Значение слова нефть

ж. горное масло, земляной деготь, ископаемая жидкая смола: она бывает белая, весьма жидкая; бурая и черная, до густоты смолы и наконец до твердого, гибкого сланца. Нефтяные ключи бывают в местах вулканических, напр. около Баку, где и роют нефтяные колодцы для стока и скопа нефти.

нефти, мн. только спец., ж. (перс.). Жидкое, маслянистое горючее органическое вещество, залегающее в недрах земли и употр. в качестве топлива и для др. технических целей.

-и, ж. Минеральное жидкое горючее вещество, употр. как сырье для получения реактивного и дизельного топлива, бензина, керосина, мазута. Залежи нефти. Разведка на н. * Белая нефть (спец.) - горючее, вырабатываемое из газового конденсата.

прил. нефтяной, -ая, -ое. Нефтяная вышка. Нефтяное месторождение.

ж. Минеральное жидкое маслянистое горючее вещество, обычно красно-коричневого или черного цвета, залегающее в недрах земли и употребляющееся в качестве топлива, а также как сырье для получения различных продуктов (керосина, бензина и т.п.).

НЕФТЬ (тур. neft, от перс. нефт) горючая маслянистая жидкость, распространенная в осадочной оболочке Земли; важнейшее полезное ископаемое. Сложная смесь алканов, некоторых цикланов и аренов, а также кислородных, сернистых и азотистых соединений. Различают легкую (0,650,87 г/см3), среднюю (0,871-0,910 г/см3) и тяжелую (0,910-1,05 г/см3) нефть. Теплота сгорания 43,7-46,2 МДж/кг (10 400-11 000 ккал/кг). Нефть классифицируют по содержанию S на малосернистые (до 0,5% S), сернистые (0,5-2% S) и высокосернистые (св. 2% S). Используют издавна (с 6-го тыс. до н. э.). Путем перегонки из нефти получают бензин, реактивное топливо, осветительный керосин, дизельное топливо, мазут. Мировые запасы нефти св. 130 млрд. т. Наибольшие запасы нефти в Саудовской Аравии, Кувейте, Иране, Ираке.

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. I. Общие сведения 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 . II. Происхождение и условия залегания 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 мм3до 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)

   Страна, название месторождения, год открытия

   Нефтегазоносные бассейны, области, районы

   Продуктивные отложения

   Плотность нефти, г/см3

   Содержание S в нефти, %

   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

   * В Каспийском море.

   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)

   Страна, название месторождения, год открытия

   Запасы извлекаемые, млн. т

   Продуктивные отложения

   Средняя плотность, г/см3

   Содержание серы, %

   начальные

   на 1 января 1973

   средняя глубина, м

   геологический возраст

   литологический состав

   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

   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.

   IV. Разведка

   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 м3 газа). 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.

   V. Добыча

   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≈0,3×10-18ом-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.

   VII. Переработка

   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 182

3. 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 3,7×105н/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.

   Значительный рост потребления нефтепродуктов и всё более жёсткие требования к их качеству вызвали необходимость в так называемой вторичной переработке Н., 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 термический, термо-контактный и каталитический крекинг, термический и каталитический риформинг , гидрокрекинг , платформинг , алкилирование , изомеризация, дегидроциклизация, полимеризация , деструктивная гидрогенизация , пиролиз , коксование . В результате вторичной переработки из Н. получают исходные вещества для производства важнейших продуктов: каучуков синтетических , волокон синтетических , пластических масс , поверхностно-активных веществ , моющих средств , пластификаторов , присадок , красителей и многих др.

   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),

   Резникова И. М. (Общие сведения),

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

   Абрикосов И. Х. (Разведка),

   Крылов А. П., Назаретов М. Б. (Добыча),

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

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

«Нефть» (, дословный перевод — «И будет кровь», цитата из Библии , ) — эпический драматический фильм американского режиссёра Пола Томаса Андерсона , лауреат премии «Оскар» 2008 г. в номинациях «Лучшая работа оператора» и «Лучшая мужская роль» . Всего фильм выдвигался в 8 номинациях на премию «Оскар». Сценарий является вольной трактовкой романа классика американской литературы Эптона Синклера « Нефть! » 1927 года .

Музыку к фильму написал Джонни Гринвуд — гитарист группы Radiohead . Саундтрек выдвигался на премию « Оскар », но не прошёл по критерию «оригинальности» . «Нефть» считается вершиной режиссёрского и актёрского талантов Андерсона и Дэй-Льюиса соответственно, одним из величайших свершений в мировом киноискусстве первого десятилетия XXI века.

Нефть:

• Нефть — горючее полезное ископаемое.
• Нефть — фильм 2007 года режиссёра Пола Томаса Андерсона.
• Нефть — музыкальный альбом Dino MC 47.

""Нефть "" — второй студийный альбом российского рэп-исполнителя Dino MC 47 , выпущенный 22 июня 2009 года.

Нефть (из , от персидск. нефт) — природная маслянистая горючая жидкость со специфическим запахом , состоящая в основном из сложной смеси углеводородов различной молекулярной массы и некоторых других химических соединений. Относится к каустобиолитам ( ископаемое топливо ).

Подавляющая часть месторождений нефти приурочена к осадочным породам . Цвет нефти обычно чисто-чёрный. Иногда варьирует в буро-коричневых тонах , изредка встречается нефть, окрашенная в светлый жёлто-зелёный цвет, и даже бесцветная, а также насыщенно-зелёная нефть. Имеет специфический запах, также варьирующий от лёгкого приятного до тяжёлого и очень неприятного. Цвет и запах нефти в значительной степени обусловлены присутствием азот-, серо- и кислородсодержащих компонентов, которые концентрируются в смазочном масле и нефтяном остатке. Большинство углеводородов нефти (кроме ароматических ) в чистом виде лишено запаха и цвета.

На протяжении XX века и в XXI веке нефть является одним из важнейших для человечества полезных ископаемых .

По химическому составу и происхождению нефть близка к природным горючим газам и озокериту . Эти ископаемые объединяют под общим названием петролиты . Петролиты относят к ещё более обширной группе так называемых каустобиолитов — горючих минералов биогенного происхождения, которые включают также другие ископаемые топлива ( торф , бурые и каменный уголь , антрацит , сланцы ).

Нефть обнаруживается вместе с газообразными углеводородами на глубинах от десятков метров до 5—6 км. Однако на глубинах свыше 4,5—5 км преобладают газовые и газоконденсатные залежи с незначительным количеством лёгких фракций. Максимальное число залежей нефти располагается на глубине 1—3 км. На малых глубинах и при естественных выходах на земную поверхность нефть преобразуется в густую мальту , полутвёрдый асфальт и другие образования — например, битуминозные пески и битумы .