НЕФТЬ
НЕФТЬ (перс. нефт), жидкое горючее полезное ископаемое. Маслянистая жидкость от светло‑коричневого до тёмно‑бурого цвета со специф. запахом, дисперсная система; вязкость при 50°С равна 0,012—0,55 см2/с; плотн. колеблется в пределах 650—1050 кг/м3; оптически активное соединение. Н. — смесь разл. органич. соед., характеризуется т‑рой нач. кипения жидких углеводородов (в осн. выше 28°С); tзаст от +23° до −60°С; теплоёмкость 1,7—2,1 кДж/(кг•К); теплота сгорания 43,7—46,2 МДж/кг. Растворима в органич. р‑телях, в обычных условиях нерастворима в воде, с к‑рой образует стойкие эмульсии.
Содержит ок. 1 тыс. индивидуальных в‑в, б.ч. к‑рых — жидкие углеводороды (св. 500 или обычно 80—90% по массе) и гетероатомные органич. соед. (4—5%), преим. сернистые (ок. 250), азотистые (св. 30), кислородные (ок. 85%), металлоорганич. соед. (см. Металлопорфириновые комплексы нефти); остальные компоненты — растворённые углеводородные газы (0,1—4%), вода (от следов до 10%), минер. соли (в осн. хлориды, 0,1—4000 мг/л и более), р‑ры солей органич. к‑т и др., мех. примеси (частицы глины, песка, известняка).
В составе Н. в осн. парафиновые (30—35% от объёма) и нафтеновые (25—75%) соед., в меньшей ст. — соед. ароматич. ряда (10—20%) и смешанного (гибридного) строения (парафино‑нафтеновые, нафтено‑ароматич.); серасодержащие соед. — сероводород, меркаптаны, моно- и дисульфиды, тиофены и тиофаны, полициклич. и др. (70—90% концентрируется в мазуте и гудроне); азоторганические соединения нефти и кислородорганические соединения нефти.
В Н. обнаружено всего более 50 элементов, в т.ч. углерода 82—87%, водорода 11—14,5, серы 0,01—6, азота 0,001—1,8, кислорода 0,005—0,35% и др., присутствуют ванадий (10-5—10-2%), никель (10-4—10-3%), хлор (от следов до 2•10-2%) и др. Н. с высоким содержанием асфальтосмолистых веществ (20—40% масс.) называют смолистой, не содержащую смолы и асфальтены — белой. Излившаяся на поверхность Н. окисляется и превращается в густую мальту, асфальт. В недрах находится в виде скоплений разл. объёма (нефтяные месторождения). В пластовых условиях Н. содержит растворённый газ и отличается от добытой по плотности, кинематич. и динамич. вязкости. Вязкость св. 12МПа•с считается повышенной. Важным показателем пластовой Н. является газовый фактор (объём газа, получаемый при извлечении на поверхность 1 т Н.).
По плотности различают Н. лёгкую (ниже 830 кг/м3), ср. (831—860) и тяжёлую (выше 860). C 1981 действовала технол. классификация, или индексация (по качеству производимых нефтепродуктов), в соотв. с к‑рой Н. присваивался 5‑значный индекс. По содержанию серы подразделяли на 3 кл., по содержанию фракций, выкипающих до 350°С, на 3 типа, по суммарному содержанию базовых масел на 4 гр., по индексу вязкости базовых масел на 4 подгруппы, по содержанию твёрдых парафинов на 3 вида. В 2002 принят ГОСТ Р51858—2002, соотв. междунар. стандартам, по к‑рым Н. подразделяют по содержанию общей серы на 4 кл., по плотн. при 20°С на 5 типов, по содержанию воды и хлористых солей на 3 гр., сероводорода и лёгких меркаптанов на 3 вида.
Существуют органич. (биогенная) и неорганич. (абиогенная) теории происхождения Н. Согласно теории биогенного образования, Н. — жидкая гидрофобная фаза продуктов фоссилизации (захоронения) органич. в‑ва (керогена) в водно‑осадочных отложениях. Образуется в кр. областях погружения земной коры, в к‑рых горные породы с органич. в‑вом сапропелевого типа, образованным из планктона, с высоким содержанием водорода, достигают зоны с благоприятными термобарич. условиями и генерируют Н., также возможно образование Н. из гумуса. Наличие хемофоссилий (углеводороды и гетероатомные соед., близкие по структуре углеродного скелета к биол. в‑вам) рассматривается как одно из осн. доказательств её генетич. связи с живым в‑вом (М.В.Ломоносов, Г.Потонье, Н.Д.Зелинский, И.М.Губкин, К.Р.Тимергазин, А.А.Трофимук, С.А.Ахметов и др.). Согласно неорганич. теориям [минеральная, или карбидная (Д.И.Менделеев, А.С.Эйгенсон); космич. (В.Д.Соколов, К.А.Уразаев); вулканич. (Ю.Кост) и др.], синтез углеводородов происходит путём взаимодействия карбидов металлов с водой и к-тами, по схеме Фишера‑Тропша из водорода и оксидов углерода.
Осн. способ добычи Н. — скважинный: фонтанный, газлифтный, насосный. Для снижения потерь при транспортировке и хранении, обеспечения постоянного давл. паров Н. при подаче на НПЗ её подвергают стабилизации (отгоняют пропан‑бутановую, иногда пентановую фракцию) и получают сырую Н. Далее осуществляют обезвоживание и обессоливание нефти.
Переработка Н. включает первичную (перегонка нефти) и вторичную (связана с изменением структуры входящих в её состав углеводородов, включает алкилирование, гидрокрекинг, крекинг каталитический, риформинг, коксование) переработку. Удаление нежелат. компонентов достигается очисткой нефтепродуктов. Технол. процессы НПЗ классифицируют на физ. (см. Массообменные аппараты) и химические. По способу активации хим. процессы подразделяют на термич. (термодеструктивные: висбрекинг, крекинг термический, коксование, пиролиз и др., термоокислит.: газификация кокса, углей, произ‑во битума и др.) и каталитич. (гетеролитич.: алкилирование, каталитич. крекинг, полимеризация и др., гомолитич.: произ‑во водорода и синтез газов, метилового спирта, серы и др., гидрокаталитич.: гидрокрекинг, изомеризация, риформинг и др.).
Изучение баш. Н. начато в 30‑е гг. 20 в. в Центр. н.‑и. лаборатории (ЦНИЛ) треста “Башнефть”, впоследствии в Уфимском нефтяном НИИ, продолжены в БашНИИНП и “БашНИПИнефть”. Изучено св. 150 видов Н. и газовых конденсатов разл. регионов страны (БАССР, ТАССР, Якутской АССР, Казах. ССР, Астраханской, Оренб., Тюменской обл.); созданы основы классификации Н., учитывающей особенности хим. состава, уровень содержания серы; подготовлены издания “Сернистые и высокосернистые нефти Башкирской АССР” (1960—67), “Пластовые нефти Республики Башкортостан” (1996) и др. Разработано и внедрено ок. 50 технологий нефтеотдачи пластов (“БашНИПИнефть”, “НИИнефтеотдача”), проведены работы по совершенствованию технологий глубокой переработки Н.
Нефт. м‑ния РБ относятся к Волго‑Уральской нефтегазоносной провинции, Н. в осн. сернистая, парафинистая, ср. плотности. Н. терригенного девонского нефтегазоносного комплекса имеет плотн. 750—860 кг/м3, вязкость 0,7—18 МПа•с и содержание парафинов до 5,0%. Н. терригенного нижнекарбонового комплекса более плотная (820—900 кг/м3), вязкая и повышенной вязкости (18—40 и более МПа•с), содержит больше смол и асфальтенов (5—11%), в попутном нефт. газе присутствуют сероводород (1—2%) и азот (иногда до 40–45%). Н. карбонатных нефтегазоносных комплексов по составу занимает промежуточное положение между Н. терригенных комплексов.
В 1932—2007 добыто св. 1,6 млрд. т Н. На НПЗ респ. в 30—40‑е гг. поступала Н. ишимбайская и туймазинская, с 50‑х гг. — арланская, с 80‑х гг. смеси Н. в осн. м‑ний Зап. Сибири и Урало‑Поволжья.
Лит.: Намёткин С.С. Химия нефти. М., 1955; Губкин И.М. Учение о нефти. Изд. 3‑е. М., 1975; Ахметов С.А. Технология глубокой переработки нефти и газа. Уфа, 2002.
С.А.Ахметов, Е.В.Лозин
