Нефть

Нефть (через тур. neft, от перс. нефт) — горючая маслянистая жидкость со специфическим запахом, распространённая в осадочной оболочке Земли, являющаяся важнейшим полезным ископаемым. Образуется вместе с газообразными углеводородами (см. Газы природные горючие) обычно на глубинах более 1,2—2 км. Вблизи земной поверхности Н. преобразуется в густую мальту, полутвёрдый асфальт и др.

Н. состоит из различных углеводородов (алканов, циклоалканов, аренов — ароматических углеводородов — и их гибридов) и соединений, содержащих, помимо углерода и водорода, гетероатомы — кислород, серу и азот.

Н. сильно варьирует по цвету (от светло-коричневой, почти бесцветной, до темно-бурой, почти чёрной) и по плотности — от весьма лёгкой (0,65—0,70 г/см³) до весьма тяжёлой (0,98—1,05 г/см³). Пластовая Н., находящаяся в залежах на значительной глубине, в различной степени насыщена газообразными углеводородами. По химическому составу Н. также разнообразны. Поэтому говорить о среднем составе Н. или «средней» Н. можно только условно (рис. 1). Менее всего колеблется элементный состав: 82,5—87% С; 11,5—14,5% Н.; 0,05—0,35, редко до 0,7% О; 0,001—5,3% S; 0,001—1,8% N. Преобладают малосернистые Н. (менее 0,5% S), но около ¹/₃ всей добываемой в мире Н. содержит свыше 1% S.

Мировые (без социалистических стран) разведанные запасы Н. оценивались к началу 1973 в 71,2 млрд. т (данные по запасам Н., публикуемые за рубежом, возможно занижены). Запасы Н. в недрах по странам и регионам распределяются крайне неравномерно (рис. 2).

Мировая добыча Н. удваивается примерно каждое десятилетие. В 1938 она составляла около 280 млн. т, в 1950 около 550 млн. т, в 1960 свыше 1 млрд. т, а в 1970 свыше 2 млрд. т. В 1973 мировая добыча Н. превысила 2,8 млрд. т. В СССР в 1940 было добыто 31,1 млн. т, в 1973 — 429 млн. т. Всего с начала промышленной добычи (с конца 1850-х гг.) до конца 1973 в мире было извлечено из недр 41 млрд. т, из которых половина приходится на 1965—73.

Н. занимает ведущее место в мировом топливно-энергетическом хозяйстве. Её доля в общем потреблении энергоресурсов непрерывно растет: 3% в 1900, 5% перед 1-й мировой войной 1914—1918, 17,5% накануне 2-й мировой войны 1939—45, 24% в 1950 и 41,5% в 1972. Н. составляет основу топливно-энергетических балансов всех экономически развитых стран. В США на её долю (включая газовый конденсат) приходится 46% общего потребления энергии (1972), в странах ЕЭС — свыше 60% (1972), в Японии — 70% (1972). В СССР доля Н. в суммарной добыче топлива (в пересчёте на условное топливо) составила 42,3% в 1972. Опережающий рост потребления жидкого топлива в развитых капиталистических странах (США, страны Западной Европы, Япония, Канада, Австралийский Союз), на долю которых приходится свыше ⁴/₅ потребления нефтепродуктов в мире (без социалистических стран), но около 10% разведанных запасов и около 30% её добычи, привёл к углублению географического разрыва между районами добычи и потребления Н. (рис. 3).

Быстрый рост добычи Н. в развивающихся странах (особенно на Ближнем и Среднем Востоке), за счёт которых покрываются растущие промышленные и военно-стратегические потребности развитых капиталистических стран, оказывает решающее воздействие на нефтяное хозяйство капиталистического мира. См. Нефтяные монополии.

В познании генетической природы Н. и условий её образования можно выделить несколько периодов. Первый из них (донаучный) продолжался до средних веков. Так, в 1546 Агрикола писал, что Н. и каменные угли имеют неорганическое происхождение; последние образуются путём сгущения и затвердевания Н.

Второй период — научных догадок — связывается с датой опубликования труда М. В. Ломоносова «О слоях земных» (1763), где была высказана идея о дистилляционном происхождении Н. из того же органического вещества, которое даёт начало каменным углям.

Третий период в эволюции знаний о происхождении Н. связан с возникновением и развитием нефтяной промышленности. В этот период были предложены разнообразные гипотезы неорганического (минерального) и органического происхождения Н.

В 1866 французский химик М. Бертло высказал предположение, что Н. образуется в недрах Земли при воздействии углекислоты на щелочные металлы. В 1871 франц. химик Г. Биассон выступил с идеей о происхождении Н. путём взаимодействия воды, CO₂, H₂S с раскалённым железом. В 1877 Д. И. Менделеев предложил минеральную (карбидную) гипотезу, согласно которой возникновение Н. связано с проникновением воды в глубь Земли по разломам, где под воздействием её на «углеродистые металлы» — карбиды — образуются углеводороды и окись железа. В 1889 В. Д. Соколов изложил гипотезу космического происхождения Н. По этой гипотезе исходным материалом для возникновения Н. служили углеводороды, содержавшиеся в газовой оболочке Земли ещё во время её звёздного состояния. По мере остывания Земли углеводороды поглотились расплавленной магмой. Затем, с формированием земной коры, углеводороды проникли в осадочные породы в газообразном состоянии, конденсировались и образовали Н.

В 50—60-е гг. 20 в. в СССР (Н. А. Кудрявцев, В. Б. Порфирьев, Г. Н. Доленко и др.) и за рубежом (английский учёный Ф. Хойл и др.) возрождаются различные гипотезы неорганического (космического, вулканического, магматогенного) происхождения Н. Однако на 6-м (1963), 7-м (1967) и 8-м (1971) Международных нефтяных конгрессах неорганические гипотезы не получили поддержки.

Важным для познания генезиса Н. являлось установление в конце 19 — начале 20 вв. оптической активности Н., а также тесной связи Н. с сапропелевым органическим веществом в осадочных породах. Сапропелевую гипотезу, высказанную впервые немецким ботаником Г. Потонье в 1904—05, в дальнейшем развивали русские и советские учёные — Н. И. Андрусов, В. И. Вернадский, И. М. Губкин, Н. Д. Зелинский и др. Сапропелевая гипотеза ассимилирована современной теорией осадочно-миграционного происхождения Н. Развитию представлений о природе Н. и условиях формирования её залежей способствовали также труды немецкого учёного К. Энглера, американских геологов Дж. Ньюберри, Э. Ортона, Д. Уайта, русских и советских учёных — Г. П. Михайловского, Д. В. Голубятникова, М. В. Абрамовича, К. И. Богдановича и др.

Четвёртый период характеризуется организацией широких геолого-геохимических исследований, направленных на решение проблемы нефтеобразования и органически связанной с ней проблемы нефтематеринских отложений. В СССР такие работы осуществлены А. Д. Архангельским в 1925—26. В США аналогичные исследования начаты в 1926 П. Траском. В 1932 была опубликована классическая работа И. М. Губкина «Учение о нефти», сыгравшая огромную роль в развитии представлений о генезисе Н. и формировании её залежей. В 1934 в Н., асфальтах и ископаемых углях были найдены порфирины, входящие в молекулу хлорофилла и др. природных пигментов.

Начало пятого периода связано с открытием в 50-е гг. 20 в. (в СССР — А. И. Горской, в США — Ф. Смитом) нефтяных углеводородов в осадках водоёмов различного типа (в озёрах, заливах, морях, океанах). Дальнейшему прогрессу в этой области способствовали работы многих учёных и коллективов исследователей в разных странах: в СССР (А. Д. Архангельский, В. И. Вернадский, А. П. Виноградов, И. М. Губкин, Н. М. Страхов, А. А. Трофимук, А. М. Акрамходжаев, И. О. Брод, Н. Б. Вассоевич, В. В. Вебер, А. Ф. Добрянский, Н. А. Еременко, А. Э. Конторович, М. Ф. Мирчинк, С. Н. Неручев, К. Ф. Родионова, В. А. Соколов, В. А. Успенский и др.), в США (Ф. М. Ван-Тайл, К. Зобелл, У. Майншайн, А. Леворсен, Дж. Смит, Ф. Смит, Дж. Хант, Х. Хедберг, Э. Эванс, П. Эйбелсон, Дж. Эрдман и др.), во Франции (Б. Тиссоидр.), в ГДР (Р. Майнхольд, П. Мюллеридр.), в ФРГ (М. Тайхмюллер, Д. Вельте и др.), а также в Японии, Великобритании и др. Убедительные доказательства биогенной природы нефте-материнского вещества были получены в результате детального изучения эволюции молекулярного состава углеводородов и их биохимических предшественников (прогениторов) в исходных организмах, в органическом веществе осадков и пород и в различных Н. из залежей. Важным явилось обнаружение в составе Н. хемофоссилий — весьма своеобразных, часто сложно построенных молекулярных структур явно биогенной природы, т. е. унаследованных (целиком или в виде фрагментов) от органического вещества. Изучение распределения стабильных изотопов углерода (C¹², C¹³) в Н., органическом веществе пород и в организмах (А. П. Виноградов, Э. М. Галимов) также подтвердило неправомочность неорганических гипотез. Было установлено, что Н. — результат литогенеза. Она представляет собой жидкую (в своей основе) гидрофобную фазу продуктов фоссилизации (захоронения) органического вещества (керогена) в водно-осадочных отложениях. Нефтеобразование — стадийный, весьма длительный (обычно много млн. лет) процесс, начинающийся ещё в живом веществе. Выделяется ряд стадий: подготовительная, во время которой под влиянием биохимических и биокаталитических факторов образуется диффузно рассеянная в материнской породе Н. (микронефть); главная, когда в результате битуминизации генерируется основная масса микронефти, происходит её «созревание», сближение по составу с собственно Н. и миграция в коллекторы, а по ним в ловушки; постумная, когда усиливается накопление низкомолекулярных углеводородов, обусловливающее образование обычно лёгкой газорастворённой Н. — газоконденсата; постепенно газы становятся всё более «сухими» (т. е. богатыми CH₄). И. М. Губкин выделял также стадию разрушения нефтяных месторождений.

Считается, что основным исходным веществом Н. обычно является планктон, обеспечивающий наибольшую биопродукцию в водоёмах и накопление в осадках органического вещества сапропелевого типа, характеризующегося высоким содержанием водорода (благодаря наличию в керогене алифатических и алициклических молекулярных структур). Породы, образовавшиеся из осадков, содержащих такого типа органическое вещество, потенциально нефтематеринские. Чаще всего это глины, реже — карбонатные и песчано-алевритовые породы, которые в процессе погружения достигают верхней половины зоны мезокатагенеза (см. Катагенез), где вступает в силу главный фактор нефтеобразования — длительный прогрев органического вещества при температуре от 50 °С и выше. Верхняя граница этой главной зоны нефтеобразования располагается на глубине от 1,3—1,7 км (при среднем геотермическом градиенте 4 °С/100 м) до 2,7—3 км (при градиенте 2 °С/100 м) и фиксируется сменой буроугольной степени углефикации органического вещества каменноугольной. Главная фаза нефтеобразования приурочена к зоне, где углефикация органического вещества достигает степени, отвечающей углям марки Г (см. Каменный уголь). Эта фаза характеризуется значительным усилением термического и (или) термокаталитического распада полимерлипоидных и др. компонентов керогена. Образуются в большом количестве нефтяные углеводороды, в том числе низкомолекулярньге (C₅—C₁₅), почти отсутствовавшие на более ранних этапах превращения органического вещества. Эти углеводороды, дающие начало бензиновой и керосиновой фракциям Н., значительно увеличивают подвижность микронефти. Одновременно, вследствие снижения сорбционной ёмкости материнских пород, увеличения внутреннего давления в них и выделения воды в результате дегидратации глин, усиливается перемещение микронефти в ближайшие коллекторы. При миграции по коллекторам в ловушки Н. всегда поднимается, поэтому её максимальные запасы располагаются на несколько меньших глубинах, чем зона проявления главной фазы нефтеобразования (рис. 4), нижняя граница которой обычно соответствует зоне, где органическое вещество пород достигает степени углефикации, свойственной коксовым углям (К). В зависимости от интенсивности и длительности прогрева эта граница проходит на глубинах (имеются в виду максимальной глубины погружения за всю геологическую историю данной серии осадочных отложений) от 3—3,5 до 5—6 км.

Н. находится в недрах в виде скоплений различного объёма от нескольких мм³ до нескольких десятков млрд. м³. Практический интерес имеют залежи Н., представляющие её скопления с массой от нескольких тыс. т и больше, находящиеся в пористых и проницаемых породах-коллекторах. Различают 3 основных типа коллекторов: межгранулярные (главным образом песчаные и алевритовые породы), кавернозные (например, карстово-кавернозные, рифогенные и др. известняки) и трещинные (карбонатные, кремнистые и др. трещиноватые породы). Залежь обычно располагается под слабопроницаемыми породами, слагающими покрышку.

Каждая залежь Н. находится в ловушке, задержавшей мигрировавшие Н. и газ и сохранявшей их в течение длительного времени. Можно выделить 3 основных типа ловушек: замкнутые, полузамкнутые и незамкнутые. Первые 2 типа связаны с первичным выклиниванием (стратиграфическое несогласие, тектоническое экранирование) коллекторов (рис. 5) и поэтому именуются ловушками выклинивания. Незамкнутые ловушки являются гидравлическими — в них газ и Н. удерживаются в сводовой части антиклинального перегиба слоев (весьма распространённый тип залежей Н.) или выступа подземного рельефа (например, захороненного рифа). Наиболее приподнятую часть ловушки иногда занимает газ («газовая шапка»); в этом случае залежь называется газонефтяной; под Н. располагается вода. Н. залегает на разных глубинах, вплоть до 6—7 км, однако на глубине 4,5—5 км нефтяные залежи всё чаще сменяются газовыми и газоконденсатными. Максимальное число залежей Н. располагается в интервале 0,5—3 км, а наибольшие запасы сосредоточены в пределах 0,8—2,4 км.

III. Нефтегазоносные бассейны, области, районы, месторождения

Обязательным условием нефтеобразования является существование крупных осадочных бассейнов, в процессе развития которых осадки (породы), содержащие углеродистое органическое вещество, могли при опускании достичь зоны, где осуществляется главная фаза нефтеобразования. Выделение осадочных бассейнов, являющихся родиной Н., имеет большое значение при нефтегазогеологическом районировании территорий и акваторий. Такие бассейны сильно варьируют по размерам — от нескольких тыс. до нескольких млн. км², однако около 80% их имеют площадь от 10 тыс. до 500 тыс. км². Всего в современном структурном плане Земли насчитывается (если исключить небольшие, преимущественно межгорные) около 350 таких бассейнов. Промышленная нефтегазоносность установлена в 140 бассейнах; остальные являются перспективными. По тектоническому строению среди осадочных бассейнов различают внутриплатформенные (около 30%), внутрискладчатые (около 35%), складчато-платформенные, или краевых прогибов (около 15%), периокеанические платформенные (около 15%) и др. К кайнозойским отложениям приурочено около 25% всех известных запасов Н., к мезозойским — 55%, к палеозойским — 20%. В пределах нефтегазоносных бассейнов выделяют нефтегазоносные области, районы и (или) зоны, характеризующиеся общностью строения и автономией.

Месторождения Н. являются основной низшей единицей районирования. Это участки земной коры площадью в десятки — сотни, редко тысячи км², имеющие одну или несколько залежей Н. в ловушках (рис. 6). Большей частью это участки, где Н. собирается путём боковой или реже вертикальной миграции из зон нефтеобразования.

В мире известно (1973) около 28 тыс. месторождений Н.; из них 15—20% газонефтяные. Распределение месторождений по запасам подчинено закону, близкому к логнормальному. На долю месторождений с общими геологическими запасами каждого свыше 3 млн. т (извлекаемые запасы Н. обычно составляют около ¹/₄—¹/₂ геологических) приходится лишь ¹/₆ всех месторождений; из них более 400 находится в прибрежных зонах моря. Около 85% мировой добычи Н. дают 5% разрабатываемых месторождений; среди них в 1972 насчитывалось 27 гигантов с начальными извлекаемыми запасами каждого, превышающими 0,5 млрд. т. Больше всего таких месторождений на Ближнем Востоке. Только в двух из них — Гавар (Саудовская Аравия) и Бурган (Кувейт) — сосредоточено более 20% всех разведанных запасов Н. мира (без социалистических стран).

Месторождения Н. выявлены на всех континентах (кроме Антарктиды) и на значительной площади прилегающих акваторий (см. карту).

На территории СССР месторождения Н. были открыты в 19 в. на Апшеронском полуострове (см. Бакинский нефтегазоносный район), в районе Грозного, Краснодарском крае, на полуострове Челекен, в Тимано-Печорской области и на острове Сахалин. Накануне и после Великой Отечественной войны 1941—45 открыты и введены в разработку месторождения в Волго-Уральской нефтегазоносной области, позже выявлены месторождения в Западной Туркмении, в Казахстане (см. Мангышлакский нефтегазоносный район), в Ставропольском крае, на Украине и в Белоруссии. В 50—60-х гг. 20 в. был открыт один из крупнейших в мире Западно-Сибирский нефтегазоносный бассейн, в пределах которого обнаружены значительные месторождения Н. (табл. 1).

Табл. 1.— Важнейшие нефтяные месторождения ряда социалистических стран (1973)

Среди др. социалистических стран ряд месторождений имеется в Румынии и Китае, а также на территории Югославии, Польши, Венгрии. Единичные мелкие месторождения открыты в Болгарии, ГДР и Монголии.

Среди развитых капиталистических и развивающихся стран наиболее крупные месторождения открыты в странах Ближнего и Среднего Востока (табл. 2). Крупные месторождения Н. открыты в 50—60-х гг. 20 в. также в странах Северной и Западной Африки (Ливия, Алжир, Нигерия и Ангола), в Австралии и Юго-Востоке Азии (Индонезия, Бруней), несколько меньшие по запасам — в Индии, Бирме, Малайзии и совсем мелкие — в Японии. В США известно свыше 13 000 (в основном мелких) месторождений Н.; наиболее крупное открыто на Аляске (Прадхо-Бей), второе по величине — в Техасе (Ист-Тексас), несколько меньшие (по запасам) месторождения известны в Калифорнии (см. Калифорнийская нефтеносная область), Оклахоме и др. штатах (см. Мексиканского залива нефтегазоносный бассейн). Крупные месторождения Н. выявлены в Канаде и Мексике. В Южной Америке месторождения с большими запасами открыты в Венесуэле, где расположено одно из крупнейших месторождений-гигантов Боливар, объединяющее группу месторождений (например, Лагунильяс, Бачакеро, Тиа-Хуана) на сев.-вост. побережье озера Маракайбо (см. Маракайбский нефтегазоносный бассейн); единичные крупные месторождения имеются в Аргентине, Колумбии, Бразилии, на острове Тринидад и в смежных с ним акваториях. В Западной Европе крупные месторождения открыты лишь в акватории Северного моря (на шельфах Великобритании, Норвегии и Дании).

Месторождения Н. открыты во многих акваториях: Каспийского, Чёрного, Северного, Средиземного, Яванского, Южно-Китайского, Японского и Охотского морей, Персидского, Суэцкого, Гвинейского, Мексиканского, Кука и Пария заливов, пролива Басса, прибрежных частей Атлантического (вблизи Анголы, Конго, Бразилии, Аргентины, Канады), Тихого (вблизи Калифорнии, Перу и Экуадора) и Индийского (вблизи Сев.-Зап. Австралии) океанов. (О размерах добычи по странам см. Нефтяная промышленность.)

Табл. 2.— Важнейшие нефтяные месторождения развитых капиталистических и развивающихся стран (1973)

Примечание. Месторождения расположены в акваториях: 1 — Суэцкий залив; 2 — Персидский залив; 3 — Мексиканский залив; 4 — залив Кука; 5 — озеро Маракайбо; 6 — шельф Атлантического океана; 7 — Гвинейский залив; 8 — Южно-Китайское море; 9 — пролив Басса; 10 — Северное море.

Цель нефтеразведки — выявление, геолого-экономическая оценка и подготовка к разработке промышленных залежей Н. и газа. Нефтеразведка производится с помощью геологических, геофизических, геохимических и буровых работ, выполняемых в рациональном сочетании и последовательности. Процесс геологоразведочных работ на Н. и газ в СССР подразделяется на два этапа: поисковый и разведочный.

Поисковый этап включает три стадии: региональные геолого-геофизические работы, подготовка площадей к глубокому поисковому бурению и поиски месторождений. Разведочный этап на стадии не разделяется и завершается подготовкой месторождения к разработке.

На первой стадии поискового этапа в бассейнах с неустановленной нефтегазоносностью либо для изучения ещё слабо исследованных тектонических зон или нижних структурных этажей в бассейнах с установленной нефтегазоносностью проводятся региональные работы. Для этого осуществляются геологическая, аэромагнитная и гравиметрическая съёмки (1: 1 000 000 — 1 200 000), геохимические исследования вод и пород, профильное пересечение территории электро- и сейсморазведкой, бурение опорных и параметрических скважин (см. Геофизические методы разведки, Геохимические поиски, Опорное бурение, Параметрическое бурение). В результате выявляются возможные продуктивные комплексы отложений и нефтегазоносные зоны, даётся количественная оценка прогноза нефтегазоносности, и устанавливаются первоочередные районы для дальнейших поисковых работ. На второй стадии поисков производится более детальное изучение нефтегазоносных зон путём структурно-геологической съёмки, детальной гравиразведки, электроразведки, сейсморазведки и структурного бурения. Составляются структурная и др. виды карт в масштабах 1: 100 000 — 1: 25 000. Детальное изучение строения площадей для подготовки их к поисковому бурению производится сейсморазведкой и структурным бурением. Преимущество отдаётся сейсмической разведке, которая позволяет изучать строение недр на большую глубину. На этой стадии уточняется оценка прогноза нефтегазоносности, а для структур, расположенных в зонах с доказанной нефтегазоносностью, подсчитываются перспективные запасы. На третьей стадии поисков производится бурение поисковых скважин с целью открытия месторождений. Поисковые скважины закладываются в присводовых частях антиклиналей, брахиантиклиналей, куполов (рис. 7, а) или в районах развития ловушек (рис. 7, б). Первые поисковые скважины для изучения всей толщи осадочных пород, как правило, бурят на максимальную глубину. Обычно первым разведуется верхний этаж, затем более глубокие. В результате поисков даются предварительная оценка запасов вновь открытых месторождений и рекомендации по их дальнейшей разведке.

Разведочный этап — завершающий в геологоразведочном процессе. Основная цель этого этапа — подготовка месторождения к разработке. В процессе разведки должны быть оконтурены залежи, определены литологии, состав, мощность, нефтегазонасыщенность, коллекторские свойства продуктивных горизонтов, изучены изменения этих параметров по площади, исследованы физико-химические свойства Н., газа и воды, установлена продуктивность скважин. Количество разведочных скважин и расстояния между ними зависят от типа разведуемой структуры, её размера и степени неоднородности нефтегазоносных пород. При наличии нескольких нефтегазоносных горизонтов разведочное бурение экономически целесообразно вести по этажам (рис. 8). В этажи выделяются промышленные объекты, отделённые друг от друга значительными глубинами. По завершению разведочных работ подсчитываются промышленные запасы и даются рекомендации о вводе месторождения в разработку.

Эффективность поиска нефтяных месторождений характеризуется коэффициентом открытий — отношением числа продуктивных площадей (структур) к общему числу разбурённых поисковым бурением площадей, средним числом поисковых скважин, необходимым для открытия одного нового месторождения. Основной показатель эффективности геологоразведочных работ (поискового и разведочного этапов) — стоимость разведки 1 т Н. (или 1 м³газа). Др. показатели эффективности: прирост запасов на 1 м пробурённых поисковых и разведочных скважин или на одну скважину и отношение количества продуктивных скважин к общему числу законченных строительством скважин. В СССР эффективность геологоразведочных работ на Н. и газ по большинству показателей, как правило, выше, чем в США.

Почти вся добываемая в мире Н. извлекается посредством буровых скважин, закрепленных стальными трубами высокого давления. Для подъёма Н. и сопутствующих ей газа и воды на поверхность скважина имеет герметичную систему подъёмных труб, механизмов и запорной арматуры, рассчитанную на работу с давлениями, соизмеримыми с пластовыми (см. Пластовое давление). Добыче Н. при помощи буровых скважин предшествовали примитивные способы: сбор её на поверхности водоёмов, обработка песчаника или известняка, пропитанного Н., посредством колодцев.

Сбор Н. с поверхности открытых водоёмов — это, очевидно, первый по времени появления способ добычи Н., который до нашей эры применялся в Мидии, Вавилонии и Сирии, в 1 в. в Сицилии и др. В России сбор Н. с поверхности р. Ухты начат Ф. С. Прядуновым в 1745. В 1858 на полуострове Челекен и в 1868 в Кокандском ханстве Н. собирали в канавах, по которым вода стекала из озера. В канаве делали запруду из досок с проходом воды в нижней части: Н. накапливалась на поверхности.

Разработка песчаника или известняка, пропитанного Н., и извлечение из него Н. впервые описаны итал. учёным Ф. Ариосто в 15 в. Недалеко от Модены в Италии такие нефтесодержащие грунты измельчались и подогревались в котлах. Затем Н. выжимали в мешках при помощи пресса. В 1819 во Франции нефтесодержащие пласты известняка и песчаника разрабатывались шахтным способом при помощи штолен иногда длиной свыше 1 км. Добытую породу помещали в чан, наполненный горячей водой. После перемешивания на поверхность воды всплывала Н., которую собирали черпаком. В 1833—45 на берегу Азовского моря добывали песок, пропитанный Н. Песок помещали в ямы с покатым дном и поливали водой. Вымытую из песка Н. собирали с поверхности воды пучками травы.

Добыча Н. из колодцев производилась в Киссии (древней области между Ассирией и Мидией) в 5 в. до н. э. при помощи коромысла, к которому привязывалось кожаное ведро. Добыча Н. из колодцев на Апшеронском полуострове известна с 8 в. Имеются письменные указания о добыче лёгкой Н. из колодцев в Сураханах и тяжёлой в Балаханах в 10—13 вв. Подробное описание колодезной добычи Н. в Баку дал нем. натуралист Э. Кемпфер в 17 в. Глубина колодцев достигала 27 м, их стенки обкладывались камнем или укреплялись деревом. В 1729 была составлена карта Апшеронского полуострова с указанием нефтяных колодцев. В 1825 в Баку из 120 колодцев было добыто 4126 т Н., а в 1862 из 220 колодцев 5480 т.

Добыча нефти посредством скважин начала широко применяться с 60-х гг. 19 в. Вначале, наряду с открытыми фонтанами (см. Фонтанная эксплуатация) и сбором Н. в вырытые рядом со скважинами земляные амбары добыча Н. из скважин осуществлялась также с помощью цилиндрических вёдер с клапаном в днище или желонок (см. Тартание). Из механизированных способов эксплуатации впервые в 1865 в США была внедрена глубиннонасосная эксплуатация, которую в 1874 применили на нефтепромыслах в Грузии, в 1876 в Баку, в 1895 в Грозном. В 1886 В. Г. Шухов предложил компрессорную добычу нефти, которая была испытана в Баку (1897). Более совершенный способ подъёма Н. из скважины — газлифт — предложил М. М. Тихвинский в 1914.

Процесс добычи Н., начиная от притока её по продуктивному (нефтяному) пласту к забоям скважин и до внешней перекачки товарной Н. с промысла, можно разделить на три этапа. Первый — движение Н. по пласту к скважинам благодаря искусственно создаваемой разности давлений в пласте и на забоях скважин (т. н. разработка нефтяной залежи или месторождения). Второй этап — движение Н. от забоев скважин до их устьев на поверхности — эксплуатация нефтяных скважин. Третий этап — сбор Н. и сопровождающих её газа и воды на поверхности, их разделение, удаление воды и минеральных солей из Н. (т. н. подготовка Н.), обработка пластовой воды перед закачкой в пласт при его заводнении или для сброса в промышленную канализацию (т. н. подготовка воды), закачка воды в пласт через нагнетательные скважины, сбор попутного нефтяного газа. Осуществление процесса добычи Н. с помощью скважин и технологических установок называется эксплуатацией нефтяного промысла.

Разработка нефтяного месторождения. Под разработкой нефтяного месторождения понимается осуществление процесса перемещения жидкостей (Н., воды) и газа в пластах к эксплуатационным скважинам. Управление процессом движения жидкостей и газа достигается размещением на месторождении нефтяных, нагнетательных и контрольных скважин, количеством и порядком ввода их в эксплуатацию, режимом работы скважин и балансом пластовой энергии. Принятая для конкретной залежи система разработки предопределяет технико-экономические показатели — дебит Н., изменение его во времени, коэффициент нефтеотдачи, капитальные вложения, себестоимость и т. д. Перед разбуриванием залежи проводят проектирование системы разработки. В проекте разработки на основании данных разведки и пробной эксплуатации устанавливают условия, при которых будет протекать эксплуатация залежи, т. е. её геологическое строение, коллекторские свойства пород (пористость, проницаемость, степень неоднородности), физические свойства жидкостей и газов, насыщающих пласт (вязкость, плотность, растворимость газов и твёрдых углеводородов в Н.), насыщенность пород Н. водой и газом, пластовые давления, температура и т. д. Базируясь на этих данных, при помощи гидродинамических расчётов устанавливают технические показатели эксплуатации залежи для различных вариантов системы разработки и производят экономическую оценку вариантов системы. В результате технико-экономического сравнения выбирают оптимальную систему разработки.

Современные системы разработки в большинстве случаев предусматривают нагнетание воды в пласт (в 1972 около 75% всей добычи по СССР приходилось на системы с искусственным заводнением). Применяются в основном два вида заводнения (см. Заводнение) — законтурное, или приконтурное (для относительно небольшого размера залежей), и разного вида внутриконтурные (для залежей среднего размера и крупных).

Наиболее распространены системы внутриконтурного заводнения, когда залежь в зависимости от геологических условий залегания разделяется нагнетательными скважинами на полосы, в которых располагаются пять или три ряда эксплуатационных скважин (рис. 9). Для более интенсивной эксплуатации иногда применяется площадное заводнение, в этом случае нагнетательные скважины располагаются по всей площади пласта. Расстояния между скважинами составляют от 400 до 800 м. На одном месторождении пробуривают от нескольких десятков до нескольких тысяч эксплуатационных скважин (в зависимости от размера месторождения). Общее число эксплуатационных скважин по СССР 62 079, нагнетательных скважин 9135 (на 1 января 1974). Воздействие на пласт интенсифицируют увеличением соотношения между числом нагнетательных и эксплуатационных скважин, а также созданием в пласте давления нагнетаемой воды значительно выше начального пластового, вплоть до значения горного давления.

Вытеснение Н. водой при разработке залежей успешно применяется для Н. с вязкостью в пластовых условиях до 0,15—0,2 пз (0,015—0,02 н×сек/м²). При больших вязкостях коэффициента нефтеотдачи существенно снижается, а расход воды на вытеснение единицы объёма Н. увеличивается. Однако даже при низких вязкостях при вытеснении Н. водой около половины геологических запасов Н. остаётся в недрах.

Ведутся работы по повышению нефтеотдачи пластов путём улучшения отмывающей и вытесняющей способности нагнетаемой воды, добавкой различного рода присадок — поверхностно-активных веществ, углекислоты, веществ, повышающих вязкость воды, что уменьшает неблагоприятное соотношение вязкостей Н. и вытесняющей её жидкости. Изменение неблагоприятного соотношения вязкости осуществляют также понижением вязкости Н. Этот способ может быть реализован нагнетанием в пласт теплоносителей (горячей воды или пара). В 70-х гг. вновь начали применять тепловое воздействие на пласт путём создания внутрипластового очага горения, впервые предложенного в СССР в начале 30-х гг. (см. Термическая нефтедобыча). Большие перспективы связаны со способом добычи Н. при помощи сочетания заводнения с внутрипластовым горением, которое поддерживается закачкой в пласт водовоздушных смесей. Проводятся (1974) теоретические и экспериментальные исследования повышения нефтеотдачи путём вытеснения Н. растворителями и системами, растворимыми одновременно в Н. и в воде. При глубоком залегании пластов для повышения нефтеотдачи в ряде случаев успешно применяется нагнетание в пласт газа высокого давления.

Разработку неглубоко залегающих пластов, насыщенных высоковязкой Н., в некоторых случаях осуществляют шахтным способом (см. Шахтная добыча нефти).

Эксплуатация нефтяных скважин. Извлечение Н. из скважин производится либо за счёт естественного фонтанирования под действием пластовой энергии, либо путём использования одного из нескольких механизированных способов подъёма жидкости. Обычно в начальной стадии разработки месторождений преобладает фонтанная добыча, а по мере ослабления фонтанирования скважину переводят на механизированный способ добычи. К механизированным способам относятся: газлифтный, или эрлифтный, и глубиннонасосный (с помощью штанговых, погружных электроцентробежных, гидропоршневых и винтовых насосов). В СССР штанговые глубиннонасосные скважины составляют 69,1% всех эксплуатируемых скважин, 15,0% фонтанные, 11,8% скважины с погружными электроцентробежными насосами, 3,7% газлифтные скважины (1973). Развивающимися способами эксплуатации скважин являются газлифтный, значительно усовершенствованный в начале 70-х гг., и способ, использующий погружные электроцентробежные насосы, который позволяет отбирать из скважин большое количество жидкости (воды и Н.). В США 8% скважин эксплуатируются фонтанным способом и 92% — механизированным (1972). На месторождениях Н. Ближнего Востока большая часть скважин эксплуатируется фонтанным способом.

Нефтяным промыслом называется технологический комплекс, состоящий из скважин, трубопроводов и установок различного назначения, с помощью которых на месторождении осуществляют извлечение Н. и сопровождающего её газа из недр Земли. Вся продукция скважин, состоящая из Н. с попутным газом (и, как правило, с пластовой водой, в отдельных случаях с примесью песка), направляется по трубопроводу на групповую замерную установку, где производят замер количества поступающей из скважины Н., определяют процент содержащейся в ней воды и количество попутного газа, приходящегося на 1 т добытой Н. (т. н. газовый фактор). На основе этих замеров подсчитывают суточный дебит Н. (в т) и газа (в м³) по каждой скважине в отдельности. К групповой установке подключают обычно 10—30 скважин. Суточная добыча Н. на различных нефтепромыслах колеблется в широких пределах, достигая десятков тыс. т. Важным этапом процесса добычи Н. является сепарация — отделение газа от Н., производимое в газонефтяном сепараторе. Такие сепараторы группируют в одном или нескольких пунктах промысла. Н., освобожденная от попутного газа, поступает на промысловые установки для обезвоживания и обессоливания, где от неё отделяется пластовая вода с минеральными солями до остаточного содержания солей в товарной Н. не более 50 мг на 1 л. Газ направляют потребителям или на газобензиновый завод для переработки. Обезвоживание и обессоливание осуществляется тепловым, химическим или электрическим способом. Значительная часть солей удаляется при обезвоживании с отделяемой водой, однако, иногда требуется дополнительное обессоливание пропусканием Н. через слой пресной воды. Отделённая от Н. вода подвергается очистке для последующей закачки в пласты или сброса в канализацию. Н. также стабилизируют, т. е. отбирают из неё наиболее летучие углеводородные фракции для сокращения потерь от испарения при транспортировке на нефтеперерабатывающие заводы. Процесс стабилизации заключается в нагреве нефти до 80—120 °С, отделении лёгких углеводородов и последующей их конденсации. Полученные при этом нестабильный бензин и газ направляются на газобензиновые заводы, находящиеся обычно вблизи нефтяного промысла. Для уменьшения расхода топлива на нагревание и сокращения эксплуатационных расходов все три процесса — обезвоживание, обессоливание и стабилизацию — совмещают в установке комплексной подготовки Н. Подготовкой называется придание Н. товарных кондиций. Товарная Н. накапливается в резервуарах и из них откачивается в магистральные нефтепроводы или в ж.-д. цистерны для доставки к месту переработки. Эта принципиальная технологическая схема работы нефтяного промысла может видоизменяться в зависимости от продуктивности скважин, преобладающего способа эксплуатации, величин давления и температуры Н. на устье скважин, физико-химических свойств Н., содержания в ней газа, воды и песка, а также от природных и климатических условий.

Существенные дополнения в обычную технологическую схему промысла вносит применение газлифтного способа эксплуатации, при котором на промысле необходима газлифтная компрессорная станция с газораспределительными и газосборными трубопроводами.

На месторождениях, разрабатываемых с помощью искусственного заводнения, сооружают систему водоснабжения с насосными станциями. Воду берут из естественных водоёмов с помощью водозаборных сооружений или преимущественно используют сточные пластовые воды нефтепромысла после их очистки. В некоторых случаях воду извлекают из водоносного пласта в нагнетательной скважине и перепускают её в продуктивный пласт, используя погружной электроцентробежный насос. Для очистки закачиваемой в пласт воды от механических примесей, микроорганизмов, солей железа, сероводорода и углекислоты на водоочистной установке её обрабатывают реагентами, подвергают отстою и пропускают через песчаные фильтры. Для создания напора при закачке воды в нагнетательные скважины на промысле сооружают кустовые насосные станции, которые подают воду через водораспределительные батареи (для измерения и регулирования её расхода). Большое значение на нефтепромысле имеет борьба с потерями лёгких фракций. Наиболее эффективно она осуществляется при закрытой системе сбора Н. на промысле, при которой Н. на всём пути от скважины до откачки на нефтеперерабатывающий завод не имеет контакта с атмосферой (рис. 10).

В процессе нефтедобычи важное место занимает внутрипромысловый транспорт продукции скважин, осуществляемый по трубопроводам. От каждой скважины к групповой замерной установке подводится отдельный трубопровод. Отсюда Н. поступает в сборный трубопровод (промысловый коллектор) и далее на установки по её подготовке и в товарные резервуары промысла. Применяются две системы внутрипромыслового нефтетранспорта — самотёчные и напорные. При самотёчных системах, действующих на старых нефтяных промыслах, движение Н. из скважин происходит за счёт превышения отметки устья скважины над отметкой группового сборного пункта. При напорных системах достаточно собственного давления на устье скважин для подачи Н. с газом к центральному сборному пункту промысла, откуда Н. подаётся в товарные резервуары, а газ — на потребление или в переработку. На нефтяных промыслах СССР применяются несколько напорных схем нефтегазосбора: в Азербайджане и Туркмении распространена так называемая однотрубная схема Барояна и Везирова, на месторождениях Сибири — схема внутрипромыслового сбора и транспорта Гипровостокнефти. Наряду с основным технологическим оборудованием на нефтяном промысле имеются системы технического водо- и энергоснабжения, установки для очистки промысловых сточных вод (рис. 11), ремонтные мастерские, складские помещения и т. д.

При разработке нефтяных месторождений, приуроченных к континентальным шельфам, создают морские нефтепромыслы.

На нефтяных промыслах проводятся большие работы по автоматизации промысловых технологических установок, широко распространяются индустриальные методы строительства технологических установок. Создаются: групповые замерные установки, которые автоматически переключают скважины на замер, производят замер, контролируют состояние работы скважин и обеспечивают блокировку их при аварийных случаях; автоматизированные сепарационные установки; сепараторы-деэмульсаторы, где происходит одновременное отделение газа и воды; установки для обработки воды и попутного газа, для учёта и сдачи товарной Н., а также кустовые насосные станции, моноблочные автоматические газомотокомпрессоры. Развитие нефтепромыслового строительства основывается на внедрении заводского изготовления отдельных транспортабельных блоков основного технологического оборудования, доставки блоков на промысел и монтирования их на месте. Это даёт возможность в несколько раз ускорить и удешевить сооружение важнейших технологических установок.

VI. Химический состав и физические свойства. Технологическая характеристика

Н. — сложная смесь алканов (парафиновые или ациклические насыщенные углеводороды), некоторых цикланов (нафтенов) и ароматических углеводородов различной молекулярной массы, а также кислородных, сернистых и азотистых соединений. Углеводородный состав Н. изменяется в различных месторождениях. Бензиновые и керосиновые фракции большинства Н. СССР характеризуются значительным содержанием алканов (свыше 50%). Во фракциях отдельных Н. преобладают нафтеновые углеводороды (50—75%). Содержание ароматических углеводородов в бензиновых и керосиновых фракциях большинства Н. колеблется от 3 до 15% и от 16 до 27% соответственно. Масляные дистилляты иногда значительно различаются по углеводородному составу. Наибольшим содержанием ароматических углеводородов (в некоторых случаях до 53—65%) отличаются фракции высокосернистых Н. Часто Н. характеризуются значительным содержанием твёрдых углеводородов, состоящих в основном из углеводородов нормального строения. Кислородные соединения содержатся в Н. в виде нафтеновых кислот и асфальтово-смолистых веществ, состоящих из асфальтов и смол (на их долю приходится свыше 90% содержащегося в Н. кислорода). К сернистым соединениям относятся сероводород, меркаптаны, сульфиды, дисульфиды, тиофены, тиофаны, а также полициклические сернистые соединения разнообразной структуры. Азотистые соединения — это в основном гомологи пиридина, гидропиридина и гидрохинолина. Компонентами Н. являются также газы, растворённые в Н. (см. Газы нефтяные попутные), вода и минеральные соли. Газы состоят из углеводородов, содержащих в цепи 1—4 атома углерода; их содержание — в пределах от десятых долей процента до 3% (по массе). Содержание золы (минеральных веществ) в большинстве Н. не превышает десятых долей процента (считая на Н.). В составе нефтяной золы найдены многие элементы (Ca, Mg, Fe, Al, Si, V, Na и др.). По плотности Н. делятся на 3 группы: на долю лёгких Н. (с плотностью до 0,87 г/см³) в общемировой добыче Н. приходится около 60% (в СССР — 66%); на долю средних Н. (0,871—0,910 г/см³) — в СССР около 28%, за рубежом — 31%; на долю тяжёлых (более 0,910 г/см³) — соответственно около 6% и 10%.

Начало кипения Н. обычно выше 28 °С. температура застывания колеблется от + 30 до — 60 °С и зависит в основном от содержания парафина (чем его больше, тем температура застывания выше). Теплоёмкость Н. 1,7—2,1 кдж/кг×К (0,4—0,5 ккал/кг×°С), теплота сгорания 43,7—46,2 Мдж/кг (10 400 — 11 000 ккал/кг), диэлектрическая проницаемость 2—2,5, электрическая проводимость 2×10^-10—0,3×10^-18 ом^-1×см^-1. Вязкость изменяется в широких пределах (при 50 °С 1,2—55 сст) и зависит от химического и фракционного состава Н. и смолистости (содержания в ней асфальтосмолистых веществ). Температура вспышки Н. колеблется в широких пределах (от ниже — 35 до 120 °С) в зависимости от фракционного состава и давления насыщенных паров. Н. растворима в органических растворителях, в воде при обычных условиях практически нерастворима, но может образовывать с ней стойкие эмульсии.

Основу технологической классификации Н. в СССР (ГОСТ 912—66) составляют: содержание серы (класс I — малосернистые Н., включающие до 0,5% S; класс II — сернистые Н. с 0,5—2% S; класс III — высокосернистые Н., включающие свыше 2% S); потенциальное содержание фракций, выкипающих до 350 °С (тип Т₁ — нефти, в которых указанных фракций не меньше 45%, тип Т₂ — 30—44,9% и тип Т₃ — меньше 30%); потенциальное содержание масел (группы M₁, M₂, M₃ и M₄; для M₁ содержание масел не меньше 25%, для M₄ — меньше 15%); качество масел (подгруппа И₁ — нефти с индексом вязкости масла больше 85, подгруппа И₂ — нефти с индексом вязкости 40—85); содержание парафина в Н. и возможность получения реактивных, дизельных зимних или летних топлив и дистиллятных масел с депарафинизацией или без неё (вид П₁ — нефти с содержанием парафина не выше 1,5%, вид П₂ — нефти с 1,51—6% парафина и вид П₃ — нефти с содержанием парафина больше 6%). Сочетание обозначений класса, типа, группы, подгруппы и вида составляет шифр технологической классификации Н. Например, доссорская (Казах. ССР) малопарафиновая Н. имеет шифр 1Т₁М₁И₁П₁, т. е. Н. малосернистая с потенциальным содержанием фракций, выкипающих до 350 °С, свыше 45%, потенциальным содержанием масел выше 25%, индексом вязкости масла больше 85 и содержанием парафина менее 1,5%.

Технологическая классификация может быть использована для сортировки Н. (при направлении для переработки на заводах), учёта качества при планировании добычи и переработки и при проектировании новых заводов. За рубежом Н. сортируют в основном по плотности и содержанию серы.

Начало применения Н. археологи относят к 6-му тыс. до н. э. В 3-м тыс. до н. э. в государствах Двуречья и Египте асфальт использовали как связующее и водонепроницаемое вещество вместе с песком и известью для изготовления мастики, применяемой при сооружении зданий из кирпича и камня, дамб, причалов и дорог. Н. сжигали в светильниках и применяли в качестве лекарства. Её использовали в военном деле как воспламеняющееся вещество вместе с селитрой, серой и смолой для изготовления «огненных стрел» и «огненных горшков».

В средние века упоминания о Н. встречаются у писателей Ближнего и Среднего Востока, Средней Азии и Западной Европы. В 16—17 вв. Н. была предметом торговли. В коммерческих словарях указывалось, что она привозится в Марсель из Лангедока (приморской области Франции), турецкого г. Смирны и сирийского г. Алепно (до 4,5 т в год). В 18 в. появляются первые научные труды о Н. В 1721 греческий учёный Эйрини д'Эйринис, живший во Франции, опубликовал результаты исследования Н. и асфальта.

Состояние Бакинского нефтяного промысла в 13 в. описано Марко Поло. Он указывает, что Бакинская Н. применялась для освещения и в качестве лекарства от кожных болезней. В центральные районы России в 16—17 вв. Н. привозилась из Баку. Её применяли в медицине, живописи в качестве растворителя при изготовлении красок, а также в военном деле для изготовления гранат, негасимых ветром свечей и «светлых» ядер для «огнестрельных потешных стрельб».

Перегонка Н. была известна в начале нашей эры. Этот способ очистки применялся для уменьшения неприятного запаха Н. при использовании её в лечебных целях. В иностранных и рус. лечебниках 15—17 вв. Н. рекомендуется как наружное и внутреннее средство. Считалось, что Н. помогает при воспалительных процессах. В лечебниках даётся также описание способа перегонки Н. по опытам римского врача Кассия Феликса и арабского учёного 11 в. Авиценны. О перегонке бакинской Н. впервые упоминает хорезмийский географ 13 в. Бекран. Большое внимание перегонке Н. уделялось в 18 в. в связи с поисками и изучением нефтяных месторождений. В 1748 в лаборатории Берг-Коллегии в Москве перегонялась Н., найденная на р. Ухте. В той же лаборатории перегонялась Н., добытая на р. Соке в 1754. В небольшом количестве Н. перегоняли в колбах, а в большем — в кубах. Нефтеперегонный завод с кубами периодического действия был впервые в мире построен крепостными крестьянами братьями Дубиниными вблизи г. Моздока в 1823. Из 40 вёдер Н., заливаемой в куб, они получали 16 вёдер перегнанной. В 1837 началась перегонка грозненской Н. на заводе откупщика В. Швецова. В этом году было отправлено в Москву 1000 пудов (16,38 т) перегнанной Н. Завод для перегонки бакинской Н. был построен в Балаханах Н. И. Воскобойниковым. На заводе в 1837—39 было переработано 19,4 т Н. В 1859 в Сураханах промышленники В. А. Кокорев, Н. Е. Торнау и П. И. Губонин приступили к строительству завода для получения фотогена из бакинского кира. На этом заводе была начата (1860) переработка Н. и введена кислотно-щелочная очистка фотогена (позже слово «фотоген» было заменено словом «керосин»). В 1866 на нефтеперегонных заводах бывшей Бакинской губернии было получено 1600 т керосина. Через 3 года в Баку было 23 нефтеперегонных завода, а в 1873 — 80 заводов, способных дать 16 350 т керосина в год.

С начала 70-х гг. 19 в. на нефтеперегонных заводах наблюдался рост числа кубов и их размеров без значительного изменения конструкции. Такая технология не соответствовала всё возрастающим потребностям в нефтепродуктах. Кроме того, кубы периодического действия не обеспечивали надёжного разделения Н. на фракции, улучшения отбора керосина и смазочных масел и повышения их качества. На необходимость непрерывной перегонки Н. указывал Д. И. Менделеев в 1863, когда он посетил завод А. В. Кокорева в Сураханах. В 1873 нефтепромышленник А. А. Тавризов разработал конструкцию аппарата непрерывного действия, являющегося прототипом ректификационной колонны. Непрерывная перегонка Н. в кубовых батареях была осуществлена в 1883 на заводе братьев Нобель в Баку. На этих кубах были установлены дефлегматоры, устроенные в виде двух цилиндров, вложенных один в другой. Непрерывнодействующий перегонный аппарат был предложен В. Г. Шуховым и Ф. А. Инчиком (1886). Этот аппарат был установлен на заводе С. М. Шибаева в Баку. Новая установка позволяла ежесуточно перегонять количество Н., равное 27 объёмам аппарата, тогда как в кубе периодического действия можно было перегнать только полтора объёма, а в кубовой батарее — четыре. Основные технические принципы, заложенные в конструкции этого аппарата, используются в современных нефтеперегонных установках. Оригинальные установки для непрерывной перегонки Н. были разработаны О. К. Ленцем, Г. В. Алексеевым, Ю. В. Лермонтовой и др. русскими инженерами и химиками. Наиболее широкое распространение получили кубовые батареи непрерывного действия, вытеснившие периодические кубы. В 1893 непрерывнодействующих кубов было 15,7%, а в 1899 — 60% от общего числа кубов в нефтеперерабатывающей промышленности. Основными продуктами нефтеперерабатывающей промышленности были керосин и мазут. На долю керосина в 1899 приходилось 30—33%; кроме того, получали смазочных масел 2—3%, бензина 3%, остальное составлял мазут.

Нефтеперегонные заводы в 40-х гг. 19 в. появляются в др. странах: Дж. Юнг начал перегонку Н. на заводе в Великобритании в 1848, в 1849 С. М. Киром был построен завод по перегонке Н. в Пенсильвании (США). На этом заводе была введена кислотно-щелочная очистка нефтепродуктов. Во Франции первый нефтеперегонный завод построен А. Г. Гирном в Эльзасе (1854). На заводе из Н. и асфальта получали смазочные масла. При перегонке Н. на заводе применялся перегретый пар. В 1866 Дж. Юнг взял патент на способ получения керосина из тяжёлых Н. при перегонке под давлением. Этот способ перегонки был назван крекингом. К 1869 давление во время перегонки Н. на лабораторной установке было доведено до 3,7×10⁵ н/м² (около 3,8 ам). При обычной перегонке из Н. различных месторождений Юнг получал 2,5—20% керосина, а при крекинге 28— 60%.

В дореволюционной России вследствие слабого развития автомобильной и авиационной промышленности спрос на бензин вполне удовлетворялся бензином прямой перегонки. Однако к началу 20 в. русские учёные и инженеры подробно изучили процесс переработки Н., сопровождающийся разложением исходных углеводородов под влиянием высокой температуры и давления. В 1875 А. А. Летний проводил опыты по получению ароматических углеводородов пиролизом Н. Работа Летнего завершилась созданием промышленной установки на Константиновском заводе В. И. Рагозина. Ароматические углеводороды из Н. были необходимы для получения красителей, используемых в развивавшейся в то время текстильной промышленности. С той же целью пиролиз Н. и нефтяных остатков изучали Ю. В. Лермонтова, Б. В. Марковников, К. И. Лисенко, Г. В. Алексеев, Н. Д. Зелинский.

В 1891 В. Г. Шухов и С. Гаврилов разработали аппарат для крекинг-процесса. Они впервые предложили осуществлять нагревание Н. не в цилиндрических кубах, а в трубах при её вынужденном движении. Их научные и инженерные решения были повторены У. М. Бартоном и др. при сооружении крекинг-установки в США в 1915—18. Основным способом переработки Н. в России до 1917 была непрерывная перегонка Н. в кубовых батареях. О переработке Н. в СССР см. в ст. Нефтеперерабатывающая промышленность.

Перед переработкой Н. подвергают обессоливанию и одновременно обезвоживанию. С этой целью на нефтеперерабатывающих заводах применяют электрообессоливающие установки. Н. при тщательном перемешивании промывают небольшим количеством пресной воды с добавкой деэмульгатора, образующуюся эмульсию подогревают до 100—140 °С, а иногда и до 160 °С и подают в непрерывнодействующие электродегидраторы. Под воздействием электрического поля высокого напряжения (1,5—3 кв/см), деэмульгатора и нагревания эмульсия быстро разрушается, вода с растворёнными в ней солями отстаивается и удаляется. После электрообессоливания содержание влаги в Н. снижается до 0,05—0,2% и хлоридов до 0,5—5 мг/л.

Многие лёгкие Н. после обезвоживания и обессоливания подвергают стабилизации — отгонке пропан-бутановой, а иногда частично и пентановой фракции углеводородов. Удаление этих фракций необходимо для того, чтобы снизить потери ценных углеводородов при транспортировке и хранении Н., а также обеспечить постоянное давление паров Н., поступающей на нефтеперегонные установки. Стабилизацию Н. производят на комплексных установках в сочетании с обезвоживанием и обессоливанием или на специальных установках с колонкой для отбора пропан-бутановой фракции. Получаемая при стабилизации Н. пропан-бутановая фракция является ценным сырьём для нефтехимической промышленности.

Основным процессом переработки Н. (после обезвоживания, обессоливания и стабилизации) является перегонка, при которой из Н. сначала отбираются в зависимости от поставленной цели следующие нефтепродукты: бензины (авиационный или автомобильный), реактивное топливо, осветительный керосин, дизельное топливо и мазут. Мазут служит в качестве сырья для получения дистиллятных масел (см. Масла нефтяные), парафина, битумов, для крекинга или может быть использован в качестве жидкого котельного топлива. Остаток (концентрат, гудрон) после отгонки от мазута масляных дистиллятов служит для получения остаточных масел или как сырьё для различных деструктивных процессов, а после окисления может быть использован в качестве дорожного и строительного битума или в качестве компонента котельного топлива.

Для удаления нежелательных компонентов (сернистых, смолистых и кислородсодержащих соединений, а также полициклических ароматических углеводородов) нефтепродукты, полученные при прямой перегонке и при вторичных процессах, подвергаются очистке с помощью различных физических и физико-химических методов (см. Очистка нефтепродуктов).

Сырьё, необходимое для нефтехимической промышленности, получают из, Н. с использованием: а) физических методов; (перегонки, экстракции, кристаллизации, адсорбции и т. д.), а также карбамидной и низкотемпературной депарафинизаций — при помощи этих методов из Н. выделяют индивидуальные углеводороды или их классы; б) так называемых вторичных процессов переработки, в результате чего получаются углеводороды, не присутствующие в сырой Н. или присутствующие в незначительном количестве (ненасыщенные и ароматические углеводороды). Из парафиновых (алканы) углеводородов наибольшее применение для нефтехимической промышленности нашли газообразные (при нормальных условиях) или жидкие низкокипящие углеводороды: метан, этан, пропан, бутан и пентаны, а также высокомолекулярные углеводороды с 10—20 атомами углеводорода в молекуле. Из нафтеновых углеводородов важнейшим исходным материалом для нефтехимической промышленности является циклогексан, из ароматических — бензол, толуол, ксилолы, этилбензол. Из ненасыщенных углеводородов в качестве сырья для нефтехимической промышленности служат главным образом этилен, пропилен и ацетилен.

Лит.: Геология нефти, Справочник, т. 1, под ред. Н. А. Еременко, М; Еременко., 1960Н. А., Геология нефти и газа, 2 изд., М., 1968; Карцев А. А., Основы геохимии нефти и газа, М., 1969; Леворсен А., Геология нефти и газа, пер. с англ., 2 изд., М., 1970; Вассоевич Н. Б., Источник нефти — биогенное углеродистое вещество, «Природа», 1971, № 3; Горючие ископаемые. Проблемы геологии и геохимии нефтидов, М., 1972 (Международный геологический конгресс. XXIV сессия. Доклады советских геологов. Проблема 5); Мелик-Пашаев В. С., Методика разведки нефтяных месторождений, М., 1968; Теоретические основы и методы поисков и разведки скоплений нефти и газа, М., 1968; Поисковые критерии прогноза нефтегазоносности, Л., 1969; Лисичкин С. М., Очерки по истории развития отечественной нефтяной промышленности, М. — Л., 1954; Проектирование разработки нефтяных месторождений, М., 1962; Технология и техника добычи нефти и газа, М., 1971; Крылов А. П., Назаретов М. Б., Технический прогресс в добыче нефти и его роль в развитии нефтяной промышленности, «Нефтяное хозяйство», 1973, № 1; Лутошкин Г. С., Сбор и подготовка нефти, газа и воды к транспорту, М., 1972; Surface operations in petroleum production, ed. G. V. Chilingar, C. М. Beeson, N. Y., 1969; Сергиенко С. Р., Очерк развития химии и переработки нефти, М., 1955; Трошин А. К., История нефтяной техники в России (XVII в. — вторая половина XIX в.), М., 1958; Кострин К. В., Почему нефть называется нефтью, М., 1967; Redwood В., Petroleum, 4 ed., v. 1—3, L., 1922; Forbes R. J., Bitumen and petroleum in antiquity, Leiden, 1936; его же, Studies in early petroleum history, Leiden, 1958; History of petroleum engineering, ed. D. V. Carter, N. Y., 1961; Наметкин С. С., Химия нефти, М., 1955; Добрянский А. Ф., Химия нефти, Л., 1961; Нефти восточных районов СССР, Л., 1958; Новые нефти восточных районов СССР, М., 1967; Нефти СССР. Справочник, под ред. З. В. Дриацкой [и др.], т. 1—3, М., 1971—; Соколов В. А., Бестужев М. А., Тихомолова Т. В., Химический состав нефтей и природных газов в связи с их происхождением, М., 1972; «Chemical Age of India», 1968, v. 19, № 10; Petroleum processing handbook, ed. F. William, [a. o.], N. Y., 1967; Эмульсии нефти с водой и методы их разрушения, М., 1967; Каспарьянц К. С., Промысловая подготовка нефти, М., 1966; Эрих В. Н., Химия нефти и газа, 2 изд., Л., 1969; International Petroleum Encyclopedia, Tulsa (Oklahoma), 1973.

Вассоевич Н. Е. (Общие сведения. Происхождение и условия залегания),

Вассоевич Н. Б. и Калинко М. К. (Нефтегазоносные бассейны, области, районы, месторождения),

Трошин А. К. (История добычи и переработки нефти),

Дриацкая З. В. и Левченко Д. Н. (Химический состав и физические свойства. Технологическая характеристика. Переработка).

Нефтегазоносные осадочные бассейны мира (разведанные и перспективные).

Рис. 2. Распределение мировых запасов нефти и её суммарной добычи в капиталистическом мире (по обзору «Бритиш петролеум компани», 1971).

Рис. 3. Соотношение добычи и потребления нефти в капиталистических странах (по обзору «Бритиш петролеум компани», 1971).

Рис. 4. Распределение мировых запасов нефти (в крупных и средних месторождениях) по глубинам залегания (по Н. Б. Вассоевичу, 1973): 1 — интенсивность генерации нефти (в условных единицах); 2 — запасы нефти (%). ГЗН — главная зона нефтеобразования.

Рис. 5. Различного типа залежи нефти в гидравлически незамкнутых (1—3) и замкнутых (4—6) ловушках: 1 — пластовые сводовые нефтяные и газонефтяные залежи; 2 — массивная сводовая газонефтяная залежь; 3 — нефтяная залежь в выступе палеорельефа, первичного (напр., рифа) или вторичного (эрозионного); 4 — нефтяная залежь, экранированная стратиграфическим несогласием; 5 — нефтяная залежь в ловушке первичного (фациального, литологического) выклинивания коллектора; 6 — тектонически экранированная залежь нефти; а — нефть; б — газ; в — вода.

Рис. 7. Схема заложения поисковых скважин: а — сводовые пластовые залежи; б — пластовые литологически экранированные залежи (1 — нефтенасыщенные песчаники; 2 — водонасыщенные песчаники; 3 — шток каменной соли).

Рис. 6. Геологический разрез месторождений Локбатан (по А. М. Ахмедову и Б. К. Бабазаде): 1 — песчаники; 2 — глины; 3 — нефть; 4 — газ.

Рис. 8. Схема разделения разреза многопластового месторождения на этажи разведки: 1 — нефтенасыщенные песчаники; 2 — водонасыщенные песчаники; 3 — нефтенасыщенные известняки; 4 — водонасыщенные известняки.

Рис. 9. Схема расположения скважин при разработке нефти с заводнением пластов: 1 — внешний контур нефтеносности; 2 — внутренний контур нефтеносности; 3 — нагнетательные внутриконтурные скважины; 4 — нагнетательные законтурные скважины; 5 — эксплуатационные скважины.

Рис. 10. Схема автоматизированной высоконапорной системы промыслового сбора и подготовки нефти, газа и воды для больших по площади месторождений: 1 — трубопроводы от скважин; 2 — автоматизированная установка по замеру продукции; 3 — сборный коллектор для нефтегазоводяной смеси; 4 — первая ступень сепарации; 5 — трубопровод для подачи нефтеводяной смеси на центральный пункт обезвоживания; 6 — подача газа на газобензиновый завод; 7 — сепаратор — делитель потока жидкости для равномерного распределения эмульсии по сепараторам-деэмульсаторам; 8 — сепаратор-деэмульсатор; 9 — установка подготовки сточной воды; 10 — сборный водовод сточной воды; 11 — сборный нефтепровод товарной нефти; 12 — компрессорная станция; 13 — газобензиновый завод; 14 — герметизированные резервуары товарной нефти; 15 — нефтяной насос для создания дополнительного напора; 16 — автоматизированная установка сдачи товарной нефти «Рубин-4»; 17 — возврат некондиционной нефти на доочистку; 18 — насосная магистрального нефтепровода; 19 — магистральный нефтепровод; 20 — водяной насос.

Рис. 11. Схема очистки сточных вод нефтепромыслов по закрытой системе: 1 — напорный горизонтальный отстойник; 2 — дегазатор; 3 — напорный кварцевый фильтр; 4 — промежуточная ёмкость; 5 — насосы для подачи воды в систему заводнения; 6 — насос для промывки кварцевых фильтров; 7 — резервуар очищенной воды для промывки кварцевых фильтров; 8 — резервуар-отстойник для воды от промывки фильтров; 9 — насос для перекачивания воды после промывки фильтров; 10 — сброс ливневых вод. УПН — установка подготовки нефти; 11 — приёмная камера насоса; 12 — насос для перекачивания промышленных и ливневых вод в резервуар-отстойник; 13 — аварийная ёмкость; 14 — резервуар-отстойник для промышленных и ливневых вод; 15 — насос для перекачивания промышленных и ливневых вод на фильтрование или в поглощающие скважины

Нефтепродукты, смеси углеводородов и некоторых их производных, а также индивидуальные химические соединения, получаемые при переработке нефти и используемые в качестве топлив, смазочных материалов, электроизоляционных сред, растворителей, дорожных покрытий, нефтехимического сырья и для других целей. Значительная часть Н. представляет собой смеси отдельных углеводородных компонентов, содержащие различные добавки и присадки, улучшающие свойства Н. и повышающие стабильность их эксплуатационных характеристик. Химические превращения, лежащие в основе процессов получения Н., подробно рассматриваются в ст. Нефтехимический синтез.

Топлива (газообразные и жидкие) составляют одну из главных групп Н. К ним относятся различные продукты переработки газов нефтяных попутных (газовый бензин — компонент автомобильных бензинов, пропан-бутановая фракция — моторное топливо и топливо коммунально-бытового назначения, изобутан — сырьё для получения высокооктановых компонентов моторных топлив), газы нефтепереработки, бензин, керосин, мазут. Основное количество нефтяных топлив составляет моторное топливо, применяемое в двигателях внутреннего сгорания (поршневых, реактивных, газотурбинных). Эта обширная группа составляет около 63% от всех Н. Для получения моторного топлива используют в основном продукты прямой перегонки нефти (бензиновые, лигроиновые, керосино-газойлевые и др. фракции), а также продукты вторичных процессов переработки нефти (например, каталитический крекинг). Все нефтяные топлива, кроме котельного (в качестве которого используется мазут), подвергаются очистке (см. Очистка нефтепродуктов). Важнейшей эксплуатационной характеристикой нефтяных топлив является теплотворная способность. Бензин обладает высокой стойкостью к детонации, дизельное топливо — хорошей воспламеняемостью; то и другое топливо имеет достаточно низкую температуру застывания (и помутнения) в соответствии с условиями и районом применения. Необходимые эксплуатационные качества топлив обеспечиваются тщательным подбором компонентов и присадок.

Масла нефтяные составляют вторую по объёму и значению группу Н. Это главным образом смазочные масла. Важную группу масел представляют электроизоляционные масла и технологические масла. Получают масла в основном вакуумной перегонкой мазута и деасфальтизацией масляных гудронов (тяжёлых остатков от перегонки нефти). Важнейшими показателями эксплуатационных свойств масел являются вязкость, индекс вязкости, стабильность против окисления, смазочная способность, температура вспышки и застывания.

К смазочным материалам на основе Н. относятся также пластичные смазки и смазочно-охлаждающие жидкости. Первые представляют собой смеси нефтяных (иногда синтетических) масел с различными загустителями и применяются в узлах трения, работающих в широком диапазоне температур и скоростей, для продолжительной консервации металлоизделий и в др. случаях. Смазочно-охлаждающие жидкости — это нефтяные масла или пасты, активированные поверхностно-активными веществами (эмульсол, сульфофрезол, эмульгирующие пасты и др.) и используемые при обработке металлов резанием и давлением.

Нефтяные технические битумы составляют третью по объёму производства группу товарных Н., имеющих широкое применение в народном хозяйстве: дорожные, строительные битумы и др. Технические битумы получают концентрацией (вакуумной перегонкой) и окислением (продувкой воздухом) остатков от перегонки нефти, содержащих большое количество асфальтово-смолистых и тяжёлых гетероциклических соединений.

Значительную группу Н. составляют так называемые твёрдые углеводороды: парафины, церезины, вазелины, петролатумы, озокериты и др. Их получают разделением и очисткой продуктов, выделяемых при депарафинизации нефтяных фракций, а также путём переработки природных озокеритов. Используют твёрдые углеводороды в медицине, пищевой, электротехнической, бумажной, резиновой промышленности, для производства пластичных смазок и др. целей.

Н., получаемые путём разделения фракций пиролиза нефти (бензол, толуол, ксилол, нафталин, зелёное масло и др.), применяются в основном как нефтехимическое сырьё. В качестве химического сырья используются также газы нефтепереработки и многие др. продукты термической и каталитической переработки нефти.

Лит.: Товарные нефтепродукты, их свойства и применение. Справочник, под ред. Н. Г. Пучкова, М., 1971; Нефтепродукты, [ч. 1—2], М., 1970.

Нефтехимический синтез, получение химических продуктов на основе нефти и углеводородных газов синтетическим путём. Углеводороды нефти и газов природных горючих, газов нефтяных попутных, газов нефтепереработки служат основным сырьём в производстве важнейших массовых синтетических продуктов: пластмасс, каучуков и волокон, азотных удобрений, поверхностно-активных и моющих веществ, пластификаторов; топлив, смазочных масел и присадок к ним, растворителей, экстрагентов и др. (см. Нефтепродукты). Все эти продукты широко применяются в различных отраслях народного хозяйства и в быту, с ними связано развитие многих новых областей техники (космонавтики, атомной энергетики и др.). В промышленно развитых странах Н. с. позволил создать крупную и быстро развивающуюся нефтехимическую промышленность. Углеводороды нефти и газов, являясь доступным, более технологичным и дешёвым сырьём, вытесняют остальные виды сырья (угли, сланцы, растительное, животное сырьё и пр.) почти во всех процессах органического синтеза (см. Основной органический синтез).

Н. с. базируется на успехах органической химии, катализа, физической химии, химической технологии и др. наук и связан с глубоким изучением состава нефтей и свойств их компонентов. В основе процессов переработки углеводородного сырья в целевые продукты лежат многочисленные реакции органической химии: пиролиз, окисление, алкилирование, дегидрирование и гидрирование, галогенирование, полимеризация, нитрование, сульфирование и др.; важнейшее значение среди них имеют каталитические реакции. В производстве продуктов Н. с. большое место занимает подготовка углеводородного сырья и получение первичных исходных углеводородов: предельных (парафиновых), непредельных (олефиновых, диеновых, ацетилена), ароматических и нафтеновых. Основная их часть превращается в функциональные производные с активными группами, содержащими кислород, азот, хлор, фтор, серу и др. элементы.

Предельные (алкановые) углеводороды занимают важное место по объёму использования в Н. с. Для производства различных химических продуктов потребляют низшие газообразные углеводороды (метан, этан, пропан, бутан, пентаны) и жидкие или твёрдые парафины (от C₆ до C₄₀). Низшие парафиновые углеводороды выделяются из газов природных и попутных. Газы нефтяные попутные и получаемые при стабилизации нефти содержат предельные углеводороды C₂—C₅ в количестве 83—97 объёмных %. Из них выделяют этан-пропановую фракцию, изобутан, н-бутан, пентан. Природный газ с содержанием 96—97% метана используется в качестве технического метана в основном для производства аммиака, ацетилена, метилового спирта, хлорпроизводных соединений, сероуглерода, синильной кислоты. Жидкие и твёрдые нормальные парафины C₆—C₄₀ получают из продуктов переработки нефти (бензино-керосиновых, дизельных и масляных дистиллятов) кристаллизацией при охлаждении, карбамидной депарафинизацией (см. Депарафинизация нефтепродуктов) и с помощью молекулярных сит, а также др. методами. Переработкой парафинового сырья обеспечивается всё возрастающая потребность Н. с. в непредельных углеводородах (олефинах, диенах, ацетилене). Основным методом производства олефинов (этилена, пропилена, бутиленов) является высокотемпературный пиролиз разнообразного сырья, начиная от этана и газового бензина до тяжёлых нефтяных фракций и сырой нефти. Олефины получаются также попутно в процессах нефтепереработки. Каталитическим дегидрированием (см. Гидрогенизация) превращают бутан в бутадиен, а изопентан в изопрен — в основные мономеры для производства каучуков синтетических.

Большое промышленное значение имеют процессы конверсии парафиновых углеводородов в синтез-газ (смесь окиси углерода с водородом, см. Конверсия газов). Сырьём могут быть газы природные, попутные, нефтепереработки и любые нефтяные фракции. Из синтез-газа получают дешёвый водород, потребляемый в больших количествах для синтеза аммиака, гидроочистки нефтепродуктов, гидрокрекинга и др. процессов. Аммиак служит исходным продуктом для производства удобрений (аммиачной селитры, мочевины), синильной кислоты и др. Двухступенчатой конверсией метана производят также концентрированную углерода окись, используемую для многих процессов Н. с. Синтез-газ широко применяется в оксосинтезе, основанном на реакциях олефинов с окисью углерода и водородом. Из окиси углерода и водорода вырабатывается метанол — сырьё, из которого получают формальдегид, важнейший продукт для производства пластмасс, лаков, клеев и пр. материалов.

Применяя реакции окисления, галогенирования, нитрования, сульфирования и др., из парафинов производят разнообразные продукты. Путём прямого жидкофазного окисления воздухом лёгких фракций (пределы выкипания 30—90 °С) бензина прямой перегонки при 150—210 °С и 4 Мн/м² (40 ам) в присутствии ацетата кобальта или марганца вырабатывают в больших количествах уксусную кислоту. Многотоннажным процессом является жидкофазное окисление воздухом твёрдых нормальных парафинов в высшие жирные кислоты (C₁₀—C₂₀). В промышленности реализовано производство высших спиртов окислением н-парафинов (C₁₀—C₂₀). Из них вырабатывают поверхностно-активные вещества, моющие вещества типа алкилсульфатов и пр.

В промышленных масштабах вырабатывают галогенопроизводные парафинов. Из метана получают метилхлорид, метиленхлорид, хлороформ, четырёххлористый углерод и др. продукты. Метиленхлорид и четырёххлористый углерод являются хорошими растворителями. Хлороформ используют для синтеза тетрахлорэтилена, хлорфторпроизводных, ценного мономера тетрафторэтилена и прочих. Хлорированием этана производят гексахлорэтан и др. хлорпроизводные. Продукт хлорирования твёрдых парафинов хлорпарафин-40 (около 40% Cl) используется в качестве пластификатора, хлорпарафин-70 (около 70% Cl) — для пропитки бумаги и тканей повышенной огнестойкости. Продукты полного фторирования узких фракций керосина и газойля являются ценными смазочными веществами и гидравлическими жидкостями, обладающими высокой термической и химической стойкостью. Они могут работать продолжительное время при 250—300 °С в очень агрессивных средах. Фреоны — хлорфторпроизводные метана и этана — применяются в качестве хладоагентов в холодильных машинах. Нитрованием пропана и парафинов, кипящих выше 160—180 °С, азотной кислотой вырабатывают смесь нитропарафинов. Они используются как растворители и промежуточные продукты синтеза нитроспиртов, аминоспиртов, взрывчатых веществ. Сульфохлорированием и сульфоокислением керосиновых фракций C₁₂—C₂₀ и н-парафинов получают поверхностно-активные вещества типа алкилсульфонатов.

Непредельные углеводороды. Благодаря высокой реакционной способности эти соединения широко используются в Н. с. Многие продукты синтезируются на основе олефинов, диеновых углеводородов и ацетилена.

Олефины. Первое место по масштабам промышленного потребления среди олефинов занимает этилен; во всё возрастающих количествах применяют пропилен и бутены. Из высших олефинов основное значение имеют a-олефины с прямой цепью, получаемые термическим крекингом твёрдого или мягкого парафина при температуре около 550 °С и каталитической олигомеризацией этилена с помощью алюминийорганических катализаторов. Полимеризацией олефинов получают высокомолекулярные продукты — полиэтилен, полипропилен и др. полиолефины. Полиэтилен — самый массовый вид пластмасс. Его производство растет очень быстро, и он широко используется во всех отраслях промышленности. Быстро прогрессирует синтез винилхлорида окислительным хлорированием этилена или смеси этилена с ацетиленом. Винилхлорид широко используется для производства многих полимерных материалов. Из поливинилхлорида изготавливают плёнки, трубы и прочие.

Большое значение в Н. с. приобрели окись этилена и окись пропилена; из них синтезируют гликоли, поверхностно-активные вещества, этаноламины и др. Значительное количество этилена расходуется на алкилирование бензола для производства стирола, окисление в ацетальдегид и уксусную кислоту, для производства винилацетата и этилового спирта. Для получения спиртов, альдегидов и некоторых др. соединений используется оксосинтез. Хлорированием олефинов производят многие ценные растворители, инсектициды и др. вещества. Из высших олефинов синтезируют алкилсульфаты, присадки к нефтепродуктам.

Диены. Бутадиен-1,3 и 2-метил-бутадиен-1,3 (см. Изопрен) являются основными мономерами в производстве синтетических каучуков. В промышленности бутадиен получается как побочный продукт пиролиза и дегидрированием бутана и бутиленовой фракции продуктов пиролиза нефтяного сырья на этилен. К перспективным методам производства изопрена относится дегидрирование изоамиленов, выделенных из лёгких крекинг-бензинов, и дегидрирование изопентана, содержащегося в попутных газах и получаемого изомеризацией н-пентана. Часть бутадиена расходуется на получение хлоропрена, циклододекатриена-1,5,9 — полупродукта в производстве полиамидных волокон.

Ацетилен. Большое количество ацетилена производится из метана и др. парафиновых углеводородов окислительным пиролизом, электрокрекингом и пиролизом различного нефтяного сырья в водородной плазме. Димеризацией ацетилена в присутствии однохлористой меди получают винилацетилен, используемый главным образом для производства хлоропрена (см. также Хлоропреновые каучуки). Из ацетилена получают также акрилонитрил, винилхлорид, ацетальдегид, но во всех этих случаях ацетилен постепенно вытесняется более дешёвыми этиленом и пропиленом.

Ароматические углеводороды. Бензол, толуол, ксилолы, три - и тетраметилбензолы, нафталин являются ценным сырьём для синтеза многих продуктов. Ароматические углеводороды образуются в процессах каталитического риформинга бензиновых и лигроиновых фракций. В значительных количествах эти соединения получаются попутно при пиролитическом производстве этилена. Бензол и нафталин получают также деалкилированием их алкилпроизводных в присутствии водорода. Для производства этим способом бензола используют алкилароматические углеводороды (толуол, ксилолы, высшие алкилпроизводные) и бензины пиролиза. Сырьём для получения нафталина являются тяжёлые фракции риформинга, газойля каталитического крекинга. Алкилированием бензола этиленом получают этилбензол, алкилированием пропиленом — изопропилбензол, превращаемые дигидрированием в ценнейшие мономеры для производства каучуков — стирол и a-метилстирол. Из изопропилбензола при окислении воздухом получают в больших количествах фенол и ацетон. На основе алкилароматических соединений синтезируют пластификаторы, смазочные масла и присадки к ним, поверхностно-активные вещества. Окислением ароматических углеводородов получают терефталевую кислоту, служащую для производства волокон (лавсана), малеиновый и фталевый ангидрид, ценные пластификаторы и компоненты термостойких пластмасс (полиимиды). В меньших масштабах используется хлорирование, нитрование и др. реакции. Из хлорфенолов и хлорнафталинов производят эффективные гербициды, растворители и изоляционные масла для трансформаторов. Бензилхлорид используется для синтеза ряда соединений, содержащих бензильную группу (бензиловый спирт, его эфиры и прочие).

Нафтены. Из этих углеводородов только циклогексан приобрёл большое значение в Н. с. В небольших количествах циклогексан выделяется чёткой ректификацией бензиновых фракций нефти (содержащих 1—7% циклогексана и 1—5% метилциклопентана). Метилциклопентан превращают в циклогексан изомеризацией с хлористым алюминием. Промышленная потребность в циклогексане удовлетворяется в основном получением его гидрированием бензола в присутствии катализатора. Окислением циклогексана кислородом воздуха производят циклогексанон и адипиновую кислоту, которые используются в производстве полиамидных синтетических волокон (капрона и нейлона). Адипиновая кислота и др. дикарбоновые кислоты, получаемые при окислении циклогексана, используются для синтеза эфиров, применяемых в качестве смазочных масел и пластификаторов. Циклогексанон находит применение как растворитель, а также как заменитель камфоры.

Большое внимание уделяется развитию микробиологического синтеза на базе нефтяного сырья. Из парафиновых углеводородов получают белково-витаминные концентраты для питания животных.

Лит.: Наметкин С. С., Собр. трудов, 3 изд., т. 3, М., 1955; Новые нефтехимические процессы и перспективы развития нефтехимии, М., 1970; Новейшие достижения нефтехимии и нефтепереработки, пер. с англ., т. 9—10, М., 1970; Лебедев Н. Н., Химия и технология основного органического и нефтехимического синтеза, М., 1971; Черный И. Р., Производство мономеров и сырья для нефтехимического синтеза, М., 1973; Жермен Дж., Каталитические превращения углеводородов, пер. с англ., М., 1972; Суханов В. П., Каталитические процессы в нефтепереработке, 2 изд., М., 1973; Ситтиг М., Процессы окисления углеводородного сырья, пер. с англ., М., 1970; Вынту В., Технология нефтехимических производств. пер. с рум., М., 1968; Платэ А. Ф., Нефтехимия, М., 1967; Основы технологии и нефтехимического синтеза, под ред. А. И. Динцеса и Л. А. Потоловского, М., 1960.

Бензин (франц. benzine), смесь углеводородов различного строения, бесцветная жидкость с пределами кипения 33—205°С. Температура замерзания Б. ниже —60°С, температура вспышки ниже 0°С, плотность 700—780 кг/м³ (0,70—0,78 г/см³).

При концентрациях паров Б. в воздухе 74—123 г/м³ образуются взрывчатые смеси. Основной источник получения Б. — перегонка и каталитическая переработка нефти (см. Перегонка нефти, Крекинг); небольшие количества Б. получают переработкой каменных углей и горючих сланцев (см. Гидрогенизация деструктивная), а также из природных и попутных газов (см. Газы природные горючие и Газы нефтяные попутные). Б. применяют главным образом в качестве топлива для двигателей внутреннего сгорания с воспламенением от искры (карбюраторные и с непосредственным впрыском); около 10% Б. используют как растворители, промывочные жидкости и для др. целей. Б., применяемые как топливо, делят на автомобильные (табл. 1) и авиационные (табл. 2).

Табл. 1. — Марки и качество автомобильных бензинов, выпускаемых в СССР

* Для бензина АИ-98 нет деления на летний и зимний; для других бензинов в числителе приведены данные для летних, в знаменателе — для зимних.

Табл. 2. — Марки и качество авиационных бензинов, выпускаемых в СССР

Автомобильные Б. подразделяются на летние (для применения с апреля по сентябрь во всех районах, кроме северных и северо-восточных) и зимние (для северных и северо-восточных районов, а в остальных районах — с октября по март). В отличие от летних Б. в зимних содержится большее количество низкокипящих углеводородов. Б. характеризуются следующими показателями: склонностью к образованию отложений (содержание фактических смол), коррозионной агрессивностью (кислотность и содержание серы), стабильностью при хранении (индукционный период и период стабильности).

Важнейшее эксплуатационное свойство Б. — их детонационная стойкость (см. Детонация моторных топлив), т. е. способность нормально сгорать в двигателе при различных условиях. Антидетонационные свойства Б. оцениваются октановым числом, а для авиационных Б. — также и сортностью (см. Сортность бензинов). Чем выше октановое число Б. или его сортность, тем лучше его антидетонационные свойства. Деление Б. на марки основано на этих свойствах: для автомобильных Б. приводится значение октанового числа (А-66, A-72, АИ-93); авиационные Б. (кроме Б-70) маркируются дробью (Б-100/130, Б-91/115), где в числителе даётся октановое число, а в знаменателе — сортность. Для повышения детонационной стойкости Б. в них добавляют антидетонационную присадку — тетраэтилсвинец (ТЭС). Такие этилированные Б. ядовиты, в работе с ними необходимы меры предосторожности; их обязательно окрашивают (для отличия от неэтилированных).

Действие на организм. Б. проникает в организм в основном через лёгкие. Опасность отравления Б. существует на всех этапах его производства, транспортировки и особенно при использовании Б. Предельно допустимая концентрация в воздухе паров Б. от 100 до 300 мг/м³, Б.-растворителя — 300 мг/м³. При остром отравлении парами Б. появляются головная боль, неприятные ощущения в горле, кашель, раздражение слизистой оболочки глаз, носа, в тяжёлых случаях — головокружение, неустойчивая походка, психическое возбуждение, замедление пульса, иногда потеря сознания. При хроническом отравлении обычны жалобы на головные боли, головокружения, расстройства сна, раздражительность, повышенную утомляемость, похудание, боли в области сердца и др.

Первая помощь и лечение. При острых отравлениях — свежий воздух, кислород, сердечные и успокаивающие средства; при остановке дыхания — искусственное дыхание. При попадании Б. в желудок — внутрь растительное масло (30—50 г). При хронических отравлениях — общеукрепляющее лечение, физиотерапия, временное отстранение от работы с Б. Лица, страдающие функциональными заболеваниями нервной системы и эндокринных органов, к работе с Б. не допускаются.

Лит.: Нефтепродукты. Свойства, качество, применение. Справочник, М., 1966; Вредные вещества в промышленности, под общей ред. Н. В. Лазарева, 4 изд., ч. 1, Л., 1963: Профессиональные болезни, 2 изд., М., 1964.

Очистка нефтепродуктов, удаление из нефтепродуктов (дистиллятов и остатков от перегонки нефти) нежелательных компонентов, отрицательно влияющих на эксплуатационные свойства топлив и масел. К таким компонентам относятся сернистые и азотистые соединения, асфальтово-смолистые вещества и др. В промышленности применяются химические, физико-химические и каталитические методы очистки.

Химическая очистка производится путём воздействия различных реагентов на удаляемые компоненты очищаемых продуктов. Наиболее простым способам является очистка 92—98%-ной серной кислотой и олеумом, применяемая для удаления непредельных и ароматических углеводородов, асфальтово-смолистых веществ, азотистых и сернистых соединений, и очистка щелочами (растворами едкого натра и кальцинированной соды) — для удаления некоторых кислородных соединений, сероводорода и меркаптанов. Для удаления сернистых соединений применяют плюмбит натрия и некоторые др. реагенты.

Физико-химическая очистка производится с помощью растворителей, избирательно удаляющих нежелательные компоненты из очищаемого продукта. Неполярные растворители (сжиженные газы — пропан и бутан) применяются для удаления из остатков после переработки нефти (гудронов и полугудронов) асфальтово-смолистых веществ, попициклических (тяжёлых) ароматических углеводородов (процесс деасфальтизации). Полярные растворители (фенол, фурфурол и др.) используются для удаления полициклических ароматических и нефтено-ароматических углеводородов с короткими боковыми цепями, непредельных углеводородов, сернистых и азотистых соединений, смолистых веществ из масляных дистиллятов и деасфальтизата. Кетоны в смеси с толуолом, хлорпроизводные углеводородов в смеси с бензолом и др. полярные и неполярные растворители и их смеси используются в процессе депарафинизации для удаления твёрдых углеводородов из рафинатов (продуктов селективной очистки масляных дистиллятов и остатков). Удаление твёрдых парафинов производится кристаллизацией их из растворов очищаемого продукта. Для очистки дизельных топлив, керосинов, тяжёлых бензинов и маловязких нефтяных масел применяют также карбамидную депарафинизацию, основанную на комплексообразовании нормальных парафиновых углеводородов с карбамидом (мочевиной).

При адсорбционной очистке из нефтепродуктов удаляются непредельные углеводороды, смолы, кислоты и др., а также полициклические ароматические и нафтеноароматические углеводороды. Адсорбционную очистку осуществляют при контактировании нагретого продукта с тонкодисперсными адсорбентами (контактная очистка) или фильтрацией продукта через зёрна адсорбента. Избирательная адсорбция при помощи молекулярных сит (цеолитов) позволяет выделить нормальные парафины из лёгких бензиновых и керосино-газойлевых фракций.

Каталитическая очистка. Гидрогенизация в мягких условиях (гидроочистка) применяется для удаления сернистых, азотистых и кислородных соединений, которые переходят в углеводороды и легко удаляемые соединения (сероводород, аммиак, воду). Гидрогенизация в жёстких условиях используется при депарафинизации масляного сырья. В этом случае происходит деструкция твёрдых углеводородов с образованием низкомолекулярных и низкозастывающих углеводородов. При жёстких режимах гидрирования можно также получать масла с высоким индексом вязкости.

В технологии О. н. широко применяется эффективная аппаратура, позволяющая использовать автоматизацию: экстракционные колонны, центробежные экстракторы, роторно-дисковые контакторы, вакуум-фильтры, инжекторные смесители и др.

Лит.: Технология переработки нефти и газа, ч. 3, М., 1967; Товарные нефтепродукты, их свойства и применение. Справочник, под редакцией Н. Г. Пучкова, М., 1971.

Крекинг (англ. cracking, от crack — расщеплять), переработка нефти и её фракций для получения главным образом моторных топлив, а также химического сырья, протекающая с распадом тяжёлых углеводородов. Наряду с распадом при К, происходят изомеризация и синтез новых молекул, например в результате циклизации, полимеризации и конденсации.

К. является одним из основных методов получения моторных топлив (в частности, бензинов) и может осуществляться как чисто термический процесс — термический К., так и в присутствии катализаторов — каталитический К. Реакции распада при термическом К. обычно рассматриваются как цепные, протекающие по свободнорадикальному механизму. Продукты термического К., осуществляемого обычно при 470—540°С и давлении 4—6 Мн/м² (40—60 am), содержат много непредельных углеводородов, нестабильны при хранении, бензины из этих продуктов мало восприимчивы к тетраэтил-свинцу и требуют дальнейшей переработки путём риформинга. Термический К. подвергают низкосортные виды тяжёлого остаточного нефтяного сырья. Термический К. низкого давления, проводимый при 500— 600°С и под давлением несколько десятых долей Мн/м² (несколько am), называется также коксованием и применяется для превращения тяжёлых продуктов, например гудронов, в более лёгкие (выход 60—70%), используемые для дальнейшей переработки в моторные топлива. Наряду с этим получают до 20% кокса, применяемого в различных целях, например при изготовлении электродов (для дуговых печей, гальванических элементов). Высокотемпературный (650—750°С) К. низкого давления, называемый также пиролизом, проводят под давлением, близким к атмосферному; этим способом перерабатывают тяжёлое остаточное нефтяное сырьё в газ, содержащий до 50% непредельных углеводородов (этилен, пропилен и др.), и ароматические соединения; полученные продукты служат главным образом химическим сырьём. Термические К. обычно осуществляют в трубчатых печах или в реакторах с твёрдым циркулирующим теплоносителем, в качестве которого может быть использован образующийся кокс.

Каталитический К., проводимый в присутствии катализаторов — синтетических или природных алюмосиликатов (активированные глины, например монтмориллонит), служит для получения основным компонента высококачественного моторного бензина с октановым числом до 85, используемого в автотранспорте и авиации. При этом получают также керосино-газойлевые фракции, пригодные в качестве дизельного или реактивного топлива. Процесс осуществляют при 450—520°С, под давлением 0,2—0,3 Мн/м² (2—3 am) в реакционных колоннах с неподвижным или непрерывно циркулирующим катализатором. И в том и в др. случае катализатор нуждается в регенерации, т. к. при К. на нём накапливаются углеродистые отложения (кокс), дезактивирующие катализатор. Кокс удаляют выжиганием.

При каталитическом К. распад гораздо быстрее, чем при термическом. Кроме того, в этом случае происходит изомеризация с образованием насыщенных углеводородов. В результате выход лёгких продуктов больше, чем при термическом К., а получаемый бензин содержит много изопарафинов и мало непредельных углеводородов, что обусловливает его высокое качество. Сырьём для каталитического К. служит обычно газойль, из которого получают 30—40% бензина (с содержанием изопарафинов до 50%), 45—55% каталитического газойля, 10—20% газа (в т. ч. 6—9% бутан-бутиленовой фракции, являющейся химическим сырьём) и 3—6% кокса.

Для переработки средних и тяжёлых нефтяных дистиллятов с большим содержанием сернистых и смолистых соединений, непригодных поэтому для переработки чисто каталитическим способом, большое распространение получил каталитический К. в присутствии водорода, т. н. гидрокрекинг. Он осуществляется при температурах 350—450°С, давлении водорода 3—14 Мн/м² (30—140 am) и расходе водорода 170—350 м³ на 1 м³ сырья. Катализаторами служат окислы или сульфиды молибдена и никеля, молибдат кобальта и др. на крекирующих носителях, например на алюмосиликатах. Применение водорода обеспечивает эффективное гидрирование на катализаторе высокомолекулярных и сернистых соединений с их последующим распадом на крекирующем компоненте. Благодаря этому выход светлых продуктов повышается до 70% (в пересчёте на нефть) и сильно снижается содержание в продуктах серы и непредельных углеводородов. Получаемые моторные топлива (бензин, реактивное и дизельное топлива) отличаются высоким качеством. Значительное применение для получения непредельных углеводородов, используемых как химическое сырьё, находит К. с водяным паром. Исходными продуктами служат различные виды нефтяного сырья — от газов нефтепереработки до остатков после перегонки нефтепродуктов. К. проводят при 650—800°С в присутствии катализаторов, например окиси никеля, на огнеупоре. Преимущество метода — низкое коксообразование и большой выход олефинов.

Помимо указанных, существуют и частично используются на практике др. виды К., например К. в присутствии кислорода (окислительный К.), электрокрекинг при получении ацетилена (метан пропускают через электрическую дугу).

Лит.: Смидович Е. В., Деструктивная переработка нефти и газа, 2 изд., М., 1968 (Технология переработки нефти и газа, ч. 2)

Риформинг (англ. reforming, от reform — переделывать, улучшать), промышленный процесс переработки бензиновых и лигроиновых фракций нефти с целью получения высокооктановых бензинов и ароматических углеводородов. До 30-х гг. 20 в. представлял собой разновидность термического крекинга и проводился при 540 °С и 5—7 Мн/м² (50—70 кгс/см²) для получения бензина с октановым числом 70—72. С 40-х гг. 20 в. Р. — каталитический процесс, научные основы которого разработаны Н. Д. Зелинским и его школой, а также В. И. Каржевым, Б. Л. Молдавским и др. Впервые этот процесс в промышленном масштабе был осуществлен в 1940 в США. Р. проводят в промышленной установке, имеющей нагревательную печь и не менее 3—4 реакторов, при температуре 350—520 °С, давлении 1,5—4 Мн/м² (15—40 кгс/см²) в присутствии различных катализаторов: платиновых, платинорениевых и полиметаллических, содержащих платину, рений, иридий, германий и другие металлы. Во избежание дезактивации катализатора продуктом уплотнения — коксом, Р. осуществляется под высоким давлением водорода, который циркулирует через нагревательную печь и реакторы. В результате Р. бензиновых фракций нефти получают 80—85% бензина с октановым числом 90—95, 1,5—2% водорода и остальное количество — газообразные углеводороды. Большое значение имеет Р. для производства ароматических углеводородов (бензола, толуола, ксилолов); ранее основным источником получения этих углеводородов была коксохимическая промышленность. Например, к 1970 в США и Канаде свыше 90% бензола получали из нефтяного сырья.

Лит.: Технология переработки нефти и газа, ч. 2 — Смидович Е. В., Деструктивная переработка нефти и газа, 2 изд., М., 1968; Сулимов А. Д., Каталитический риформинг бензинов, М., 1973.

Топливо, горючие вещества, выделяющие при сжигании значительное количество теплоты, которая используется непосредственно в технологических процессах или преобразуется в др. виды энергии. Для сжигания Т. служат различные технические устройства — топки, печи, камеры сгорания. Существует много горючих веществ, однако к Т. относят только те, которые достаточно широко распространены в природе, причём добыча их не связана с большими затратами, а продукты сгорания практически безвредны. Таким требованиям отвечают вещества, основная составная часть которых — углерод. К ним относятся полезные ископаемые органического происхождения — бурый уголь, горючие газы, горючие сланцы, каменный уголь, нефть, торф, а также древесина и растительные отходы (солома, лузга и др.). Исключение составляет Т. для ракетных двигателей (см. Ракетное топливо, Металлсодержащее топливо).

В ядерной энергетике применяется понятие ядерного Т.— вещества, ядра которого делятся под действием нейтронов, выделяя при этом энергию в основном в виде кинетической энергии осколков деления ядер и нейтронов (см. Ядерное топливо). Поэтому обычное химическое Т., в отличие от ядерного, называется органическим. Природное органическое Т. — основной источник теплоты, используемой человечеством (70-е гг. 20 в.). На сырье из природного Т. почти полностью базируется нефтехимическая промышленность (см. Основной органический синтез), производство смазочных материалов и т. д. (см. Нефтепродукты).

Первоначально для получения теплоты (огня) пользовались главным образом растительным Т. (дровами и т. д.). Ископаемые Т. — уголь и нефть известны с древнейших времён, но лишь с середины 19 в. эти виды Т. стали вытеснять менее калорийные растительные Т., что имело большое значение для сохранения лесов (см. Охрана природы).

Свойства Т. в значит, степени определяются их химическим составом (в % по массе). Содержащиеся в Т. химические элементы обозначаются соответствующими символами — С, Н, О, N, S; зола и вода — соответственно А и W. Влажность и зольность Т. даже в пределах одного его сорта подвержены значительным колебаниям, поэтому для уточнения характеристик часто используют составы Т., отнесённые не только к рабочей массе, то есть подаваемой в топку (обозначается индексом р), но и к сухой массе (с), горючей (г), органической (о). Например, обозначение С ^г‑91 показывает, что горючая масса данного Т. содержит углерода 91% (по массе). Важнейшая характеристика практической ценности Т. — теплота сгорания. Для сравнительных расчётов используется понятие топлива условного с теплотой сгорания 7000 ккал/кг (29308 кдж/кг). Качество каменных углей характеризуется выходом летучих веществ V_л, переходящих в газо- или парообразное состояние при нагревании угля без доступа воздуха. При этом образуется нелетучий остаток, по свойствам которого судят о спекаемости данного угля, то есть его пригодности для коксования. Окисляемость Т. при обычных температурах определяет способы и сроки хранения Т.; при высокой окисляемости Т. могут самовоспламеняться. Способность Т. к самовоспламенению определяют температурой воспламенения. Жидкие Т., кроме того, характеризуются температурой вспышки (способностью смеси паров Т. с воздухом воспламеняться без загорания самой жидкости). Эта характеристика имеет определяющее значение при сжигании Т. в двигателях внутреннего сгорания. Возможность получения высоких температур при сжигании Т. зависит от жаропроизводительности T_a — максимальной температуры, теоретически достигаемой при полном сгорании Т. в воздухе, причём выделяемая теплота полностью расходуется на нагрев образующихся продуктов сгорания. Механическая прочность твёрдого Т. имеет большое значение при перевозках его на дальние расстояния и многократных перегрузках. При сжигании Т. в виде пыли затрата энергии на пылеприготовление характеризуется размолоспособностью Т. При слоевом сжигании Т. большое значение имеет также его гранулометрический состав, т.е. содержание в Т. частиц различной крупности. В таблице приведены основные характеристики некоторых Т.

Вид топлива

Состав, % (по массе)

Выход летучих V_л,%

(по массе)

Жаропроиз-
водительность, Т_а,⁰С

Теплота сгорания Q^р_н, Мдж/кг

W^р

A^р

C^р

H^р

S^р

N^р

O^р

Дрова

Фрезерный торф

Бурый уголь (канско-ачинский)

Каменный уголь (газовый донецкий)

Антрацитовый штыб

Мазут (высокосернистый)

Бензин

Природный газ

0,5

—

0,6

6,3

0,1

—

30,3

24,7

43,7

55,2

63,8

3,6

2,6

3,8

1,2

10,4

14,9

—0,1

0,2

3,2

1,6

2,8

0,05

—

0,4

1,1

0,6

1,0

0,6

—

1,0

25,1

15,2

13,5

5,8

1,3

0,7

0,05

—

3,5

—

1600

1500

1800

2050

2150

2100

2000

10,2

8,1

15,7

22,6

39,2

35,6*

* Теплота сгорания природного газа дана в Мдж/м³.

Т. по агрегатному состоянию подразделяют на твёрдые, жидкие, газообразные; по происхождению — на природные (уголь, нефть и др.) и искусственные, получаемые в результате переработки природных Т. Например, качество твёрдого Т. может повышаться (без изменения его химического состава) брикетированием, обогащением, пылеприготовлением. Применяемый в доменном процессе кокс изготовляют нагреванием Т. (главным образом каменного угля) до 950—1050 °C без доступа воздуха (см. Коксование, Коксохимия). Из жидкого природного Т. (нефти) нефтепродукты вырабатывают дистилляцией (см. Перегонка нефти), крекингом, пиролизом. Последний — один из важнейших промышленных методов получения сырья для нефтехимического синтеза. Газообразное искусственное Т. получают из твёрдого и жидкого газификацией топлив (см. также Подземная газификация углей, Газы нефтепереработки). О биохимической переработке раститительного Т. см. в ст. Гидролиз растительных материалов.

При современном уровне добычи (1975) разведанных запасов угля хватит на тысячи лет, прогнозных запасов нефти и газа при существующем уровне добычи — лишь на 100—150 лет, а с учётом роста темпов добычи эти запасы могут быть исчерпаны за 50—60 лет. Ограниченность ресурсов газа и нефти и значительное повышение их стоимости вызвали стремление к экономии ископаемого Т. и использованию для получения энергии др. источников (см. Теплоэнергетика, Гелиотехника, Ядерная энергетика, Энергетический кризис).

Так как почти всё добываемое Т. сжигается (лишь около 10% нефти и газа потребляется в виде сырья), ежегодный выброс в атмосферу Земли веществ, образующихся при сжигании Т., достигает огромных количеств: золы около 150 млн. т, окислов серы около 100 млн. т, окислов азота около 60 млн. т, двуокиси углерода около 20 млрд. т. Для защиты окружающей среды разрабатываются различные методы улавливания вредных веществ из продуктов сжигания, а также такие способы сжигания, при которых эти вещества (окислы азота и CO) не образуются.

Топливо условное, единица учёта органического топлива, применяемая для сопоставления эффективности различных видов топлива и суммарного учёта их. В качестве единицы Т. у. принимается 1 кг топлива с теплотой сгорания 7000 ккал/кг (29,3 Мдж/кг). Соотношение между Т. у. и натуральным топливом выражается формулой:

где B_y — масса эквивалентного количества условного топлива, кг; В_н — масса натурального топлива, кг (твёрдое и жидкое топливо) или м³ (газообразное);

— низшая теплота сгорания данного натурального топлива, ккал/кг или ккал/м³;

Значение Э принимают: для нефти 1,4; кокса 0,93; торфа 0,4; природного газа 1,2.

Использование Т. у. особенно удобно для сопоставления экономичности различных теплоэнергетических установок. Например, в энергетике используется следующая характеристика — количество Т. у., затраченное на выработку единицы электроэнергии. Эта величина g, выраженная в г Т. у., приходящихся на 1 квт×ч электроэнергии, связана с кпд установки h соотношением

В некоторых странах принят иной подсчёт Т. у., например во Франции в качестве Т. у. принято топливо, имеющее либо низшую теплоту сгорания 6500 ккал/кг (27,3 Мдж/кг), либо высшую теплоту сгорания 6750 ккал/кг (28,3 Мдж/кг); в США и Великобритании в качестве крупной единицы Т. у. принимают единицу учёта, равную 10¹⁸ британских тепловых единиц (36 млрд. т Т. у.).

Моторное топливо, жидкое или газообразное горючее, используемое в двигателях внутреннего сгорания (поршневых, реактивных, газотурбинных). М. т. подразделяют на группы: карбюраторное, в том числе авиационные и автомобильные бензины (см. Бензин, Высокооктановые топлива), тракторный керосин, дизельное топливо; топливо для двигателей различного назначения (см. Газотурбинное топливо, Реактивное топливо). М. т. получают из нефти и углеводородных газов, это один из основных продуктов нефтепереработки, составляющий примерно 63% всех потребляемых нефтепродуктов. Обычно М. т. представляет собой смеси нескольких компонентов, в том числе основного (базового) топлива и присадок (антидетонаторов, антиокислителей, ингибиторов коррозии и др.). Для базового топлива используют продукты прямой перегонки нефти (бензины, лигроины, керосиногазойлевые и более тяжёлые фракции) и вторичных процессов переработки нефти (каталитического крекинга, риформинга и др.). Компонентами могут быть изооктан, изопентан, алкилбензолы, газовый бензин и др.

М. т., близкие по составу к нефтяным, можно получать переработкой твёрдых горючих ископаемых (углей, сланцев и пр.). В Германии во время 2-й мировой войны 1939—45 производство М. т. из твёрдых горючих ископаемых получило большое развитие (в 1943 было получено около 4 млн. т, главным образом гидрированием углей). После войны процесс по экономическим показателям не смог конкурировать с производством нефтяных М. т. и получение М. т. из угля было прекращено. Однако в ряде стран (США, Канада и др.) этому способу получения М. т. уделяется большое внимание и намечается организация крупных производств.

Лит.: Товарные нефтепродукты, их свойства и применение. Справочник, под ред. Н. Г. Пучкова, М., 1971; Зарубежные топлива, масла и присадки, под ред. И. В. Рожкова и Б. В. Лосикова, М., 1971; Бобров Н. Н., Воропай П. И., Применение топлив и смазочных материалов, 2 изд. М., 1968.

Реактивное топливо, топливо для авиационных реактивных двигателей. В качестве Р. т. наибольшее применение нашли керосиновые фракции, получаемые прямой перегонкой из малосернистых (например, отечественное топливо марки Т-1) и сернистых (ТС-1) нефтей. Для производства топлив, обладающих повышенной термической стабильностью (например, отечественное топливо РТ, зарубежные А, А-1, В), фракции прямой перегонки подвергают гидроочистке. В производстве Р. т. используются также компоненты гидрокрекинга и демеркаптанизации.

Основные физико-химические показатели реактивного топлива, выпускаемого в СССР

Важнейшими показателями Р. т. являются плотность и теплота сгорания (см. табл.), определяющие дальность полёта. Р. т. должно иметь высокую термическую стабильность, особенно если оно применяется на сверхзвуковых самолётах, в баках которых топливо может нагреваться до 150—200 °С и выше. Высокая термическая стабильность достигается очисткой топлива от неуглеводородных примесей (сернистых, азотистых, кислородных соединений), например путём обработки водородом (см. Очистка нефтепродуктов). При этом одновременно обеспечивается и низкая коррозионная агрессивность Р. т. К очищенным сортам топлива для повышения их стабильности при хранении добавляются антиокислители (до 24 мг/л) и деактиваторы металлов (6 мл/л). В Р. т. содержится растворённая вода (до 0,008—0,01% при обычных температурах), которая при изменении условий может выделяться из топлива и вызывать электрохимическую коррозию топливной аппаратуры, а также образовывать кристаллы льда. Поэтому в Р. т. вводятся ингибиторы коррозии (см. Ингибиторы химические) (10—45 мг/л) и антиобледенительные присадки (0,1—0,3 объёмного %); добавляются также присадки, предотвращающие накопление статического электричества и повышающие противоизносные свойства топлив.

Лит.: Нефтепродукты, под ред. Б. В, Лосикова, М., 1966; Зрелов В. Н., Пискунов В. А., Реактивные двигатели и топливо, М., 1968; Зарубежные топлива, масла и присадки, под ред. И. В. Рожкова, Б. В. Лосикова, М., 1971.

Газотурбинное топливо, углеводородные газы или жидкое нефтяное топливо, используемые в газовых турбинах. Газообразное Г. т. (природные газы) применяют главным образом в газотурбинных установках, работающих на станциях перекачки газов магистральных газопроводов; жидкие Г. т. — в транспортных (автомобильных, тепловозных, судовых) и крупных стационарных газовых турбинах. К нефтяным Г. т. относятся дистилляты, получаемые при перегонке нефти, переработке продуктов крекинга, дистилляты замедленного коксования мазутов и др. продукты вторичной переработки нефти. Основные требования, предъявляемые к Г. т., — низкое содержание ванадия (2—6)-10 ^-4% и малая зольность. В Г. т. добавляют присадки, снижающие коррозию лопаток, отложение нагаров и золы. Промышленность СССР выпускает два вида Г. т.: с t_заст — 5°С (для локомотивных газотурбинных двигателей) и — 12°С (для др. транспортных и стационарных газовых турбин).

Детонация моторных топлив, наблюдается в поршневых двигателях внутреннего сгорания с искровым зажиганием и возникает в результате образования и накопления в топливном заряде органических перекисей, являющихся первичными продуктами окисления углеводородного топлива. Если при этом достигается некоторая критическая концентрация перекисей в смеси, то происходит детонация, характеризующаяся необычно высокой скоростью распространения пламени и возникновением ударных волн. При нормальной работе двигателя пламя распространяется со скоростью 10—20 м/сек, в то время как при детонации — со скоростью 1500—2500 м/сек. Д. м. т. проявляется в металлических «стуках», дымном выхлопе, вибрации и перегреве двигателя и ведёт к пригоранию колец, прогоранию поршней и клапанов, разрушению подшипников, потере мощности двигателя.

Возникновение и интенсивность Д. м. т. зависят от режима работы и особенностей конструкции двигателя и химического состава топлива. Горючие, содержащие много неразветвлённых парафиновых углеводородов, детонируют легче, чем содержащие разветвлённые парафиновые и ароматические углеводороды, стойкие к детонации (см. Высокооктановые топлива). Детонационная стойкость отдельных компонентов топлив зависит от состава топливно-воздушной смеси (бедные или богатые смеси).

Детонационную стойкость бензинов для бедных смесей характеризуют октановым числом, для богатых смесей — сортностью бензинов. Стойкость бензинов к детонации повышается при применении антидетонаторов, например тетраэтилсвинца.

Лит.: Аксенов А. Ф., Авиационные топлива, смазочные материалы и специальные жидкости, М., 1965; Папок К. К., Рагозин Н. А., Технический словарь-справочник по топливу и маслам, 3 изд., М., 1963.

Сортность бензинов, показатель детонационной стойкости бензинов (см. Детонация моторных топлив) для авиационных поршневых двигателей с искровым зажиганием. С. б. характеризует мощность, которую может развить двигатель на данном бензине по сравнению с мощностью на эталонном изооктане как в чистом виде (сортность 100), так и с различным содержанием антидетонатора — тетраэтилсвинца при одинаковых режиме и условиях работы двигателя. Деление бензинов на марки зависит от октанового числа, а для авиационных бензинов — и от сортности (см. Бензин, Высокооктановые топлива).

Лит.: Забрянский Е. И., Зарубин А. П., Детонационная стойкость и воспламеняемость моторных топлив, 3 изд., М., 1974; Товарные нефтепродукты, их свойства и применение. Справочник, М., 1971.

Октановое число, условная количественная характеристика устойчивости к детонации моторных топлив, применяемых в карбюраторных двигателях внутреннего сгорания. О. ч. находят сравнением исследуемого топлива с вторичными эталонными топливами. Первичными эталонами служат изооктан, высокая детонационная стойкость которого условно принята за 100 пунктов шкалы О. ч., и н-гептан, для которого детонационная стойкость принята за нуль. Устойчивость к детонации исследуемого топлива характеризуют составом смеси изооктана с н-гептаном, эквивалентной с исследуемым топливом по устойчивости к детонации; численно О. ч. выражают процентным (по объёму) содержанием изооктана в такой смеси.

О. ч. определяют в стандартных условиях на специальных малоразмерных одноцилиндровых двигателях по одному из трёх методов — моторному, исследовательскому или температурному, различающихся по параметрам работы двигателя. Моторным методом пользуются для оценки авиационных и автомобильных бензинов с О. ч. 65—100, исследовательский — для определения О. ч. автомобильных бензинов, температурный — для оценки О. ч. высокооктановых авиационных бензинов (см. Высокооктановые топлива) и высокооктановых компонентов, применяемых в производстве авиационных бензинов с О. ч. 90—115, а также для определения т. н. сортности бензинов. О. ч. характеризует топливо при работе двигателя на бедной рабочей смеси (с коэффициентом избытка воздуха 0,9—1,1).

Изооктан, 2,2,4-триметилпентан, предельный углеводород алифатического ряда, С(СН₃)₃— CH₂— CH(CH₃)₂. И. — прозрачная бесцветная жидкость с запахом бензина; t_пл— 107,38 °С, t_kип 99,24 °C, плотность 0,69192 г/см³ (20 °C), n²⁰_D 1,39145, теплота сгорания 5,463 Мдж/моль, или 1305,29 ккал/моль (25 °С, p = const), теплота испарения 307,63 дж/г, или 73,50 кал/г (25 °С). И. нерастворим в воде, растворим в обычных органических растворителях; образует азеотропные смеси, например с бензолом, метиловым и этиловым спиртами. Антидетонационные свойства И. приняты за 100 единиц шкалы так называемых октановых чисел.

И. вместе с другими изомерами октана содержится в небольших количествах в бензинах прямой гонки. В промышленности И. получают гидрированием диизобутилена над катализатором, например медно-хромовым, или алкилированием изобутана изобутиленом в присутствии концентрированной H₂SO₄, AlCl₃, BF₃ или др. катализаторов. И. применяют (как добавку) в производстве авиационных бензинов, к которым предъявляют требование высоких антидетонационных свойств.

Цетановое число, условная количественная характеристика самовоспламеняемости дизельных топлив в цилиндре двигателя. Ц. ч. определяют (как и октановое число) в строго контролируемых условиях; в качестве эталонов применяют цетан (отсюда и название) и a-метилнафталин, Ц. ч. которых приняты равными 100 и 0 соответственно. Устойчивость к самовоспламенению исследуемого топлива характеризуют составом смеси цетана и a-метилнафталина, эквивалентной по этому свойству исследуемому топливу; численно Ц. ч. выражают процентным (по объёму) содержанием цетана в такой смеси. Чем выше Ц. ч., тем быстрее воспламеняется дизельное топливо в двигателе, равномернее нарастает давление и мягче работает двигатель. Ц. ч. современных дизельных топлив колеблются в пределах 40—55; для повышения Ц. ч. применяют присадки (органические перекиси, алкилнитраты).

Цетан, гексадекан, CH₃(CH₂)₁₄CH₃, насыщенный углеводород; бесцветная жидкость, t_пл 18,2 °С, t_кип 286,8 °С, плотность 0,770 г/см³ (25 °С); не растворим в воде и спирте, растворим в бензоле, эфире и др. органических растворителях. Получают Ц. нагреванием октилбромида с натрием (см. Вюрца реакция) и др. методами. Применяют как эталон для оценки качества дизельного топлива (см. Цетановое число).

Присадки, вещества, добавляемые в малых количествах к топливам и техническим маслам для повышения их эксплуатационных характеристик. Содержание П. в жидких топливах и маслах обычно не превышает сотых или десятых долей % по массе (лишь некоторые П. применяются в концентрациях до 1—2% и более).

П. к топливам улучшают процессы сгорания, способствуют сохранению начальных свойств топлива при хранении, транспортировке и использовании, снижают вредное воздействие топлива на механизмы и аппаратуру, облегчают применение топлива при низких температурах и т. д. Наибольшее применение получили антидетонаторы (например, тетраэтил-свинец) — вещества, снижающие детонацию моторных топлив; широко используются также антиокислители (параоксидифениламин, альфа-нафтол и др.), ингибиторы химические, модификаторы, дезактиваторы металла, стабилизаторы, противонагарные и др. П.

П. к маслам нефтяным и синтетическим маслам по назначению разделяются на следующие группы: вязкостные, повышающие вязкость и улучшающие вязкостно-температурные свойства; депрессорные, понижающие температуру застывания масел; антиокислительные, предохраняющие масла от окисления кислородом воздуха; противокоррозионные, снижающие разрушение металла под действием агрессивной среды; противоизносные и противозадирные, улучшающие смазочные свойства масел; противопенные; моющие, препятствующие образованию на деталях механизмов твёрдых отложений; многофункциональные, повышающие сразу несколько эксплуатационных характеристик масла. В качестве П. к маслам используются углеводородные и элементоорганические соединения разных типов и классов, в том числе низкомолекулярные поверхностно-активные вещества и полимеры. См. также Присадки в металлургии.

Лит.: Нефтепродукты. Свойства, качество, применение. Справочник, под ред. Б. В. Лосикова, М., 1966; Кулиев А. М., Химия и технология присадок к маслам и топливам, М., 1972.

Тетраэтилсвинец, ТЭС, (C₂H₅)₄Pb, бесцветная, маслянистая, летучая жидкость; имеет плотность 1,65 г/см³, кипит при температуре 195 °С с разложением. Получают Т. при взаимодействии хлористого этила C₂H₅Cl и сплава свинца с натрием PbNa (около 10% Na). Т. широко применяется в составе этиловой жидкости как антидетонатор моторных топлив в карбюраторных двигателях внутреннего сгорания. Т. ядовит.

Отравления Т. возможны при получении Т. и этиловой жидкости, транспортировке и хранении этиловой жидкости и этилированного бензина, ремонте и эксплуатации двигателей внутреннего сгорания. Т. проникает в организм через дыхательные пути, неповрежденную кожу, желудочно-кишечный тракт. Выделяется из организма с мочой и калом. Депонируется в паренхиматозных органах (печень, почки) и головном мозге. При остром отравлении скрытый период — от нескольких часов до нескольких суток. Первые признаки отравления: резкая головная боль, слабость, эйфория. Сон прерывистый, с кошмарными сновидениями. Характерны вегетативные расстройства — понижение давления, температуры тела, замедление пульса, усиленное слюноотделение. Возможны нарушения походки, ослабление памяти, эмоциональная неустойчивость. Хронические отравления длительное время протекают скрыто. Лёгкие формы проявляются в виде астении и вегетативных расстройств, тяжёлые — интоксикационными психозами. Возможно развитие энцефалопатии, ослабление интеллекта. Лечение: при остром отравлении — промывание желудка, снотворные, седативные, сердечно-сосудистые средства; при хроническом отравлении применяют также общеукрепляющее лечение. Профилактика: соблюдение санитарных требований к технологическому процессу и оборудованию, правил личной гигиены; использование средств индивидуальной защиты; дистанционное управление; отделка помещений несорбирующими Т. и легко очищаемыми материалами; медицинский контроль за состоянием здоровья рабочих.

Лит.: Моторные и реактивные масла и жидкости, под ред. К. К. Папок, М., [1964]; Ермаков Е. В., Хроническое отравление тетраэтилсвинцом, Л., 1963; Дрогичина Э. А., Профессиональные болезни нервной системы, Л., 1968.

Антидетонаторы, химические соединения, добавляемые в небольших количествах (менее 1%) к моторным топливам для улучшения их детонационной стойкости (см. Детонация моторных топлив). Наиболее известны следующие А.: тетраэтилсвинец (ТЭС) Pb (C₂H₅)₄, тетраметилсвинец Pb (CH₃)_4, метилциклопентадиенилтрикарбонилмарганец CH₃C₅H₄Mn (CO)₃, пентакарбонилжелезо Fe (CO)₅. Из всех известных А. широко применяется только ТЭС в виде этиловой жидкости. В состав этого А. вводят один или несколько так называемых «выносителей свинца» (бромистый этил, дибромэтан, дибромпропан), которые при сгорании образуют со свинцом летучие соединения, легко удаляемые из камеры сгорания. Моторные топлива, содержащие ТЭС, называются этилированными. Они обладают повышенной токсичностью; при работе с ними необходимо соблюдать меры предосторожности.

Лит.: Нефтепродукты, Свойства, качество и применение. Справочник, под ред. Б. В. Лосикова, М., 1966; Моторные, реактивные и ракетные топлива, под ред. К. К. Папок и Е. Г. Семенидо, 4 изд., М., 1962.

Керосин (англ. kerosene, от греч. kerós — воск), фракция нефти, выкипающая в основном в интервале температур 200—300°С; применяется для бытовых целей как печное и моторное топливо. В зависимости от назначения выпускают К., имеющий различный фракционный состав и свойства. Осветительный К. вырабатывают 2 основных сортов: лёгкий и тяжёлый — пиронафт. Лёгкий К. (плотность 830 кг/м³ и температура вспышки 40°С) используется в быту (в лампах, керосинках, примусах и пр.); тяжёлый К. (плотность 860 кг/м³, температура вспышки 90°С) более безопасен в пожарном отношении и применяется для освещения котельных, шахт, складов, мелких судов, маяков, бакенов и т.п. Вырабатывается специальный сорт К. с температурой вспышки 40°С (выкипание 98% до 315°С), используемый при флотации каменного угля и в качестве сырья для пиролиза. К. применяют также для обжига стеклянных и фарфоровых изделий, промывки деталей, для отопления помещений и т.п. Это так называемый К. для технических целей. Свойства его мало отличаются от свойств других сортов К., за исключением температуры вспышки (28°С) и содержания серы (до 1%). Незначительное применение К. находит в качестве топлива для тракторов — тракторный К. Керосиновые фракции нефти широко используются в качестве реактивного топлива.

Лит.: Нефтепродукты. Технические условия, М., 1970; Товарные нефтепродукты, их свойства и применение, под ред. Н. Г. Пучкова, М., 1971.

Мазут (тюрк.), остаток после отгона от нефти бензина, лигроина, керосина и фракций дизельного топлива. В зависимости от химического состава и свойств М. может быть использован как жидкое котельное топливо, для получения дистиллятных и остаточных смазочных масел, для крекинга или гидрирования с целью получения моторного топлива (бензина, дизельного топлива), для производства битумов, кокса и других целей.

Свойства М.: плотность при 20 °С 890—1000 кг/м³, теплота сгорания 38—42 Мдж/кг (9100—10000 ккал/кг); вязкость условная 5—15° при 50 °С; поверхностное натяжение 0,03—0,04 дж/м² (30—40 эрг/см; 40 °С); теплота испарения 170—210 кдж/кг (40—50 ккал/кг); содержание серы 0,8—3,5%, смол до 60%, золы 0,1—0,5%. Наименьшую зольность должен иметь М., используемый в качестве топлива для газовых турбин (при этом в золе должно быть не более 0,001% ванадия и 0,0005% натрия, особенно опасных в коррозионном отношении элементов).

Лит.: Гуревич И. Л., Технология нефти, ч. 1, М. — Л., 1952; Товарные нефтепродукты, их свойства и применение, М., 1971.

Битумы (от лат. bitumen — смола). Первоначально к Б. относили только природные образования, в основном нефть и её естественные производные (чаще всего асфальт). Затем Б. стали называть также искусственные асфальтоподобные продукты, получаемые переработкой природных Б., остатков от перегонки нефти, каменноугольной и сланцевой смол (технические Б.). Кроме того, название Б. распространили на экстракты, извлекаемые органическими растворителями из торфа, бурого угля и др. (Б. твёрдых топлив). Экстракты, извлекаемые из осадков и осадочных пород, называются битумоидами.

Б. пользовался человек ещё в глубокой древности. Известны сооружения в междуречье Тигра и Евфрата и в Египте, которые возводились с применением Б. за 3000 лет до н. э. Б. покрывали водохранилища и хранилища для зерна, скрепляли плиты стен и полов во дворцах и храмах; Б. использовали для гидроизоляции тоннеля, построенного в начале 1-го тыс. до н. э. под р. Евфратом.

Природные Б. подразделяются на нафтиды и нафтоиды. Нафтиды весьма широко распространены в природе — это нефть и её естественные производные: мальты, асфальты, асфальтиты, кериты, озокериты и т.д. Мальты представляют собой вязкие сгустившиеся нефти, подвергшиеся выветриванию. Они состоят из масел (40—65%) и асфальтово-смолистых компонентов (не менее 35%). Дальнейшее изменение мальт под влиянием того же фактора приводит к образованию: твёрдых, но легкоплавких асфальтов, содержащих 60—75% асфальтово-смолистых веществ; асфальтитов — твёрдых высокоплавких и полностью растворяющихся в хлороформе и сероуглероде продуктов, содержащих более 75% асфальтово-смолистых веществ; керитов, к которым относят также вещества, характеризующиеся лишь частичной, иногда очень слабой растворимостью в органических растворителях. К Б. иногда относят также все углеводородные в своей основе природные газы (газообразные нафтиды). Нафтоиды — нафтидоподобные продукты естественной возгонки органического вещества под влиянием магматического тепла. Они встречаются значительно реже нафтидов, ещё очень слабо изучены и не имеют промышленного значения.

Технические Б. — продукты, обладающие обычно твёрдой или вязкой консистенцией и получаемые главным образом из тяжёлых нефтяных остатков, богатых асфальтово-смолистыми веществами, следующими методами: глубокой вакуумной перегонкой тяжёлых нефтяных остатков — мазутов, гудронов и др. — при 300—350°С (остаточные Б.); окислением кислородом воздуха тяжёлых остатков от перегонки нефти (гудронов и др.) при 260—280°С (окисленные Б.); смешением окисленных Б. с неокисленными нефтепродуктами (компаундированные Б.).

Основные компоненты нефтяных Б. — асфальтены, смолы и нефтяные масла. Первые обусловливают твёрдость Б., вторые — цементацию и эластичность, третьи служат разжижающей средой для смол и асфальтенов. Наиболее важные технические показатели Б.: дуктильность, т. е. способность при растягивании давать нить определённой длины (определяется по толщине нити, которая образуется в результате растяжения стандартного образца Б. до разрыва), пенетрация, характеризующая вязкость Б. [определяется по глубине проникновения в слой Б. за 5 сек стальной иглы под нагрузкой 1 н (0,1 кгс)]. Кроме того, для характеристики Б. обычно определяют температуру размягчения, температуру вспышки и плотность. Промышленность изготовляет твёрдые, полутвёрдые (см таблицу) и жидкие Б.

Некоторые свойства твёрдых и полутвёрдых битумов

Жидкие Б. характеризуются (в зависимости от сорта) следующими данными: пенетрация остатка (после отбора фракций до 360°С) 10—30 мм (25°С); вязкость при истечении через отверстие диаметром 5 мм 5—200 сек (60°С); температура вспышки 65—120°С; до 225°C должно перегоняться не более 10%, до 360°С — не более 50%. Твёрдые нефтяные Б. применяют для получения рулонных кровельных материалов (руберойдов) и битумных мастик; полутвёрдые — в производстве гидроизоляционных материалов (гидроизол, борулин, битуминированные ткани и др.) и обмазок, строительных асфальтовых растворов, асфальтов, битумных пластиков и др.; жидкие — для дорожного строительства.

Заменителями нефтяных Б. могут быть продукты термической переработки твёрдых топлив: высококипящие фракции смол, получаемых при коксовании и полукоксовании каменных углей, каменноугольные пеки, продукты сухой перегонки каменных углей, горючих сланцев и др.

Из общего количества Б., потребляемых в различных отраслях промышленности, свыше 90% падает на долю искусственных Б., получаемых из нефти; их мировое производство составляет десятки млн. т.

Б. твёрдых топлив — продукты, извлекаемые из торфа и бурых углей органическими растворителями. Главные составные части Б. твёрдых топлив — воски и смолы. Наиболее ценны из экстрагируемых продуктов воски; их характерные свойства — высокие температуры плавления, низкая электропроводность, высокая влагостойкость и способность при небольших добавках к другим веществам повышать температуру плавления. Содержание Б. в битуминозных торфах составляет: при извлечении бензолом 10—15%, бензином 6—9%. В битуминозных бурых углях (александрийские угли УССР) содержание продуктов, извлекаемых бензолом, достигает 14—16%. Выход Б. твёрдых топлив в производственных условиях обычно составляет 80—85% от их аналитического содержания в топливе. Минимальное содержанке Б. в твёрдом топливе, необходимое для рентабельности процесса, 8—10%.

Получение Б. твёрдых топлив состоит из следующих этапов: подготовка топлива к экстрагированию; экстракция органическими растворителями; отгонка от экстракта основной массы растворителя; освобождение Б. от остатков растворителя и воды; сплавлене и разливка Б. в форму. Б. из твёрдого топлива извлекают преимущественно в периодически действующих экстракторах, объединённых в батареи.

Б. твёрдого топлива применяют в различных отраслях народного хозяйства: в литейном деле — как один из компонентов модельных составов при прецизионном литье (литьё по выплавленным моделям), в электротехнической промышленности как электроизоляционный материал, а также для отделки различных изделий из кожи, дерева, бумаги и др.

Лит.: Крейцер Г. Д., Асфальты, битумы и пеки, 3 изд., М., 1952; Наметкин С. С., Собрание трудов, т. 3, М., 1955; Технология нефти, ч. 3 — Черножуков Н. И., Очистка нефтепродуктов и производство специальных продуктов, М.— Л., 1948; Успенский В. А. [и др.], Основы генетической классификации битумов, Л., 1964; Včelak V., Chemie und Technologie des Montanwachses, Praha, 1959.

Асфальт (греч. asphaltos — горная смола). Различают природные и искусственные А.

Природный А. образуется из нефти в результате испарения лёгких фракций и окисления под влиянием гипергенеза. Сначала нефть превращается в густую, очень вязкую мальту, а затем в твёрдый, легко плавящийся А. Дальнейшее изменение А. обычно приводит к образованию асфальтита. Иногда А. образует более или менее мощную кору на поверхности больших «нефтяных озёр» (например, асфальтовое озеро на о. Тринидад). А. широко распространён в районах неглубокого залегания или выхода на поверхность Земли нефтеносных пород. Обычно А. заполняет трещины и каверны в известняках, доломитах и других породах. Содержание его в породах (по массе) колеблется от 2—3 до 20%. Крупные месторождения А. в СССР расположены в Куйбышевской и Оренбургской области, Коми АССР; за рубежом — в нефтеносных районах Венесуэлы, Франции, Иордании, Канады, Израиля.

Искусственный А. — смесь битумов (13—60% ) с тонкоизмельчёнными минеральными наполнителями (главным образом известняками); отличаются от природных А. наличием парафина (до нескольких % ) и значительно большим содержанием нефтяных масел.

Важнейшие области применения А. — дорожное и строительное дело. А. обычно применяют в смеси с песком, гравием, щебнем (т. н. асфальтовая мастика) для устройства полов, тротуаров, дорожных покрытий, как гидроизоляционный материал и др. Асфальтовая мастика — составная часть асфальтобетона. Кроме того, искусственный А. используют в электротехнике как электроизоляционный материал, а также для изготовления кровельного толя, замазок, клея, асфальтовых лаков и др.

Лит.: Основы генетической классификации битумов, Л., 1964; Кострин К. В., Почему нефть называется нефтью, М., 1967.

Церезин (от лат. cera — воск), смесь твёрдых углеводородов (главным образом алкилцикланов и алканов), получаемая после очистки озокерита. По плотности, цвету (от белого до коричневого), температуре плавления (65—88 °С) и вязкости Ц. сходен с воском. В 50-е гг. 20 в. Ц. стали получать из петролатума, из парафинистых отложений («парафиновые пробки»), образующихся в трубах при добыче и перекачке нефти. Искусственный Ц. получают при каталитическом синтезе жидкого топлива, состоящего в основном из нормальных алканов, низкомолекулярного полиэтилена и др.

Ц. широко используется для производства пластичных консистентных смазок, для антикоррозийного покрытия различных механизмов, в электротехнической промышленности — как изоляционный материал. Ц., как и озокерит, находит применение в медицине.

Парафин (нем. Paraffin, от лат. parum — мало и athnis — сродный; назван так из-за нейтральности к большинству химических реагентов), нефтепродукт, смесь алкановых углеводородов преимущественно нормального строения с числом атомов углерода от 9 до 40. В П. присутствуют также изопарафиновые, циклопарафиновые (нафтеновые) и нафтено-ароматические углеводороды. Твёрдый П. (t_пл 45—70 °С) получается в основном из масляных дистиллятов парафинистых нефтей при обезмасливании гача (смеси парафина с маслом), выделившегося в процессе депарафинизации методом кристаллизации. Выделяют П. из нефтяных фракций также путём избирательной адсорбции нормальных алканов цеолитами. Жидкий П., выкипающий в пределах 180—360 °С, получают при карбамидной депарафинизации некоторых нефтепродуктов (см. Очистка нефтепродуктов). Товарные парафины проходят предварительную обработку адсорбентами и подвергаются очистке др. методами.

Вследствие химической индифферентности и ряда др. свойств П. используют в пищевой промышленности, в медицине, косметике, парфюмерии и др., а также в электротехнической промышленности как изоляционный материал. П. служит сырьём для нефтехимической промышленности (из него получают высшие жирные кислоты и спирты, моющие вещества и др.). промышленностью выпускается несколько марок П.: технический высокоочищенный, технический очищенный, медицинский и др.

Лит.: Переверзев А. Н., Богданов Н. Ф., Рощин Ю. Н., Производство парафинов, М., 1973.

Вазелин [франц. vaseline, от нем. Was (ser) — вода и греч. élaion — оливковое масло], продукт переработки нефти, однородная мазеподобная масса, смесь тяжёлого нефтяного масла и некоторых твёрдых углеводородов (парафин, церезин, петролатум). В. получают расплавлением твёрдых углеводородов (15—20%) или же их смесей в нефтяном масле с последующей очисткой этой смеси серной кислотой и отбеливающей глиной. Различают следующие сорта В.: 1) медицинский, который применяют в качестве основы для приготовления мазей; оказывает противовоспалительное действие и защищает кожу от различных раздражителей; 2) жёлтый — для технических целей (пропитки бумаги, тканей и др.); 3) конденсаторный — для нужд электротехнической промышленности; 4) технический — универсальная антифрикционная и защитная смазка.

Гудрон (франц. goudron), чёрная смолистая масса, получающаяся после отгона из нефти топливных и масляных фракций. Выход Г. из различных нефтей 15—30% (считая на нефть). Главные составные части Г.: масла, не отогнавшиеся при перегонке нефти, нефтяные смолы, твёрдые асфальтообразные вещества (асфальтены, карбены, карбоиды), смолистые вещества кислотного характера (асфальтогеновые кислоты и их ангидриды). Плотность Г. 0,95—1,0 г /см³, вязкость при 100 °С 18—45 градусов ВУ (см. Градус Энглера).

Г., в котором сохранилась значительная доля масляных фракций, называется полугудроном; его вязкость 18—25° ВУ, температура вспышки 140°C. Г. называются также концентрированные остатки масляных нефтей (масляные Г.), подвергаемые многостадийной очистке для получения высококачественных моторных масел. Смолистые остатки после сернокислотной очистки нефтепродуктов называются кислым гудроном. Г. используется для получения нефтяных битумов, как дорожно-строительный материал; полугудрон применяют для смазывания грубых механизмов; масляные Г. — как мягчители в резиновой промышленности и в строительстве. Высокосмолистые Г. крекингом, гидрогенизацией деструктивной могут быть переработаны в бензин, дизельное топливо и др.

Лит.: Наметкин С. С., Химия нефти, [3 изд.], М., 1955; Нефтепродукты. Свойства, качество, применение. Справочник, М., 1966.

Масла нефтяные, смеси высокомолекулярных углеводородов, получаемые из нефти и применяемые в основном в качестве смазочных материалов. М. н. используются также как гидравлические и смазочно-охлаждающие жидкости, электроизоляционные среды, поверхностно-активные вещества, мягчители, компоненты пластичных смазок, лекарственных препаратов и др. Существует две основные системы классификации М. н.: по способу их производства и по областям применения. По способу производства М. н. делят на дистиллятные, получаемые вакуумной перегонкой мазутов; остаточные, получаемые из деасфальтизированных масляных гудронов, и компаундированные — подобранные по вязкости и другим показателям смеси дистиллятных и остаточных масел.

Современные процессы производства (включающие вакуумную перегонку, деасфальтизацию, селективную очистку, депарафинизацию, контактную или гидродоочистку) обеспечивают достаточно полное извлечение масляных фракций из нефти, необходимую их очистку и требуемые физико-химические свойства; при этом качество масел зависит от химического состава и свойств исходной нефти. Перспективные, каталитические процессы получения масел (гидрокрекинг, гидроизомеризация, алкилирование, полимеризация и другие) позволяют получать масла заданных химического состава и свойств, с более высоким выходом из перерабатываемого сырья. Для производства М. н. в СССР используются в основном сернистые нефти Урало-Волжского района (ромашкинская, мухановская, туймазинская и другие) и нефти Западной Сибири (усть-балыкская, самотлорская и другие). Эти нефти по своему химическому составу и свойствам (см. Нефть) обеспечивают получение масел с высокими эксплуатационными качествами. Перспективной для производства масел является также мангышлакская нефть.

Для каждого вида масел разработан и строго нормируется стандартами перечень физико-химических свойств, зависящий от условий использования. Существует, однако, ряд характеристик, относящихся практически ко всем М. н. Это прежде всего вязкость (или внутреннее трение), измеряемая обычно при температурах 50 и 100 °С. Диапазон колебания вязкостей товарных масел очень велик — от 2,0 — 2,5 сст (1 сст = 10^-6 м²/сек) при 100 °С у лёгких индустриальных масел до 60 — 70 сст у тяжёлых цилиндровых. Для масел, используемых в арктических условиях («северные масла»), вязкость определяется также и при отрицательных температурах, —40 °С и ниже; важным показателем для них является так называемый индекс вязкости, характеризующий температурную зависимость вязкости. Температура застывания М. н. может быть от 17 °С у тяжёлых цилиндровых до минус 45—60 °С у некоторых моторных и индустриальных. Эту характеристику следует учитывать при выборе условий транспортировки, хранения и использования смазочных продуктов. Допустимый высокотемпературный предел использования М. н. косвенно характеризуется температурой вспышки. Важный показатель для М. н. — фракционный состав, однако для подавляющего большинства М. н., в том числе моторных, он техническими стандартами не нормируется. Основным показателем электроизоляционных масел являются высокие диэлектрические свойства, характеризуемые прежде всего тангенсом угла диэлектрических потерь.

Большинство М. н. должно обладать также малой зольностью, высокой стойкостью к окислению. Эти показатели связаны с противоизносными, антинагарными и коррозионными свойствами масел.

Для использования в современных двигателях и машинах с высокими скоростями, нагрузками и температурами М. н. необходимо легировать различными добавками, присадками, улучшающими эксплуатационные качества масел (понижающими температуру застывания, повышающими противоизносные и диспергирующие свойства и так далее). Практически все товарные масла содержат присадки или их композиции в количестве от 0,5—1,0 до 25 % и более.

В ряде случаев вместо М. н. используются синтетические масла, имеющие более высокие технические характеристики.

Лит.: Черножуков Н. И., Технология переработки нефти и газа, ч. 3, М., 1967; Товарные нефтепродукты, их свойства и применение, М., 1971; Черножуков Н. И., Крейн С. Э., Лосиков Б. В., Химия минеральных масел, 2 изд., М., 1959; Кулиев А. М., Кулиев Р. Ш., Алиев М. И., Технология получения и исследования масел из бакинских нефтей, Баку, 1958; Лосиков Б. В., Пучков Н. Г., Энглин Б. А., Основы применения нефтепродуктов, 2 изд., М., 1959; Моторные и реактивные масла и жидкости, под редакцией К. К. Папок и Е. Г. Семенидо, 4 изд., ГМ., 1964].

Масла моторные, группа масел, используемых для смазывания двигателей внутреннего сгорания (поршневых и реактивных); относятся к разряду смазочных масел (см. Масла нефтяные). Практически все М. м. являются продуктами переработки нефти и только некоторые сорта авиационных масел — синтетические масла. Все М. м., за исключением некоторых авиационных, содержат моющие, противоизносные и антиокислительные присадки. Северные, зимние и всесезонные М. м., получаемые на маловязких основах, содержат также вязкостные загущающие присадки и депрессаторы, понижающие температуру застывания масел.

В зависимости от назначения М. м. подразделяются на автомобильные (автолы, для карбюраторных двигателей), дизельные и авиационные. Первые два класса, включающие автотракторные, тепловозные и судовые масла, в свою очередь, подразделяются (ГОСТ 17479—72) на 11 групп по вязкости (при 100°C) и на 9 групп по уровню эксплуатационных свойств.

В зависимости от конструктивных особенностей двигателя, времени года и района эксплуатации (север, юг) выбирается необходимая вязкость масла (6, 8, 10, 12, 14, 16 или 20 сст при 100°C) и температура застывания (от — 15 до — 42°C), а в зависимости от степени форсировки двигателя — группа масла по уровню качества (см. табл.). Повышение качества М. м. групп от А до Е (условное обозначение) достигается в основном повышением концентрации присадок и в некоторых случаях — изменением качества базового масла. Физико-химические свойства масел соответствующих классов и групп должны удовлетворять техническим условиям; эксплуатационные качества определяют испытаниями на одноцилиндровых установках и развёрнутых двигателях.

Авиационные М. м. применяются для поршневых, турбореактивных и турбовинтовых двигателей. Всего существует около 20 сортов и марок авиационных масел, от самых лёгких дистиллятных (с вязкостью 3—4 сст при 100°C) до тяжёлых остаточных (с вязкостью 22 сст при 100°C). Требования к качеству авиационных масел особенно высокие. Практически все масла для реактивной авиации содержат комплексы присадок и имеют сравнительно узкий фракционный состав, низкую температуру застывания (от —55 до —60°C), высокую стабильность, малую вспениваемость и хорошую прокачиваемость по циркуляционной системе двигателя.

В связи с развитием сверхзвуковой авиации и повышением требований к термостойкости и низкотемпературным свойствам смазочных масел широкое применение получили синтетические масла. Их производство базируется на использовании сложных органических эфиров и спиртов, кремнийорганических и фторуглеродных соединений, глубокой химической переработке некоторых нефтяных фракций и других видов сырья. Применение таких масел позволяет расширить температурный диапазон их использования от —60 до + 250°С (для лучших сортов нефтяных масел этот интервал находится в пределах от —40 до + 150°С). Синтетические масла находят также применение в некоторых наземных газотурбинных и других двигателях.

Группы автомобильных и дизельных масел для двигателей разного типа (по ГОСТу 17479—72)

Лит.: Нефтепродукты. Масла, смазки и присадки, М., 1970; Товарные нефтепродукты, их свойства и применение. Справочник, под ред. Н. Г. Пучкова, М., 1971; Калайтан Е. Н., Смазочные масла для реактивных двигателей, М., 1968; Гольдберг Д. О., Крейн С. Э., Смазочные масла из нефтей восточных месторождений, М., 1972.

Масла индустриальные, нефтяные масла, используемые в промышленности и быту для смазки механизмов (машин, приборов и т. п.). Для производства И. м. применяют бакинские, эмбенские, восточные и др. виды нефти. И. м. иногда содержат в качестве добавок растительные масла, например касторовое, горчичное, сурепное, а также противоокислительные, загущающие, антикоррозийные и др. присадки, улучшающие эксплуатационные свойства масел. Ассортимент И. м. постоянно изменяется и пополняется новыми марками, в частности всё большую роль начинают играть синтетические масла, например силиконовые, полиэфирные, фторуглеводородные и т. п.

В зависимости от вязкости И. м. под разделяют на лёгкие, средние и тяжёлые. Лёгкие И. м. [вязкость при 50 °С 5—10 сст (1 сст = 10^-6 м²/сек), t_заст до —25 °C] используют для смазки высокоскоростных малонагруженных механизмов. В эту группу входят: масла Л (велосит) и Т (вазелиновое), применяемые для смазки прядильных и крутильных машин в текстильной промышленности, шпинделей металлообрабатывающих станков и маломощных высокооборотных моторов; сепараторное масло Л для смазки лёгких сепараторов; швейное масло для швейных, вязальных и трикотажных машин; приборное масло МВП (t_заст —60 °С) для смазки контрольно-измерительных приборов и др. Средние И. м. (вязкость при 50 °С 10—50 сст, t_заст до —30 °С) используют для смазки механизмов, работающих при средних режимах скоростей и нагрузок. В эту группу входят веретённые и машинные масла, а также сепараторное масло Т и телеграфное масло. Эти масла применяются во многих отраслях промышленности (лёгкой, металлообрабатывающей и др.); в частности, их используют для смазывания подшипников маломощных электродвигателей и гидросистем металлообрабатывающих станков. Тяжёлые И. м. (вязкость при 100 °С 10—30 сст, сравнительно высокие температуры застывания) применяют для смазывания промышленного оборудования, работающего при малых скоростях и больших нагрузках, например кузнечно-прессового оборудования, червячных и зубчатых передач и т. п.

Помимо указанных трёх групп, к И. м. относят также приборные масла для смазки контрольно-измерительной аппаратуры, обладающие сравнительно высокой вязкостью (10—20 сст при 50 °С) и низкими температурами застывания (до —70 °С); часовые масла (вязкость при 50 °С 20—30 сст, t_заст до —20 °С); турбинные масла для смазки подшипников и вспомогательных частей водяных и паровых турбин (вязкость при 50 °С 20—50 сст, t_заст до —15 °С), предназначенные для работы в условиях циркуляционной смазки и обладающие высокой противоокислительной и деэмульгирующей способностью; компрессорные масла для смазки поршневых и ротационных компрессоров и воздуходувок, характеризующиеся большой стабильностью, высокой температурой вспышки (210—270 °С) и высокой вязкостью (10—20 сст при 100 °С). К последней группе примыкают рефрижераторные масла для смазки компрессоров холодильных машин: для аммиачных и углекислотных компрессоров применяют масло ХА (фригус), для фреоновых компрессоров — масла ХФ-12 (t_заст —40 °С) и ХФ-22 (t_заст —60°C). Особую группу И. м. образуют гидравлические масла, применяемые в качестве рабочих жидкостей в различных гидросистемах, например в тормозных системах автомашин, гидроприводах станков. Все они имеют низкие (до —70°C) температуры застывания, высокую степень очистки и устойчивы к окислению. К этой же группе относят масла, применяемые в качестве рабочего тела в форвакуумных и высоковакуумных пароструйных насосах.

Лит.: Технические условия на нефтепродукты, М., 1969; Нефтепродукты. Свойства, качество, применение, под ред. Б. В. Лосикова, М., 1966.

Масла трансформаторные, нефтяные или синтетические масла, применяемые в качестве электроизолирующей и теплоотводящей среды в трансформаторах и другом маслонаполненном электрооборудовании, а также в масляных выключателях (только нефтяные Т. м.) для гашения электрической дуги при отключении тока. Основная доля Т. м. приходится на масла нефтяные. Т. м. получают очисткой соответствующих нефтяных дистиллятов с помощью селективных растворителей (фенола, фурфурола), серной кислоты, адсорбентов или гидрированием. Процесс получения масел из сырья, содержащего парафиновые углеводороды, включает также стадию депарафинизации. Т. м. должны обладать высокой электрической прочностью и электрическим сопротивлением, минимальным тангенсом угла диэлектрических потерь, стабильностью к окислению, должны иметь малую вязкость, низкую испаряемость. Нефтяные Т. м. имеют вязкость 6—10×10^—6 м ²/сек при 50 °С, температуру застывания не выше —45°С, температуру вспышки не ниже 135 °С, тангенс угла диэлектрических потерь не более 0,026—0,005 при 90 °С, диэлектрическая проницаемость 2,2—2,3; они не должны содержать воду и механические загрязнения. Все сорта Т. м., производимых в СССР, содержат не менее 0,2% антиокислительной присадки (ионол, 2,6-дитретбутил-4-метил-фенол). Из синтетические Т. м. наибольшее распространение получили жидкости на основе хлорированных дифенилов и трихлорбензола (гексол, совтолы). В некоторых видах специальных трансформаторов применяются также углеводородные, кремнийорганические и фосфорорганические синтетические жидкости.

Лит.: Липштейн Р. А., Шахнович М. И., Трансформаторное масло, 2 изд., М., 1968; Товарные нефтепродукты, их свойства и применение, под ред. Н. Г. Пучкова, М., 1971; Шахнович М. И., Синтетические жидкости для электрических аппаратов, М., 1972.

Масла электроизоляционные, высокоочищенные масла нефтяные, реже синтетические и растительные масла, используемые для изоляции и охлаждения электрических аппаратов и устройств: трансформаторов (см. Трансформаторные масла), конденсаторов, кабелей и др. Э. м. отличаются высокой электрической прочностью (до 25 Мв/м) и имеют электрическое сопротивление порядка 10¹⁰—1012 ом·см. В 70-е гг. 20 в. мировое производство нефтяных Э. м. составляет около 1 млн. т, а синтетических — около 50 тыс. т в год.

Лит.: Крейн С. Э., Кулакова Р. В., Нефтяные изоляционные масла, М. — Л., 1959; Липштейн Р. А., Шахнович М, И., Трансформаторное масло, 2 изд., М., 1968; Шахнович М. И., Синтетические жидкости для электрических аппаратов, М., 1972.

Технологические масла, группа смазочных материалов, используемых при прокатке, прессовании, волочении, свободной ковке, объёмной и листовой штамповке чёрных и цветных металлов с целью облегчения их деформации и улучшения качества обрабатываемой поверхности. К Т. м. относят также масла, применяемые при закалке стали и композиции, которыми смазывают литейные формы. В качестве Т. м. применяют главным образом смеси нефтяных масел, животных и растительных жиров, мыл на основе высших жирных кислот. В их состав включают противозадирные, антиокислительные присадки, антифрикционные добавки (графит, дисульфид молибдена, тальк и др.), эмульгаторы и др. поверхностно-активные вещества.

Масла белые , нефтяные масла, бесцветные маслянистые, прозрачные жидкости без запаха и вкуса. Б. м. получают из дистиллатов высококачественных масляных нефтей путём очистки их дымящей серной кислотой или серным ангидридом с последующей нейтрализацией и обработкой отбеливающими землями. Известны 2 вида Б. м.: медицинское и парфюмерное. Первое имеет температуру вспышки 185°С, вязкость 28—36 мн•сек/м² (50°С); применяется при изготовлении мазей как растворитель лекарств (камфора, ртутные соединения), для смягчения и защиты кожи и др. Парфюмерное масло имеет температуру вспышки 160°С, вязкость 16—24 мн • сек/м² (50°С); идёт для получения кремов, помад и других продуктов парфюмерного производства.

Масла синтетические, жидкости, применяемые главным образом в качестве смазочных материалов, теплоносителей, гидравлических жидкостей. На основе С. м. готовят некоторые пластичные смазки. В качестве С. м. используют синтетические углеводороды, эфиры (в частности, эфиры фосфорной кислоты), полиорганосилоксаны (см. Кремнийорганические полимеры), галогениды углерода (см. Углерода галогениды), полиалкиленгликоли и др.

Синтетические углеводороды получают полимеризацией олефинов (этилена, пропилена и др.) или алкилированием ароматических углеводородов (бензола, ксилола и др.). Область применения в основном та же, что и масел нефтяных.

Эфиры получают главным образом взаимодействием одно- и двухосновных кислот с одно- и многоатомными спиртами. Наиболее часто используют эфиры сложные типа диоктилсебацината или пентаэритритовые эфиры одноосновных кислот. Они имеют хорошие вязкостно-температурные характеристики, низкую испаряемость, повышенную, по сравнению с маслами нефтяными, термическая и химическая стабильность. Применяются в авиационных двигателях, в качестве трансмиссионных масел и гидравлических жидкостей. Особо устойчивы к высоким температурам (до 300—400 °С) и радиации полифениловые эфиры и эфиры a-дигидроперфторспиртов. В качестве негорючих гидравлических жидкостей используют эфиры фосфорной кислоты. Все эфиры имеют хорошие противоизносные свойства.

Полиорганосилоксаны — разновидность кремнийорганических полимеров — отличаются малой испаряемостью и достаточно высокой термической стабильностью. По вязкостно-температурной характеристике они превосходят все другие С. м., но уступают им по смазочному действию. Наиболее термически стабильные полифенилсилоксаны выдерживают нагревание выше 250 °С. Полиметилсилоксаны не застывают при температурах до —100 °С и ниже. Полиорганосилоксаны применяют для смазки малонагруженных узлов трения механизмов и приборов, работающих в широком диапазоне температур. Они используются также в амортизаторах, тормозных и демпферных устройствах, чему способствует высокая сжимаемость полиорганосилоксанов.

Галогениды углерода — углеводороды, в молекулах которых атомы водорода замещены на. фтор или фтор и хлор. Отличаются особой стойкостью к O₂, HNO₃, Н₂О₂ и др. химически активным соединениям. Имеют плохую вязкостно-температурную характеристику, высокую испаряемость. Наиболее ценные характеристики имеют перфторалкилполиэфиры (стабилизированные полимеры окиси перфторпропилена). Используют такие С. м. в ядерной и ракетной технике, в химической промышленности, при эксплуатации в условиях высоких температур или в контакте с агрессивными средами.

Полиалкиленгликоли — продукты взаимодействия окиси этилена или окиси пропилена (и их смесей) с водой, спиртом, этиленгликолем. Отличаются хорошими вязкостно-температурными свойствами; не дают отложений на деталях после разложения при нагревании. Используют в качестве высокотемпературных смазочных материалов и теплоносителей в бумажной, керамической, стекольной и других отраслях промышленности. В связи с довольно высокой стоимостью, дефицитностью и особенностями свойств потребление С. м. составляет лишь доли процента от масел нефтяных. С развитием техники и усложнением условий смазки применение С. м. расширяется.

Лит.: Синтетические смазочные материалы и жидкости, под ред. Р.-С. Гундерсона и А.-В. Харта, пер. с англ., М. — Л., 1965; Технология органических веществ, 1967, М., 1968; Лебедев Н. Н., Химия и технология основного органического и нефтехимического синтеза, М., 1971.

Смазка в технике, термин, имеющий различные значения: режимы трения деталей машин (смазывание); материалы, облегчающие трение и процессы; обработки металлов резанием и давлением; подача смазочных материалов в узлы трения; материалы, служащие для защиты поверхностей от коррозии и уплотнения соединений деталей машин.

1) Смазывание — смазочное действие смазочного материала на поверхности трения, в результате чего уменьшаются трение и изнашивание поверхностей. Между трущимися поверхностями создаётся смазочный слой, обеспечивающий минимальное сопротивление тангенциальному сдвигу и достаточно большое сопротивление нормальным нагрузкам (см. также Трение внешнее). Наиболее благоприятные режимы С. обеспечиваются подбором оптимальных смазочных материалов, подачей их к трущимся поверхностям в необходимых количествах, рациональной конструкцией узлов трения, а также выбором правильной технологии.

2) Смазочные материалы — вещества, используемые для предотвращения задира и заедания, уменьшения и упорядочения износа взаимно перемещающихся поверхностей. Особая группа смазочных материалов — смазочно-охлаждающие жидкости, например применяемые при обработке металлов резанием, технологические масла, используемые при обработке металлов давлением (ковке, прокатке, волочении и т. п.).

3) Способы подачи смазочного материала к трущимся поверхностям определяются свойствами материала, функциями и условиями работы узла трения. Для масел характерны картерная и циркуляционная системы С. В первом случае узел трения помещают в герметичный картер, на дно которого наливают масло. В циркуляционных системах масло из картера или бака насосом по маслопроводу подаётся в узел трения, откуда самотёком или принудительно возвращается в картер. Циркуляционная система С. включает в себя фильтры, сепараторы, отстойники, радиаторы, контрольно-измерительную аппаратуру. Существуют фитильная и капельная подача смазочных масел, С. масляным туманом и т. п. Пластичные С. закладывают непосредственно в узлы трения при изготовлении машин или пропрессовывают их в узел через устройства, называемые пресс-маслёнками, с помощью ручных или механических шприцев. Для С. применяют также колпачковые, пружинные и другие маслёнки. Некоторые машины (например, прокатные станы, шагающие экскаваторы) имеют централизованные системы С.

4) Консервационные (защитные) материалы — вещества, служащие для предотвращения коррозионного разрушения металлических изделий и деталей машин при их хранении (консервации) и эксплуатации. Обычно для этого используют углеводородные пластичные С. — вазелины. Находят применение жидкие консервационные масла и твёрдые покрытия. Для получения твёрдого покрытия на защищаемую поверхность наносят раствор парафина и церезина с ингибиторами коррозии в летучих нефтепродуктах. После испарения растворителя на поверхности остаётся твёрдое покрытие толщиной около 0,1 мм.

5) Уплотнительные материалы — вещества, используемые для герметизации вакуумных систем, трубопроводной арматуры, резьбовых соединений труб и т. п. Уплотнительные материалы применяют также для облегчения монтажа и разборки резьбовых и других соединений. Обычно применяют пластичные С., содержащие до 20% порошка графита, дисульфида молибдена, мягких металлов и т. п.

Лит.: Крагельский И. В., Трение и износ, М., 1968; Розенберг Ю. А., Влияние смазочных масел на долговечность и надежность деталей машин, М., 1970; Костецкий Б. И., Натансон М. Э., Бершадский Л. И., Механохимпческие процессы при граничном трении, М., 1972; Синицын В. В., Подбор и применение пластичных смазок, 2 изд., М., 1974.

Смазочные материалы, вещества, обладающие смазочным действием. Применяются для смазки трущихся деталей машин и приборов, а также при обработке металлов давлением. В качестве С. м. используют жидкие масла преимущественно нефтяного происхождения (см. Масла нефтяные), синтетические масла, пластичные смазки, твёрдые вещества (графит, дисульфид молибдена, полимеры с наполнителями), газообразные вещества (воздух, пары углеводородов, галогенопроизводные метана и др.) и поверхностно-активные вещества (мыла, глицерин и пр.). По агрегатному состоянию, свойствам и назначению разделяются на группы и сорта. См. также Смазочно-охлаждающие жидкости.

Лит.: Розенберг Ю. А., Влияние смазочных масел на долговечность и надежность деталей машин, М., 1970; Товарные нефтепродукты, их свойства и применение. Справочник, под ред. Н. Г. Пучкова, М., 1971; Майорова Л. А., Твердые неорганические вещества в качестве высокотемпературных смазок, М., 1971.

Пластичные смазки, консистентные смазки, смазочные материалы, проявляющие в зависимости от нагрузки свойства жидкости или твёрдого тела. При малых нагрузках они сохраняют свою форму, не стекают с вертикальных поверхностей и удерживаются в негерметизированных узлах трения. П. с. состоят из жидкого масла, твёрдого загустителя, присадок и добавок. Частицы загустителя в составе П. с., имеющие коллоидные размеры, образуют структурный каркас, в ячейках которого удерживается дисперсионная среда (масло). Благодаря этому П. с. начинают деформироваться подобно аномально-вязкой жидкости только при нагрузках, превышающих предел прочности П. с. (обычно 0,1—2 кн/м², или 1—20 гс/см²). Сразу после прекращения деформирования связи структурного каркаса восстанавливаются и смазка вновь приобретает свойства твёрдого тела. Это позволяет упростить конструкцию и снизить вес узлов трения, предотвращает загрязнение окружающей среды. Сроки смены П. с. больше, чем смазочных материалов. В современных механизмах П. с. часто не меняют в течение всего срока их службы. Промышленность СССР в 1974 выпускала около 150 сортов П. с. Их мировое производство составляет около 1 млн. т в год (3,5% выпуска всех смазочных материалов).

П. с. получают, вводя в нефтяные, реже синтетические, масла 5—30 (обычно 10—20) % твёрдого загустителя. Процесс производства периодический. В варочных котлах готовят расплав загустителя в масле. При охлаждении загуститель кристаллизуется в виде сетки мелких волокон. Загустители с температурой плавления выше 200—300 °С диспергируют в масле при помощи гомогенизаторов, например коллоидных мельниц. При изготовлении в состав некоторых П. с. вводят присадки (антиокислительные, антикоррозионные, противозадирные и др.) или твёрдые добавки (антифрикционные, герметизирующие).

П. с. классифицируют по типу загустителя и по области применения. Наиболее распространены мыльные П. с., загущенные кальциевыми, литиевыми, натриевыми мылами высших жирных кислот. Гидратированные кальциевые П. с. (солидолы) работоспособны до 60—80 °С, натриевые до 110 °С, литиевые и комплексные кальциевые до 120—140 °С. На долю углеводородных П. с., загущаемых парафином и церезином, приходится 10—15% всего выпуска П. с. Они имеют низкую температуру плавления (50—65 °С) и используются в основном для консервации металлоизделий.

В зависимости от назначения и области применения различают следующие типы П. с. Антифрикционные, снижающие трение скольжения и уменьшающие износ. Их применяют в подшипниках качения и скольжения, шарнирах, зубчатых и цепных передачах индустриальных механизмов, приборов, транспортных, с.-х. и др. машин. Консервационные, предотвращающие коррозию металлоизделий. В отличие от др. покрытий (окраска, хромирование) они легко удаляются с трущихся и др. поверхностей при расконсервировании механизма. К уплотнительным П. с. относятся арматурные (для герметизации прямоточных задвижек, пробковых кранов), резьбовые (для предотвращения заедания тяжелонагруженных или высокотемпературных резьбовых пар), вакуумные (для герметизации подвижных вакуумных соединений).

Лит.: Бонер К. Дж., Производство и применение консистентных смазок, пер. с англ., М., 1958; Синицын В. В., Подбор и применение пластичных смазок, 2 изд., М., 1974; Фукс И. Г., Пластичные смазки, М., 1972.

Смазочно-охлаждающие жидкости (СОЖ), обычно сложные многокомпонентные системы, предназначенные в основном для смазки и охлаждения металлообрабатывающих инструментов и деталей, что способствует снижению износа инструментов и повышению точности обработанных деталей (в процессе обработки материалов СОЖ выполняют, кроме того, ряд других функций: вымывают абразивную пыль и стружку, защищают обработанные детали, инструмент и оборудование от коррозии, улучшают санитарно-гигиенические условия работы). В зависимости от состава различают три группы СОЖ. Чистые минеральные масла или масла с противоизносными и противозадирными присадками жиров, органических соединений серы, хлора, фосфора; часто к ним добавляют также антикоррозионные, антиокислительные и антипенные присадки в количестве 5—50%. Водные эмульсии минеральных масел, которые получают на месте потребления разбавлением водой эмульсолов, состоящих из 40—80% минерального масла и 20—60% эмульгаторов, связующих веществ, ингибиторов коррозии, антивспенивателей, бактерицидов. Водные растворы поверхностно-активных веществ и низкомолекулярных полимеров, которые, аналогично эмульсолам, получают из концентратов, содержащих 40—60% поверхностно-активных веществ, полимеров, ингибиторов коррозии, антивспенивателей, бактерицидов и 40—60% воды. Концентрация рабочих эмульсий и растворов зависит от условий применения и обычно составляет 2—10%. СОЖ получают компаундированием (смешением) базовой основы с присадками.

Применяются СОЖ главным образом при обработке металлов резанием, обработке металлов давлением, при обработке пластмассы и металлокерамики. В каждом отдельном случае выбор СОЖ определяется видом и режимом обработки, составом и свойствами инструментального и обрабатываемого материалов, требованиями к качеству обработанной поверхности, способом подачи жидкости и др. Масляные СОЖ, благодаря их высоким смазочным свойствам, широко применяют при тяжёлых режимах обработки (низкие скорости, большие глубины резания); водные СОЖ с учётом их охлаждающих свойств используют главным образом для высокоскоростной обработки.

Лит.: Ошер Р. Н., Производство и применение смазочно-охлаждающих жидкостей (для обработки металлов резанием), 3 изд., М., 1963; Панкин А. В., Бурдов Д. Н., Изготовление и применение новых охлаждающе-смазывающих жидкостей, М., 1964,

Зола, несгорающий остаток, образующийся из минеральных примесей топлива при полном его сгорании. Содержание З. в каменных и бурых углях находится в пределах примерно от 1 до 45% и более, в горючих сланцах — от 50 до 80%, в топливном торфе — от 2 до 30%, в дровах — обычно менее 1%, в растительном топливе др. видов — от 3 до 5%, в мазуте — чаще до 0,15%, но иногда выше. Верхний предел содержания минеральных примесей определяется технической возможностью и экономической целесообразностью использования данного ископаемого в качестве топлива.

Присутствие З. снижает относительное содержание горючих составных частей в топливе. При сжигании топлива некоторое количество тепла теряется вместе с З. В котлоагрегатах расплавленная З. оседает на трубах топочных экранов, ширм и др. элементов в виде спекшегося шлака. Отложения З. на поверхностях нагрева препятствуют передаче тепла от топочных газов к воде или пару и увеличивают аэродинамическое сопротивление котла. Летучая З. истирает котельные трубы и дымососы, при удалении с дымовыми газами З. загрязняет атмосферу.

В промышленности строительных материалов З. используется для производства некоторых видов бетона. Из З. некоторых углей добывают редкие и рассеянные элементы, например германий и галлий:.

В сельском хозяйстве З. широко применяют как удобрение, содержащее калий в форме поташа (K₂CO₃), легкорастворимого в воде и доступного растениям соединения. В З. находятся и др. минеральные вещества, необходимые растениям, — фосфор, кальций, магний, сера, бор, марганец и др. макро- и микроэлементы. Высокое содержание углекислого кальция в З. сланцев и торфа позволяет использовать её для снижения кислотности почв. Среднее содержание в З. соединений (в %), содержащих основные элементы питания растений, приведено в таблице:

Содержание минеральных веществ в З., применяемой как удобрение, в %

Вносят З. во все почвы, под все культуры, но наиболее целесообразно удобрять ею табак, картофель, гречиху, бобовые, лён, плодовые культуры. З. вносят под вспашку, при перекопке почвы под кронами деревьев (4—15 ц/га), при посадке картофеля, рассады капусты и томатов (3—5 ц/га), используют её для подкормки лугов, пропашных и зерновых культур (3—5 ц/га). З. нельзя смешивать с органическими и аммиачными удобрениями (во избежание потерь аммиака), а также с суперфосфатом и др. водорастворимыми фосфорными удобрениями (вызывает ретроградацию, чем понижает усвояемость фосфатов растениями).

Лит.: Агрохимия, под ред. В. М. Клечковского и А. В. Петербургского, М., 1967; Химизация сельского хозяйства. Научно-технический словарь-справочник, под ред. Л. Л. Балашова и С. И. Вольфковича, 2 изд., М., 1968.

Кокс (нем. Koks, от англ. соке), искусственное твёрдое топливо повышенной прочности; получается при нагревании до высоких температур (950—1050 °С) без доступа воздуха природных топлив или продуктов их переработки (см. Коксование). В зависимости от вида сырья различают каменноугольный, электродный пековый и нефтяной К. Основное количество К. производится из каменного угля.

Каменноугольный К. применяют главным образом в доменном процессе для выплавки чугуна (доменный К.). К. здесь служит одновременно топливом и восстановителем железной руды. В значительно меньших количествах К. используется в литейном производстве (литейный К.), для агломерации руд, в химической промышленности, цветной металлургии и др.

Производство каменноугольного К. возникло в 18 в., когда понадобилось заменить становившийся всё более дефицитным древесный уголь для доменных печей. Первая промышленная плавка на К. была выполнена в Великобритании в 1735. К 1970 мировое производство К. превысило 300 млн. т в год. В СССР, занимающем по производству К. 1-е место в мире, в 1972 было произведено 79,75 млн. т.

Каменноугольный К. представляет собой удлинённые куски серого цвета. Истинная относительная плотность К. 1,80—1,95 г/м³, кажущаяся, с учётом пор, 0,8—1,0, пористость в среднем около 50%. Насыпная масса К. 400—500 кг/м³. Теплота сгорания К. около 29 Мдж/кг (около 7000 ккал/кг), а его горючей массы около 33 Мдж/кг (около 8000 ккал/кг).

Содержание углерода в горючей массе К. выше 96%, выход летучих веществ 0,8—1,0%. Содержание влаги в К. при сухом тушении не превышает 0,5%, а при мокром — обычно 2—4%. Содержание серы в доменном К. из донецких углей составляет 1,5—1,9%, из кузнецких — 0,4—0,5%; для литейного К. оно не должно превышать 1,2%. Содержание фосфора в К. при выплавке, например, бессемеровского чугуна не должно превышать 0,015%. Зольность доменного К. должна быть не выше 9—10,5%. При увеличении количества этих составных частей К. ухудшается качество металла, повышается расход К. и шихты и резко снижается производительность доменной печи.

Электродный пековый и нефтяной К. имеют по сравнению с каменноугольным очень низкую зольность, как правило, не выше 0,3% (до 0,8% у нефтяного К.) Электродный пековый К. получают коксованием в камерных динасовых печах высокоплавкого каменноугольного пека. Нефтяной К. образуется также при крекинге и пиролизе продуктов перегонки нефти. Электродный пековый и нефтяной К. — основное сырьё для производства электродов.

Лит.: Справочник коксохимика, т. 2, М., 1965; Гофтман М. В., Прикладная химия твердого топлива, М., 1963.

Газы природные горючие, газообразные углеводороды, образующиеся в земной коре.

Общие сведения и геология. Промышленные месторождения Г. п. г. встречаются в виде обособленных скоплений, не связанных с каким-либо др. полезным ископаемым; в виде газонефтяных месторождений, в которых газообразные углеводороды полностью или частично растворены в нефти или находятся в свободном состоянии и заполняют повышенную часть залежи (газовые шапки) или верхние части сообщающихся между собой горизонтов газонефтяной свиты; в виде газоконденсатных месторождений, в которых газ обогащен жидкими, преимущественно низкокипящими углеводородами.

Г. п. г. состоят из метана, этана, пропана и бутана, иногда содержат примеси легкокипящих жидких углеводородов — пентана, гексана и др.; в них присутствуют также углекислый газ, азот, сероводород и инертные газы. Многие месторождения Г. п. г., залегающие на глубине не более 1,5 км, состоят почти из одного метана с небольшими примесями его гомологов (этапа, пропана, бутана), азота, аргона, иногда углекислого газа и сероводорода; с глубиной содержание гомологов метана обычно растет. В газоконденсатных месторождениях содержание гомологов метана значительно выше, чем метана. Это же характерно для газов нефтяных попутных. В отдельных газовых месторождениях наблюдается повышенное содержание углекислого газа, сероводорода и азота. Встречаются Г. п. г. в отложениях всех геологических систем начиная с конца протерозоя и на различных глубинах, но чаще всего до 3 км. Образуются Г. п. г. в основном в результате катагенетического преобразования органического вещества осадочных горных пород (см. Газы земной коры). Залежи Г. п. г. формируются в природных ловушках на путях миграции газа.

Миграция происходит в результате статической или динамической нагрузки пород, выжимающих газ, а также при свободной диффузии газа из областей высокого давления в зоны меньшего давления. Различают внерезервуарную региональную миграцию сквозь мощные толщи пород различной проницаемости по капиллярам, порам, разломам и трещинам и внутрирезервуарную локальную миграцию внутри хорошо проницаемых пластов, коллектирующих газ.

Газовые залежи по особенностям их строения разделяются на две группы: пластовые и массивные. В пластовых залежах скопления газа приурочены к определённым пластам-коллекторам. Массивные залежи не подчиняются в своей локализации определённым пластам. Наиболее распространены среди пластовых сводовые залежи, сохраняемые мощной глинистой или галогенной покрышкой. Подземными природными резервуарами для 85% общего числа газовых и газоконденсатных залежей служат песчаные, песчано-алевритовые и алевритовые породы, нередко переслоённые глинами; в остальных 15% случаев коллекторами газа являются карбонатные породы. Серия залежей, подчинённых единой геологической структуре, составляет отдельные месторождения. Структуры месторождений различны для складчатых и платформенных условий. В складчатых районах выделяются две группы структур, связанные с антиклиналями и моноклиналями. В платформенных районах намечаются 4 группы структур: куполовидных и брахиантиклинальных поднятий, эрозионных и рифовых массивов, моноклиналей, синклинальных прогибов. Все газовые и газонефтяные месторождения приурочены к тому пли иному газонефтеносному осадочному (осадочно-породному) бассейну, представляющему собой автономные области крупного и длительного погружения в современной структуре земной коры. Среди них различают 4 группы: приуроченные к внутриплатформенным прогибам (например, Мичиганский и Иллинойсский бассейн Сев. Америки, Волго-Уральская обл. СССР); приуроченные к прогнутым краевым частям платформ (например, Зап.-Сибирский в СССР); контролируемые впадинами возрожденных гор (бассейны Скалистых гор в США, бассейны Ферганской и Таджикской впадин в СССР); связанные с предгорными и внутренними впадинами молодых альпийских горных сооружений (Калифорнийский бассейн в США, сахалинский бассейн в СССР). Всё больше открывается газовых залежей в зоне шельфа и в мелководных бассейнах (например, в Северном море крупные газовые месторождения — Уэст-Сол, Хьюит, Леман-Банк).

Мировые геологические запасы горючих газов на континентах, в зоне шельфов и мелководных морей, по прогнозной оценке, достигают 10¹⁵ м³, что эквивалентно 10¹² т нефти.

СССР обладает огромными ресурсами Г. п. г. Наиболее крупными месторождениями являются: Уренгойское (4 триллиона м³) и Заполярное (1,5 триллиона м³), приуроченные к меловым отложениям Зап.-Сибирского бассейна Вуктыльское (750 млрд. м³) и Оренбургское (650 млрд. м³) в Волго-Уральской обл.; Газли (445 млрд. м³) в Средней Азии; Шебслинское (390 млрд. м³) на Украине; Ставропольское (220 млрд. м³) на Сев. Кавказе. Среди зарубежных стран наиболее крупными запасами Г. п. г. располагают (оценка общих запасов в триллионах м³): США (8,3), Алжир (4,0), Иран (3,1), Нидерланды (2,3); крупнейшими месторождениями за рубежом являются (в триллионах м³): в США — Панхандл-Хьюготон (1,96); в Нидерландах — Слохтерен (Гронинген) (1,65); в Алжире — Хасси-Рмель (около 1).

Применение. Г. п. г. — высокоэкономичное энергетическое топливо, теплота сгорания 32,7 Мдж/м³(7800 ккал/м³) и выше, широко применяется как топливо на электростанциях, в чёрной и цветной металлургии, цементной и стекольной промышленности, при производстве стройматериалов и для коммунально-бытовых нужд.

Углеводороды, входящие в состав Г. п. г., — сырьё для производства метилового спирта, формальдегида, ацетальдегида, уксусной кислоты, ацетона и др. органических соединений. Конверсией кислородом или водяным паром из метана — основного компонента Г. п. г. — получают синтез-газ (CO+H₂), широко применяемый для получения аммиака, спиртов и др. органических продуктов. Пиролизом и дегидрогенизацией (см. Гидрогенизация) метана получают ацетилен, сажу и водород, используемый главным образом для синтеза аммиака. Г. п. г. применяют также для получения олефиновых углеводородов, и в первую очередь этилена и пропилена, которые в свою очередь являются сырьём для дальнейшего органического синтеза. Из них производят пластические массы, синтетические каучуки, искусственные волокна и др. продукты.

Добыча Г. п. г. включает извлечение газов из недр, их сбор, учёт и подготовку к транспортировке потребителю (т. н. разработка газовых месторождений), а также эксплуатацию скважин и наземного оборудования. Особенность добычи Г. п. г. из недр по сравнению с добычей твёрдых полезных ископаемых состоит в том, что весь сложный путь газа от пласта до потребителя герметизирован.

Выходы Г. п. г. из естественных источников (например, «вечные огни» в Дагестане, Азербайджане, Иране и др.) использовались человеком с незапамятных времён. Позже нашёл применение природный газ, получаемый из колодцев и скважин (например, в 1-м тыс. н. э. в Китае, в провинции Сычуань, при бурении скважин на соль было открыто месторождение Цзылюцзин, газ которого служил для выпаривания соли из растворов). Эпизодическое использование природного газа, добываемого из случайно открытых залежей, продолжалось на протяжении многих столетий. К середине 19 в. относят применение природного газа как технологического топлива (например, на базе месторождения Дагестанские Огни было организовано стекольное производство). Поисками и разработкой газовых залежей не занимались вплоть до 20-х гг. 20 в., когда начинается промышленная разработка чисто газовых месторождений: вначале залегающих на малых (около сотен м), а затем на всё больших глубинах. В этот период разработка месторождений велась примитивно: буровые скважины размещались на залежи по равномерной сетке с расстоянием между ними в среднем в 1 милю (1,6 км). Добыча Г. п. г. из скважины составляла 10—20% от потенциальной производительности скважины (абсолютно свободного её дебита), а в отдельных случаях (при благоприятных геологических условиях и характеристике пласта) рабочие дебиты были большие.

В 30-х гг. благодаря развитию техники бурения скважин и переходу на большие глубины (1500—3000 м и более) был открыт новый тип залежи — газоконденсатный; разработка этих залежей потребовала создания новой технологии.

Конец 40-х гг. характеризуется интенсивным развитием отечественной газовой промышленности и внедрением в практику научных методов разработки газовых и газоконденсатных месторождений. В 1948 под руководством сов. учёного Б. Б. Лапука создан первый научно обоснованный проект разработки газового месторождения (Султангулово Куйбышевской обл.). В последующие годы промышленные месторождения Г. п. г. разрабатываются по проектам, составленным на основе последних достижений промысловой геологии, гидродинамики и др. Важным этапом освоения месторождения является его разведка. Детальная разведка газовой залежи требует бурения большого числа глубоких скважин, часто количество разведочных скважин превышает необходимое число эксплуатационных.

Советскими учёными в послевоенный период созданы и внедрены новые методы разработки месторождений газа. На первой стадии освоения газовой залежи происходит её опытно-промышленная эксплуатация, в ходе которой (2—5 лет) уточняются характеристики залежи — свойства пласта, запасы газа, продуктивность скважин, степень подвижности пластовых вод и т. д. Месторождение подключается к ближайшему газопроводу или служит для газоснабжения местных потребителей. Вторая стадия — промышленная эксплуатация, основанная на достаточно полных сведениях о месторождении, полученных в ходе опытно-промышленной разработки. В этой стадии различают три основных периода — нарастающей, постоянной и падающей добычи. Первый период занимает 3—5 лет. Он связан с бурением скважин и оснащением газового промысла. За это время добывается 10—20% от общих запасов газа. Второй период продолжается около 10 лет, в течение которых из залежи отбирается 55—60% запасов газа. Количество скважин в это время растет, т. к. продуктивность каждой из них в отдельности падает, а общий отбор газа по залежи остаётся неизменным. Когда давление в пласте понижается до 5—6 Мн/м² (50—60 кгс/см²), вводится в эксплуатацию дожимная газокомпрессорная станция, повышающая давление газа, отбираемого из залежей, до значения, при котором обычно работает магистральный газопровод. Третий период — падающей добычи — не ограничен во времени. Разработка газовой залежи происходит в основном 15—20 лет. За это время извлекается 80—90% запасов газа.

В себестоимости добычи Г. п. г. 40—60% составляют затраты на сооружение эксплуатационных скважин. Чтобы скважина, пробурённая на газоносный пласт, дала газ, достаточно её открыть, однако высокодебитные скважины полностью открывать нельзя, т. к. при свободном истечении газа может произойти разрушение пласта и ствола скважины, обводнение скважины за счёт притока пластовой воды, нерационально будет расходоваться энергия газа, находящегося в пласте под давлением. Поэтому расход газа ограничивается, для чего обычно используется штуцер (местное сужение трубы), устанавливаемый чаще всего на головке скважины. Суточный рабочий дебит скважин составляет от десятков м³ до нескольких млн. м³.

С конца 60-х гг. в СССР впервые в мировой практике пробурены сверхмощные скважины с диаметром эксплуатационной колонны 8—12 дюймов (200—300 мм).

Продуктивность газовых скважин зависит от свойств пласта, метода его вскрытия и конструкции забоя скважины. Чем более проницаем пласт, чем он мощнее и чем лучше сообщается пласт с внутренней частью скважины, тем более продуктивна скважина. Для увеличения продуктивности газовой скважины в карбонатных породах (известняки, доломиты) забой обрабатывают соляной кислотой, которая, реагируя с породой, расширяет каналы притока газа; в крепких породах применяют торпедирование забоя, в результате которого призабойная зона пласта приобретает сеть трещин, облегчающих движение газа. Интенсификация притока газа достигается также с помощью т. и. гидропескоструйной перфорации колонны обсадных труб, улучшающей степень сообщаемости пласта со скважиной, и путём гидравлического разрыва пласта, при котором в пласте образуются одна или несколько больших трещин, заполненных крупным песком, имеющим низкое фильтрационное сопротивление. При выборе системы размещения скважин на газовом месторождении учитываются не только свойства пласта, но и топография местности, система сбора газа, характер истощения залежи, сроки ввода в эксплуатацию компрессорной станции и др. Скважины располагаются на площади месторождения равномерно по квадратной или треугольной сетке либо неравномерно — группами. Чаще применяется групповое размещение , при котором облегчается обслуживание скважин, возможна комплексная автоматизация процессов сбора, учёта и обработки продукции -Эта система обычно оказывается самой выгодной и по экономическим показателям Например, на Северо-Ставропольском газовом месторождении групповое расположение скважин в центральной части залежи позволило сократить (по сравнению с равномерным размещением) более чем вдвое число эксплуатационных скважин, что дало экономию около 10 млн. руб.

Разработка газоконденсатных месторождений осуществляется тремя основными способами. Первый, широко применяемый в США, состоит в том, что в пласте посредством обратной закачки в него газа, из которого на поверхности выделены тяжёлые углеводороды, поддерживается достаточно высокое давление (т. н. сайклинг-процесс); благодаря этому конденсат не выпадает в пласте и подаётся на поверхность в газообразном состоянии. Извлечение конденсата и обратная закачка тощего (с содержанием тяжёлых углеводородов — не больше 10%) газа в пласт продолжается, пока большая часть конденсата из залежи не извлечена. При этом запасы газа консервируются в течение длительного времени. Второй способ состоит в том, что для поддержания пластового давления в газоносные пласты закачивается вода. Это позволяет использовать извлекаемый газ немедленно после выделения из него конденсата. Однако закачка воды может привести к потерям как газа, так и конденсата вследствие т. н. защемления газа (неполное вытеснение газа водой). Этот способ применяется редко. По третьему способу газоконденсатные месторождения разрабатываются как чисто газовые. Этот способ используется в тех случаях, когда содержание конденсата в газе невелико или если общие запасы газа в месторождении малы.

Разработку газового месторождения осуществляет газовый промысел, который представляет собой сложное, размещенное на большой территории хозяйство. На среднем по масштабу газовом промысле имеются десятки скважин, которые расположены на территории, исчисляемой сотнями км². Основные технологические задачи газового промысла — обеспечение запланированного режима работы скважин, сбор газа по скважинам, учёт его и подготовка к транспортировке (выделение из газа твёрдых и жидких примесей, конденсата тяжёлых углеводородов, осушка газа и очистка от сероводорода, содержание которого не должно превосходить 2 г на 100 м³).

Способ выделения конденсата зависит от температуры, давления, состава газа и от того, обрабатывается ли газ чисто газового месторождения или газоконденсатного. Поступающий из залежи природный газ всегда содержит некоторое количество воды; соединяясь с углеводородами, она образует снеговидное вещество — гидраты углеводородов (см. Гидратообразование). Гидраты осложняют добычу и транспорт газа.

Прежде чем транспортировать Г. п. г. к местам потребления, их подвергают переработке, имеющей целью удаление из Г. п. г. механических примесей, вредных компонентов (H₂S), тяжёлых углеводородных газов (пропана, бутана и др.) и водяных паров. Для удаления механических примесей применяются сепараторы различной конструкции. Удаление влаги из газов осуществляется низкотемпературной сепарацией, т. е. конденсацией водяных паров при низких температурах (до — 30 °С), развивающихся в сепараторах вследствие дросселирования газа (снижение давления газа в 2—4 раза), или поглощением водяных паров твёрдыми (см. Адсорбция) или жидкими (см. Абсорбция) веществами. Такими же способами выделяются из газов и тяжёлые углеводородные газы с получением сырого газового бензина, который затем разделяется (см. Ректификация) на стабильный газовый бензин и товарные лёгкие углеводороды (технический пропан, технический бутан, пропан-бутановая смесь и др. фракции). При необходимости из Г. п. г. удаляются и вредные вещества, главным образом сероводород. Для удаления серы из газов используется ряд твёрдых и жидких веществ, связывающих серу. Газ после обработки на промысле под давлением 4,5—5,5 Мн/м² (45—55 кгс/см²) подаётся по коллектору для осушки на промысловый газосборный пункт или на головные сооружения магистрального газопровода. Г. п. г. чисто газовых месторождений обычно подвергаются лишь осушке и очистке от твёрдых примесей.

Переход к комплексному проектированию разработки газовых месторождений, интенсификация притока газа к скважинам, автоматизация установок на газовых промыслах позволили значительно увеличить рабочие дебиты скважин, улучшить подготовку газа к транспортировке и снизить себестоимость природного газа.

Лит.: Газовые месторождения СССР. Справочник, 2 изд., М., 1968; Еременко Н. А., Геология нефти и газа, М., 1968; Смирнов А. С., Ширковский А. И., Добыча н транспорт газа, М., 1957; Коротаев Ю. П., Полянскии А. П., Эксплуатация газовых скважин, 2 изд., М., 1961: Шмыгля П. Т., Разработка газовых и газоконденсатных месторождений (теория и практика), М., 1967; Базлов М. Н., Жуков А. И., Алексеев Т. С., Подготовка природного газа и конденсата к транспорту, М., 1968; Разработка газового месторождения системой неравномерно расположенных скважин, М., 1968; Гудков С. ф., Переработка углеводородов природных и попутных газов, М., 1960.

Газы нефтяные попутные, углеводородные газы, сопутствующие нефти и выделяющиеся из неё при сепарации. Количество газов (в м³), приходящееся на 1 т добытой нефти (т. н. газовый фактор), зависит от условий формирования и залегания нефтяных месторождений и может изменяться от 1—2 до нескольких тыс. м³/т нефти. Суммарная добыча Г. н. п. в СССР составила 18,8 млрд. м³ (1967). В отличие от газов природных горючих, состоящих в основном из метана, Г. н. п. содержат значительные количества этана, пропана, бутана и др. предельных углеводородов. Кроме того, в Г. н. п. присутствуют пары воды, а иногда и азот, углекислый газ, сероводород и редкие газы (гелий, аргон).

Перед подачей в магистральные газопроводы Г. н. п. перерабатывают на т. н. газоперерабатывающих заводах, продукцией которых являются газовый бензин, т. н. отбензиненный газ и углеводородные фракции, представляющие собой технически чистые углеводороды (этан, пропан, бутан, изобутан и др.) или их смеси.

Газовый бензин применяют как компонент автомобильных бензинов. Сжиженные газы (пропан-бутановая фракция) широко используют как моторное топливо для автотранспорта или как топливо для коммунально-бытовых нужд. Углеводородные фракции — ценное сырьё для химической и нефтехимической промышленности. Они широко используются для получения ацетилена. Пиролизом этана получают этилен — важный продукт для органического синтеза. При окислении пропан-бутановой фракции образуются ацетальдегид, формальдегид, уксусная кислота, ацетон и др. продукты. Изобутан служит для производства высокооктановых компонентов моторных топлив, а также изобутилена — сырья для изготовления синтетического каучука. Дегидрированием изопентана получают изопрен — важный продукт при производстве синтетических каучуков.

Лит.: Рябцев Н. И., Естественные и искусственные газы, 2 изд., М., I960; Чураков А. М., Газоотбензинивающие установки, М., 1962.

Газы нефтепереработки, смеси газов, состоящие в основном из низкомолекулярных углеводородов, образующихся на нефтеперегонных установках и при термических и каталитических процессах переработки нефтяного сырья. В отличие от газов природных горючих и газов нефтяных попутных, большинство Г. н. содержат значительные количества непредельных углеводородов и водород. Исключение составляют газы, выделяющиеся при прямой перегонке нефти, а также газы каталитического риформинга и гидроформинга, которые состоят из парафиновых углеводородов (метан, этан, пропан и др.) и небольшого количества примесей (азот, кислород, углекислый газ и др.). Большое количество непредельных углеводородов находится в газах, образующихся при проведении высокотемпературных процессов (например, общее содержание непредельных углеводородов в Г. н. при жёстких режимах коксования доходит до 50% по массе, каталитического крекинга тяжёлого сырья — до 56% по массе).

Выход Г. н. на установках крекинга, пиролиза и др. составляет (на перерабатываемую нефть) 8,5—9,5%, в том числе до 2,5% непредельных углеводородов. Содержание водорода в Г. н. колеблется от 0,2% в газах термического крекинга до 7% в газах риформинга. Входящие в состав Г. н. непредельные углеводороды (этилен, пропилен, бутилен, бутадиен и др.) являются сырьем для нефтехимической промышленности и для получения высокооктановых компонентов моторных топлив. Г. н. обладают высокой теплотой сгорания 52,3 Мдж/м³ (до 12 500 ккал/м³) и используются в качестве топлива.

Лит.: Тарасов А. И., Газы нефтепереработки и методы их анализа, М., 1960; Основы технологии нефтехимического синтеза, под ред. А. И. Динцеса и Л. А. Потоловского, М., 196(Смидович Е. В., Деструктивная переработка нефти и газа, М., 1966 (Технология переработки нефти и газа, ч.2).

Глинистый раствор, технологическое наименование взвеси глины в воде, применяемой в качестве промывочной жидкости при бурении скважин. Приготавливают из порошкообразных или комовых глин в специальных устройствах; иногда Г. р. образуется в буровой скважине из разбуриваемых глин. Свойства Г. р. изменяются под влиянием выбуренной породы, температуры и др. Для придания требуемых свойств в Г. р. добавляют различные химические реагенты, тяжёлые минеральные порошки — утяжелители, нефть и др. Г. р., закачиваемый в скважину насосами по бурильным трубам, захватывает частицы выбуренной породы, выносит их на поверхность и после очистки от породы снова закачивается в скважину. Г. р. в потоке обладает свойствами жидкости, в покое — твёрдого тела. Отфильтровывая в пористые стенки скважины жидкую фазу, Г. р. способен образовывать тонкую малопроницаемую корку. Благодаря этому Г. р. препятствует возникновению газовых, нефтяных и водяных фонтанов, предупреждает обвалы стенок скважины и заклинивание бурильных труб, вращает забойный двигатель — турбобур, охлаждает долото, способствует интенсификации бурения.

Лит.: Бурение нефтяных и газовых скважин, М., 1961.

Пульпа, смесь тонкоизмельчённого (мельче 1—0,5 мм) полезного ископаемого с водой. П. образуется при измельчении руд перед обогащением, при гидродобыче, гидротранспорте и т.п.

От плотности (отношение массы твёрдой и жидкой фаз) и дисперсности (количество классов различной крупности) зависят вязкость П., возрастающая с увеличением плотности и количества тонких классов (микронных размеров), а также скорость оседания твёрдых частиц, уменьшающаяся с повышением плотности П. и содержания в ней мелких частиц.

Водоотдача, способность насыщенных до полной влагоёмкости горных пород отдавать часть воды путём свободного отекания под влиянием силы тяжести. В. равна разности между полной и максимальной молекулярной влагоёмкостью. Количество гравитационной воды (т. е. воды, способной двигаться в сообщающихся порах, пустотах и трещинах под влиянием силы тяжести) в литрах, которое можно получить из 1 м³ породы, называется удельной В. Водоотдача горных пород характеризуется коэффициентом В., выражаемым в долях единицы или процентах. Значения коэффициента В. составляют в среднем для супеси и тонкозернистого песка 0,10—0,15, крупнозернистого песка 0,25—0,35, песчаника 0,02—0,03, трещиноватого известняка 0,008—0,10. Величина коэффициента В. зависит от гранулометрического состава и пористости пород, а также от вязкости воды. В. определяется лабораторными методами или рассчитывается по результатам наблюдений за режимом вод, опытных откачек и данных эксплуатации подземных вод.

Полимеры (от греч. polymeres — состоящий из многих частей, многообразный), химические соединения с высокой молекулярной массой (от нескольких тысяч до многих миллионов), молекулы которых (макромолекулы) состоят из большого числа повторяющихся группировок (мономерных звеньев). Атомы, входящие в состав макромолекул, соединены друг с другом силами главных и (или) координационных валентностей.

Макромолекулы одного и того же химического состава могут быть построены из звеньев различной пространственной конфигурации. Если макромолекулы состоят из одинаковых стереоизомеров или из различных стереоизомеров, чередующихся в цепи в определённой периодичности, П. называются стереорегулярными (см. Стереорегулярные полимеры).

П., макромолекулы которых содержат несколько типов мономерных звеньев, называются сополимерами. Сополимеры, в которых звенья каждого типа образуют достаточно длинные непрерывные последовательности, сменяющие друг друга в пределах макромолекулы, называются блоксополимерами. К внутренним (неконцевым) звеньям макромолекулы одного химического строения могут быть присоединены одна или несколько цепей другого строения. Такие сополимеры называются привитыми (см. также Сополимеры).

П., в которых каждый или некоторые стереоизомеры звена образуют достаточно длинные непрерывные последовательности, сменяющие друг друга в пределах одной макромолекулы, называются стереоблоксополимерами.

В зависимости от состава основной (главной) цепи П. делят на: гетероцепные, в основной цепи которых содержатся атомы различных элементов, чаще всего углерода, азота, кремния, фосфора, и гомоцепные, основные цепи которых построены из одинаковых атомов. Из гомоцепных П. наиболее распространены карбоцепные П., главные цепи которых состоят только из атомов углерода, например полиэтилен, полиметилметакрилат, политетрафторэтилен. Примеры гетероцепных П. — полиэфиры (полиэтилентерефталат, поликарбонаты и др.), полиамиды, мочевино-формальдегидные смолы, белки, некоторые кремнийорганические полимеры. П., макромолекулы которых наряду с углеводородными группами содержат атомы неорганогенных элементов, называются элементоорганическими (см. Элементоорганические полимеры). Отдельную группу П. образуют неорганические полимеры, например пластическая сера, полифосфонитрилхлорид (см. Неорганические полимеры).

Свойства и важнейшие характеристики. Линейные П. обладают специфическим комплексом физико-химических и механических свойств. Важнейшие из этих свойств: способность образовывать высокопрочные анизотропные высокоориентированные волокна и плёнки (см. Полимеров ориентированное состояние); способность к большим, длительно развивающимся обратимым деформациям (см. Высокоэластическое состояние); способность в высокоэластическом состоянии набухать перед растворением; высокая вязкость растворов (см. Растворы полимеров, Набухание). Этот комплекс свойств обусловлен высокой молекулярной массой, цепным строением, а также гибкостью макромолекул. При переходе от линейных цепей к разветвленным, редким трёхмерным сеткам и, наконец, к густым сетчатым структурам этот комплекс свойств становится всё менее выраженным. Сильно сшитые П. нерастворимы, неплавки и неспособны к высокоэластическим деформациям.

П. могут существовать в кристаллическом и аморфном состояниях. Необходимое условие кристаллизации — регулярность достаточно длинных участков макромолекулы. В кристаллических П. возможно возникновение разнообразных надмолекулярных структур (фибрилл, сферолитов, монокристаллов и др.), тип которых во многом определяет свойства полимерного материала. Надмолекулярные структуры в незакристаллизованных (аморфных) П. менее выражены, чем в кристаллических.

Незакристаллизованные П. могут находиться в трёх физических состояниях: стеклообразном, высокоэластическом и вязкотекучем. П. с низкой (ниже комнатной) температурой перехода из стеклообразного в высокоэластическое состояние называются эластомерами, с высокой — пластиками. В зависимости от химического состава, строения и взаимного расположения макромолекул свойства П. могут меняться в очень широких пределах. Так, 1,4-цис-полибутадиен, построенный из гибких углеводородных цепей, при температуре около 20 °С — эластичный материал, который при температуре — 60 °С переходит в стеклообразное состояние; полиметилметакрилат, построенный из более жёстких цепей, при температуре около 20 °С — твёрдый стеклообразный продукт, переходящий в высокоэластическое состояние лишь при 100 °С. Целлюлоза — полимер с очень жёсткими цепями, соединёнными межмолекулярными водородными связями, вообще не может существовать в высокоэластическое состоянии до температуры её разложения. Большие различия в свойствах П. могут наблюдаться даже в том случае, если различия в строении макромолекул на первый взгляд и невелики. Так, стереорегулярный полистирол — кристаллическое вещество с температурой плавления около 235 °С, а нестереорегулярный (атактический) вообще не способен кристаллизоваться и размягчается при температуре около 80 °С.

П. могут вступать в следующие основные типы реакций: образование химических связей между макромолекулами (т. н. сшивание), например при вулканизации каучуков, дублении кожи; распад макромолекул на отдельные, более короткие фрагменты (см. Деструкция полимеров); реакции боковых функциональных групп П. с низкомолекулярными веществами, не затрагивающие основную цепь (т. н. полимераналогичные превращения); внутримолекулярные реакции, протекающие между функциональными группами одной макромолекулы, например внутримолекулярная циклизация. Сшивание часто протекает одновременно с деструкцией. Примером полимераналогичных превращений может служить омыление поливинилацетата, приводящее к образованию поливинилового спирта. Скорость реакций П. с низкомолекулярными веществами часто лимитируется скоростью диффузии последних в фазу П. Наиболее явно это проявляется в случае сшитых П. Скорость взаимодействия макромолекул с низкомолекулярными веществами часто существенно зависит от природы и расположения соседних звеньев относительно реагирующего звена. Это же относится и к внутримолекулярным реакциям между функциональными группами, принадлежащими одной цепи.

Некоторые свойства П., например растворимость, способность к вязкому течению, стабильность, очень чувствительны к действию небольших количеств примесей или добавок, реагирующих с макромолекулами. Так, чтобы превратить линейный П. из растворимого в полностью нерастворимый, достаточно образовать на одну макромолекулу 1—2 поперечные связи.

Важнейшие характеристики П. — химический состав, молекулярная масса и молекулярно-массовое распределение, степень разветвлённости и гибкости макромолекул, стереорегулярность и др. Свойства П. существенно зависят от этих характеристик.

Получение. Природные П. образуются в процессе биосинтеза в клетках живых организмов. С помощью экстракции, фракционного осаждения и др. методов они могут быть выделены из растительного и животного сырья. Синтетические П. получают полимеризацией и поликонденсацией. Карбоцепные П. обычно синтезируют полимеризацией мономеров с одной или несколькими кратными углерод-углеродными связями или мономеров, содержащих неустойчивые карбоциклические группировки (например, из циклопропана и его производных). Гетероцепные П. получают поликонденсацией, а также полимеризацией мономеров, содержащих кратные связи углерод-элемент (например, С = О, С º N, N = С = О) или непрочные гетероциклические группировки (например, в окисях олефинов, лактамах).

Применение. Благодаря механической прочности, эластичности, электроизоляционным и др. ценным свойствам изделия из П. применяют в различных отраслях промышленности и в быту. Основные типы полимерных материалов — пластические массы, резины, волокна (см. Волокна текстильные, Волокна химические), лаки, краски, клеи, ионообменные смолы. Значение биополимеров определяется тем, что они составляют основу всех живых организмов и участвуют практически во всех процессах жизнедеятельности.

Историческая справка. Термин «полимерия» был введён в науку И. Берцелиусом в 1833 для обозначения особого вида изомерии, при которой вещества (полимеры), имеющие одинаковый состав, обладают различной молекулярной массой, например этилен и бутилен, кислород и озон. Т. о., содержание термина не соответствовало современным представлениям о П. «Истинные» синтетические полимеры к тому времени ещё не были известны.

Ряд П. был, по-видимому, получен ещё в 1-й половине 19 в. Однако химики тогда обычно пытались подавить полимеризацию и поликонденсацию, которые вели к «осмолению» продуктов основной химической реакции, т. е., собственно, к образованию П. (до сих пор П. часто называли «смолами»). Первые упоминания о синтетических П. относятся к 1838 (поливинилиденхлорид) и 1839 (полистирол).

Химия П. возникла только в связи с созданием А. М. Бутлеровым теории химического строения (начало 60-х гг. 19 в.). А. М. Бутлеров изучал связь между строением и относительной устойчивостью молекул, проявляющейся в реакциях полимеризации. Дальнейшее своё развитие (до конца 20-х гг. 20 в.) наука о П. получила главным образом благодаря интенсивным поискам способов синтеза каучука, в которых участвовали крупнейшие учёные многих стран (Г. Бушарда, У. Тилден, нем. учёный К. Гарриес, И. Л. Кондаков, С. В. Лебедев и др.). В 30-х гг. было доказано существование свободнорадикального (Г. Штаудингер и др.) и ионного (американский учёный Ф. Уитмор и др.) механизмов полимеризации. Большую роль в развитии представлений о поликонденсации сыграли работы У. Карозерса.

С начала 20-х гг. 20 в. развиваются также теоретические представления о строении П. Вначале предполагалось, что такие биополимеры, как целлюлоза, крахмал, каучук, белки, а также некоторые синтетические П., сходные с ними по свойствам (например, полиизопрен), состоят из малых молекул, обладающих необычной способностью ассоциировать в растворе в комплексы коллоидной природы благодаря нековалентным связям (теория «малых блоков»). Автором принципиально нового представления о полимерах как о веществах, состоящих из макромолекул, частиц необычайно большой молекулярной массы, был Г. Штаудингер. Победа идей этого учёного (к началу 40-х гг. 20 в.) заставила рассматривать П. как качественно новый объект исследования химии и физики.

Лит.: Энциклопедия полимеров, т. 1—2, М., 1972—74; Стрепихеев А. А., Деревицкая В. А., Слонимский Г. Л., Основы химии высокомолекулярных соединений, 2 изд., [М., 1967]; Лосев И. П., Тростянская Е. Б., Химия синтетических полимеров, 2 изд., М., 1964; Коршак В. В., Общие методы синтеза высокомолекулярных соединений, М., 1953; Каргин В. А., Слонимский Г. Л., Краткие очерки по физике-химии полимеров, 2 изд., М., 1967; Оудиан Дж., Основы химии полимеров, пер. с англ., М., 1974; Тагер А. А., физико-химия полимеров, 2 изд., М., 1968; Тенфорд Ч., физическая химия полимеров, пер. с англ., М., 1965.

Страна, название месторождения, год открытия	Нефтегазоносные бассейны, области, районы	П родуктивные отло жения			Плотность нефти, г/см³	Содержание S в нефти, %
		средняя глубина, м	геологический возраст	литологический состав
		средняя глубина, м	геологический возраст	литологический состав
СССР
Арланское , 1955	Волго-Уральская	1200	карбон	песчаники и известняки	0,900	3,15
Балаханы -Сабунчи, 1871	Южно-Каспийская	1500	плиоцен	песчаники	0,865—0,940	0,2
Западно-Тэбукское , 1959	Тимано -Печорский	1900	девон	песчаники	0,852	0,50
Ленинское, 1956	Южно-Каспийская	2000	плиоцен	пески	0,860	0,2
Нефтяные Камни*, 1951	Южно-Каспийская	1000	плиоцен	песчаники	0,820—0,925	0,2
Ромашкинское , 1948	Волго-Уральская	1500	девон	песчаники	0,810	1,7
Самотлорское , 1965	Западно-Сибирский	2000	нижний мел	песчаники	0,850	0,76
Старогрозненское, 1893	Предкавказская	300—3000	миоцен и	песчаники и	0,850	0,2
			верхний мел	известняки	0,850	0,2
Туймазинское , 1937	Волго-Уральская	1480	девон и карбон	песчаники	0,850	1,50
Узеньское , 1961	Мангышлакский	800	юра	песчаники	0,855	0,2
Болгария
Долни -Дыбник, 1962	Мизийская	3400	триас	известняки	0,814	0,12
Венгрия
Будафапуста , 1937	Панонская	1000	миоцен	песчаники	0,833	—
Китай
Карамайское , 1955	Джунгарская	200	триас	песчаники	0,860	—
Румыния
Кыштна -Драгонянска, 1883	Плоештинская	600	миоцен	песчаники	0,850	0.20

Страна, название месторождения, год открытия	Запасы извлекаемые, млн. т		Продуктивные отложения			Средняя плотность, г/см³	Содержание серы, %
Страна, название месторождения, год открытия	начальные	на 1 января 1973	средняя глубина, м	геологический возраст	литологический состав	Средняя плотность, г/см³	Содержание серы, %
Ближний и Средний Восток
Ирак
Киркук, 1957	2115	1322	1300	палеоген-неоген	известняки	0,845	2,0
Эр-Румайла, 1953	1852	1639	3300	мел	известняки	0,850	—
Иран
Гечсаран, 1928	1557	1169,4	2130	палеоген-неоген	известняки	0,869	1,66
Марун, 1964	1472	1279,9	3350	палеоген-неоген	известняки	0,859	—
Агаджари, 1938	1367	663,2	1980	палеоген-неоген	известняки	0,856	1,36
Ахваз, 1958	1246	1144,5	2740	палеоген-неоген	известняки	0.861	1,66
Сассан², 1966	203	175	2100	юра	известняки	0,855	—
Катар
Духан, 1940	323	152	2200	юра	известняки	0,820	1,3
Кувейт
Бурган, 1938	2240	1140	1460	мел	песчаники	0,871	2,5
Объединённые Арабские эмираты
Абу-Заби
Мурбан, 1960	439	267,3	2600	юра	известняки	0,830	0,6
Дубаи
Фатех², 1966	216	198,9	2600	юра	известняки	0.861	—
Саудовская Аравия Гавар, 1948	10142	9784	2040	юра	известняки	0,845	1,7-2,1
Сафання », 1951	2913	2583	1550	мел	известняки	0,898	2,90
Абкайк , 1940	1120	578	2030	юра	известняки	0,835	1,30
Манифа², 1957	1015	1002	2420	юра	известняки	0,887	3,00
Берри , 1964	999	961	2270	юра	известняки	0,860	2,40
Северная Америка
Канада
Пембина , 1953	240	143	1940	мел	песчаники	0,8524	0,42
Суан -Хилс, 1957	173	140	2660	девон	известняки	0,8251	0,80
Редуотер , 1948	107	47	975	девон	известняки	0,8498	0,42
Ледюк , 1947	78	37	930	девон	известняки	0,8251	0,30
Мексика
Поса -Рика, 1930	270	132	2160	мел	известняки	0,845	1,77
Эбано -Пануко, 1901	204	59,4	492	мел	известняки	0,986	5,38
Наранхос -Серро, 1909	173	2,4	440	мел	известняки	0,934	3,80
Аренке³ , 1970	142,5	142	3640	мел	известняки	0,898	—
США
Прадхо -Бей (Аляска), 1968	1400	1400	2640	триас	песчаники	0,8735	—
(Техас), 1930	790	250	1100	мел	песчаники	0,830	0,31
Уилмингтон (Калифорния), 1932	332	116	311	палеоген-неоген	песчаники	0,874	1,00
Панхандл (Техас), 1910	187,5	20,7	950	Пермь	известняки	0,835	0,13
					доломит
Элк -Хилс (Калифорния), 1919	177	138,5	700	палеоген-неоген	песчаники	0,78-0,93	0,68
Хантингтон -Бич (Калифорния), 1920	166	19,1	640	палеоген-неоген	песчаники	0,887—0,986	1,57
Шо -Вел-Там (Оклахома), 1955	155	29,0	580	палеоген-неоген	песчаники	0,850	—
Лонг -Бич (Калифорния), 1921	126,5	3,4	1340	палеоген-неоген	песчаники	0,865—0,910	1,29
Трейдинг -Бей⁴ (Аляска), 1963	56,6	3,1	3500	палеоген-неоген	песчаники	0,834	0,50
Южная Америка
Аргентина
Чубут , 1907	105	27,7	1830	мел	известняки	0,907—0,919	—
Санта -Крус, 1944	97	18	1830	мел	известняки	0,815	—
Бразилия
Агуа -Гранди, 1951	36,6	8,7	1500	девон	известняки	0,815—0,835	—
Венесуэла
Лагунильяс⁵, 1926	1500	356	914	палеоген-неоген	песчаники	0,902	2,18
Бачакеро », 1930	962	327	1050	палеоген-неоген	песчаники	0,912	2,62
Тиа -Хуана», 1928	668	271	914	палеоген-неоген	песчаники	0,935	1,49
Лама, 1957	568	339	2535	палеоген-неоген	песчаники	0,863	—
Кабимас , 1917	232	57,4	670	палеоген-неоген	песчаники	0,911	1,71
Ла-Пас, 1925	225	118,8	2450	мел	известняки	0,863	—
Ламар⁵ , 1958	184	103,6	3960	палеоген-неоген	песчаники	0,856	—
Мене-Гранде, 1914	175	89,5	1260	палеоген-неоген	песчаники	0.944	2,65
Колумбия
Орито , 1963	137	126,3	2000	мел	известняки	0,853	—
Африка
Алжир
Хасси-Месауд, 1956	1420	1230	3350	кембрий-ордовик	песчаники	0,811	0,1
Зарзаитин, 1958	149	79	1400	девон-карбон	песчаники	0,815	—
Ангола
Кабинда⁶, 1966	182	162,6	2350	мел	песчаники	0,913	—
Арабская Республика Египет
Эль-Морган¹, 1965	219	166,4	1950	палеоген-неоген	песчаники	0,865	—
Ливия
Серир, 1961	1105	101,7	2740	мел	песчаники	0,836	—
Зельтен, 1959	551	342,8	2320	мел	песчаники	—	0,23
Джало, 1961	558	431,7	1920	палеоген-неоген	песчаники	0,847	0,52
Нигерия
Бому, 1968	85	55,4	2290	палеоген-неоген	песчаники	0,859	—
Мерен⁷, 1965	69,5	54,8	2740	палеоген-неоген	песчаники	0,830	0,1
Юго-Восточная Азия и Австралия
Бруней
Сериа, 1928	137	29,2	1600	палеоген-неоген	песчаники	0,845	—
Ампа⁸, 1963	137	113,6	2480	палеоген-неоген	песчаники	0,820	—
Индонезия
Минас, 1944	987	779,6	730	палеоген-неоген	песчаники	0,860	0,1
Дури, 1941	294	261,1	300	палеоген-неоген	песчаники	0,918	—
Австралийский Союз
Кингфиш⁹, 1967	127	117,4	2575	палеоген-неоген	песчаники	0,793	—
Халибут⁹, 1967	83	63,6	2290	палеоген-неоген	песчаники	0,811	—
3ападная Европа
Великобритания
Фотиз¹⁰ , 1970	266	266	2440	палеоген	песчаники	0,837	—
Брент¹⁰, 1971	200	200	3200	палеоген	известняки		—
Норвегия
Экофиск¹⁰, 1970	155	153,2	3300	мел	известняки	0,845	0,18

Битумы	Дуктильность, мм (при 25°С)	Пенетрация, мм (при 25°С)	Температура размягчения (°С)	Температура вспышки (°С)
Твёрдые	1,0-3,0	0,5-4,0	60-90	230
Полутвёрдые	40-60	4,1-20,0	25—50	180—200

Группа масел		Тип двигателей
А		Нефорсированные карбюраторные и дизельные
Б	Б₁	Maлофорсированные карбюраторные
	Б₂	Maлофорсированные дизельные
В	В₁	Cpeднефорсированные карбюраторные
	В₂	Среднефорсированные дизельные
Г	Г₁	Высокофорсированные карбюраторные
	Г₂	Bысокофорсированные дизельные
Д		Высокофорсированные дизельные, работающие в тяжёлых условиях
Е		Малооборотные дизельные, работающие на тяжёлом топливе с содержанием серы до 3,5%

Зола	Калий (К₂О)	Фосфор (Р₂О₅)	Кальций (СаО)
Стеблей подсолнечника	30—35	2—4	18—20
Соломы:
гречишной	25—35	2—4	16—19
ржаной	10—14	4—6	8—10
пшеничной	9—18	3—9	4—7
Дров:
берёзовых	10—12	4—6	35—40
еловых	3—4	2—3	23—26
сосновых	10—12	4—6	30—40
Кизячная	10—12	4—6	7—9
Торфяная	0,5—4,8	1,2—7,0	15—26
Сланцевая	0,5—1,2	1—1,5	36—48

Показатели	Марки
Показатели	А-66	A-72	A-76	АИ-93	АИ-98
Октановое число по моторному методу (не менее)	66	72	76	85	89
Содержание тетраэтилсвинца, г/кг бензина (не более)	0,6	—	0,41	0,82	0,82
Температура начала перегонки бензина, °С (не ниже)	35	35	35	35	35
Конец кипения, °С (не выше)	205/185	195/185	195/185	195/185	195*
Давление насыщенных паров, кн/м² (не более)	670/930	670/930	670/930	670/930	670
мм рт. ст. (не более)	500/700	500/700	500/700	500/700	500
Индукционный период, мин (не менее)	450	600	900	900	900
Кислотность, КОН мг/л бензина (не более)	30	30	30	30	30
Содержание (фактическое) смол, мг/л бензина (не более)	150	100	100	70	70
Содержание серы, % (не более)	0,15	0,12	0,10	0,10	0,10

Показатель	Сорт топлива
	Т-1	ТС-1	термостабильные
	Т-1	ТС-1	РТ	Т-6
Плотность (кг/м³) при 20 °С, не менее	800	775	775	840
Фракционный состав:
10% перегоняется при температуре (°С), не выше	175	165	175	195
98% перегоняется при температуре (°С), не выше	280	250	280	315
Теплота сгорания низшая, кдж/кг (ккал/кг),	43050 (10250)	43050 (10250)	43260 (10300)	43260 (10300)
Температура начала кристаллизации (°С), не выше	—60	—60	—60	—60
Общее содержание серы (%), не более	0,10	0,25	0,10	0,05
Содержание меркаптановой серы (%), не более	—	0,005	0,001	—

Показатели

Марки