> Техника, страница 65 > Нефти

Нефти

Нефти. Нефть естественная—органич.вещество чрезвычайно разнообразных физических свойств и крайне сложного состава. В большинстве случаев это—б. или м. подвижная жидкость темнокоричневого цвета с характерным запахом, и в главной своей массе состоящая из углеводородов различных рядов. Однако наряду с Н., сохраняющей свою подвижность даже при самых сильных морозах (охинская нефть с острова Сахалина и др.), встречаются Н., вследствие богатого содержания твердых компонентов (парафин), твердые или полутвердые даже при обыкновенной темп-ре (некоторые пенсильванские, грозненские и др.). Не менее разнообразен цвет Н.: если большинство Н. непрозрачны, темного, почти черного цвета, то встречаются также нефти полупрозрачные, прозрачные (красные) и далее почти бесцветные (белая сураханскан НЛ. Состав различных Н. также крайне разнообразен по б. или м. преобладанию в них углеводородов отдельных рядов, а также по содержанию других компонентов: кислородных (нефтяные кислоты), сернистых и азотистых. Обычными спутниками Н. являются нефтяной газ и т. н. буровая вода. Первый, будучи естественной составной частью Н., в главной своей массе состоит из низших углеводородов жирного ряда, которые всегда после выделения их избытка в атмосферу, остаются в нек-ром количестве растворенными в Н. Напротив, буровые воды (смотрите Води нефтяных месторождений) следует рассматри вать как примесь, от которой Н. обыкновенно легко отстаивается уже при хранении. Лишь 0,5—1,0% воды остается в Н. частью в растворенном, частью во взвешенном состоянии, и для освобождения от них приходится прибегать к высушиванию Н. безводными солями, например прокаленным хлористым кальцием. Лишь отстоявшаяся так. обр. и высушенная Н. может быть подвергнута исследованию в отношении ее физич. свойств и химич. состава

Физические свойства Н. Для характеристики Н. представляют интерес следующие их физич. свойства. (Константы II. отдельных место рождений и стран см. Спр. ТЭ, т. III, стр. 365—426.)

Удельный вес. Для различных Н. удельный вес колеблется в довольно широких пределах, а именно от 0,730 (для наиболее легких Н.) до 1,0 и выше (для наиболее тяжелых). Обыкновенно Н. с уд. весом ниже 0,9 называются легкими, а с уд. весом выше 0,9—тяжелыми; Н.же с уд. весом выше 1,0 по своим свойствам приближаются скорее к асфальтам. В большинстве месторождений встречаются как легкие, так и тяжелые Н. в зависимости от глубины залегания. Однако зависимость эта может проявляться, сообразно геологнч. условиям залегания данной Н., в двух противоположных направлениях: в одних случаях по мере углубления удельный вес нефти падает (Пенсильвания, Грозный и т. д.) в других, наоборот—возрастает (Баку, Эльзас). Равным образом нередко наблюдается постепенное изменение уд. веса Н. с одного и того же горизонта (например во время действия фонтана). Разнообразие уд. весов Н. зависит: 1) от содержания в них, с одной стороны, наиболее легких компонентов с низкими Г_км„, с другой—наиболее тяжелых высококипящих составных частей и 2) от преобладания в Н. углеводородов того либо иного ряда: метановых (наиболее легких), нафтеновых (более тяжелых) и ароматических (наиболее тяжелых). Определение уд. в II. производится обычными способами: ареометром, весами Вестфаля и пикнометром.

Внутреннее трени е—одно из важнейших свойств Н., связанное с различными вопросами нефтяной техники (перекачка нефти, осветительные и смазочные свойства нефтепродуктов и т. д ). Так как определение внутреннего трения довольно сложно, то в нефтяной практике ограничиваются обыкновенно определением так паз. вязкости, которая находится по отношению к внутреннему трению в сравнительно простой связи (смотрите Вязкость).

Тепловое расширение Н. подчиняется общему закону, выражаемому сокращенно формулой V_t= F₀ (1 + А1 + В1-). Т. к. однако коэфициент В для многих Н. неизвестен, то при небольших изменениях темп-ры приходится пользоваться еще более сокращенной ф-лой V_t=V_t (1+ДО· Для различных II. и нефтепродуктов коэф. А этой ф-лы уменьшается с повышением уд. веса Н. Тот же коэф. при повышении темп-ры не остается постоянным для одного и того же продукта, а обыкновенно несколько увеличивается, иначе говоря коэф-т В имеет

Т. Э. т. XIV.

положительное, хотя и очень малое значение. Коэф. А служит также для перевода уд. веса Н. от одной темп-ры к другой по формуле D_t=D₀ (1 -At).

Т еплоемкость для различных Н. колеблется от 0,398 до 0,500, причем обыкновенно с повышением уд. веса Н. их теплоемкость уменьшается. Зависимость теплоемкости Н. от ί° изучена пока еще недостаточно; во всяком случае с повышением f° теплоемкость Н. и нефтепродуктов несколько повышается.

Скрытая теплота и с п а р е-н и я. В громадном большинстве случаев эта константа не м. б. определена для Н. экспериментально, т. к. последние не м. б. превращены полностью в пар без разложения и образования кокса. Поэтому здесь приходится ограничиваться данными для различных нефтяных погонов. Так, для пого-нов с около 40° скрытая теплота испарения бакинских нефтепродуктов равна 80,06 Cal на 1 к?, а для погонов с t°_Kim. ок. 175,5°—только 51,6 Cal. С хорошей точностью эта константа вычисляется также по известной формуле Трутона L=KT/M, где L—скрытая теплота испарения фракции с темп-рой кипения Т, М—ее мол. в (средний) и К—константа (=20).

Теплотворная способность Н. колеблется в довольно узких пределах: от 10 900 Cal для наиболее легких до 10 300 Cal для наиболее тяжелых нефтей. С известной точностью (до 5%) можно вычислять теплотворную способность Н. на основании их элементарного состава, для чего было предложено несколько ф-л. Такова например формула Менделеева: Q=81С+300Л - 26(0-S). где Q—теплотворная способность II., содержащей С% углерода. Н% водорода, 0% кислорода и S% серы.

К и пени е. Как крайне сложные смеси многочисленных компонентов, нефти не имеют постоянной t°_Kvn. Их перегонка характеризуется начальной (°_кни. и размерами фракций, которые собираются в определенных /°-ных пределах. Начало кипения Н. зависит от содержания в ней низкокипящих. то есть наиболее легких составных частей; смотря по содержанию этих компонентов, начало кипения легких нефтей обыкновенно лежит между 50° и 100°, тяжелые же Н. с уд. в выше 0,9 начинают кипеть обыкновенно при температуре выше 100°. Количественные результаты перегонки Н. чрезвычайно зависят от условий опыта и применяемой аппаратуры, например от скорости перегонки, величины и конструкции насадки (дефлегматора) и тому подобное. Для аналитических целей, чтобы получать сравнимые данные для характеристики различных нефтей, обыкновенно пользуются стандартным прибором Энглера (фигура 1). Последний состоит из небольшой колбы Вюрца, холодильника и градуированного приемника, причем размеры аппаратуры, залив, скорость перегонки и другие условия строго установлены. Для получения заводских данных, разгонки по Энг-леру однако не достаточно. Для этой цели пользуются металлическими перегонными кубами с загрузкой не менее 16 килограмм и приспособлениями для ввода водяного пара и для

15

вакуума; как конструкцию аппаратуры, так ц условия работы на ней рекомендуется по возможности приблизить к заводским.

Испарение, или выветривание, нефти совершается при ί° значительно ниже начальной и зависит от разнообразнейших условий, как то: ί°, герметичности сосуда, ветра и т. д. В первую очередь при этом Н. теряют конечно наиболее легкие, летучие составные части; одновременно однако испаряются и более тяжелые компонен-

ее химич. изменением: под влиянием кислорода воздуха и влаги происходит частичное окисление II. с образованием смолистых и асфальтовых веществ.

ЗастываниеН.и нефтепродуктов имеет весьма большое практич. значение. Действительно, легко застывающую Н нельзя наир, перекачивать на холоду, вследствие чего транспорт такой Н. в холодное время года чрезвычайно затрудняется. Крайне осложняется также пользование некоторыми нефтепродуктами, особенно например смазочными маслами при условии их легкой застываемостн. Последняя зависит гл. обр. от содержания парафина: чем больше парафина содержится в данной нефти, тем выше ее<°,_и(.„|. Немалое значение имеет в данном случае также содержание в Н. смолистых и других веществ, задерживающих выделение парафина в твердом виде. Вследствие этого повышенное содержание смол в Н. способствует понижению их t°_3ncm. Вследствие сложности состава нефтей застывание их при охлаждении совершается постепенно, и определение соответствующей Г крайне условно. В СССР t°_3arm. Η· называется та (°, при которой Н. теряет свою подвижность, то есть способность изменять свое положение при наклонении содержащего ее сосуда. Определение производится в стандартной пробирке в строго определенных условиях охлаждения и наблюдения.

Вспышка и в о с п л а м е н е н и е. Вспышкой (смотрите), или (° вспышки, называется та ί°, при которой пары Н. или нефтепродуктов с воздухом дают при приближении пламени короткую вспышку. При более высокой 1° в аналогичных условиях происходит не только вспышка паров, но и воспламенение самого масла. Такая темп-pa называется темн-рой воспламенения. Большинство II.

и нефтепродуктов имеет при комнатной ί° упругость паров, недостаточную для образования вспышки с воздухом; чтобы получилась вспышка, необходимо подогревание горючей жидкости, для чего предложен целый ряд способов и аппаратов. Последние могут быть подразделены на два основных типа: открытые и закрытые. Примером открытых аппаратов для определения вспышки может служить принятый в СССР прибор Бренкена, состоящий из фарфорового тигля стандартных размеров, помещенного в песчаную баню, и термометра. В Америке вместо прибора Бренкена употребляется прибор Кливеланда—металлич. чашка стандартных размеров, помещаемая на металлич. подставке строго определенных размеров и устройства. Из закрытых приборов наибольшее распространение получили приборы Абель-Пейского (фигура 2) для низких (до 50°) вспышек (легких II., керосина) и Мар-тенс-Пенского (фигура 3)—для высоких вспышек (тяжелых Н., смазочных масел). Устройство этих приборов в наиболее существенных чертах заключается в следующем. Испытуемая нефть или нефтепродукт наливаются до определенной метки в небольшой цилиндрический медный или латунный сосудик, закрываемый крышкой с небольшой заслонкой. Последняя прикрывает имеющееся в крышке небольшое оконце, периодически открываемое при определении вспышки на короткий промежуток времени либо с помощью особого заводного механизма А (фигура 2), либо вручную г помошыо пружинного рычага А (фигура .3); в момент отодвигания заслонки к оконцу автоматически приближается пламя маленькой горелки. Оба прибора снабжены термометрами, опущенными в испытуемый нефтепродукт через специальное отверстие крышки; у при-

Фигура 2. фигура з. бора Мартенс-Пенского кроме того имеется небольшая мешалочка Б (фигура 3), приводимая в действие с помощью гибкого пружинного стержня. Цилиндрические сосуды, в которые наливается испытуемый нефтепродукт, окружены воздушной баней, а у прибора Абель-Пенского воздушная баня ок-ружена еще водяной баней; нагревание производится извне с помощью горелок. Бее

части обоих приборов стандартизированы; определение вспышки производится в условиях также строго определенных. Наряду с разгонкой нефти вспышка может служить указанием па содержание е ней легких частей и на ббльшую или меньшую безопасность ее в пожарном отношении. Особенно важное значение имеет вспышка для характеристики осветительных и смазочных масел (смотрите Керосин и Масла смазоингле).

Оптические свойства Н.Цвет Н. зависит от содержания в ней смолистых и асфальтовых веществ. Поэтому, как общее правило, чем легче Н. ,тем она светлее и прозрачнее; чем она тяжелее, то есть чем больше в ней смолистых и асфальтовых веществ, тем Н. темнее. Большинство нефти обладает также б. или м. ясно выраженной флуо-р е с ц е н и и е й—синеватой (бакинские Н.) или зеленоватой (пенсильванские нефти), зависящей повидимому от присутствия в них соединений, родственных многоядерным ароматическим системам типа флуорена. хризена и тому подобное. Из других оптич. свойств Н. большой теоретич. интерес представляет оптическая деятельность, аимен-но способность вращать плоскость поляризации света в п р а в о, причем для различных Н. максимум оптической деятельности, как оказалось, лежит в довольно узких пределах ί°_λ.„_η., а именно 23(Н-300° при 12 миллиметров Hg. Не без основания многие авторы считают эти свойства нефти одним из наиболее веских аргументов в пользу органич. происхождения Н., так как все организмы, как растительные, так и животные, как известно, содержат значительные количества оптически деятельных соединений (сахара, белка и т. д.), которые и могли перейти в подходящих условиях в нефтяные оптически деятельные углеводороды. Фактич. возмож-ность подобного рода переходов была подтверждена различными авторами экспериментально.

Химический состав Н. Исследование элементарного состава нефти (цифровой материал см. Сир. ТЭ, том III, стр. 365—426) приводит к выводу, что главными элементами, образующими составные части нефти, являются углерод (83—87%) и водород (11—14%), то есть элементы, которые, соединяясь друг с другом в различных отношениях, образуют углеводороды различных рядов. На долю элементов кислорода, азота и серы, входящих в состав некоторых компонентов собственно Н., приходится в общей сложности не более 4—5%, зачастую же лишь доли процента. Образующие главную массу 11. углеводороды относятся к следующим основным рядам: 1) углеводороды парафинового ряда, то есть метан и его гомологи;

2) нафтены, или алицнклич. углеводороды;

3) ароматические углеводороды, то есть бензол, его гомологи ή производные, и 4) углеводороды непредельного характера, то есть олефины различных рядов и др. Удельное значение каждого из этих рядов в построении природной Н. далеко не одинаково. Громадное большинство II. в главной своей массе состоит из углеводородов предельного характера, то есть парафинов и нафтенов легко освобождаемых от ароматических и не предельных соединений путем обработки крепкой серной кислотой. Для ближайшего ознакомления с составом Н. каждый из указанных рядов должен быть рассмотрен отдельно.

Парафин ы, С_пН_2п+₂. Низшие представители этого ряда от метана (СН₄) до бутана (С₄Н₁₀) включительно—газы; начиная от пентана С₅Н₁₂ до пентадекана С,₆Н₃₂— жидкости, и лишь более высокомолекулярные парафины, начиная с С_1вН₃₄ (ί°„,«. 18°),— твердые вещества при обыкновеннойГ. Некоторые Н. особенно богаты парафинами; таковы например Н. пенсильванская, галицийская, а из советских Н.—грозненская и челекенская. Парафинистые соединения сосредоточены гл. обр. в низкокипящих фракциях Н., причем газообразные парафины часто содержатся в жидкой Н. в растворенном состоянии и притом в весьма значительном количестве; кроме того эти газообразные углеводороды являются составной частью т. наз. естественного (нефтяного) газа (о составе некоторых естественных газов СССР см. Спр. ТЭ, т. III, стр. 400; см. также Газ естественный). В том или другом виде из простейших парафиновых углеводородов в Н. обнаружены: метан (СН₄), этан (С₂И_в), пропан (С₂Н₈) и оба углеводорода состава С₄Н₁₀, то есть бутан и изобутан. В количественном отношении на первом месте из этих углеводородов стоит метан, составляющий свыше 90% некоторых естественных газов; остальные газообразные парафины сопутствуют метану, но в несравнимо меньших количествах. Из более высокомолекулярных парафинов (смотрите), начиная с пентана С₅Н₁₂, в нефти обнаружены следующие: три изомерных пентана, а именно нормальный пентан (t°_Km. 37°), изопентан (ί°_ΚΙ,„. 30°) и тетраметилметан 9,5°); далее с несо мненностью доказано присутствие в нефти трех гексанов (С,Н₁₄), а именно: нормального гексана (t°_Kun. 69°), триметилэтилметана (ί°_κ!ιη. 50°) и дийзопропила (ί°_κ„_π. 58°); два других изомерных гексана — этилизопро-пилметан (1⁰„_ιη. 62°) и метилдиэтилметан ((°_кш1. 64°)—также повидимому содержатся в Н. Начиная с гептана (С,Н_1в) число изомерных углеводородов, возможных с точки зрения теории строения органич. соединений, как известно, быстро возрастает—изомерных гептанов м. б. 9, октанов С₈Н₁₈—18 и т. д. В нефти наоборот число соответствующих представителей резко падает. Так наир., из 9 гептанов в различных нефтях обнаружено лишь 4; из 18 октанов только 2 и т. д., причем еще в индивидуальности их имеются серьезные сомнения. Причина такого несоответствия лежит в сложности состава нефтяных фракций, все возрастающей с повышением этих фракций, и хотя эта сложность состава указывает на наличие в нефтяных фракциях все большего и большего числа изомеров и представителей различных рядов, тем не менее выделение в индивидуальном виде этих последних из столь сложных смесей становится все более трудным. То же самое, и пожалуй в еще большей степени, приходится сказать относительно высокомолекулярных твердых парафинов, смесь которых известна под именем парафина. Несмотря на большое число работ, направленных к выделению из нефтяного парафина чистых индивидуальных углеводородов и к определению их химии, структуры, вопрос этот и поныне не может еще считаться вполне решеным.

Выделение индивидуальных парафинов из нефти производится путем тщательной фрак-ционировки ее или соответствующих нефтепродуктов. Газообразные парафины выделяются путем фракционировки газов при низкой t° (начиная с t° жидкого воздуха); жидкие и твердые—из бензина, керосина, масел—путем многократной перегонки их с хорошими дефлегматорами при обыкновенном давлении или в вакууме. Для твердых парафинов широко применяется дробная кристаллизация из различных растворителей, как то: о-эфирной смеси хлористого этилена и др. Обязательна также предварительная обработка серной кислотой или серно-азотной смесью для отделения от ароматич. и непредельных углеводородов. В отдельных случаях в соответствии с хи-мич. свойствамиотдельных парафинов можно пользоваться также другими реагентами. Так например, для получения из Н. чистого нормального гексана удобно фракцию 69—· 70° обработать повторно дымящей азотной к-той, к которой гексан вполне устойчив, тогда как сопутствующие примеси легко разрушаются этим" реагентом. В подавляющем большинстве случаев выделение из нефти чистого парафинового углеводорода крайне трудно и может служить только задачей специального исследования для определения ближайшего состава той либо иной части нефти. Лишь в отдельных случаях в самое последнее время начинают пользоваться отдельными индивидуальными парафинами для их специальной химической переработки (смотрите ниже).

Н а ф т е н ы. Подобно парафинам, иаф-тены (смотрите) являются повидимому постоянной составной частью Н., в некоторых же Н. они занимают в отношении состава даже преобладающее положение. Таковы бакинские Н., некоторые галицийские и др. Из различных нафтеновых рядов в Н. обнаружены только два: ряд циклопентана и ряд циклогексана, то есть углеводороды с пяти-и шестичленными замкнутыми циклами. К первым относятся циклопентан С₆Н₁₀ (t°_Kun, 50°) и метилциклопентан C_eH,₂ 71°);

вероятно также присутствие в нефтях ди-метилциклопентана. Из нафтенов ряда циклогексана несомненно обнаружены в нефтях: циклогексан С_вН₁₂ (f°_Kmt. 80°), метилцикло-гексан С₇Н₁₄ (t°_Kun. 100°)и мета-диметил-ци-клогексан С₈Н_1в (ί°_κ„„. 120°); кроме того возможно присутствие и некоторых других гомологов циклогексана, как то: гемидиме-тилциклогексана, парадиметилциклогекса-на, симметрия. и иесимметрич. триметилци-клогексана, а также конденсированных систем, например типа декалина, или декагидронафталина, и др. Хнмич. природа высших нафтенов, входящих в состав фракций И., образующих смазочные масла, пока совершенно не изучена. Методика выделения из II. отдельных нафтенов и целевая установка подобного рода работ те нее, что и для парафинов. Впрочем нафтены ряда циклогек сана путем дегидрогенизацпонного катализа м. б. легко и нацело превращены в соответствующие ароматич. углеводороды (смотрите ниже),—реакция, которая может получить большое практич. значение.

Ароматические углеводороды («ароматика»). В большинстве Н. содержание ароматич. углеводородов крайне незначительно. Так например, большинство бакинских Н. содержит ароматич. углеводородов во фракции 60—110° не более 1,5—2% и только в бинагадинекой нефти та же фракция содержит до 11,0% ароматики. Фракция 60—110° грозненской нефти содержит 3,5% ароматики, а майкопской—7,7%. Значительно реже встречаются Н. более богатые ароматикой. В этом отношении особенно выделяются нефти с о-вов Борнео и Суматры, в которых содержание ароматики достигает 35—40% (на газолин), а также наша уральская (пермская) Н., в которой суммарное содержание бензола, а и ксилола,считая на газолин, достигает 36%. Число ароматич. углеводородов, на присутствие которых имеются указания, в различных нефтях довольно значительно. Так, в бакинской Н. кроме бензола, а и ксилола .(мета) обнаружены: псевдокумол С_вН₈(СН₃)₃, дурол С₆Н₂(СН₃)₄, диэтил СЫ₃-С_вН₃-(С₂Н₆)₂, а также с большой долей вероятия ряд других гомологов бензола. В некоторых нефтях доказано также присутствие нафталина и его гомологов. В виду небольшого содержания ароматич. углеводородов в большинстве Н. выделение и обнаружение их производится обычно путем обработки соответствующих погонов крепкой серной кислотой, с которой бензол и его гомологи в отличие от нафтенов и парафинов легко образуют соответствующие сульфокислоты. Кристаллизация этих сульфокислот, а также их солей, с последующей сухой перегонкой известковых солей с гашеной известью позволила во многих случаях получить из нефти бензол и ряд его гомологов в достаточно чистом виде. Для практич. целей в настоящее время могут представлять интерес из нефтяной ароматики лишь бензол, и отчасти ксилол как сырье для получения различных их производных. Так например, во время мировой войны II. островов Борнео и Суматры, а у нас—майкопской и грозненской пользовались для получения из соответствующей фракции нитроа. Особенно богатые перспективы в этом отношении открывает также наша уральская нефть. Во всех этих случаях ограничиваются конечно выделением из Н. технич. продуктов, для чего достаточно подвергнуть Н. или выделенный из нее бензин тщательной разгонке.

Непредельные углеводороды. По сравнению с парафинами, нафтена-ми и ароматиками значение углеводородов непредельного характера как составных частей нефти крайне незначительно. Правда, имеются указания на нахождение в различных II. целого ряда непредельных, ряда этилена, то есть олефинов,.как то: амилена, гексиленов и гептиленов; однако более чем вероятно, что все эти олефины образовались лишь в результате разложения нефти при ее перегопке. Для суждения о присутствии олефинов в нефтяных погонах пользуются либо способностью их присоединять галоиды (йодные и бромные числа) либо реакцией с уксуснокислой ртутыо, с которой олефины дают кристаллические соединения. Другие реакции указывают на присутствие в нефтяных дистиллятах углеводородов ацетиленового ряда, однако и эти последние являются повидимому лишь продуктами распада Н. при перегонке. Как показывает элементарный состав Н., участие кислородных,сернистых и азотистых соединений в образовании природных Н. весьма невелико. Тем не менее присутствие этих соединений может сообщать различным Н. ряд особых свойств, как то: кислую реакцию, неприятный запах и тому подобное., которые могут обусловить необходимость ряда специальных мероприятий при их переработке. Из кислородных соединений, встречающихся в Н., на первом месте необходимо поставить нефтяные или нафтеновые кислоты (смотрите).

Смо-листые и асфальтовые вещества. По своему составу эти вещества характеризуются содержанием кроме углерода, водорода и кислорода также серы. Химическ. природа их однако остается пока совершенно невыясненной. Их можно разделить на несколько групп, различающихся между собой физич. состоянием и растворимостью в различных растворителях. Крайними членами этого ряда являются асфаль-тены (смотрите)—твердые, хрупкие вещества черного цвета, не растворимые в легком бензине и легко осаждаемые этим растворителем из И., и нефтяные смол ы—смолообразные вещества, растворимые как в легком бензине, так и в ряде других растворителей (е, особенно амиловом, ацетоне и др.) и превращающиеся, особенно быстро па воздухе, в твердые асфальтообразные вещества. Хотя и в различных количествах, нефтяные смолы и асфальты являются постоянной составной частью Н. Легкие Н. содержат их 1—3%, тогда как в тяжелых И. содержание их может достигать 15—17% и больше. Лучший способ выделения асфальтенов из Н.—осаждение их легким, лишенным ароматики бензином; для той же цели предложены некоторые другие органич. растворители: уксусный эфир, метилэтилкетон и др. Для извлечения смол удобно пользоваться некоторыми адсорбентами, как то: флоридином, животным углем и т. и., которые легко адсорбируютнефтяные смолы и прочно их удерживают. Если после такой адсорбции обработать адсорбент бензином, то последний отмывает лишь масляные углеводороды, смолы нее остаются в адсорбенте и м. б. извлечены из него лишь более энергичным растворителем (эфиром, хлороформом, бензолом) при длительной экстракции в приборе Сокслета.

Сернистые соединения. Кроме асфальтенов и смол в Н. содержится ряд более простых по составу содержащих серу органич. соединений, присутствие которых в нефти далее в небольшом количестве легко определяется по их крайне неприятному запаху. Как показало исследование их в некоторых америк. И., вещества эти принадлежат повидимому к двум типам сернистых органич. соединений: сульфидам и гидротиофенам. Ряд представителей этих сернистых соединений был выделен из огайской и канадской Н. путем обработки последних серной кислотой, последующей переработки сернокислого экстракта и разделения выделенных сернистых соединений, разгонкой их в вакууме и кристаллизацией их двойных соединений с хлорной платиной и ртутью. Имеются указания на присутствие в нек-рых Н. также свободной серы, которая м. б. выделена из них в кристаллич. состоянии. Реже встречается в нефтях сероводород, который однако легко образуется при перегонке Н., содержащих серу как вторичный продукт. Обычно содержание серы в нефтях невелико и определяется десятыми и даже сотыми долями процента. Встречаются однако и исключения. Из америк. Н. особенно богаты серой калифорнийские и мексиканские И., содержание серы в которых достигает иногда 4—5%. Из наших Н. наиболее богата сернистыми соединениями уральская (пермская) Н., в которой содержание серы достигает 5,5%. Сернистые соединения сосредоточены гл. обр. в высококипящих частях Н. и в остатке от перегонки.

Азотистые соединения.Азотистые соединения нефтей представляют собою органич. основания,легко извлекаемые из Н. серной к-той. Нейтрализацией сернокислотного раствора щелочью основания эти выделяются в свободном виде; для ближайшего исследования они должен быть подвергнуты тщательной фракционировке. Как показало изучение азотистых оснований калифорнийской Н., вещества эти представляют собой маслянистые жидкости с резким запахом, который напоминает никотин; с кислотами они дают соли, мало характерные и не кристаллизующиеся. Скорее всего они представляют собою гидрированные пиридиновые и хинолиновые основания. Их содержание в Н., вообще говоря, крайне незначительно, так как содержание азота в Н. обычно измеряется только сотыми и даже тысячными долями процента. Исключения крайне редки. Как и сернистые соединения, азотистые производные сосредоточены гл. обр. в высококипящих частях и в остатке от перегонки.

Минеральные вещества. После отделения взвешенных частей в II. все же остается очень небольшое количество минеральных веществ, которые при сожжении Н. остаются в золе. Количество последней измеряется обычно тысячными долями процента и только для очень тяжелых нефтей поднимается до 0,01—0,02%. По хим. составу нефтяная зола заключает в себе окислы железа и кальция, а также следы окиси алюминия и некоторых других металлов. Надо думать, что окислы эти содержатся в II. в виде солей нафтеновых к-т.

Химические свойства Н. определяются в главной мере образующими Н. углеводородами. Как указано, для большинства II. углеводороды эти принадлежат преимущественно к двум рядам предельного характера—парафинам и нафтенам, весьма схожим по своим химич. свойствам и, вообще говоря, характеризующимся большою устой-

чнвостыс по отношению к различным реагентам. Свойства эти однако нередко маскируются другими компонентами Н., вследствие чего при суждении о действии того или иного реагента на нефть приходится принимать во внимание всю совокупность составных частей Н. Следующие реакции представляют по отношению к Н. и ее погонам наибольший интерес и значение.

Действие галоидов. На основ-ные углеводороды нефти (парафины, нафте-ны и ароматики) хлор и бром действуют по реакциям замещения. В первую очередь получаются одно галоидозамещенные, затем могут получаться дву- и многозамещенные производные указанных углеводородов. Особенно энергично протекает эта реакция с шестичленными замкнутыми системами, безразлично, ароматическими или ряда цикло-гекбана, в присутствии безводных галоидных солей алюминия. В обоих случаях получаются при этом многозамещенные галоидные соединения ароматич. ряда. Так например, метилциклогексан (I) и (II) дают при этом один и тот же пентабром и т. и., причем нафтен претерпевает очевидно в этих условиях за счет избытка брома дегидрогенизацию.

I. СН₃-С_вНц + 16 Вг=И HBr + CH₃-C_eBr_s.

II. СН₃-С_вН₀ + 10 Вг=6 ПВг + СН₃.С₆Вг₅.

Так как получающиеся при этих реакциях полибромиды представляют собою характерные, прекрасно кристаллизующиеся соединения, то они могут иметь аналитическое значение для открытия указанных углеводородов в смесях. Большое значение приобретает за последнее время хлорирование низших парафинов. Так например, из метана при действии хлора в подходящих условиях можно получить последовательно все четыре стадии замещения, начиная с хлористого метана (СН₃С1) и кончая хлороформом (СНС1₃) и четыреххлористым углеродом (СС1₄). В аналогичных условиях пентан дает с хлором хлористый пентил:

С₅Н₁₂ + С1₃=НС1 + CsHnCl, который при обработке уксусными солями дает весьма ценный в практич. отношении уксусноамиловый эфир:

CH₃-COONa + С_БН„С1=NaCl + СИ₃-СООС_БН_и. Весьма заманчивы также переходы через продукты хлорирования Н. и нефтепродуктов к искусственному каучуку или к жирным к-там, на что имеется ряд указаний в новейшей научной и патентной литературе. Не подлежит сомнению, что здесь заложено прочное основание для использования Н. и ее погонов как сырья для их химической переработки. В отличие от углеводородов предельного характера и ароматических, непредельные углеводороды, как известно, дают с галоидами продукты присоединения. В виду ничтожного содержания непредельных в Н, их галоидные производные не могут иметь практич. значения, сама же реакция представляет лишь аналитнч. интерес (йодные и бромные числа Н. и нефтепродуктов). Дело здесь осложняется однако тем обстоятельством, что с бромом и иодом реагируют кроме непредельных углеводородов также и нек-рые другие компоненты

Н., например смолы и асфальтены. В виду этого оценка йодных и бромных чисел, особенно у тяжелых нефтепродуктов (масла и тому подобное.), требует большой осторожности.

Действие серной кислоты. Серная кислота является важнейшим реагентом по отношению к Н. и нефтепродуктам, так как ей пользуются для очистки и анализа нефтяных дистиллатов. На парафины и нафтены серная к-та на холоду не действует. Если однако серная к-та содержит свободный серный ангидрид (дымящая серная к-та), то уже при комнатной 1°, а еще легче при нагревании, между к-той и некоторыми особенно высшими углеводородами указанных рядов, наблюдается взаимодействие: происходит обильное выделение сернистого газа, нафтены с шестичленными циклами претерпевают дегидрогенизацию и превращаются в соответствующие ароматич. углеводороды; одновременно происходит суль-фурнрование, то есть образование сульфокислот различных рядов. С ароматич. углеводородами та же реакция идет значительно проще: здесь, как известно, серная кислота действует преимущественно в одном направлении, в сторону образования ароматич. сульфокислот, причем с крепкой к-той реакция эта легко проте1сает уже при комнатной t°. Наиболее сложно реагирует серная к-та с непредельными углеводородами (олефинами). Уже на холоду эти углеводороды приходят во взаимодействие с серной кислотой в нескольких направлениях, причем образуются: 1) продукты полимеризации непредельного характера, например изобутилен С₄11₈дает при этом диизобутилен С_вН_1в, триизобу-тилен С₁₂Н₂₁ и т. д.; 2) кислые и средние эфиры серной кислоты как результат присоединения последней по месту двойной связи одной или двух частиц непредельного углеводорода, и 3) продукты конденсации данного олефина с другими олефинами или ароматич. углеводородами, которые имеются в данной II. или нефтепродукте. Бблыиая часть продуктов взаимодействия углеводородов II. с серной к-той остается ίι сернокислотном слое, образуя т. н. кислый гудрон (смотрите). Здесь же сосредоточиваются продукты взаимодействия серной кислоты с другими компонентами II.,как то: азотистыми основаниями, смолистыми и асфальтообразными веществами Н., а частично таюке с ее сернистыми соединениями и нафтеновыми к-тами. Известная часть продуктов взаимодействия углеводородов Н. с серной к-той может однако оставаться также и в углеводородном слое; таковы высокомолекулярные углеводороды, образующиеся в результате реакций полимеризаций и конденсации под влиянием серной кислоты (смотрите выше), некоторые кислородные соединения, например ы, как продукты гидролиза отмоченных выше эфиров серной кислоты и т. и. Применение серной кислоты к II. и нефтепродуктам для аналнтич. целей имеет задачей определение в них: 1) смолистых и асфальтообразных веществ и 2) ароматических углеводородов.

Применение серной кислоты для определения смол и асфальтов сводится к обработке 50 см³ Н. или нефтепродукта, в строго определенных условиях, 10 см³ серной кисло ты уд. в 1,84, о последующим отсчетом увеличения объёма кислоты. Это увеличение, будучи умножено на 2, дает процентное содержание по объёму смол и асфальтов в исследуемом веществе. Этот т. наз. акциз-н и и способ определения смол, как видно, очень прост, но и очень неточен, так как а) смолы не целиком переходят в кислый гудрон; б) с серной к-той в указанных условиях могут кроме смол реагировать еще и другие компоненты Н., например непредельные и аро-матич. углеводороды и тому подобное.; в) гудрон как вещество коллоидальное удерживает значительное количество бензина и прочие, увеличиваясь при этом в своем объёме. Несмотря на эти недостатки акцизный способ применяется нередко и теперь, т. к. дает ценные сравнительные результаты при исследовании различных Н.

Определение ароматнков в Н. и нефтепродуктах с помощью серной кислоты сводится к обработке их избытком крепкой серной кислоты, причем вся ароматика превращается в соответствующие сульфокислоты. Количественное определение заключается в учете либо изменения объёма углеводорода либо изменения какой-либо иной его константы, в связи с удалением переходящей в кислотный слой ароматики. Определение требует предварительной подготовки исследуемого продукта (разгонка, удаление непредельных, смол, асфальтенов и тому подобное.).

Катализ гидрогенизационный и дегидрогенизационный. При пропускании паров непредельных и ароматич. углеводородов над некоторыми мелко раздробленными металлами (никель, платина, палладий) в токе водорода происходит присоединение водорода по месту непредельной связи, причем уже при 180—200° образуются углеводороды предельного характера: олефины превращаются в парафины, например амилен С₅Н₁₀ в пентан С₅Н₁₂, ароматич. же углеводороды переходят в нафтены ряда циклогексана, например бензол С₀Н„ в циклогекван С,Н₁₂. Эта последпяя реакция является обратимой, а именно: ок. 180° происходит в указанных условиях гидрогенизационный катализ ароматич. углеводородов, то есть присоединение к ним водорода; при более же высокой t° (300—350°) идет обратная реакция: нафтены ряда циклогексана отщепляют водород, превращаясь при этом в ароматич. углеводороды:

при 180°

С.Щ+6Н, с«н₁₂.

при 300°

По отношению к Н. и нефтепродуктам реакция эта представляет большой интерес и значение, т. к. при помощи ее путем превращения в отдельных нефтяных фракциях всех углеводородов ряда циклогексана в ароматические с последующим определением последних с помощью серной кислоты, возможно количественно установить содержание в этих фракциях нафтенов указанного ряда. Эта же реакция может иметь технич. значение, так как, подвергая отдельные нефтяные фракции дегидрогенизацнонному катализу и обогащая их ароматикой, можно создать этим путем новый богатый источник арома тических углеводородов для химической промышленности без применения сложной и дорого стоящей аппаратуры и установок, применяемых в настоящее время для ароматизации II.

Действие окислителей. Парафины и нафтены чрезвычайно устойчивы к окислителям и, вообще говоря," дают при окислении мало характерные продукты. Окисление ароматики, если оно идет по месту боковой группы, дает более ценные результаты; при этом однако предпочтительно исходить из ароматических углеводородов в чистом виде. Несравнимо легче идет окисление непредельных углеводородов; последние однако встречаются в Н. в крайне незначительном количестве Понятно в виду этого, что действие окислителей на Н, и ее погоны не представляет, вообще говоря, большого интереса или практнч. значения, особенно если при этом пользоваться каким-либо искусственным окислителем, теряемым хотя бы частично в процессе окисления. В последнее время однако все большее и большее внимание начинает привлекать действие на утлеводороды Н. кислорода воздуха. При этом, как показывает опыт, в определенных условиях t° и давления, а равно в присутствии некоторых катализаторов (например солей марганца) углеводороды Н. превращаются в смесь жирных к-т, которые м.б. использованы для нек-рых практич. целей, например для мыловарения, как суррогат кислот, получаемых гидролизом жиров. Само собою разумеется, что в условиях недостатка жиров ужазан-ная реакция должна иметь особенно важное значение.

Действие а з о т п о и кислоты. Как известно, азотная к-та может действовать на органич. соединения не только окисляющим, но и нитрующим образом. Это последнее направление реакции азотной кислоты на углеводороды Н. в зависимости от характера исходного материала и условий реакции может привести к различным нитросоединениям предельного или ароматич. характера. Со слабой азотной к-той при повышенной (° (выше 100°) при этом образуются нитро-соединепия предельного характера. Наоборот, с крепкой азотной к-той (уд. веса 1,4 и выше) подущаются нитросоединения аро-матич. ряда, причем в образовании их могут принимать участие не только ароматич. углеводороды нефти, но также нафтены ряда циклогексана, претерпевающие при этом дегидрогенизацию за счет окисляющего действия азотной кислоты. Практическое значение нитрующего действия азотной кислоты на погоны богатых ароматикой нефтей было отмечено выше.

Реакции уплотне и и я. В зависимости от своего состава углеводороды Н. могут претерпевать под влиянием различных факторов разнообразные реакции уплотнения. Прежде всего здесь следует еще раз упомянуть те реакции уплотнения, которые имеют место при обработке I I. и ее потопов крепкой серной к-той (смотрите выше). В виду незначительного содержания непредельных углеводородов, для естественных II. и их потопов данная реакция имеет небольшое значение. Однако в случае например крекинговых дистиллатов, богатых непредельными (смотрите Крекинг-процесс), действие серной кислоты приводит к обильному образованию продуктов уплотнения и может существенно изменить свойства исходного продукта, например пределы его выкипаемости и тому подобное. То же следует сказать о действии на погоны Н. и разного рода ее дистилляты нек-рых твердых адсорбентов (флоридин и тому подобное.). Особенно легко происходят реакции уплотнения с высшим и погонами Н. Здесь иногда уже при простом длительном нагревании, а" еще легче при пропускании водяного пара или воздуха, происходят сложные процессы уплотнения, в присутствии кислорода сопровождающиеся окислительными реакциями, в результате которых из указанных погонов образуется нефтяной искусственный асфальт (смотрите Асфальт нефтяной). Из реакций уплотнения углеводородов Н. с другими веществами наибольший интерес представляет т. н. фор-молитовая реакция, то есть конденсация нефтяных погонов в присутствии серной кислоты с муравьиным альдегидом. При этом легко выделяется объёмистый аморфный осадок (фор-молит), представляющий собою после промывки и высушивания коричневый порошок, нерастворимый в обычных растворителях. Ни парафин ни нафтены не участвуют в этой реакции; она идет только с ароматич. и непредельными углеводородами. Ее механизм неизвестен.

Реакция расщепления. Под влиянием высокой t° все углеводороды Н. могут б. или м. легко претерпевать расщепление на более простые по составу углеводороды. В присутствии нек-рых катализаторов такого рода расщепление углеводородов Н. значительно облегчается. Высокомолекулярные углеводороды нефти особенно склонны к подобного рода расщеплению, на чем основаны современные способы переработки малоценных дистиллатов (соляровые и тому подобное. масла) и остатков на более легкие и ценные нефтепродукты типа газолина путем крекинга и пиролиза. Механизм тех сложных процессов распада, которые претерпевают при высокой температуре углеводороды Н. различных рядов, изучены пока далеко недостаточно (смотрите Бензин-крекинг). То Же надо сказать о механизме расщепления углеводородов Н. под влиянием нек-рых значительно облегчающих этот процесс катализаторов. Из последних особый интерес и значение представляет хлористый алюминий А1С1₃, в присутствии которого уже при температуре около 250° и ниже начинается расщепление углеводородов нефти с образованием большого количества легких продуктов. Получающийся продукт почти целиком состоит из углеводородов парафинового ряда и легко очищается, выгодно отличаясь в этом отношении от обычного крекинг-бензина, богатого непредельными углеводородами различных рядов. Открытые в самое последнее время способы получения дешевого хлористого алюминия создают для этого вида крекинга крайне заманчивые перспективы.

Классификация Н. В основу химич. классификации Н. должен быть положен их состав. Америк. авторы делят все нефти на три главных типа. 1) Н. с парафиновым осно ванием — содержат мало асфальтовых веществ, состоят преимущественно из парафинов вплоть до твердых представителей этого ряда. Примеры: нефти Пенсильвании, Зап. Вирджинии, Сев. Луизианы и пек-рых районов Мид-Континента (Оклагома, Канзас); в СССР к этому типу И. ближе других стоит сураханекая II. Эти нефти дают обычно много газолина и, после довольно сложной переработки (обесиарафиннванио), высокого качества смазочные масла, особенно цилиндровые. 2) Н. с асфальтовым основанием, при перегонке дающие в остатке асфальт, состоят преимущественно из нафтенов. Примеры: нефти Калифорнии, Мексики (тяжелые), частью Тексаса. В СССР большинство бакинских Н. дают газолин высокого качества (аптидетонацнонные свойства), прекрасный керосин и хорошие смазочные масла с низкой t°_3acm. 3) Н. со сантиметров επί а н н ы м основа н нем— промежуточный тип по своему составу и свойствам. Примеры: нефти Иллинойса, нек-рые нефти Мид-Континента и Мексики (легкие); в СССР— большинство грозненских И.

Эта классификация не охватывает однако-всего разнообразия естественных Н. В ней не находят места например такие II., как наша уральская и другие богатые ароматич. углеводородами II. Представляется поэтому более последовательным наметить три основных типа II. по преобладанию в них одного из трех основных углеводородных рядов: 1) парафиновый тип с преобладанием парафинов, 2) нафтеновый тип—с преобладанием нафтенов, 3) ароматич. тип—с преобладанием ароматич. углеводородов. Кроме этих трех основных типов Н. могут существовать и действительно встречаются в природе Н. смешанных типов: парафиново-нафтеновый и тому подобное. В основу такой классификации II. доля-сен быть полоясен их количественный анализ на содержание в них всех указанных компонентов. К сожалению однако приходится констатировать, что разработка этого вопроса находится пока еще в начальной стадии. Характеристику важнейших II., встречаемых в СССР, см. Спр. ТЭ, т. III.

Переработка Н. Задача переработки Н. заключается в получении из нее различных б. илим. ценных продуктов, находящих себе-то или иное практич. применение. В различные периоды времени относительн. ценность различных нефтепродуктов отнюдь по оставалась постоянной, соответственно чему основные направления в переработке Н. претерпевали существенные изменения.Так, в первые десятилетия развития нефтяной промышленности главным нелевым продуктом переработки нефти были осветительные масла (керосин и тому подобное.), позднее сюда присоединились смазочные масла и только с развитием автомобилизма и авиации, уже в 20 в на первое место среди продуктов переработки Н. выдвинулся как топливо для двигателей внутреннего сгорания бензин, к-рый еще в конце прошлого века почти не находил применения. Соответственно сказанному, в различные периоды развития нефтяной промышленности изменялись и совершенствовались также и методы переработки Н. Простейший способ переработки Н. за-

ключается в отгонке от нее легких частей, образующих бензиновые и керосиновые ди-стиллаты; остаток же (мазут) находи т применение в качестве жидкого топлива. Таким упрощенным способом широко пользуются особенно при переработке тяжелых Н., дающих мазут низкого качества («не масляный»;. 15 тех случаях, когда одной из задач переработки является получение смазочных масел, мазут («масляный») после отгонки газолина и керосина подвергают дальнейшей разгонке, но уже при пониженном давлении. И наконец, в связи со все возрастающим спросом на топливо для двигателей внутреннего сгорания, были разработаны и нашли широкое применение новейшие способы перегонки Н. (крекинг-процесс, перегонка до кокса и тому подобное.), при которых II. подвергается частичному разложению, благодаря чему выход на легкие фракции значительно увеличивается, Получаемые в результате перегонки Н. различные дистиллаты, для придания им большей устойчивости и других ценных в технич. отношении качеств, подвергают далее очистке. В простейших случаях такая очистка сводится всего лишь к промывке соответствующих дистиллятов небольшим количеством крепкой серной кислоты и щелочи. В других случаях процесс очистки значительно осложняется и требует специальной аппаратуры. Как пример особенно сложной очистки можно привести депарафинизацию смазочных масел, то есть освобождение последних отпаоафина для придания им низкой застываем ости. Такие способы очистки обыкновенно относятся уже к специальным методам переработки нефти. Итак переработку нефти можно разделить на две основные стадии, которые должен быть рассмотрены отдельно: 1) перегонка II. и 2) очистка сырых нефтепродуктов.

Перегонка Н. Различают две основных системы перегонки Н.: периодическую и непрерывную. Производственной единицей для периодической перегонки нефти служит перегонный куб, для непрерывной же перегонки—керосиновая батарея.

Нефтеперегонный куб для периодической перегонки представляет собою горизонтальный цилнндрич. железный котел,

в в

Фигура 4.

с единовременным заливом до 1G0 тонн сырой II. и выше. Подогрев куба ведется либо нефтяными остатками, сжигаемыми в паровых форсунках, либо углем. Сначала нагревание ведется умеренно; при этом отходят наиболее легкие части, содержащиеся в Н. Когда Н. нагревается до 100—120°, в куб вводят перегретый пар и постепенно усиливают нагревание. Когда т. о. все требуемые дистилляты будут отогнаны, нагревание прекращают, дают кубу несколько остыть и спус кают остаток вт. н. амбары. Зате.м снова загружают куб свежей Н. и т. д. Работа куба протекает т. о. периодически. Схематическое изображение периодического перегонного куба с необходимым оборудованием дано на фигуре 4. Здесь А—перегонный куб на кирпичной кладке, подогреваемый форсункой е; а—труба для налива II.; б—труба для ввода пара; е—труба для спуска остатков. Образующиеся в кубе при его нагревании пары через кубовый шлем Б и шлемовую трубу г поступают в дефлегматоры В, которые представляют собой железные цилиндры, иногда содержащие внутри различные насадки. Нередко дефлегматоры представляют собою два вставленных друг в друга железных цилиндра, между стенками которых проходят дистиллятные пары, направляясь далее к системе холодильников Г и Д. Назначение дефлегматоров—возможно лучше разделить отдельные части дистиллятных паров: наиболее легкие части свободно проходят через дефлегматоры, более тяжелые конденсируются в них,образуя так называемым флегму, которая по особой трубе д стекает обратно в куб. Система холодильников, куда попадают пары, прошедшие дефлегматор, со-стоит из двух частей: в первой Г (конденса-тор) происходит конденсация большей части попадающих в нее паров, охлаждение же ^{фиг 5}·

образовавшейся жидкости происходит во второй части системы Д (собственно холодильнике), откуда дистиллаты поступают в приемно-сортировочное отделение. Здесь производится отделение дистиллятов от воды, сортировка их по уд. весу и спуск в дистиллятные резервуары, откуда по мере надобности их перекачивают для очистки в очистное отделение (смотрите ниже). Устройство конденсатора и холодильника крайне несложно: это система чугунных или железных труб, погруженных в про-текасмую воду или ей орошаемых. Не все однако пары, поступающие в конденсатор, успевают в нем сконденсироваться. Газы, которые были растворены в II. или в воде, питающей паровой котел, а равным образом наиболее легкие и особенно ценные газолиновые пары проходят конденсатор не конденсируясь. Через особый колпак и трубу ж их отводят к скрубберу, схема которого дана на фигуре 5. Скруббер представляет собою же-лезный цилиндр с решеткой в нижней ого части, наполненный кусками кокса или битого кирпича, орошаемыми сверху водой. Вместе с легкими дистиллятами, образовавшимися из паров, поступающих в скруббер снизу через трубу а, вода собирается в нижней части скруббера, где и происходит разделение: легкие дистиллаты отводятся в приемник, вода же вытекает из скруббера через сифонную трубку. Наконец воздух.

а равным образом газы, которые были растворены в Н. и попали в скруббер, свободно выделяются в атмосферу через верхнюю его часть. Скруббер играетт. о. еще одну важную роль: через него внутренность перегонного куба сообщается с атмосферой, так что скруббер является как бы предохранительным клапаном на случай неожиданного возникновения внутри куба повышенного давления.

Периодическая система перегонки Н. имеет ряд серьезных недостатков, важнейшими из которых являются: большой расход топлива, малая производительность, необходимость усиленного надзора за работой, частый ремонт и др. Несмотря на это ей и поныне широко пользуются в * США для перегонки сырых II.,мало пригодных для выработ-ки из них хороших ^ цилиндровых масел, έ то есть для перегонки тяжелых Н.с асфальтовым основанием. Такие Н. подвергают перегонке д о к о к-с а (с разложением), причем удается значительно повысить выход легких дистиллятов. Схема аппаратуры для такой перегонки изображена на фигуре 6. Куб подвесного типа свободно покоится в кирпичной кладке, чтобы при нагреве и охлаждении сохранить за ним возможность достаточного расширения и сжатия. Дно его выполняется из более толстого, чем обычно, железа (12,5—15 миллиметров); швы после шлепки обрабатываются электрич. сваркой. Загрузка куба до 150 т; обогрев только снаружи; водяной пар не вводится. Из куба через шлем А пары направляются в небольшую колонку колпачкового типа В. Часть их выходит через верхнюю оконечность колонки и направляется по трубе а в холодильник; это—наиболее легкий дистиллят; другая часть, в виде флегмы, возвращается по трубе б обратно в куб; третья— по трубе 3 дает некоторый промежуточный дистиллят. В различные периоды перегонки путем различных комбинаций 3 вентилей (I, 2 и 3) и степени обогрева куба можно получат!, одновременно 2 или 3 различных фракции. Время работы одного цикла на такой аппаратуре достигает в зависимости от глубины отбора 45 часов, из которых 33 часа куб находится под нагревом, 12 часов уходят на остывание и другие подсобные операции. Типичными продуктами периодич. перегонки Н. являются: газолин (дистиллят), керосиновый дистиллят, соляровое масло и нефтяные остатки (мазут). При перегонке до кокса вместо мазута получают следующие за соляровым маслом дистилляты смазочных масел и парафиновый дистиллят, если исходная II. была богата парафином. В остатке получается нефтяной кокс, к-рый находит хороший сбыт для надобностей металлургии. и электрич. промышленности. Хотя в целях увеличения пропускной способности нефтеперегонные з-ды имеют обыкновенно не один, а несколько расположенных в ряд перегонных кубов (батарея), однако при периодич. перегонке работа каждого куба совершенно не связана с работой остальных кубов. Иначе обстоит дело при непрерывной перегонке, когда работа каждого куба батареи теснейшим образом увязана с работой других. Именно этим путем, начиная с 80-х годов 19 в., перерабатывается главная масса II. как в СССР, так и других странах.

Непрерывная перегонка Н. производится на непре рывной керо-си новой батарее, устройство которой в главных чертах следующее (фигура 7). В общей печной кладке устанавливается ряд перегонных кубов (15—20, иногда меньше). Каждый куб ставится на 12—18 сантиметров ниже предыдущего, благодаря чему нефть может перетекать самотеком из куба в куб. Для этого вдоль передних концов кубов проходит питающая труба (диам. 15—20 см), от которой в каждый куб отходит по два патрубка: длинный, доходящий почти до заднего конца куба, и короткий. На каждом патрубке имеется по задвижке 2 и 3, кроме того имеется еще по одной задвижке i против каждого куба на самой питательной трубе, между патрубками. Пользуясь этими задвижками, можно регулировать подачу Н. в батарею, обеспечив возможность непрерывного питания ее кубов. Работа батареи начинается след. обр.

Фигура 7.

Прежде всего наполняют все кубы батареи сырой II. Для этого задвижки J у всех кубов закрываются, и II. через длинный патрубок 2 заполняет сначала первый куб; се избыток через короткий патрубок этого куба переходит в длинный патрубок второго куба, заполняет его и т. д. Затем, прекратив доступ новых количеств II. в батарею, начинают подогрев каждого куба для отгона наиболее легких частей, пока i° Н. во всех кубах не достигнет 120—130°. Тогда во все кубы

вводят перегретый пар и в это же приблизительно время начинают питать батарей свежей II. Питание происходит по трубе а самотеком из особого подогревателя Л (фигура 8)— небольшого резервуара,емкостью 300—500rw с герметич. клепаной крышей, внутри кото-

Jft

шран нефть

1ГГГ7

])oro проложена система труб для подогрева всей поступающей в подогреватель нефти. Самый подогрев ведется горячим мазутом, который поступает по трубе б непосредственно из последнего куба батареи; благодаря этому достигается большая экономия в топливе. Хорошо устроенные подогреватели нагревают нефть до 110—130°; образующиеся при этом легкие нары отводятся через трубу в крыше подогревателя к специальному холодильнику. Назначение остальных частей батареи то же самое, как и при периодической перегонке: дефлегматоры Ь’, скруббер В, конденсатор Г, холодильник Д и приемно- сортировочное отделение Е. Что же касается кубов керосиновых батарей, то в отличие от кубов для перегонки до кокса они всегда устраиваются с жаровыми трубами, в которых и происходит сгорание топлива (мазут), подаваемого через форсунки. Горячие газы из жаровой трубы А (фигура 9) возвращаются по боковым дымоходам Б к Шредней части куба и наконец через нижний дымоход В направляются в боров и дымовую трубу.

С момента ввода пара и начала непрерывного питания кубов наступает наиболее ответственный период работы батареи—ее налаживание. В отличие от начального периода работы батареи (до начала питания), когда из всех кубов получались одинаковые дистилляты, необходимо, чтобы Н. на своем пути от первого до последнего куба батареи успела выделить последовательно все газолиновые фракции, все керосиновые и часть соляровых. Самый состав дистиллятов из отдельных кубов в этот период постепенно меняется: пройдя по патрубку 2 (фигура 7) до конца первого куба и заполнив его до высоты выходного отверстия (короткого патрубка 3), 11. успевает отделить часть наиболее легких погонов. Во второй куб Н. вступает уже несколько утяжеленной; проходя его она успевает отдать еще нек-рое количество легких фракций и т. д. вплоть до последнего куба, из которого вытекает мазут, направляемый, как было указано выше, в подогреватель. Налаживание работы батареи продолжается 10—12 часов, после чего у нее устанавливается постоянный ход, когда без значительных перебоев каждый куб начинает давать разные дистилляты, уд. в которых и вспышки постепенно повышаются, начиная от первого куба к последнему. Из кубов после прохождения через водоотделители дистилляты поступают в приемно-сортировочное отделение. Сортировка дистиллятов производится по уд. весу, зависящему от характера исходного сырья. Внутри здания у стенки, через которую от кубов проходят трубы, расположен ряд железных узких ящиков; дистилляты по шлангам, свободно надеваемым на концы дистиллятных труб, поступают сообразно их уд. в тот или иной ящик, откуда самотеком направляются в соответствующие приемные резервуары

(чаны). При хорошо налаженной работе батареи и неизменном сырье уд. в дистиллятов, по которым каждый час контролируется работа из отдельных кубов,остаются почти неизменными во все время работы батареи—в течение нескольких месяцев. Преимущества такой работы по сравнению с периодич. совершенно очевидны, особенно если принять во внимание, что отдельные кубы батареи на случаи их неисправности и ремонта могут быть легко выключены без остановки работы всей батареи; для этого достаточно у неисправного куба закрыть задвижки 2 и .2 (фигура 7) на патрубках и открыть задвижку 2 на питающей трубе. Производительность керосиновых батарей громадна; она достигает 1 200 тонн нефти в день и больше. Обычный тип их 15— 20 кубов, с полезной емкостью в 15 m Н. и больше каждый и с 4—5 оборотами в сутки.

Современная техника зачастую требует для различных целей промежуточных значительно более узких нефтяных фракций, чем может дать обычная керосиновая батарея. Для их получения прибегают ко вторичной перегонке дистиллятов с керосиновой батареи (газолина) или на периодических кубах или на особых батареях, снабженных" мощными ректификационными колоннами. В виду экономия, невыгодности вторичной перегонки (излишняя затрата тепла) в настоящее время стремятся обеспечить хорошей фракционировкой работу самой керосиновой батареи, снабжая ее хорошими фракционирующими колоннами (Баджера и других). Крайне интересную и благодарную проблему нефтеперегонного дела составляет возможно полная утилизация тепла,затрачиваемого при перегонке нефти Простейший случай такой утилизации представляет использование тепла горячего мазута из последнего куба керосиновой батареи для подогрева сырой Н. в подогревателе (смотрите выше). Значительно более сложную в технич. отношении задачу составляет вопрос об утилизации скрытой теплоты, выделяемой нефтяными парами при их конденсации во время перегонки. Для этой цели в настоящее время имеется ряд теплообменных аппаратов разных фирм и конструкций,широко используемых при рациональной постановке нефтеперегонного дела. В СССР эта т. н. регенеративная система перегонки Н. также нашла себе применение (б. з-д Владиской ж. д. в Грозном, Константинов-ский з-д под Ярославлем). Если на керосиновой батарее перегоняется Н., которая должен быть переработана далее на смазочные масла, то мазут из последнего куба керосиновой батареи передается сразу на масляную батарею.

Масляные батареи, подобно керосиновым, м. б. или периодического или непрерывного действия; в главном их устройство также одинаково, за исключением следующих характерных особенностей. 1) Кубы масляных батарей не имеют жаровых труб, их обогрев ведется с возможной осторожностью, чтобы по возможности избежать разложения высокомолекулярных углеводородов нефти; для этого "форсунка несколько выносится из-под куба, так что обогрев его производится только горячими газами. 2)Ох

лаждение дистиллатных паров на масляной батарее производится в две стадии: в первую стадию при охлаждении наружным воздухом конденсируются пары неразложившихся углеводородов масла; во вторую стадию охлаждается перегретый водяной пар, а также пары продуктов разложения, всегда образующихся при перегонке на масляной батарее вследствие высокой t° и местного перегрева. 3) На масляной батарее широко применяется вакуум, благодаря чему уменьшается разложение при перегонке и достигается известная экономия топлива, так как является возможным понизить темп-ру нагревания. Две последние особенности масляной батареи теснейшим образом между собою увязаны, а именно: на керосиновой батарее отходят фракции с t°_Kim .обычно не выше 300°; для отгона же высококипящих углеводородов, образующих смазочные масла, темп-ру в последних кубах масляной батареи приходится поднимать ужо почти до 400°, когда наступает частичное разложение отдельных компонентов масел. Летучие продукты этого разложения являются вредной примесью неразложившегося масла, понижая его качество (вязкость, вспышку и т. д.), но т. к. примеси эти труднее конденсируются, чем само масло, то открывается возможность их разделения: для этого поверхность воздушного охлаждения рассчитывается на конденсацию неразложившнхся масляных паров. Обычно для этогб служат три шле.човых трубы при каждом кубе, в 40—50 е.и поперечного сечения, откуда конденсат направляется для дальнейшего охлаждения в воздушный или водяной холодильник и далее в приемно-сортировочное отделение. Последнее устроено так же, как при керосиновых батареях. Свободно пройдя трубы воздушного охлаждения и примыкающие к ним дефлегматоры, пары воды и продуктов разложения направляются к водяному эксгаустеру. Этот последний представляет собою в простейшем виде цилиндрич. сосуд 0 75 сантиметров и 90 сантиметров высоты, в к-рый навстречу парам воды и продуктов разложения вбрызгивается холодная вода. Все пары при этом энергично сгущаются, вследствие чего в перегонном кубе получается нек-рое небольшое разрежение; сгустившиеся пары уносятся вместе с холодной водой через гидрав-лич. затвор в канаву и ловушку. Для выравнивания давления во всех кубах к каждому эксгаустеру приделан патрубок, соединенный е трубой, общей для всех эксгаустеров, из которой поступающие в нее газы (воздух, газообразные продукты разложения) непрерывно выкачиваются тем или иным специальным приспособлением (пароструйный аппарат Кертлига, воздушные насосы различных конструкций). Разрежение, даваемое самим эксгаустером, невелико; оно не превышает 50 миллиметров водяного столба и не оказывает существенного влияния на понижение t°_K„„ масел. В целях возможного уменьшения раз-ложения масел при перегонке на новейших установках стремятся работать при возможно низком давлении. Таков например процесс Шульце с применением вакуума в 3—5 миллиметров ртутного столба, достигаемого при помощи соответствующих вакуум-насосов, и другие. установки с не столь глубоким разрежением. Громадное значение в технике и экономике перегонки II. имеет применение перегретого пара как фактора, понижающего парциальную упругость паров нефтепродуктов и тем облегчающего их перегонку. Пар вводится в кубы посредством паропроводных труб, располагаемых в нижней части куба. По всей их длине они снабжены мелкими отверстиями, через которые тонкие струйки пара направляются вверх, способствуя перемешиванию перегоняемой II. во избежание ее· пригорания к стенкам куба. Расход пара в зависимости от характера дистиллятов чрезвычайно различен. В первых кубах керосиновой батареи, дающих газолин, пара расходуется около 5% по весу от дистиллята; в средних керосиновых кубах расход пара повышается до 15—20%, а в последних кубах—до 25—35%. В среднем расход пара на керосиновой батарее составляет 25% от веса дистиллятов. На масляной же батарее расход пара значительно больше, а именно от 50—75% на первых кубах до 150—200% на последних.

Кубовые батареи несмотря на высокую-эффективность их работа имеют целый ряд серьезных недостатков. Прежде всего они, вмещая единовременно до 20—25% суточной переработки батареи, чрезвычайно громоздкие сооружения. Работа на них требует, далее, затраты значительных количеств топлива на длительный обогрев громадных количеств нефти, медленно проходящей через батарею. Это длительное нагреваний II. до 300—400° невыгодно еще в одном отношении; оно вызывает частичное разложение углеводородов нефти, значительно повышающее выход на малоценные остатки от перегонки II. (гудрон). Все зти недостатки устранены в новейших нефтеперегонных установках— трубчатых батареях, или трубчатках, получающих за последнее время все более и более широкое распространение в нефтепромышленном деле. Наиболее существенными частями всякой трубчатки являются: 1) трубчатая печь для обогрева быстро проходящей по ее трубам II. и 2) ректификационная колонна (одна или несколько), в которой происходит разделение различных нефтепродуктов, которые образуются при перегонке. Трубчатая печь представляет собою систему горизонтально расположенных разделенных на секции и соединенных между собою труб, по которым несколько-подогретая предварительно (до 100—105°) II. движется в направлении снизу вверх навстречу опускающимся топочным газам. В новейшем типе трубчатой печи Фостера, наиболее распространенном в США, общая длина всех труб нагревателя достигает 710 метров при внутреннем диаметре 8,9 см. Время пребывания в ней Н. не превышает 19 мин., так что скорость прохода в нек-рых частях нагревателя более 1 м/ск. За указанное время <° II. успевает подняться почти до 400°, и с этой <° Н. поступает в нижнюю эвапора-ционную часть ректификационной колонны. В печи особо заложен также пароперегреватель и виде 20 труб длиною каждая 5,5 метров и диам. 5 см. В одном из новейших типов трубчатой установки Фостер-Уилера ректи фикационная колонна представляет собою цилиндр 22,6 метров высоты и 0 1,98 м, к нижнему концу которого приклепан другой цилиндр 1,98 метров высоты и 0 0,84 метров В нижний цилиндр стекает остаток от перегонки, обрабатываемый здесь открытым перегретым паром; уровень этого остатка поддерживается особым аппаратом (контролер Фишера), избыток же его отводится в трубчатого типа подогреватель свежей нефти. Верхний большой цилиндр, собственно ректификационная колонна, содержит 34 колпачковых тарелки. Шесть из них расположены в нижней эвапорационной части колонны ниже ввода нефти, подаваемой насосом из трубчатой печи. Остальные 28 тарелок расположены выше ввода Н. в колонну и разделены на несколько секций соответственно получаемым дистиллятам. Наиболее легкая часть нефти—пары газолина—вместе со всем водяным паром поднимаются до самого верха колонны, проходят отсюда в пароди-стиллатный трубчатый подогреватель, состоящий из концентрически расположенных труб; по межтрубному пространству проходят пары, здесь же они конденсируются; по внутренним трубам идет холодная нефть, получающая здесь первый подогрев (перед ее поступлением в трубчатую печь) за счет скрытой теплоты конденсации указанных паров. Сконденсировавшиеся пары газолина и воды направляются далее в охлаждаемые водою холодильники и затем на промывку. Что касается других фракций, получаемых с колонны, а именно керосина, газ-ойля и т. н. парафиновых дистиллятов, кристаллизующихся и некристаллизующихся, то они отводятся из колонны в виде конденсатов с особо устроенных промежуточных тарелок, расположенных на различной высоте. Емкость описанной трубчатки 440 тонн сырой нефти; ее размеры определяются размерами трубчатой печи (5,5 х 5,9 х 6,8 jit), колонны и других приспособлений (холодильников, подогревателей и ироч.), составляющих принадлежность также и кубовых батарей. Расход пара здесь составляет лишь 6% от переработанной нефти; расход топлива 2,5%. Через каждые 75 дней установка останавливается для чистки и ремонта примерно на 2 дня.

Очистка сырых нефтепродуктов, получаемых в результате перегонки Н., для большинства дистиллятов слагается из двух последующих операций: 1) обработки серной к-той—к и с л о т н а я о ч и с т-к а и 2) обработки щелочью—щ елочная очистка. Заводская очистка керосина совершается в двух расположенных на открытом воздухе, одна выше другой, мешалках, представляющих собою железные резервуары с конич. дном и спускным краном, емкостью до 300 тонн каждая (смотрите Керосин, фигура). Кислотные мешалки, для предохранения их стенок от действия кислоты, обкладываются изнутри листовым свинцом. В кислотную мешалку подают сначала керосиновый дистиллат, а затем для подсушки его примерно ¹/₅ ч. потребной серной кислоты, которые перемешиваются в течение получаса посредством сильной струи воздуха. После отстаивания кислотный слой спускают, по дают свежую к-ту (остальные */₅) и вновь перемешивают смесь П/а ч. Отстоявшийся кислотный слой (кислый гудрон) спускают в гудронные ящики, дистиллат же, очищенный кислотой, переводят в щелочную мешалку для обработки его водным раствором едкого натра. После перемешивания и после осаждения щелочного раствора, последний спускают в резервуары для щелочного отброса; он идет далее на получение мылонафта и нафтеновых кислот, верхний же, керосиновый слой перекачивается на 2—3 дня в отстойные резервуары. Способ перемешивания воздухом, весьма удобный для очистки керосина, совершенно не применим для очистки газолина, так как в этом последнем случае потери от улетучивания становятся слишком значительны. Во избежание этих потерь при очистке газолина применяются либо механическое перемешивание, либо большие центробежные насосы, перекачивающие непрерывно жидкость из конца конуса мешалки в верхнюю ее часть. Во всех этих случаях действие мешалки—периодическое. Совеременная техника кислотной очистки все более и более стремится однако и здесь перейти на принцип непрерывной работы. Для непрерывной очистки легких нефтепродуктов можно пользоваться например системой последовательно соединенных между собой цилиндров, частью пустых для отстаивания, частью наполненных реагентами примерно на одну треть их емкости. Очищаемый нефтепродукт вводится в цилиндры в нижней их части, разбивается здесь при помощи особых приспособлений (перегородки с мелкими отверстиями, небольшие вспомогательные насосы и тому подобное.) на мелкие пузырьки, проходит через реагент (серную к-ту, едкий натр и др.), через выводную трубу в верхней части цилиндра переходит в нижнюю часть следующего цилиндра и т. д. Скорость движения нефтепродуктов должен быть невелика, особенно в отстойных цилиндрах (не больше 0,3 метров мин.). 1 [родолжительность соприкосновения нефтепродукта с реагентами в зависимости от его удельного веса и других качеств, колеблется от 18 до 36 минут; продолжительность нахождения в отстойных цилиндрах—от 18 минут до 1 часа. Смена отработанных реагентов происходит путем включения запасных цилиндров или иными способами, обеспечивающими непрерывность работы установки.

Для очистки нек-рых легких нефтепродуктов иногда недостаточно применения лишь серной кислоты и едкого натра. Таков например бензин-крекинг (смотрите); таковы же бензины, богатые сернистыми соединениями. В этих последних случаях кроме, а иногда вместо, серной кислоты применяются и другие реагенты, как то: щелочной раствор окиси свинца (плумбит), раствор гипохлорита (хлорноватисто-натриевой соли) и др., при помощи которых удаление сернистых соединений достигается легче и полнее. Способы применения этих реагентов те же, как серной кислоты и щелочи. Наконец еще реже для очистки легких нефтепродуктов, например керосина, применяются твердые адсорбенты (флоридин и др.), после чего керосин совершенно теряет свой специфический неприят ный запах; фильтрация нефтепродукта происходит в высоких колоннах (фильтрах), наполненных адсорбентом.

Основные операции очистки масляных дистиллятов для получения смазочных и других масел те же самые, что при очистке керосинового дистиллята — обработка серной кислотой и щелочью. Однако в этих случаях очистка более длительна, требует подогрева и последующей промывки чистой водой (паровой). Она производится поэтому уже не под открытым небом, как очистка керосина, а в специальных помещениях маслоочистительных отделений в мешалках, расположенных террасообразно и снабженных змеевиками для ввода пара. Для очистки например машинного дистиллята его сначала обезвоживают, нагревая закрытым паром до 60—80°. Вода, содержащаяся в дистилляте, отстаивается и спускается, после чего дистиллят перекачивают в самую верхнюю, кислотную, мешалку. Дав дистилляту несколько остыть (до 40°), прибавляют ¹/»% (от обрабатываемого продукта) серной к-ты, перемешивают струей воздуха в течение часа, дают к-те отстояться и спускают ее. Затем добавляют 2—2¹Д% кислоты и перемешивают 2—3 часа. Для ускорения последующего процесса отстаивания образовавшегося кислого гудрона в конце предыдущей операции прибавляют ~ 5% конденсированной воды, останавливают приток воздуха, которым производилось перемешивание, дают осесть кислому гудрону (6—8 часов) и спускают его. Кислое масло переводится затем самотеком в натровую мешалку и нейтрализуется здесь слабым раствором едкого натра (примерно 3% NaOH) до ясной реакции на фенолфталеиновую бумажку. При этом образуется эмульсия, для разделения которой в нее пропускают открытый или закрытый пар, так что смесь снова нагревается примерно до 80°. Теперь масло легко отслаивается, щелочной раствор оседает на дно и спускается из мешалки. После щелочной промывки масло всегда содержит в растворе некоторое количество нафтеновых мыл, которые удаляют двух- или трехкратной промывкой масла паровой водой в новых мешалках с обогревом для ускорения отслаивания. Остается последняя операция— просушка масла: его спускают в сушильные чаны и продувают воздухом, который уносит последние следы влаги. Хотя описанный метод и является типичным для очистки масляных дистиллатов, тем не менее в некоторых отдельных случаях здесь допускаются существенные отклонения. Так например, при очистке того же масляного дистиллята для получения т. наз. paraffinum liquidum, вместо обыкновенной серной кислоты, употребляется дымящая в количество до 50% от веса дистиллата; это количество разделяется на 10—12 отдельных, последовательно вводимых порций. За кислотной очисткой и в данном случае следует щелочная, затем обработка отбеливающей землей (флоридин и друг.) для полного обесцвечивания продукта и наконец фильтрация через плотную ткань для отделения мельчайших частиц порошка, оставшегося в масле во взвешенном состоянии. Очистка других масляных Дистиллатов по своей сложности и количеству применяемой серной кислоты занимает место между описанными случаями. Необходимо отметить однако, что кроме очистки дистиллатов в современной технике получения смазочных масел, особенно масел высокой вязкости (цилиндровое и тому подобное.), широко применяется также очистка масляного полугудро-на, то есть остатков, получаемых после отгонки легких масел, взятых из какого-либо среднего куба масляной батареи. Так получаются например наши бакинские виеко-зины и эмбинские вапора (смотрите Масла смазочные). Соответствующие масляные остатки (полугудроны) очищаются известным количеством серной кислоты, затем после тщательного отделения кислого гудрона без нейтрализации подвергаются обработке перегретым паром (для освобождения от следов серной к-ты) и наконец концентрируются до нужной темп-ры вспышки. Особенно хорошо разработана очистка (правильнее— переработка) полугудроновых масел, т. н. брайтстоков.

Исходным сырьем для получения брайтстоков служат Н. мало смолистые, с парафиновым основанием, особенно пенсильванские. От них отгоняют все легкие части, включая легкие парафинистые дистнллаты и получают так называемый cylinder stok как остаток с последнего куба масляной батареи или как продукт, получаемый из эвапоратора при перегонке на трубчатке. Этот остаток подвергают прежде всего однократной кислотной очистке, после чего для окончательного удаления смол приводят его во взаимодействие с отбеливающей землей. Эта последняя операция производится в несколько приемов, а именно: 1) тщательное перемешивание масла с адсорбентом (флоридин и тому подобное.); 2) нагревание смеси, производимое в трубчатой печи, до 190—250°; 3) перемешивание нагретой смеси при помощи острого пара; 4) прибавление к смеси бензина для облегчения последующего фильтрования и 5) фильтрование" на фильтрпрессах. В результате перечисленных операций масло резко меняет свой цвет, но сохраняет, вследствие присутствия парафина, высокую t^c3ai._m.· Для освобождения от парафина масло снова смешивается с бензином; подвергается затем кристаллизации при низких темп-рах (25—30°) и поступает на центрифуги Шарплеса для отделения от парафина. Для получения брайтстока необходимо далее отогнать от масла бензин и сконцентрировать остаток до требуемой вязкости или вспышки.

Основными массовыми продуктами переработки нефти являются: бензин (смотрите), керосин (смотрите), масла смазочные (смотрите) и мазут (смотрите) топливный и смазочный. Сюда надо присоединить также некоторые специальные продукты, вырабатываемые нефтяной промышленностью в значительно меньшем количестве, таковы например нафтеновые кислоты (смотрите), вазелин (смотрите), парафин (смотрите) и др. При выработке этой продукции получается небольшое количество продуктов сравнительно малоценных; таковы например: гудрон масляный, гудрон кислый, отчасти иек-рью малоценные дистпллаты, например соляровый и тому подобное. Нефтяная промышленность старается но возможности утилизировать и эти продукты, хотя бы как топливо. Так например, из гудрона и солярового дистиллята готовят смесь, удовлетворяющую норме на топливный мазут, и тому подобное. Однако в этой области утилизации отбросов сделано пока еще очень немного, и при современных масштабах нефтяной промышленности вопросы утилизации их представляют собой обширное и благодарное поле для исследовательской работы.

Лит.: Г у р в и ч Л. Г., Научные основы переработки нефти, 2 изд., М.—Л., 1925; Белл А. В., Америк, методы переработки нефти, перевод с англ., М.—Л., 1925; Стрижов И. Н., Америк, нефтеперегонные заводы, М — Л., 1929; Справочник по нефтяному делу, ч. 1—3, Москва, 1925; Журналы: «НХ» и «АзНХ»; Добряке к ий А. Ф., Анализ нефтяных продуктов, М.—Л., 1925; Gross Н., A Handbook of Petroleum, Asphalt a. Natural Gas, 2 ed., Cansas City. 1928; Brooks В. T., Chemistry of the Non-Benzenoid Hydrocarbons, a. Their Simple Derivatives, New York, 1922; A s c h a n 0., Naphlenverbindungen, Terpene u. Campherarten, B., 1929; Day D. T., Handbook of the Petroleum Industry, v. 1 —2, N. Y., 1922; E n g 1 e r C. u. HOfer H., Das ErdOl, seine Physik, Chemie, Geologie, Technologie u. sein Wirtschaftsbetrieb, B. 3, Lpz., 1911. С. Наметкин.

Геология H. Происхождение Н. точно не установлено. По этому вопросу существует много различных теорий, которые можно разделить на две основные группы: теории не-органич. происхождения и теории органич. происхождения. Среди теорий первой группы известностью пользуется теория Менделеева, объясняющая происхождение углеводородов, входящих в состав II., взаимодействием в недрах земли водяных паров и карбидов металлов. В последнее время большинство исследователей сходится на том, что исходным материалом для образования Н., равно как и ее спутника—горючего углеводородного газа—явились остатки растительной и животной жизни минувших геология. эпох. В пользу теории оргаиич. происхождения говорит кроме других аргументов совместное нахождение в осадочных породах нефти и ископаемых флоры и фауны. Можно думать, что организмы, погребенные в морях иод более молодыми отложениями, изолированные от влияния воздуха и защищенные от обычных процессов гниения солеными морскими водами, подвергались медленному разложению, в результате которого получилась Н. Этому процессу образования II. из растительных и животных организмов могли способствовать, по одному взгляду, высокие 1° и давления, имевшие место в зонах образования Н., по другому мнению,— действие бактерий и связанные с последним химич. реакции (биохимии. теория). Однако не весь органич. материал, погребенный в осадочных породах, превращается в Н., и не везде эти породы могут заключать в себе залежи Н.

Для образования Н. и нефтяных залежей требуются прежде всего определенные условия отложения органич. и минерального материала, то есть определенные ф ациаль-н ы е условия. Н. образуется гл.образом в областях мелководных морей или же в областях лагун и заливов, где погребение органич. материала под последовательными слоями более молодых осадков происходит бы стрее, чем в открытом и глубоком море. Илистые массы, заключающие в себе органич. вещество, под воздействием высоких давлений уплотняются и переходят в мало пористые породы—глины и глинистые сланцы, II. же благодаря сильному сокращению вмещающего ее пористого пространства вынуждена перемещаться в породы с более постоянной и устойчивой емкостью, каковыми являются пески, песчаники, известняки. Для удержания Н. в том или другом пористом пласте необходимо, чтобы пласт обладал надежной непроницаемой покрышкой, иначе Н. может· перемещаться дальше. В горизонтально залегающих или мало дислоцированных пластах Н. обычно распределяется на значительной плошади, не образуя заметных скоплений. Если же нефтеносные пласты образуют складки, крылья которых обладают -известными наклонами, то в таких случаях создаются условия, способствующие перемещению Н. в пределах пласта в определенных направлениях и ее концентрации. Η. п силу меньшего уд. в (по сравнению с уд. в сопровождающей ее воды) стремится занять доступную ей возможно более поднятую часть пласта, оставляя для воды пониженные места. Чем меньше площадь поднятия и чем обширнее окружающее ее понижение, тем при прочих равных уловиях более сконцентрированная, более насыщенная нефтью может бытьзалежь.Тектоническими,или структурными, формами, благоприятными для образования промышленных залежей Н.,являются купола, антиклинальные и моноклинальные складки. В таких структурах Н. обычно залегает в наиболее поднятых сводовых частях.

Часто нефтяные месторождения отмечены поверхностными нефтепроявле-н и я м и, по которым можно судить о присутствии в недрах нефтяной залежи. Для образования поверхностных признаков нефтеносности должен быть налицо необходимые для этого условия, то есть или должен быть обнажены вскрытые· денудацией нефтеносные пласты, из головной части которых Н. могла бы выступать на поверхность, или должен проходить сброс, к-рыйна глубине рассекает нефтеносные пласты и дает возможность Н. подняться по сбросовой трещине, или яге в залежи должен быть настолько сильное давление, чтобы могла быть прорвана лежащая над ней толща пород. В этом случае из залежи истекают струи газа, которые могут увлекать с собою Н. и при.подходящих условиях воду и глинистую грязь, если только вода и глина залегают выше газо-нефтеносного пласта. При излиянии глинистых масс на поверхности образуется конус т наз. грязевого вулкана (грязевой сопки или сальзы). Если Н. выходит на поверхность без воды, она обычно или сгущается и превращается в густую гудронообразную массу или, пропитывая окружающие пески, образует к и р ы. Когда Н. выходит на поверхность вместе с водою, то она обычно сохраняет б. или м. жидкий характер, плавая на поверхности воды или в виде слоя или в виде ирригирующих пленок. Чтобы, установить, действительно ли данные пески пропитаны или только окрашены Н., производится экстрагирование битума раствори телями (бензином, бензолом, хлороформом). В случае присутствия битума растворитель окрашивается в чайно-желтый или темно-бурый цвет. Иногда пленки, плавающие на поверхности воды, ошибочно принимают за нефтяные, тогда как они м. б. оки железа. Чтобы установить происхождение такой пленки, достаточно разбить ее на части. Нефтяная пленка распадается при этом на округлые маслянистые пятна, железистая Hie пленка расколется на полигональные куски с резко очерченными краями. Не всегда горючий газ является углеводородным и связанным с нефтью. Чтобы отделить углеводородный газ от также горючего сероводорода, нужно испытуемый газ пропустить через раствор уксуснокислого свинца, который поглотит HjSf если прошедший через раствор газ сохранит свои горючие свойства, то это будет говорить за то, что данный газ—углеводородный. Не всегда нефтяное месторождение обладает поверхностными нефтепро-явлениями. Нефтяное месторождение, даже очень богатое, если только его площадь не подверглась в достаточной степени воздействию денудационных процессов, может совершенно не иметь выходов Н.

Нефтесодержащими породами,то есть нефтяными резервуарами и коллекторами, являются главк. обр. пески, песчаники и известняки. Величина пористости этих пород, н в зависимости от этого их нефтеем-кость, изменяется как для отдельных пород, так и для одной и той же породы в горизон-тальном и вертикальном направлениях.Средняя пористость нефтеносных песков заключается в пределах 10—25%, максимальная же доходит до 40—50%. Нефтяные залежи встречаются в осадочных слоях самого разнообразного возраста: от силурийских до третичных. Что касается географии, распределения нефтяных месторождений, то хотя признаки Н. имеются и в очень многих местах, промышленные залежи Н. встречаются в сравнительно немногих районах.

Первое место по добыче Н.занимают США. В Канаде, хотя бурение на Н. началось уже давно, добыча Н. не достигла значительных размеров. Промышленным районом с регулярной добычей является Онтарио, где наибольшее количество промышленной Н. было получено из известняков Onondaga (девон). Па Аляске П. обнаружена также в весьма ограниченных количествах. Очень богатым оказалось побережье Мексиканского залива, где нефть залегает в меловых известняках Tamasopa и в отложениях олигоцена; промышленные залежи приурочены к антиклинальным складкам и куполам. В США можно выделить следующие нефтеносные районы: Аппалачский, Лима-Индиана, Иллинойс, Мид-Конти нент, побережье Мексиканского залива (Тексас, Луизиана), Скалистые горы и Калифорния. Нефтеносные отложения относятся к различным возрастам от нижнего силура до верхнетретичного, но большая часть промышленной нефти поступает из каменноугольных, меловых и третичных слоев. В Кентукки и нек-рых других штатах промышленное значение имеют девонские отложения, в Лима-Индиана— ордовичские слои нижнего силура (Trenton

rock), в Аппалачском районе и Среднем Континенте — каменноугольные песчаники, на побережьи Мексиканского залива и в Калифорнии—меловые и третичные пески. Месторождения США приурочены к весьма различным структурным формам—от мало заметных ондуляций Аппалачского района до отчетливо выраженных куполов и антиклиналей с круто падающими крыльями побережий Мексиканского залива и Тихого океана. В Ю. Америке повидимому существуют большие возможности широкого развития нефтепромышленности. В последнее время здесь сильно· выдвинулась Венесуела, заняв в мировой добыче второе место; Н. залегает здесь в меловых отложениях. Кроме Вене-суелы в промышленных количествах Н. получается в Колумбии, Перу, Аргентине и Экуадоре.

В 3.Европе в наиболее значительных количествах Н. добывается в Румынии и Польше (Галиция), сравнительно немного Н. дают Германия, Франция, Чехо-Словакие и Италия. В. Европа гораздо богаче Ы.; месторождения а поставили СССР в мировой добыче на третье место. В Румынии Н. залегает в эоцене и миоцене; структура нефтяных месторождений очень сложна. В Галиции (Польша) наиболее продуктивные площади сосредоточены в ее восточной части; Н. залегает в третичных и меловых отложениях. В Германии ведется разработка нефтяных залежей, относящихся по возрасту к верхней юре. В Эльзасе (Франция) Н. залегает гл. обр. в отложениях третичного и отчасти мезозойского возраста. Нефтяные залежи месторождений Италии приурочены к третичным отложениям.

В СССР главная добыча Н. сосредоточена на площадях ских месторождений: Бакинских, Грозненских и Кубано-Черно-морских, из которых исключительными по богатству являются районы Бакинский и Грозненский. В Бакинском районе добыча нефти ведется на площадях: Балаханской, Сабунчинской, Раманинской, Сураханской, на Биби-Эйбате, в Бинагадах, в Шубанах, в Нута и на о-ве Артема. Основные залежи приурочены кт. н. «продуктивной свите» плиоцена. Тектоника бакинских месторождений представлена преимущественно антиклинальными складками. Благоприятные результаты получены при разведочном бурении в Нефтечала (близ устья р. Куры) и на Кара-чухуре (близ Сураханов). В Грозненском районе "разрабатываются три площади: Старо - Грозненская, Ново - Грозненская и Вознесенская. Н. залегает в спанио-донтелловых и в чокракско-спириалисовых слоях (миоцен). Строение промысловых площадей— антиклинальное. Удачные результаты были получены при разведке около г. Молгабек и на землях сел. Бековичи на Терском хребте. В К у б а н о-Чер номор с ком районе промышленная добыча велась на многих площадях: Нефтяно-Ширванской

(Майкопской), Калужской, Ильско-Холм-ской, Крымско-Кудакинской. Более богатой оказалась майкопская рукавообразная залежь легкой Н., к-рую в последнее время удалось проследить на большом протяжении. II. этого района залегает в майкопских слоях верхнего олнгоцена. Кроме основных нефтедобывающих районов Европ. части СССР следующие районы являются пока еще только разведочными районами: Керчь (третичные отложения), Тамань (третичные отложения), Ухта (девон). Приволжский район (пермские отложения), Уральский район, Чусовские Городки (пермо-карбон), Кахе-тия и Гурия (третичные отложения). Из разведочных районов подают большие надежды Уральский район, охватывающий обширную площадь на западном склоне Урапа, и Ширакская степь в Кахетии.

В Азии добыча И. производится в Азиат, части СССР, Персии, Ост-Индии, Врит. Индии, Брит. Борнео (Саравак), Японии. Ираке (Месопотамия). В Азиат, части СССР добыча И. имеет место в Урало-Эмбенском районе (Казаксган), в Ферганском районе (), в истане и на о. Сахалине. Районом разведочного характера пока является Камчатка. Н. везде залегает в третичных отложениях, за исключением Урало-Амбенского района, где она залегает в юр-•ских слоях. Нефтеносные площади последнего района связаны с соляными куполами. В Урал о-Э мбенском районе добыча И. имеет место на площадях: Доссор, Макот, Новооогатинск. Месторождений иедостато-чно разведанных имеется около 70, из них благоприятные показатели получены па Джаманагаче, В Ферганском районе промышленная разработка ведется на площади Чимион. Сель-Рохо (Санто). Недавно очень удачные результаты были получены при бурении в Шур-Су. В истане производится добыча в небольших размерах на о. Челекене и на Нефтяной горе. Разведочное бурение намечено на ближайшее время в Чигишлярском районе, где есть ряд подающих надежды нефтепроявлений. На о. Сахалине обнаружено несколько нефтеносных площадей: Оха. Эхаби, Пильтун, Иутово, Боатасин, Катангли идр. Разработка в промышленном масштабе ведется пока лишь на одной площади—Охинской, где одновременно работают японские концессионеры и государственный трест. Персия занимает в мировой добыче четвертое место, следующее за СССР. Нефтяные месторождения расположены на южном и западных склонах Персидского плато; нефть залегает в миоцене. В Ост-Индии месторождения Н. находятся на о-вах Борнео, Суматра, Ява. Нефтеносные горизонты залегают в третичных слоях. В Брит. Индии главным промышленным районом являются Бирма и Ассам. Н. залегает в антиклиналях и куполах, сложенных «се-рней Пегу»(миоцени олигоцен).Главные нефтяные районы Японии находятся в провинциях Ечиго. Шинано, Акита, Тотомн. Хоккайдо и на о. Формозе. Н. в Японии связана везде с третичными отложениями и за-. югает в антиклинальных складках; 90%всей. добычи Японии дают Ечиго и Акита. В Месопотамии (Ирак) нефтяные месторождения находятся по нижнему течению рр. Тигра: нЕвфратав вилайетах Мосул, Багдад и Басра. Н. залегает в миоценовых отложениях. Африка по добыче, нефти занимает очень* •скромное место. В настоящее время нек-роо количество Н. дает Египет на площадях,

расположенных вдоль Красного моря, п кроме того немного Н. дают Алжир, 1 унис и Марокко. Н. египетских месторождений залегает в миоцене, а также и в мезозойских отложениях.

Австралия и Ново-Зеландия подают сравнительно немного надежд на развитие нефтедобычи. Острова Тихого океана, сложенные вулканическими породами или коралловыми известняками, находятся в условиях, мало благоприятных для образования нефтяных залежей.

В табл. 1 приведены цифры запасов Н. для отдельных стран и районов, по данным геологич. учреждения США, опубликованным в 1920 году Новых более современных данных по всем странам мира пока нет.

Таблица 1. — Запасы нефти в отдельных

странах и районах.
Страна или район	Относ. значе ние	Запас II. в млн. баррелей
США и Аляска..	1,00*	7 000
Канада ..	0,14	ί)95
Мексика..	0,65	4 525
Г св. часть Ю. А мер и ни (вклю-
мая Перу)..	0,82	5 730
Юж. часть Ю. Америки (вклю-
чая Боливию)..	0,51	3 550
Алжир и Египет.	0,13	925
Персия и Месопотамия.	0,83	5 820
Ю.-в. часть СССР, с.-з. Сибирь
и ..	0.83	δ 830
Румыния, ГалппиЯ и 3. Европа	0,16	1 135
Сев. часть СССР и Сахалин.	0,13	925
Япония и Формоза.	0,18	1 235
Китай..	0,20	1 375
Лидия..	0,14	995
Воет. Индия..	0,43	3 015
Всего.	6,15	43 056

* Запасы США и Аляски приняты за единицу.

Кроме того к данному подсчету должен быть прибавлены по странам, не вошедшим в приведенный список, около 20 билл. баррелей.

Разведка. Для определения нефтяного притока и для выяснения промышленного значения нефти необходимо нефтеносный пласт вскрыть буровой скважиной. Вопрос о том, где должен быть заложена такая скважина, решается путем предварительного геологич. исследования данной площади при помощи разведочных работ. Разведочные работы необходимы тогда, когда нет достаточного количества обнажений коренных пород, но которым можно было бы составить разрез отложений, принимающих участие в строении месторождения, и выяснить тектонику последнего. Если покров наносов сравнительно невелик, задача вскрытия коренных пород м. б. разрешена неглубокой разведкой, которая заключается в производстве расчисток обнажении коренных пород, в проведении канав, шурфов или скважин (ручным способом)· Когда наносы невелики и падение слоев крутое (свыше 50°), проводят канавы; при пологом падении—шурфы; при более значительных наносах—неглубокие скважины. Расстояние между шурфами выбирается в зависимости от того, требуется ли цолучнд непрерывный разрез или разрез приближенный—прерывный· Определять элементы ир-

16

Т. О. m. XIV.

тинного залегания в шурфах очень удобно путем графич. построения при помощи диаграммы Смита. При разведке неглубоким бурением часто приходится определять элементы залегания по трем скважинам. Для этого можно пользоваться графич. построением и пропорциональным делением (способ, предложенный В. Н. Вебером). При значительных наносах приходится прибегать к более глубокому, так называемым структурному бурению. Бурение в особенности дает хорошие результаты, когда в проходимых породах будут встречаться хорошо отграничиваемые (ориентировочные)горизонты, по которым можно сравнивать между собою отдельные разрезы. В результате разведочных работ по материалам, даваемым шурфами и скважинами, можно составить разрез отложений данной площади и геологич. карту.

При очень мощных наносах или при отсутствии в вскрываемых отложениях ориентировочных горизонтов применяют геофизические методы разведки, которые дают возможность по различию некоторых физических свойств горных пород устанавливать тектонику исследуемой площади. Гравиметрический метод разведки имеет своей непосредственной задачей, определение изменений в нормальном распределении силы тяжести, которые производит тело, имеющее плотность, отличную от плотности окружающей среды. Для исследования гравитационного поля пользуются крутильными весами Этвеша или т. наз. гравитационным вариометром (смотрите Гравиметрия). Путем соединения на карте точек с-одинаковым градиентом силы тяжести получается карта изогам. Такая карта при надлежащей геологич. интерпретации позволяет определить формы и условия залегания пород, отличающихся от других своим уд. весом. Напр. гравитационный вариометр может установить присутствие куполов и антиклиналей, если ядра складок и куполов сложены более плотными породами. Магнитометрический метод основан на различии содержания в горных породах парамагнитных минералов. При этом методе определяются магнитными вариометрами горизонтальные и вертикальные составляющие земного магнетизма в различных точках площади, а также углы склонения и наклонения. Применение данного метода оказалось удачным при открытии соляных штоков, так как соль диамагнитна, а окружающие шток породы в большей или меньшей степени парамагнитны. С е и с м о-метрический метод основан па различной упругости горных пород и на обусловливаемых ей различных скоростях упругих волн. При исследованиях этого рода сейсмич. волны создаются искусственными ами, и время их распространения регистрируется сейсмографом. Из электрометрических методов один основан на определении разности потенциалов в различных точках поля и построении затем изопотенциальных линий, другие же—на различной электропроводности горных пород. Радиометрический способ, основанный на различии радиоактивности горных пород, в нефтяной практике пока еще не получил применения.

Когда закончено геологич. картирование месторождения, сопровождавшееся разведочными работами или гесфизпч. исследованиями или теми и другими вместе, можно, зная тектонику площади, выбрать наиболее подходящее место для закладки глубокой разведочной скважины. Таким местом естественно является наиболее поднятая часть структуры, например сводовая часть антиклинали или купола.При асимметричных антиклинальных складках скважину следует закладывать не на своде, а отступя от него, вниз по падению пологого крыла. При разведке месторождения глубоким бурением следует закладывать не одну, а несколько скважин, которые контролировали бы друг друга и освещали бы различные части разведываемой площади. В этих случаях скважины рационально располагать или одним или несколькими рядами, в зависимости от структуры проводимыми вкрест простирания слоев. Для глубокого бурения применяется гл.обр. вращательное бурение колонковым буром. Разведочное бурение для своего успешного выполнения требует постоянного геологич. наблюдения и руководства, иначе оно может не оправдать своего назначения. Разведка месторождения продолжается и во время эксплуатонного периода. По материалам, даваемым эксплуат-онным бурением, можно составлять структурные карты тектонич. рельефа отдельных горизонтов, которые позволяют по мере разработки все более уточнять представление о· тектонике месторождения, о контуре площади, о верхней границе краевой воды и т. д. Кроме того в течение периода разработки геолог должен составить эксплуатонные кривые, по которым можно следить за правильностью принятых расстояний между скважинами, то есть за правильностью разработки данной площади, и вести учет запасов Н., остающихся в недрах месторождения.

Лит.: Г о л у б п т н и к о в Д. и др. Нефть и озокерит, «Естественные производит, силы России», т. 4. вып. 22, П., 1919; Богданович К. И., Очерк месторождений нефти и других битумов, ч. 1, П., 1921; Кали ц к и и К., Геология нефти, П., 1921; К р е г

K., Поиски пефти, пер. с англ., M.—П., 1923; А м-0 р о з А. В., Подземные условии нефтяных месторождений, пер. с англ., М.—П., 1923; Лейбензон Л. С., О кривых эксплоатацни нефтяных скважин в связи с подземными условиями нефтяных месторождений, «Нефт. и сланп. хоз.», М.—Л., 1924, т. 6, 7; Нефтяные месторождения Союза ССР, Справ, по нефтяному делу, т. I, М., 1925; М и р о и о в С. И., Нефть. Обзор минеральных ресурсов СССР, вып. 28, Л., 1925; Косыгин А. И., О подсчетах запасов нефти месторождений Бакинского райопа, «IIX», 1926, т. 10, 2; его же, Приблнж. аиалитич. выражение для кривых падения дебита нефтяных скважин, там же, т. 10, 3; Хагер Д., Практическая геология нефти, переводе англ., М.—Л., 1926; Б и л и б и п В. В., Исчисление остаточной добычи нефти из скважин Бакинского района, Баку, 1927; Архангельский А. Д., Условия образования нефти на Сев. е, М.—Л., 1927; Блюмер Э., Нефтяные месторождения. Основы геологии нефти, перевод с нем., М.—Л., 1929; White D., The Petroleum Iiesources of the World, «The Annals of the American Academy of Political a. Social Science», Philadelphia, 1920, Ив8; P a n у 1 t у

L. S., Prospecting for Oil a. Gas, N. Y., 1920; «Petroleum a. World Industry», N. Y., 1930. А. Косыгин.

Добыча H. Извлечение II. из недр на поверхность производится различными способами, выбор которых зависит от целого ряда технич., геологич. и экономич. факторов. Основной горной выработкой при эксплоа-тации нефтяного месторождения является о буровая скважина (смотрите Бурение), вскрывающая нефтяной пласт, подлежащий разработке. Приток Н. к забою скважины обусловливается главк, образом энергией сжатого под большим давлением и растворенного в нефти газа, который, при нарушении равновесия в пласте скважиной, в силу создавшейся разности давлений выходит из растворенного состояния, устремляется к зоне с наименьшим давлением—скважине и, рас-шнрясь при этом, увлекает за собой нефть. Этому движению способствует также статическ. давление свободного газа, имеющегося в пласте, и иногда гндростатич. напор воды, подстилающей нефтяную залежь. Когда скважина вскрывает свежий или мало разработанный нефтяной пласт, давление в нем бывает так велико, что энергии сжатого газа хватает не только для продвижения Н. к забою скважины, но и для подачи ее на поверхность. Скважина фонтанирует нефтью и газом.

Фонтаны бывают открытые и закрытые. Условия рациональной эксплуатации нефтяного месторождения требуют обязательного закрытия фонтанов и урегулирования их струй,т. к.при этом получается возможность свести потери Н. и газа к минимуму,значительно уменьшается опас ность в пожарном отно- ^vs*t— ^т шении и создается неко-Фпг. ίο. торое искусственное противодавление на пласт, позволяющее получить более спокойную фонтанную струю и предохранить скважину от поломок, смятий труб, образования песчаной пробки и прочих эксплуатонных затруднений. Оборудование для закрытия фонтанных скважин состоит обычно из ряда стальных тройников и задвижек солидной конструкции, рассчитанных на большое давление, доходящее до 130 atm и выше. На фигуре 10 изображено типичное оборудование фонтанной скважины в Сураханах. Последние две колонны труб посредством двух стальных фланцев и патрубка К соединяются с тройником-переводником 3, к которому присоединен ряд 150-лш задвижек и тройников. Вначале задвижки Д, Е и Ж закрыты, а все остальные открыты. Для закрытия фонтана закрывают задвижку Г и открывают задвижку Ж, направляя струю в отводящую линию. Для предохранения задвижки Г от изнашивания сверху ее устраивается буфер И (деревянная пробка со стальной крышкой над ней), после чего задвижка Г открывается и струя ударяет в буфер. Нижние задвижки А, Б, В служат запасными на

Е

□а случай износа верхней арматуры и необходимости смены ее. Для регулирования дебита фонтана и создания противодавления в скважине на отводящих линиях за задвижками устанавливают штуцера из закаленной стали с диам. отверстий G—50 миллиметров. В Америке для регулирования скважин, фонтанирующих под высоким давлением, употребляют более сложные комбинации труб, задвижек и соединительных частей, устанавливаемых на устьи скважины. При невозможности закрыть забивший фонтан обычными способами часто прибегают к помощи колпака Мортен-сона (фигура 11). Корпус колпака состоит из

двух половин, которые одеваются на обсадные трубы сбоку при убранном диске задвижки и соединяются болтами а на месте. Муфта обсадной трубы помещается между боковыми отверстиями в корпусе колпака и заплечи-ком г, к-рый удерживает задвижку от движения вверх. Для герметичности в заплечи-ке имеется круговая проточка для сальника. После установки колпака осторожно закрывают задвижку б, направляют струю в отверстие в и сверху ставят обычное фонтанное оборудование. Кпд фонтанов в смысле использования энергии в пласте невелик; по данным различных авторов он колеблется в пределах 104-20%. Когда давление в пласте, в результате истощения газовой энергии, значительно падает, скважина перестает фонтанировать и переводится на один из способов механизированной эксплуатации: 1) тартание (желонкой или поршнем); 2) подъем при помощи сжатого воздуха или газа (аэролифт и газлифт); 3) откачка глубокими насосами (индивидуальными или от группового привода).

Тартание является одним из старых способов эксплуатации скважин и заключается в откачке жидкости из скважины желонкой, опускаемой в скважину на стальном канате при помощи тйртального барабана. Желонка (фигура 12) представляет собой удлиненное ведро, склепанное из листового (желоночного) железа толщиной в 1,5—2,25 миллиметров и снабженное вверху дужкой для прикрепления к канату, а внизу—тарельчатым клапаном с пикой. Верхняя и нижняя ко-нич. части желонки соединяются со сред-

ноя частью кольцами N на заклепках и стянугы стержнем L и скобами К. Желонки изготовляются также со сварными швами. Наивыгоднейший диаметр желонки, на основании опытов шик. Л. Б. Красина, определяется из ψ-лы: й--=0,7Б, где 1J—диаметр обсадных труб и d—диаметр желонки. При увеличении диаметра желонки сильно увеличиваются гнд-равлич. сопротивления в скважине. Для увеличения емкости желонки увеличивают ее длину I, так как последняя почти не влияет на гидравлические сопротивления. Употребительные размеры желонок: <У= 12-4-25 ем и ? 10-4-1 Зл». В случае искривления скважины, когда длинная жесткая желонка не проходит, употребляют шарнирную желонку, состоящую из 2—3 коротких звеньев, соединенных шаровыми шарнирами. При тартании применяются канаты диам. 12,5; 15,G; 18,8 м.ч из стальной (тигельной стали) проволоки толщиной 1,8—2 миллиметров; канат состоит из 6—8 прядей, каждая в

6—7 проволок, при одном вом сердечнике. Проволока должен быть высокого качества с временным сопротивлением на разрыв 140— 1НО кг лш² и удлинением 4—5%. Канат перекидывается наверху вышки через таргальный шкив диам. в 1 500 миллиметров и наматывается на тартальный барабан, установленный в откосе вышки. Имеется несколько конструкций барабанов. На фигуре 13 приведен барабан системы бывшего Бакинского машиностроительного завода с ременной

передачей. Шкив сидит свободно на валу, тогда как барабан -заклинен на нем шпон·*

нами. Сцепление производится при помощи деревянных фрикционных колодок клинообразной формы, прикрепленных к шкиву системой рычагов. Для опорожнения желонки над устьем скважины устанавливают тартальный чан — ящик с задвижкой над обсадными трубами, ударяясь о к-рую клапан желонки поднимается и желонка опоражнивается. Жидкость из тарталыюго чана по жолобу идет в отстойные чаны (мерники) и отсюда далее к месту сбора. Тартание является весьма неэкономичным способом добычи. Кпд тарталь-ной установки часто не превышаем’ 7,5% (опыты инж. Красина), причем с увеличением глубины скважины кпд уменьшается, т. к. значительная доля энергии тратится на перемещение мертвого груза. Низкий кпд, потребность в больших диаметрах скважины для опускания желонки, большая затрата энергии и обслуживающего персонала на каждую буровую, а также большие потери газа от улетучивания и Н. от разбрызгивания—все это делает тартание слишком дорогим и нерациональным способом эксплуатации, благодаря чему оно повсеместно почти нацело заменено откачкой глубокими насосами (смотрите). При поршне-в о м (ш о м и о л ь и о м) тартании желонка заменяется поршнем («свабом»). Сваб (фигура 14) состоит из трубы малого диаметра а с укрепленными на ней двумя-тремя резиновыми манжетами б, входящими в железный или медный стакан г; поверх манжет надета предохранительная металлич. сетка в Б одном из соединений труб устанавливается шариковый клапан д, выше которого расположена перфорированная трубка е. Сваб работает в специальных «шомпольных» трубах с гладкими стенками, опускаемых в скважину. При движении сваба вниз клапан поднимается, и жидкость проходит через отверстие в верхнем патрубке в шомпольные трубы. За каждый ход поршня поднимается количество жидкости, соответствующее погружению поршня, то есть вес столба жидкости, находящейся над манжетами. В некоторых конструкциях свабов вместо шарикового клапана устраивается нижний, тарельчатый клапан типа желоночного. Остальное оборудование при поршневом тартании то же, что и при тартании желонкой.

Применение с ж итого в о з д у х а для добычи нефти получило наибольшее распространенно в скважинах с высоким уровнем жидкости, особенно в скважинах с большим дебитом воды (смотрите Аэролифты). В зал писимоети от способа расположения воздушных и подъемных труб в скважине, различают три системы аэролифта: система-Поле

<ьиг. 1г.

Фигура 14.

(фигура 15a); система Саундерса (фигура 156) и центральная система (фигура 15в). На бакинских нефтяных промыслах распространена главн. обр. система Саундерса; на америк.— общепринята центральная система: система Поле применяется гл. обр. для целей водоснабжения.

Теоретич. обоснование работы аэролифта впервые было разработано проф. Лоренцом

в 1909 году Основное ур-ие Лоренца для работы аэролифта при нек-pux упрощениях имеет следующий вид:

в

ΐ’οΡο ·η KG + G ) dh_r, (1)

Vo «

А

где %—наименьший объёмный расход воздуха в секунду для подачи требуемого объёма поды V в л®; Ра—давление атмосферы в килограммах/см-] р,—давление воздуха у входа в подъемную трубу в килограммах/см²: Ь₀—высота подачи в .ч (от уровня жидкости до устья подъемной трубы); G—вес подаваемой воды в килограммах; Ь_г— потерянный напор в подъемной трубе в .и.

Определение значения {* dh_r является основной задачей расчета аэролифта. До настоящего времени эта задача полностью не раз-решена, и в практич. деятельности для расчетов пользуются рядом эмпирии, ф-л и таблиц различных авторов. Наиболее близкой к действительным условиям работы аэролифта в глубоких скважинах является формула, предложенная проф. Р. М. Андерсоном:

23 !g

h η

h + 10

иГ

(2)

где h₀ высота подъема в м, h—глубина погружения в м, V₀—необходимый для работы аэролифта расход воздуха в м³/ск, к- эмпирия. коэф., определяемый из ф-лы

/c=2,17 + 0,01C4ft_o. (3)

На основании ф-лы Андерсона этот коэф. равен обратной величине кпд, то есть

1

к

(4)

Коэф. этот уменьшается но мере увеличения высоты подъема, и при больших глубинах общий кпд всей установки η_3Κ0Η. не превышает С—10%. Для подсчета количества воздуха необходимо определение глубины погружения п диаметра труб. На основании опыта инж. Г. И. Сорокер (Баку) для опре деления h—наивыгоднейшей глубины погружения—предложил следующую эмпирическую формулу (все величины даны в .к): h=0,3h„ + 70; (5)

пределом h нужно считать h_min= ОЛОП, где И=h₀+ h, когда подачи жидкости но будет; наивыгоднейшим погружением можно считать h=(0,44-0,5)Н. Для диаметров подъемных труб им предложены следующие величины: для подачи п минуту 154-35 я—38 миллиметров ; для подачи 504-175 л—63 жк и 2504-350 л— 100 .ч.ч. Приведенные данные для расчета аэролифта нужно однако считать весьма приближенными.

Подача воздуха к аэролифту осуществляется обычно компрессорами высокого давления (до 40 aim), двухступенчатыми, производительностью от 9 до Ым“/мйн. Расход электроэнергии при работе такого компрессора от электрич. мотора составляет 35 000— 45 000 kWh в месяц. Распределение воздуха от компрессорной станции производится двумя способами: а) воздух поступает в одну общую магистраль (обычно 0 в“ 100 миллиметров); от магистрали идут ответвления (0= 314-38 миллиметров) к отдельным скважинам, причем регулирование подачи производится вентилями на ответвлениях; б) воздух подается по самостоятельным линиям (,0"= 314-38 миллиметров) к каждой буровой. В Бакинском районе применяется почти исключительно второй способ. Недостатками аэролифта являются: высокая стоимость первоначального оборудования; возможность применения его исключительно в скважинах с высоким уровнем жидкости; низкий кпд; образование трудноразрушимых эмульсий в присутствии полы и наконец выдувание легких составных частей Н. воздухом и неизбежная потеря добываемого газа, вследствие чего понижается ценность Н. В виду этого аэролифт за последнее время на промыслах Америки и СССР вытесняется газлифтом (смотрите).

При всех описанных методах добычи Н. неизбежно сопровождается тем или иным количеством нефтяного газа. Количество выделяющегося газа в .и³ на т добываемой Н. (в Америке—количество фт.³ газа на баррель Н.) называется газоны м факт Ορο м. Газовый фактор в различных месторождениях и при различных условиях добычи изменя тся в широких пределах от 30—40 до G00—800 .и³ и более на т Н. Вся жидкость, получаемая из скважин, поступает в траппы, откуда газ направляется на газолиновый завод (смотрите) или на хозяйственные нужды, а нефть через мерники по системе сборных линий—в промысловые нефтехранилища (смотрите).

Основной проблемой при разработке каждого месторождения является наивыгоднейшее размещение скважин на площади и порядок ввода их в эксплуатю, то есть выбор системы экеплоатац и и. Различают три след, системы эксплуатации: а) спло-ш и у ю, когда все максимально возможное (экономически) число скважин на данный пласт вводят в эксплуатю одновременно: б) п о л з у щ у ю (по простиранию, по падению или по восстанию), когда разработка пласта ведется параллельными рядами скважин, и в) сгущающуюся, когда пло щадь постепенно уплотняется за счет бурения новых скважин в пространстве между скважинами, пробуренными ранее. Твердых научных обоснований для выбора той или иной системы до сих пор еще не имеется. Для равномерности дренирования пласта при любой системе эксплуатации скважины на площади стремятся располагать в вершинах равносторонних треугольников (фигура 16а), величина стороны которых (расстояние между скважинами) зависит от уплотненности площади скважинами. Расстояние это у (в .н)

можно выразить формулой, где а·—

V^х

степень уплотнения, или количество скважин на условную единицу площади, обычно 10 га. Максимально допустимая степень уплотнения, или минимально допустимое расстояние между скважинами, зависит от

ряда геолого-физич. факторов, обусловливающих степень отдачи пласта, а также от ряда экономия, факторов, как то: стоимость бурения и эксплуатации, рыночная цена на Н. и прочие В Америке принята квадратная сетка размещения скважин (фигура 1G6). причем для наивыгоднейшего расстояния S между скважинами в последнее время был предложен ряд формул. Новейшая из них, формула Phelps’а, имеет вид:

S=k^f,

где к—коэф., равный 61,11-р63,5, S—расстояние между скважинами в фт.; R—радиус действия дренажа скважины в фт.; С— стоимость бурения скважины; V—ценность возможной добычи с акра площади. Все эти ф-лы в виду чрезвычайной сложности учета условий в пласте являются только весьма приблизительными.

Все описанные выше методы эксплуатации предусматривают использование естественной энергии сжатого газа в пласте. Добыча этими методами обычно не превышает 15— 30% запаса Н. в пласте. При истощении энергии прибегаютк л рнменешио искусственных методов для вытеснения остаточной И. из пласта. Сюда относятся: а) вакуум-процесс; б) восстановление давления в пласте путем нагнетания в пласт сжатого воздуха или газа—метод Smith-Dnnn (по имени инженеров, применявших этот метод впервые), или «Мариетта-процесс» (по имени местности в Америке, где метод впервые был применен); в) вытеснение И., нагнетаемой в пласт водой,—метод Бредфорда (по имени промыслов в Америке, где этот метод полу чил широкое распространение). Вакуум-процесс заключается в создании искусственной разницы давлений в пласте и в скважине вакуум-насосами, отсасывающими из пласта остаточный газ и пары Н. Разрежение в скважинах на практике не превышает 363—410 миллиметров рт. ст. Увеличение добычи при этом достигалось в отдельных случаях до 70% (Америка). При методе «М а-р и е т т а» одна или несколько скважин на промысле выбираются для нагнетания в пласт воздуха или газа, прочие же скважины эксплоатируются обычными методами (газлифт, глубокие насосы). При этом необходима тщательная герметизация всех скважин. Распределение буровых—от 2¹.* до 5 продуктивных на одну воздушную. Сжатый воздух или газ из компрессора по 25—50-лш трубам нагнетается в пласт, причем расход воздуха колеблется в пределах 141-р566 м³ в сутки на скважину (данные американской практики) в зависимости от характера пласта. Расход энергии выражается в среднем в 1,25 IP на одну буровую скважину. Метод этот получил широкое применение в Америке; в СССР были только попытки применения его в Раманах (Баку) и в Старо-Грозненском районе, причем в обоих случаях метод дал удовлетворительные результаты в смысле увеличения добычи. Дополнительная добыча Н. при этом методе иногда достигает 15—30%. Метод Бредфорда заключается в искусственном обводнении пластов с использованием гидростатич. напора нагнетаемой в пласт воды для вытеснения нефти. Существуют несколько систем обводнения: а) круговая, где на группу в 4—5 сква-жии одна, находящаяся в центре группы, используется как водяная; б) л и и е и н а я, когда скважины расположены рядами (по квадратной сетке), причем первый ряд—водяной, следующий—насосный, к-рый становится водяным по мерс обводнения этого ряда, и т. д.; в) т р е у г о л ь н а я, или «интенсивная», когда ряды водяных и насосных скважин чередуются (при треугольной системе размещения скважин) и обводнение производится одновременно по всей площади. Напор воды при методе Бредфорда поддерживается ~ 23 килограмма/см². Средняя скорость продвижения воды в пласте »15 л в год и больше, в зависимости от структуры песков. При расстоянии между скважинами около 45 метров для вымывания этого расстояния требуется иногда 2—3 г. Продуктивные скважины обращают в водяные, когда отношение объёма воды к объёму Н. достигает 30. Обводнение начинается обычно с границы нефтеносности и идет к центру площади. Этот метод дает иногда 12—20% первоначального запаса. За последнее время для лучшего вытеснения нефти, прилипшей к зернам песка, начинают применять нагнетание в пласт раствора соды (Na₂C0₃) в пропорции 40— 70 англ. фн. соды на баррель воды. Благоприятными условиями для применения этого метода являются: пологое падение пластов, равномерная величина зерен песка и крупнозернистость его и малая вязкость Н.

В нек-рых случаях, когда по технич. или экономии, соображениям дальнейшая разработка месторождения скважинами становит-

<:я нерентабельной, может быть применена шахтная разработка. Последний метод пока получил широкое применение в месторождении Пешельбронн (Эльзас - Лотарингия) и частично в Битце (Ганновер). В Пе-шельбропне шахта диам. 4 Jit проводится до нефтяного пласта. Скорость проходки шахты 20—30 метров в месяц. От шахты в плоскости пласта проходит ряд горизонтальных выра-чЗоток-галлерей А (фигура 17), Б—дренируе-_______ мый песок, Б—пласты мергеля, Г — _ j канавка для стока

Н., Д—вентиляци-

• (Г онная труба. Рабо-

В И ^А та во избежание ис-§ί *> крообразованиядо-

4»«,. пускается только врубовыми молот- ^{* 3}

нами. Сечение гал-Фнг. 17. лерей — 5 м². Прог дуктивность такой галлереи в среднем 11 тонна с п. м. Наиболее •ответственно!! задачей является вентиляция шахты. Во избежание образования чатых смесей воздуха с имеющимся в месторождении газом необходимо весьма тщательно регулировать количество воздуха. Соотношение добычи в Пешельбронне примерно следующее: скважинами добыто 17%; стека-тше в галлереи—43%; вываривание из песков на поверхности—32%; потери—8%.

Более современным методом шахтной добычи является метод, предложенный америк. инж. Ренни. По этому методу шахта проводится до подстилающей или перекрывающей нефтеносный пласт породы. На фигуре 18 приведено схематическое расположение выработки. где Л—горизонтальная выработка, идущая по пустой породе. Вдоль выработки идут сборные линии труб Б. Через каждые

3 метров по непроницаемому пласту Ж бурятся малые скважины до нефтеносного пласта В в забое пробуренной скважины вырабатывается полость Г; в скважинах заделываются герметически (на сальниках) 50-лш трубы Д от крестовин Е на сборных линиях, так что пласт непосредственно с галлереой пе сообщается, а вся добыча поступает в трубы. В шахте устанавливается мощный насос, который обслуживает всю систему, часто до 10 000 означенных скважин. Здесь же устанавливаются и сепараторы для разделения нефти, газа и песка. Метод этот более безопасен, чем пе-шельброннский. Благоприятными условиями для применения метода являются: нефтяной песок (незатопленный) большой мощности и наличие плотных пород, покрывающих или подстилающих нефтяной пласт. Стоимость такой шахты в Америке равна приблизительно стоимости пяти буровых скважин глубиной около 1 500 метров За последние годы запатентован ряд других методов рудничной разработки нефтяных пластов, от личающихся от описанных выше системами дренажа пласта из основной подземной выработки (патенты Rich, Wright и др.). В СССР рудничные методы пока не получили распространения, не считая примитивной кустарной добычи Н. из неглубоких колодцев, до сих пор сохранившейся в ряде бакинских месторождений, поблизости от выходов нефтяных пластов на поверхность.

Лит.: Глушков И. Н., Эксплоатацпя буровых скважин, 2 изд., М.—Л., 1923 (устар.): Эксплоатацин нефтпмых скважин, под рсд. В. Делова и И. Кулакова, М.—Л., 1929; Справочник по нефтяному делу, т. 1. М., 1925; С ю м е п Д., Методы добычи нефти, т. 2. пер. с апгл., М.—Л., 1924; 10 реи Л., Современные методы добычи нефти, перевод с англ., М.—Л., 1928; Вопросы рациональной разработки и охраны залежей нефти, Баку, 1927; Льюис Дж., Способы увеличении добычи из нефтяных песков, пер. с англ., Баку, 1923; Ренни Л., Метод подземной разработки пефтн-пых пластов, «АзНХ», 1926, 2; М a s о п. Регулирование фонтанирующих нефтяных скважин, перевод с англ., «Нефт. и слайд, хоз.“, Москва, 1924. 9; Б а Γη аса ров В., Закрытая эксплоатацпя фонтанных скважин, «АзПХ», 1927, 11; С о р о к е р, К расчету воздушного подъемника, там же, 1924,10; С а д о в к ιί-к о в г. Ф., Опыт повышения производительности скважин путем накачивания воздуха в нефтяной пласт, там же. 1928, 6—7; С м и р π оη Η. Н., Методы определения расстояния между скважинами, «НеФт. н сланц. хоз.·, М., 1925, 2; П р и т у л а А. Ф., Как извлекается нефть из недр земли, М.—Л., 1925 (попул.); Френкель И. В., Эксплоатацпя буровых скважин, м.—Л., 1927 (попул.); U ren L. С., A Textbook of Petroleum Production Engineering, 5 ed., New York, 1924; I v e n s E. M., Pumping by Compressed Air. New York, 1920. И. Муравьев.

Экономика и статистика. В части добычи нефтяная промышленность относится к добывающей промышленности, в части лее переработки Н.—к обрабатывающей. Крупно-капиталнетич. нефтяная промышленность существует с 1859 г., когда η США началось механическое бурение глубоких скважин. Спустя 13 лет начала развиваться крупно-капиталистич. нефтяная промышленность в России (1872 г.). Кустарная добыча нефти из мелких колодцев и скважин известна г глубокой древности. Керосин, к-рый начали вырабатывать из Н. еще до 1859 г., быстро вытеснил с рынка все другие осветительные продукты минерального, животного и растительного происхождения, а в дальнейшем нефтяная промышленность выдвинула ряд новых продуктов (низкокипящее горючее для двигателей ного типа, высококи-иящее горючее для дизелей, котельное жидкое топливо), приобретших исключительно большое значение в современной материальной культуре и придавших столь же большое значение нефтяной промышленности. В настоящее время основные виды товарной продукции нефтяной промышленности следующие: керосин, горючее для автомобилей, тракторов, дизелей, смазочные масла, котельное топливо. Темп развития мировой нефтедобычи виден из табл. 2.

Добыча Н. в США и в России начала довольно быстро развиваться, причем в пределах США район добычи распространялся в направлении с востока на запад, совпадая с основным направлением колонизации и освоения североамериканского континента. В 1929 г. добыча Н. в США велась уже в 19 штатах из общего числа 48. Как распространялась добыча Н. в США, видно например из табл. 3, показывающей, в каком году добыча по отдельным штатам превысила 1 млн. баррелей (около 150 тыс. тонн) в год.

Таблица 2. -	-Мврова		я добыча нефти		(В млн. тонн).
Годы.	1859	1860	1870	1880 1890 1900	1910	1920	1921
Добыто Н.	0,0	0,1	0,7	3,9 9,8 19,6	42,5	87,3	96,5
Годы. ».	1922	1923	1924	1925 1926 1927	192S	1929	1930
Добыто Н.	120,4	141,9	141,6	148,5 152,3 171,8	183,4	208	203

По размерам добычи на первом месте с 1859 г. до настоящего времени (с перерывом только на 3 года, 1899—1901, когда на первое место

Таблица 3. — Добыча нефти в США.

Штаты	I оды	Штаты	Годы
Пенсильвания.	1861	Иллинойс.	1906
Огайо.	1885	Канзас.	1904
3. Вирджиния.	1890	Тексас.	1901
Калифорния.	1895	Оклагома.	1904
Кентукки н Те-		Уайоминг.	1911
несси.	1904	Луизиана.	1904
Индиана..	1893	Монтана.	1921

выдвинулась Россия) стоят США, доля которых в мировой добыче Н. на протяжении • 920—30 гг. остается почти на одном и том же уровне приблизительно около 70%. Динамика добычи Н. в России указана ниже. В табл. 4 приведены данные, характеризующие размеры добычи в отдельных странах в т в 1529 г.

Таблица 4, — Добыча нефти странах. в отдельных

Страны	Добыча в 1929 г.		Общая добыча до 1929 г.		-i · г^а.я О rt ~ — ^ п а г rt ~ Т~у— Saga !=igS
	В млн. т	i В °/о общ. добычи	в млн. т	В % общ. добычи
США.	137,8	66.9	1678,1	64.93	1859
Венесуела	20,0	9,7	55,6	2,11	1917
СССР.	14.2	6,9	336,0	13,00	1863
Персия.	6,2	3,1	47,2	1,83	1913
Мексика.	6,8	3.3	237,1	9,17	1901 ;
Ост-Индия.	5,1	2,5	58,4	2,22	1893
Румыния.	4,6	2.2	45,9	1,78	1857
Колумбия.	2,8	1.4	8,9	0,34	1922
Перу.	1,8	0,9	14,6	0,56	1896 i
Тринидад.	1,2	0,6	9.1	0,35	1908 i
Аргентина.	1,3	0,6	8,9	0,34	1907 1
Крит. Индия	1,2	0.6	27,9	1,08	1889
Борнео (Сара-
вак).	0,7	0,4	5,8	0,22	1913
Польша.	0,7	0,4	30,5	1,18	1874
Япония.	0,3	0,1	8.4	0,33	1875
Египет.	0,3	0,1	2,7	0,10	1911
Энуадор.	0,2	0,1	0,5	0,02	1921
Сев. Сахалин
(СССР).	0,2	0,1	0,4	0,02	1925
Канада.	0,2	0,1	4,0	0,15	1862
Ирак.	0,1	—	0,2	0,01	1927
Германия.	0,1	—	2,9	0,11	1889
Фпаяния.	0,1	—	0,8	0,03	1918
Чехо-Словакии	0,01	—	0,2	0,01	1919
Италия.	0,006	—	0,2	0,01	1860
Прочие страны	0,004	—	0,2	0,01
Всего.	205,9	100	2584,5	99,91	_

Из табл. 1 видно, что свыше J млн. тонн в год добывалось в 12 странах. Восемь наиболее крупных производителей (США, Венесуела, СССР, Персия, Мексика, Румыния, Ост-Индия и Колумбия) вместе добывают 90%

мировой добычи, а США, Венесуела и СССР—83%. Ограниченность мировых запасов нефти имеет до известной степени условное значение, т. к. непрерывно продолжающиеся в широком масштабе разведочные работы до сих пор неизменно сопровождались открытием новых нефтяных районов. В особенности наглядно это выявляется в отношении США, где, несмотря на то, что с 1920 г. предсказывается нефтяной голод, не только бурно растет добыча, но и разведанные ресурсы и степень обеспеченности значительно возросли с 1920 г. Ограниченность нефтяных ресурсов следует рассматривать прежде всего как мотивировку экспансии империалистических держав в колониальные и полуколониальные нефтяные· районы.

Во всех нефтедобывающих районах земного шара, исключая СССР, господствующее положение занимает англо-америк. нефтяной капитал, причем в огромном большинстве районов работает как английский, так и американский капитал: англ, капитал представлен преимущественно трестом Шелл, а американский трестом Стандарт-Ойль. Эти монополистам. группы находятся между собой в непрерывной борьбе, причем борьба идет как за источники сырья, так и за рынки сбыта. Периодически заключаются соглашения на основе достигнутого равновесия сил, но вследствие неравномерности развития добычи Н., равновесие нарушается, а вместе с ним и соглашение. Нефтяная политика империялистам. держав неразрывно-связана с борьбой между монополистам. нефтяными трестами Шелл "и Стандарт и с борьбой одного из них или обоих с третьими силами. Англо-американские тресты особенно используют стоящие за ними правительства при борьбе за источники нефтяного сырья, в связи с чем значительное развитие получила концессионная нефтяная политика. Целый ряд государственных переворотов в Мексике был вызван тем либо другим из боровшихся за нефтяные концессии нефтяных трестов. Национализация нефтеносных недр в Мексике в 1917 году привела к разрыву дипломатии, отношений между США и Мексикой, ликвидированному только после уступок со стороны Мексики уже в 1928 г. U Венесуеле после упорной борьбы между трестами с 1927 г. достигнуто известное равновесие сил. В Колумбии англо-америк. капитал, как и в Мексике, встречает сопротивление со стороны национальной буржуазии, неспособной однако пока самостоятельно разрабатывать нефтяные районы. В капиталистам. нефтедобывающих странах восточного полушария наряду с англо - американским! капиталом незначительную роль играет национальный капитал (Румыния, Польша). В Румынии с копна войны 1914—18 гг. до· 1928 г. буржуазия вела по отношению к иностранному капиталу довольно агрессивную политику, по вызванный этим кредитный зажим заставил изменить курс, и изданный в марте 1929’ г. новый горный закон уже не содержит прежних ограничений. Юж. Пер-

сия является оплотом Британского империализма, между тем как нефтяные районы С. Персии, бывшие в 1920—25 гг. объектом напряженной концессиоино-политич. борьбы, еще ждут разработки. Длительная борьба за месторождения Месопотамии (Мосула) привела пока к отторжению Мосула от Турции в пользу Ирака (1925 год) и к разделу концессии между англ., америк. и франд. группами (1926 год). Борьба за советские нефтяные районы велась в самых разнообразных формах, начиная от военной оккупации и интервенции в Заьи (1918— 1919 гг.) и кончая концессиоино-политич. борьбой на мирных конференциях вплоть до Генуи (1922 год). Борьба за рынки сбыта п наиболее ожесточенных формах ведется и Азии, где крупные, гл. обр. керосиновые, рынки поделены между Шеллом и Стандартом и где периодически встает вопрос о переделе. Особенно острые формы приняла борьба вокруг советской нефти на европ. рынках (смотрите ниже). Непрерывная ожесточенная борьба за источники нефтяного сырья и рынки сбыта объясняется несомненно также н тем огромным значением, которое имеют нефтепродукты в военном деле.

Наиболее высокую технич. базу имеет нефтяная промышленность США. По америк. подсчетам имущество мировой нефтепромышленности (включая также цену нефтеносных земель) оценивается ок. 13 млрд, долл., из которых 80% надает на США. Более высокий коэф. капиталоемкости в США объясняется более глубокой переработкой Н. в США. Продукция бензина в США по отношению к переработанной сырой Н. составляет в 1930 г. уже 40% (по весу), причем почти •10% всей продукции бензина составляет крекинг-бензин. Распределение капитала но отраслям нефтяного дела в США, по америк. расчетам, характеризуется нижеследующи ми цифрами (в %):

Промыслы .. 48,2

Нефт“ перерабатывающие з-ды. 24,1

Нефтепроводы.. 9,6

Нефтеналивные суда.. 5,2

Нефтеналивные ж.-д. цистерны. 3,3

Нефтеторговое имущество.. 9,6

С 1926 г. (с открытием новых богатых районов) в США началось перепроизводство нефти, которое приняло исключительно острые формы в связи с мировым хозяйственным кризисом. Новые районы в Калифорнии, Тексасе и Оклагоме дают очень дешевую нефть и могли бы удовлетворять ей всю потребность США в нефти. Чтобы остановить падение цен и предупредить разорение нефтедобывающих предприятий в старых, менее производительных районах, в США, под давлением правительства, делаются попытки к заключению соглашений на длительный срок о замедлении темпа разработки новых районов. Высокая производительность новых районов несколько уравновешивается большей глубиной залегания II. Увеличение глубины бурящихся новых нефтяных скважин в США характеризуется данными табл. 5, а величина проходки бурением на 1 000 тонн добычи указана в таблице 6.

Но благодаря увеличению среднего дебита новых скважин, количество необходимого бурения сокращается.

Т a G л. 5. — Глуби и а мое США (в м).		Ы X	с к в а ж и			н в
~ Годы
Районы * _	192)	1925 1926		1927	1928	1929
Оклагома.	751	778	784	019	798	915
Канзас. С. Луизиана и Аркан-	657	712	678	739	717	799
зас.	619	691	613	687	788	733
(. Тексае.	539	587	584	623	576	568
Весь Мид-Континент.	664	678	660	744	—	712
Таблица 6. — Величина	П	р 0×О д и и			бурс-

н и е м, падающе и и а 1 000 m добычи и з новых скв а ж и н в США (в .м).

Годы Районы	1 1923 1	1924	1925 1926 1927 1928 1929
Оклагома.	800	600	760! 810 225 638 318
Канзас.	2 410	950	690 1 075 1 010 1 000 380
С. Тексас..	420	415	685 900 405 337 j 338

В связи со сдвигами в экономике добычи п переработки нефти цены на нефтепродукты на рынке США, определяющем уровень мировых цен, резко снизились (табл. 7).

Таблица 7, — Цены на нефтепродукты в США (в центах за галлон).

—Годы Нгфтспрод. "—	1925	1926	1927	1928	1920	1930 6 мес.
Бензин.	15,33	13,63	9,14	10,15 10,0		9,67
Керосин.	5,66	8,01	5,85	6.23	7.13	6,33
Газойль.	4,88	5,33	4,31	3.90	3,97	3,8
Машинное масло	15,20	12,26	10,68	9,67	9,68	9,3
Мазут (за бзрр.)	150	143	134	78	73	75

Добыча Н. в СССР. ские месторождения Н. и в особенности месторождения Апшеронского полуо-ва по величине отдачи нефти на единицу поверхности не имеют себе равных во всем мире, что объясняется большой насыщенностью и очень большим числом продуктивных пластов, залегающих один под другим. В связи с этим величина проходки бурением на определенное количество добычи и находящаяся в зависимости от этого стоимость добычи в несколько раз ниже, чем в других странах. В дореволюционной русской нефтяной промышленности иностранный капитал играл решающую роль, контролируя около 70% всего капитала, составлявшего около 365 млн. рублей. Здесь был представлен англ, капн-•I ал (в лице треста Шелл) и франко-бельгийский капитал,американский же капитал почти отсутствовал. Уже после национализации америк. капитал в лице треста Стандарт-Ойль скупил аннулированные Советским правительством акции т-ва бр. Нобель. Рекордная добыча Н. в России за весь дореволюционный период была в 1901 г. (11,68 млн. тонн), после чего начался упадок. Образование на внутреннем рынке тайного нефтеторгового синдиката привело к значительному подъему цен, к техническому застою, который задержал разведку более глубоких горизонтов и усилил недостаток Н., что в свою очередь еще увеличило цены; в этом же направлении действовала и политика правительства, задержавшего выпуск земель в разведку и в эксплуатю. Национализацией нефтяной промышленности (1918—20 гг.) открывается новая эра в ской нефтяной промышленности. Восстановительный период переходит здесь в реконструктивный раньше,чем в какой бы то ни было другой отрасли советского хозяйства. Рационализация бурения (введение американского вращательного бурения) позволила бурить на большую глубину и вскрыла крупные новые ресурсы в пределах старых районов. Важнейшими качественными достижениями советской нефтяной промышленности являются: введение эксплуатации скважин насосами, введение вращательного бурения (табл. 8), повышение выхода бензина, реорганизация и быстрое

Таблица 8. — Бурение скважин в Бакинском и Грозненском районах в 1928—29 г. (в тыс. .«).

Районы	о а о 3* rt ~ И ь	о Г о	Канатное	4 rS f- <χ Ξ ~	Всего
Бакинский. Грозненский.	278,6 60,3	10,4	28,5 15,3	3,0 0,4	320,5 76,0

развитие газового хозяйства. В области неф-тетранспорта—к 1930 г. проложены и введены в эксплуатю два нефтепровода Баку—Ба-тум и Грозный—Туапсе.

В результате рационализации произошло огромное увеличение масштабов производства и снижение себестоимости. Выход бензина в Бакинском р. еще до введения крекинг-процесса повысился с 1% в 1913 году до 7% в 1929 г. В настоящее время в СССР эксплоатируются нефтяные районы, добыча которых за 1913 и 1928/29 гг. указана в таблице 9.

Таблица 9. — Добыча нефти в эксплоати-р у е м ых р a ii о н а х СССР (в млн. тонн).

—___ Годы Районы	1913	1927/28	1928/29 j
Бакинский.	7,36	7,57	8,68
Грозненский.	1.21	3,58	4,44
Урагю-Эмбенскпй.	0,12	0,25	0,26
Кубано-Черпоморский.	0,09	0,11	0,16
ский.	0,02	0,03	0,03
Туркмгнистанский.	0,13	0,01	0,01
Сахалинский.	—	—	0,02
Весь СССР.	8,92	11,54	13,60

Когда после окончания гражданской войны на мировом рынке появилась советская Н., нефтеторговый капитал открыл ожесточенную кампанию против советского конкурента. Во главе этой кампании стоял англо-голландский нефтяной трест Шелл. С 1922 г. Шелл начал покупать советский керосин, руководствуясь гл. обр. стремлением снять его с рынка. Вскоре к нему присоединяется трест Стандарт-Ойль. С увеличением размеров советского нефтяного экспорта Шелл перешел к тактике бойкота, причем наиболее ожесточенная борьба падает на период после разрыва англо-советских отношений в мае 1927 г. Несмотря на номинальное при соединение некоторых америк. компаний к бойкоту, покупки советских нефтепродуктов америк. фирмами быстро увеличивались. Крах тактики бойкота нашел выражение в соглашении, заключенном в феврале 1929 г. в Лондоне между Нефтесиндикатом СССР и мировыми нефтяными группами. Кроме мировых нефтяных групп покупателями советских нефтепродуктов являются: 1) независимые нефтеторговые фирмы и 2) государственные потребители (министерства). Часть нефтепродуктов проводится через собственный распределительный аппарат советской нефтепромышленности за границей; в таблице 10 приведены данные об экспорте нефтепродуктов. Доля бензина в советском нефтеэкспорте в 1928/29 году достигла 30% против 17% в 1913 году, доля же керосина уменьшилась с 48% в 1913 году до 27% в 1927/28. Предстоящее огромное расширение внутреннего рынка, явившееся в результате курса на тракторизацию и автомобилизацию, а также и перспективы развития нефтеэкспорта сделали необходимым пересмотр нефтяной пятилетки.

Добыча на 1933 г. намечена в количестве 46 млн. т. Первоначальная пятилетка, которая предусматривала добычу в 1932 33 г. 21 млн. т, была выполнена как по Бакин скому, так и по Грозненскому районам—и в части добычи и в части переработки нефти—в 2¹ г года (март—апрель 1931 года). Из новых районов по своему положению особого внимания заслуживает Уральский район, охватывающий Сев. и Среди. Урал. Пятилетний план предусматривает быстрый рост качественных показателей, в связи с чем стоит значительное снижение себестоимости. Скорость бурения должна возрасти по Бакинскому району с 81 в 1928/29 г. до 270 метров в месяц на станок в 1932/33 г. В Грозненском районе за тот же срок—с 123 до 270 метров В связи с большой нагрузкой на новые районы предусмотрено огромное развитие разведочных работ—всего за 5 лет разведочное бурение должно составить I¹/, млн. .и. Для получения потребных в 1933 г. 18 млн. ш автотракторного горючего нужно усиленное применение крекинга, и в 1932/33 грду продукция крекинг-бензина намечена в 8 млн. т из общей продукции в 12,2 млн. wi.

Лит.: П о г Дж., Экономика нефти. Москва, 1924: К рейни и Г. и Рубинштейн Я., Экономика нефти, М.—Л., 1930; ШохП.иБогдановский С., Нефть в плане великих работ, М.—Л. 1929; D о-г д а н о в с к и ii С., Основные проблемы экономики советской нефти, М.—Л., 1929; Справочник по нефтяному делу, ч. 2, М., 1925; Справочная книга по мировому нефтппому рынку, томы 1 и 2, М.—Л., 1930: Пятилетний план нефтяной промышленности, М.—Л, 1930; Обзор мировой нефтепромышленности за 1929 г. и нефтепромышленность СССР в 1928/29 г., М.—Л., 1930; Першие С. и Л., Русская нефтяная промышленность, ее развитие и современное положение в статистик. данных, Тифлис, 1913. С. Богдановский.