1. Нефтегазоносные бассейны Российской Арктики и Дальнего Востока

В последние десятилетия пристальное внимание ряда стран привлечено к Северному Ледовитому Океану. Площадь Северного ледовитого океана составляет 14,8 млн. км². Территориально он разделяется на пять секторов, принадлежащих России, США, Канаде, Норвегии и Дании. России принадлежит более половины побережья (около 4 млн. км²) (рис.1). К арктическим морям Российской Арктики относятся Баренцево море, Юго- восточная часть которого называется Печорским морем, Карское море, море Лаптевых, Восточно-Сибирское море, Чукотское море. Дальне-Восточное побережье России омывается Беринговым морем и Охотским морем [3].

Основные ресурсы углеводородов (около 70%) сосредоточены в недрах Баренцева, Печорского, Карского и Охотского морей. При этом в недрах Баренцева и Карского морей преобладают газ и конденсат , в Печорском море — нефть, в Охотском море — нефть и газ.

Открытие таких газовых месторождений как Штокмановское, Русановское, Ленинградское и нефтяного – Приразломное, позволяют допустить, что здесь сосредоточено огромное количество углеводородного сырья. По некоторым оценкам до 80% этих территорий перспективно на нефть и газ, что определяет этот регион как крупнейшую углеводородную базу России.

Рис. 1. Арктические шельфы Российской Федерации.

2. Жидкие углеводороды, транспортируемые по морским трубопроводам или перевозимые морскими танкерами

СПК основным жидким углеводородам, которые транспортируются по морским трубопроводам или перевозятся морскими танкерами, относятся товарная нефть и стабильный газовый конденсат.

1. Нефть

Нефть имеет сложный химический состав и представляет собой смесь углеводородных и других соединений. Основные составляющие нефти – метановые, нафтеновые и ароматические углеводороды, содержащие от 5 до 17 атомов углерода. Главными элементами в составе нефти являются углерод (до 87%) и водород (до 14%). Среди других компонентов в составе нефти присутствуют сера (до 6%), азот (до 0,3%), кислород (до 3%)[3].

Различают нефти сырые и товарные. Под сырой нефтью понимается природная ископаемая смесь углеводородов, которая содержит растворённый газ, воду, минеральные соли, механические примеси. Сырая нефть служит основным сырьём для производства жидких энергоносителей (бензина, керосина, дизельного топлива, мазута и т.п.), смазочных масел, битума и кокса.

Товарной называется нефть, подготовленная к поставке потребителю в соответствии с требованиями действующих нормативных и технических документов.

Согласно ГОСТ Р51858-2002 «Нефть. Общие технические условия» (с изменениями от 16.08.2005) товарные нефти подразделяются на классы, типы, группы и виды.

Класс товарной нефти устанавливается в зависимости от содержания в ней серы. Всего классов четыре: 1-й класс – малосернистая (массовая доля серы не более 0,6%); 2-й класс – сернистая (серы от 0,6 до 1,8% включительно); высокосернистая (серы от 1,8 до 3,5% включительно); особо высокосернистая (серы свыше 3,5%).

Тип товарной нефти для российских потребителей устанавливают по её плотности, а если нефть поступает на экспорт, то в типе дополнительно учитываются выход фракций и содержание парафина. Типов нефти пять: 0 – особо лёгкая (плотность более 39º API); 1- лёгкая (плотность от 39º API и до 35º API) ; 2 – средняя (плотность от 35º API и до 31º API); 3 – тяжёлая (плотность от 31º API и до 26,5º API); 4 – битуминозная (плотность менее 26,5º API) (см. следующий слайд) [3].

Видно, что с увеличением номера типа плотность нефти при 20º С возрастает, а выход фракций с температурой кипения 200º С и 300º С уменьшается.

Тип нефти, предназначенный для экспорта, устанавливается по худшему показателю. Так, если по плотности нефть относится к первому типу, а по выходу фракций ко второму, то её считают нефтью 2-го типа.

Массовое содержание парафина в экспортной товарной нефти не должно превышать 2%.

Таблица 1.

Нормативные показатели товарной нефти по типу

Наименование показателя	Нормативная величина показателей для типа нефти
	0		1	2	3	4
Плотность, кг/м3:
При 20º С		830 и менее	свыше 830,0 до 850,0	свыше 850,0 до 870,0	свыше 870,0 до 895,0	более 895,0
При 15º С		833,7 и менее	свыше 833,7 до 853,6	свыше 853,6 до 873,%0	свыше 873,5 до 898,4	более 898,4
Выход фракций, % (не менее):
до 200º С		30	27	21	-	-
до 300º С		53	47	42	-	-
Массовая доля парафина, % (не более)		6	6	6	-	-

Группа товарной нефти устанавливается в зависимости от её подготовки. Чем больше значение номера группы, тем выше допустимое содержание воды и хлористых солей. В то же время независимо от группы содержание механических примесей не должно превышать 0,05%, и давление насыщенных паров при плюс 38º С составляет 66700 Па (500 мм. рт. ст.)

Таблица 2.

Нормативные показатели товарной нефти по группе

Наименование показателя	Группа товарной нефти
	1	2	3
1. Массовая доля воды, % (не более)	0,5	0,5	1,0
2. Концентрация хлористых солей, мг/л (не более)	100	300	900
3. Массовая доля механических примесей, % (не более)	0,05
4. Давление насыщенных паров при 38° С, кПа (не более)	66,7

Вид товарной нефти зависит от содержания в ней сероводорода и лёгких меркаптанов.

Для товарной нефти 1 и 2 вида массовая доля сероводорода не должны превышать 20 и 100 г/т соответственно, а массовая доля метил- и этилмеркаптанов не должна превышать 40 и 100 г/т соответственно.