому стані вони надають сильний корозійний вплив на метали практично за будь-яких температур, тому їхня присутність у нафтопродуктах – неприпустима.

Неактивні сполуки сірки за нормальних умов корозію не викликають.

Однак, після повного згоряння палива вони утворюють у двигуні сірчані та сірчисті ангідриди, які у сполученні з водою утворюють сірчану та сірчисту кислоту.

Малосірниста нафта містить від 0,1 до 0,5 відсотка сполук сірки, а сірчиста – до 4%.

Кисневі сполуки

У сирій нафті це – кислоти, феноли, ефіри та інші сполуки. Більшість таких речовин містять висококиплячі нафтові фракції.

Здатні викликати сильну корозію деяких видів кольорових металів (цинк, свинець тощо), через що їх вміст у різних нафтопродуктах строго обмежується стандартами.

Є складними високомолекулярними сумішами таких елементів, як азот, кисень, сірка і деякі метали. У сирої нафти їх може бути від часток відсотка до десятків цілих відсотків.

Маючи високу фарбуючу здатність, саме ці сполуки і визначають колір нафти. Вони дуже нестійкі, легко змінюються і вкрай погано випаровуються, що негативно позначається на якості палива та різних видів масел.

З'єднання азоту

Помітного впливу на якість нафтопродуктів не надають, оскільки їх вміст у сирій нафті – вкрай мало.

Нафта - це горюча рідина

Видобуток та переробка запасів нафти є основою економіки багатьох країн

Нафта - це визначення

Нафта - цеприродна масляниста горюча рідина зі специфічним запахом, що складається в основному зі складної суміші вуглеводнів різної молекулярної маси та деяких інших хімічних сполук.

Нафта- цеодин із інструментів ринку сировини, на ціну якого ґрунтується більша частина енергоносіїв, що продаються у світі, таких як газ, електрики та інші види енергії. В склад чорного золотавходить суміш вуглеводнів найрізноманітнішої будови. Їх молекули є і короткі ланцюги атомів вуглецю, і довгі, і нормальні, і розгалужені, і замкнуті в кільця, і багатокільчасті. Шляхом перегонки з неї отримують різні продукти чорного золота: , реактивне паливо, освітлювальний, дизпаливо, .

Нафта

Нафта (Oil) - це

Місця покладів нафти

Нафта виявляється разом із газоподібними вуглеводнями на глибинах від десятків метрів до 5—6 км. Однак на глибинах понад 4,5-5 км переважають газові та газоконденсатні поклади з незначною кількістю легких фракцій. Максимальна кількість покладівчорного золота розташовується на глибині 1-3 км. На малих глибинах і за природних виходах на земну поверхню нафта перетворюється на густу мальту, напівтвердий асфальт та інших. освіти — наприклад, бітумінозні піски і бітуми. Нафтові родовищі класифікується на: дрібні - до 10 млн. тонн чорного золота; середні - 10 - 100 млн. тонн чорного золота (Кумколь, Верх-Тарське); Статфьорд);найбільші (гігантські) - 1 - 5 млрд. тонн чорного золота (Тенгіз, Самотлор, Ромашкіно);Унікальні (супергігантські) - 5 млрд. тонн чорного золота і більше (Аль-Гавар, Великий Бурган, Ер-Румайла). Породи, що укладають нафту, мають порівняно високу пористість і достатню для її вилучення проникністю. Породи, що допускають вільне переміщення та накопичення в них рідин та газів, називаються колекторами. Пористість колекторівзалежить від ступеня відсортованості зерен, їх форми та укладання, а також від наявності цементу. Проникність визначається розміром пір та їх сполученістю. Найголовнішими колекторамичорного золота є піски, пісковики, конгломерати, доломіти, вапняки та інші добре проникні гірські породи, ув'язнені серед таких слабопроникних порід, як глини або гіпси. За сприятливих умов колектори можуть бути тріщинувати метаморфічні і вивержені породи, що знаходяться в сусідстві з осадовими нафтоносними породами. Часто нафтова покладзаймає лише частина колектора і тому залежно від характеру пористості та ступеня цементації породи (гетерогенності покладу) виявляється різний ступінь насиченості чорним золотом окремих її ділянок у межах самої поклади. Іноді цією причиною визначається наявність непродуктивних ділянок покладу. Зазвичай нафту поклади супроводжується водою, яка обмежує поклад вниз падіння шарів чи всій її підошві. Крім того, у кожному покладі чорного золота разом із нею знаходиться т.з. плівкова, або залишкова вода, що обволікає частинки порід (пісків) і стінки пір. У разі виклинювання порід колектора або обрізання його скидами, насувами тощо диз'юнктивними порушеннями поклад може або повністю, або частково обмежуватися слабопроникними породами. У верхніх частинах нафтового покладу іноді зосереджується газ (т.зв. «газова шапка»). Дебіт свердловин, крім фізичних властивостей колектора, його потужності та насичення, визначається тиском розчиненого в чорному золоті газу та крайових вод. При видобутку нафти свердловинами не вдається повністю витягти всю нафту з покладу, значної частини її залишається у надрах земної кори (див. Нафтовидання і Нафтовидобуток). Для повного вилучення чорного золота застосовуються спеціальні прийоми, у тому числі велике значення має метод заводнення (законтурного, внутриконтурного, осередкового). Нафта в покладі перебуває під тиском (пружного розширення та/або крайової води та/або газу, як розчиненої так і газової шапки) внаслідок чого розтин покладу, особливо першими свердловинами, супроводжується ризиком газонафтопрояв (дуже рідко фонтанними викидами чорного золота). Дуже тривалий час (з 2-ї половини XIX ст.) геологи вважали, що нафтові поклади приурочуються майже виключно до антиклінальних складок, і тільки в 1911 р. І. М. Губкіним було відкрито в Майкопському районі новий тип покладу, приуроченого до алювіальних пісків і що отримала назва «рукавоподібна». Понад 10 років подібні поклади було виявлено у США. Подальший розвиток розвідувальних робіт у СРСР та СШАзавершилося відкриттям покладів, пов'язаних із соляними куполами, що піднімають, а іноді і протикають осадові товщі. Вивчення нафтових родовищ показало, що утворення нафтових покладів обумовлено різними структурними формами вигинів пластів, стратиграфічними співвідношеннями світ та літологічними особливостями порід. Запропоновано декілька класифікацій родовищ та покладів чорного золота як у Російській Федерації, так і за кордоном. Нафтові родовища відрізняються один від одного на кшталт структурних форм та умов їх утворення. Поклади чорного золота і газу відрізняються один від одного за формами пасток-колекторів та за умов утворення в них скупчень чорного золота. Нафта знаходиться в надрахяк скупчень різного обсягу від кількох мм3 до кількох десятків млрд. м3. Практичний інтерес мають поклади чорного золота, що становлять її скупчення з масою від 100 тис. т і більше, що перебувають у проникних породах-колекторах.

Нафта (Oil) - це

Хімічна природа нафти

Нафта- Легко займиста рідина; температура спалаху від −35 до +121 °C (залежить від фракційного складу та вмісту в ньому розчинених газів). Нафта розчинна в органічних розчинниках, в нормальних умовах не розчинна у воді, але може утворювати з нею стійкі емульсії. У технології для відокремлення від чорного золота води та розчиненої в ній солі проводять зневоднення та знесолення.

Загальний склад нафти

Склад чорного золота є сумішшю близько 1000 індивідуальних речовин, з яких більша частина — рідкі вуглеводні (> 500 речовин або зазвичай 80—90 % за масою) і гетероатомні органічні сполуки (4—5 %), переважно сірчисті (близько 250 речовин), азотисті (> 30 речовин) та кисневі (близько 85 речовин), а також металоорганічні сполуки (в основному ванадієві та 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 та ін., механічні домішки (частки глини, піску, вапняку). Кисню у чорного золота міститься від 0,05 до 3,6%, а содекислот азоту не перевищує 1,7%. Розподіл гетероатомів за фракціями чорного золота нерівномірний. Зазвичай більша їх частина зосереджена у важких фракціях і особливо в смолистій її частині. Ці компоненти чорного золота представлені кислотами, ефірами, фенолами та ін. Зміст кисню в нафтових фракціях зростає з підвищенням їх температури кипіння, причому до 90-95% кисню припадає на смоли та асфальтени. Найбільш поширеними кисневмісними сполуками чорного золота є кислоти і мають кислі властивості і можуть бути виділені з чорного золота або її фракцій лугом. Їхнє сумарне кислотитво зазвичай оцінюють кислотним числом (кількість мг КОН, що пішов на титрування 1 г нафтопродукту). Зміст речовин з кислими властивостями також, як і всіх кисневмісних сполук, зменшується з віком і глибиною нафтових покладів. Відсотковий вміст кисню найчастіше визначають по різниці між ста і сумарним вмістом всіх інших елементів у відсотках. Це неточний метод, оскільки на його результатах позначаються похибки визначення решти всіх елементів. Про вміст кисню судять по масі СО2, що виділився.

Може становити від 0,2 до 7,0%, що відповідає вмісту сірчистих сполук ~ 0,2-7,0%. є найбільш поширеним гетероелементом у нафтах та нафтопродуктах. Зміст її в чорному золоті коливається від сотих часток відсотка до 14% (нафтопрояв Роузл Пойнт, США). В останньому випадку майже всі сполуки чорного золота є сірковмісними. Як і кисневмісні сполуки чорного золота, сірковмісні нерівномірно розподілені за її фракціями. Зазвичай їх вміст збільшується із підвищенням температури кипіння. Однак, на відміну від інших гетероелементів, що містяться в основному в асфальто-смолистій частині чорного золота, сіркаприсутній у значних кількостях у дистилятних фракціях. сірказустрічається у вигляді розчиненої елементарної сірки, сірководню, меркаптанів, сульфідів, дисульфідів і похідних тіофену, а також у вигляді складних сполук, що містять одночасно атоми сірки, кисню і азоту в різних поєднаннях. . Вони негативно впливають на багато експлуатаційних властивостей нафтопродуктів. У автомобільних бензинів знижується прийомистість до ТЕС, стабільність, здатність до нагароутворення, корозійну агресивність. При згорянні сірчистих сполук виділяються SO2 і SО3, що утворюють з водою корозійно-агресивні сірчисту та сірчану кислоти. Сірчаний ангідрид (SО3) сильніший, ніж SО2 впливає на нагароутворення, знос і корозію в двигуні, а також на якість масла. При дії на масло Н2SО4 утворюються смолисті продукти, що утворюють потім нагар, що володіє в результаті підвищеного вмісту сірки великою щільністю і абразивністю і сприяє зносудвигуна.Сірчисті з'єднання можуть викликати тимчасове оборотне отруєння. Разом про те, при тривалому впливі сірчистих сполук, отруєння найчастіше буває необоротним. Отруєння сірчистими сполуками вибірково веде до зниження активності каталізатора лише щодо реакцій ароматизації вуглеводнів. При цьому зростає розщеплююча дія каталізатора. Зниження швидкості реакції ароматизації, з одного боку, та посилення реакцій розпаду, з іншого, викликає порушення селективності процесу, ослаблення гідруючої функції каталізатораведе за собою також більш швидке закоксовування каталізатора. Найбільш чутливі до дії сірчистих сполук поліметалічні ренійсодержащіе каталізатори.

Зміст азотуу чорному золоті рідко перевищує 1%. Воно знижується із глибиною залягання чорного золота. Азотисті сполуки зосереджені у висококиплячих фракціях чорного золота, особливо у важких залишках. Зазвичай азотовмісні сполуки ділять на дві великі групи: азотисті основи і нейтральні азотисті сполуки. Азотисті основи порівняно легко виділяються мінеральними кислотами і тому найбільш вивчені. кислотаминям температури кипіння нафтових фракцій збільшується вміст у них нейтральних азотистих сполук і падає вміст основних. Цікавим типом азотовмісних сполук є нафтові порфірини. Вони містять у молекулі 4 піррольні кільця і ​​зустрічаються у вигляді комплексів з ванадилом VО+2 або нікелем. Порфіринові комплекси найчастіше присутні у чорному золоті у вигляді мономолекулярних сполук. Ці сполуки відрізняються алкільними замісниками. Можуть зустрічатися порфірини, які на перифірії містять конденсовані з пірольними ароматичним або ароматичним кільцем.Порфіринові комплекси чорного золота мають каталітичну активність. Припускають, що вони відіграють певну роль у реакціях диспропорціонування водню в процесахгенезису чорного золота.Азотвмісні сполуки є найсильнішою отрутою для каталізаторів процесугідрокрекінгу. Счиводорода високомолекулярні азотисті сполуки міцно адсорбуються на кислотних центрах, блокуючи їх і знижуючи тим самим розщеплюючу здатність. Вміст азоту визначають методом Дюма або методом К'єльдаля. Метод Дюма полягає в окисленні нафтопродукту твердим окислювачем - оксид купруму(I) - у струмі діоксиду вуглецю. Оксиди азоту, що утворилися в процесі окислення, відновлюються. купрумомдо азоту, який уловлюють після поглинання СО2 і за його обсягом визначають кількість азоту в нафтопродукті. За методом К'єльдаля нафтопродукт окислюють концентрованою сірчаною кислотою. З утвореного сульфату амонію азот виділяють при обробці лугом у вигляді аміаку, який уловлюють титруванням розчином кислоти. Елементи, що входять до складу цих речовин. Часто називають мікроелементами, їх вміст коливається від 10-8 до 10-2%. До складу чорного золота входять багато метали, у тому числі лужні та лужноземельні, металипідгрупи купруму, цинку, бору, ванадію, а також типові неметали. Внутрішньомолекулярні комплекси відносно добре вивчені на прикладі порфіринових комплексів ванадила та нікелю. Крім порфіринових в нафтах виявлені псевдопорфіринові та інші більш складні внутрішньомолекулярні комплекси, де крім азоту в комплексоутворенні беруть участь атоми кисню та сірки в різному поєднанні. Більшість елементів, що знаходяться в чорному золоті в мікрокількостях є каталітичними отрутами, що швидко дезактивують промислові каталізатори нафтопереробки. Тому для правильної компанії технологічного процесу та вибору типу каталізатора необхідно знати склад та кількість мікроелементів. Більша їх частина концентрується в смолистому залишку, тому при спалюванні мазутів утворюється п'ятиокис ванадія сильно кородує паливну апаратуру і отруює навколишнє середовище. Донедавна вміст і склад мікроелементів чорного золота визначали виключно спектральним аналізом золи. Цей метод може внести значні спотворення, особливо коли при озоленні утворюються леткі сполуки. Хіміко-атомно-спектральний метод аналізу чорного золота та нафтопродуктів на вміст мікроелементів. Метод включає пробопідготовку і прямий аналіз отриманого розчину атомно-емісійним методом з індуктивно пов'язаною плазмою і атомно-адсорбційним методом з полум'яним електролітичним атомізаторами. Для аналізу використовуються спеціально підготовлені зразки порівняння. Метод дозволяє визначати в чорному золоті та нафтопродуктах вміст мікроелементів до рівнів концентрацій 0,1-100мг. Навіть вузькі фракції являють собою складні суміші гетероорганічних сполук. Для технічних цілей достатньо знати сумарний вміст вуглеводнів за класами. Загальний вміст алканів у чорному золоті становить 25-30%. З підвищенням середньої молекулярної маси фракцій чорного золота вміст алканів зменшується. У середніх фракціях, що переганяються при 200-300oС, їх вміст зазвичай вже не перевищує 55-61%.

Алкани чорного золота представлені ізомерами нормальної та розгалуженої будови. Загальний вміст алканів у нафтах переважно становить 25-30% (крім розчинених газів). З урахуванням вуглеводнів, що у розчиненому стані, вміст алканів підвищується до 40-50, а деяких нафтах - до 50-70%. Однак є чорного золота, в яких вміст алканів складає всього 10-15%. З вітчизняних нафт найбільш багаті озексуатська алканами (Ставропольський край), мангишлакські, грозненська парафініста, деякі ембенські і ферганські, ішимбаївська, майкопська, туймазинська, бугурусланська, ромашкінська, марківська та ряд інших.

З підвищенням середньої молекулярної маси фракцій чорного золота вміст алканів зменшується. У середніх фракціях, що переганяються в межах 200-300°С, їх міститься зазвичай вже не 55-61%, а до 500°С, як правило, кількість цих вуглеводнів знижується до 19-5% і менше. Виняток становлять високопарафіністі чорного золота півострова Мангишлак. Так, в узенській чорного золота зі збільшенням температури відбору фракцій чітко проявляється тенденція до збільшення вмісту алканів, хоча у більш важких фракціях воно поступово знижується.

Алкани чорного золота представлені ізомерами нормальної та розгалуженої будови, причому їх відносний вміст залежить від типу чорного золота. Так, у нафтах глибокого перетворення алкани часто становлять 50 % і більше від вмісту всіх ізомерів, потім слідують ізомери з метильною групою в положенні 2. Дещо нижче вміст ізомерів із замісником у положенні 3. Серед монозаміщених ізомерів основну кількість становлять ізомери із замісниками у положеннях 2 або 3. Двозаміщені при одному атомі вуглецю ізомери не мають великого поширення, переважають ізомери, що мають симетричну будову.

У невеликих кількостях виявлені також ізомери алканів, у яких бічний ланцюг довше метилу. Є й винятки із цього правила. Наприклад, в анастасії чорного золота Краснодарського краю і чорного золота родовища Нафтові Камені знайдені сильнорозгалужені вуглеводні, в той же час в анастасії чорного золота практично немає гексану, гептану та октану.

Чорного золота нафтенової природи містять алкани переважно изостроения - до 75% і більше. У бензиніжирнівське чорного золота серед розгалужених вуглеводнів явно переважають дизаміщені. У жирнівській чорного золота не виявилося найпростіших циклоалканів (циклопентану та циклогексану).

У чорного золота з родовища Нафтові Камені в бензиновій частині розгалужених алканів з одним третинним вуглецевим атомом знайдено трохи менше половини всіх алканів, потім йдуть вуглеводні з двома заступниками і зовсім мало - з трьома.

Розгалужені алкани розподіляються нерівномірно з різних фракцій чорного золота. Так, у чорного золота Понка-Сіті "50% їх кількості припадає на фракцію Се-Сю, 32,2% - на фракцію Сц-Сп і тільки 10,8% - на фракцію C18-C25-Вуглеводнів С26 --С38 у цьому чорному золоті міститься "5,9% у розрахунку на суму розгалужених алканів.

Найновішими методами вивчений індивідуальний вуглеводневий склад фракції 140-180 ° С чорного золота Понка-Сіті. Було виділено та ідентифіковано 49 алканів та циклоалканів 84 % від усіх можливих вуглеводнів погону, або 10 % у перерахунку на нафту, у тому числі шість диметилоктанів з 12 можливих: 2,4-, 2,5-, 2,6-, 3, 4-, 4,4- та 4,5-. Інші шість диметилоктанів: 2,2-, 2,3-, 2,7-, 3,3-, 3,5- і 3,6-мабуть, містяться в чорного золота лише в незначних кількостях. Два вуглеводні - 2,6-диметилоктан і 2-метил-З-пропілгексан - містяться в чорному золоті в незвичайно великих кількостях (0,55 і 0,64%). Перший може бути віднесений до гидрированным аналогів ациклічних ізопреноїдів; другий міг статися з моноциклічного терпена - сильвестрена. Зміст кожного з інших вуглеводнів не перевищує сотих часток відсотка.

Визначення аренів у бензинах проводять комбінованим методом анілінових точок, сутність якого зводиться до розрахунку масового вмісту аренів у відсотках. Виходять із зміни критичних температур взаємного розчинення рівних обсягів бензинута аніліну до та після вилучення аренів.

Визначення вмісту ненасичених з'єднань у моторних паливах проводять методом озонування. Цей ексрес-метод полягає у селективному вимірі на аналізаторі подвійних зв'язків кількості озону, витраченого на озонування ненасичених з'єднань у моторних паливах.

Визначення вмісту парафінових та нафтенових вуглеводнів у бензинах проводять за питомою рефракцією, причому використовується залежність питомої рефракції від температури кипіння.

Структурно-груповий аналіз гасових та масляних фракцій методом n-d-M. За цим методом знаходять розподіл вуглецю між структурними елементами, що входять до середньої молекули досліджуваного товару, а також вміст нафтенових та ароматичних кілець у цій молекулі.

Визначення нафтенових вуглеводнів у нафтових оліях проводять фотоелектроколориметричним методом визначення натрової проби. Сутність методу полягає у впливі розчину NaОН на олії з подальшим відділенням лужної витяжки, підкислення та визначення ступеня її помутніння по оптичній щільності.

Груповий розподіл вуглеводнів на алкано-, циклоалканову та аренову фракції, а також поділ аренів за рівнем циклічності проводять методом ЖАХ. Пробу хроматографують, поділяють на хроматографічні фракції, визначають вихід кожної фракції, показник заломлення, дисперсію і будують номограму: показник заломлення осі ординат і вихід фракції осі абсцис. Фракцію до різкого підйому кривої відносять до алкано-циклоалканової.

Широкого поширення набув метод ФІА - рідинної хроматографії на силікагелі в присутності флуоресціюючих (люмінісцентних) індикаторів. У аналізовану фракцію вводять невелику кількість флуоресціюючих індикаторівта барвника. "Ароматичний" індикатордобре розчинний в аренах, але не розчинний в інших вуглеводнях. При ультрафіолетовому опроміненні колонки зона арен дає яскраво-блакитну флуоресценцію. Знайдено також "олефінові" індикатори. Щодо висоти відповідної зони до висоти шару адсорбенту розраховують вміст алкенів та аренів у нафтовій фракції або нафтопродукті.

Для визначення групового складу використовують метод ІЧ-спектроскопії. Визначають вміст парафінів, ізопарафінів, ароматичних вуглеводнів, нафтенів, олефінів, а також октанового числа вуглеводневих палив. Метод заснований на використанні спектрометрії у ближній ІЧ-області спектру.

Смолисто-асфальтенові (CAB) у нафті

Концентруються у важких нафтових залишках (ТНО) мазутах, напівгудронах, гудронах, бітумах, крекінг-залишках та ін. відсотківдо 45%, а ТНО - досягає до 70% травні. Найбільш багаті CAB молоді чорного золота нафтено-ароматичного та ароматичного типу. Такі чорного золота Казахстану, Середню Азію, Башкирії, Республіки Комі та інших. Парафіністі чорного золота - марківська, доссорская, сураханская, бибиэй-батская та інших - зовсім містять асфальтенів, а вміст смол у яких становить менше 4 % мас.

Смолисто-асфальтенові речовини не належать до певного класу органічних сполук. Вони є складною сумішшю високомолекулярних сполук гібридної структури, що включає до складу молекул азот, сірку, кисень, а також деякі метали. Їх вміст у нафтах коливається у досить широкому діапазоні: від десятих часток відсотка (марківська нафта) до десятків відсотків (уч-кизильська нафта) 10.9. Крім того, зустрічаються важкі смолисті чорного золота, в яких вміст смолисто-асфальтенових речовин досягає 10-50 % (мас.), наприклад деякі чорного золота Казахстану, Середньої Азії, Комі АРСР, Башкирії, що видобуваються поки що в обмеженій кількості. Найбільш багаті на смолисто-асфальтенові речовини молоді чорного золота ароматичної основи. Більш старі – парафіністі чорного золота – зазвичай містять їх значно менше.

Смолисто-асфальтенові речовини, що містяться в нафтах, відносяться в основному до класу гетероциклічних сполук, в яких, крім вуглецю та водню, містяться кисень, і в багатьох випадках - азот.

Смолисто-асфальтенові речовини становлять найбільшу групу про невуглеводневих компонентів чорного золота. Смолисто-асфальтенові речовини є воднюбільше високомолекулярними сполукамичорного золота. Це – гетерооргапічні сполуки, до складу яких як постійні елементи входять вуглець, водень та кисень; майже постійними складовими частинами смол є також сірка, азот та метали (Fe).

Смолисто-асфальтенові речовини можуть перебувати в чорному золоті в молекулярно-розчиненому, колоїдно-диспергованому воденьабо у вигляді макрофази. Перехід з одного стану до іншого може бути викликаний дією різноманітних зовнішніх факторів, найпоширенішими серед яких є зміна складу розчинника та температури. На основі дослідження поверхневої активності асфальтенів в інтервалі 20-150 С була знайдена критична концентрація міцелоутворення (ККМ) у групових компонентах відповідних нафтових залишків, і показано, що при концентрації асфальтенів 0,005 - 0,0 60 % (мас) дисперсні системи з подальшим виділенням асфальтенів у вигляді окремої фази. Частинки асфальтенів у колоїдних системах мають розміри 2 - 30 їм та утворюють коацервати розміром до 2 мкм.

Смолисто-асфальтенові речовини – гетероатомні. високомолекулярні сполуки, що включають нафтові смоли та асфальтени. Смоли-темнозабарвлені речовини, що розрізняються за консистенцією (від пластичної до твердої), молекулярною масою, вмістом мікроелементів і гетероатомів.

Смолисто-асфальтенові речовини є найменш вивченими компонентами чорного золота. Смолисто-асфальтеновими речовинами ми називаємо високомолекулярні гетероорганічні сполуки, що входять до складу сирих нафт, природних асфальтів і важких залишків, одержуваних у процесі нафтопереробки. На відміну від високомолекулярних вуглеводнів чорного золота, до складу цих сполук, крім вуглеводневого скелета, що становить від 85 до 95 % їх молекули, входять як обов'язкові складові, один (кисень) або декілька гетероатомів. Термін смолисто-асфальтенові речовини правильно відображає властивості цих двох найважливіших груп високомолекулярних сполук чорного золота, а й кількісні співвідношення їх у сирих нафтах, природних асфальтах, у залишкових нафтопродуктах (мазути, гудрони) і навіть у таких залишкових нафтопродуктах, що зазнали глибоких хімічних перетворень, як окислений бітумі гудрони ш залишків термічного та каталітичного крекінгу. Отже, поняття смолисто-асфальтенові речовини правильно відображає якісне і кількісне положення цих високомолекулярних складових нафт і нафтопродуктів і йому тому, безумовно, має бути віддано перевагу перед таким менш вдалим терміном, як асфальтово-смолисті речовини, що нерідко застосовується в нафтовій літературі. асфальтенових речовин, виділених із чорного золота, на різних стадіях прямої перегонки її (залишок після відгону від вихідної чорного золота 23, 42 і 50 % погонів) показало, що вони зазнають помітних змін при тривалому нагріванні (12 - 17 год.). температурі прямої перегонки чорного золота, як 200 - 260єС, і вмісту смолисто-асфальтенових речовин 25 - 30 % помітною стає зміна нафтових смол, що виявляється за загальним падінням молекулярних терезів. значення для бі- або поліциклічно х УВ. Летючість смолисто-асфальтенових речовин невелика, тому при розгоні чорного золота вони концентруються, в основному, в залишкових фракціях чорного золота. До бензинових фракцій вони не потрапляють. Чим вище температура кипіння фракцій, тим більше з ними переганяються смолисто-асфальтенові речовини. Крім смолисто-асфальтенових речовин, що містяться в чорному золоті в первісному вигляді, в нафтопродуктах і в залишку від перегонки чорного золота містяться ще й знову утворені смолисті речовини. Вони утворюються при перегонці чорного золота внаслідок розкладання, полімеризації та конденсації інших складників чорного золота. Одержувані таким шляхом смслисто-асфальтенові речовини за своїм складом та властивостями близькі до деяких асфальтів.

Src="/pictures/investments/img1926978_Venesuela_dobyicha_nefti.jpg" style="width: 800px; height: 566px;" title="(!LANG:Венесуела видобуток нафти">!}

Поділ смолисто-асфальтенових речовин на індивідуальні компоненти практично нездійсненне завдання, т.к. вони хімічно нестійкі і під час нагрівання легко розщеплюються. Завдання дослідження смолисто-асфальтенових речовин полягає перш за все в тому, щоб розділити цю суміш на більш-менш різко розмежовані групи речовин, що характеризуються загальними властивостями. У табл. наведено розчинність компонентів смолисто-асфальтенових речовин у деяких: розчинниках. ) від вуглеводневої частини є першим етапом їх виділення, за яким слідує поділ CAB на вузькі фракції. Для цього використовують дробове осадження, дробову екстракцію, хроматографію, перегонку в глибокому вакуумі, термодифузію та інші методи. З них у чорному золоті та її фракціях у найбільших кількостях містяться смоли та асфальтени. При цьому зазвичай смол міститься більше ніж асфальтенів. У деяких нафтах асфальтени взагалі відсутні. Зміст киснекислотних функціональних груп у фракціях мангишлакської смол чорного золота. У смолисто-асфальтенових речовин концентруються майже всі метали, що знаходяться в чорному золоті. При фракціонуванні асфальтенів та смол метали розподіляються неоднаково. Ці дані можуть характеризувати комплексоутворюючу здатність різних фракцій по відношенню до різних елементів. Будова смол за Хіллменом і Барнетом. У смоляно-асфальтенових речовинах знайдені -, кобальт -, хром -, і марганецьпорфірини. частина сірки. У смолисто-асфальтенових речовинах (переважно в асфальтенах) концентрується найбільша кількість металів, які входять до складу складних комплексів із високомолекулярними поліциклічними сполуками. Саме через наявність важких металів із смолисто-асфальтенових речовин неможливо отримати електродний кокс. При спалюванні котельного палива, що містить підвищену кількість важких металів, у печах інтенсивно руйнується вогнетривка кладка. Найбільш агресивним компонентом є ванадій. Розподіл ванадію між маслами, смолами та асфальтенами нафт. У смолисто-асфальтенових речовинах сконцентровані метали та металопорфірини, а також більша частина кисню, азоту та значна частина сірки. Нарешті, смолисто-асфальтенові речовини містяться практично у всіх нафтах. Їх вміст та хімічний склад впливають на вибір напряму нафтопереробки.Об'єднаний розчин смолисто-асфальтенових речовин після виходу з адіабатичного випарника продується водяною парою у відпарній колоні також тарілчастого типу. Суміші пропанових і водяних парів, що йдуть при невеликому надлишковому тиску з відпарних колон, надходять в загальний конденсатор-холодильник змішування з перегородками. Тут при контакті з холодною водою водяні пари конденсуються, а пари пропану низького тиску, пройшовши краплеотделитель 22, компресором стискаються до тиску 1,7-1,8 МПа. Звільнені від розчинника смолистоасфальтенові речовини () деасфальтизації після виходу з відпарної колони направляються насосом через холодильник у резервуар.

При видаленні смолисто-асфальтенових речовин деасфальтизацією пропаном або бутаном вихід деасфальтизату відносно низький, так як разом з асфальтенами витягуються смоли, значна частина ароматичних вуглеводнів і трохи парафіїо-нафтенових. Всі вони можуть бути компонентами котельного палива. Хімічна абутаномть смолисто-асфальтенових речовин обумовлена ​​наявністю в них реакційноздатних центрів, як яких виступають алкільні заступники, функціональні групи, вільні радикали і незаміщені, просторово доступні положення аренових циклоалканових та гетероциклічних фрагментів. Основними хімічними перетвореннями смолисто-асфальтенових речовин є реакції сульфування, окислення, гідрування, галогенування, хлорметилювання, конденсації. Характеристика бітумів, що використовуються у виробництві захисних продуктів. Структурною одиницею смолисто-асфальтенових речовин є конденсовані бензольні кільця з гетероатомами, що утворюють плоску геометричну фігуру з бічними замісниками як алкільних ланцюгів і нафтенових кілець. Розташовуючись паралельно один одному, такі структури утворюють мікроасоціати (пачки, мікроміцели, глобули), відокремлені масляним прошарком один від одного. При розчиненні бітумів у нафтовому розчиннику чи мінеральному маслі такі асоціати як розпливаються, віддаляючись друг від друга, а й перебудовуються, причому частина молекул чи микроасоциатов (квадруполів, мицелл) перетворюється на розчин, забезпечуючи всій системі поверхневу активність. Збільшується кількість парамагнітних частинок та комплексів стабільних радикалів. При введенні в цей розчин сильних маслорозчинних ПАР, маслорозчинних інгібіторів корозії відбувається подальша перебудова колоїдної системи. Частина інгібіторів сорбується на макроасоціатах ​​бітуму, утворюючи своєрідні подвійні електричні шари навколо них. Однак під впливом ПАР - МІК - значна частина біту корозіїроасоціатів руйнується і включається за принципом внутрішньоміцелярної або надміцелярної солюбилізації в міцелярну структуру інгібітору.

Фізичні властивості нафти

Нафта- Рідина від світло-коричневого (майже безбарвна) до темно-бурого (майже чорного) кольору (хоча бувають зразки навіть смарагдово-зеленого чорного золота). Середня молекулярна маса 220-300 г/моль (рідко 450-470). Щільність 0,65-1,05 (зазвичай 0,82-0,95) г/смі; нафту, щільність якої нижче 0,83, називається легкою, 0,831-0,860 - середньої, вище 0,860 - важкої. Щільність чорного золота, як і інших вуглеводнів, сильно залежить від температури та тиску. Вона містить велику кількість різних органічних речовин і тому характеризується не температурою кипіння, а температурою початку кипіння рідких вуглеводнів (зазвичай >28 °C, рідше ≥100 °C у разі 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 % обсягу проби), рідше 560—580 °С (90—95 %). Температура кристалізації від –60 до + 30 °C; залежить переважно від вмісту чорного золота парафіну (чим його більше, тим температура кристалізації вища) і легких фракцій (чим їх більше, тим ця температура нижча). В'язкість змінюється в широких межах (від 1,98 до 265,90 ммІ/с для різних нафт, що видобуваються в Російської Федерації), визначається фракційним складом чорного золота та її температурою (що вона вища і більше кількість легких фракцій, тим нижча в'язкість), а також вмістом смолисто-асфальтенових речовин (що їх більше, тим в'язкість вища). Питома теплоємність 1,7-2,1 кДж/(кгК); питома теплота згоряння (нижча) 43,7-46,2 МДж/кг; діелектрична проникність 2,0-2,5; електрична провідність від 2∙10-10 до 0,3∙10−18 Ом−1∙см−1.

Нафта (Oil) - це

Застосування нафти

Сира нафта безпосередньо не застосовується. Для отримання з неї технічно цінних продуктів, головним чином моторних палив, розчинників, сировини для хімічної промисловості, її переробляють. Нафта посідає чільне місце у світовому паливно-енергетичному балансі: частка у загальному споживанні енергоресурсів становить 48 %. У перспективі ця частка зменшуватиметься внаслідок зростання застосування атомної та інших видів енергії, а також збільшення вартостівидобутку. У зв'язку зі швидким розвитком у світі хімічної та нафтохімічної промисловості, потреба у чорного золота збільшується не тільки з метою підвищення вироблення палив та масел, але і як джерела цінної сировини для виробництва синтетичних каучуків та волокон, пластмас, ПАР, миючих засобів, пластифікаторів, присадок, барвників та ін. (більше 8 % від обсягу світового видобутку). Серед вихідних речовин, що отримуються з чорного золота, для цих виробництв найбільше застосування знайшли: парафінові вуглеводні — метан, етан, пропан, бутани, пентани, гексани, а також високомолекулярні (10—20 атомів вуглецю в молекулі); нафтенові; ароматичні вуглеводні - бензол, толуол, ксилоли, етилбензол; олефінові та діолефінові - етилен, пропілен, бутадієн; ацетилен. Виснаження ресурсів чорного золота, зростання цінна неї та ін причини викликали інтенсивний пошук замінників рідких палив.

Нафта (Oil) - це

Очищення нафти

Перший завод з очищення чорного золота був побудований в Російської Федерації 1745 р., за правління Єлизавети Петрівни, на Ухтинському нафтовому промислі. У Петербурзі та Москві тоді користувалися свічками, а малих містах — лучинами. Але вже тоді в багатьох церквах горіли лампи, що згасали. У них наливалася гарна олія, яка була не чим іншим, як сумішшю очищеної чорного золота з олією. Купець Набатов був єдиним постачальником очищеного чорного золота для соборів та монастирів. Наприкінці XVIII століття було винайдено лампу. З появою ламп зріс на гас. Очищення чорного золота - видалення з нафтопродуктів небажаних компонентів, що негативно впливають на експлуатаційні властивості палив та олій. Хімічна очистка проводиться шляхом постачальником різних реагентів на компоненти, що очищаються продуктів. Найбільш простим способом є очищення 92-96% сірчаною кислотою або олеумом, що застосовується для видалення ненасичених та ароматичних вуглеводнів. Фізико-хімічне очищення проводиться за допомогою розчинників, що вибірково видаляють небажані компоненти з очищуваного. товару. Неполярні розчинники (пропан та бутан) використовуються для видалення з залишків нафтопереробкикислотоюв), ароматичних вуглеводнів (деасфальтації). Полярні розчинники (фенол та ін) застосовуються для видалення поліциклічних ароматичних вуглеців з короткими бічними ланцюгами, сірчистих та азотистих сполук з масляних дистилятів. При адсорбційному очищенні з нафтопродуктів видаляються ненасичені вуглеводні, смоли, кислоти та ін. Адсорбційне очищення здійснюють при контактуванні нагрітого повітря з адсорбентами або фільтрацією товаручерез зерна адсорбенту. Каталітичне очищення - гідрогенізація в м'яких умовах, що застосовується для видалення сірчистих та азотистих сполук.

Нафта (Oil) - це

Історичні відомості про нафту

Нафта відома людству з найдавніших часів. Розкопками на березі Євфрату встановлено існування нафтового промислу за 6000-4000 років до зв. е. На той час її застосовували як паливо, а нафтові бітуми — у будівельній та дорожній справі. Нафта відома була і Стародавньому Єгипту, де вона використовувалася для бальзамування померлих. і Діоскорид згадують про чорне золото, як про паливо, що застосовувалося в Стародавній Греції. Близько 2000 років тому було відомо про її поклади в Сураханах біля Баку (Азербайджан). До 16 ст. відноситься повідомлення про «горючу воду - густу», привезену з Ухти до Москви при Бориса Годунова. Незважаючи на те, що, починаючи з 18 ст., робилися окремі спроби очищати нафту, все ж таки вона використовувалася майже до 2-ї половини 19 ст. в основному у натуральному вигляді. На нафту було звернуто велику увагу тільки після того, як було доведено в Російській Федерації заводською практикою братів Дубініних (з 1823), а в Америці хіміком Б. Сілліманом (1855), що з неї можна виділити гас— освітлювальна олія, подібна до фотогену, що вже набула широкого поширення і вироблялася з деяких видів кам'яного вугілля і сланців. Цьому сприяв виник у середині 19 в. спосіб видобутку нафтиза допомогою свердловин замість колодязів. Але вперше у великій кількості стали видобувати у Баку.

Міграція (переміщення) нафти

Коли товщі, що укладають пористі пласти, під дією тектонічних процесів втрачали горизонтальне положення і ставали похилими або вигнутими в складки, нафта, внаслідок своєї малої питомої ваги, а також гідравлічних та інших причин, прямувала зі знижених ділянок догори, до зон найвищого підняття. Шляхи та напрямки міграції чорного золота та утворення родовищ визначаються тектонічними процесами. Нафта може переміщатися як по пористих породах, що укладають її, так і по тектонічним тріщинам, що січе містять нафту породи. Розрізняють два роди міграції: внутрішньо-пластову та тріщинну. Деякі геологи вважають, що нафту мігрує на малі відстані, інші допускають міграцію її великі відстані, вимірювані десятками і сотнями кілометрів. Різні думки також і щодо того, в якому стані мігрує нафту — у вигляді рідини або у вигляді газу. Радянським вченим М. А. Капелюшниковим експериментально показано, що за наявності газу та достатнього тиску нафту можна перевести в газову фазу і отримати з пористого середовища навіть плівкову та капілярну нафту, яку звичайними способами видобувати не вдається. Ці дослідження підтверджують міграції чорного золота також і в газовому стані та виділення її при зниженому тиску у пласті у вигляді рідини.

Нафта (Oil) - це

Нафтоносні породи та скупчення нафти

Породи, що укладають нафту, мають порівняно високу пористість і достатню для її вилучення проникністю. Породи, що допускають вільне переміщення та накопичення в них рідин та газів, називаються колекторами. Пористість колекторів залежить від ступеня відсортованості зерен, їх форми та укладання, а також від наявності цементу. Проникність визначається розміром пір та їх сполученістю. Найголовнішими колекторами чорного золота є піски, пісковики, конгломерати, доломіти, вапняки та інші добре проникні гірські породи, ув'язнені серед таких слабопроникних порід, як глини чи гіпси. За сприятливих умов колектори можуть бути тріщинувати метаморфічні і вивержені породи, що знаходяться в сусідстві з осадовими нафтоносними породами. Часто нафтова поклад займає лише частина колектора і тому залежно від характеру пористості та ступеня цементації породи (гетерогенності покладу) виявляється різний ступінь насиченості чорним золотом окремих її ділянок у межах самого покладу. Іноді цією причиною визначається наявність непродуктивних ділянок покладу. Зазвичай нафту поклади супроводжується водою, яка обмежує поклад вниз падіння шарів чи всій її підошві. Крім того, у кожному покладі чорного золота разом із нею знаходиться т.з. плівкова, або залишкова вода, що обволікає частинки порід (пісків) і стінки пір. У разі виклинювання порід колектора або обрізання його скидами, насувами тощо диз'юнктивними порушеннями поклад може або повністю, або частково обмежуватися слабопроникними породами. У верхніх частинах нафтового покладу іноді зосереджується газ (т.зв. «газова шапка»). Дебіт свердловин, крім фізичних властивостей колектора, його потужності та насичення, визначається тиском розчиненого в чорному золоті газу та крайових вод. При видобутку нафтисвердловинами не вдається повністю витягти всю нафту з покладу, значна кількість її залишається в надрахземної кори. Для повного вилучення чорного золота застосовуються спеціальні прийоми, у тому числі велике значення має метод заводнення (законтурного, внутриконтурного, осередкового). Нафта в покладі знаходиться під тиском (пружного розширення та/або крайової води та/або газу, як розчиненого так і газової шапки) внаслідок чого розтин покладу, особливо першими свердловинами, супроводжується ризикомгазонафтопрояв (дуже рідко фонтанними викидами чорного золота). Дуже тривалий час (з 2-ї половини XIX ст.) геологи вважали, що нафтові поклади приурочуються майже виключно до антиклінальних складок, і тільки в 1911 р. І. М. Губкіним було відкрито в Майкопському районі новий тип покладу, приуроченого до алювіальних пісків і що отримала назва «рукавоподібна». Понад 10 років подібні поклади було виявлено у США. Подальший розвиток розвідувальних робітв СРСР і в США завершилося відкриттям покладів, пов'язаних із соляними куполами, що піднімають, а іноді і протикають осадові товщі. Вивчення нафтових родовищ показало, що утворення нафтових покладів обумовлено різними структурними формами вигинів пластів, стратиграфічними співвідношеннями світ та літологічними особливостями порід. Запропоновано декілька класифікацій родовищ та покладів чорного золота як у Російській Федерації, так і за кордоном. Нафтові родовища відрізняються один від одного на кшталт структурних форм та умов їх утворення. Поклади чорного золота і газу відрізняються один від одного за формами пасток-колекторів та за умов утворення в них скупчень чорного золота. Нафта перебуває у надрах як накопичень різного обсягу від кількох мм3 до кількох десятків млрд. м3. Практичний інтерес мають поклади чорного золота, що становлять її скупчення з масою від 100 тис. т і більше, що перебувають у проникних породах-колекторах.

Історія відкриття нафтових родовищ

Довгий час нафтова практика мала справу з родовищами, пов'язаними з гірськими країнами та передгір'ями, у формуванні яких, як зазначав І. М. Губкін, провідна роль належала тектонічним процесам; основним типом родовищ цих зон були антиклінальні складки. Набагато менше уваги зверталося на пошуки покладів, освіта яких зумовлена ​​головним чином стратиграфічним співвідношенням світ та літологічними особливостями порід. Такі поклади, вперше відкриті в Російській Федерації, стали широко відомими лише з 20-х років. XX ст. Швидке поширення розвідувальних робітна великих територіях після першої світової війни показало, що нафтові родовища можна зустріти не тільки на периферії гірських споруд і в міжгірських западинах, а й на рівнинних платформних територіях серед відкладень внутрішньоконтинентальних морів минулих геологічних епох.

Нижче дається підрахунок добутої до 1947 чорного золота за весь періодвидобутку за окремими геологічними системами у відсотках. З третинних відкладень було видобуто 53 % загальної кількості, причому з відкладень пліоцену отримано 20 %, міоцену-21 %, олігоцену-7 % та еоцену-5 %. З відкладень мезозойського віку видобуто 17 %, причому найбільше цього видобутку (15,5 %) посідає крейдяні відкладення, на юрські — лише 1 %, але в тріас — лише 0,5 %. На палеозойські верстви припадає загалом 30%; з них пермські та кам'яновугільні відкладення дали 20 %, девонські – 3 %, верхньосилурійські – 1 %, ордовицькі – 5 % та кембрійські – 1 %. З верхньої тріщинуватої частини докембрійських порід до глибини 15 м видобуто всього 0,004% чорного золота, отриманої з осадових товщ. У СРСР найбільша кількість чорного золота видобувалася з відкладень пліоцену та девону. Незважаючи на те, що нафта зустрічається в осадових породах усіх геологічних періодів, її родовища розподілені по земній кулі далеко ще не поступово.

Основні нафтогазові басейни. Розподіл запасів у світі

Виділення осадових басейнів має велике значення при нафтогазогеологічному районуванні територій та акваторій. Такі басейни сильно варіюють за розмірами — від кількох тисяч до кількох млн. км2, проте близько 80 % їх мають площу від 10 тис. до 500 тис. км2. Загалом у сучасному структурному плані Землі налічується (якщо виключити невеликі, переважно міжгірські) близько 350 таких басейнів. Промислова нафтогазоносність встановлена ​​у 140 басейнах; решта є перспективними. За тектонічною будовою серед осадових басейнів розрізняють внутрішньоплатформні (близько 30%), внутрішньоскладчасті (близько 35%), складчасто-платформні, або крайових прогинів (близько 15%), периокеанічні платформні (близько 15%) та ін. % всіх відомих запасів Н., до мезозойських - 55%, до палеозойських - 20%. У межах нафтогазоносних басейнів виділяють нафтогазоносні області, райони та (або) зони, що характеризуються спільністю будови та автономією. чорного золота є основною нижчою одиницею районування. Це ділянки земної кори площею в десятки - сотні, рідко тисячі км2, що мають одну або кілька покладів Н. у пастках. Здебільшого це ділянки, де нафта збирається шляхом міграції із зон нафтоутворення. У світі відомо (на 1973 рік) близько 28 тис. родовищ чорного золота; їх 15—20 % газонафтові. Розподіл родовищ із запасів підпорядкований закону, близькому до логнормального. Перед родовищ із загальними геологічними запасами кожного понад 3 млн. т. (добуті запаси нафтопродуктів зазвичай становлять близько 1/4—1/2 геологічних) припадає лише 1/6 всіх родовищ; їх понад 400 перебуває у прибережних зонах моря. Близько 85% світового видобутку нафти дають 5% родовищ, що розробляються; серед них у 1972 р. найбільше таких родовищ на Близькому Сході. Лише у двох із них — Гавар () та Бурган (Кувейт) — зосереджено понад 20 % усіх розвіданих запасів нафтопродуктівсвіту. Родовища чорного золота знайдені всіх континентах (крім Антарктиди) і значної площі прилеглих акваторій. налічувалося 27 гігантів з початковими запасами кожного, що витягуються, перевищують 0,5 млрд.т.

Родовища нафти

Родовища чорного золота на території Російської Федерації та країнколишнього СРСР:

Азербайджан - у XIX ст. було відкрито одне з найбільших родовищ у світі на Апшеронському півострові (так званий Бакинський нафтогазоносний район),

Росія - окремі родовища в районі Грозного, Краснодарському краї, Ставропольському краї, на півострові Челекен, в Тимано-Печорській області і на острові Сахалін. Напередодні та після Великої Вітчизняної війни 1941-45 відкриті та введені в розробку родовища у Волго-Уральській нафтогазоносній області. У 50-60-х роках. XX ст. був відкритий один із найбільших у світі Західно-Сибірський нафтогазоносний басейн, у межах якого виявлено значні родовища чорного золота.

Виявлено родовища в Західній Туркменії, в Україні та Білорусії.

У Казахстані виявлено родовища чорного золота у Прикаспійській, Південно-Мангістауській, Південно-Тургайській, Бузашино-Північно-Устюртській басейнах тощо.

2. Серед інших країнряд родовищ є у Румунії, і навіть біля Югославії, Польщі, Угорщини. Поодинокі дрібні родовища відкриті у Болгарії та Монголії. У Європі великі родовища відкриті лише у акваторії Північного моря (на шельфах Англії, Норвегії та Данії).

3. Країни Азіїта Африки, . Найбільші родовища відкриті у країнах Близького та Середнього Сходу. Великі родовища чорного золота відкриті в 50-60-х роках. XX ст. також у країнах Північної та Західної Африки (Лівія, Алжир, Нігерія та Ангола), в Австралії та Південно-Сході Азії (Індонезія, Бруней), дещо менші за запасами — в Індії, Бірмі, Малайзії та зовсім дрібні — у Японії.

4. У США відомо понад 13 000 (переважно дрібних) родовищ чорного золота; найбільше відкрито на Алясці (Прадхо-Бей), друге за величиною - в Техасі (Іст-Тексас), дещо менші (за запасами) родовища відомі в Каліфорнії (Каліфорнійська нафтоносна область), Оклахомі та ін. штатах (Мексиканського затоки нафтогазоносний басейн) . Великі родовища чорного золота виявлено у Канаді та Мексиці.

5. У палаючому континентуродовища з великими запасами відкриті у Венесуелі, де розташоване одне з найбільших родовищ-гігантів Болівар, що поєднує групу родовищ (наприклад, Лагунільяс, Бачакеро, Тіа-Хуана) на північно-східному узбережжі озера Маракайбо (Маракайбський нафтогазоносний басейн); одиничні великі родовища є в Аргентині, Колумбії, Бразилії, на острові Тринідад і в суміжних з ним акваторіях.

6. Інші Родовища чорного золота відкриті в багатьох акваторіях: Каспійського, Чорного, Північного, Середземного, Яванського, Південно-Китайського, Японського та Охотського морів, Перської, Суецької, Гвінейської, Мексиканської, Кука і Парія заток, протоки Басса, прибережних поблизу Анголи, Конго, Бразилії, Аргентини, Канади), Тихого (поблизу Каліфорнії, Перуанська республіка та Еквадору) та Індійського (поблизу Півн.-Зх. Австралії) океанів.

Походження нафти

1. Перший (донауковий) тривав до середньовіччя. Так, у 1546 р. Георгій Агрікола писав, що нафта і кам'яне вугілля мають неорганічне походження; останні утворюються шляхом згущення та затвердіння чорного золота.

2. Другий - наукових припущень - пов'язується з датою опублікування праці М. В. Ломоносова «Про шари земні» (1763), де була висловлена ​​ідея про дистиляційне походження чорного золота з тієї ж органічної речовини, яка дає початок кам'яним вугіллям.

3. Третій період в еволюції знань про походження чорного золота пов'язаний із виникненням та розвитком нафтової промисловості. У цей період було запропоновано різноманітні гіпотези неорганічного (мінерального) та органічного походження чорного золота, а також космічного.

Основні віхи у процесі наукового вирішення питання про походження чорного золота намічені російськими вченими. Вперше в 1763 М. В. Ломоносов висловив припущення про походження чорного золота з рослинних решток, що зазнали обвуглювання та тиску в земних шарах. Ці ідеї Ломоносова далеко випередили наукову думку на той час, яка шукала джерела чорного золота серед неживої природи.

У 1866 р. французький хімік М. Бертло висловив припущення, що нафта утворюється в надрах Землі при впливі вуглекислоти на лужні метали. У 1871 р. французький хімік Г. Біассон виступив з ідеєю про походження чорного золота шляхом взаємодії води, CO2, H2S з розпеченим. залізом.

У 1889 р. В. Д. Соколов виклав гіпотезу космічного походження чорного золота. По цій гіпотезі вихідним матеріалом виникнення чорного золота служили вуглеводні, які у газовій оболонці Землі ще під час її зоряного стану. У міру остигання Землі вуглеводні поглинулися розплавленою магмою. Потім з формуванням земної кори вуглеводні проникли в осадові породи в газоподібному стані, конденсувалися і утворили чорного золота.

Д. І. Менделєєв, який розділяв спочатку уявлення про органічне походження, схилявся до думки про походження її в результаті реакцій, що йдуть на великих глибинах, при високих температурах і тисках, між вуглецевим залізомі водою, що просочується з поверхні землі. Гіпотеза Дмитра Івановича Менделєєва про походження чорного золота з неорганічної речовини має лише історичний інтерес.

Роботами радянського вченого В. І. Вернадського було доведено виняткову здатність організмів, що населяють нашу планету, концентрувати в літосфері величезні запаси вуглецю та колосальну роль останнього в геологічних процесах. Радянський вчений Н. Д. Зелінський показав, що деякі сполуки вуглецю, що входять до складу тварин і рослин, за невисокої температури і відповідних умов можуть утворювати продукти, цілком подібні до чорного золота за хімічним складом і фізичними властивостями. Новим етапом у розробці проблеми походження чорного золота було відкриття радянським вченим Т. Л. Гінзбург-Карагичової у водах Бібі-Ейбата та Сураханов (Баку) на глибині 2000 м живих бактерій, що сприяють відновленню сульфатів. Це наштовхнуло на думку про велику роль мікроорганізмів у долях похованої органічної речовини та утвореної з неї чорного золота. Пізніше подібні мікроорганізми виявили й у нафтових родовищах США. Лабораторні дослідження показали, що при дії на органічні речовини гамма-випромінювання утворюються вуглеводні із виділенням вільного водню. Таким чином, наявність радіоактивного розпаду в породах може вести до утворення вільного водню для гідрогенізації в природних умовах. Однак роль іонізуючого випромінювання у походженні чорного золота ще недостатньо з'ясовано. Радянський геолог І. М. Губкін, узагальнивши результати досліджень природи чорного золота, дійшов висновку, що її утворення безперервний і невіддільний від процесів формування у надрах землі покладів цієї корисної копалини незалежно від масштабу скупчень. Найбільш сприятливими для утворення чорного золота є нестійкі у минулому ділянки земної кори на межах областей опускання та підняття. Сильний розмив суші водню сприяв швидкому накопиченню опадів, а значить і похованню органічного матеріалу і опусканню його в все більш глибокі зони земної кори. Це опускання супроводжувалося підйомом температури та зростанням тиску, що сприяли процесам нафто-і газоутворення, чому сприяла і діяльність похованих анаеробних бактерій. У таких областях занурення земної кори за відомих умов могли відкладатися шари, що містять велику кількість органічного матеріалу, які потім увійшли до складу нафтовиробних або нафтоматеринських світ. У передових прогинах гірських хребтів і в геосинкліналях в усі геологічні епохи створювалися сприятливі умови для утворення чорного золота в басейнах, де рослинні та тваринні залишки, переважно планктон, змішуючись з неорганічними речовинами, стали початком утворення порід, що дали згодом нафту. Підвищеним вмістом органічного матеріалу характеризуються глинисті та мулисті опади, що заповнюють западини морського дна, де вода не перемішується ні хвилями, ні морськими течіями і де, отже, створюються умови відновного середовища, сприятливого для збереження органічного матеріалу та його подальшої зміни та поступового перетворення на нафту.

У 50—60-ті роки. XX ст. в СРСР (Н. А. Кудрявцев, В. Б. Порфир'єв, Г. Н. Доленко та ін.) та за кордоном (англійський вчений Ф. Хойл та ін.) відроджуються різні гіпотези неорганічного (космічного, вулканічного, магматогенного) походження чорного золото. Однак на 6-му (1963), 7-му (1967) та 8-му (1971) Міжнародних нафтових конгресах неорганічні гіпотези не отримали підтримки.

Важливим для пізнання генези чорного золота було встановлення наприкінці XIX - початку XX ст. оптичної активності чорного золота, а також тісного зв'язку чорного золота із сапропелевою органічною речовиною в осадових породах. Сапропелеву гіпотезу, висловлену вперше німецьким ботаніком Г. Потоньє в 1904-05, надалі розвивали російські та радянські вчені - Н. І. Андрусов, В. І. Вернадський, І. М. Губкін, Н. Д. Зелінський та інші. Сапропелєва гіпотеза асимільована сучасною теорією осадово-міграційного походження чорного золота. Розвитку уявлень про природу чорного золота та умови формування її покладів сприяли також праці німецького вченого До. , М. В. Абрамовича, К. І. Богдановича та інших.

Цей період вивчення чорного золота характеризується компанієюшироких геолого-геохімічних досліджень, спрямованих на вирішення проблеми нафтоутворення та органічно пов'язаної з нею проблеми нафтоматеринських відкладень. У СРСР такі роботи здійснено А. Д. Архангельським у 1925-26. У аналогічні дослідження розпочато 1926 П. Траском. У 1932 була опублікована класична робота І. М. Губкіна «Вчення про чорне золото», яка відіграла величезну роль у розвитку уявлень про генезу чорного золота і формуванні її покладів. У 1934 році в чорному золоті, асфальтах і викопних вугіллях були знайдені порфірини, що входять до молекули хлорофілу та інших природних пігментів.

У 50-ті роки XX століття були відкриті (в СРСР - А. І. Горський, у США - Ф. Смітом) нафтові вуглеводні в опадах водойм різного типу (в озерах, затоках, морях, океанах).

Подальші дослідження у цій галузі проводилися колективами дослідників у різних країнах: у СРСР (А. Д. Архангельський, В. І. Вернадський, А. П. Виноградов, І. М. Губкін, Н. М. Страхов, А. А. Трофимук , А. М. Акрамходжаєв, І. О. Брід, Н. Б. Вассоєвич, В. В. Вебер, А. Ф. Добрянський, Н. А. Єрьоменко, А. Е. Конторович, М. Ф. Мірчинк, С Н. Неручев, К. Ф. Родіонова, Ст А. Соколов, Ст А. Успенський та ін), в США (Ф. М. Ван-Тайл, К. Зобелл, У. Майншайн, А. Леворсен, Дж. Сміт, Ф. Сміт, Дж. Хант, Х. Хедберг, Е. Еванс, П. Ейбелсон, Дж. Ердман та ін), у Франції (Б. Тісоідр.), в Республіки Німеччини (Р. Майнхольд, П Мюллерідр, М. Тайхмюллер, Д. Велте та ін), а також в Японії, Британіїта ін.

Переконливі докази біогенної природи нафто-материнської речовини були отримані в результаті детального вивчення еволюції молекулярного складу вуглеводнів та їх біохімічних попередників (прогеніторів) у вихідних організмах, в органічній речовині опадів та порід та у різних нафтах із покладів. Важливим виявилося у складі чорного золота хемофоссилій — дуже своєрідних, часто складно побудованих молекулярних структур явно біогенної природи, тобто успадкованих (цілком чи вигляді фрагментів) від органічного речовини. Вивчення розподілу стабільних ізотопів вуглецю (12C, 13C) у чорному золоті, органічній речовині порід та в організмах (А. П. Виноградов, Е. М. Галімов) також підтвердило неправомірність неорганічних гіпотез.

Було встановлено, що результат літогенезу. Вона являє собою рідку (у своїй основі) гідрофобну фазу продуктів фоссилізації (поховання) органічної речовини (керогену) у водно-осадових відкладах.

Нафтоутворення- Стадійний, дуже тривалий (зазвичай багато млн. років) процес, що починається ще в живій речовині. Виділяється ряд стадій:

Осадокопичення - під час якого залишки живих організмів випадають на дно водних басейнів;

Біохімічна – процеси ущільнення, зневоднення та біохімічні процеси в умовах обмеженого доступу кисню;

Протокатагенез - опускання пласта органічних залишків на глибину до 1,5 - 2 км, при повільному підйомі температури та тиску;

Мезокатагенез або головна фаза нафтоутворення (ГФН) - опускання пласта органічних залишків на глибину до 3 - 4 км, під час підйому температури до 150 °C. При цьому органічні речовини піддаються термокаталітичній деструкції, у результаті утворюються бітумінозні речовини, що становлять основну масу мікронафти. Далі відбувається відгін чорного золота за рахунок перепаду тиску та еміграційний винос мікронафти в піщані пласти-колектори, а по них у пастки;

Апокатагенез керогену чи головна фаза газоутворення (ГФГ) — опускання пласта органічних залишків на глибину понад 4,5 км, під час підйому температури до 180—250°З. При цьому органічна речовина втрачає нафтогенеруючий потенціал і реалізує метаногенеруючий потенціал.

І. М. Губкін виділяв також стадію руйнування нафтових родовищ.

Вважається що основною вихідною речовиною чорного золота зазвичай є планктонщо забезпечує найбільшу біопродукцію у водоймах і накопичення в осадах органічної речовини сапропелевого типу, що характеризується високим вмістом водню (завдяки наявності в керогені аліфатичних та аліциклічних молекулярних структур). Породи, що утворилися з опадів, що містять такого типу органічну речовину, потенційно нафтоматерінські. Найчастіше це глини, рідше — карбонатні та піщано-алевритові породи, які в процесі занурення досягають верхньої половини зони мезокатагенезу, де набуває чинності головний фактор нафтоутворення - тривалий прогрів органічної речовинипри температурі від 50 °C та вище. Верхня цієї головної зони нафтоутворення розташовується на глибині 3-1,7 км (при середньому геотермічному градієнті 4°С/100 м) до 2,7-3 км (при градієнті 2°С/100 м) і фіксується зміною буровугільного ступеня вуглефікації органічної речовини кам'яновугільні. Головна фаза нафтоутворення приурочена до зони, де вуглефікація органічної речовини досягає ступеня, що відповідає вугіллю марки Г. Ця фаза характеризується значним посиленням термічного та (або) термокаталітичного розпаду полімерліпоїдних та інших компонентів керогену. Утворюються у великій кількості нафтові вуглеводні, у тому числі низькомолекулярні (C5-C15), майже відсутні на ранніх етапах перетворення органічної речовини. Ці вуглеводні, що дають початок бензинової та гасової фракцій чорного золота, значно збільшують рухливість мікронафти. Одночасно, внаслідок зниження сорбційної ємності материнських порід, збільшення внутрішнього тиску в них та виділення води внаслідок дегідратації глин, посилюється переміщення мікронафти до найближчих колекторів. При міграції колекторами в пастки нафта завжди піднімається, тому її максимальні запаси розташовуються на трохи менших глибинах, ніж зона прояву головної фази нафтоутворення, нижня кордонякої зазвичай відповідає зоні, де органічна речовина порід досягає ступеня вуглефікації, властивої коксівному вугіллю. Залежно від інтенсивності та тривалості прогріву ця кордонпроходить на глибинах (маються на увазі максимальної глибини занурення за всю геологічну історію цієї серії осадових відкладень) від 3-3,5 до 5-6 км.

Нафтові запаси

Нафта належить до невідновлюваних ресурсів. Розвідані запаси нафти та нафтопродуктівстановлять (на 2004) 210 млрд т (1200 млрд барелів), нерозвідані - оцінюються в 52-260 млрд т (300-1500 млрд барелів). Світові розвідані запаси нафтопродуктів оцінювалися до початку 1973 року в 100 млрд т (570 млрд барелів) (даніза запасами нафтопродуктів, які публікуються за кордоном, можливо занижені). Таким чином, у минулому розвідані запаси зростали. В даний час, однак, вони скорочуються. До середини 1970-х світовий видобуток нафти подвоювався приблизно кожне десятиліття, потім темпи її зростання сповільнилися. У 1938 вона становила близько 280 млн т, в 1950 близько 550 млн т, в 1960 понад 1 млрд т, а в 1970 понад 2 млрд т. У 1973 світовий видобуток нафти перевищив 2,8 млрд т. Світовий видобуток нафти в 2 становила близько 3,6 млрд т.. Всього з початку промислового видобутку (з кінця 1850-х рр.) до кінця 1973 року у світі було вилучено з надр 41 млрд т, з яких половина припадає на 1965—1973 рік. місце у світовому паливно-енергетичному господарстві. Її частка у загальному споживанні енергоресурсів безперервно зростає: 3 % у 1900, 5 % перед 1-ою світовою війною 1914-1918, 17,5% напередодні 2-ї світової війни 1939-45, 24% в 1950, 41,5% в 1972, 48% в 2004. Світовий видобуток нафти в даний час (2006) становить близько 3,8 млрд т на рік, або 30 млрд барелів на рік. Таким чином, за нинішніх темпів споживання, розвіданої чорного золота вистачить приблизно на 40 років, нерозвіданої ще на 10—50 років. Також зростає і споживання чорного золота - за останні 35 років воно зросло з 20 до 30 млрд барелів на рік. Є також великі (3400 млрд барелів) у нафтових пісках Канадита республіки Венесуели. Цього чорного золота за нинішніх темпів споживання вистачить на 110 років. В даний час організаціїще можуть виробляти багато чорного золота з нафтових пісків, але ними ведуться розробки у цьому напрямі.

Примітки:

1. Оціночні запаси у мільярдах (10) барелів. (