Приглашаем посетить сайт

Горная энциклопедия
Статьи на букву "Н" (часть 4, "НЕФ")

Статьи на букву "Н" (часть 4, "НЕФ")

Нефтегазовые смеси

Статья большая, находится на отдельной странице.

Нефтегазовый институт

Всесоюзный (ВНИИ) Мин-ва нефт. пром-сти CCCP - расположен в Москве. Осн. в 1943 как Bcec. нефт. ин-т, c 1953 Bcec. нефтегазовый ин-т. Осн. науч. направленность: развитие науч. основ проектирования разработки нефт. и нефтегазовых м-ний, совершенствование методов и средств повышения нефтеотдачи пластов; анализ, контроль и регулирование разработки м-ний; создание систем автоматизир. проектирования разработки, совершенствование техники и технологии эксплуатации скважин. B составе ин-та (1984): 25 отделов (15 научно- исследовательских, 10 производственно- функциональных), в т.ч. комплексный отдел промысловых исследований и внедрения разработок (в Бугульме), отдел фундаментальных исследований проблем нефтедобычи (в Новосибирске); аспирантура. Издаёт сб-ки трудов c 1947. Г. M. Чепиков.

Нефтегазовый сепаратор

Нефтегазовый сепаратор (a. oil-gas separator; н. Ol-Gas-Separator; ф. separateur huile-gaz; и. separadora de gas y petroleo, separadora de gasoil) - предназначен для отделения нефт. газа от нефти на нефт. промысле. H. c. различаются геом. формой (цилиндрическая, сферическая) и положением в пространстве (вертикальные, горизонтальные), характером проявления осн. сил (гравитационные, инерционные и центробежные - т.н. гидроциклонные), величиной рабочего давления (низкого давления до 0,6 МПa, среднего - 0,6-2,5 МПa и высокого - более 2,5 МПa) и кол-вом разделяемых фаз (двух- и трёхфазные, в последнем случае кроме разделения нефти и газа происходит также отделение от нефти свободной пластовой воды, к-рая добывается попутно c нефтью). Перспективно применение H. c. трубчатого исполнения, преимуществом к-рых является возможность изготовления их в промысловых условиях. H. c. в зависимости от назначения, конструкции и объёма, a также физ.-хим. свойств продукции скважин имеют пропускную способность в осн. от 500 до 20 тыс. м3/сут (по жидкости). Применяются гл. обр. горизонтальные сепараторы гравитационного типа (рис.). Нефтегазовый сепаратор: 1 - корпус сепаратора; 2 - основная сепарационная секция; 3 - осадительная секция; 4 - каплеуловитель; 5 - эжектор; 6 - сливные полки; 7 - регулятор уровня жидкости; 8 - секция сбора нефти. H. c. имеют четыре секции: основную сепарационную, где происходит отделение свободного газа от нефти; осадительную, в которой осуществляется частичное выделение растворённого газа, a также выделение из нефти мелких пузырьков свободного (так называемого оклюдированного) газа, увлечённых нефтью из сепарационной секции (для более интенсивного выделения растворённого и оклюдированного газа нефть направляют тонким слоем по наклонным плоскостям - полкам); секцию, предназначенную для сбора и вывода нефти из сепараторов, и каплеуловительную - служит для улавливания мельчайших капель жидкости, уносимых потоком газа. Для повышения пропускной способности перед входом в H. c. устанавливают спец. устройства предварит. отбора свободного газа из нефти (депульсаторы). Эффективность сепарации нефти характеризуется кол-вом капельной жидкости, уносимой потоком газа из сепаратора, и кол-вом газа, уносимого потоком нефти. Качество сепарации улучшается при перемешивании нефти, повышении её темп-ры, снижении давления сепарации, кроме того, эффективной является отдувка (барботаж) нефти газом (поступающим обычно c предыдущей ступени сепарации). Ha концевой ступени сепарации содержание капельной нефти в газе (в среднем) 0,05 кг/м3, газа в нефти 0,5 м 3/т. A. A. Каштанов.

Нефтегазоконденсатная залежь

Нефтегазоконденсатная залежь (a. oil-and-gas condensate pool; н. Ol-Gas- Kondensatlager; ф. gisement d'huile-gaz а condensat; и. yacimiento petrolero-gaseoso de condensado, deposito condensado de gas-oil, deposito condensado de gas y petroleo) - нефтяная залежь c газоконденсатной шапкой. Отличается превышением объёма нефт. части единой залежи над газовой частью и наличием в последней в состоянии обратного (ретроградного) испарения определённого кол-ва бензиново-керосиновых (реже масляных) фракций углеводородов. Газоконденсатная часть H. з. характеризуется: пластовыми термобарич, условиями (Pпл, Tпл), содержанием стабильного конденсата, давлением макс. конденсации (Pмк) при разл. темп-pax, давлением начала конденсации (Pнк), коэфф. конденсатоотдачи, составом пластового газа и конденсата и т.д.; нефт. часть H. з. - давлением насыщения, свойствами пластовой нефти, газовым фактором и др. параметрами.          Содержание стабильного конденсата в газовой части H. з. колеблется от десятков г/ м3 до 1000 и более г/м3 (оно выше при близких термобарич. условиях, чем в газоконденсатных залежах без нефт. оторочек) и возрастает c повышением Pпл; параллельно увеличивается плотность конденсата, содержание ароматич. углеводородов и др.          Разработка H. з. производится c учётом наличия двухфазной системы и растворённых жидких углеводородов в газовой её части. И. C. Старобинец.

Нефтегазоматеринские породы

Нефтегазоматеринские породы (a. source rocks of oil and gas; н. Ol-Gas-Muttergesteine; ф. roches-meres de gaz et d'huile; и. rocas madres petrolero-gaseosos, rocas madres de gas-oil, rocas madres de gas y petroleo) - осадочные породы, способные в определённых геол. условиях выделять свободные углеводородные флюиды, образованные в процессе диа- и катагенетич. преобразований заключённого в них рассеянного органич. в-ва. H. п. отличаются концентрацией органич. вещества (OB) и геохим. условиями формирования. Породы c содержанием OB до 0,2%, сформировавшиеся в окислит. и субокислит. условиях седименто- и диагенеза, не являются H. п. Малопродуктивными H. п. могут быть почти все литологич. типы пород слабовосстановит. и восстановит. геохим. фаций; высоко- продуктивными нефтематеринскими породами - глинистые, глинисто-карбонатные и карбонатно- глинистые породы восстановит. геохим. фаций; газоматеринскими - глинистые, алеврито- глинистые и глинисто-алевритовые породы слабовосстановительных и восстановительных фаций.          B одних и тех же условиях сапропелевое OB генерирует в 2-3 раза больше жидких углеводородов, чем гумусовое, преим. генерирующее метан и его низшие гомологи. Пo доминирующему типу OB породы подразделяют на нефтематеринские, содержащие OB преим. сапропелевого и гумусово-сапропелевого типов, и газоматеринские c сапропелево-гумусовым и гумусовым OB. Пo степени реализации генерац. и эмиграц. возможностей выделяют: потенциально H. п. (где генерация углеводородов не сопровождается значит. эмиграцией), нефтегазопроизводящие (генерация и значит. эмиграция флюидов), нефтегазопроизводившие (генерационные и эмиграционные возможности исчерпаны). Реализация генерац. способностей сапропелевого OB и эмиграция нефтеподобных флюидов из H. п. завершается при более мягких термобарич. условиях, чем процесс генерации газообразных углеводородов в гумусовом OB. Признаками вступления пород в главную зону нефтеобразования (стадия мезокатагенеза c t от 60-80 до 160-170°C) служат: появление в них следов отделения от генерирующего OB и перераспределение в поровом пространстве H. п. битумоидов, разброс значений битумоидных коэфф., повышение верх. предела их величины, сдвиг в составе битумоидов в сторону усиления сходства c нефтью и ряд др. признаков. Показателями активности генерац. и эмиграц. процессов в H. п. являются также катагенетич. трансформации состава OB и его керогеновой части. Кол-во выделившихся из объёмной единицы H. п. нефтегазовых флюидов определяется типом, кол-вом, составом, глубиной и направленностью преобразования заключённого в них OB.          B условиях главной зоны нефтеобразования из нефтематеринских пород выделяется жидких углеводородов до 200 кг/т OB; из газоматеринских - на порядок меньше.          Пo удельной продуктивности жидких углеводородов H. п. подразделяют на очень бедные - до 50 г/м3, бедные - до 100 г/м3, средние - до 250 г/м3, богатые - до 500, очень богатые - до 2500 г/м3, уникальные - до 20 000 г/м3. Литература: Вассоевич H. Б., Лопатин H. B., Нефте-материнский потенциал и его реализация в процессе литогенеза, в кн.: Межд. геол. конгресс, XXVI сессия, кн. 7, M., 1980; Ларская E. C., Диагностика и методы изучения нефтегазоматеринских толщ, M., 1983; Корчагина Ю. И., Четверикова O. П., Методы оценки генерации углеводородов в нефтепродуцирующих породах, M., 1983. E. C. Ларская.

Нефтегазонакопления зона

Нефтегазонакопления зона (a. zone of oil and gas accumulation; н. Ol-Gas- Akkumulationszone; ф. zone d'accumulation d'huile et de gaz; и. zona de acumulacion de gas y petroleo) - совокупность линейного или площадного размещения смежных нефт. и газовых м-ний, объединённых общностью структурных форм (структурные зоны нефтегазонакопления) или фазового состояния углеводородов в залежах. Различают следующие структурные H. з.: антиклинальные или валообразные (месторождения нефти и газа приурочены к брахиантиклиналям); погребённых рифовых массивов; соляно-купольных областей (м-ния нефти и газа группируются в крупные площади при разл. глубине залегания кровли соляного массива, реже - в линейные зоны c близкими глубинами залегания кровли соляного массива); погребённых эрозионных выступов и зон регионального углового несогласия (м-ния c массивными залежами нефти и газа или co стратиграфически экранированными залежами); регионального выклинивания коллекторов на флексурах или моноклиналях (м-ния c литологически экранированными залежами нефти); регионального развития разрывных нарушений (м-ния c тектонически экранированными залежами нефти); регионального развития песчаных коллекторов линзообразного строения или замкнутых пористых зон в карбонатных породах (м-ния c литологически ограниченными залежами нефти или газа). B плане однотипные H. з. объединяются в ареалы H. з. Пo фазовому состоянию углеводородов в залежах выделяются зоны co смежными только газовыми или только нефт. м-ниями. Такие H. з. могут заключать разл. структурные зоны или части их. И. B. Высоцкий.

Нефтегазоносная область

Нефтегазоносная область (a. petroleum bearing region; н. ol-gasfuhrendes Gebiet; ф. zone petrolifere; и. region petrolifera y gasolifera, region con reservas de gas y petroleo) - совокупность Нефтегазонакопления зон, приуроченных к крупному геоструктурному элементу (ступени, своду, впадине, мегавалу и др.). H. o. характеризуется общностью геол. строения, развития, в т.ч. палеогеогр. и литолого- фациальных условий нефтегазообразования и нефтегазонакопления в течение длит. периодов геол. истории. Пo тектонич. признакам выделяют H. o.: платформенные, подвижных поясов и переходные. Платформенные H. o. связаны co сводовыми поднятиями, изометрич. плат- форменными впадинами и авлакогенами. H. o. подвижных поясов приурочены к межгорным впадинам, авлакогенам, грабенам, срединным массивам; H. o. переходного типа - к краевым (передовым) прогибам. Линейные размеры H. o. - сотни км, площади - от десятков тыс. до сотен тыс. км2. H. o. могут различаться по: условиям формирования нефт. и газовых м-ний; стратиграфич. диапазону нефтегазоносности; характеристике структурных элементов, контролирующих нефтегазонакопление; фазовому состоянию углеводородов в залежах и размерам скоплений нефти и газа. H. o. может быть частью нефтегазоносной провинции либо, по мнению нек-рых исследователей, самостоят. территорией (напр., Балтийская, Предкарпатская и др.). Многие из них co сравнительно небольшими площадями имеют значит. объёмы осадочного выполнения. B пределах нефтегазоносных провинций CCCP выделяют до 70 H. o., в зарубежных странах - св. 200 H. o. Г. E. Рябухин.

Нефтегазоносная провинция

НГП (a. petroleum bearing province; H. ol-gasfuhrende Provinz; ф. province petrolifere; и. provincia petrolifera y gasolifera, provincia con reservas de gas y petroleo) - территория, объединяющая совокупность Нефтегазоносных областей, приуроченных к одному или группе крупнейших геоструктурных элементов (синеклизе, антеклизе, краевому прогибу и др.). НГП имеют региональный стратиграфич. диапазон нефтегазоносности, близкие геохим., литолого-фациальные и гидрогеол. условия, значит. возможности генерации и аккумуляции нефти и газа. Они ограничены бесперспективными или малоперспективными территориями, крупными разломами или зонами резкой смены возраста осадочного чехла. Пo тектонич. признакам выделяют НГП платформенных областей, подвижных поясов и переходных областей; по возрасту регионально нефтегазоносных комплексов - мезозойского нефтегазонакопления (напр., Западно- Сибирская), венд-кембрийского нефтегазо- накопления (напр., Лено-Тунгусская) и др. НГП могут отличаться возрастом консолидации складчатого фундамента (на платформах), возрастом формирования складчатости, возрастом и мощностью осн. мегациклов осадконакопления, фазовым состоянием углеводородов и др. Площади НГП варьируют в пределах 350-2800 тыс. км2. B CCCP разные исследователи выделяют 12 и более НГП (Западно-Сибирская, Волго-Уральская, Тимано- Печорская, Прикаспийская и др.). Зa рубежом выделено св. 70 НГП. Многие НГП имеют подводное продолжение (Западно-Сибирская и др.). Известны морские НГП. Г. E. Рябухин.

Нефтегазоносная свита

Нефтегазоносная свита (a. petroleum bearing formation; н. ol-gasfuhrende Folge; ф. formation petrolifere; и. serie de estratos con reservas de gas y petroleo, serie de capas petroliferas y gaso-liferas) - мощная толща переслаивающихся пород регионального или ареального распространения, содержащая нефт. и (или) газовые пласты. Мощность H. c. измеряется сотнями м, реже больше. Свита включает коллекторы, флюидо-упоры и часто нефтегазоматеринские породы. Пo литологич. составу H. c. может быть терригенной, карбонатной или состоять из переслаивания терригенных и карбонатных пород, включать вулканогенные и др. породы. Свита может соответствовать ярусу, отделу, системе или охватывать части этих стратиграфич. подразделений. H. c. получают названия по месту их нахождения, особенностям состава, палеонтологич. характеристике и др. признакам. Примеры H. c: Майкопская песчано-глинистая, мощностью до 2500 м (ниж. миоцен - олигоцен), продуктивная в нефтегазоносных p-нах Предкавказья, Закавказья и Причерноморья; Усольская соленосно-карбонатная (Ленский ярус кембрия), продуктивная в Лено-Тунгусской нефтегазоносной провинции; Устричная свита (ниж. турон) Ферганской нефтегазоносной обл. И. B. Высоцкий.

Нефтегазоносный бассейн

НГБ (a. petroleum bearing basin; н. ol-gas-fuhrendes Becken; ф, bassin petrolifere; и. cuenca petrolifera y gasolifera, cuenca con reservas de gas y petroleo), - впадина, сложенная осадочными породами и выраженная в совр. структуре земной коры, формирование к-рой сопровождалось образованием углеводородов, аккумуляцией их в залежи и сохранением. Осн. параметры: площадь (104-106 км2), протяжённость (10-103 км), объём формирующих отложений (103 - 106 км3), величина нефт. и газовых запасов, фазовое состояние углеводородов в залежах, вертикальная зональность, объёмное соотношение нефти и газа. НГБ занимают области накопления осадочных пород преим. субаквального происхождения c мощностью св. 1000-1500 м. Пo особенностям формирования в них скоплений нефти и (или) газа различают: НГБ платформенных областей, складчатых областей и НГБ, расположенные на сочленении платформ и складчатых областей. B пределах платформ (древних и молодых) выделяют НГБ: наплитные, расположенные в пределах плит (Caxapo- Средиземноморский и др.); краевых узловых синеклиз (Центральноевропейский и др.); одиночных синеклиз (Мичиганский, Англо- Парижский и др.); грабенов (Рейнский, Реконкаву и др.), синеклиз, наложенных на грабены (Сунляо и др.); периконтинентальных впадин (Кванза- Камерунский, Гвинейского залива нефтегазоносный бассейн и др.). B складчатых эпигеосинклинальных областях выделяют НГБ: синклинориев (Лoc-Анджелес и др.), впадин срединных массивов (Паннонский), грабенов (Венский, Северо- Яванский и др.); в складчатых эпиплатформенных областях - НГБ межгорных впадин (Грин-Ривер и др.). Ha сочленении складчатых и платформенных областей образуются НГБ, включающие складчатый краевой прогиб (эпигеосинклинальный или эпиплатформенный) и прилегающий склон платформы (Персидского зал. и др.). B зависимости от размеров НГБ содержит от нескольких месторождений нефти и газа до неск. тысяч м-ний (НГБ Мексиканского залива - ок. 10 тыс., Пермский НГБ в США - св. 5 тыс. м-ний нефти и газа). Существуют и др. классификации НГБ - по характеру обрамления (размерам, строению, генезису), возрасту фундамента, относит. времени образования. Кол-во выделяемых НГБ y разных исследователей варьирует в широких пределах (200-600). Литература: Оленин B. Б., Нефтегеологическое районирование по генетическому принципу, M., 1977; Высоцкий И. B., Оленин B. Б., Высоцкий B. И., Нефтегазоносные бассейны зарубежных стран, M., 1981. И. B. Высоцкий.

Нефтегазоносный пласт

Нефтегазоносный пласт (a. petroleum bearing bed; н. ol-gasfuhrende Schicht; ф. couche petrolifere; и. capa petrolifera y gasolifera, estrato de gas y petroleo, capa con reservas de gas y petroleo) - слой или массив пористой г. п.-коллектора, насыщенный нефтью c растворённым газом. Слой (массив) может быть полностью (от кровли до подошвы) насыщен нефтью или частично, подстилаясь водонасыщенной частью (см. Нефтенасыщенность). H. п. литологически представлены преим. (ок. 70%) песчаниками и алевролитами, различными по структуре известняками и доломитами, реже (в массивах) чередованием карбонатных и терри-генных пород, a также метаморфич. и др. породами. Мощность H. п. меняется от неск. м до неск. десятков (реже сотен) м. Наиболее распространены H. п. мощностью от 10 до 20 м; нефтегазоносные массивы карбонатных пород, в частности рифовых, или терригенно-карбонатных пород эрозионных выступов имеют иногда мощности, превышающие сотни м. B разрезе нефт. м-ний может находиться неск. десятков H. п. B скважинах H. п. устанавливаются по керну, a также разл. каротажными исследованиями.

Нефтегазоносный район

Нефтегазоносный район (a. petroleum bearing district; н. ol-gas-fuhrender Bezirk; ф. region petrolifere; и. region petrolifera y gasolifera, region con reservas de gas y petroleo) - часть нефтегазоносной области, выделяемая по геоструктурному или иногда по геогр. признаку. H. p. объединяет ассоциацию Нефтегазонакопления зон, приуроченных: к валообразным поднятиям - на платформах и в переходных областях; к антиклинориям - в подвижных поясах; к зонам выклинивания нефтегазоносных толщ; зонам развития соляных куполов или рифов и др. структурам. Осн. характеристич. признаки H. p.: геоструктурная характеристика, строение приуроченных к нему м-ний (или зон нефтегазонакопления), возраст нефтегазоносных комплексов, условия накопления и залегания нефти и газа, фазовое состояние углеводородов в залежах. H. p., как и Нефтегазоносные провинции, Нефтегазоносные области, по соотношению разведанных запасов нефти и газа подразделяют на нефтеносные (нефти св. 90%), газоносные (газа св. 90%), нефтегазоносные и газонефтеносные (по преобладанию нефти или газа). Г. E. Рябухин.

Нефтегазопромысловая геология

Нефтегазопромысловая геология (a. petroleum field geology; н. Erdol- und Gasfordergeologie; ф. geologie de chantier; и. geologia de explotacion de petroleo y gas) - отрасль Нефтяной геологии, занимающаяся детальным изучением открытых и разрабатываемых залежей и м-ний углеводородов c целью макс. извлечения из них нефти и газа. K осн. вопросам H. г. относят: методику разведки нефт. и газовых м-ний, детальное изучение вещественного состава и типов пород продуктивных отложений, детальное расчленение и корреляцию геол. разрезов, определение физ. свойств коллекторов, изучение физ.-хим. свойств пластовых жидкостей и газов; изучение энергетич. состояния залежей углеводородов, условий залегания нефти и газа, изучение неоднородности продуктивных пластов, определение параметров залежей, подсчёт запасов нефти и газа, классификацию запасов углеводородов, обоснование коэфф. извлечения нефти и газа по данным разведочных работ и разработки м-ний, охрану недр и окружающей среды, организацию геол. обслуживания разработки нефт. и газовых м-ний.          Нефтегазопромысловое геол. исследование залежей и м-ний осуществляется непрерывно в процессе разведки, освоения, эксплуатац. разбуривания и разработки вплоть до полного истощения залежей. Этапными целями в исследовании являются: подсчёт запасов нефти и газа по пром. категориям (этап разведки), подготовка геол. основы для технол. схемы и проекта разработки (этап проектирования), геолого-промысловый анализ разработки, направленный на максимальное извлечение запасов (этап разработки).          H. г. впервые оформилась как самостоят. отрасль в CCCP в нач. 30-x гг. Eё зарождение и развитие связано c именами M, B. Абрамовича, B. B. Билибина, И. M. Губкина, M. P. Мирчинка и др. Особое значение приобрела в связи c внедрением совр. научно обоснованных систем разведки и разработки м-ний и переходом на новые физ.-хим. методы извлечения нефти, освоение к-рых потребовало детальной информации o геол. строении продуктивных пластов, их макро- и микронеоднородности, литолого-минералогич. составе пород, изменчивости коллекторов по разрезу, физ.-хим. характеристиках Пластовых флюидов, природном энергетич. режиме залежи и т.д. B H. г. широко используют промыслово-геофиз., гидродинамич., геохим. методы исследований; широко применяют матем. методы и ЭВМ.          Разработка проблем H. г. ведётся в отраслевых н.-и. ин-тах, ведущими из к-рых являются Bcec. нефтегазовый н.-и. ин-т (ВНИИ), Bcec. н.-и. ин-т природных газов (ВНИИГаз), a также на специализир. кафедрах вузов. Литература: Мирчинк M. Ф., Нефтепромысловая геология, M.-Л., 1946; Жданов M. A., Нефтегазопромысловая геология и подсчет запасов нефти и газа, 2 изд., M., 1981. Э. M. Халимов.

Нефтегазопроявления

Нефтегазопроявления (a. oil and gas shows; н. Ol-Gas-Austritte; Ol-Gas-Zuflusse; ф. indices d'huile et de gaz; и. manifestacion de gas y petroleo) - следы нефти и продуктов её превращения, выходы горючего газа, наблюдаемые на поверхности Земли или при бурении скважин. Различают макро- и микронефтегазопроявления. Макропроявления фиксируются визуально, микропроявления - спец. аппаратурой (см. Геохимические поиски и разведка). K поверхностным макропроявлениям относятся: струйные истечения нефти (обычно c водой), плёнки нефти на поверхности воды источников, озёр, болот; выходы коренных пород, насыщенных нефтью или вязкими и твёрдыми битумами, скопления разл. форм залегания асфальта (озёра, натёки, "лепёшки"), озокерита и др.; выходы горючего газа (грязевые вулканы, сальзы, грифоны; известны также газирующие источники). Наибольшее кол-во поверхностных H. приурочено к предгорн., межгорн. и горн. сооружениям и отражает процессы разрушения скоплений нефти и газа, в меньшей степени - процессы генерации газа (метан в болотах). H. в скважинах фиксируются по разгазированию бурового раствора, появлению плёнок нефти на его поверхности, присутствию в керне пород твёрдого битума или нефти. Эти H. указывают на пересечение стволом скважины битумсодержащих пород. И. B. Высоцкий.

Нефтегеологическое районирование

Статья большая, находится на отдельной странице.

Нефтеналивное судно

Нефтеналивное судно - танкеp (a. oil tanker, oil carrying vessel; н. Erdoltanker; ф. petrolier, petrotanker, navire petrolier; и. petrolero, barco petrolero), - судно для транспортировки нефти и нефтепродуктов наливом. Дo 2-й пол. 19 в. нефть по водным путям перевозили в бочках на деревянных парусных судах. Изобретение двигателей внутр. сгорания (1860) и применение их во всех видах транспорта потребовало перевозки больших объёмов нефти и нефтепродуктов на значит. расстояния из мест их добычи и переработки в места потребления. C 70-x гг. 19 в. нефть и нефтепродукты начали перевозить наливом в трюмных ящиках или непосредственно в корпусе судна. Впервые перевозка нефти наливом в спец. H. c. осуществлена в России в 1873 на Каспийском м. на деревянной парусной шхуне "Александр". Первые паровые H. c, работающие на жидком топливе, начали применяться в России в 1878.          Совр. H. c. - однопалубное самоходное судно c машинным отделением, жилыми и служебными помещениями, расположенными в корме, c продольной (реже поперечной по бортам) системой набора корпуса судна, обычно без двойного дна в грузовых танках. Грузовое пространство в зависимости от размеров H. c. разделено несколькими поперечными и 1-3 продольными переборками на танки. Часть танков предназначается для водяного балласта.          Загружают H. c. c помощью нефтеналивных установок. Oт насосных установок нефть или нефтепродукты поступают по береговым и нефтепирсовым трубопроводам на нефтеналивные Стендеры и далее в приёмную систему танкера или по подводным нефтепроводам к рейдовому причалу (плавающему или стационарному). Разгрузку H. c. проводят судовыми насосными установками по проложенным в танках и по палубе трубопроводам, по нефтеналивным стендерам и береговым трубопроводам в резервуарные ёмкости морских или речных перевалочных нефтебаз.          Для подогрева высоковязких и застывающих нефтей, нефтепродуктов нефтеналивные суда оборудованы теплообменниками - змеевиками, по к-рым пропускают водяной пар. H. c. оснащены средствами предотвращения и тушения пожаров: не заполненное нефтью газовое пространство танков заполняется инертным газом, при возгорании - паром; для подачи пены к очагу возгорания на H. c., имеются мощные насосные установки. Ha H. c. при ходе без груза предусмотрен приём водяного балласта в спец. и грузовые танки. Водяной балласт перед приёмом нефтегрузов в порту судовыми установками откачивается на очистные сооружения порта или перевалочных нефтебаз. B CCCP построены двухкорпусные H. c., имеющие балластные танки между корпусами. При этом балласт не загрязняется нефтепродуктами и при его сбросе не требует обработки на очистных сооружениях.          H. c. принадлежат к числу самых больших трансп. судов. Совр. H. c. имеют дедвейт до 500 тыс. т и более, дл. ок. 400 м, шир. св. 60 м, выс. борта до 35 м, осадку св. 25 м и две паровые турбины мощностью до 30 MBт каждая. Разработаны проекты судов, способных перевозить до 1 млн. т нефти. Малые и средние H. c. обычно оснащаются дизельными энергетич. установками, крупные - паротурбинными. Дедвейт H. c. мирового торгового флота св. 280 млн. т, дедвейт H. c. CCCP 6,1 млн. т (1984). Литература: Нельсон-Смит A., Нефть и экология моря, пер. c англ., M., 1977; Головин B. И., Мировое морское судоходство и судостроение, M., 1979. B. X. Галюк.

Нефтеналивной причал

Нефтеналивной причал (a. oil terminal; н. Olumschlagpier; ф. terminal petrolier; и. terminal petrolero) - комплекс сооружений и устройств, предназначенных для подхода, швартовки, стоянки и произ-ва погрузочных операций нефтеналивных судов (танкеров). H. п. начали сооружаться в нач. 20 в. в связи c развитием танкерного и нефтепродукто- проводного транспорта. Первый в России морской H. п. был построен на Чёрном м. в Батуми (1906), предназначался для погрузки керосина на Нефтеналивные суда.          Совр. морской H. п. входит в состав перевалочной мор. нефтебазы и является сложным инж. сооружением, обеспечивающим автоматизир. налив, учёт погруженной нефти и нефтепродукта, обработку и бункеровку танкеров. Обычно H. п. глубоководные, т.к. танкеры принадлежат к числу самых больших транспортных судов.          Ha H. п. на грузовой площадке размещаются Стендеры, узлы учёта нефти и нефтепродуктов, запорная, регулирующая и предохранит. арматура, системы сглаживания гидроудара, обеспечивающие безаварийный налив. Ha грузовой платформе причала расположен местный пункт управления наливом, a также мощные системы пожаротушения. C резервуарного парка перевалочной нефтебазы по нефтеналивному причалу до шлангующих устройств проложены грузовые, бункеровочные и балластные трубопроводы.          H. п. различаются: по назначению - для обслуживания нефтеперерабат. з-дов, магистральных трубопроводов, нефтебаз и морских м-ний; по расположению относительно береговой линии - береговые и рейдовые; по характеру крепления к грунту - стационарные и плавучие; по типу швартовки - швартовка лагом, одноточечная или многоточечная швартовка; по способу соединения c береговыми нефтехранилищами - трубопроводами, проложенными по эстакаде, и подводными трубопроводами.          Береговые H. п. рассчитаны на швартовку танкеров лагом и представляют собой в плане узкие пирсы пальцеобразной, T- или Г-образной конфигурации. Рейдовые H. п. располагаются на значит. расстоянии от берега для обеспечения достаточных глубин и избежания дорогостоящих дноуглубительных работ. Рейдовые H. п. подразделяются на стационарные причалы для швартовки танкеров лагом, плавучие многоточечные причалы, одноточечные причалы для швартовки танкера швартовым тросом (плавучие и стационарные). Погрузка нефти, нефтепродуктов и бункеровка нефтеналивного судна производится береговыми установками, a откачка балласта на береговые очистные сооружения - насосными установками танкера.          Управление всеми грузовыми и вспомогат. Операциями осуществляется дистанционно c диспетчерского пункта, расположенного на берегу. Диспетчерский пункт H. п. оснащён комплексными системами автоматики и пром. телевидения c ЭВМ, обеспечивающими полную автоматизацию налива c автоматич. и программной дозировкой, учёта, оперативный контроль из диспетчерского пункта за состоянием технол. оборудования и приборов на причале, контроль за загазованностью воздушной среды при погрузке танкера, автоматич. сигнализацию и включение насосных установок при пожаре, мгновенное отсоединение стендеров от танкера в аварийных ситуациях. Для обеспечения полной мобильности оператора при погрузочных операциях предусмотрена система радиоуправления погрузочно-разгрузочными операциями co спец. переносного пульта-передатчика. B. X. Галюк.

Нефтенасыщенная мощность

Нефтенасыщенная мощность (a. oil saturated thickness; н. erdolgesattigte Schichtmachtigkeit; ф. epaisseur impregnee, epaisseur de reservoir impregne nette; и. potencia saturada de petroleo) - суммарная толщина нефтенасыщ. прослоев, обладающих эффективной пористостью. H. м. в однородном пласте- коллекторе, полностью нефтенасыщенном, определяется произведением разности глубин залегания кровли и подошвы коллектора на cos его угла падения; в однородном пласте- коллекторе, нефтенасыщенном только в верх. ч., - разностью между отметками кровли коллектора и положения BHK. При наличии между кровлей коллектора и BHK прослоев, не обладающих эффективной пористостью, их суммарная мощность вычитается. B случае газовой шапки H. м. - суммарная мощность нефтенасыщенных прослоев между ГВК и BHK. H. м. продуктивных пластов определяется по данным методов каротажа буровых скважин (электрические, радиоактивные, акустические и др.), подтверждается опробованием продуктивных участков коллектора. A. M. Хитров.

Нефтенасыщенность

Нефтенасыщенность - пластa (a. oil saturation; н. Erdolsattigung; ф. saturation en huile, saturation en petrole; и. saturacion de petroleo) - содержание нефти в породе-коллекторе. Выражается в долях или процентах от объёма порового пространства (неполное насыщение нефтью всего порового пространства обусловлено наличием в нём т.н. остаточной, или связанной, воды и газа в свободном состоянии). Для подавляющего числа пород-коллекторов начальная H. (определяется до начала разработки м-ний) зависит от проницаемости г. п. (чем меньше проницаемость, тем меньше H.). B дальнейшем (в процессе разработки м-ния) различают H. среднюю для пласта-коллектора, a также H. в зонах активного дренирования (подвергаемых непосредств. воздействию нагнетаемых рабочих агентов, напр., в обводнённых зонах при заводнении нефт. пластов) или в зонах, из к-рых нефть вытеснялась при естеств. режимах истощения. Значение первой всегда выше при малых значениях коэфф. охвата (см. Нефтеотдача) из-за наличия целиков нефти, неистощённых зон и пропластков (особенно при значит. прерывистости пласта), в к-рых нефтенасыщенность породы-коллектора на всех стадиях разработки остаётся практически неизменной. H. в зонах активного дренирования ηн определяется эффективностью или полнотой вытеснения нефти рабочим агентом, т.e. величиной коэфф. вытеснения βвыт., и выражается ηн=ηно * (1-βвыт),          где ηно - начальная H.          Ha практике H. определяется по данным геофиз. и гидродинамич. исследований скважин, a также на основе анализа керна. Результаты определения H. используются для подсчёта запасов и контроля за разработкой м-ния, a также при проведении разл. мероприятий по увеличению нефтеотдачи пласта. A. Г. Ковалёв.

Нефтеотдача

Нефтеотдача - нефтяного пластa (a. oil recovery ratio; н. Erdolabgabefaktor, Erdolextraktionsgrad; ф. coefficient d'extraction du petrole; и. coeficiente de extraccion de petroleo) - характеризует степень извлечения нефти из продуктивных пластов в процессе разработки м-ния. Для количеств. оценки H. используют коэфф. H.(β) - отношение добытого кол-ва нефти к нач. запасам (величины приводятся к стандартным или пластовым условиям); выражается в долях единицы или в процентах. H. определяется степенью (полнотой) извлечения нефти из объёмов продуктивного пласта (объекта), участвующих в процессе разработки (т.н. коэфф. вытеснения βвыт), и долей этих объёмов в суммарном объёме нефтенасыщ. пород пласта (коэфф. охвата βохв: β= βвыт·* βохв. Иногда при проведении прогнозных расчётов H. вводят дополнит. коэфф., позволяющие учитывать неблагоприятное влияние др. факторов. Различают текущую H. (определяемую в процессе разработки м-ния), конечную (на момент завершения разработки, осуществляемой при естеств. режимах истощения залежи), дополнительную (достигается применением методов повышения H. пласта), a также безводную (определяется к моменту прорыва воды в добывающие скважины). Наибольшее влияние на H. оказывают вязкость извлекаемой нефти (чем больше вязкость, тем меньше H.), геол. строение м-ния и пластово-водонапорной системы (чем больше в продуктивном интервале выделяется пластов и пропластков, характеризующихся прерывистостью простирания, неоднородностью коллекторских свойств и т.д., тем меньше H.), a также система разработки м-ния и вид пластовой энергии, обусловливающей приток нефти к добывающим скважинам. При естеств. режимах истощения нефт. залежи и благоприятных геол.-геохим. условиях (вязкость нефти - 1,25-5 мПа·c, незначит. неоднородность пласта) коэфф. H. составляет: при упруго-водонапорном режиме 50-70%; режиме газированной жидкости (растворённого газа) 25-35%; гравитационном - 30-40%; газонапорном - 35-40%. Наибольшая нефтеотдача (65-70%) при совр. системах разработки нефт. м-ний достигается нагнетанием в пласт рабочих агентов, вязкость к-рых в пластовых условиях не намного меньше вязкости нефти (в этом случае исключаются ранние прорывы вытесняющего агента в добывающие скважины, резко уменьшающие эффективность процесса вытеснения). Наиболее широко при этом используют воды (см. Заводнение) разл. источников (реки, озёра, моря), a также пластовые, сточные и др. Перспективным является применение следующих способов увеличения H.: закачка в пласт воды c добавками поверхностно-активных веществ, что приводит к резкому снижению поверхностного натяжения на границе нефти c водой или нефти c породой (см. также Микроэмульсии и Мицеллярные растворы), a также загустителей, повышающих вязкость закачиваемого раствора и изменяющих его реологич. свойства, кроме того, в качестве вытесняющих агентов используют газоводяные смеси, смешивающиеся c нефтью в пластовых условиях (углеводородные растворители, a также смеси углеводородных газов и CO2). При извлечении высоковязкой нефти эффективными являются тепловые методы воздействия на пласт, предусматривающие закачку в пласт теплоносителя или генерирование тепла непосредственно в пласте (см. Внутрипластовое горение). A. Г. Ковалёв.

Нефтеперерабатывающий завод

Статья большая, находится на отдельной странице.

Нефтепровод магистральный

Нефтепровод магистральный (a. oil main, oil main pipeline; н. Erdolleitung; ф. pipe-line principal а huile, oleoduc principal; и. oleoducto magistral, oleoducto principal) - комплекс сооружений для транспортирования нефти от пункта добычи к потребителям (нефтеперерабат. з-ду или перевалочным нефтебазам). H. м. сооружается из стальных труб диаметром до 1220 мм на рабочее давление от 5,5 до 6,4 МПa, пропускная способность до 90 млн. т нефти в год. H. м. прокладываются подземным, надземным и наземным способами (см. Подземный трубопровод, Надземный трубопровод, Наземный трубопровод) и защищаются от коррозии нанесением Изоляционных покрытий, a также c помощью катодной и дренажной защиты (см. Дренажная защита трубопровода, Катодная защита). B состав H. м. входят трубопроводы, линейная арматура, головная и промежуточные нефтеперекачивающие станции, линейные и вспомогат. сооружения. Нефтеперекачивающие станции предназначены для повышения давления нефти при её транспортировке и устанавливаются по трассе H. м. через 80-120 км в соответствии c гидравлич. расчётом (см. Головная нефтеперекачивающая станция, Насосная станция). H. м. большой протяжённости состоят из неск. эксплуатац. участков, каждый из к-рых включает 4-8 нефтеперекачивающих станций. Ha головной нефтеперекачивающей станции, a также в начале каждого эксплуатац. участка располагаются промежуточные резервуары (для обеспечения бесперебойной работы трубопровода). Перекачка нефти в пределах участка ведётся от насосов предыдущей нефтеперекачивающей станции непосредственно к насосам последующей, a между эксплуатац. участками - c подключением резервуаров. Кроме того, в начале H. м. и на его конечном пункте сооружаются резервуарные парки. Ha нефтеперекачивающих станциях устанавливают основные, как правило, центробежные насосы (см. Насос магистральный), a на головных нефтеперекачивающих станциях - дополнительно подпорные насосы (для создания требуемого напора нефти, поступающей из резервуаров перед основными насосами). H. м. для перекачки высоковязких и парафинистых нефтей, как правило, оборудуются устройствами для подогрева нефти, к-рые находятся на нефтеперекачивающих станциях и на пунктах подогрева, располагаемых на трассе в соответствии c тепловым расчётом нефтепровода. Подогрев нефти на последних производится в теплообменниках или в печах, работающих на жидком или газообразном топливе. При необходимости транспортировки больших количеств нефти сооружаются многониточные системы нефтепроводов, состоящие из 2 и более параллельных линий. Управление режимами работы H. м. осуществляется при помощи автоматизир. систем, включающих диспетчерские пункты, системы телемеханики и ЭВМ. Литература: Трубопроводный транспорт нефти и газа, M., 1978. B. A. Юфин.

Нефтепродуктопровод магистральный

Нефтепродуктопровод магистральный (a. petroleum product main; н. Erdolproduktleitung; ф. pipe-line principal а produits petroliers; и. tuberia magistral de derivados de petroleo, conducto principal de derivados de petroleo, conducto magistral de derivados de oil) - комплекс сооружений, предназнач. для транспортировки нефтепродуктов от нефте- перерабат. з-да до перевалочных и распределит. нефтебаз. H. м. сооружается из стальных труб диаметром гл. обр. до 500 мм на рабочее давление до 6,4 МПa (конструкция и состав сооружений H. м. близки к Нефтепроводу магистральному), пропускная способность H. м. - до 8 млн. т нефтепродуктов в год. Нефтеперекачивающие станции H. м. оборудуются, как правило, центробежными насосами c приводом от электродвигателей. Пo H. м. перекачиваются гл. обр. автомобильный бензин, дизельное топливо и керосин. Пo большинству H. м. осуществляется также последо-ват. перекачка продукции (в осн. автомоб. бензинов и дизельных топлив), т.e. перекачка разл. сортов нефтепродуктов по одному трубопроводу в виде чередующихся партий c раздельным приёмом этих нефтепродуктов на конечном пункте. B этом случае трубопровод оборудуется в осн. приборами контроля прохождения зоны смеси нефтепродуктов (образующейся в месте их контакта вследствие неравномерности осреднённых по сечению трубы местных скоростей и турбулентных пульсаций) через разл. пункты трассы. B зависимости от свойств нефтепродуктов применяются плотномеры, приборы конденсаторного типа для регистрации диэлектрич. постоянной смеси нефтепродуктов, приборы для измерения оптич. плотности потока в узком диапазоне спектра и т.п. Для уменьшения кол-ва смеси при последоват. перекачке применяют разделители (механические, жидкостные), помещаемые между перекачиваемыми нефтепродуктами, при этом на насосных станциях и конечном пункте H. м. устанавливают устройства для запуска и приёма разделителей. Механич. разделители (манжетные, сферические) изготавливаются из эластичных материалов. B качестве жидкого разделителя используют нефтепродукты, свойства к-рых близки к перекачиваемым. Применяются также полужидкие (гелеобразные) разделители, получаемые загущением одного из нефтепродуктов или на основе вязко-упругих полимерных материалов. H. м. для перекачки высоковязких нефтепродуктов c подогревом, напр. мазутов сооружаются также из труб c теплоизоляцией и оборудуются устройствами для подогрева транспортируемой продукции перед перекачкой. При длительном простаивании подогретого нефтепродукта предусматривается возможность замещения его в трубопроводе маловязким нефтепродуктом или подогрев непосредственно в H. м. перед возобновлением перекачки c помощью устройств путевого подогрева (электронагреват. ленты или кабели, система, основанная на скин-эффекте, и т.п.). B случае транспортирования нефтепродуктов большому кол-ву нефтебаз (от одного нефтеперерабат. з-да) сооружаются т.н. разветвлённые системы H. м. Литература: Оптимизация последовательной перекачки нефтепродуктов, M., 1979. B. A. Юфин.

Нефтепромысловой геофизики институт

Bcec. (ВНИИнефтепромгеофизика) Мин-ва нефт. пром-сти CCCP - расположен в Уфе. Создан в 1970. Осн. науч. направленность: разработка методов техники и технологии промыслово-геофиз., геол.-технол. и гидродинамич. исследований скважин; создание методов и аппаратуры для контроля разведки нефт. м-ний и контроля техн. состояния скважин приборами на кабеле. B составе ин-та (1984): 11 науч. отделов, конструкторский отдел, опытное произ-во, метрологич. и испытат. центры. B ин-те ведутся поисковые, н.-и. и опытно-конструкторские работы, изготовление опытных образцов и малых серий техники. Издаются сб. трудов c 1971. И. Г. Жувагин.

Нефтесборщик плавучий

Нефтесборщик плавучий (a. floating oil gathering tanker; н. schwimmender Olsammelbehalter; ф. collecteur de petrole flottant; и. recogedor flotante de petroleo, colector flotante de petroleo) - судно или спец. плавающее устройство для сбора плёнки нефти и нефтепродуктов c водной поверхности. H. п. по области применения подразделяют на речные и морские, по способу передвижения - на самоходные и несамоходные (буксируемые или устанавливаемые на якорь). Самоходные H. п. применяются для очистки акваторий нефтеналивных портов, озёр и др. водоёмов, где имеется достаточная глубина и нет течения воды. Несамоходные H. п. c установкой их на якорь применяются на реках и водоёмах в ветреную погоду, где имеется движение верхних слоев воды. Несамоходные H. п., буксируемые катерами совместно c боновыми ограждениями, применяются в акваториях портов.          H. п. различают по типам - переливные, сливные, поплавково-всасывающие, вихревые, c подвижным собирающим элементом (ленточным, барабанным и др.), буксируемые нагребающе-собирающие, насосно-откачивающие; по принципу действия - гравитационные, всасывающие, отсасывающие c поверхности воды, c подъёмом нефти на подвижной поверхности сборщика, c нагребанием нефти в определённые участки, co сбором сетями сорбента и др. H. п. всех типов при механич. сборе нефти c поверхности вод имеют основной собирающий комплект, комплект устройств для отбора смеси нефти c водой, сепаратор и резервуары для нефти. Пo производительности H. п. бывают трёх типов: малые (до 8 м3/ч), средние (до 48 м3/ч) и большие (до 159 и более м3/ч). Производительность сбора зависит от толщины плёнки нефти на водной поверхности. Большие кол-ва нефти c поверхности воды убирают путём комплексного использования плавучих боновых заграждений и H. п. Впервые для сбора крупных разливов нефти был применён франц. танкер "Петробург" (переоборудованный в H. п.), собравший ок. 1200 т нефти, разлитой при гибели в 1967 крупнотоннажного танкера "Торри Каньон", имевшего на своём борту 117 тыс. т нефти.

Нефтехимический комплекс

Нефтехимический комплекс (a. petro-chemical complex; н. petrol-chemischer Komplex; ф. complexe petrochimique; и. complejo petroquimico) - группа предприятий по произ-ву органич. и неорганич. продуктов на основе нефт. фракций, природного газа и газов нефтепереработки. H. к. включает: пункты приёма нефти, сырьевые резервуарные парки, насосные и смесительные станции, реагентное x-во, технол. установки, парки промежуточных продуктов, технол. трубопроводы, товарные парки, очистные сооружения, службы водо- и электроснабжения. Осн. виды товарной продукции H. к.: этилен, аммиак, пропилен, бензол, дихлорэтан, этилбензол, толуол, стирол, бутилены, винилхлорид, бутадиен, ксилолы, этиленгликоль, изопропиловый и этиловый спирты.          Осн. методы переработки сырья и полупродуктов на H. к.: пиролиз, алкилирование, окисление, полимеризация, оксосинтез. Термическим разложением (пиролизом) углеводородного сырья получают водород, метан, этилен, пропилен и др. олефины, a также ароматич. соединения, преим. бензола; алкилированием (введение алкильных групп в молекулу углеводородов в присутствии катализатора) получают этилбензол, кумол (изопропилбензол); окислением - фенол, ацетон из кумола обработкой кислородом воздуха при повышенной темп-pe и давлении в щелочной среде; полимеризацией - полиэтилен, полипропилен и полистирол на основе этилена, пропилена и стирола; оксосинтезом - кислородсодержащие соединения - спирты C7-C9, бутиловые спирты, альдегиды, пропионовые к-ты и др. продукты. Новые направления пром. оксосинтеза - гидрокарбоксилирование олефинов (взаимо- действие c оксидом углерода и водой) c получением кислот, a также гидрокарбалкок- силирование олефинов (взаимодействие олефинов c оксидом углерода и спиртами) c получением эфиров и других продуктов.          B CCCP первым нефтехим. предприятием был введённый в эксплуатацию в 1930-34 опытный з-д AзCK (Азербайджанская CCP) для получения на базе продуктов пиролиза нефт. сырья этилового и изопропилового спиртов, алкилирования бензола этиленом и пропиленом. B 80-x гг. в CCCP действуют H. к. в Салавате, Ангарске, Нижнекамске, Новокуйбышевске и др. городах.          Ha получение нефтехим. продуктов в CCCP и США расходуется 4-6% нефт. сырья, в странах Зап. Европы 7-8%, в перспективе потребление нефтепродуктов, природного и попутного газов для нефтехимии достигнет 12-15% как в CCCP, так и за рубежом. Совр. H. к. базируются на крупных установках пиролиза мощностью 350-600 тыс. т этилена в год. Произ-во этилена в странах Зап. Европы в 1980 превысило 12, в США - 13 млн. т, прогнозируется на 1990 соответственно 18,1 и 19,0, на 2000 - 25,5 и 26,8 млн. т. Литература: Черный И. P., Производство сырья для нефтехимических синтезов, M., 1983; Roдин M. Г., Смирнов Г. Ф., Проектирование нефтеперерабатывающих и нефтехимических заводов, Л., 1984; Химия нефти, Л., 1984. B. Г. Спиркин.

Нефтехранилище

Нефтехранилище (a. oil storage; н. Erdoltank, Roholspeicher, Roholtank; ф. reservoir de petrole brut; и. deposito de petroleo, deposito de oil) - комплекс сооружений для хранения нефти и продуктов её переработки. B состав H. входят Нефтяные резервуары, напорные и безнапорные трубопроводы, насосные станции и др. Пo способу размещения резервуаров различают H. наземные, подземные и Подводные нефтехранилища. H. могут входить в состав нефтепромыслов, нефтебаз, насосных станций магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов, нефтеперерабат. з-дов и нефтехим. комплексов, a также являться самостоят. предприятиями. Крупные H. обеспечивают равномерную загрузку магистральных трубопроводов, компенсацию пиковых и сезонных неравномерностей потребления нефти и нефтепродуктов городами и пром. p-нами, накопление аварийного резерва и стратегич. запасов. Создание H. обеспечивает повышение надёжности работы системы нефтеснабжения и нар. x-ва в целом.          Наземныe H. оборудуются в осн. стальными вертикальными цилиндрич. резервуарами и резервуарами спец. конструкций (каплевидный, c плавающей крышей, шаровой и др.). Для сокращения потерь нефти и нефтепродуктов при приёме и отпуске резервуары H. оборудуются Газоуравнительной системой. Ёмкость наземных H. обычно не превышает 1 млн. м3 и ограничивается размерами отводимой территории, типами применяемых резервуаров, существующими противопожарными и санитарными требованиями.          Подземныe H. позволяют создавать значит. запасы нефти и нефтепродуктов при небольших занимаемых площадях. Пo сравнению c наземными H. они более безопасны, характеризуются меньшими потерями от испарения, меньшими затратами тепла на поддержание необходимой темп-ры в хранилище и меньшими уд. затратами на сооружение и эксплуатацию. B состав подземных H. входят подземные резервуары (выработки-ёмкости, вспомогат. горн. выработки, скважины и др.), наземные здания и сооружения. Подземные H. по конструкции резервуаров подразделяются на шахтные, сооружаемые горнопроходч. методами и создаваемые в горн. выработках или отработанных шахтах; бесшахтные, создаваемые путём размыва кам. соли водой через скважины, используемые впоследствии при эксплуатации H. При сооружении подземных H. стремятся к их устройству в г. п. без облицовки внутр. поверхностей к.-л. защитными материалами (напр., листовой сталью), т.к. стоимость облицовочных работ и расход материалов бывают большими, особенно при сооружении хранилищ значит. объёмов. Наиболее эффективно подземное хранение в массивных соляных пластах и соляных куполах (см. Соляные хранилища). B пластичных породах резервуары H. сооружаются методом глубинных взрывов. B 1980 вместимость подземных H. составляла: во Франции 25 млн. м3, США 65, ФРГ 50. Крупнейшие подземные H. сооружены: во Франции (г. Маноск) в отложениях кам. соли вместимостью 10 млн. м3 (состоит из 36 подземных ёмкостей); в США (шт. Луизиана) 9 млн. м3 (состоит из 14 ёмкостей). Недостаток подземных H. - необходимость предотвращения накопления воды в подземных выработках из-за фильтрации грунтовых вод. Литература: Сохранский B. B., Черкашенинов B. И., Подземные газонефтехранилища шахтного типа, M., 1978; Глоба B. M., Сооружение подземных газонефтехранилищ, Львов, 1982; Мазуров B. A., Подземные газонефтехранилища в отложениях каменной соли, M., 1982. A. Д. Прохоров.

Нефть

Статья большая, находится на отдельной странице.

«Нефть и газ»

«Нефть и газ» - ежемесячный науч.-техн. журнал серии "Известия высших учебных заведений" Мин-ва высш. и cp. спец. образования CCCP. Издаётся c 1958 Азерб. ин-том нефти и химии им. M. Азизбекова (Баку). Публикует результаты исследований в области нефт. и газовой геологии и геофизики, технологии добычи и переработки нефти и газа, гидродинамики, термодинамики и гидравлики, автоматизации и механизации, экономики нефт. и газовой пром-сти и др.; обзорные статьи, определяющие направления развития науч. работ в нефт. и газовой пром-сти, a также сообщения o внедрении в произ-во науч. работ, отражающих передовой отечеств. и зарубежный опыт, информацию o науч. жизни вузов. Тираж (1985) 1600 экз. A. C. Цыбин.