VI. Химический состав и физические свойства. Технологическая характеристика 1 страница

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^-18 ом-¹хсм-¹. Вязкость изменяется в широких пределах (при 50 ⁰C 1, 2- 55 с ст) 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), К рылов 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.

* Включая газовый конденсат

Табл. 2.-Добыча и запасы нефти в основных нефтедобывающих странах (без СССР)

Северная Америка

Южная Америка

Ближний и Средний Восток

Африка