Нефть

Определение "Нефть" в Большой Советской Энциклопедии

Автоматизированная система сбора и подготовки нефти (схема)

Нефть
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 Нефть преобразуется в густую мальту, полутвёрдый асфальт и др.
I. Общие сведения

Геологический разрез месторождений Локбатан

  Нефть состоит из различных углеводородов (алканов, циклоалканов, аренов - ароматических углеводородов - и их гибридов) и соединений, содержащих, помимо углерода и водорода, гетероатомы - кислород, серу и азот.

Залежи нефти

Нефть 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 Нефть, находящаяся в залежах на значительной глубине, в различной степени насыщена газообразными углеводородами. По химическому составу Нефть также разнообразны. Поэтому говорить о среднем составе Нефть или «средней» Нефть можно только условно (рис. 1). Менее всего колеблется элементный состав: 82,5-87% С; 11,5-14,5% Нефть; 0,05-0,35, редко до 0,7% О; 0,001-5,3% S; 0,001-1,8% N. Преобладают малосернистые Нефть (менее 0,5% S), но около ¹/₃ всей добываемой в мире Нефть содержит свыше 1% S.

Нефтегазоносные осадочные бассейны мира

Мировые (без социалистических стран) разведанные запасы Нефть оценивались к началу 1973 в 71,2 млрд. т (данные по запасам Нефть, публикуемые за рубежом, возможно занижены). Запасы Нефть в недрах по странам и регионам распределяются крайне неравномерно (рис. 2).

Очистка сточных вод (схема)

Мировая добыча Нефть 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 Нефть 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.

Поисковые скважины (схема заложения)

Нефть 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. Нефть 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 Нефть 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 Нефть (рис. 3).

Разделение месторождения на этажи разведки (схема)

Быстрый рост добычи Нефть 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

Расположение скважин при разработке с заводнением пластов (схема)

  В познании генетической природы Нефть и условий её образования можно выделить несколько периодов. Первый из них (донаучный) продолжался до средних веков. Так, в 1546 Агрикола писал, что Нефть и каменные угли имеют неорганическое происхождение; последние образуются путём сгущения и затвердевания Нефть

Распределение запасов нефти и её добычи

Второй период - научных догадок - связывается с датой опубликования труда М. В. Ломоносова «О слоях земных» (1763), где была высказана идея о дистилляционном происхождении Нефть из того же органического вещества, которое даёт начало каменным углям.

Распределение запасов нефти по глубинам залегания

Третий период в эволюции знаний о происхождении Нефть связан с возникновением и развитием нефтяной промышленности. В этот период были предложены разнообразные гипотезы неорганического (минерального) и органического происхождения Нефть

Соотношение добычи и потребления нефти

В 1866 французский химик М. Бертло высказал предположение, что Нефть образуется в недрах Земли при воздействии углекислоты на щелочные металлы. В 1871 франц. химик Г. Биассон выступил с идеей о происхождении Нефть путём взаимодействия воды, CO₂, H₂S с раскалённым железом. В 1877 Д. И. Менделеев предложил минеральную (карбидную) гипотезу, согласно которой возникновение Нефть 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 Нефть По этой гипотезе исходным материалом для возникновения Нефть 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 Нефть

Состав нефти в недрах

В 50-60-е гг. 20 в. в СССР (Нефть А. Кудрявцев, В. Б. Порфирьев, Г. Нефть Доленко и др.) и за рубежом (английский учёный Ф. Хойл и др.) возрождаются различные гипотезы неорганического (космического, вулканического, магматогенного) происхождения Нефть Однако на 6-м (1963), 7-м (1967) и 8-м (1971) Международных нефтяных конгрессах неорганические гипотезы не получили поддержки.

Важным для познания генезиса Нефть являлось установление в конце 19 - начале 20 вв. оптической активности Нефть, а также тесной связи Нефть 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 - Нефть И. Андрусов, В. И. Вернадский, И. М. Губкин, Нефть Д. Зелинский и др. Сапропелевая гипотеза ассимилирована современной теорией осадочно-миграционного происхождения Нефть Развитию представлений о природе Нефть 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 Нефть и формировании её залежей. В 1934 в Нефть, 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, Нефть М. Страхов, А. А. Трофимук, А. М. Акрамходжаев, И. О. Брод, Нефть Б. Вассоевич, В. В. Вебер, А. Ф. Добрянский, Нефть А. Еременко, А. Э. Конторович, М. Ф. Мирчинк, С. Нефть 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 Нефть из залежей. Важным явилось обнаружение в составе Нефть 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 Нефть, органическом веществе пород и в организмах (А. П. Виноградов, Э. М. Галимов) также подтвердило неправомочность неорганических гипотез. Было установлено, что Нефть - 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 Нефть (микронефть); главная, когда в результате битуминизации генерируется основная масса микронефти, происходит её «созревание», сближение по составу с собственно Нефть и миграция в коллекторы, а по ним в ловушки; постумная, когда усиливается накопление низкомолекулярных углеводородов, обусловливающее образование обычно лёгкой газорастворённой Нефть - 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 Нефть 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 Нефть, 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 Нефть 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.

  Нефть находится в недрах в виде скоплений различного объёма от нескольких мм³ до нескольких десятков млрд. м³. Практический интерес имеют залежи Нефть, 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 Нефть находится в ловушке, задержавшей мигрировавшие Нефть 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 Нефть удерживаются в сводовой части антиклинального перегиба слоев (весьма распространённый тип залежей Нефть) или выступа подземного рельефа (например, захороненного рифа). Наиболее приподнятую часть ловушки иногда занимает газ («газовая шапка»); в этом случае залежь называется газонефтяной; под Нефть располагается вода. Нефть 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 Нефть 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 Нефть, 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 Нефть, к мезозойским - 55%, к палеозойским - 20%. В пределах нефтегазоносных бассейнов выделяют нефтегазоносные области, районы и (или) зоны, характеризующиеся общностью строения и автономией.

Месторождения Нефть являются основной низшей единицей районирования. Это участки земной коры площадью в десятки - сотни, редко тысячи км², имеющие одну или несколько залежей Нефть в ловушках (рис. 6). Большей частью это участки, где Нефть собирается путём боковой или реже вертикальной миграции из зон нефтеобразования.

В мире известно (1973) около 28 тыс. месторождений Нефть; 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 Нефть 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 Нефть 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 Нефть мира (без социалистических стран).
Месторождения Нефть выявлены на всех континентах (кроме Антарктиды) и на значительной площади прилегающих акваторий (см. карту).

На территории СССР месторождения Нефть 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 Нефть (табл. 1).

Табл. 1.- Важнейшие нефтяные месторождения ряда социалистических стран (1973)

Страна, название месторождения, год открытия	бассейны, области, районы	родуктивные			Плотность нефти,	Содержаие S в нефти, %
		средняя глубина, м	геологический возраст	состав
СССР
, 1955	<	1200	карбон	песчаники и известняки	0,900	3,15
1871	Южно-Каспийская	1500	плиоцен	песчаники	0,865-0,940	0,2
, 1959	-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
, 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
1937	Волго-Уральская<	1480	девон и карбон	песчаники	0,850	1,50
, 1961	Мангышлакский<	800	юра	песчаники	0,855	0,2
Болгария
Долни 1962	<	3400	триас	известняки	0,814	0,12
Венгрия
, 1937	Панонская<	1000	миоцен	песчаники	0,833	-
Китай
1955	<	200	триас	песчаники	0,860	-
Румыния
Кыштна 1883	нская<	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 Нефть 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 Нефть; 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 Нефть 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 Нефть 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 отлож			Средняя плотность, г/см3	Содержание серы, %
	начальные	на 1 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
1951	2913	2583	1550	мел	известняки	0,898	2,90
, 1940	1120	578	2030	юра	известняки	0,835	1,30
анифа2, 1957	1015	1002	2420	юра	известняки	0,887	3,00
Берри 164	999	961	2270	юра	известняки	0,860	2,40
Северная Амерка
Канада
1953	240	143	1940	мел	песчаники	0,8524	0,42
-Хилс, 1957	173	140	2660	девон	известняки	0,8251	0,80
, 1948	107	47	975	девон	известняки	0,8498	0,42
Ледюк 1947	78	37	930	девон	звестняки	0,8251	0,30
Мексика
-Рика, 1930	270	132	2160	мел	известняки	0,845	1,77
-Пануко, 1901	204	59,4	492	мел	известняки	0,986	5,38
-Серро, 1909	173	2,4	440	мел	известняки	0,934	3,80
, 1970	142,5	142	3640	мел	известняки	0,898	-
США
-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
(Техас), 1910	187,5	20,7	950	Пермь	известняки	0,835	0,13
					доломит
-Хилс (Калифорния), 1919	177	138,5	700	палеоге-неоген	и	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	-
-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 Амрика
Аргентина
, 1907	105	27,7	1830	мел	известняки	0,907-0,919	-
-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
Лаунильяс5, 1926	1500	356	914	палеоген-неоген	песчаники	0,902	2,18
Бачакеро», 1930	962	327	1050	палеоген-неоген	песчаники	0,912	2,62
-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 Евроа
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 Атлантическогоокеана; 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 Нефть и газа. Нефтеразведка производится с помощью геологических, геофизических, геохимических и буровых работ, выполняемых в рациональном сочетании и последовательности. Процесс геологоразведочных работ на Нефть 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 Нефть, 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 Нефть (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 Нефть и газ по большинству показателей, как правило, выше, чем в США.
V. Добыча

  Почти вся добываемая в мире Нефть извлекается посредством буровых скважин, закрепленных стальными трубами высокого давления. Для подъёма Нефть 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 Нефть при помощи буровых скважин предшествовали примитивные способы: сбор её на поверхности водоёмов, обработка песчаника или известняка, пропитанного Нефть, посредством колодцев.

Сбор Нефть с поверхности открытых водоёмов - это, очевидно, первый по времени появления способ добычи Нефть, который до нашей эры применялся в Мидии, Вавилонии и Сирии, в 1 в. в Сицилии и др. В России сбор Нефть с поверхности р. Ухты начат Ф. С. Прядуновым в 1745. В 1858 на полуострове Челекен и в 1868 в Кокандском ханстве Нефть собирали в канавах, по которым вода стекала из озера. В канаве делали запруду из досок с проходом воды в нижней части: Нефть накапливалась на поверхности.

Разработка песчаника или известняка, пропитанного Нефть, и извлечение из него Нефть впервые описаны итал. учёным Ф. Ариосто в 15 в. Недалеко от Модены в Италии такие нефтесодержащие грунты измельчались и подогревались в котлах. Затем Нефть 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 Нефть, которую собирали черпаком. В 1833-45 на берегу Азовского моря добывали песок, пропитанный Нефть Песок помещали в ямы с покатым дном и поливали водой. Вымытую из песка Нефть собирали с поверхности воды пучками травы.

Добыча Нефть 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 Нефть из колодцев на Апшеронском полуострове известна с 8 в. Имеются письменные указания о добыче лёгкой Нефть из колодцев в Сураханах и тяжёлой в Балаханах в 10-13 вв. Подробное описание колодезной добычи Нефть 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 Нефть, 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 Нефть в вырытые рядом со скважинами земляные амбары добыча Нефть 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 Нефть из скважины - газлифт - предложил М. М. Тихвинский в 1914.

Процесс добычи Нефть, начиная от притока её по продуктивному (нефтяному) пласту к забоям скважин и до внешней перекачки товарной Нефть с промысла, можно разделить на три этапа. Первый - движение Нефть 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 Нефть от забоев скважин до их устьев на поверхности - эксплуатация нефтяных скважин. Третий этап - сбор Нефть и сопровождающих её газа и воды на поверхности, их разделение, удаление воды и минеральных солей из Нефть (т. н. подготовка Нефть), 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 Нефть с помощью скважин и технологических установок называется эксплуатацией нефтяного промысла.

Разработка нефтяного месторождения. Под разработкой нефтяного месторождения понимается осуществление процесса перемещения жидкостей (Нефть, 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 Нефть, 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 Нефть), насыщенность пород Нефть 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 Нефть водой при разработке залежей успешно применяется для Нефть 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 Нефть увеличивается. Однако даже при низких вязкостях при вытеснении Нефть водой около половины геологических запасов Нефть 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 Нефть и вытесняющей её жидкости. Изменение неблагоприятного соотношения вязкости осуществляют также понижением вязкости Нефть 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 Нефть при помощи сочетания заводнения с внутрипластовым горением, которое поддерживается закачкой в пласт водовоздушных смесей. Проводятся (1974) теоретические и экспериментальные исследования повышения нефтеотдачи путём вытеснения Нефть растворителями и системами, растворимыми одновременно в Нефть 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 Нефть, в некоторых случаях осуществляют шахтным способом (см. Шахтная добыча нефти).

  Эксплуатация нефтяных скважин. Извлечение Нефть 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 Нефть). В США 8% скважин эксплуатируются фонтанным способом и 92% - механизированным (1972). На месторождениях Нефть 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 Нефть и сопровождающего её газа из недр Земли. Вся продукция скважин, состоящая из Нефть 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 Нефть, определяют процент содержащейся в ней воды и количество попутного газа, приходящегося на 1 т добытой Нефть (т. н. газовый фактор). На основе этих замеров подсчитывают суточный дебит Нефть (в т) и газа (в м³) по каждой скважине в отдельности. К групповой установке подключают обычно 10-30 скважин. Суточная добыча Нефть на различных нефтепромыслах колеблется в широких пределах, достигая десятков тыс. т. Важным этапом процесса добычи Нефть является сепарация - отделение газа от Нефть, производимое в газонефтяном сепараторе. Такие сепараторы группируют в одном или нескольких пунктах промысла. Нефть, 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 Нефть 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 Нефть через слой пресной воды. Отделённая от Нефть вода подвергается очистке для последующей закачки в пласты или сброса в канализацию. Нефть 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 Нефть Подготовкой называется придание Нефть товарных кондиций. Товарная Нефть 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 Нефть на устье скважин, физико-химических свойств Нефть, 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 Нефть на промысле, при которой Нефть 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 Нефть 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 Нефть 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 Нефть с газом к центральному сборному пункту промысла, откуда Нефть 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 Нефть, 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

  Нефть - 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 Нефть изменяется в различных месторождениях. Бензиновые и керосиновые фракции большинства Нефть СССР характеризуются значительным содержанием алканов (свыше 50%). Во фракциях отдельных Нефть преобладают нафтеновые углеводороды (50-75%). Содержание ароматических углеводородов в бензиновых и керосиновых фракциях большинства Нефть 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 Нефть Часто Нефть характеризуются значительным содержанием твёрдых углеводородов, состоящих в основном из углеводородов нормального строения. Кислородные соединения содержатся в Нефть в виде нафтеновых кислот и асфальтово-смолистых веществ, состоящих из асфальтов и смол (на их долю приходится свыше 90% содержащегося в Нефть 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 Нефть являются также газы, растворённые в Нефть (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 Нефть не превышает десятых долей процента (считая на Нефть). В составе нефтяной золы найдены многие элементы (Ca, Mg, Fe, Al, Si, V, Na и др.). По плотности Нефть делятся на 3 группы: на долю лёгких Нефть (с плотностью до 0,87 г/см³) в общемировой добыче Нефть приходится около 60% (в СССР - 66%); на долю средних Нефть (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 Нефть 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 Нефть 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^-18 ом^-1×см^-1. Вязкость изменяется в широких пределах (при 50 °С 1,2-55 сст) и зависит от химического и фракционного состава Нефть и смолистости (содержания в ней асфальтосмолистых веществ). Температура вспышки Нефть колеблется в широких пределах (от ниже - 35 до 120 °С) в зависимости от фракционного состава и давления насыщенных паров. Нефть растворима в органических растворителях, в воде при обычных условиях практически нерастворима, но может образовывать с ней стойкие эмульсии.

Основу технологической классификации Нефть в СССР (ГОСТ 912-66) составляют: содержание серы (класс I - малосернистые Нефть, включающие до 0,5% S; класс II - сернистые Нефть с 0,5-2% S; класс III - высокосернистые Нефть, 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 Нефть 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 Нефть Например, доссорская (Казах. ССР) малопарафиновая Нефть имеет шифр 1Т₁М₁И₁П₁, т. е. Нефть 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 Нефть (при направлении для переработки на заводах), учёта качества при планировании добычи и переработки и при проектировании новых заводов. За рубежом Нефть сортируют в основном по плотности и содержанию серы.
VII. Переработка

Начало применения Нефть 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. Нефть 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 Нефть встречаются у писателей Ближнего и Среднего Востока, Средней Азии и Западной Европы. В 16-17 вв. Нефть 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 Нефть В 1721 греческий учёный Эйрини д"Эйринис, живший во Франции, опубликовал результаты исследования Нефть и асфальта.

Состояние Бакинского нефтяного промысла в 13 в. описано Марко Поло. Он указывает, что Бакинская Нефть применялась для освещения и в качестве лекарства от кожных болезней. В центральные районы России в 16-17 вв. Нефть 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 Нефть была известна в начале нашей эры. Этот способ очистки применялся для уменьшения неприятного запаха Нефть при использовании её в лечебных целях. В иностранных и рус. лечебниках 15-17 вв. Нефть рекомендуется как наружное и внутреннее средство. Считалось, что Нефть помогает при воспалительных процессах. В лечебниках даётся также описание способа перегонки Нефть по опытам римского врача Кассия Феликса и арабского учёного 11 в. Авиценны. О перегонке бакинской Нефть впервые упоминает хорезмийский географ 13 в. Бекран. Большое внимание перегонке Нефть уделялось в 18 в. в связи с поисками и изучением нефтяных месторождений. В 1748 в лаборатории Берг-Коллегии в Москве перегонялась Нефть, найденная на р. Ухте. В той же лаборатории перегонялась Нефть, добытая на р. Соке в 1754. В небольшом количестве Нефть 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 1823. Из 40 вёдер Нефть, заливаемой в куб, они получали 16 вёдер перегнанной. В 1837 началась перегонка грозненской Нефть на заводе откупщика В. Швецова. В этом году было отправлено в Москву 1000 пудов (16,38 т) перегнанной Нефть Завод для перегонки бакинской Нефть был построен в Балаханах Нефть И. Воскобойниковым. На заводе в 1837-39 было переработано 19,4 т Нефть В 1859 в Сураханах промышленники В. А. Кокорев, Нефть Е. Торнау и П. И. Губонин приступили к строительству завода для получения фотогена из бакинского кира. На этом заводе была начата (1860) переработка Нефть 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 Нефть на фракции, улучшения отбора керосина и смазочных масел и повышения их качества. На необходимость непрерывной перегонки Нефть 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 Нефть 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 Нефть, 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 Нефть 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 Нефть на заводе в Великобритании в 1848, в 1849 С. М. Киром был построен завод по перегонке Нефть 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 Нефть и асфальта получали смазочные масла. При перегонке Нефть на заводе применялся перегретый пар. В 1866 Дж. Юнг взял патент на способ получения керосина из тяжёлых Нефть при перегонке под давлением. Этот способ перегонки был назван крекингом. К 1869 давление во время перегонки Нефть на лабораторной установке было доведено до 3,7×10⁵ н/м² (около 3,8 ам). При обычной перегонке из Нефть 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 Нефть, сопровождающийся разложением исходных углеводородов под влиянием высокой температуры и давления. В 1875 А. А. Летний проводил опыты по получению ароматических углеводородов пиролизом Нефть Работа Летнего завершилась созданием промышленной установки на Константиновском заводе В. И. Рагозина. Ароматические углеводороды из Нефть были необходимы для получения красителей, используемых в развивавшейся в то время текстильной промышленности. С той же целью пиролиз Нефть и нефтяных остатков изучали Ю. В. Лермонтова, Б. В. Марковников, К. И. Лисенко, Г. В. Алексеев, Нефть Д. Зелинский.

В 1891 В. Г. Шухов и С. Гаврилов разработали аппарат для крекинг-процесса. Они впервые предложили осуществлять нагревание Нефть 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 Нефть в России до 1917 была непрерывная перегонка Нефть в кубовых батареях. О переработке Нефть в СССР см. в ст. Нефтеперерабатывающая промышленность.

  Перед переработкой Нефть подвергают обессоливанию и одновременно обезвоживанию. С этой целью на нефтеперерабатывающих заводах применяют электрообессоливающие установки. Нефть 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 Нефть снижается до 0,05-0,2% и хлоридов до 0,5-5 мг/л.

  Многие лёгкие Нефть 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 Нефть, а также обеспечить постоянное давление паров Нефть, поступающей на нефтеперегонные установки. Стабилизацию Нефть производят на комплексных установках в сочетании с обезвоживанием и обессоливанием или на специальных установках с колонкой для отбора пропан-бутановой фракции. Получаемая при стабилизации Нефть пропан-бутановая фракция является ценным сырьём для нефтехимической промышленности.

Основным процессом переработки Нефть (после обезвоживания, обессоливания и стабилизации) является перегонка, при которой из Нефть 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 Нефть, 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 Нефть 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, Нефть с использованием: а) физических методов; (перегонки, экстракции, кристаллизации, адсорбции и т. д.), а также карбамидной и низкотемпературной депарафинизаций - при помощи этих методов из Нефть выделяют индивидуальные углеводороды или их классы; б) так называемых вторичных процессов переработки, в результате чего получаются углеводороды, не присутствующие в сырой Нефть 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. Нефть А. Еременко, М; Еременко., 1960Нефть 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 Нефть 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. Нефть, Химия нефти и газа, 2 изд., Л., 1969; International Petroleum Encyclopedia, Tulsa (Oklahoma), 1973.
  Вассоевич Нефть Е. (Общие сведения. Происхождение и условия залегания),
Резникова И. М. (Общие сведения),
Вассоевич Нефть 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. Нефть (Химический состав и физические свойства. Технологическая характеристика. Переработка).