На фта від грец ναφθα лат petroleum іст укр ропа горюча корисна копалина складна суміш вуглеводнів різних класів з невел

На́фта (від грец. ναφθα; лат. petroleum, іст. укр. ропа) — горюча корисна копалина, складна суміш вуглеводнів різних класів з невеликою кількістю органічних кисневих, сірчистих і азотних сполук, що, як правило, являє собою густу оліїсту рідину. Забарвлення червоно-коричневе, буває жовто-зелене і чорне, іноді зустрічається безбарвна нафта. Нафта має характерний запах, легша за воду, у воді нерозчинна. За хімічною природою і походженням близька до природних горючих газів, озокериту, асфальту.

Нафта
Загальні відомості


Мінеральний склад	суміш рідких вуглеводнів, органічні кисневі, сірчисті, азотні сполуки
Генезис	перетворення неорганічних вуглеводнів або органічних решток під дією високого тиску й температур і/або переробка метану мікроорганізмами
Ідентифікація
Колір	бурий, темно-коричневий, чорний
Структура	рідина
Форма залягання	нафтові поклади, нафтоносні піски
Густина	760—990 г/см³
Використання
паливо, сировина для хімічної промисловості

Нафта у Вікісховищі
Нафта у Вікіцитатах

Нафта утворюється разом з газоподібними вуглеводнями на глибині понад 1,2–2 км; залягає на глибинах від десятків метрів до 5–6 км. Однак на глибинах понад 4,5–5 км переважають газові і газоконденсатні поклади з незначною кількістю легких фракцій. Максимальне число покладів нафти розташовується на глибині 1–3 км. Поблизу земної поверхні нафта перетворюється на густу мальту, асфальт і ін. наприклад, бітумінозні піски і бітуми.

Нафта — найважливіше джерело рідкого палива, мастил, сировина для синтетичних матеріалів тощо.

Походження назви

Паливо

Фізичні основи

Сонце · Сонячна радіація
Фотосинтез · Рослини · Біомаса
Гуміфікація · Скам'яніння
Горіння

Викопне паливо

Вугілля · Горючі сланці · Гідрат метану · Нафта · Природний газ · Торф

Водорості · Деревина · Рослинні і тваринні жири та олії · Трава

Біопаливо · Генераторні гази · Кокс ·

Концепції

Українське слово «нафта» походить від грецького νάφθα, яким у давнину звали пальну рідину, вироблювану з нафти. Вона використовувалася замість освітлювальної олії, а також як компонент «грецького вогню». У сучасній грецькій словом νάφθα називають лігроїн — одну з нафтових фракцій. Від латинського слова naphtha («пальна рідина», «лігроїн»), запозиченого з давньогрецької, походять назви лігроїну у більшості європейських мов. Грецьке походження має і турецьке neft, від якого походить рос. нефть («нафта»).

Грецьке νάφθα, судячи з усього, має перське походження (naft). Походження перського naft неясне: одна з версій пов'язує його з авест. napta- («вологий»), тобто буквально — «вологість», «рідина». За іншою — воно походить від аккадського дієслова «вивергнути» (тобто, «вивержене землею»). Інші етимологічні гіпотези пов'язані з аккадським naptu («запалення») — це могло відображати паливні властивості нафти — або мідійським nafata («просочуватися»), тобто «просочене з надр землі».

Середньолатинська назва нафти petroleum («петролеум») походить від давньогрецького πετρέλαιον, утвореного зі слів πέτρα («скеля») та ἔλαιον («олія»). Тобто, буквально — «скельна олія», «кам'яна олія». Латинське слово послужило основою назвам нафти у більшості європейських мов: фр. pétrole, ісп. petróleo, італ. petrolio, англ. petroleum. У германських мовах, менш схильних до прямих запозичень, використовували напівкальку з латини, наприклад німецьке Erdöl — «земляна олія». В американському варіанті англійської мови щодо нафти часто уживають слово oil, тобто «олія».

У слов'янських мовах поруч із запозиченою формою («нафта») використовувались самобутня назва «ропа», яка означала не тільки нафту та бітум, але й соляний розчин (походження терміну «ропа» пов'язане з використанням цих речовин у медицині, зокрема для загоєння ран). Не випадково на заході України в районах нафтових родовищ спостерігаємо значну кількість топонімів, пов'язаних зі словом «ропа». Галицькі гірники, що видобували нафту, звалися «ріпниками», що назавжди закарбувалося в яскравих творах І. Франка («Борислав», «Борислав сміється» та ін.). Термін «ропа» зустрічається в українських писемних джерелах XVI ст. Крім того, на заході України нафту називали «скельним олієм». Староукраїнські та діалектні назви нафти — кип'ячка, теку́чка.

Походження нафти

Докладніше: Походження нафти і газу

Проблема походження нафти і формування її родовищ має велике практичне значення, тому що її вирішення дозволить обґрунтовано підходити до пошуку і розвідки нафтових родовищ та оцінювання їх запасів, однак і зараз серед геологів та хіміків є прихильники як гіпотези неорганічного, так і органічного походження нафти.

Походження нафти і газу — одне з найскладніших і дискусійних питань в геології. Ця проблема виникла ще у XVI ст. і продовжує залишаться дискусійною дотепер.

Основними труднощами, що стоять перед дослідниками питання про походження «природної нафти», розуміючи під цією назвою широкий комплекс газоподібних, рідких і твердих вуглеводних сполук, є явно вторинний характер залягання нафтових бітумів і відсутність у самій нафті залишків вихідної органічної тканини. Позбавлені прямих і переконливих фактів, що належать безпосередньо до досліджуваного об'єкта, дослідники змушені оперувати непрямими міркуваннями і фактами, що допускають різне тлумачення. Через це немає єдності думок навіть у такому кардинальному питанні, як питання про органічне чи неорганічне походження нафти. Сьогодні переважна більшість геологів підтримують думку про наявність двох механізмів утворення нафти: із залишків живої матерії, а також неорганічного походження нафти з еманацій верхньої мантії. Ці механізми мають вагомі підтвердження як геологічного, так і хімічного порядку.

Однією з причин утворення нафти вважають Океанічні безкисневі події.

Загальна характеристика нафт і нафтових фракцій вуглеводнів

Нафти є складними сумішами вуглеводнів і різноманітних кисневих, азотних і сірчистих сполук. В природі зустрічаються нафти, що містять більше гетероатомних органічних сполук, ніж власне вуглеводнів, і такі, що складаються майже виключно з вуглеводнів. З фізичної точки зору нафта розглядається як розчин газоподібних і твердих вуглеводнів в рідині. Природна нафта, що видобувається з надр землі, завжди містить деяку кількість розчинених в ній газів (попутні природні гази), головним чином метану і його гомологів. Як правило, одержувані при фракційній перегонці нафти дистиляти — бензинові, гасові, солярові, масляні і мазут — рідкі речовини. До твердих (при кімнатній температурі) нафтоскладових належать парафіни, церезини і гудрон.

Головне місце в груповому хімічному складі нафт належить вуглеводням — метановим, нафтеновим і ароматичним. Ця обставина використана при побудові хімічної класифікації нафт, основи якої розроблені в ГрозНДІ (Грозненський НДІ).

За переважанням (більше 75 % по масі) якого-небудь одного з класів вуглеводнів розрізняють, по-перше, 3 основні класи нафт, а саме:

1. метанові (М),

2. нафтенові (Н),

3. ароматичні (А).

По-друге, розрізняють також 6 змішаних класів нафт, в яких при ~50 % по масі якого-небудь одного класу вуглеводнів міститься додатково не менше 25 % іншого класу вуглеводнів, тобто класи:

4. метаново-нафтенові (М-Н),

5. нафтеново-метановий (Н-М),

6. ароматично-нафтенові (А-Н),

7. нафтеново-ароматичний (Н-А),

8. ароматично-метанові (А-М),

9. метаново-ароматичний (М-А).

В змішаному (10) типі нафти (М-Н-А) всі класи вуглеводнів містяться приблизно порівну.

Клас нафти за груповим хімічним складом вуглеводнів умовно визначають не у всій пробі нафти, а лише в її погонах, що википають до З00 °С. Нафти не тільки різних, але і одного і того ж родовища можуть давати при розгоні фракції, що википають до 300 °С, в різних кількостях. Проте в більшості нафт вуглеводні становлять частіше всього 30-50 % і лише досить рідко вони переважають вміст інших органічних сполук. Разом с тим такі кисень- і сірковмісні сполуки нафти, як смолянисті і асфальтові речовини, іноді можуть досягати у складі нафт 10–20 % и більше. В таких випадках їх відносять до особливої групи смолянистих нафт. Якщо нафти містять ще більше смолянистих і асфальтових речовин, вони відносяться до перехідних утворень між нафтами і природними асфальтами. Тверді залишки, що випарувалися і вивітрені, нафти називаються кір (звідси закіровані породи).

Нафти в природних умовах містять як розчинені в них попутні гази, так і воду, в якій розчинені мінеральні солі. Крім розглянутої вище хімічної класифікації нафт розроблені також технологічні класифікації.

В основу технологічної класифікації нафт покладено: вміст сірки в нафтах і світлих нафтопродуктах, вихід фракцій, що википають до 350 °С, потенційний вміст базових масел (а також індекс їх в'язкості) і парафіну.

За вмістом загальної сірки розрізняють три класи нафт: І — S не більше 0,5 % (малосірчисті), II — S = 0,51–2 % (сірчисті) і III — S > 2 % (високосірчисті). Необхідно відзначити, що як і в процесі утворення ТГК, наприклад гумусного вугілля різної зрілості, так і при складних перетвореннях нафт і ті і інші зазнають метаморфізму. При цьому термін «метаморфізм» слід розуміти не тільки як стадію перетворень органічних речовин вугілля і нафти, а як направлену зміну тих або інших їх властивостей під впливом чинників метаморфізму. Чинники метаморфізму для нафт і вугілля одні і ті ж (теплова дія, тиск, час) і виявляються вони в геологічних умовах приблизно однаково. Проте є й відмінності. Найістотніша з них полягає в тому, що для вуглеутворення каталітичні процеси мають не таке важливе значення, як для нафто утворення, причому процес нафтоутворення є в основному термокаталітичним. Крім того, встановлений генетичний зв'язок процесів перетворення нафт і вугілля. Абсолютно чітка відповідність типу нафт маркам вугілля, що є в тих же або стратиграфічно близьких відкладеннях, свідчить про те, що тип нафт, як і характер вугілля, визначається не тільки вихідним органічним матеріалом і умовами його поховання, але багато в чому й інтенсивністю метаморфізму. Здатність нафти до розділення на простіші складові частини (фракції, дистиляти) за температурою кипіння (фракційна перегонка або фракціонування), відіграє значну роль у сучасній нафтопереробці й у дослідженнях фракційного, групового й індивідуального вуглеводневого складу нафт і нафтопродуктів. Фракційний склад показує вміст фракцій, що википають у певних температурних межах. Для визначення фракційного складу нафт у лабораторній практиці поширення одержали такі методи перегонки:

низькотемпературна ректифікація — для зріджених газів і фракцій вуглеводнів, що киплять при температурі менше 20 °C;
середньотемпературна перегонка — для нафтопродуктів, що википають до 350 °C;
вакуумна перегонка — для рідин, що википають при температурі вище 350 °C;
молекулярна дистиляція — для високомолекулярних речовин;
перегонка методом одноразового випарювання.

Звичайно нафти густиною менше 0,9 г/см³ починають кипіти при температурі нижче 100 °C. Температура початку кипіння нафти залежить від її хімічного складу, причому при одній і тій же густині нафтенові й ароматичні вуглеводні киплять при нижчій температурі, ніж метанові. При переробці нафти в лабораторних умовах відбирають такі фракції:

від 40 до 180–200 °C — бензинові фракції, у яких можуть виділяти вузькі відгони:
- від 40 до 70–90 °C — петролейний ефір і
- від 160 до 205 °C — лігроїн;
від 200 до 300 °C — гасові фракції;
270–350 °C — газойлева фракція;
300–370 °C — солярова фракція;
залишок після відгону усіх фракцій називається мазутом.

У промислових умовах перегонка нафти здійснюється одноразовим випарюванням з подальшою ректифікацією, при якій відбирають такі світлі фракції: бензинову (до 180 °C), гасову (120–315 °C), дизельну чи гасогазойлеву (180–350 °C) і різні проміжні відгони. Світлі фракції за допомогою наступного очищення, змішування, а іноді і після вторинного перегону перетворюються в продукти прямого гону нафти.

До світлих товарних нафтопродуктів прямого перегону відносять бензин (автомобільний і авіаційний), розчинник у лакофарбовому виробництві, що заміняє скипидар («уайт-спірит»), розчинник для гумової промисловості, екстракційний, петролейний ефір, лігроїн (приладовий), гас (освітлювальний, для технічних цілей). Мазут переробляється перегоном під вакуумом для одержання масляних фракцій.

Дистиляційні олії (авіаційні, автомобільні, дизельні, індустріальні і білі), що утворюються після перегону мазуту, відбираються за в'язкістю, а не за температурою кипіння і густиною.

Залишок після перегону мазуту (вище 500 °C) називається гудроном, чи напівгудроном у залежності від в'язкості. Використовуються вони для приготування високов'язких мастил, будівельних і дорожніх нафтових бітумів. «Залишковими оліями» називають продукти, що одержують з гудронів екстракцією органічними розчинниками.

Значна частина мазуту використовується як паливо на електростанціях і в суднових двигунах. Деяка кількість мазуту є сировиною для одержання легких моторних палив методами крекінгу. Перегону на олії піддають тільки мазути так званих «масляних нафт», мазути яких у деяких випадках використовуються як мастила без перегонки.

Склад і властивості нафти

Октан — один з вуглеводнів нафти, атоми вуглецю позначені чорними, а водню — білими сферами

За хімічною природою і походженням нафта близька до природних горючих газів, озокериту, а також асфальту. Іноді в каустобіолітів — горючих мінералів біогенного походження, які включають також торф, буре і кам'яне вугілля, антрацит, сланці. Нафта утворюється разом з газоподібними вуглеводнями на глибині понад 1,2–2 км; залягає на глибинах від десятків метрів до 5–6 км. Однак на глибинах понад 4,5–5 км переважають газові і газоконденсатні поклади з незначною кількістю легких фракцій. Максимальне число покладів нафти розташовується на глибині 1–3 км. Поблизу земної поверхні нафта перетворюється в густу мальту, асфальт і інше наприклад, бітумінозні піски і бітуми.

Фізичні властивості

Докладніше: Температурний коефіцієнт об'ємного розширення пластової нафти

Середня молекулярна маса нафти 220–300 г/моль (рідко 450–470). Густина 0,65–1,05 (зазвичай 0,82–0,95 г/см³); нафта, густина якої нижче 0,83, — легка, 0,831–0,860 — середня, вище за 0,860 — важка. Вона містить велике число різних органічних речовин і тому характеризується не температурою кипіння, а температурою початку кипіння рідких вуглеводнів (зазвичай > 28 °C, рідше > 100 °C — для важких нафт) і фракційним складом — виходом окремих фракцій, що переганяються спочатку при атмосферному тиску, а потім під вакумом у певних температурних межах, як правило, до 450–500 °С (википає ~80 % об'єму проби), рідше 560–580 °С (90–95 %). Температура застигання від -60 до +30 °C; залежить переважно від вмісту в нафті парафіну і легких фракцій. В'язкість змінюється в широких межах (від 2 до 266 мм²/с для різних нафт), визначається фракційним складом нафти та її температурою, а також вмістом смолисто-асфальтенових речовин. Питома теплоємність 1,7–2,1 кДж/(кг•К); діелектрична проникність 2,0–2,5; електрична провідність від 2•10⁻¹⁰ до 0,3•10-18 Ом⁻¹•см⁻¹.

Колір нафти змінюється від жовтого до чорного забарвлення з ростом її густини. Нафтові вуглеводні (бензин, лігроїн, гас і деякі висококиплячі продукти), як правило, безбарвні, якщо добре очищені. Однак найчастіше крекінг-бензини, гаси, висококиплячі продукти прямої перегонки нафти в залежності від ступеня очищення мають ясно-жовтий і жовтий колір.

Для більшості нафт і їхніх фракцій характерна флуоресценція: вони мають синюватий чи зеленуватий колір у відбитому світлі, що пов'язано з присутністю в них хризену, октилнафталіну й інших багатоядерних вуглеводнів ароматичного ряду.

Нафти і нафтові фракції з температурою кипіння понад 300 °C проявляють люмінесценцію — світіння, що виникає при їхньому опроміненні ультрафіолетовими променями. До люмогенних речовин входять нафтенові кислоти, поліциклічні ароматичні вуглеводні та смоли.

Коефіцієнт світлопоглинання нафти — використовуваний при застосуванні методу фотокалориметрії показник світлопоглинання нафти k_сп, який розраховується за формулою k_сп =Д/(0,4343 се) і змінюється головним чином в залежності від вмісту асфальтено-смолистих речовин, де Д — оптична густина розчину; с — концентрація речовини; е — товщина шару поглинання.

Теплоємність пластової нафти — кількість теплоти, яка необхідна для нагрівання 1 кг нафти на 1 °C. Залежить від тиску, температури та кількості розчиненого газу і змінюється приблизно в межах 0,800–3590 кДж/(кг °C).

Хімічний склад і властивості нафти

Див. також: Аналіз складу нафти, [[Класифікація вуглеводнів нафти]], Груповий хімічний склад нафти та Хімія нафти

До складу нафти входять: вуглеводні метанові, нафтенові, рідше ароматичні, невеликі кількості кисневих, сірчистих, азотистих органічних сполук (нафтових кислот, асфальтенів, смол і ін.); мінеральні речовини — при елементарному складі — вуглець (в середньому 86 %), водень (в середньому 13 %), сірка, азот, кисень, зола з великим переліком мікрокомпонентів.

Елементний склад (%): вуглець 80–88, водень 11,0-14,5, сірка 0,01–6 (рідко до 8), кисень 0,005–0,7 (рідко до 1,2), азот 0,001–1,8. Основу технологічної класифікації нафти складають: вміст сірки (клас I — малосірчисті нафти, що включають до 0,5 % S; клас II — сірчисті нафти з 0,5-2 % S; клас III — високосірчисті нафти, що містять понад 2 % S). Усього в нафті виявлено понад 50 хімічних елементів. Так, нарівні зі згаданими в нафті присутні V (10⁻⁵–10⁻²%), Ni(10⁻⁴–10⁻³%), Cl (від слідів до 2•10⁻²%) і т. д.

Нафта являє собою суміш близько 1000 індивідуальних речовин, з яких велика частина — рідкі вуглеводні (понад 500, або зазвичай 80–90 мас.%) і гетероатомні органічні сполуки (4–5 мас.%), переважно сірчисті (близько 250), азотисті (понад 30) і кисневі (близько 85), а також метал-органічні сполуки (в основному ванадієві і нікелеві); інші компоненти — розчинені вуглеводневі гази (C1-C4, від десятих часток до 4 %), вода (від слідів до 10 %), мінеральні солі (головним чином хлориди, 0,1–4000 мг/л і більше), розчини солей органічних кислот і ін., механічні домішки (частинки глини, піску, вапняку).

Мікроелементи нафти — хімічні елементи, наявні в нафтах у невеликих концентраціях (у тисячних або сотих частках процента) і виділяються в золі, що отримується після перегонки нафти (S, Mg, Na, O₂, N₂, Wn, P, Ni, J, Si, Ca, Fe, Al, Mn, Ag, Cu, Ti, U, Sn, As та ін.). У нафтах виявлено понад 40 мікроелементів, загальний вміст яких рідко перевищує 0,02–0,03 % від маси нафти. Синоними — мікрокомпоненти нафти, мінеральні речовини нафти.

Вуглеводневий склад. У нафті представлені парафінові (30–35, рідше 40–50 об'ємних %) і нафтенові (25–75 %), ароматичні (10–20, рідше до 35 %) і змішаної (гібридної) будови — парафіно-нафтенові, нафтено-ароматичні тощо.

Груповий склад вуглеводнів нафти — кількісна характеристика складу нафти або її фракцій за класами вуглеводнів, що входять до них — метанових, нафтенових і ароматичних. Синоними — груповий склад нафти, вуглеводневий склад нафти.

Поверхнево-активні речовини нафти — нафтенові кислоти, смоли, асфальтени і інші речовини, вміст яких у нафті зменшує її поверхневий натяг на межі з водою і сприяє утворенню абсорбційних шарів цих речовин на стінках порожнин.

Фракційний склад

Фракційний склад нафти — продукти, які одержують з нафти в результаті її перегонки і розрізняються температурою кипіння, густиною та іншими властивостями: бензин, лігроїн, гас, мастила, залишковий гудрон. У заводських умовах при розгонці (дистиляції) нафти у відповідності з вимогами промисловості і якістю сировини одержують фракції бензинову, гасову, різні мастила і інші широкі фракції. Виділяють такі фракції (в °С): до 100 — бензин першого сорту, до 110 — бензин спеціальний, до 130 — гас звичайний, до 265 — гас (сорт «метеор»), до 270 — гас звичайний; залишок відносять до мазуту, з якого при підігріванні (у вакуумі) до 400–420 °С відбирають масляні фракції.

Проба нафти

Проба пластової нафти — проба нафти, піднята з вибою свердловини глибинним пробовідбірником зі зберіганням пластового тиску, яка використовується при вивченні властивостей пластової нафти на спеціальній апаратурі.

Проба нафти рекомбінована — штучно створений взірець пластової нафти з сепарованої нафти і газу, відібраних з гирла свердловини чи сепараційного устаткування.

Технологічні властивості

Нафта — легкозаймиста рідина, температура спалаху від -35 до +120 °C (залежить від фракційного складу і вмісту в ній розчинених газів). Питома теплота згоряння (нижча) 43,7–46,2 МДж/кг. Нафта розчинна в органічних розчинниках, у звичайних умовах не розчинна у воді, але може утворювати з нею стійкі емульсії. У технології для відділення від нафти води і розчинених у ній солей проводять зневоднення і знесолювання.

Товарні властивості нафти — фракційний і груповий склади нафти, вміст сірки і масел, теплота згоряння.

Природний попутний газ у нафті

Докладніше: Попутні гази нафти

Нафта завжди в тій або іншій кількості містить розчинені попутні гази. Верхньою межею газонасиченості є тиск насичення, величина якого залежить від складу нафти і газу та умов знаходження покладу. Не зважаючи на те, що в нафтогазоносних басейнах газонасиченість нафт коливається в широкому інтервалі, середні її значення залишаються досить близькими. Так, середній газовий чинник для нафт країн СНД в цілому може бути прийнятий рівним 48 м³/т при коливаннях фонових значень в межах 20–110 м³/т. Для стародавніх платформ середня газонасиченість (47 м³/т) дещо нижче, ніж для молодих платформ (55 м³/т).

В межах окремих нафтогазоносних басейнів також спостерігаються закономірності в поведінці газонасиченості нафт. Так, для більшості з них спостерігається зростання газового чинника при збільшенні глибини залягання вмісних відкладів з наближенням до зон глибокого занурення фундаменту, а також в районах газонакопичення. Таким чином, слід підкреслити, що величина газового чинника нафт суттєво залежить від місцевих, локальних причин, що викликає істотний діапазон її коливань в окремих районах і продуктивних горизонтах. Проте середнє значення газонасиченості, що відображає загальніші умови взаємовідношення нафти і газу, зберігається досить постійним.

Класифікація нафти

Докладніше: Класифікація нафт

Класифікація нафт — розподіл нафт на класи, типи, групи і види.

За складом дистилятної частини нафти ділять на п'ять класів: метанова, метано-нафтенова, нафтенова, метано-нафтено-ароматична і нафтено-ароматична.

За вмістом сірки нафту ділять на малосірчисту (до 0,5 %), сірчисту (0,5–2 %) і високосірчисту (понад 2 %).

За вмістом фракцій, що википають при перегонці до температури 350 °С, її ділять на типи: Т1 (понад 45 %), Т2 (30–45 %), Т3 (менше 30 %).

За вмістом базових мастил нафти ділять на чотири групи: М1 (понад 25 %), М2 (20-25 %), М3 (15–20 %) і М4 (менше 15 %).

За вмістом твердих парафінів її ділять на три види: П1 (менше 1,5 %), П2 (1,5–6 %), П3 (понад 6 %).

За вмістом смол і асфальтенів нафту ділять на малосмолисту (до 10 %), смолисту (10-20 %) і високосмолисту (понад 20 %).

У практиці застосовується умовний поділ нафти на легку, середню і важку відповідно до густини до 850, 850–950 і понад 950 кг/м³.

За видом нетрадиційних колекторів: shale oil — сланцева нафта, Oil sands — нафтоносні піски, Tight oil — нафта щільних колекторів.

У нафтовій промисловості, найчастіше застосовується класифікація нафти за місцем видобутку, густиною та вмістом сірки. Нафти із певних джерел та із встановленим хімічним складом поділяються на марки або сорти, найвідомішими серед яких є три елітні сорти (також маркерні):

West Texas Intermediate (WTI)
Brent Crude

У той час як загалом виділяється близько 160 марок нафти, що підлягають міжнародній торгівлі, три вказані вище сорти використовуються як головні покажчики світових цін на нафту.

Різновиди нафти

Нафтова геологія

Докладніше: Площа перспективна на нафту і газ, Поклад нафти і газу, Нафтова геологія та Нафтогазопрояви

Площа нафтоносності (газоносності) (рос. площадь нефтеносности (газоносности); англ. oil-bearing (gas-bearing) area, нім. erdöl- (erdgas)führende Fläche f) — площа поширення продуктивних нафтонасичених (газонасичених) колекторів у межах загальної площі покладу.

Поклад нафти і газу (рос. залежь газа и нефти ; англ. oil-and-gas reservoir; нім. Erdöl– und Erdgasvorkommen n) — природне локальне одиничне скупчення нафти і газу в одному або декількох сполучених між собою пластах-колекторах, що контролюються єдиним (спільним) ВНК чи ГНК. Межу між суміжними покладами (в одному і тому ж пласті чи резервуарі) проводять по зміні положення ВНК чи ГНК, фазового стану і фізико-хімічних властивостей вуглеводнів. Поклад є частиною родовища. Він є елементом нафтогазогеологічного районування територій.

Нафта і газ — єдині корисні копалини, що мають здатність переміщуватися (хоча до них вже починають стихійно відносити і чисту питну підземну воду). Через свою рухомість вони можуть завдавати шкоди довкіллю, але і накопичуються в надрах та утворюють поклади.

Нафтові родовища

Докладніше: Родовище нафти і газу та Ресурси і запаси нафти

Великі нафтогазоносні осадові басейни приурочені до внутрішньоплатформних, внутрішньоскладчастих, складчастоплатформних та крайових прогинів, а також до периокеанічних платформних областей. Родовища нафти виявлені на всіх континентах, крім Антарктиди, і на значних площах акваторій. У світі відомо понад 30 тис. родовищ, з них 15–20 % газонафтові. Близько 85 % світового видобутку нафти дають 5 % родовищ. Найбільші запаси нафти в Саудівській Аравії, Кувейті, Ірані, Іраку.

Нафта і газ зустрічаються в породах різного віку — від кембрійських до пліоценових. Іноді нафта видобувається і з докембрійських порід, однак вважається, що її проникнення в ці породи вторинне. Найбільш давні поклади нафти у палеозойських породах, знайдені головним чином на території Північної Америки. Ймовірно, це можна пояснити тим, що тут найінтенсивніші пошуки проводилися в породах саме цього віку.

Більша частина нафтових родовищ розосереджена по семи регіонах світу і приурочена до внутрішньоматерикових депресій та окраїн материків:

Перська затока — Євразія;
Мексиканська затока — Карибське море (включаючи прибережні райони Мексики, США, Колумбії, Венесуели і о. Тринідад);
острови Малайського архіпелагу і Нова Гвінея;
Західний Сибір;
Північна Аляска;
Північне море (головним чином норвезький і британський сектори);
о. Сахалін з прилеглими ділянками шельфу.

Крім того, виділяють такі запаси нетрадиційної нафти: Tight oil — сланцева нафта — 300 млрд барелів, Oil sands — нафтоносні піски — 169 млрд барелів, Arctic offshore — запаси на арктичному шельфі — 90 млрд барелів, Presalt deepwater — глибоководні запаси нафти (від 300 до 7000 метрів під водою) — 75 млрд барелів. (Журнал Time, 9 квітня 2012 р. Дані EIA і OPEC).

Видобуток нафти

Докладніше: Список країн за видобутком нафти, Історія видобутку і використання нафти та Розробка родовищ нафти і газу

Верстат-качалка викачує нафту біля Лаббоку, Техас

Основні способи нафтовидобування: фонтанний (з використанням природного фонтанування нафти), компресорний і глибиннонасосний — найпоширеніший (із застосуванням занурених у бурову свердловину штангових та інших насосів). У сепараторах з видобутої нафти відокремлюють супутній газ і тверді домішки, на спеціальних установках її зневоднюють і знесолюють, після чого перекачують по нафтопроводах за призначенням.

Нафту почали добувати на березі Євфрату за 6-4 тис. років до нашої ери. Застосовувалася вона і як ліки. Стародавні єгиптяни використовували асфальт (окиснену нафту) для бальзамування. Нафтові бітуми використовувалися для приготування будівельних розчинів. Нафта входила до складу «грецького вогню».

Частка нафти в загальному споживанні енергоресурсів безперервно зростає: 3 % в 1900 р., 5 % перед Першою світовою війною 1914–1918 рр., 17,5 % напередодні Другої світової війни 1939–1945 рр., 24 % у 1950 р., 41,5 % у 1972 р., 48 % в 2004 р. У перспективі ця частка буде меншати внаслідок зростання застосування атомної і інших видів енергії, а також збільшення вартості видобутку.

За оцінками 2018 року, світові доведені поклади нафти складають 1,731 трлн барелів. В 2019 році по світу щодня видобувалося 95 млн барелів. За таких обсягів нафти вистачить ще на 50 років. Регіональних покладів за збереження поточного співвідношення запасів/видобутку вистачить найдовше в Південній та Центральній Америці на 144 роки, а найменше в Європі — на 12 років.

Головні доведені поклади нафти (понад 10 млрд барелів), 2022
Країна	Поклади, млрд барелів
Венесуела	303,2
Саудівська Аравія	266,2
Канада	170,5
Іран	157,2
Ірак	148,8
Кувейт	101,5
Об'єднані Арабські Емірати	97,8
Росія	80
Лівія	48,36
Нігерія	37,45
США	35
Казахстан	30
Китай	25,63
Катар	25,24
Бразилія	12,63
Алжир	12,2

Найбільшу площу займає нафтогазоносний регіон Скелястих гір (штати Монтана, Вайомінг, Колорадо, північно-західна частина штатів Нью-Мексико, Юта, Аризона і Невада). Продуктивна товща має вік від нижньокам'яновугільного до крейдового. Серед найбільших родовищ виділяються Белл-Крик у південно-східній Монтані, Солт-Крик і западина Елк у Вайомінгу, Рейнджлі в західному Колорадо і нафтогазоносний район Сан Хуан на північному заході Нью-Мексико.

Промисловий видобуток нафти в Тихоокеанській геосинклінальній провінції зосереджений у Каліфорнії і на півночі Аляски, де знаходиться одне з найбільших нафтогазових родовищ у світі — Прадхо-Бей. У майбутньому, по мірі виснаження цього родовища, розробка покладів нафти, можливо, переміститься в межі Арктичного фауністичного резервату, де нафтові ресурси оцінюються майже в 1,5 млрд т. Основний нафтогазоносний район Каліфорнії — долина Сан-Хоакін — включає такі найбільші родовища, як Сансет-Мадуей, Кеттлмен-Гіллс і Коалінга. Великі родовища розташовані в басейні Лос-Анджелес (Санта-Фе-Спрінгс, Лонг-Біч, Вілмінгтон), менше значення мають родовища Вертура і Санта Марія. Більша частина каліфорнійської нафти пов'язана з міоценовими і пліоценовими відкладами.

Канада видобуває щорічно 89,9 млн т нафти, головним чином у провінції Альберта. Крім цього, нафтогазові родовища розробляються в Британській Колумбії (переважно газові), Саскачевані і південно-західній Манітобі (північне продовження басейну Віллістон).

У Мексиці основне залягання нафти і газу знаходиться на узбережжі Мексиканської затоки в районах Тампіко, Посаріка-де-Ідальго і Мінатитлан. Найбільший нафтогазоносний басейн Південної Америки — Маракайбо розташований у межах Венесуели і Колумбії. Венесуела — провідний виробник нафти в Південній Америці. Друге місце належить Бразилії, третє — Аргентині, а четверте Колумбії. Нафта видобувається також в Еквадорі, Перу і Тринідаді і Тобаго.

Нафтовидобувна платформа в морі на території Бразилії

Європа має порівняно невеликі запаси нафти та газоконденсату — 3,1 млрд т. Відкриття на початку 1970-х років великих покладів нафти і газу в Північному морі вивело Велику Британію на друге місце в Європі за видобутком нафти, а Норвегію — на третє. Румунія належить до числа країн, де видобуток нафти з викопаних вручну колодязів почався ще в 1857 р. (на два роки раніше, ніж у США). Її основні південноприкарпатські нафтові родовища в значній мірі вичерпані, в 1995 р. у країні було видобуто лише 6,6 млн т. Сумарний видобуток нафти в Данії, Югославії, Нідерландах, Німеччині, Італії, Албанії й Іспанії в тому ж році становив 18,4 млн т.

Головні виробники нафти на Близькому Сході — Саудівська Аравія, Іран, Ірак, ОАЕ і Кувейт. В Омані, Катарі і Сирії видобувається понад 266 тис. т нафти на добу (1995). Основні родовища нафти в Ірані та Іраку розташовані вздовж східної периферії Месопотамської низовини (найбільші з них — південніше міста Басра), а в Саудівській Аравії — на узбережжі Перської затоки. В Південній і Східній Азії провідним виробником нафти є Китай, де добовий видобуток становить приблизно 407,6 тис. т (1995). Найбільші родовища — Дацин у провінції Хейлунцзян (приблизно 40 % усього видобутку Китаю), Шенлі в провінції Хебей (23 %) і Ляохе в провінції Ляохе (приблизно 8 %). Нафтогазоносні басейни поширені також у центральних і західних районах Китаю.

Друге місце за видобутком нафти і газу в цьому регіоні займає Індія. Основні запаси зосереджені в седиментаційних басейнах, що обрамляють докембрійський щит.

Видобуток нафти на території Індонезії почався з 1893 р. (о. Суматра) і досяг промислових масштабів у 1901 р. Наприкінці XX ст. Індонезія добувала 207,6 тис. т нафти на добу (1995), а також велику кількість природного газу.

Нафта добувається в Пакистані, М'янмі, Японії, Таїланді та Малайзії.

В Африці найбільшу кількість нафти видобувають Нігерія і Лівія, значні також родовища Алжиру і Єгипту.

Під час енергетичної кризи 1970-х років велися пошуки альтернативних джерел енергії, що могли б замінити нафту. У Канаді, наприклад, відкритим способом розроблялися бітумінозні піски (нафтоносні піски, у яких після зникнення легких фракцій залишаються важкі нафти, бітум і асфальт). У Росії міститься аналогічне родовище на Тимані (Ярицьке). У США зосереджені великі запаси горючих сланців (на заході шт. Колорадо й в інших районах). Найбільше родовище горючих сланців знаходиться в Естонії. У Росії горючі сланці зустрічаються в Ленінградській, Псковській і Костромській областях, Поволжі, Іркутському вугленосному басейні.

Запаси нафти у нафтових пісках Канади і Венесуели — (3,4 трлн барелів). Цієї нафти за нинішніх темпів споживання вистачить на 110 років.

Переробка нафти. Нафтопродукти та їх характеристики

Докладніше: Перегонка нафти та Каталітичні процеси переробки нафти

Нафтоперегінний завод в Саудівській Аравії

Підготовка нафти до переробки

Видобуток нафти супроводжується вилученням із природних підземних резервуарів значних кількостей газу, води, механічних домішок і солей. При надходженні на поверхню газ, розчинений у нафті, відокремлюють від неї за допомогою системи сепарації. Найбільш легкі компоненти вуглеводних газів відокремлюють від нафти в нафтових трапах, колонках і мірниках. Найважчі вуглеводні гази відокремлюють від нафти в газових сепараторах. У трапі також відбувається очищення газу від нафтового пилу. Відділення газу від нафти і пилу в трапі відбувається за рахунок зміни тиску і швидкості нафтового потоку, що рухається. Для поліпшення процесу сепарації суміш, що надходить у трап, розприскують, для чого в трапах установлюють ґрати, відбійники, тарілки й ін. пристосування. Для поділу продуктів фонтанування високого тиску (вище 20 атм.) застосовують східчасту сепарацію, при якій досягається грубе фракціонування газу і використовується пластовий тиск для транспорту газу. Відділена від газу нафта спрямовується в промислові резервуари, а звідти на нафтопереробні заводи.

При відділенні газу від нафти в трапах і інших пристроях відокремлюється й основна маса води і механічних домішок. Відділення домішок і води відбувається також при відстоюванні і збереженні нафти в промислових резервуарах. Присутність у нафті механічних домішок утруднює її транспортування по трубопроводах і переробку, викликає ерозію внутрішніх поверхонь труб нафтопроводів і утворення відкладень у теплообмінниках, печах і холодильниках, що приводить до зниження коефіцієнту теплопередачі, підвищує зольність залишків від перегонки нафти (мазуту і гудронів), сприяє утворенню стійких емульсій. Крім того, у процесі видобутку й транспортування нафти відбувається вагома втрата легких компонентів нафти — (метан, етан, пропан і т. д. включаючи бензинові фракції) — приблизно до 5 % від фракцій, що википають до 100 °С. З метою зниження витрат на переробку нафти, викликаних втратою легких компонентів і надмірним зношуванням нафтопроводів і апаратів переробки, нафта піддається попередній обробці. Для скорочення втрат легких компонентів здійснюють стабілізацію нафти, а також застосовують спеціальні герметичні резервуари зберігання нафти. Від основної кількості води й твердих частинок нафту звільняють шляхом відстоювання в резервуарах на холоді або при підігріві. Остаточно їх збезводнюють і знесолюють на спеціальних установках. Однак вода й нафта часто утворюють важко роздільну емульсію, що сильно сповільнює або навіть перешкоджає зневоднюванню нафти. У загальному випадку емульсія — це система із двох взаємно нерозчинних рідин, у яких одна розподілена в іншій у зваженому стані у вигляді дрібних крапель. Існують два типи нафтових емульсій: нафта у воді, або гідрофільна емульсія, і вода в нафті, або гідрофобна емульсія. Частіше зустрічається гідрофобний тип нафтових емульсій. Утворенню стійкої емульсії передують зниження поверхневого натягу на границі розділення фаз і створення навколо частинок дисперсної фази міцного адсорбційного шару. Такі шари утворюють треті речовини — емульгатори. До гідрофільних емульгаторів належать лужні мила, желатин, крохмаль. Гідрофобними є добре розчинні в нафтопродуктах лужноземельні солі органічних кислот, смоли, а також дрібнодисперсні частинки сажі, глини, оксидів металів тощо.

Переробка нафти

Докладніше: Нафтопереробний завод

Дерево нафтопродуктів: основні продукти, які отримують з нафти та газу

Усі процеси переробки нафти пов'язані з нагріванням чи охолодженням, що вимагає всебічного вивчення теплових властивостей нафти і нафтопродуктів.

Чим легша нафта чи її фракція, тим більше значення її коефіцієнта теплового розширення. Питома теплоємність нафт при температурах від 0 до 50 °C коливається у вузьких межах — від 1,7 до 2,1 Дж/кг. Найчастіше з підвищенням густини нафти вона зменшується. Теплоємність окремих відгонів однієї і тієї ж нафти зменшується в міру підвищення густини, молекулярної маси фракцій і залежить від хімічного складу нафтопродукту і температури.

Теплота випару нафтових дистилятів при атмосферному тиску становить 160–320 кДж/кг. Теплота згоряння нафт коливається від 40 до 45 МДж/кг, причому вона тим більше, чим менше густина нафти чи фракцій.

При переробці нафти основна маса процесів супроводжується хімічними реакціями, розчиненням, адсорбцією, абсорбцією і змочуванням поверхонь реакторів, що протікають з поглинанням чи виділенням тепла. Тепловий ефект процесу в цілому складається з теплот цих етапів.

Розчинення вуглеводневих газів і нафтової пари у рідких нафтопродуктах супроводжується виділенням тепла, яке дорівнює теплоті їхньої конденсації. Розчинення твердих вуглеводнів у рідких нафтопродуктах звичайно супроводжується поглинанням тепла.

При адсорбції газів і нафтової пари на поверхні твердих тіл виділяється теплота, кількість якої залежить від природи речовини, яка адсорбується, й адсорбенту. При зануренні твердої речовини в рідкий нафтопродукт виділяється теплота змочування, величина якої залежить від природи речовини і хімічного складу нафтопродукту.

Для різних нафт поверхневий натяг на границі з повітрям коливається в межах 25–30 мН/м. Нафтопродукти, погано очищені від полярних домішок, також мають низький поверхневий натяг на межі з водою. Для добре очищених бензинів і олій поверхневий натяг становить до 50 мН/м. Найбільший поверхневий натяг при температурі 20 °C мають ароматичні вуглеводні, найменший — алкани, а нафтени й олефіни займають проміжне положення.

Поверхневий натяг вуглеводнів і нафтових фракцій лінійно зменшується з підвищенням температури і при критичній температурі дорівнює нулю. Зі збільшенням тиску поверхневий натяг у системі газ-рідина зменшується.

Для нафт і нафтопродуктів, як для складних сумішей, немає однієї точки затвердіння чи точки плавлення, а характерна наявність температурних інтервалів затвердіння і плавлення. Рідка нафта звичайно застигає при температурі близько -20 °C, але іноді і при +10 °C, що залежить від вмісту в ній твердих парафінів. Найнижчу температуру затвердіння (до -80 °C) мають бензини.

Температурою спалаху називають температуру, при якій з нафтопродукту, що нагрівається в стандартних умовах, виділяється стільки пари, що вони при піднесенні відкритого полум'я і доступності повітря загоряються з коротким спалахом, утворюючи легке полум'я, що перебігає, й відразу ж гасне. Чим вище температура кипіння нафтопродуктів, тим вище температура їхнього спалахування. Бензинові фракції мають температуру спалаху до -40 °C, гасові — понад 28 °C, масляні від 130 до 350 °C. Температура спалахування дає уявлення про те, наскільки дані продукти багаті легколеткими фракціями, і вказує на ступінь пожежонебезпеки і вибухонебезпеки стосовно нафтопродуктів.

Температура самозаймання — це та температура, при якій нафтопродукт при наявності кисню повітря загоряється без зіткнення рідини чи її пари з полум'ям або іскрою, а тільки внаслідок підігріву ззовні (через стінку). Для бензину вона дорівнює 420–530 °C, гасу — 380–440 °C, газойлю — 340–360 °C й реактивного палива — 380 °C. Алкани мають найнижчу температуру самозаймання (пентан — 284,4 °C), нафтени — середню (циклопентан — 385 °C) і арени — найвищу (бензол — 591,7 °C).

Показник заломлення нафтопродуктів визначають при проходженні світлового променя з повітря в нафтопродукт, і тому він завжди більше одиниці. Для вуглеводнів різних класів, при однаковій кількості атомів вуглецю в молекулах, найменшою рефракцією володіють алкани, потім ідуть олефіни, нафтени й арени. Показник заломлення суміші вуглеводнів є адитивною функцією її складу і тому використовується при визначенні структурно-групового вуглеводного складу олій.

Майже усі нафти і їх важкі відгони мають здатність обертати площину поляризації променів світла, причому для більшості з них характерне слабке праве обертання. Оптична активність зростає з підвищенням температури кипіння фракції. Штучні нафти, на відміну від природних, оптичної активності не виявляють. Оптичну активність природних нафт пояснюють наявністю в них продуктів розкладання холестерину і фітостерину, тобто характерних стеринів, що містяться в рослинах і тваринах. Це приводиться як один з доказів органічного походження нафти.

Нафтопереробний завод в Грейнджмуті, Шотландія.

Безводні нафти і нафтопродукти є діелектриками, і деякі з них застосовуються як електроізоляційний матеріал (парафін) чи ізолююче середовище (трансформаторна олія) у трансформаторах, масляних реостатах і вимикачах. Діелектрична проникність нафт і нафтопродуктів у порівнянні з іншими діелектриками невелика і їх діелектрична постійна коливається в межах 1,86-2,5. Вивчення діелектричних властивостей олій різного групового складу показало, що найстійкішими електричними параметрами володіють олії, що не мають ароматичних вуглеводнів, асфальто-смолистих речовин і твердих парафінів.

Нафта і нафтопродукти при терті (заповненні сховищ і перекачуванні з великою швидкістю по трубах, а також фільтрації) сильно електризуються і на їхній поверхні можуть накопичуватися заряди статичної електрики, у зв'язку з чим можуть відбуватися вибухи і пожежі. Найнебезпечніші в цьому відношенні світлі нафтопродукти, що особливо сильно електризуються. Для запобігання вибухів і пожеж апаратуру, трубопроводи і резервуари заземлюють, а також застосовують спеціальні антистатичні присадки до нафтопродуктів. З водою ані нафти, ані нафтопродукти практично не змішуються, а їхня взаємна розчинність дуже мала і не перевищує сотих часток відсотка. У нафтових вуглеводнях вода розчиняється в невеликих кількостях — від 0,003 до 0,13 % при 40 °C. Розчинність води підвищується з ростом температури і зниженням молекулярної маси вуглеводнів. Взаємна розчинність води і нафтопродуктів має велике практичне значення в зв'язку з можливістю виділення з моторного палива мікрокрапельок чи кристаликів води, що може ускладнювати роботу двигунів.

Важливе значення в хімії нафти має питання про дію на нафту і нафтопродукти різних органічних розчинників. Аполярні розчинники цілком розчиняють нафту і нафтопродукти крім твердих парафінів і церезинів. Спирти розчиняють нафтопродукти вибірково. Полярні органічні розчинники (анілін, нітробензол, фенол) добре розчиняють ароматичні вуглеводні і не розчиняють алкани і нафтени. Повна розчинність нафтових вуглеводнів настає тільки при певній температурі, яку називають критичною температурою розчинення (КТР). У практиці дослідження хімічного складу нафтопродуктів велике поширення одержали КТР у аніліні — так звані анілінові точки (АТ). Найнижчі анілінові точки в аренів, середні в нафтенів і олефінів і максимальні в алканів.

Вибірковість дії розчинників покладена в основу методу холодного фракціонування нафти". Метод вибірного дробового холодного розчинення й осадження застосовується при очищенні олій.

Нафтопродукти є добрими розчинниками жирів, олій, йоду, сірки, каучуку, причому розчинна здатність до жирів тим вище, чим більше в них аренів.

Нафта в Україні

Докладніше: Нафтогазовий комплекс України

Панорама м. Борислава. Нафтові вежі. Поштова листівка 1920-ті рр.

На території України поклади нафти є у Передкарпатті, у Дніпровсько-Донецькій областях та на шельфі Чорного і Азовського морів. Західний нафтогазоносний регіон України (площа 73,2 тис. км²) за різноманітністю та складністю геологічної будови не має аналогів у Європі. За Державним балансом запасів корисних копалин України до 2017 року в регіоні було відкрито 122 родовища.

Першу письмову згадку про наявність у Карпатах витоків нафти («скельної олії») знайдено в хроніках львівського архієпископа Яна Длугоша (1415–1480 рр.). Початком кустарного видобутку нафти вважають 1771 рік, коли на Покутті в с. Слободі-Рунгурській з колодязя, який копали на сіль, на глибині 24 м отримали приблизно центнер нафти. З 1833 року стає відомим Бориславське родовище нафти й озокериту, а в 1853 львівські фармацевти Я. Зег та І. Лукасевич створили ефективний метод отримання гасу через дистиляцію й хімічне очищення нафти, що зумовило попит на нафту. 1865 року на території Борислава та його околиць було приблизно 5 000 колодязів завглибшки до 40 м. 1909 року Прикарпаття за рівнем видобутку нафти стало третім регіоном у світі (1,92 млн т/рік, ~6 %) після Баку й Техасу. Всього до 1939 року в Західному регіоні було пробурено 3,5 тис. свердловин.

1940 року на базі п'яти основних промислів було створено трест «Укрнафтовидобування», який пробурив за рік понад 65,9 км свердловин, з них 2,5 км пошуково-розвідувальних. Усього до 1945 року в Західному регіоні було видобуто 31 млн т нафти. 1967 року в регіоні було досягнуто максимального рівня видобутку нафти — 2,86 млн т. З 1971 року рівень видобутку нафти почав перевищувати приріст їхніх запасів. Це спричинило істотне падіння видобутку в наступні роки. Всього в 1971–1990 у регіоні було видобуто 32,04 млн т нафти. В часи незалежності розробку дрібних родовищ було покинуто, здійснювалася геологічна розвідка нових, знайдено 42 родовища. Видобуток нафти зменшився більше, ніж удвічі, з 868 до 412 тис. т.

Станом на 2017 рік запаси нафти складали 46,52 млн т., за весь час до цього було видобуто загалом 114,31 млн т. Україна лише на 10-12 % забезпечена нафтою власного виробництва.

Див. також

Література

Українська нафтогазова енциклопедія / за загальною редакцією В. С. Іванишина. — Львів : Сполом, 2016. — 603 с. : іл., табл. — .
Бойко В. С., Бойко Р. В. Тлумачно-термінологічний словник-довідник з нафти і газу: у 2-х томах. — Київ : Міжнародна економічна фундація, 2004. — Т. 1: А–К. — 560 с.
Бойко В. С., Бойко Р. В. Тлумачно-термінологічний словник-довідник з нафти і газу: у 2-х томах. — Львів : Апріорі, 2006. — Т. 2: Л–Я. — 800 с.
Мала гірнича енциклопедія : у 3 т. / за ред. В. С. Білецького. — Д. : Донбас, 2007. — Т. 2 : Л — Р. — 670 с. — .
Атлас родовищ нафти і газу України : у 6 т. / гол. ред. М. М. Іванюта. — Львів : Центр Європи, 1998. — .
В. І. Саранчук, М. О. Ільяшов, В. В. Ошовський, В. С. Білецький. Хімія і фізика горючих копалин. — Донецьк: Східний видавничий дім, 2008. — с. 600.
Розробка та експлуатація нафтових родовищ: підручник для студентів ВНЗ / В. С. Бойко. — Київ: ІСДО, 1995. — 496 с.
Орловський В. М., Білецький В. С., Вітрик В. Г., Сіренко В. І. Технологія видобування нафти. Харків: Харківський національний університет міського господарства імені О. М. Бекетова, НТУ «ХПІ», ТОВ НТП «Бурова техніка», Львів, Видавництво «Новий Світ — 2000», 2022. — 308 с.
Білецький В. С., Гайко Г. І., Орловський В. М.;Історія та перспективи нафтогазовидобування: Навчальний посібник / В. С. Білецький та ін. — Харків, НТУ «ХПІ»; Київ, НТУУ «КПІ імені Ігоря Сікорського»; Полтава, ПІБ МНТУ ім. академіка Ю. Бугая. — Київ: ФОП Халіков Р. Х., 2019.
Довідник з нафтогазової справи / за заг. ред. В. С. Бойка, Р. М. Кондрата, Р. С. Яремійчука. — Львів: Місіонер, 1996. — 620 с.
Тлумачно-термінологічний словник-довідник з нафти і газу: (5-ти мовний укр.-рос.-англ.-фр.-нім.): в 2 т. / В. С. Бойко, Р. В. Бойко. — Київ, 2004—2006. — Т. 1 : А-К: близько 4800 ст. — Київ: Міжнар. екон. фундація, 2004. — 551 с.
Розробка та експлуатація нафтових родовищ: підруч. для студентів ВНЗ / В. С. Бойко. — Вид. 4-те, допов. — Київ: Міжнар. екон. фундація, 2008. — 484 с.
Проектування експлуатації нафтових свердловин: підруч. для студентів ВНЗ / В. С. Бойко. — Івано-Франківськ: Нова Зоря, 2011. — 784 с. : рис., табл.
Технологія розробки нафтових родовищ: підруч. для студентів ВНЗ / В. С. Бойко. — Івано-Франківськ: Нова Зоря, 2011. — 509 с.
Технологія видобування нафти: підруч. для студентів ВНЗ / В. С. Бойко. — ІваноФранківськ: Нова Зоря, 2012. — 827 с.
Наукові основи вдосконалення систем розробки родовищ нафти і газу: [монографія] / Гришаненко В. П., Зарубін Ю. О., Дорошенко В. М., Гунда М. В., Прокопів В. Й., Бойко В. С. [та ін.]. — Київ: Науканафтогаз, 2014. — 456 с. : іл., рис., табл.
Рябцев Г. Л. и др. Нетрадиционные углеводороды. Киев: Психея. 2014. 352 с.
Білецький В. С. Основи нафтогазової справи / В. С. Білецький, В. М. Орловський, В. І. Дмитренко, А. М. Похилко. — Полтава: ПолтНТУ, Київ: ФОП Халіков Р. Х., 2017. — 312 с.

Примітки

Етимологічний словник української мови у 7 томах. К.: Наукова думка, 1982 - 2009.
Гайко Г. І., Білецький В. С. Історія гірництва: Підручник. — Київ-Алчевськ: Видавничий дім «Києво-Могилянська академія», видавництво «ЛАДО» ДонДТУ, 2013. — 542 с.
Кип'ячка // Словник української мови : в 11 т. — Київ : Наукова думка, 1970—1980.
Текучка // Словарь української мови : в 4 т. / за ред. Бориса Грінченка. — К. : Кіевская старина, 1907—1909.
(PDF). The American Association of Petroleum Geologists Bulletin V 63, No. 6 (June 1979), P. 870-885. 6 Figs,. Архів оригіналу (PDF) за 10 липня 2012. Процитовано 15 серпня 2022.
Нафта / Мала гірнича енциклопедія. Донецьк: Донбас. 2007. с. 188-189.
. Архів оригіналу за 13 листопада 2010. Процитовано 5 січня 2009.
Нафтовидобування / Мала гірнича енциклопедія. Донецьк: Донбас. 2007. с. 195.
Oil | Energy economics | Home. bp global (англ.). Процитовано 27 жовтня 2020.
Oil production globally 2019. Statista (англ.). Процитовано 27 жовтня 2020.
Proven Oil Reserves by Country by Country. www.globalfirepower.com (амер.). Процитовано 11 вересня 2022.
Вуль, М. Я. (2018). Статистика розвитку, сучасний стан та перспективи Західного нафтогазоносного регіону України. Мінеральні ресурси України. Т. 1. с. 33—38.
Рубежняк І. Г. Біопаливо другого покоління — бутанол: перспективи виробництва і використання в Україні / Вісник Національного транспортного університету Науковий журнал, 2009, № 19, ч.2.

Посилання

Нафта. Вебсайт Великої української енциклопедії (укр.).
Нафта // Термінологічний словник-довідник з будівництва та архітектури / Р. А. Шмиг, В. М. Боярчук, І. М. Добрянський, В. М. Барабаш ; за заг. ред. Р. А. Шмига. — Львів, 2010. — С. 131. — .

Вікісховище має мультимедійні дані за темою: Petroleum

Petroleum, каталог посилань Open Directory Project
US Energy Information Administration
US Department of Energy EIA — World supply and consumption
- Who are the major players supplying the world oil market?
American Petroleum Institute — the trade association of the US oil industry.
OECD International Energy Agency
Petroleum Online e-Learning resource from IHRDC
In-depth: Brent and WTI crude oil. What makes price difference
U.S. Geological Survey, 2020, Mineral commodity summaries 2020: U.S. Geological Survey, 200 p., https://doi.org/10.3133/mcs2020.

Це незавершена стаття з хімії.
Ви можете проєкту, виправивши або дописавши її.

[1] Етимологічний словник української мови у 7 томах. К.: Наукова думка, 1982 - 2009.

[2] Гайко Г. І., Білецький В. С. Історія гірництва: Підручник. — Київ-Алчевськ: Видавничий дім «Києво-Могилянська академія», видавництво «ЛАДО» ДонДТУ, 2013. — 542 с.

[3] Кип'ячка // Словник української мови : в 11 т. — Київ : Наукова думка, 1970—1980.

[4] Текучка // Словарь української мови : в 4 т. / за ред. Бориса Грінченка. — К. : Кіевская старина, 1907—1909.

[5] (PDF). The American Association of Petroleum Geologists Bulletin V 63, No. 6 (June 1979), P. 870-885. 6 Figs,. Архів оригіналу (PDF) за 10 липня 2012. Процитовано 15 серпня 2022.

[:0-6] Нафта / Мала гірнича енциклопедія. Донецьк: Донбас. 2007. с. 188-189.

[7] . Архів оригіналу за 13 листопада 2010. Процитовано 5 січня 2009.

[8] Нафтовидобування / Мала гірнича енциклопедія. Донецьк: Донбас. 2007. с. 195.

[:1-9] Oil | Energy economics | Home. bp global (англ.). Процитовано 27 жовтня 2020.

[10] Oil production globally 2019. Statista (англ.). Процитовано 27 жовтня 2020.

[11] Proven Oil Reserves by Country by Country. www.globalfirepower.com (амер.). Процитовано 11 вересня 2022.

[:02-12] Вуль, М. Я. (2018). Статистика розвитку, сучасний стан та перспективи Західного нафтогазоносного регіону України. Мінеральні ресурси України. Т. 1. с. 33—38.

[13] Рубежняк І. Г. Біопаливо другого покоління — бутанол: перспективи виробництва і використання в Україні / Вісник Національного транспортного університету Науковий журнал, 2009, № 19, ч.2.