Наши брэнды

 

Error. Page cannot be displayed. Please contact your service provider for more details. (16)


Главная / Статьи /

Нефть

Нефть (через тур. neft, от перс. нефт; восходит к аккадскому напатум – вспыхивать, воспламенять)  — горючая маслянистая жидкость со специфич. запахом, распространенная в осадочной оболочке Земли; важнейшее полезное ископаемое. Нефть образуется вместе с газообразными углеводородами (см. Газы природные горючие) обычно на глубине более 1,2-2 км; залегает на глубинах от десятков метров до 5-6 км.  Однако на глубинах св. 4,5-5 км преобладают газовые и газоконденсатные залежи с незначит. кол-вом легких фракций нефти (см. Газовые конденсаты, Газы нефтяные попутные). Макс. число залежей нефти располагается на  глубине 1-3 км. Вблизи земной пов-сти нефть преобразуется в густую мальту, полутвердый асфальт и др.  (см., напр., Битуминозные пески, Битумы).

Общие сведения

Мировые запасы нефти по прогнозу достигают 250-270 млрд. т. (1985), разведанные запасы приведены в табл. 1. Месторождения нефти выявлены на всех континентах (кроме Антарктиды) и на значит. площади прилегающих акваторий (всего ок. 30 тыс., из к-рых 15-20% – газонефтяные). Однако эти скопления нефти распределены по странам и регионам крайне неравномерно. Практич. значение имеют залежи с извлекаемыми запасами от сотен тыс. т. и более; обычно извлекаемые запасы месторождений – млн. т., очень редко – млрд. т. Примерно 85% нефти добывается на крупнейших месторождениях, составляющих 5%  от общего их числа. Совр. методами можно извлечь до 70% заключенной в пласте нефти при среднем коэф. извлечения 0,3-0,4, т.е. извлекаемые запасы составляют только 30-40% от общего кол-ва нефти на данном месторождении.

Табл. 1. Мировые запасы и добыча нефти и газового конденсата*

Континент, страна Запасы
(на 1 янв. 1989,
млрд. т.)
Добыча
(1989,
млн. т.)
Европа, в т.ч. 2,47 816,9
СССР
- 608
Великобритания
0,71 92
Норвегия
1,40 75
Румыния
- 9
Азия, в т.ч. 80,03 1079,6
Саудовская Аравия
23,16 2555
Иран
12,60 145
Ирак
13,42 138
Китай
- 138
Кувейт
12,66 91
ОАЭ
12,64 88,7
Индонезия
1,12 66
Малайзия
0,38 28,5
Оман
0,55 28,5
Катар
0,42 20,0
Индия
0,85 33,5
Африка, в т.ч. 7,32 288,5
Нигерия
2,16 81
Ливия
2,89 53
Алжир
0,84 52
Египет
0,59 45
Ангола
0,28 24
Сев. и Центр. Америка, в т.ч. 12,10 673,3
США
3,57 427
Мексика
7,62 144,5
Канада
0,91 93
Юж. Америка, в т.ч. 9,63 192,2
Венесуэла
8,29 96
Бразилия
0,35 30
Аргентина
0,32 23
Колумбия
0,29 20,3
Австралия 0,22 23,0
Весь мир 111,77** 3073,5

*«Petroleum Economist», 1990, vol. 57, № 1, p. 27
**Без СССР, Китая и Румынии.

В СССР нефть добывают в традиционных нефтеносных районах (Баку, Грозный, Эмба, Ухта), Волго-Уральском регионе (Башкирия и Татарстан, Пермская, Самарская и др. области) и новых районах (Зап. Сибирь, полуостров Мангышлак, Белоруссия, Прибалтика и др.). Наиб. известные отечеств. нефтяные месторождения приведены в табл. 2, а  месторождения в зарубежных странах – в табл. 3. В СССР нефть добывают в традиционных нефтеносных районах (Баку, Грозный, Эмба, Ухта), Волго-Уральском регионе (Башкирия и Татарстан, Пермская, Самарская и др. области) и новых районах (Зап. Сибирь, полуостров Мангышлак, Белоруссия, Прибалтика и др.). Наиб. известные отечеств. нефтяные месторождения приведены в табл. 2, а  месторождения в зарубежных странах – в табл. 3. В СССР нефть добывают в традиционных нефтеносных районах (Баку, Грозный, Эмба, Ухта), Волго-Уральском регионе (Башкирия и Татарстан, Пермская, Самарская и др. области) и новых районах (Зап. Сибирь, полуостров Мангышлак, Белоруссия, Прибалтика и др.). Наиб. известные отечеств. нефтяные месторождения приведены в табл. 2, а  месторождения в зарубежных странах — в табл. 3.

Практически всю добываемую в мире нефть извлекают из земных недр с помощью буровых скважин. С начала пром. добычи нефти (конец 1850-х гг.) до конца 1985 в мире было извлечено ок. 76 млрд. т. (включая газовый конденсат), из к-рых более 50% приходится на 1965-85. Динамика мировой добычи нефти (млрд. т): 1900-0,02; 1950-ок. 0,55; 1960-св. 1; 1970-св. 2; 1985-90-ок. 3 (в год). Динамика добычи нефти и газового конденсата в СССР (млн. т.): 1940-31,1; 1950-39,2; 1960-148,5; 1970-352,5; 1975-491; 1985-595; 1986-634; 1987-624; 1988-624; 1989-608.

В последние десятилетия поиск, разведку и разработку скоплений нефти ведут в Мировом океане, на шельфах окраинных и внутр. морей, где открыто ок. 1700 месторождений. Запасы нефти на шельфах океанов составляют 55 млрд. т., добыча нефти – ок. 30% от ее мировой добычи (1986).

Происхождение

Выдвинуто много теорий, объясняющих происхождение нефти, из них основные – органическая (биогенная) и  неорганическая (абиогенная). Большинство ученых в СССР и за рубежом являются сторонниками концепции биогенного образования нефти. Еще  М. В. Ломоносов («О слоях земных», 1763) высказал идею о дистилляц. происхождении нефти под действием теплоты из орг. в-ва, к-рое дает начало и каменным углям. Теорию образования нефти из сапропеля (орг. ила) впервые предложил Г. Потонье (1904-05). Наиб. вклад в развитие орг. теории принадлежит И. М. Губкину («Учение о нефти», 1932).

Согласно орг. теории, нефть — жидкая гидрофобная фаза продуктов фоссилизации (захоронения) орг. в-ва (керогена) в водно-осадочных отложениях. Нефтеобразование представляет собой многостадийный, весьма продолжительный (обычно много млн. лет) процесс, начинающийся еще в живом в-ве. Обязательное его требование — существование крупных областей погружения земной коры (осадочных бассейнов), в ходе развития к-рых породы, содержащие орг. в-во, могли достичь зоны с  благоприятными термобарич. условиями для образования нефти. Осн исходное в-во нефти – планктон, обеспечивающий наиб. биопродукцию в водоемах и накопление в осадках орг. в-ва сапропелевого типа, характеризуемого высоким содержанием водорода. Генерирует нефть также гумусовое в-во, образующееся гл. обр. из растит. остатков.

К неорг. теориям происхождения нефти относятся минеральная, или карбидная (Д.И.Менделеев, 1877), космическая (В. Д.  Соколов, 1889), вулканическая (Ю. Кост, 1905). Общее для этих и менее распространенных неорг. теорий – синтез углеводородов путем взаимод. карбидов металлов с водой и к-тами (идея Менделеева), а также по схеме Фишера-Тропша из водорода и оксидов углерода.

Физические свойства

Нефть — жидкость от светло-коричневого (почти бесцв.) до темно-бурого (почти черного) цвета. Средняя мол. м. 220-300 (редко 450-470). Плотность — 0,65-1,05 (обычно 0,82-0,95) г/см3; нефть, плотность к-рой ниже 0,83, наз. легкой, 0,831-0,860 – средней, выше 0,860 – тяжелой. Нефть содержит большое число разных орг. в-в и поэтому характеризуется не т-рой кипения, а т-рой начала кипения жидких углеводородов (обычно >28°С, реже ≥100°С в случае тяжелой нефти) и фракционным составом – выходом отдельных фракций, перегоняющихся сначала при атм. давлении, а затем под вакуумом (см. ниже) в определенных температурных пределах, как правило до 450-500°С (выкипает ~ 80% объема пробы), реже 560-580°С (90-95%). Т.  заст. от -60 до +30°С; зависит преим. от содержания в нефти парафина (чем его больше, тем т.  заст. выше) и легких фракций (чем их больше, тем эта т-ра ниже). Вязкость изменяется в широких пределах (см., напр., табл. 2); определяется фракционным составом П. и ее т-рой (чем она выше и больше кол-во легких фракций, тем ниже вязкость), а также содержанием смолисто-асфальтеновых в-в (чем их больше, тем вязкость выше). Уд.  теплоемкость — 1,7-2,1 кДж/(кг.К); уд. теплота сгорания (низшая) — 43,7-46,2 МДж/кг; диэлектрич. пpоницаемость — 2,0-2,5; электрич. проводимость — 2.10-10-0,3 х х 10-18 Ом-1.см-1. Нефть — легковоспламеняющаяся жидкость; т. восп. от -35 до +120°С (зависит от  фракционного состава и содержания в нефти растворенных газов). Нефть раств. в орг. р-рителях, в обычных условиях не раств. в воде, но может образовывать с ней стойкие эмульсии (см. Обезвоживание и  обессиливание нефти).

Химический состав

Нефть представляет собой смесь ок. 1000 индивидуальных в-в, из к-рых большая часть – жидкие углеводороды (>500 или обычно 80-90% по массе) и гетеро-атомные орг. соед. (4-5%), преим. сернистые (ок. 250), азотистые (>30) и кислородные (ок. 85), а также металло-орг. соед. (в осн. ванадиевые и никелевые); остальные компоненты: растворенные углеводородные газы (С1-С4, от десятых долей до 4%), вода (от следов до  10%), минер. соли (гл. обр. хлориды, 0,1-4000 мг/л и более), р-ры солей орг. к-т и др., мех. примеси (частицы глины, песка, известняка).

Углеводородный состав

В осн. парафиновые (обычно 30-35, реже 40-50% по объему) и нафтеновые (25-75%), в меньшей степени  – соединения ароматич. ряда (10-20, реже 35%) и смешанного, или гибридного, строения (напр., парафино-нафтеновые, нафтено-ароматич.). Гетероатомные компоненты: серосодержащие - Н2S, меркаптаны, моно- и дисульфиды, тиофены и тиофаны, а также полициклич. и т.д. (70-90% концентрируется в остаточных продуктах – мазуте и гудроне); азотсодержащие – преим. гомологи пиридина, хинолина, индола, карбазола, пиррола, а также порфирины (б.ч. концентрируется в тяжелых фракциях и остатках); кислородсодержащие – нафтеновые к-ты, фенолы, смолисто-асфальтеновые в-ва и др. (сосредоточены обычно в высококипящих фракциях).

Элементный состав

Элементный состав (%): С-82-87, H-11-14,5, S-0,01-6 (редко до 8), N-0,001-1,8, О-0,005-0,35 (редко до 1,2) и др.  Всего в нефти обнаружено более 50 элементов. Так, наряду с упомянутыми в нефти присутствуют V (10-5-10-2%), Ni (10-4-10-3%), Cl (от следов до 2 х х 10-2%) и т.д. Содержание указанных соед. и примесей в сырье разных месторождений колеблется в широких пределах, поэтому говорить о среднем хим. составе нефти можно только условно.

Методы исследований

Для оценки качества нефти с целью правильного выбора наиб. рациональной схемы ее переработки применяют комплекс методов (физ., хим., физ.-хим. и спец.), реализуемых по разл. программам. В СССР принята (1980) т. наз. Единая унифицир. программа исследований, предусматривающая последоват. определение общих характеристик сырой нефти, ее фракционного и хим. состава, а также товарных св-в отдельных фракций.

К общим характеристикам нефти, определяемым по стандартным методикам, относят плотность, вязкость, т-ру застывания и иные физ.-хим. показатели, состав растворенных газов и количеств. содержание смол, смолисто-асфальтеновых в-в и твердых парафинов (табл. 2 и 3).

Осн. принцип послед. исследования нефти сводится к комбинированию методов ее разделения на компоненты с  постепенным упрощением состава отдельных фракций, к-рые затем анализируют разнообразными физ.-хим. методами. Наиб. распространенные методы определения первичного фракционного состава нефти — разл. виды дистилляции (перегонки) и ректификации. По результатам отбора узких (выкипают в пределах 10-20°С) и широких (50-100°С)  фракций строят т. наз. кривые истинных т-р кипения (ИТК) нефти, устанавливают потенц. содержание в них отдельных фракций, нефтепродуктов или их компонентов (бензиновых, керосино-газойлевых, дизельных, масляных дистиллятов, а также мазутов и гудронов), углеводородный состав, др. физ.-хим. и товарные характеристики. Дистилляцию проводят (до 450°С и выше) на стандартных перегонных аппаратах, снабженных ректификац. колонками (погоноразделит. способность соответствует 20-22 теоретич. тарелкам). Отбор фракций, выкипающих до 200°С,  осуществляется при атм. давлении, до 320°С при 1,33 кПа, выше 320°С — при 0,133 кПа. Остаток перегоняют в колбе с цилиндрич. кубом при давлении ок. 0,03 кПа, что позволяет отбирать фракции, выкипающие до 540-580°С.

Выделенные в результате дистилляции фракции подвергают дальнейшему разделению на компоненты, после чего разл. методами устанавливают их содержание и определяют св-ва. В соответствии со способами выражения состава нефть и ее фракций различают групповой, структурно-групповой, индивидуальный и элементный анализ. При групповом анализе определяют отдельно содержание парафиновых, нафтеновых, ароматич. и смешанных углеводородов (табл. 4-6). При структурно-групповом анализе углеводородный состав нефтяных фракции выражают в виде среднего относит. содержания в них ароматич., нафтеновых и др. циклич. структур, а также парафиновых цепей и иных структурных элементов; кроме того, рассчитывают относит. кол-во углерода в парафинах, нафтенах и аренах. Индивидуальный углеводородный состав полностью определяется только для газовых и бензиновых фракций. При элементном анализе состава нефти или ее фракций выражают кол-вами (в %) С, Н, S, N, О, а также микроэлементов.

Табл. 4. Групповой углеводородный состав бензиновых и керосино-газойлевых фракций нефти основных месторождений СССР

Месторождение Температура отбора фракций, °C Содержание углеводородов, % по объему
парафиновых нафтеновых ароматических
Усинское 28-200
200-300
70
63
21
21
9
16
Мармовичское 28-200
200-300
64
53
21
29
15
18
Ладушкинское 28-200
200-300
74
66
20
25
6
9
Туймазинское 28-200
200-300
67
43
21
32
12
25
Арланское 28-200
200-300
74
78*
19
-
7
22
Ромашкинское 28-200
200-300
65
52
24
21
11
27
Октябрьское 28-200
200-300
60
60
22
25
18
15
Эльдаровское 28-200
200-300
56
50
29
36
15
14
Озексуатское 28-200
200-300
56
67
31
16
13
17
Троицко-Анастасьевское 28-200
200-300
19
22
75
53
6
25
Узенское 28-200
200-300
63
75
26
16
10
9
Жанажольское 28-200
200-300
58
49
29
31
13
20
Самотлорское 28-200
200-300
63
48
27
29
10
23
Усть-Балыкское 28-200
200-300
69
55
26
22
7
23
Муравуленковское 28-200
200-300
61
49
31
28
8
23
Чайво-море 75-200
200-300
47
13
45
60
8
27
Одопту-море 28-200
200-300
24
22
44
37
32
41

*Сумма парафинов и нафтенов.

Осн. метод отделения ароматич. углеводородов от парафиновых и нафтеновых и разделения аренов на моно- и  полициклические — жидкостная адсорбц. хроматография (поглотителем обычно служит т. наз. двойной сорбент, содержащий в соотношении 1:1 Аlsub>2О3 и активир. крупнопористый силикагель). Углеводородный состав многокомпонентных нефтяных смесей как узкого, так и широкого диапазона расшифровывают сочетанием хроматографич. (в газовой или жидкой фазе), адсорбционных (см. Адсорбционная очистка) и др. методов разделения со спектральными (комбинац. рассеяния, ИК и УФ спектроскопии, ЯМР) и масс-спектрометрич. методами исследований.

Для выделения из нефти и ее фракций гетероатомных соед. и микроэлементов применяют жидкостную экстракцию, комплексообразование их с солями металлов, а также абсорбционные, адсорбционные и хроматографич. методы. Для анализа этих соед. используют потенциометрич. титрование, электронную микроскопию, ИК спектроскопию, ЭПР, ЯМР и  масс-спектрометрию.

В заключение Единой унифицир. программы стандартными методами определяют товарные характеристики нефтяных фракций как топлив и базовых смазочных масел и сырья для вторичных процессов нефтепереработки.

В связи с наметившейся в мире тенденцией дальнейшего углубления переработки нефти все возрастающее значение приобретает ее детализир. анализ, особенно высококипящих фракций и остаточных продуктов (мазутов и гудронов). По схеме углубленного исследования (табл. 7), принятой в СССР, смесь тяжелых углеводородов и остатков, предварит. очищенную от асфальтенов, подвергают адсорбц. разделению с помощью двойного сорбента на парафино-нафтеновые и ароматич. улеводороды (с последними удаляются также серосодержащие соед.). Выделенные группы соед. анализируются затем упомянутыми выше методами, из к-рых самый эффективный – газовая хромато-масс-спектрометрия.

За рубежом наиб. распространена схема детализир. анализа нефтяных смесей, разработанная Амер. горным бюро и Амер. нефтяным ин-том (метод ISBM-API). По этой схеме, наряду с адсорбц. разделением нефтяной смеси на углеводороды, от них также отделяют с применением соотв. ионообменной и т. наз. лигандообменной хроматографии нафтеновые к-ты и азотсодержащие в-ва в виде комплексов с разл. соединениями.

Табл. 5. Групповой углеводородный состав масляных фракций нефти основных месторождений СССР

Месторождение Температура отбора фракций, °C Содержание углеводородов, % по массе
смеси парафиновых и нафтеновых ароматических
всего в т.ч. твердых
(т. пл., °C)
Усинское 300-350
350-450
450-490
77
67
57
-
12,1 (49)
11,0 (56)
23
33 43
Мармовичское 300-350
350-450
450-500
77
68
50
-
17,0 (53)
19,7 (58)
23
34
50
Ладушкинское 300-350
350-450
450-500
86
22
71
-
16,0 (49)
14,2 (59)
14
78
29
Туймазинское 300-350
350-450
450-500
64
51
41
-
11,6 (54)
8,7 (62)
36
49
59
Арланское 300-350
350-450
47
56
-
8,7 (53)
53
44
Ромашкинское 300-350
350-450
450-500
70
56
46
8,3 (31)
13,6 (50)
12,0 (60)
30
44
54
Октябрьское 300-350
350-450
450-500
85
83
78
-
25,2 (45)
17,1 (60)
15
17
22
Эльдаровское 300-350
350-450
450-500
78
74
71
-
19,5 (46)
12,3 (61)
22
26
29
Троицко-Анастасьевское 300-350
350-450
450-500
62
52
47
-
-
-
38
48
53
Узенское 300-350
350-450
450-500
86
85
78
-
37,0 (48)
36,5 (60)
14
15
22
Жанажольское 300-350
350-450
450-500
72
60
49
-
11,2 (49)
10,0 (62)
28
40
51
Самотлорское 300-350
350-450
450-500
59
49
38
-
10,7 (48)
9,4 (61)
41
51
62
Усть-Балыкское 300-350
350-450
450-500
70
57
47
-
8,7 (48)
8,0 (57)
30
43
53
Муравуленковское 300-350
350-450
450-500
70
64
50
-
11,7 (48)
9,1 (59)
30
36
50
Русское 300-350
350-450
450-470
62
50
42
-
-
-
38
50
58
Венеганское 300-350
350-450
450-500
53
45
29
-
Следы
0,3
47
55
71

Результаты исследований закладываются в банки данных информационно-поисковых систем, с помощью к-рых можно быстро устанавливать типы изучаемых нефтей (по физ.-хим. характеристикам и сравнению с аналогами), оценивать выходы и св-ва любых заданных (по т-рам кипения) фракций и др.

Табл. 6. Групповой углеводородный состав бензиновых и керосино-газойлевых фракций нефти некоторых зарубежных месторождений

Страна Месторождение Температура отбора фракций, °C Содержание углеводородов, % по объему
парафиновых нафтеновых ароматических
Европа
Норвегия Экофиск 28-200
200-336
55
-
31
-
14
18,7
Африка
Египет Эль-Морган 28-200
200-336
68
52
21
25
11
23
Ливия Серир 28-200
200-336
71
70
22
17
7
30
Нигерия Мерен 28-200
200-336
51
47
31
26
18
27
Азия и Австралия
Бруней Сериа 28-200
200-336
39
35
44
25
17
40
Индонезия Минас 28-200
200-336
71
68
27
18
2
14
Дури 28-200
200-336
16
18
73
49
11
33
Иран Гечсаран 28-200
200-336
59
51
30
24
11
25
Кувейт Бурган 28-200
200-336
77
57
15
22
8
21
Саудовская Аравия Гавар 28-200
200-336
73
50
21
20
6
30
Саффания-Хафджи 28-200
200-336
80
55
11
21
9
24
Австралия Кингфиш 28-200
200-336
60
55
33
24
7
21
Америка
США Прадхо-Бей 28-200
200-336
51
38
32
33
17
29

Классификация

Данные, полученные в результате исследований нефти, лежат в основе их разл. классификаций. В СССР принята (1981) т. наз. технол. классификация, или индексация (по качеству производимых нефтепродуктов), в соответствии с к-рой каждой нефти присваивается индекс из пяти цифр. Нефть делят на классы (по содержанию S): 1 — не более 0,5%, 2 — 0,51-2,0%, 3 — >2,0%; типы (по содержанию фракций, выкипающих до 350°С): 1 — не менее 55%, 2 — 45,0-54,9%, 3 — <45%; группы (по суммарному содержанию базовых масел в расчете на нефть): 1 — не менее 25%, 2 — 15,0-24,9%, 3 — 15,0-24,9%, 4 — <15,0%; подгруппы (по индексу вязкости базовых масел): 1 — 95, 2 — 90-95, 3 — 85,0-89,9, 4 — <85; виды (по содержанию твердых парафинов): 1 — не более 1,5%, 2 — 1,51-6,00, 3 — >6,00. Используя классификацию, можно составить индекс для любой промышленной нефти. Примеры: туймазинская — 2.2.3.3.2, узенская — 1.3.3.1.3. Эту классификацию применяют для сортировки нефти при направлении ее на переработку по соответствующей схеме (топливной или масляной), учета качества при планировании добычи, транспорта, хранения и переработки, а также при проектировании новых нефтеперераб. предприятий (НПЗ). За рубежом нефть классифицируют в осн. по плотности и содержанию серы.

Подготовка и переработка

Перед поступлением сырой нефти с нефтепромыслов на НПЗ от нее отделяют пластовую воду и минер. соли. Кроме того, для снижения потерь ценных углеводородов при транспортировании и хранении, а также обеспечения постоянного давления паров нефти при подаче на НПЗ, ее подвергают стабилизации, т.е. отгоняют пропанбутановую, а иногда частично и пентановую фракцию углеводородов (см., напр., Газы нефтепереработки).

Первичная переработка нефти состоит в ее перегонке (см. Дистилляция нефти), в результате к-рой, в  зависимости от профиля предприятия (см. Нефтепереработка), отбирают т. наз. светлые (бензины, керосины, реактивные и дизельные топлива) и темные (мазут, вакуумные дистилляты, гудрон) нефтепродукты. Для увеличения выходов и повышения качества светлых нефтепродуктов, а также получения нефте-хим. сырья нефть направляют на  вторичную переработку, связанную с изменением структуры входящих в ее состав углеводородов (см., напр., Алкилирование, Гидрокрекинг, Каталитический крекинг, Каталитический риформинг, Коксование). Удаление нежелат. компонентов (сернистых, смолистых и кислородсодержащих соед., металлов, а также полициклич. ароматич. углеводородов) достигается очисткой нефтепродуктов (см., напр., Гидроочистка, Деметаллиза-иия). Для дальнейшего повышения качества полученных нефтепродуктов к ним добавляют спец. в-ва (см. Присадки к смазочным материалам, Присадки к топливaм).

Влияние группового углеводородного состава нефтепродуктов на их свойства

Преобладание отдельных групп углеводородов в разл. фракциях нефти неодинаково сказывается на их товарных св-вах (см. также Нефтепродукты). Так, бензиновые фракции, содержащие значит. кол-ва изопарафиновых и ароматич. углеводородов, обладают высоким, а при повыш. кол-ве парафинов нормального строения — низким октановым числом; последнее увеличивается для изопарафинов с возрастанием разветвленности цепи при одном и том же числе атомов углерода (табл. 8).

Дизельные топлива, в к-рых преобладают нормальные парафиновые углеводороды, отличаются легкой воспламеняемостью (характеризуемой цетановым числом), ухудшающейся с увеличением в них числа боковых цепей. При одинаковой разветвленности моноциклич. нафтены имеют, как правило, более высокие цетановые числа, чем ароматич. углеводороды; с возрастанием содержания циклов в молекулах цетановое число снижается (табл. 9). Наиб. трудно воспламеняются ароматич. бициклич. углеводороды. Однако присутствие значит. кол-в н-парафинов резко ухудшает низкотемпературные св-ва дизельных и реактивных топлив. В последних желательно наличие нафтенов, обладающих высокой плотностью и низкой т-рой начала кристаллизации. Содержание в реактивных и дизельных топливах ароматич. углеводородов необходимо ограничивать, т.к. они ухудшают фотометрич. св-ва и увеличивают нагарообразование по сравнению с др. группами углеводородов, особенно парафиновыми.

Высокими индексами вязкости обладают базовые масляные фракции, в состав к-рых входят преим. нафтены с небольшим содержанием циклов в молекулах и длинными малоразветвленными парафиновыми цепями. Нафтеновые и ароматич. углеводороды с относительно высоким содержанием циклов имеют более высокие плотность и вязкость (значительно возрастающую при понижении т-ры), чем циклич. углеводороды, к-рые кипят в тех же температурных пределах, но с малым числом циклов (табл. 10).

Применение

Нефть занимает ведущее место в мировом топ-ливно-энергетич. балансе: доля ее в общем потреблении энергоресурсов составляет 48% (1985). Однако в перспективе эта доля будет уменьшаться вследствие возрастания применения атомной и  иных видов энергии.

В связи с быстрым развитием в мире хим. и нефтехим. пром-сти, потребность в нефти увеличивается не  только с целью повышения выработки топлив и масел, но и как источника ценного сырья для произ-ва синтетич. каучуков и волокон, пластмасс, ПАВ, моющих ср-в, пластификаторов, присадок, красителей и др. (более 8% от  объема мировой добычи). Среди получаемых из нефти исходных в-в для этих произ-в наиб. применение нашли: парафиновые углеводороды: метан, этан, пропан, бутаны, пентаны, гексаны; а также высокомолекулярные (10-20 атомов углерода в молекуле); нафтеновые: циклогексан; ароматич. углеводороды: бензол, толуол, ксилолы, этилбензол; олефиновые и диолефиновые: этилен, пропилен, бутадиен; ацетилен.

Истощение ресурсов нефти, рост цен на нее и др. причины вызвали интенсивный поиск заменителей жидких топлив.

Лит.: Наметкин  С. С., Химия нефти, М., 1955; Нефти СССР. Справочник, под ред. 3. В. Дриацкой, М.  А. Мхчиян, нефть М. Жмыховой, т. 1-4, М., 1971-74; Губкин  И. М., Учение о нефти, 3 изд., М., 1975; Нефти и газы месторождений зарубежных странефть Справочник, под ред. В. И. Высоцкого и А.нефть Гусевой, М., 1977; Хант  Д., Геохимия и геология нефти и газа, пер. с англ., М., 1982; Камьянов  В. Ф., Аксенов  В. С, Титов В. И., Гетеро-атомные компоненты нефтей, Новосиб., 1983; Полякова  А. А., Молекулярный масс-спектралышй анализ органических соединений, М., 1983; Петров  А. А., Углеводороды нефти, М., 1984; Химия нефти, под ред. 3. И. Сюняева, Л., 1984; Геодекян  А. А., Забанбарк  А., Геология и размещение нефтегазовых ресурсов в Мировом океане, М., 1985; Эрих  В. нефть,Расина М. Г. Рудин М.Г., Химия и технология нефти и газа, 3 изд., Л., 1985; Справочник нефтепе-реработчика, под ред. Г. А. Ластовкина, Е. Д. Радченко и М.Г. Рудина, Л., 1986; Горная энциклопедия, т. 3, М., 987, 452-484; Нефть СССР (1917-1987), под ред. В. А. Динкова, М., 1987; Химия нефти и газа, под ред. В.  А. Проскурякова, А. Е. Драбкина, Л., 1989