МОНТАЖ (франц. montage - подъём установка, сборка, от monter - поднимать), сборка и установка сооружений конструкций, технологического оборудования агрегатов, машин (см. Сборка машин, аппаратов, приборов и др. устройств и готовых частей и элементов.
МОНТАЖ в строительстве - основной производственный процесс, выполняемый при возведении зданий и сооружений или и реконструкции, в результате которого устанавливают в проектное положение строительные конструкции, инженерное технологическое оборудование и др. МОНТАЖ технологического оборудования включает также присоединение его к источникам энергоснабжения системам очистки и удаления отходов оснащение приборами, средствами автоматизации и контроля.
СТРОИТЕЛЬНО-МОНТАЖНЫЕ ОРГАНИЗАЦИИ в СССР, организационно обособленные производственно-хозяйственные единицы, основным видом деятельности которых является строительство новых, реконструкция, капитальный ремонт и расширение действующих объектов (предприятий, их отдельных очередей, пусковых комплексов, зданий, сооружений), а также монтаж оборудовани я. К государственным СТРОИТЕЛЬНО-МОНТАЖНЫМ ОРГАНИЗАЦИЯМ относятся строительные и монтажные тресты (тресты-площадки, тресты гор. типа, территориальные, союзные специализированные тресты); домостроительные, заводостроительные и сельские строительные комбинаты; строительные, (монтажные) управления и приравненные к ним организации (напр., передвижные механизированные колонны, строительно-монтажные поезда и др.).
ПРОЕКТИРОВАНИЕ (от лат. projectus, буквально - брошенный вперёд), процесс создания проекта - прототипа, прообраза предполагаемого или возможного объекта, состояния. Различают этапы и стадии ПРОЕКТИРОВАНИЯ, характеризующиеся определённой спецификой. Предметная область ПРОЕКТИРОВАНИЯ постоянно расширяется. Наряду с традиционными видами ПРОЕКТИРОВАНИЯ (архитектурно-строительным, машиностроительным, технологическим и др.) начали складываться самостоятельные направления ПРОЕКТИРОВАНИЯ человеко-машинных систем (решающих, познающих, эвристических, прогнозирующих, планирующих, управляющих и т. п.) (см. Система "человек и машина"), трудовых процессов, организаций, экологическое, социальное, инженерно-психологич., генетическое ПРОЕКТИРОВАНИЕ и др. Наряду с дифференциацией ПРОЕКТИРОВАНИЯ идёт процесс его интеграции на основе выявления общих закономерностей и методов проектной деятельности.
ПРОМСТРОЙПРОЕКТ, проектный институт в ведении Госстроя СССР. Находится в Москве. Организован в 1933. В составе института архитектурно-строительные и конструкторские отделы; ПРОМСТРОЙПРОЕКТ возглавляет объединение "Союзхимстройниипроект" с проектными институтами в Киеве, Ростове-на-Дону, Тольятти, Алма-Ате. Разрабатывает проекты (архитектурно-строительные и сан.-технич. части) производственных зданий и сооружений крупнейших промышленных предприятий автомобильной, машиностроит., металлургич., химич. и др. отраслей пром-сти; схемы генеральных планов пром. узлов и упорядочения существующих пром. районов; мероприятия по повышению уровня индустриализации строительтсва за счёт унификации и типизации зданий, сооружений и конструкций и внедрения эффективных строит. материалов; нормативные документы и методич. указания по проектированию пром. зданий и сооружений. Периодически публикует реферативную информацию "Строительное проектирование промышленных предприятий". Награждён орденом Трудового Красного Знамени (1958)
| Схема расположения скважин при разработке нефти с заводнением пластов: / - внешний контур нефтеносности; 2 - внутренний контур нефтеносности; 3 - нагнетательные внутрикон-турные скважины; 4 - нагнетательные законтурные скважины; 5 - эксплуатационные скважины.
интенсивной эксплуатации иногда применяется площадное заводнение; в этом случае нагнетат. скважины располагаются по всей площади пласта. Расстояния между скважинами составляют от 400 до 800 м. На одном месторождении пробуривают от неск. десятков до неск. тысяч эксплуатационных скважин (в зависимости от размера месторождения). Общее число эксплуатационных скважин по СССР 62 079, нагнетательных скважин 9135 (на 1 янв. 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 H. водой при разработке залежей успешно применяется для H. с вязкостью в пластовых условиях до 0,15-0,2 з (0,015-0,02н-сек/м2). При больших вязкостях коэфф. нефтеотдачи существенно снижается, а расход воды на вытеснение единицы объёма H. увеличивается. Однако даже при низких вязкостях при вытеснении H. водой около половины геологич. запасов H. остается 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 H. и вытесняющей её жидкости. Изменение неблагоприятного соотношения вязкости осуществляют также понижением вязкости H. Этот способ может быть реализован нагнетанием в пласт теплоносителей (горячей воды или пара). В 70-х гг. вновь начали применять тепловое воздействие па пласт путём создания внутрипластового очага горения, впервые предложенного в СССР в нач. 30-х п. (см. Термическая нефтедобыча). Большие перспективы связаны со способом добычи H. при помощи сочетания заводнения с внутри-пластовым горением, к-рое поддерживается закачкой в пласт водовоздушных смесей. Проводятся (1974) теоретич. и экспериментальные исследования повышения нефтеотдачи путём вытеснения H. растворителями и системами, растворимыми одновременно в H. и в воде. При глубоком залегании пластов для повышения нефтеотдачи в ряде случаев успешно применяегся нагнетание в пласт газа высокого давления.
Разработку неглубоко залегающих пластов, насыщенных высоковязкой H., в нек-рых случаях осуществляют шахтным способом (см. Шахтная. добыча нефти).
Эксплуатация нефтяных скважин. Извлечение H. из скважин производится либо за счёт естеств. 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 онтанирования скважину переводят на механизированный способ добычи. К механизированным способам относятся: газлифтный, или эрлифтный, и глубин-нонасосный (с помощью штанговых, по-гружных 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 нач. 70-х гг., и способ, использующий погружные электроцентробежные насосы, к-рый позволяет отбирать из скважин большое количество жидкости (воды и H.). В США 8% скважин эксплуатируются фонтанным способом и 92% - механизированным (1972). На месторождениях H. Бл. Востока большая часть скважин эксплуатируется фонтанным способом.
Нефтяным промыслом наз. техноло-гич. комплекс, состоящий из скважин, трубопроводов и установок различного назначения, с помощью к-рых на месторождении осуществляют извлечение H. и сопровождающего её газа из недр Земли. Вся продукция скважин, состоящая из H. 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 H., определяют процент содержащейся в ней воды и количество попутного газа, приходящегося на 1 т добытой H. (т. н. газовый фактор). На основе этих замеров подсчитывают суточный дебит H. (в т) и газа (в м3) по каждой скважине в отдельности. К групповой установке подключают обычно 10-30 скважин. Суточная добыча H. на различных нефтепромыслах колеблется в широких пределах, достигая десятков тыс. т. Важным этапом процесса добычи H. является сепарация - отделение газа от H., производимое в газонефтяном сепараторе. Такие сепараторы группируют в одном или неск. пунктах промысла. H., освобождённая 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 H. не более 50 мг на 1 л. Газ направляют потребителям или на газобензиновый завод для переработки. Обезвоживание и обессоливание осуществляется тепловым, химич. или электрич. способом. Значит, часть солей удаляется при обезвоживании с отделяемой водой, однако иногда требуется дополнит, обессоливание пропусканием H. через слой пресной воды. Отделённая от H. вода подвергается очистке для последующей закачки в пласты или сброса в канализацию. H. 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 0C, отделении лёгких углеводородов и последующей их конденсации. Полученные при этом нестабильный бензин и газ направляются на газобензиновые заводы, находящиеся обычно вблизи нефт. промысла. Для уменьшения расхода топлива на нагревание и сокращения эксплуатационных расходов все три процесса - обезвоживание, обессоливание и стабилизацию - совмещают в установке комплексной подготовки H. Подготовкой наз. придание H. товарных кондиций. Товарная H. накапливается в резервуарах и из них откачивается в магистральные нефтепроводы или в ж.-д. цистерны для доставки к месту переработки. Эта принципиальная технологич. схема работы нефт. промысла может видоизменяться в зависимости ог продуктивности скважин, преобладающего способа эксплуатации, величин давления и темп-ры H. на устье скважин, физико-химич. свойств H., содержания в ней газа, воды и песка, а также от природных и климатич. условий.
Существенные дополнения в обычную технологич. схему промысла вносит применение газлифтного способа эксплуатации, при к-ром на промысле необходима газлифтная компрессорная станция с газо-распределит. и газосборными трубопроводами.
На месторождениях, разрабатываемых с помощью искусств, заводнения, сооружают систему водоснабжения с насосными станциями. Воду берут из естеств. водоёмов с помощью водозаборных сооружений или преим. используют сточные пластовые воды нефтепромысла после их очистки. В нек-рых случаях воду извлекают из водоносного пласта в нагнетательной скважине и перепускают её в продуктивный пласт, используя погруж-ной электроцентробежный насос. Для очистки закачиваемой в пласт воды от механич. 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, к-рые подают воду через водораспреде-лит. 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 H. на промысле, при к-рой H. 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 отд. трубопровод. Отсюда H. 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 нефт. промыслах, движение H. из скважин происходит за счёт превышения отметки устья скважины над отметкой групповогс сборного пункта. При напорных системах достаточно собственного давления н устье скважин для подачи H. с газе к центр, сборному пункту промысла откуда H. подаётся в товарные резервуары, а газ - на потребление или переработку. На нефт. промыслах CCCР применяются неск. напорных схем нефтегазосбора: в Азербайджане и Туркмении распространена т. н. однотрубная схема Барояна и Везирова, на месторождениях Сибири - схема внутрипромыслового сбора и транспорта Гипровостокнефти.
Рис. 10. Схема автоматизированной высоконапорной системы промыслового сбора и подготовки нефти, газа и воды для больших по площади месторождений: / - 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; // - 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.
Наряду с осн. технологии. оборудованием на нефт. промысле имеются системы технич. водо- и энергоснабжения, установки для очистки промысловых сточных вод (рис. 11), ремонтные мастерские, складские помещения и т. д.
При разработке нефт. месторождений, приуроченных к континентальным шельфам, создают морские нефтепромыслы.
На нефт. промыслах проводятся большие работы по автоматизации промысловых технологии. установок, широко распространяются индустриальные методы строительства технологич. установок. Создаются: групповые замерные установки, к-рые 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 H., а также кустовые насосные станции, моноблочные автоматич. газомотокомпрессоры. Развитие нефтепромыслового строительства основывается на внедрении заводского изготовления отд. транспортабельных блоков осн. технологич. оборудования, доставки блоков на промысел и монтирования их на месте. Это даёт возможность в неск. раз ускорить и удешевить сооружение важнейших технологич. установок.
Рис. 11. Схема очистки сточных вод нефтепромыслов по закрытой системе: / - 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.
VI. Химический состав и физические свойства. Технологическая характеристика
1.- сложная смесь алканов (парафиновые или ациклич. насыщенные углеводороды), нек-рых цикланов (нафтенов)ароматич. углеводородов различной молекулярной массы, а также кислородных, сернистых и азотистых соединений. Улеводородный состав H. изменяется в различных месторождениях. Бензиновые и керосиновые фракции большинства H. СССР характеризуются значительным содержанием алканов (св. 50%). Во фракциях отдельных H. преобладают нафтеновые углеводороды (50-75% ). Содержание ароматических углеводородов в бензиновых и керосиновых фракциях большинства H. колеблется от 3 до 15% и от 16 до 27% соответственно. Масляные дистилляты иногда значительно различаются по углеводородному составу. Наибольшим содержанием ароматич. углеводородов (в нек-рых случаях до 53-65%) отличаются фракции высокосернистых H. Часто H. характеризуются значит, содержанием твёрдых углеводородов, состоящих в основном из углеводородов нормального строения. Кислородные соединения содержатся в H. в виде нафтеновых кислот и асфаль-тово-смолистых веществ, состоящих из асфальтов и смол (на их долю приходится св. 90% содержащегося в H. кислорода). К сернистым соединениям относятся сероводород, меркаптаны, сульфиды, дисульфиды, тиофены, тиофаны, а также полициклич. сернистые соединения разнообразной структуры. Азотистые соединения - это в основном гомологи пиридина, гидропиридина и гидрохино-лина. Компонентами H. являются также газы, растворённые в H. (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 H. не превышает десятых долей процента (считая на H.). В составе нефт. золы найдены MH. элементы (Ca, Mg, Fe, Al, Si, V, Na и др.). По плотности H. делятся на 3 группы: на долю лёгких H. (с плотностью до 0,87 г/см3) в общемировой добыче H. приходится ок. 60% (в СССР -66%); на долю средних H. (0,871-0,910 г/см3) - в СССР ок. 28%, за рубежом -31%; на долю тяжёлых (более 0,910 г/см3) - соответственно ок. 6% и 10%.
Начало кипения H. обычно выше 28 0C. Темп-pa застывания колеблется от +30 до -60 °С и зависит в основном от содержания парафина (чем его больше, тем темп-pa застывания выше). Теплоёмкость H. 1,7-2,1 кдж/кг-К. (0,4- 0,5 ккал/кг-°С), теплота сгорания 43,7- 46,2 Мдж/кг (10400-11000 ккал/кг), диэлектрическая проницаемость 2-2,5, электрич. проводимость 2·10~10-0,ЗХ x10-18ом-1хсм-1. Вязкость изменяется в широких пределах (при 50 0C 1,2- 55 сст) и зависит от химич. и фракционного состава H. и смолистости (содержания в ней асфальтосмолистых веществ). Темп-pa вспышки H. колеблется в широких пределах (от ниже - 35 до 120 0C) в зависимости от фракционного состава и давления насыщенных паров. H. растворима в органич. растворителях, в воде при обычных условиях практически нерастворима, но может образовывать с ней стойкие эмульсии.
Основу технологич. классификации H. в СССР (ГОСТ 912-66) составляют: содержание серы (класс I - малосернистые H., включающие до 0,5% S; класс II - сернистые H. с 0,5-2% S; класс III - высокосернистые H., включающие св. 2% S); потенциальное содержание фракций, выкипающих до 350 0C (тип T1 - нефти, в к-рых указанных фракций не меньше 45%, тип T2 - 30-44,9% и тип T3 - меньше 30%); потенциальное содержание масел (группы M1, M2, M3 и M4; для M1 содержание масел не меньше 25%, для М4 - меньше 15%); качество масел (подгруппа И1 - нефти с индексом вязкости масла больше 85, подгруппа И2 - нефти с индексом вязкости 40-85); содержание парафина в H. 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 технологич. классификации H. Напр., доссорская (Казах. CCP) малопарафиновая H. имеет шифр 1Т1М1И1П1, Т. е. H. малосернистая с потенциальным содержанием фракций, выкипающих до 350 0C, св. 45%, потенциальным содержанием масел выше 25%, индексом вязкости масла больше 85 и содержанием парафина менее 1,5%. Технологич. классификация может быть использована для сортировки H. (при направлении для переработки на заводах), учёта качества при планировании добычи и переработки и при проектировании новых заводов. За рубежом H. сортируют в основном по плотности и содержанию серы.
VII. Переработка
Начало применения H. 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. H. сжигали в светильниках и применяли в качестве лекарства. Её использовали в воен. деле как воспламеняющееся вещество вместе с селитрой, серой и смолой для изготовления "огненных стрел" и "огненных горшков".
В ср. века упоминания о H. встречаются у писателей Ближнего и Cp. Востока, Cp. Азии и Зап. Европы. В 16-17 вв. H. была предметом торговли. В коммерч. словарях указывалось, что она привозится в Марсель из Лангедока (приморской области Франции), турецкого г. Смирны и сирийского г. Алеппо (до 4,5 m в год). В 18 в. появляются первые науч. труды о H. В 1721 греч. учёный Эйрини д'Эйринис, живший во Франции, опубликовал результаты исследования H. и асфальта.
Состояние бакинского нефт. промысла в 13 в. описано Марко Поло. Он указывает, что бакинская H. применялась для освещения и в качестве лекарства ог кожных болезней. В центр, районы России в 16-17 вв. H. привозилась из Баку. Её применяли в медицине, живописи в качестве растворителя при изготовлении красок, а также в воен. деле для изготовления гранат, негасимых ветром свечей и "светлых" ядер для "огнестрельных потешных стрельб".
Перегонка H. была известна в начале нашей эры. Этот способ очистки применялся для уменьшения неприятного запаха H. при использовании её в лечебных целях. В иностр. и рус. лечебниках 15-17 вв. H. рекомендуется как наружное и внутр. средство. Считалось, что H. помогает при воспалит, процессах.
В лечебниках даётся также описание способа перегонки H. по опытам рим. врача Кассия Феликса и араб, учёного 11 в. Авиценны. О перегонке бакинской H. впервые упоминает хорезмийский географ 13 в. Бекран. Большое внимание перегонке H. уделялось в 18 в. в связи с поисками и изучением нефт. месторождений. В 1748 в лаборатории Берг-Коллегии в Москве перегонялась H., найденная на р. Ухте. В той же лаборатории перегонялась H., добытая на р. Соке в 1754. В небольшом количестве H. перегоняли в колбах, а в большем - в кубах. Нефтеперегонный завод с кубами периодич. действия был впервые в мире построен крепостными крестьянами братьями Дубиниными вблизи г. Моздока в 1823. Из 40 вёдер H., заливаемой в куб, они получали 16 вёдер перегнанной. В 1837 началась перегонка грозненской H. на заводе откупщика В. Швецова. В этом году было отправлено в Москву 1000 пудов (16,38 т) перегнанной H. Завод для перегонки бакинской H. был построен в Балаханах H. И. Воскобойниковым. На заводе в 1837-39 было переработано 19,4 те H. В 1859 в Сураханах промышленники В. А. Кокорев, H. E. Торнау и П. И. Губонин приступили к строительству завода для получения фотогена из бакинского кира. На этом заводе была начата (1860) переработка H. и введена кислотно-щелочная очистка фотогена (позже слово "фотоген" было заменено словом -"керосин"). В 1866 на нефтеперегонных з-дах б. Бакинской губ. было получено 1600 т керосина. Через 3 года в Баку было 23 нефтеперегонных з-да, а в 1873 - 80 заводов, способных дать 16 350 m керосина в год.
С нач. 70-х гг. 19 в. на нефтеперегонных з-дах наблюдался рост числа кубов и их размеров без значит, изменения конструкции. Такая технология не соответствовала всё возрастающим потребностям в нефтепродуктах. Кроме того, кубы периодич. действия не обеспечивали надёжного разделения H. на фракции, улучшения отбора керосина и смазочных масел и повышения их качества. На необходимость непрерывной перегонки H. 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 H. в кубовых батареях была осуществлена в 1883 на з-де 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. M. Шибаева в Баку. Новая установка позволяла ежесуточно перегонять количество H., равное 27 объёмам аппарата, тогда как в кубе периодич. действия можно было перегнать только полтора объёма, а в кубовой батарее - четыре. Осн. технич. принципы, заложенные в конструкции этого аппарата, используются в совр. нефтеперегонных установках. Оригинальные установки для непрерывной перегонки H. были разработаны О. К. Ленцем, Г. В. Алексеевым, Ю. В. Лермонтовой и др. рус. инженерами и химиками. Наиболее широкое распространение получили кубовые батареи непрерывного действия, вытеснившие пе-рцодич. кубы. В 1893 непрерывнодей-ствующих кубов было 15,7%, а в 1899- 60% от общего числа кубов в нефтеперерабатывающей пром-сти. Осн. продуктами нефтеперерабатывающей пром-сти 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 з-ды в 40-х гг. 19 в. появляются в др. странах: Дж. Юнг начал перегонку H. на заводе в Великобритании в 1848, в 1849 С. M. Киром был построен завод по перегонке H. в Пенсильвании (США). На этом заводе была введена кислотно-щелочная очистка нефтепродуктов. Во Франции первый нефтеперегонный з-д построен А. Г. Гирном в Эльзасе (1854). На заводе из H. и асфальта получали смазочные масла. При перегонке H. на заводе применялся перегретый пар. В 1866 Дж. Юнг взял патент на способ получения керосина из тяжёлых H. при перегонке под давлением. Этот способ перегонки был назван крекингом. К 1869 давление во время перегонки H. на лабораторной установке было доведено до 3,7-Ю5 к/л2 (ок. 3,8 от). При обычной перегонке из H. различных месторождений Юнг получал 2,5-20% керосина, а при крекинге 28- 60%.
В дореволюц. России вследствие слабого развития автомоб. и авиац. пром-сти спрос на бензин вполне удовлетворялся бензином прямой перегонки. Однако к нач. 20 в. рус. учёные и инженеры подробно изучили процесс переработки H., сопровождающийся разложением исходных углеводородов под влиянием высокой темп-ры и давления. В 1875 А. А. Летний проводил опыты по получению ароматич. углеводородов пиролизом H. Работа Летнего завершилась созданием промышленной установки на Кон-стантиновском з-де В. И. Рагозина. Ароматич. углеводороды из H. были необходимы для получения красителей, используемых в развивавшейся в то время текст, пром-сти. С той же целью пиролиз H. и нефт. остатков изучали Ю. В. Лермонтова, В. В. Марковников, К. И. Лисенко, Г. В. Алексеев, H. Д. Зелинский.
В 1891 В. Г. Шухов и С. Гаврилов разработали аппарат для крекинг-процесса. Они впервые предложили осуществлять нагревание H. не в цилиндрич. кубах, а в трубах при её вынужденном движении. Их научные и инженерные решения были повторены У. M. Бартоном и др. при сооружении крекинг-установки в США в 1915-18. Осн. способом переработки H. в России до 1917 была непрерывная перегонка H. в кубовых батареях. О переработке H. в СССР см. в CT Нефтеперерабатывающая промышленность .
Перед переработкой H. подвергают обессоливанию и одновременно обезвоживанию. С этой целью на нефтеперерабатывающих заводах применяют электрообессоливающие установки. H. при тщательном перемешивании промывают небольшим количеством пресной воды с добавкой деэмульгатора, образующуюся эмульсию подогревают до 100-140 0C, а иногда и до 160 0C и подают в непрерывнодействующие электроде™ драторы. Под воздействием электрич. поля высокого напряжения (1,5-3 кв/см), деэмульгатора и нагревания эмульсия быстро разрушается, вода с растворенными в ней солями отстаивается и удаляется. После электрообессоливанпя содержание влаги в H. снижается до 0,05- 0,2% и хлоридов до 0,5-5 мг/л.
Многие лёгкие H. 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 H., а также обеспечить постоянное давление паров H., поступающей на нефтеперегонные установки. Стабилизацию H. производят на комплексных установках в сочетании с обезвоживанием и обессоливанием или на спец. установках с колонкой для отбора пропан-бутановой фракции. Получаемая при стабилизации H. пропан-бутановая фракция является ценным сырьём для нефтехимия, пром-сти.
Осн. процессом переработки H. (после обезвоживания, обессоливания и стабилизации) является перегонка, при к-рой из H. сначала отбираются в зависимости от поставленной цели след, 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 строит, битума или в качестве компонента котельного топлива.
Значит, ррст потребления нефтепродуктов и всё более жёсткие требования к их качеству вызвали необходимость в т. н. вторичной переработке H., связанной с изменением структуры углеводородов, входящих в её состав, а также получением функциональных производных, содержащих кислород, азот, хлор и др. элементы. К числу вторичных процессов переработки относятся тер-мич., термо-контактный и каталитич. крекинг, термич. и каталитич. рифор-минг, гидрокрекинг, платформинг, ал-килирование, изомеризация, дегидро-циклизация, полимеризация, деструктивная гидрогенизация, пиролиз, коксование. В результате вторичной переработки из H. получают исходные вещества для произ-ва важнейших продуктов: каучу-ков синтетических, волокон синтетических, пластических масс, поверхностно-активных веществ, моющих средств, пластификаторов, присадок, красителей и мн. др.
Для удаления нежелательных компонентов (сернистых, смолистых и кислородсодержащих соединений, а также полициклич. ароматич. углеводородные нефтепродукты, полученные при прямой перегонке и при вторичных процессов подвергаются очистке с помощью физич. и физико-химич. методов (см. Очистка нефтепродуктов).
Сырьё, необходимое для нефтехимической промышленности, получают H. с использованием: а) физич. методов; (перегонки, экстракции, кристаллизации адсорбции и т. д.), а также карбамидной и низкотемпературной депарафинизаций - при помощи этих методов из H выделяют индивидуальные углеводороды или их классы, 6) т. н. вторичных процессов переработки, в результате чего получаются углеводороды, не присутствующие в сырой H. или присутствующие в незначит. количестве (ненасыщенные и ароматич углеводороды). Из парафиновых (алканы) углеводородов наибольшее применение для нефтехимич. пром-сти 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 нефтехимич пром-сти является цикчогексан, из ароматических - бензол, толуол, ксилолы, этилбензол. Из ненасыщенных углеводородов в качестве сырья для нефтехимич. пром-сти служат гл. обр. этилен, пропилен и ацетилен.
Лит Геология нефти, Справочник, т 1, под ред H А Еременко, M , 1960, E р е м е н к о H А , Геология нефти и газа, 2 изд , M , 1968, КарцевА А, Основы геохимии нефти и газа, M , 1969, Леворсен А, Геология нефти и газа, пер с англ , 2 изд , M , 1970, ВассоевичН Б, Источник нефти - биогенное углеродистое вещество, "Природа", 1971, № 3, Горючие ископаемые Проблемы геологии и геохимии нефтидов, M , 1972 (Международный геологический конгресс XXIV сессия Доклады советских геологов Проблема 5), M е л и к Паш а е в В С , Методика разведки нефтяных месторождений, M , 1968, Теоретические основы и методы поисков и разведки Скопле ний нефти и гача, M , 1968, Поисковые критерии прогноза нефтегазоносности, Л , 1969, Лисичкин С M, Очерки по истории развития отечественной нефтяной промышленности, M - Л , 1954, Проектирование разработки нефтяных месторождений, M , 1962, Технология и техника добычи нефти и газа, M , 1971, К р ы л о в А П,Наза р е т о в M Б , Технический прогресс в до быче нефти и его роль в развитии нефтяной промышленности, "Нефтяное хозяйство", 1973, №1 Лутошкин Г С, Сбор и подготовка нефти, газа и воды к транспорту, M , 1972, Surface operations in petroleum production, ed G V Chilingar, C M Beeson, N Y , 1969, СергиенкоС Р, Очерк развития химии и переработки нефти, M , 1955, ТрошинА К, История нефтяной техники в России (XVII в - вторая половина XIX в ), M , 1958, КостринК В, Почему нефть называется нефтью, M , 1967, Red w о о d В , Petroleum, 4 ed , V 1 - 3, L , 1922, ForbesR 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, НаметкинСС, Химия нефти, M , 1955, Д о б р я н с к и и А Ф , Химия нефти, Л , 1961, Нефти восточных районов СССР, Л , 1958, Новые нефти восточных районов СССР, M , 1967, Нефти СССР Справочник, под ред 3 В Дриацкой [и др J, т 1 - 3 - , M , 1971 -, Соколов В А, Бестужев M А, ТихомоловаТ В, Химический состав тефтей и природных газов в связи с их про схождением, M , 1972, "Chemical Age of dla", 1968, V 19, № 10, Petroleum processing ndbook, ed F William, [а о ], N Y Эмульсии нефти с водой и методы их рушения, M , 1967, Каспарьянц С , Промысловая подготовка нефти, M , Э р и х В H , Химия нефти и газа, зд , Л , 1969, International Petroleum yclopedia, Tulsa (Oklahoma), 1973 Вассоевич H Б (Общие сведения Проождение и условия залегания), Резника И M (Общие сведения) Вассоевич H Б и Калинко M К (Нефтегазоносные бассейны, области, районы месторождения), Абрикосов И X (Разведка), Крылов A П, Наэаретов M Б (Добыча), Грошик А К (История добычи и переработки нефти) Дриацкая 3 В ч Левченко Д H (Химический состав и физические свойства Технологическая характеристика Переработка)
НЕФТЬ НАФТАЛАНСКАЯ РАФИНИРОВАННАЯ, сложная смесь нафтеновых и ароматич углеводородов и смол. Удельный вес 0,925-0,960 г/см3, с водой не смешивается Препараты H. н. р. при меняют в медицине для лечения дерматита, экземы, невродермита, кожного зуда, пиодермии, ожогов и др. , а также при воспалит заболеваниях суставов и мышц, невралгиях, радикулитах, плекситах. Нафталанолечение назначают самостоятельно (напр. , на курорте Нафталан) или в сочетании с др. препаратами в виде мазей (см Нафталинная мазь), паст, свечей.
НЕФТЯНАЯ ПРОМЫШЛЕННОСТЬ, отрасль тяжёлой индустрии, включающая разведку нефтяных и газовых месторождений, бурение скважин, добычу нефти и нефтяного (попутного) газа, переработку нефтяного газа, трубопроводный транспорт нефти. Начало развития H. п. принято считать со времени появления механич бурения скважин на нефть (1859, США)
В России первые скважины были пробурены на Кубани в 1864 A H Новосильцевым, и в 1866 одна из них на р. Кудако дала нефт. фонтан с начальным дебитом более 190 т в сутки Нефт. монополии в России, в основном зависевшие от иностр. капитала, разрабатывали наиболее богатые нефт. залежи. Механизация нефтедобычи при этом была минимальной. В нач. 20 в Россия занимала первое место в мире по добыче нефти, макс. добыча в 1901 составила 11,9 млн т В 1913 в России было добыто 10,3 млн т нефти, из к-рых 95% - тартальным способом (см. Тартание)
После национализации H.п. России в июне 1918 Сов пр-во приняло чрезвычайные меры по восстановлению разрушенных за годы Гражданской войны 1918-20 предприятий. К 1928 добыча нефти была доведена до 11,6 млн т. В то время она была в основном сосредоточена в старых нефт. районах Азербайджана (Баку) и Сев. Кавказа (Грозный, Майкоп) Одновременно с восстановлением H п. проводилось совершенствование техники и технологии бурения скважин и добычи нефти Вращательное (роторное) бурение постепенно вытесняло малоэффективное ударно-канатное. Тартание было заменено глубиннонасосной эксплуатацией и компрессорным способом (см. Компрессорная добыча нефти) В годы первых пятилеток развернулись поиски нефти в других районах страны Были открыты и введены в разработку нефтяные месторождения Пермской обл , Башкирской АССР, Куйбышевской обл что обусловило создание нового крупнейшего нефтяного района СССР-"Второго Баку" (см Волго-Уральская нефтегазоносная область) Были открыты новые нефт месторожде ния в Cp Азии и Казахской CCP К 1940 добыча нефти достигла 31,1 млн т В годы Великой Отечественной войны 1941-45 добыча нефти сократилась из за ущерба, нанесенного войной р-нам Сев. Кавказа. В послевоен. период были открыты и введены в разработку крупнейшие нефт. месторождения Волго-Уральской нефтегазоносной области. Последующий этап в развитии H п. СССР связан с распространением систем разработки нефт месторождений с поддержанием ппастового давления, к рые наряду с открытием новых нефт месторождений позволили значительно увечичить добычу нефти - с 37,9 м та т в 1950 до 147 9 млн т в 1960 Было проведено технич. перевооружение всей отрасли (созданы и внедрены новые установки для бурения скважин, шарошечные долота турбобуры, погружные центробежные электронасосы и др. , разработаны методы индустриального стр-ва буровых), что обеспечило в 1972 рост производительности труда в 2 раза (по сравнению с 1960)
Проводимый КПСС курс на опережающее развитие нефтяной и газовой промышленности и повышение их роли в топливно-энергетическом балансе страны вывел СССР в 1961 на второе место (после США) в мире по добыче нефти. К 1972 доля нефти в добыче топлива достигла 42,3%. Начиная с 1958 прирост добычи нефти в СССР за каждые 5 лет составтял ботее 100 млн. т. Только за 1961-72 было добыто ев 3,3 млрд т нефти. Такой бурный рост был обеспечен благодаря вводу в эксплуатацию новых крупных месторождений как в освоенных нефтяных р-нах, так и в новых в Зап. Сибири, морских р-нах Азербайджана, в Зап. Казахстане, Белоруссии, Оренбургской обл. и Удмуртской АССР. Особо важное значение имело открытие уникального нефтегазоносного бассейна в Зап. Сибири, с к-рым связано создание самого мощного в стране нефтегазодобывающего р-на (см. Западно Сибирский нефтегазоносный бассейн)
Динамика добычи нефти в СССР и ее размещение в 1920-73 приведены в табл. 1
СССР занимает одно из ведущих мест в мире по разведанным запасам нефти. Осн. прогнозные запасы нефти приходятся на долю Зап Сибири, Волго-Уральского р-на, Казахстана, Воет Сибири и на р-ны шельфа, значит запасами характеризуются открытые в нач 70-х гг. нефтеместорождения в Коми АССР и Архангельской обл.
Большие успехи достигнуты во внедрении комплексной автоматизации добычи
Табл 1 -Динамика добычи нефти по районам СССР млн т.
Район
1920
1940
1960
1970
1973
Закавказье
2,9
22,3
17,9
20,2
18,3
Сев Кавказ
0,9
4,6
12,0
34,2
29,7
Поволжье и Урал
-
1,8
104,3
208,4
219,8
Cp Азия и Казахстан
-
1,5
9,0
29,1
38,5
Украина
-
2,2
13,5
14,1
Зап Сибирь
-
--
--
31,4
87,7
Прочие р ны
-
0,9
2,5
15,7
20,8
СССР в целом
3,8
31,1
147,9
352,5
428,9
* Включая газовый конденсат
Табл. 2.-Добыча и запасы нефти в основных нефтедобывающих странах (без СССР)
Страна
Год начала пром. добычи
Количество разрабатываемых месторождений
Количество эксплуатационных скважин
Достоверные запасы нефти на 1 янв. 1973, млрд. m
Добыча нефти, млн. m
Суммарная за всё время до 1янв. 1973
1920
1940
1950
1960
1972
Северная Америка
США
1859
9157
503505
4,9
13819
60
182
266
347
467
1862
155
17101
1,4
768
1
4
26
73
Южная Америка
1917
93
11245
1,9
3927
-
25
73
149
168
Ближний и Средний Восток
Саудовская Аравия
1938
17
535
18,8
2219
0,7
27
62
286
Иран
1908
29
313
8,9
2154
2
9
33
52
252
Кувейт
1946
12
692
11,2
1988
17
82
151
1927
9
132
3,9
1155
3
7
48
70
Африка
Ливия
1959
36
763
4,1
959
106
Нигерия
1956
71
774
2,0
319
1
90
Алжир
1944
31
524
6,1
416
9
50
Юго-Восточная Азия
Индонезия
1893
69
2344
1,4
681
2
8
7
21
54
нефти, включающей десятки тысяч экс-плуатац. скважин и все объекты нефтепромыслового х-ва. Ведутся работы по созданию автоматизированной системы управления отраслью (1974).
Попутно с добычей нефти из недр извлекается ценное сырьё для нефтехим. пром-сти - нефтяной газ. Добыча только нефт. газа в СССР возросла с 7,7 млрд. м3 в 1960 до 26,5 млрд. м3в 1973.
Транспортирование нефти по территории СССР осуществляется по сети магистральных нефтепроводов, к-рые соединяют все крупные нефт. р-ны с нефтеперераб. заводами и промышленными районами и центрами страны.
Среди др. социалистич. стран H. п. наиболее развита в Китае (добыча ок. 30 млн. т H. в год), Румынии (св. 14 млн. т). Более 3 млн. т нефти в год добывает Югославия, ок. 2 млн. т - Венгрия.
Среди развитых капитал и-стич. и развивающихся стран первое место занимает H. п. США (табл. 2). Первая скважина на нефть была пробурена в США механич. способом Э. Л. Дрейком в 1859. В 1900 добыча нефти в США достигла 8,6 млн. т; в 1940 - 182,4; в 1972 - 467 млн. т. Нефтедобывающие районы в США приурочены к Вост. побережью, Мидконтиненту, побережью Мексиканского залива, Скалистым горам, Зап. побережью (табл. 3).
Значение нефти для совр. экономики возрастает в связи с её ведущей ролью в топливно-энергетич. балансе, развитием нефтехим. произ-ва. См. также ст. Нефть.
Лит.: Нефтедобывающая промышленность СССР. 1917 - 1967, M., 1968; Ш а ш и н В. Д., Нефтяная промышленность СССР, M., 1971 (VIII Мировой нефтяной конгресс. Обзорный доклад ОД-la); Лисичкин С. M., Энергетические ресурсы и нефтегазовая промышленность мира, M., 1974. В. Д. Шашин.
"НЕФТЯНИК", ежемесячный производственно-массовый журнал Министерства нефтяной пром-сти СССР и ЦК профсоюза рабочих нефтяной, химич. и газовой пром-сти. Издаётся в Москве с 1956. Публикует материалы по обмену производств, опытом, о социалистич. соревновании и рационализаторских предложениях, о жизни нефтяников, а также зарубежные новости в области нефтедобычи. Тираж (1974) св. 14 000 экз.
Табл. 3. - Нефтедобывающие районы и штаты в США
Развитие нефтедобычи в отдельных штатах по годам
Район
До 1900
1900-40
1940-73
Восточное побережье
Пенсильвания, Зап. Виргиния
Пенсильвания, Зап. Виргиния
Пенсильвания, Зап. Виргиния, Виргиния, Нью-Йорк, Флорида
Мидконтинент
Иллинойс, Индиана, Канзас, Кентукки, Миссури, Огайо, Оклахома
Иллинойс, Индиана, Канзас, Кентукки, Миссури, Огайо, Оклахома, Мичиган, Теннесси
Иллинойс. Индиана, Канзас, Кентукки, Миссури, Мичиган, Теннесси, Огайо, Оклахома, Небраска, Сев. Дакота, Юж. Дакота
Побережье Мексиканского залива
Техас
Техас, Арканзас, Луизиана, Нью-Мексико (1913, 1919-23)
Техас, Арканзас, Луизиана, Нью-Мексико, Алабама. Миссисипи
Скалистые горы
Вайоминг, Колорадо
Вайоминг, Колорадо, Монтана, Юта (1907 - 1911, 1920, 1924-1936)
Вайоминг, Колорадо, Монтана, Юта (1948)
Западное побережье
Калифорния
Калифорния , Аляска (1912-1933)
Калифорния, Аляска (1958), Аризона, Невада
НЕФТЯНОЕ МАШИНОСТРОЕНИЕ, см. Химическое и нефтяное машиностроение.
"НЕФТЯНОЕ ХОЗЯЙСТВО", ежемесячный научно-технич. и производств, журнал Мин-ва нефтяной пром-сти СССР и Центр, правления научно-технич. об-ва нефтяной и газовой пром-сти. Издаётся в Москве. Осн. в 1920 под назв. "Нефтяное и сланцевое хозяйство" (в 1925-40 "Нефтяное хозяйство", в 1940-41 "Нефтяная промышленность СССР", с 1945- "Н. х."). Освещает вопросы экономики нефтяной пром-сти, бурения скважин, добычи, транспорта и хранения нефти. Тираж (1974) 6100 экз.
НЕФТЯНЫЕ ВОДЫ, воды нефтяных месторождений, подземные воды, сопровождающие нефть в продуктивных горизонтах. В соответствии с залеганием в нефтеносном пласте и по соотношению с нефт. залежью различают: краевые воды, расположенные ниже нефт. залежи; подошвенные воды, находящиеся в подошве водоплавающей залежи; верхние воды, приуроченные к верхней (головной) части нефтеносного пласта; связанные воды - обволакивающие поверхность пор и насыщающие мельчайшие капиллярные каналы в нефтеносном пласте; искусственно введённые воды, закачиваемые для поддержания давления при разработке нефт. залежей.
Краевые, подошвенные и нижние H по ионному составу чаще всего хлорид, или гидрокарбонатные хлоридные, кальциево-натриевые или натриевые, бессульфатные или малосульфатные; по степени минерализации - солёные и рассольные; по газовому составу - метановые и азотно-метановые. Обычно H. мало меняются по составу на большом пространстве, находясь фактически не только в пределах нефт. месторождений, но и между ними. Воды, контактирующие с залежами нефти непосредственно (краевые, подошвенные), часто имеют специфич. черты: повышенные минерализацию, газонасыщенность, содержание гомологов метана и бензола, аммония и нек-рых металлов.
Изучение H. в. имеет большое значение при поисках, разведке и разработке месторождений нефти. В ряде случаев они используются как лечебные минеральные воды или добываются с целью получения из них иода, брома, бора, радия, бария, стронция и др. ценных веществ. А. А. Карцев.
НЕФТЯНЫЕ ИНСТИТУТЫ, вузы, готовящие специалистов для нефтяной, газовой и нефтехим. отраслей пром-сти. В СССР в 1973 было 5 комплексных H. и.: Азербайджанский институт нефти и химии им. M. Азизбекова, Грозненский нефтяной (осн. в 1922 как политехникум), Ивано-Франковский нефти и газа (осн. в 1968), Московский институт нефтехимической и газовой промышленности им. акад. И. M. Губкина, Уфимский нефтяной (осн. в 1944). Во всех H. и. есть дневные ф-ты, вечерние, заочные и подготовит, отделения, аспирантура. Подготовка инженеров осуществляется по следующим специальностям: геология и разведка нефтяных и газовых месторождений; геофизич. методы поисков и разведки месторождений полезных ископаемых; технология и комплексная механизация разработки нефтяных и газовых месторождений; проектирование и эксплуатация газонефтепроводов, газохранилищ и нефтебаз; сооружение газонефтепроводов, газохранилищ и нефтебаз; машины и оборудование нефтяных и газовых промыслов; бурение нефтяных и газовых скважин; нефтехимич. синтез; автоматизация и комплексная механизация химико-технологических процессов; автоматизированные системы управления; экономика и организация нефтяной и газовой пром-сти и др. Срок обучения 5 лет - 5 лет 6 мес. Выпускники H. и. защищают дипломный проект и получают квалификацию горного инженера, инженера-механика (-технолога, -экономиста и др.). Азербайджанский, Московский, Уфимский ин-ты имеют право принимать к защите докторские и кандидатские диссертации, Грозненский и Ивано-Франковский - кандидатские. См. также Горное образование, Геологическое образование, Химико-технологическое образование.
НЕФТЯНЫE ИНСТИТУТЫ научно-исследовательские в СССР. Специализированные ин-ты нефтяной пром-сти занимаются исследованиями в области геологии нефти, скважинной геофизики, методов разработки месторождений, бурения скважин, добычи, подгонки и транспорта нефти и попутного газa, а также техники безопасности.
Всеесоюзный н. -и. ин-т нефтепромысловой геофизики в Уфе разрабатывает технику и методы промыслово-геофизических исследований скважин, методы автоматич. интерпретации промыслово-геофизических данных на ЭВМ; осн. в 1970. Всесоюзный нефтегазовый н.-и. ин-т в Москве рабоает над методами изучения геолого-физических условий разработки, созданием новых методов разработки нефтяных месторождений, исследованиями в области техники и технологии добычи нефти и экономики разработки нефтяных месторождений; осн. в 1943. Во Всесоюзном н.-и. ин-те буровой техники в Москве ведутся исследования физ.-механич. свойств и механизма разрушения горных пород, новых методов бурения; разрабатываются породоразрушающие инструменты и забойные двигатели, совершенствуется технология бурения скважин; осн. в 1953. Всесоюзный н.- и. ин-т организации, управления и экономики нефтегазовой пром-сти в Москве осуществляет разработку схем развития и размещения предприятий нефтедобывающей пром-сти, совершенствование методов планирования и экономич. стимулирования, обобщение передового опыта и др.; осн. в 1965. Всесоюзный нефтяной н.-и. ин-т по технике безопасности в Баку проводит исследования условий безопасного труда, составление единых правил и норм по технике безопасности; осн. в 1928. Всесоюзный н.- и. нефтегазовый ин-т по технике безопасности и промсанитарии в Уфе разрабатывает предохранит, приспособления, средства индивидуальной защиты, решает задачи пром. санитарии; осн. в 1965. Всесоюзный н.- и. ин-т по креплению скважин и буровым растворам в Краснодаре занимается разработкой и совершенствованием способов крепления скважин, изучением свойств цементных и промывочных растворов, разработкой методов и средств для предупреждения и ликвидации осложнений при бурении скважин; осн. в 1970. Всесоюзный н.-и. ин-т разработки и эксплуатации нефтепромысловых труб в Куйбышеве разрабатывает методики расчёта бурильных обсадных и насосно-компрессорных колонн, стандарты на нефтяные трубы и инструмент для их эксплуатации, исследует дефектоскопию труб в промысловых условиях; осн. в 1970. Всесоюзный н.-и. ин-т по сбору, подготовке и транспорту нефти и нефтепродуктов в Уфе разрабатывает технологию, системы и средства сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтяного газа, методы и средства борьбы с потерями нефти и нефтепродуктов при перекачках, перевозках, хранении, создаёт машины и оборудование для ремонта магистральных трубопроводов; осн. в 1970. Всесоюзный н.-и. и проектный ин-т по переработке газа в Краснодаре занимается комплексным изучением проблем подготовки попутного газа к транспорту, автоматизацией газоперерабатывающих заводов, созданием автоматизиров. системы управления для газоперерабатывающей отрасли, разрабатывает технологич. схемы и технологич. оборудование для переработки нефтяного газа; осн. в 1972 В осн. нефтяных р-нах действуют также 16 комплексных территориальных ин-тов, к-рые осуществляют научные исследования в нефтедобывающих р-нах, составляют проекты разведки, бурения, разработки и обустройства месторождений. Имеется два проектных ин-та: Гипротрубопровод в Москве и Южгипронефтепровод в Киеве, к-рые занимаются проектированием систем трубопроводного транспорта.
См. также Геологии и разработки горючих ископаемых институт, Геологоразведочный нефтяной институт Всесоюзный. H. И. Белый.
НЕФТЯНЫЕ КАМНИ, посёлок гор. типа в Азерб. CCP, входит в Азизбеков-ский р-н г. Баку. Сооружён в Каспийском м., вокруг т. н. "Чёрных скал" - каменной гряды, едва выступающей на поверхности моря. Расположен в 42 км от Апшеронского п-ова, на металлич. эстакаде, опирающейся на металлич. сваи, зацементированные в пробурённые на дне моря скважины; возвышается над ур. моря на неск. метров. Возник в 1949 в связи с началом добычи нефти со дна моря (см. Бакинский нефтегазо-носный район). Илл. см. т. 1, табл. XX (стр. 240-241).
НЕФТЯНЫЕ КОНГРЕССЫ м и р ов ы е, проводятся с 1933. Мировому H. к. предшествовали три междунар. H. к.: в 1900 в Париже, в 1905 в Льеже (Бельгия), в 1907 в Бухаресте. 1-й мировой H. к. состоялся в Лондоне (см. табл.); на нём было принято решение о создании Постоянного совета, устав к-рого утверждён на 2-м H. к. Осн. цель Постоянного совета - способствовать расширению исследований в области добычи и переработки нефти. Нац. K-T СССР
Мировые нефтяные конгрессы
Конгресс
Место проведения
Год
Число стран-участников
Число участников
Число докладов
1-й
Лондон
1933
23
1250
244
2-й
Париж
1937
33
1630
392
3-й
Гаага
1951
40
2753
289
4-й
Рим
1955
45
3250
320
5-й
Нью-Йорк
1959
53
5329
278
6-й
Франкфурт-на- Майне
1963
64
7542
263
7-й
Мехико
1967
65
4844
376
8-й
Москва
1971
58
5069
172
по нефти организует подготовку научных докладов и участие сов. учёных и специалистов в работе H. к. H. И. Белый.
НЕФТЯНЫЕ МОНОПОЛИИ капиталистич. стран. Капиталистич. нефтяное X-BO является сферой деятельности мощных монополий. Решающую роль в отрасли играют немногим более 10 междунар. нефт. трестов, к-рые значительно превосходят монополии большинства др. отраслей по финанс. могуществу, мощности производств, базы, месту, занимаемому ими в мировом произ-ве и торговле. В 1972 в числе 20 крупнейших пром. монополий было 9 нефтяных. По величине контролируемых активов "Эксон корпорейшен" (Exxon Corp.) [до 1 янв. 1973 наз. "Стандард ойл компани (Нью-Джерси)" - Standard Oil Company (New Jersey)] и "Ройял датч-Шелл груп" (Royal Dutch-Shell Group) - 1-я и 3-я среди капиталистич. пром. монополий. Белы. "Петрофина" (Petrofina) - самая крупная пром. монополия страны. Из 5 крупнейших пром. компаний Франции - 2 нефтяные. В отрасли преобладают монополии США и Велико |
