2. 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

3. 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.

4. 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;

5. 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.

7. 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).

8. 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)

9. Переробка нафти
Мета 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).

10. 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.

11. 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

12. 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.

13. 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.

14. 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.

16. 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.