Склад нафти

Нафта - природна масляниста горюча рідина, що складається із складної суміші вуглеводнів і деяких органічних сполук. За кольором нафта буває червоне[джерело?]-коричневого, інколи майже чорного кольору, хоча інколи зустрічається і слабо забарвлена в жовто-зелений колір і навіть безбарвна нафта, має запах, поширена в осадових породах Землі. Сьогодні нафта є одним з найважливіших для людства корисних копалини

Історичні відомості

Нафта відома людству з прадавніх часів. середні століття інтерес до нафти, в основному, грунтувався на її здатності горіти. Так збереглися відомості про «горючу воду - густе», привезеною з Ухти до Москви при Борисі Годунове.

До початку 18 століть нафта переважно використовувалася в натуральному, тобто непереробленому і неочищеному вигляді. Велика увага на нафту як корисна копалина була обернена лише після того, як: у Росії заводською практикою братів Дубініних (з 1823)

у Америці хіміком Б. Силліманом (1855), було доведено, що з неї можна виділити гас - освітлювальне масло, подібне до фотогена, що вже у той час вироблявся з деяких видів кам'яного вугілля і сланців і набув широкого поширення. Переважне використання переробленої нафти почалося лише в 2-ій половині 19 століть, чому сприяв виниклий в цей час новий спосіб видобутку нафти за допомогою бурових свердловин замість колодязів. Перший в світі видобуток нафти з бурової свердловини відбувся в 1848 році на Бібі-Ейбатськом родовищі поблизу Баку.

Походження Нафта - результат літогенезу. Вона є рідкою (у своїй основі) гідрофобною фазою продуктів

фоссилизации (поховання) органічної речовини (керогену) у водно-осадових відкладеннях.

Нефтеобразованіє - стадійний, вельми тривалий (звичайні 50-350 млн. років)[3] процес, що починається ще в живій речовині. Виділяється ряд стадій:

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

біохімічна - процеси ущільнення, обезводнення і біохімічні процеси в умовах обмеженого доступу кисню;

мезокатагенез або головна фаза нефтеобразования (ГФН) - опускання пласта органічних залишків на глибину до 3 - 4 км., при підйомі температури до 150 °C. При цьому органічні речовини піддаються термокаталитической деструкції, внаслідок чого утворюються бітумінозні речовини, складові основну масу мікронафти. Далі відбувається відгін нафти за рахунок перепаду тиску і еміграційне винесення мікронафти в піщані пласти-колектори, а по ним в 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 нефтегенерирующий потенціал і реалізовує метаногенерирующий потенціал.

протокатагенез - опускання пласта органічних залишків на глибину до 1,5 - 2 км., при повільному підйомі температури і тиску;

Фізичні властивості Нафта - рідина від світло-коричневого (майже безбарвна) до темно-бурого (майже чорного) кольору (хоча бувають зразки навіть смарагдово-зеленій нафті). Середня молекулярна маса 220-300 г/моль (рідко 450-470). Щільність 0,65-1,05 (зазвичай 0,82-0,95) г/см ; нафта, щільність якої нижче 0,83, називається легкою, 0,831-0,860 - середньою, вище 0,860 - важкою. Щільність нафти, як і інших вуглеводнів, сильно залежить від температури і тиску[4]. Вона містить велике число різних органічних речовин і тому характеризується не температурою кипіння, а температурою початку кипіння рідких вуглеводнів (зазвичай >28 °C, рідше 100 °C в разі не важких фтей) і фракційним складом - виходом окремих фракцій, що переганяються спочатку при атмосферному тиску, а потім під вакуумом в певних температурних межах, як правило до 450-500 °C (википає ~ 80 % об'єму проби), рідше 560-580 °C (90-95 %). Температура кристалізації від 60 до + 30 °C; залежить переважно від вмісту в нафті 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 мм /с для не різних фтей, що добуваються в Росії), визначається фракційним складом нафти і її температурою (чим вона вище і більше кількість легких фракцій, тим нижче в'язкість), а також вмістом речовин смолисто-асфальтенів (чим їх більше, тим в'язкість вища). Питома теплоємність 1,7-2,1 кДж/(кг До); питома теплота згорання (нижча) 43,7-46,2 МДж/кг; діелектрична проникність 2,0-2,5; електрична провідність [питома] від 2 10 10 до 0,3 10 18 Ом 1 см 1.

Нафта - легкозаймиста рідина; температура спалаху від 35[5] до +121 °C (залежить від фракційного складу і вмісту в ній розчинених газів). Нафта растворима в органічних розчинниках, в звичайних умовах не растворима у воді, але може утворювати з нею стійкі емульсії. У технології для відділення від нафти води і розчиненою в ній солі проводять обезводнення і знесолювання.

склад Загальний склад

Нафта є сумішшю близько 1000 індивідуальних речовин, з яких велика частина - рідкі вуглеводні (> 500 речовин або зазвичай 80-90 % по масі) і гетероатомні органічні сполуки (4-5 %), переважно сірчисті (близько 250 речовин), азотисті (> 30 речовин) і кисневі (близько 85 речовин), а також металоорганічні з'єднання (в основному ванадієві і нікелеві); останні компоненты - розчинені вуглеводневі гази (C1-C4, від десятих доль до 4 %), вода (від слідів до 10 %), мінеральні солі (головним чином хлориди, 0,1-4000 мг/л і більш), розчини солей органічних кислот і ін., механічні домішки (частки глини, піску, вапняку).

Вуглеводневий склад

В основному в нафті представлені парафінові (зазвичай 30-35, рідше 40-50 % за об'ємом) і нафтенові (25-75 %). У меншій мірі - з'єднання ароматичного ряду (10-20, рідше 35 %) і змішаного, або гібридного, будови (наприклад, парафино-нафтеновые, нафтено-ароматические).

Видобуток нафти

- фонтан (вихід флюїда здійснюється за рахунок різниці тисків)

- газліфт

- установка електро-відцентрового насоса (УЕЦН)

- ЕВН установка електро-гвинтового насоса (УЕВН)

- ШГН (штангові насоси)

Переробка нафтиМета переробки нафти (нафтопереробки) - виробництво нафтопродуктів, перш за все, різних палив (автомобільних, авіаційних, котельних і т. д.) і сировини для подальшої хімічної переробки.

Процес переробки нафти можна розділити на 3 основних етапу:

1. Розділення нафтової сировини на фракції, що розрізняються по інтервалах температур кипіння (первинна переробка) ;

2. Переробка отриманих фракцій шляхом хімічних перетворень вуглеводнів, що містяться в них, і виробітку компонентів товарних нафтопродуктів (вторинна переробка);

3. Змішення компонентів із залученням, при необхідності, різних присадок, із здобуттям товарних нафтопродуктів із заданими показниками якості (товарне виробництво).

Атмосферна перегонка

Атмосферна перегонка (мал. 3,4) призначена для відбору світлих нафтових фракцій - бензиновою, гасовою і дизельних, википаючих до 360°С, потенційний вихід яких складає 45-60% на нафту. Залишок атмосферної перегонки - мазут.

Процес полягає в розділенні нагрітої в печі нафти на окремі фракції в колоні ректифікації - циліндровому вертикальному апараті, усередині якого розташовані контактні пристрої (тарілки), через які пари рухаються вгору, а рідина - вниз. Колони ректифікацій різних розмірів і конфігурацій застосовуються практично на всіх установках нафтопереробного виробництва, кількість тарілок в них варіюється від 20 до 60. Передбачається підведення тепла в нижню частину колони і відведення тепла з верхньої частини колони, у зв'язку з чим температура в апараті поступово знижується від низу до верху. В результаті зверху колони відводиться бензинова фракція у вигляді пари, а пари гасової і дизельних фракцій конденсуються у відповідних частинах колони і виводяться, мазут залишається рідким і відкачується з низу колони.

Вакуумна перегонка

Вакуумна перегонка (рис.3,5,6) призначена для відбору від мазуту масляних дистилятів на НПЗ паливно-масляного профілю, або широкій масляній фракції (вакуумного газойля) на НПЗ паливного профілю. Залишком вакуумної перегонки є гудрон.

Необхідність відбору масляних фракцій під вакуумом обумовлена тим, що при температурі зверху 380°С починається термічне розкладання вуглеводнів (крекінг), а кінець кипіння вакуумного газойля - 520°С і більш. Тому перегонку ведуть при залишковому тиску 40-60 мм рт. ст., що дозволяє понизити максимальну температуру в апараті до 360-380°С.

Розрядка в колоні створюється за допомогою відповідного устаткування, ключовими апаратами є парові або рідинні ежектор

Стабілізація і вторинна перегонка бензину

Отримувана на атмосферному блоці бензинова фракція містить гази (в основному пропан і Бутан) в об'ємі, що перевищує вимоги за якістю, і не може використовуватися ні як компонент автобензину, ні як товарний прямогінний бензин. Крім того, процеси нафтопереробки, направлені на підвищення октанового числа бензину і виробництва ароматичних вуглеводнів як сировина використовують вузькі бензинові фракції. Цим обумовлено включення в технологічну схему переробки нафти даного процесу (рис.4), при якому від бензинової фракції отгоняются зріджені гази, і здійснюється її розгін на 2-5 вузьких фракцій на відповідній кількості колон.

Продукти первинної переробки нафти охолоджуються в теплообмінниках, в яких віддають тепло холодній сировині, що поступає на переробку, за рахунок чого здійснюється економія технологічного палива, у водяних і повітряних холодильниках і виводяться з виробництва. Аналогічна схема теплообміну використовується і на інших установках НПЗ.

Сучасні установки первинної переробки частенько є комбінованими і можуть включати вищеперелічені процеси в різній конфігурації. Потужність таких установок складає від 3 до 6 млн. тонн по сирій нафті в рік.

На заводах споруджується декілька установок первинної переробки щоб уникнути повної зупинки заводу при виведенні однієї з установок в ремонт.

Застосування Сира нафта безпосередньо майже не застосовується. Для здобуття з неї технічно коштовних продуктів, головним чином моторних палив, розчинників, сировини для хімічної промисловості, її піддають переробці. Нафта займає провідне місце в світовому паливно-енергетичному балансі: доля її в загальному вжитку енергоресурсів складає 48 %. У перспективі ця доля зменшуватиметься унаслідок зростання вживання атомної і інших видів енергії, а також збільшення вартості і зменшення видобутку.

У зв'язку з швидким розвитком в світі хімічної і нафтохімічної промисловості, потреба в нафті збільшується не лише з метою підвищення вироблення палив і масел, але і як джерела коштовної сировини для виробництва синтетичних каучуків і волокон, пластмас, ЛІГШИ, миючих засобів, пластифікаторів, присадок, фарбників і ін. (більше 8 % від об'єму світового видобутку). Серед отримуваних з нафти вихідних речовин для цих виробництв найбільше вживання знайшли: парафінові вуглеводні - метан, етан, пропан, Бутан, пентаны, гексаны, а також високомолекулярні (10-20 атомів вуглецю в молекулі); нафтенові; ароматичні вуглеводні - бензол, толуол, ксилолы, етилбензол; олефінові і діолефінові - етилен, пропилен, бутадієн; ацетилен. Нафта унікальна саме комбінацією якостей: висока щільність енергії (на тридцять відсотків вище, ніж в найякіснішого вугілля), нафту легко транспортувати (в порівнянні з газом або вугіллям, наприклад), нарешті, з нафти легко отримати масу вищезазначених продуктів. Виснаження ресурсів нафти, зростання цін на неї і ін. причини викликали інтенсивний пошук замінників рідких палив.

Запаси нафти Нафта відноситься до непоновлюваних ресурсів. Розвідані запаси нафти складають (на 2004) 210 млрд т (1200 млрд баррелів), нерозвідані, - оцінюються в 52-260 млрд т (300-1500 млрд баррелів). Світові розвідані запаси нафти оцінювалися до початку 1973 роки в 100 млрд т (570 млрд баррелів) (дані по запасах нафти, що публікуються за кордоном, можливо занижені). Таким чином, у минулому розвідані запаси зростали. В даний час, проте, вони скорочуються.

До середини 1970-х світовий видобуток нафти подвоювався приблизно кожне десятиліття, потім темпи її зростання сповільнилися. У 1938 вона складала 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 році світовий видобуток нафти перевищив 2,8 млрд т. Світовий видобуток нафти в 2005 році склав близько 3,6 млрд т.

Всього з початку промислового видобутку (з кінця 1850-х рр.) до кінця 1973 року в світі витягувало з надр 41 млрд т, з яких половина доводиться на 1965-1973 роки.

Нафта займає провідне місце в світовому паливно-енергетичному господарстві. Її доля в загальному вжитку енергоресурсів безперервно зростає: 3 % у 1900, 5 % перед 1-ою світовою війною 1914-1918, 17,5 % напередодні 2-ої світової війни 1939-45, 24 % у 1950, 41,5 % у 1972, 48 % у 2004.

Світовий видобуток нафти в даний час (2006) складає близько 3,8 млрд т в рік [7], або 30 млрд баррелів в рік. Таким чином, при нинішніх темпах вжитку, розвіданої нафти вистачить приблизно на 40 років, нерозвіданою - ще на 10-50 років. Також зростає і вжиток нафти - за останніх 35 років воно виросло з 20 до 30 млрд баррелів в рік.

Є також великі запаси нафти (3400 млрд баррелів) в нафтових пісках Канади і Венесуели. Цієї нафти при нинішніх темпах вжитку вистачить на 110 років. В даний час компанії ще не можуть виробляти багато нафти з нафтових пісків, але ними ведуться розробки в цьому напрямі.

Кашаган

Кашаган - супергігантське нафтогазове родовище Казахстану, розташоване на півночі Каспійського моря. Відноситься до Прикаспійської нафтогазоносної провінції.

Відкрито в 30 червня 2000 року свердловиною «Схід-1». Є одним з найкрупніших родовищ в світі, відкритих за останніх 40 років, а також найбільшим нафтовим родовищем на морі

Східний Кашаган відкритий влітку 2000 року, Західний Кашаган - в 2001 році, Південно-західний Кашаган - в 2003 році.

Початок промислового видобутку неодноразово переносився, зараз воно оголошене на кінець 2012 роки.

Розробка родовища ведеться в складних геологічних умовах: шельфова зона, великі глибини залягання (до 5500 м), високий тиск (80 МПа) пласта, високий вміст сірководня (до 19 %).

Родовище характеризується високим тиском пласта до 850 атмосфер. Нафта високоякісна -46° API, але з високим газовим чинником, вмістом сірководня і меркаптанів.

Про Кашагане було оголошено влітку 2000 років за результатами буріння першої свердловини Схід-1 (Східний Кашаган-1). Її добовий дебіт склав 600 м нафти і 200 тис. м газу. Друга свердловина (Захід-1) була пробурена на Західному Кашагане в травні 2001 року в 40 км. від першої. Вона по Для освоєння і оцінки Кашагана побудовано 2 штучні острови, пробурено 6 розвідувальних, 6 оцінних свердловин (Схід-1, Схід-2, Схід-3, Схід-4, Схід-5, Захід-1).

казала добовий дебіт в 540 м3 нафти і 215 тис. м газу.