1) Краткие сведения о происхождении, добыче и транспортировке нефти

Существуют две теории происхождения нефти - биогенная (органическая) и абиогенная (неорганическая).

По органической теории происхождения нефти, нефть и газ образуются из органического вещества, находящегося в осадочных породах.

По неорганической гипотезе углеводороды нефти образовались в результате взаимодействия воды с находящимися в недрах земли карбидами металлов.

Мировая добыча	3895	Китай	181
Саудовская Аравия	526	Венесуэлла	155
Россия	470	Канада	145
США	310	Норвегия	138
Иран	200	Кувейт	130
Мексика	187

2)Из истории развития добычи и переработки нефти

1859 г. – бурение первой нефтяной скважины Э. Дрейком

1879 – образование треста Стандарт Ойл

1885 г. – изобретение двигателя внутреннего сгорания Отто

1877 г. – образование нефтяного предприятия братьев Н. Нобелей в России

1878 г. – изобретение В. Шуховым форсунки для сжигания мазута

1880 г. – изобретение дизельного двигателя Р. Дизелем

1911 г. – разделение треста Стандарт Ойл

1913 г. – открытие Бартоном процесса термического крекинга нефтяных фракций

1928 г. – создание нефтяного картеля «Семь сестер»

1935 г. – создание промышленного процесса каталитического крекинга Е. Гудри

1938 г. – создание промышленного процесса риформинга В. Ипатьевым

1960 г. – Образование ОПЕК

1975 г. – принятие закона о повышение требований к качеству

нефтепродуктов

1980 – 1990 г. – проведение конгресса в США мероприятий по углублению

переработки нефти

1991 г. – принятие закона о чистом воздухе (США)

1992 г. – образование российских нефтяных компаний

1999 – 2000 г. – слияние крупных нефтяных компаний

2006 – 2010 г. – резкое влияние возрастания роли цены нефти на мировое

экономическое сообщество

3) Основные задачи современной нефтепереработки

Глубину переработки Г нефти рассчитывают по формуле:

Г = (НП – ТМ – П) × 100 / Н

где НП – количество вырабатываемого на НПЗ товарных нефтепродуктов (без топочного мазута) и топочного мазута (ТМ) соответственно, тыс. т. / год; П – безвозвратные потери, тыс. т. /год; Н – мощность НПЗ, тыс. т. / год

Величину отбора светлых нефтепродуктов С определяют по формуле:

С = (Б + К + Д + А + ЖП + СГ + Р) × 100 / Н

где Б, К, Д, А, ЖП, СГ, Р – количество получаемых на НПЗ соответственно бензина, керосина, дизельного топлива, ароматических углеводородов, жидких парафинов, сжиженных газов, растворителей, тыс. т. / год; Н – мощность НПЗ, тыс. т. /год

США	95,1
Европа	87,0
Россия	72,1

4) . Состав и характеристика попутных газов

Нефтяной газ – смесь газо- и парообразных углеводородных и

неуглеводородных компонентов, выделяющихся из пластовой

нефти при ее разгазировании.

Содержание компонентов, %(об.)
N2	H2S	CO2	CH4	C2H6	C2H8	ΣC4	ΣC5	C6H14 + высшие*

5) По содержанию общей серы конденсаты подразделяют на три типа:

I – бессернистые и малосернистые с содержанием общей серы не более 0,05% (мас.);

II – сернистые с содержанием общей серы от 0,05 до 0,8% (мас.)

III – высокосернистые с содержанием общей серы выше 0,8% (мас.).

По содержанию парафиновых углеводородов нормального строения:

Н₁ – высокопарафинистые, во фракции которых с температурой кипения 200-320⁰С содержание комплексообразующих составляет не менее 25% (мас.)

Н₂ – парафинистые, во фракции которых с температурой кипения 200-320⁰С содержание комплексообразующих составляет 18-25% (мас.)

Н₃ – малопарафинистые, во фракции которых с температурой кипения 200-320⁰С содержание комплексообразующих составляет от 12 до 18% (мас.)

Н₄ – беспарафинистые, с содержанием в дизельной фракции менее 12% (мас.) комплексообразующих

Ф1 – конденсаты облегченного фракционного состава с концом

кипения не выше 250⁰С, содержащие не менее 80% (мас.)

бензиновых фракций;

Ф2 – конденсаты промежуточного фракционного состава, выкипающие в пределах 250 – 320⁰С;

Ф3 – конденсаты с концом кипения выше 320⁰С

6) Элементный состав некоторых нефтей

Нефть

Плотность, кг/м^3

Содержание, % (мас.)

Содержание металлов, мг/кг

Нафтеновые углеводороды

Ароматические углеводороды