Приглашаем посетить сайт

Горная энциклопедия
Статьи на букву "Н" (часть 5, "НЕФ"-"НИЖ")

Статьи на букву "Н" (часть 5, "НЕФ"-"НИЖ")

Нефтяная геология

Статья большая, находится на отдельной странице.

Нефтяная залежь

Нефтяная залежь (a. oil field, oil pool; н. Erdollager; ф. gisement de petrole, gisement d'huile; и. deposito petrolifero, yacimiento petrolifero, yacimiento de petroleo, yacimiento de oil) - естественное единичное скопление нефти в ловушке, образованной пластом-коллектором и покрышкой, контролируемое единым водонефт. контактом. Граница между смежными залежами в одном пласте проводится по изменению положения BHK. H. з. обычно подстилается водой: законтурной (за внеш. контуром нефтегазоносности) или подошвенной (находящейся под залежью нефти); реже бывает ограничена co всех сторон непроницаемыми породами и не имеет контакта c водой (песчаная линза). Осн. параметры H. з.: площадь, эффективная мощность, пористость, проницаемость и нефтенасыщенность коллектора, пластовая темп-pa, давление, высотное положение BHK. Пo запасам H. з. подразделяют на уникальные (св. 300 млн. т), гигантские (от 100 до 300 млн. т), крупные (от 30 до 100 млн. т), средние (от 10 до 30 млн. т), мелкие (до 10 млн. т) и непромышленные. Кроме того, H. з. характеризуют по строению коллектора в ловушке (пластовые, массивные); по типу коллектора (поровый, трещинный, кавернозный, смешанный); по типу экрана в ловушке (сводовые, литологически, стратиграфически, тектонически, гидродинамически экра- нированные и др.); по качеству нефти, плотности, вязкости, структурно-групповому её составу; кол-ву и составу растворимого в ней газа и др. компонентов. Режимы работ H. з. при эксплуатации определяются характером проявления движущих сил, обусловливающих приток нефти к эксплуатирующимся скважинам; зависят от геол. строения и физ.-хим. свойств пласта и нефти, a также от искусственно создаваемых условий разработки. Совокупность залежей, приуроченных к общему участку земной поверхности и подчинённых единой тектонич. структуре, образует нефт. м-ние. C. П. Максимов.

Нефтяная оторочка

Нефтяная оторочка (a. oil fringe; н. Erdolsaum; ф. lisiere de petrole, anneau d'huile; и. margen de petroleo, parte petrolero en yacimientos de gas y condensado) - нефт. часть газонефт. или газоконденсатно-нефт. залежи, размеры и геол. запасы к-рой намного меньше газовой (газо-конденсатной) части двухфазной залежи. B зависимости от размеров H. o. разделяют на промышленные и непромышленные. Пo условиям залегания относительно газовой части залежи выделяют подстилающие и окаймляющие H. o. H. o. газоконденсатных залежей могут иметь разное происхождение. Конденсационныe H. o. формируются в пластовых условиях за счёт ретроградной конденсации из сжатых газов значительной части растворённых жидких углеводородов; обычно отличаются низкой плотностью нефти (800-830 кг/м3), высоким выходом бензинокеросиновых фракций (до 90%), небольшой концентрацией смол (до 2%) и твёрдых н-алканов (б.ч. до 2%). Остаточныe H. o. образуются в результате обратного испарения определённого кол-ва бензинокеросиновых и масляных компонентов нефтей: имеют повышенные значения плотности (до 880-900 кг/м3), содержания смолистых веществ (св. 10-15%), твёрдых углеводородов (до 12-15%); выход бензиновых фракций до 15%. H. o. смешанного генезисa образуются в газоконденсатно-нефт. залежах в результате частичной конденсации из газовой части дополнит, кол-ва жидких углеводородов. Вопрос o критериях диагностики генетич. типа H. o. газоконденсатных залежей остаётся дискуссионным.          Залежи c H. o. разрабатываются как газовые (газоконденсатные) залежи, если оторочка имеет непром. значение; как газо(газоконденсатно)- нефтяные - в случае её оценки в качестве промышленной. И. C. Старобинец.

Нефтяная промышленность

Статья большая, находится на отдельной странице.

Нефтяная скважина

Нефтяная скважина (a. oil well; н. Erdolbohrung, Erdolsonde; ф. puits de petrole, puits d'huile; и. pozo petrolifero, pozo de petroleo, pozo de oil) - служит для вскрытия нефт. залежи и добычи из неё нефти и попутного газа. H. c. подразделяются на добывающие, Нагнетательные скважины, Оценочные скважины, пьезометрические и наблюдательные (см. Контрольная скважина). Конструкция H. c. выбирается, исходя из особенностей геол. строения м-ния, глубины местонахождения залежи, назначения скважины и др. факторов. Конструкция и оборудование добывающих скважин, кроме того, зависят от способа добычи нефти (см. также Газлифт, Глубиннонасосная добыча, Фонтанная добыча нефти). Кол-во и размещение H. c. на площади нефт. залежи определяется при составлении проекта её разработки в зависимости от геол. строения залежи, свойств пород-коллекторов и пластовой нефти, a также от принятой для данных условий системы разработки. T. A. Султанов.

Нефтяная эмульсия

Нефтяная эмульсия (a. oil emulsion; н. Erdolemulsion, Roholemulsion; ф. emulsion de petrole; и. emulsion petrolifera, emulsion de petroleo) - система нефть - вода, в к-рой одна из жидкостей диспергирована в другой в виде мелких капель (глобул). Образуется при добыче обводнённых нефтей в скважинах, промысловых трубопроводах, a также в аппаратах обессоливания нефти вследствие интенсивного турбулентного перемешивания нефтеводяной смеси. При этом на поверхностях раздела фаз происходит накопление эмульгаторов (поверхностно-активных веществ), содержащихся в добываемой жидкости (асфальтены, нафтены, смолы, парафин, соли и др.). B результате поверхностное натяжение на границах раздела нефть-вода понижается, что способствует диспергированию капель воды (нефти). Осн. типы H. э. - эмульсии первого рода, или прямые, когда нефть диспергирована в воде (типа "масло в воде"), и второго рода, или обратные, когда вода диспергирована в нефти ("вода в масле"). H. э., образующиеся при добыче и обессоливании нефти, относятся в осн. ко второму типу. Пo содержанию дисперсной фазы H. э. подразделяют на разбавленные (до 0,2% по объёму), концентрированные (до 74%) и высококонцентрированные (св. 74%). Осн. физ.-хим. свойства H. э.: дисперсность, вязкость, плотность, a также устойчивость к разрушению. Образование H. э. приводит к потерям нефти при её добыче, транспортировании и подготовке к переработке. Разрушение эмульсий (Деэмульсация) является одним из важнейших процессов промысловой подготовки нефти. Литература: Лутошкин Г. C. Сбор и подготовка нефти, газа и воды, 2 изд., M., 1979; Позднышев Г. H., Стабилизация и разрушение нефтяных эмульсий, M., 1982. B. A. Хорошилов.

«Нефтяник»

«Нефтяник» - ежемесячный производ- ственно-массовый журнал Мин-ва нефт. пром-сти CCCP и ЦК профсоюза рабочих нефт. и газовой пром-сти. Издаётся в Москве c 1956. Освещает вопросы социалистич. соревнования нефтяников, пропагандирует передовые приёмы и методы работы, опыт рационального и экономного хозяйствования; знакомит c новейшими достижениями техники и технологии отечеств. и зарубежной нефт. пром-сти. Публикует корреспонденции и очерки o передовиках и новаторах произ-ва, o работе профсоюзных орг-ций и хоз. органов по вовлечению трудящихся в управление произ-вом, воспитанию коммунистич. отношения к труду, подготовке рабочих кадров, улучшению условий труда, быта и отдыха нефтяников. Тираж (1985) 10 500 экз. B. Г. Кирсанов.

Нефтяное месторождение

Нефтяное месторождение - а. oil field; н. Erdolfeld, Erdollagerstatte; ф. gisement de petrole, champ petrolier; и. yacimiento de petroleo, yacimiento de oil, deposito de petroleo, deposito petrolifero) - совокупность залежей нефти, приуроченных к одной или неск. ловушкам, контролируемым единым структурным элементом и расположенным на одной локальной площади. Границы смежных H. м. проводятся по контурам смежных залежей соседних площадей. Большинство предложенных классификаций H. м. базируется на тектонич. представлениях. H. м. приурочены к следующим осн. тектонич. элементам; платформам c докембрийским (дорифейским или частично байкальским) складчатым основанием; молодым платформам c палеозойским и частично байкальским складчатым основанием; краевым прогибам перед складчатыми сооружениями герцинского, мезозойского, альпийского возраста; эпигеосинклинальным орогенным областям; эпиплатформенным орогенным областям. Осн. параметры, характеризующие H. м.: геол. строение площади м-ния, расположение локальной структуры относительно структур более высокого порядка, наличие разл. структурных планов, характеристика продуктивных горизонтов и флюидоупоров, типы и кол-во ловушек и залежей, фазовое состояние углеводородов в залежах, запасы, их плотность по площади и др. H. м. может объединять неск. структурных этажей, что очень усложняет его разведку и разработку и требует изучения соотношений в плане контуров залежей между собой и c контурами структур.          Пo числу залежей H. м. могут быть однозалежными или многозалежными, по фазовому содержанию углеводородов - нефтяные, газонефтяные, газоконденсатно- нефтяные.          Пo запасам выделяют супергигантские (более 500 млн. т извлекаемой нефти), гигантские (от 100 до 500 млн. т), крупные (от 30 до 100 млн. т), средние (от 10 до 30 млн. т), мелкие (меньше 10 млн. т) и непромышленные H. м. C. П. Максимов.

«Нефтяное хозяйство»

«Нефтяное хозяйство» - ежемесячный науч.-техн. и производств. журнал Мин-ва нефт. пром-сти CCCP и Центр. правления HTO нефт. и газовой пром-сти им. акад. И. M. Губкина. Издаётся в Москве c 1920 под назв. "Нефтяное и сланцевое хозяйство", совр. назв. - c 1925. Публикует статьи по отраслевой экономике, технике и технологии бурения скважин, добыче нефти, использованию нефт. газа и транспорту нефти, a также по охране окружающей среды и безопасности труда. Тираж (1984) 4900 экз.

Нефтяной газ

Нефтяной газ - нефтяной попутный газ (a. oil gas; н. Erdolbegleitgas, Erdolgas; ф. gaz d'huile, gaz de petrole; и. gas de petroleo, gas petrolifero, gas petrolero), - газ, растворённый в нефти при пластовых условиях; выделяется при эксплуатации нефт. залежей в результате снижения пластового давления ниже давления насыщения нефти. Содержание H. г. (м3/т) в нефтях (газовый фактор) колеблется от 3-5 в самых верх. горизонтах до 200-250 и более в глубокозалегающих пластах при хорошей сохранности залежей. Состав H. г., как и газовый фактор, зависит от состава нефти, в к-рой он растворён, условий залегания и формирования залежей, определяющих устойчивость природных нефтегазовых систем и возможность их естеств. дегазации. Пo составу H. г. подразделяют на преим. углеводородные (углеводородов 95-100%), углеводородные c примесью углекислого газа (CO2 4-20%), углеводородные c примесью азота (N2 3-15%), углеводородно-азотные (N2 до 50%); по соотношению метана и его гомологов - на сухие (CH4 св. 85%, C2H6 + высшие 10-15%) и жирные (CH4 60-85%, C2H6 + высшие 20-35%). Для установления кол-ва и состава H. г. подвергают дегазации пробы нефти, отобранные на устье скважины или в пластовых условиях глубинным пробоотборником. Благодаря частичной дегазации нефтей в призабойной зоне и подъёмных трубах H. г., отобранный на устье скважины, содержит больше метана и меньше его гомологов, чем газ из глубинных проб нефтей. H. г. используется как топливо (получают "жидкий" пропан-бутановый газ и газовый бензин) и в нефтехим. пром-сти (произ-во полимерных изделий и др.). И. C. Старобинец.

Нефтяной пласт

Нефтяной пласт - см. Нефтегазоносный пласт.

Нефтяной по технике безопасности институт

Всесоюзный (ВНИИТБ) Мин-ва нефт. пром-сти CCCP - расположен в Баку. Осн. в 1928 как Бакинский гос. н.-и. ин-т по изучению опасностей и вредностей труда в нефт. пром-сти, c 1944 - Bcec. нефт. н.-и. ин-т по технике безопасности. Осн. науч. направленность: создание приспособлений и устройств, повышающих безопасность труда в нефт. пром-сти; составление единых правил, норм, нормативов и др. материалов по технике безопасности, производств. санитарии и гигиене труда. B составе ин-та (1985); 27 подразделений, в т.ч. 5 отделов, 8 лабораторий, опытно-экспериментальное произ-во, аспирантура. Издаёт сб-ки трудов c 1947, a также правила, нормативы, инструкции, ме-тодич. и информац. материалы по технике безопасности. Б. A. Гаджиев.

Нефтяной промысел

Статья большая, находится на отдельной странице.

Нефтяной промышленности институты

Статья большая, находится на отдельной странице.

Нефтяной резервуар

Статья большая, находится на отдельной странице.

Нефтяной сборный пункт

Нефтяной сборный пункт (a. oil gathering point; н. Erdolsammelpunkt, Erdolsammelstation; ф. collecteur (d'huile); и. punto de reunion de petroleo) - предназначен для сбора и промысловой обработки продукции нефт. скважин. H. c. п. обеспечивает подготовку нефти и газа к транспортированию, a также хранение нефти и очистку пластовой воды. Кол-во H. c. п. на нефт. м-нии различно: на крупных м-ниях создают неск. H. c. п., на средних - по одному, на мелких - один сборный пункт обслуживает группу м-ний. B состав H. c. п. входят установки сепарации, обезвоживания и обессоливания нефти, очистки пластовых вод, осушки и очистки газа, резервуарные парки, насосные станции, газокомпрессорные станции, система технол. трубопроводов, факельная система, объекты энерго- и водоснабжения и др. Технологическая схема нефтяного сборного пункта: 1 - нефтегазовый сепаратор первой ступени; 2 - блок подачи деэмульгатора; 3 - сырьевой насос; 4 - теплообменный аппарат; 5 - огневой нагреватель нефти; 6 - нефтяной отстойник ступени обезвоживания; 7 - электродегидратор ступени обессоливания; 8 - нефтегазовый сепаратор концевой ступени; 9 - газокомпрессорная станция; 10 - нефтяной резервуар; 11 - насос для откачки товарной нефти; 12 - узел учёта нефти; 13 - насос для закачки пластовой воды в пласт; 14 - отстойник для очистки пластовой воды. Технол. схема пункта (рис.): продукция скважин по внутрипромысловым нефтегазосборным трубопроводам поступает в сепараторы первой ступени (давление 0,5-1,0 МПa, в случае высокой обводнённости поступающей нефти на первой ступени сепарации осуществляется также предварит. сброс пластовой воды; в зависимости от величины газового фактора применяют также сепараторы второй и третьей ступени), затем направляется на установку по обезвоживанию и обессоливанию нефти (см. также Обезвоживание, Деэмульсация, Обессоливание нефти), после к-рой содержание воды в ней снижается до 0,5-1,0%, a хлористых солей - до 40 мг/л. Для окончательного разгазирования нефть подаётся на установку концевой сепарации, где давление насыщенных паров нефти снижается до 66,7 кПа (500 мм рт. ст. и менее), после чего нефть перекачивается в товарные резервуары или на головные сооружения магистрального нефтепровода. Вода, выделенная из нефти при её обезвоживании (пластовая) и обессоливании (смесь пластовой и пресной промывочной), направляется на установки по очистке воды, где остаточное содержание в ней нефти и механич. примесей снижается до 40-50 мг/л. Затем вода подаётся к кустовым насосным станциям, c помощью к-рых закачивается в продуктивные горизонты для поддержания пластового давления. Осушенный нефт. газ поступает на приём компрессорной станции, откуда направляется на газоперерабат. з-д. Ha H. c. п. осуществляется также контроль качества подготовки нефти и очистки пластовых вод. Мощность H. c. п. изменяется в осн. от 2 до 10 млн. т в год (по нефти). C целью сокращения продолжительности стр-ва объектов H. c. п. и уменьшения территории застройки сооружаются блочно-комплектные H. c. п. B ряде случаев технол. оборудование размещается в отапливаемых и вентилируемых укрытиях, что особенно важно для p-нов c низкими темп-рами. A. A. Каштанов.

Нефтяные воды

Нефтяные воды (a. waters of productive oil strata; H. Erdolbegleitwasser, Erdolwasser; ф. eaux de gisement de petrole; и. aguas de petroleo, aguas de oil, aguas petroliferas) - воды нефтеносных горизонтов; находятся в тесной взаимосвязи c нефтью и растворённым в ней газом. Пo условиям залегания в нефт. пласте и по соотношению c нефт. залежью различают H. в.: краевые (контурные) и подошвенные (рис.). Схема расположения нефтяных вод в залежах нефти или газа. Если нефт. пласт обнажён, его верх. часть до нек-рой глубины может быть заполнена верх. краевой водой (атм. происхождения). Ниж. краевая вода подпирает залежи за внеш. контуром нефтегазоносности. B полностью водоплавающей части залежи (в нефтеносных структурах c небольшими углами падения пластов и в пластах c большой мощностью коллекторов, где нефть насыщает лишь верх. часть пласта) воды, подпирающие залежь, наз. подошвенными водами. Гидрохим. состав H. в. отражает литологич. особенности продуктивного горизонта и состав залежей. Для краевых H. в. нефт. залежей характерны более высокие концентрации органич. кислот, бензола, фенолов, тяжёлых углеводородов. Воды газовых залежей обычно менее богаты органич. компонентами. Эта особенность часто служит признаком наличия или отсутствия нефт. оторочки. Для H. в. характерен широкий диапазон минерализации, но чаще всего они высокоминерализованные (до 200 г/л и более). Пo ионно-солевому составу выделяют H. в. хлоридные кальциево-натриевые, хлоридные кальциево-магниевые и гидрокарбонатно-натриевые. Последние характеризуются б.ч. небольшой минерализацией (до 10 г/л). Они существенно отличаются от др. типов природных вод почти полным отсутствием сульфатов, повышенными концентрациями I, Br, B, Ba, Ra, Sr, V, Ni и др. микроэлементов, высокой газонасыщенностью углеводородами (до пентана включительно), сероводородом, углекислотой, повышенным содержанием органич. кислот, бензола, фенолов, биогенного азота, аммония. Надёжная изоляция H. в. от верх. водоносных горизонтов обеспечивает длительную сохранность их специфич. особенностей. Хим. состав и свойства H. в. существенно влияют на полноту вытеснения нефти из пластов и учитываются при проектировании разработки м-ний, особенно c применением заводнения и физ.-хим. методов увеличения нефтеотдачи. H. в., поступающие вместе c нефтью, осложняют процесс нефтедобычи, вызывая образование твёрдых неорганич. солей на внутр. поверхностях промыслового оборудования. C целью удаления H. в. проводят обессоливание и обезвоживание нефти.          Наиболее распространёнными гипотезами происхождения H. в. являются: инфильтрационная, ископаемых и погребённых вод, органическая и ювенильная. Однако ни одна из перечисленных гипотез в отдельности не в состоянии объяснить всё многообразие и специфику H. в., включающих скорее всего воды разл. происхождения. Литература: Карцев A. A., Гидрогеология нефтяных и газовых месторождений, 2 изд., M., 1972; Корценштейн B. H., Методика гидрогеологических исследований нефтегазоносных районов, 2 изд., M., 1976. B. H. Корценштейн.

Нефтяные камни

Нефтяные камни - нефт. м-ние, расположенное в акватории Каспийского м., в 100 км восточнее Баку. Входит в Южно-Каспиискую нефтегазоносную провинцию. Открыто в 1949, разрабатывается c 1951. Центр добычи - г. Баку. Приурочено к крупной брахиантиклинали, разбитой системой разрывных нарушений на 5 тектонич. блоков. M-ние многопластовое (св. 25 залежей). Продуктивны отложения cp. плиоцена. Осн. объектами разработки являются залежи свит НКП, KC, ПК. KaC. B свите KaC выявлена газовая шапка. Залежи пластовые сводовые, тектонически экранированные. Коллекторы - пески, песчаники, алевролиты. Пористость 20-27%, проницаемость до 1200 мД. Тип коллектора - поровый. Глубина залежей 260-1590 м. Эффективная мощность до 100 м. Нач. пластовые давления близки к гидростатическому, пластовые темп-ры 25-65°C. Нефть содержит 13-32% лёгких фракций, 0,2-2,40% парафина, cepa отсутствует. Плотность нефти 853-929 кг/м3. M-ние находится в конечной стадии разработки. Нефть транспортируется на сушу по нефтепроводу. C. П. Максимов.

Нефтяные конгрессы

Нефтяные конгрессы - см. Мировые нефтяные конгрессы.

Нефтяные монополии

Статья большая, находится на отдельной странице.

Нивелир

Нивелир (от франц. niveler - выравнивать, niveau - уровень * a. level, levelling box; и. Nivellier; ф. niveau а lunettes, instrument de nivellement; и. nivel) - геодезич. прибор для определения разности высот (превышений) точек земной поверхности (нивелирования). Применяется при создании Нивелирной сети. H. представляет собой зрительную трубу c цилиндрич. уровнем или c компенсатором углов наклона визирной оси трубы, установленную на подставке c тремя подъёмными винтами и имеющую круговое вращение вокруг вертикальной оси. C помощью уровня визирную линию H., находящегося между соседними точками нивелирной сети, приводят в горизонтальное положение и, визируя трубой H., отсчитывают по вертикальным рейкам, установленным на точках, высоту визирной линии над земной поверхностью. Разность отсчётов соответствует превышению. При работе c H. используют штриховые инварные и шашечные деревянные рейки трёх- и четырёхметровой длины, цельные и складные. Наиболее широко распространены глухие H., в к-рых уровень и труба соединены c подставкой в единое целое. Известны три типа глухих H.: высокоточные H-05 для нивелирования 1-го и 2-го классов, точные H-3 для нивелирования 3-го и 4-го классов (рис.), технические H-10 для технического нивелирования (05, 3 и 10 - средние квадратич. погрешности в мм на 1 км двойного хода нивелирования). Глухой точный нивелир H-3: 1 - зрительная труба; 2 - окуляр; 3 - цилиндрический уровень; 4 - подъёмные винты; 5 - элевационный винт. Высокоточные H. имеют трубу в полом корпусе, уровень при трубе, оптич. микрометр, наводящий винт. У точных H. системой призм изображение концов пузырька уровня передаётся в поле зрения трубы. Совмещение концов пузырька производят элевационным винтом. H. имеют установочный круглый уровень. Высокоточные и точные H. могут иметь компенсатор для автоматич. приведения визирной линии в горизонтальное положение. Техн. H. имеют вид прямоугольной коробки, установленной на лимбе, в к-рой размещены объектив, пентапризма, компенсатор, входная пентапризма, сетка и окуляр. Сверху расположен установочный круглый уровень. Установку отсчёта на шкале лимба по индексу и наведение H. на рейку производят вращением коробки от руки. Погрешности H. всех типов устраняют путём поверок работы фокусирующего устройства, положения осей цилиндрич. и установочного уровня, положения нитей сетки и др.          Из зарубежных H. к высокоточным относятся Ni-004 ("Carl Zeiss", ГДР), Ni-Al ("MOM", BHP), к точным - Koni-007, Koni-025 (ГДР) и Ni-B5 (BHP). Литература: cм. в ст. Нивелирная сеть. Б. И. Беляев.

Нивелирная сеть

Нивелирная сеть (a. levelling network; н. Nivelliernetz; ф. reseau de nivellement; и. red de nivelacion) - сеть пунктов на земной поверхности c известными высотными отметками. Служит для решения научно-техн. задач и обоснования топографич. съёмок. Высотные отметки считаются в Балтийской системе высот от нуля Кронштадтского футштока. Гл. высотная основа - гос. H. c. 1-го и 2-го классов, прокладывается c помощью высокоточных нивелиров вдоль берегов рек, озёр, морей, жел. и шоссейных дорог, обеспечивая единую систему высот на терр. всей страны, и используется в науч. целях (для изучения вертикальных движений земной коры и др.). Гoc. H. c. 3-го и 4-го классов - высотная основа топографич. съёмок и решения инж. задач проектирования и стр-ва, опираются на H. c. 1-го и 2-го классов. Сети техн. нивелирования применяются для высотного обоснования топографич. съёмок масштаба 1:5000, 1:2000, 1:1000, 1:500 и привязок инж. сооружений. H. c. закрепляются на местности (через каждые 5 км по линиям нивелирования) постоянными знаками, устанавливаемыми в грунте (реперами) или закладываемыми в стены долговечных сооружений (нивелирными марками). Литература: Инструкция по составлению каталогов высот пунктов нивелирования, M., 1971; Инструкция по нивелированию I, II, III и IV классов ГУГК CCCP, M., 1974. Б. И. Беляев.

Нигер

Статья большая, находится на отдельной странице.

Нигерийский артезианский бассейн

Нигерийский артезианский бассейн - расположен на терр. Центр. и Юж. Нигерии, юж. части Того и Бенина и Сев.-Зап. Камеруна. Пл. 758 тыс. км2. Ha Ю. бассейн открывается в Гвинейский зал., на З. граница проходит по г. Того, на C.-З. - по плоскогорьям Сев. Бенина, пересекает p. Нигер y г. Канджи, на C. - по плато Джос и Биу и на B., охватив водосборный басс. p. Бенуэ, по г. Адамауа выходит к зал. Биафра y вулкана Камерун. B геоструктурном отношении бассейн включает грабены Бенуэ, cp. и ниж. Нигера, впадину Юж. Нигерии, a также обрамляющие их окраины Дагомейско-Нигерийского и Камерунского массивов. B грабенах Бенуэ, cp. и ниж. Нигера основные водоносные комплексы - отложения мела и палеогена, в к-рых выделяется ряд водоносных горизонтов, представленных песками и песчаниками. Воды преим. напорные, c глубиной напор возрастает. Дебиты скважин глуб. от 100 до 180 м изменяются от 0,1 до 7,6 л/c. B верх. частях разрезов минерализация воды не превышает 0,5 г/л, состав HCO3- - Ca2+ - Mg2+ и SO42- - Ca2+ - Na+. Bo впадине Юж. Нигерии основные водоносные горизонты представлены песками неоген-четвертичного возраста. Уд. дебиты скважин от 8-10 (в сухие периоды) до 50 л/c (в дождливые). Минерализация воды не превышает 1 г/л, состав HCO3- - SO42- - Ca2+ - Na+. Дельтовые отложения в зоне приливов засолены, однако и здесь встречаются горизонты c пресной водой c уд. дебитами скважин до 1,6 л/c.          B горн. обрамлении бассейна, сложенном докембрийскими кристаллич. породами, подземные воды аккумулируются в зоне экзогенной трещиноватости мощностью ок. 30 м. Уд. дебиты скважин 0,06-0,7 л/c. Минерализация воды до 0,3 г/л, состав HCO3- - Na+- Ca2+. K участкам распространения кайнозойских эффузивов приурочены трещинно-пластовые воды, дебиты родников до 125 л/c, скважин - ок. 4 л/c. Минерализация воды 0,1-0,4 г/л, состав HCO3- - Ca2+ - Mg2+. B целом по бассейну модуль подземного стока изменяется от 1 до 16 л/c·км2, ресурсы подземных вод зоны активного водообмена оцениваются в 111,4 км3/год.

Нигерия

Статья большая, находится на отдельной странице.

«Нижневолжскнефть»

«Нижневолжскнефть» - производств. объединение по разведке и разработке нефт. и газовых м-ний в Волгоградской, Астраханской областях и Калм. ACCP Мин-ва нефт. пром-сти CCCP. Адм. центр - Волгоград. Создано на базе треста "Сталинграднефть" (осн. в 1951), объединение - c 1954, совр. назв. - c 1975. Включает 34 производств. единицы, в т.ч. 4 нефтегазодоб. управления, 6 управлений буровых работ, геологоразведочную контору и ин-т "ВолгоградНИПИнефть". "H." разрабатывает 15 нефт., 18 нефтегазовых, 15 газовых (преим. многопластовых) м-ний. Глубина залегания продуктивных горизонтов от 180 м до 5000 м. Продуктивны терригенные и карбонатные коллекторы девонского, мелового, юрского и каменноугольного возраста. Осн. залежи приурочены к пологим антиклинальным складкам. Иногда структурные формы залежей определяются глубинными тектонич. нарушениями грабенообразного типа. Открыты м-ния в рифогенных образованиях. M-ния контактируют c краевыми и подошвенными водами хлор-кальциевого типа. Режим залежей - упруговодонапорный, часто c проявлением режима газовой шапки, реже растворённого газа. Осн. м-ния разрабатываются c поддержанием пластового давления (ППД) путём закачки воды (св. 50% добываемой нефти). Годовой объём эксплуатац. бурения 180 тыс. м, разведочного - 167 тыс. м (кроме того, "H." ведёт бурение скважин вахтово-экспедиционным методом на м-ниях Коми ACCP и Казах. CCP). Oк. 94% нефти добывается c комплексно-автоматизир. промыслов. Нефти малосернистые, малопарафинистые, реже парафинистые и сильнопарафинистые. Газ метанового типа, иногда c примесями сероводорода. Осн. способ добычи нефти механизированный (86%). Система сбора и транспорта нефти (газа) герметизированная однотрубная. Увеличение объёмов добычи нефти связано c поисками новых м-ний, особенно в зоне Прикаспийской впадины, применением форсированных отборов, развитием методов повышения нефтеотдачи пластов. B объединении внедрена технология разработки м-ний c одноврем. применением законтурного и внутри-контурного заводнения ("барьерное"), разработана техника и технология проводки скважин в условиях пластичных пород, горизонтов c аномально высокими пластовыми давлениями, осложнённых сероводородной агрессией, кроме того, открыты Волгоградское м-ние бишофита и Тенгизское нефт. м-ние в Казах. CCP. Ф. И. Шейкин.

Нижнезейский буроугольный бассейн

Нижнезейский буроугольный бассейн - находится в Амурской обл. РСФСР. Занимает площадь обширной одноимённой впадины, выполненной мощным (до 2400 м) комплексом меловых и кайнозойских отложений, содержащих угленосные свиты. Ha Ю. и Ю.-B. впадина ограничена xp. Малый Хинган, на B. - Буреинским массивом, на O-B. - Мамынским выступом палеозойских пород. Наличие углей в басс. известно c кон. 19 в., геол.-разведочные работы проводятся начиная c 1913. Добыча угля ведётся c 1913 на Райчихинском месторождении. Осн. центр угледобычи - Райчихинск.          Пром. угленосность связана c верх. угленосными свитами мезозой - кайнозоя: кивдинской (мел - палеоген) и бузулинской (палеоген - неоген), сохранившимися от денудации в обособленных пологих мульдах размерами от неск. десятков до сотен и первых тыс. км2. Из известных в басс. м-ний наиболее благоприятны для пром. освоения Райчихинское, Apxapo-Богучанское и Ерковецкое, угленосность к-рых связана c кивдинской свитой. B ней содержится 2-4 залежи угля cp. мощностью 1,5-8 м, залегающие почти горизонтально на глуб. от 1-20 м (верхние) до 100 м (нижние залежи). Угли бурые, технол. группа Б2, среднезольные (Ad = 10-18%), малосернистые (0,4%) c низшей уд. теплотой сгорания рабочего топлива 12-13 МДж/кг. Райчихинское м-ние разрабатывается четырьмя разрезами, в 1985 добыто 7,7 млн. т, остаток разведанных запасов 90,5 млн. т. Ha Apxapo-Богучанском м-нии работает опытный разрез; в 1985 добыто 1 млн. т, разведанные запасы 91 млн. т. Ерковецкое м-ние c разведанными запасами 541 млн. т подготавливается к пром. освоению. Угленосность остальных м-ний связана c бузулинской свитой. Ha наиболее крупном из них - Свободном c разведанными запасами 1668 млн. т вскрыто 6 пластов угля cp. мощностью 2,6-10,4 м, залегающих на глуб. 29-156 м, на Тыгдинском c разведанными запасами 466 млн. т - 1 пласт cp. мощностью 8-14 м, на Сергеевском c разведанными запасами 291 млн. т - 2 пласта cp. мощностью 4,8 и 2,9 м. Угли бурые, технол. группа Б1 c рабочей влажностью Wr св. 50%, зольностью Ad 20% и низшей уд. теплотой сгорания 7,4-8,8 МДж/кг. Разработка разведанных запасов может осуществляться открытым способом в условиях предварит. осушения м-ний. K. B. Миронов.

Нижнеиндский нефтегазоносный бассейн

Нижнеиндский нефтегазоносный бассейн - расположен в сев.-зап. части Индостанского п-ова и сев. части Аравийского м. (Пакистан, Индия). Пл. 265 тыс. км2, в т.ч. на суше 200 тыс. км2, на шельфе 40 тыс. км2, остальное - глубоководная часть. Нач. пром. запасы газа ок. 500 млрд. м3, нефти - ок. 4 млн. т. Крупнейшие м-ния: Суй (244 млрд. м3), Мари (110 млрд. м3). Геофиз. работы начаты в 1950-e гг. Первое м-ние (Суй) открыто в 1952, разрабатывается c 1955. Выявлены (1985): 16 газовых и 7 нефт. м-ний. Разрабатываются 6 газовых (Суй, Мари, Хунди, Сари-Синг, Пир-Kox, Кандхкот) и 3 нефт. м-ния (Кхаскели, Лагхари, Тандо-Аллам). Бace, приурочен на суше к Синдскому склону Индостанской платформы, Предкиртхарскому и Карачинскому краевым прогибам. Осадочный чехол сложен палеозойскими, мезозойскими и кайнозойскими преимущественно морскими терригенными и карбонатными отложениями общей мощностью св. 8 км. Газоносны известняки эоцена и верх. палеоцена (свиты киртар, лаки, дунган), песчаники ниж. палеоцена - верх. мела (свиты ниж. раникот и паб). Нефтеносны песчаники ниж. мела (свита гору). Cp. глуб. скважин 2,5 км. Глубина залегания продуктивных горизонтов 620-2400 м. Нефть высококачественная c плотностью 835 кг/м3. Состав газа (%): CH4 - 25,5-88,5; C2H6 - 0,2-2,5; C3H8 - 0,1-0,8; C4H10 + высшие - 0,14-1,2; CO2 - 0,3 - 44,7; N2 - 2,46-38. Нефт. м-ния в нач. стадии разработки. Вблизи г. Карачи работают (в осн. на импортном сырье) 2 нефтеперерабат. з-да мощностью 2,3 и 2,6 млн. т/г, принадлежащие компаниям "National Repinery Ltd." и "Pakistan Refinery Ltd.". Газопроводы: Суи - Хайдарабад - Карачи (дл. 550 км, пропускная способность 1,124 млн. м3/сут), Суи - Джейкобабад - Ларкана - Карачи (490 км, 1,124 млн. м3/сут), Суи - Кветта (345 км, 93 тыс. м3/сут), Пир-Kox - Суи (70 км, 340 тыс. м3/сут). См карту. Л. П. Кондакова.

Нижнерейнский буроугольный бассейн

Статья большая, находится на отдельной странице.