Перегляд вихідного коду сторінки Нафта

{{Картка:Гірська порода
|Назва = Нафта
|Зображення породи = Manripo071210 3.jpg
|Генезис = перетворення неорганічних вуглеводнів або органічних решток під дією високого тиску й температур і/або переробка метану мікроорганізмами
|Мінеральний склад = суміш рідких вуглеводнів, органічні кисневі, сірчисті, азотні сполуки
|Кислотність = 
|Колір = бурий, темно-коричневий, чорний
|Структура = рідина
|Текстура = 
|Форма залягання = [[нафтові поклади]], [[нафтоносні піски]]
|Окремість =
|Різновиди = 
|Питома вага = 760—990
|Практичне значення = паливо, сировина для хімічної промисловості
}}

'''На́фта''' (від {{lang-el|ναφθα}}; {{lang-la|petroleum}}, іст. {{lang-uk|ропа}})&nbsp;— горюча [[корисна копалина]], складна [[Суміш (хімія)|суміш]] [[вуглеводні]]в різних класів з невеликою кількістю органічних кисневих, сірчистих і азотних сполук, що, як правило, являє собою густу оліїсту [[рідина|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 [[Природний газ|природних горючих газів]], [[озокерит]]у, [[асфальт]]у.

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

Нафта&nbsp;— найважливіше джерело рідкого [[паливо|палива]], [[мастило|мастил]], [[сировина]] для [[синтетичні матеріали|синтетичних матеріалів]] тощо.

== Походження назви ==
{{Паливо}}
Українське слово «нафта» походить від [[Грецька мова|грецького]] ''νάφθα'', яким у давнину звали пальну рідину, вироблювану з нафти. Вона використовувалася замість освітлювальної олії, а також як компонент [[Грецький вогонь|«грецького вогню»]]. У сучасній грецькій словом ''νάφθα'' називають [[лігроїн]]&nbsp;— одну з нафтових фракцій. Від [[Латинська мова|латинського]] слова ''naphtha'' («пальна рідина», «лігроїн»), запозиченого з [[Давньогрецька мова|давньогрецької]], походять назви лігроїну у більшості європейських мов. Грецьке походження має і [[Турецька мова|турецьке]] ''neft'', від якого походить {{lang-ru|нефть}} («нафта»).

Грецьке ''νάφθα'', судячи з усього, має [[Перська мова|перське]] походження (''naft''). Походження перського ''naft'' неясне: одна з версій пов'язує його з [[Авестійська мова|авест.]] ''napta-'' («вологий»), тобто буквально&nbsp;— «вологість», «рідина». За іншою&nbsp;— воно походить від [[Аккадська мова|аккадського]] дієслова «вивергнути» (тобто, «вивержене землею»). Інші етимологічні гіпотези пов'язані з аккадським ''naptu'' («запалення»)&nbsp;— це могло відображати паливні властивості нафти&nbsp;— або [[Мідійська мова|мідійським]] ''nafata'' («просочуватися»), тобто «просочене з надр землі»<ref>{{Cite book|title = Етимологічний словник української мови у 7 томах. К.: Наукова думка, 1982 - 2009|last = |first = |year = |publisher = |location = |pages = |language = |isbn = }}</ref>.

Середньолатинська назва нафти ''petroleum'' («петролеум») походить від давньогрецького ''πετρέλαιον'', утвореного зі слів ''πέτρα'' («скеля») та ''ἔλαιον'' ([[Олія|«олія»]]). Тобто, буквально&nbsp;— «скельна олія», «кам'яна олія». Латинське слово послужило основою назвам нафти у більшості європейських мов: {{lang-fr|pétrole}}, {{lang-es|petróleo}}, {{lang-it|petrolio}}, {{lang-en|petroleum}}. У германських мовах, менш схильних до прямих запозичень, використовували напівкальку з латини, наприклад німецьке ''Erdöl''&nbsp;— «земляна олія». В [[Американська англійська|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&nbsp;ст. Крім того, на заході України нафту називали «скельним олієм».<ref>Гайко Г. І., Білецький В.&nbsp;С.&nbsp;Історія гірництва: Підручник.&nbsp;— Київ-Алчевськ: Видавничий дім «Києво-Могилянська академія», видавництво «ЛАДО» ДонДТУ, 2013.&nbsp;— 542 с.</ref> Староукраїнські та діалектні назви нафти&nbsp;— ''кип'ячка''<ref>{{СУМ-11|Кип'ячка}}</ref>, ''теку́чка''<ref>{{Грінченко|Текучка|58199-tekuchka}}</ref>.

== Походження нафти ==
{{main|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&nbsp;— одне з найскладніших і дискусійних питань в [[геологія|геології]]. Ця проблема виникла ще у [[XVI]]&nbsp;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]]. <ref>{{Cite web|url=http://www.ruf.rice.edu/~ctlee/ArthurOAE-cretaceous.pdf|title=Cretaceous "Oceanic Anoxic Events" as Causal Factors in Development of Reef-Reservoired Giant Oil Fields|publisher=The American Association of Petroleum Geologists Bulletin V 63, No. 6 (June 1979), P. 870-885. 6 Figs,|accessdate=2022-08-15|archive-date=2012-07-10|archive-url=https://web.archive.org/web/20120710234504/http://www.ruf.rice.edu/~ctlee/ArthurOAE-cretaceous.pdf}}</ref>

== Загальна характеристика нафт і нафтових фракцій вуглеводнів ==
[[Файл:Petroleum sample.jpg|міні|Зразок сирої нафти]]
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 [[метан]]у і його [[Гомологи|гомологів]]. Як правило, одержувані при фракційній перегонці нафти дистиляти&nbsp;— бензинові, гасові, солярові, масляні і мазут&nbsp;— рідкі речовини. До твердих (при кімнатній температурі) нафтоскладових належать [[парафін]]и, [[церезин]]и і [[гудрон]].

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

За переважанням (більше 75&nbsp;% 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&nbsp;% по масі якого-небудь одного класу вуглеводнів міститься додатково не менше 25&nbsp;% 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&nbsp;% 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&nbsp;% 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&nbsp;— S не більше 0,5&nbsp;% (малосірчисті), II&nbsp;— S = 0,51–2&nbsp;% (сірчисті) і III&nbsp;— S > 2&nbsp;% (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&nbsp;— для зріджених газів і фракцій вуглеводнів, що киплять при температурі менше 20&nbsp;°C;
# середньотемпературна перегонка&nbsp;— для нафтопродуктів, що википають до 350&nbsp;°C;
# вакуумна перегонка&nbsp;— для рідин, що википають при температурі вище 350&nbsp;°C;
# молекулярна дистиляція&nbsp;— для високомолекулярних речовин;
# перегонка методом одноразового випарювання.
Звичайно нафти густиною менше 0,9 г/см³ починають кипіти при температурі нижче 100&nbsp;°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&nbsp;°C&nbsp;— бензинові фракції, у яких можуть виділяти вузькі відгони:
#* від 40 до 70–90&nbsp;°C&nbsp;— [[петролейний ефір]] і
#* від 160 до 205&nbsp;°C&nbsp;— [[лігроїн]];
# від 200 до 300&nbsp;°C&nbsp;— гасові фракції;
# 270–350&nbsp;°C&nbsp;— газойлева фракція;
# 300–370&nbsp;°C&nbsp;— 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&nbsp;°C), гасову (120–315&nbsp;°C), дизельну чи гасогазойлеву (180–350&nbsp;°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&nbsp;°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 ==

[[Файл:Octane molecule 3D model.png|thumb|right|250px|[[Октан]]&nbsp;— один з [[вуглеводень|вуглеводнів]] нафти, атоми вуглецю позначені чорними, а водню&nbsp;— білими сферами]]
За хімічною природою і походженням нафта близька до природних горючих газів, [[озокерит]]у, а також [[асфальт]]у. Іноді в каустобіолітів &nbsp;— 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&nbsp;км; залягає на глибинах від десятків метрів до 5–6&nbsp;км. Однак на глибинах понад 4,5–5&nbsp;км переважають газові і газоконденсатні поклади з незначною кількістю легких фракцій. Максимальне число покладів нафти розташовується на глибині 1–3&nbsp;км. Поблизу земної поверхні нафта перетворюється в густу [[Мальта (речовина)|мальту]], [[асфальт]] і інше наприклад, [[бітумінозні піски]] і [[бітум]]и<ref name=":0">{{Cite book
|title=Нафта / Мала гірнича енциклопедія
|url=https://archive.org/details/t_2_2007
|last=
|first=
|year=2007
|publisher=Донбас
|location=Донецьк
|pages=[https://archive.org/details/t_2_2007/page/188 188]-189
|language=
|isbn=
}}</ref>.

=== Фізичні властивості ===

{{main|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,&nbsp;— легка, 0,831–0,860&nbsp;— середня, вище за 0,860&nbsp;— важка. Вона містить велике число різних органічних речовин і тому характеризується не температурою кипіння, а температурою початку кипіння рідких [[вуглеводні]]в (зазвичай > 28&nbsp;°C, рідше > 100&nbsp;°C&nbsp;— для важких нафт) і фракційним складом&nbsp;— 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&nbsp;% об'єму проби), рідше 560–580 °С (90–95&nbsp;%). Температура застигання від -60 до +30&nbsp;°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 [[фракційний склад|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<sup>−10</sup> до 0,3•10-18 Ом<sup>−1</sup>•см<sup>−1</sup><ref name=":0" />.

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&nbsp;°C проявляють люмінесценцію&nbsp;— світіння, що виникає при їхньому опроміненні ультрафіолетовими променями. До люмогенних речовин входять нафтенові кислоти, поліциклічні ароматичні вуглеводні та смоли.

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

Теплоємність пластової нафти&nbsp;— кількість теплоти, яка необхідна для нагрівання 1&nbsp;кг нафти на 1&nbsp;°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 ===
{{Seealso|Аналіз складу нафти|[[Хімія нафти|Класифікація вуглеводнів нафти]]|Груповий хімічний склад нафти|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&nbsp;— при елементарному складі&nbsp;— [[вуглець]] (в середньому 86&nbsp;%), [[водень]] (в середньому 13&nbsp;%), [[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&nbsp;— малосірчисті нафти, що включають до 0,5&nbsp;% S; клас II&nbsp;— сірчисті нафти з 0,5-2&nbsp;% S; клас III&nbsp;— високосірчисті нафти, що містять понад 2&nbsp;% S). Усього в нафті виявлено понад 50 хімічних елементів. Так, нарівні зі згаданими в нафті присутні V (10<sup>−5</sup>–10<sup>−2</sup>%), Ni(10<sup>−4</sup>–10<sup>−3</sup>%), Cl (від слідів до 2•10<sup>−2</sup>%) і&nbsp;т.&nbsp;д.<ref name=":0" />

Нафта являє собою суміш близько 1000 індивідуальних речовин, з яких велика частина&nbsp;— 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&nbsp;— розчинені вуглеводневі гази (C1-C4, від десятих часток до 4&nbsp;%), вода (від слідів до 10&nbsp;%), мінеральні солі (головним чином хлориди, 0,1–4000 мг/л і більше), розчини солей органічних кислот і ін., механічні домішки (частинки глини, піску, вапняку)<ref name=":0" />.

'''Мікроелементи нафти'''&nbsp;— 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, O<sub>2</sub>, N<sub>2</sub>, 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&nbsp;% від маси нафти. Синоними&nbsp;— мікрокомпоненти нафти, мінеральні речовини нафти.

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

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

'''Поверхнево-активні речовини нафти'''&nbsp;— [[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&nbsp;— 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&nbsp;— бензин першого сорту, до 110&nbsp;— бензин спеціальний, до 130&nbsp;— гас звичайний, до 265&nbsp;— [[гас]] (сорт «метеор»), до 270&nbsp;— гас звичайний; залишок відносять до мазуту, з якого при підігріванні (у вакуумі) до 400–420 °С відбирають масляні фракції.

=== Проба нафти ===

'''Проба пластової нафти'''&nbsp;— 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'''&nbsp;— штучно створений взірець пластової нафти з сепарованої нафти і газу, відібраних з гирла свердловини чи сепараційного устаткування.

=== Технологічні властивості ===

Нафта&nbsp;— легкозаймиста рідина, температура спалаху від -35 до +120&nbsp;°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'''&nbsp;— фракційний і груповий склади нафти, вміст [[сірка|сірки]] і масел, [[теплота згоряння]].

== Природний попутний газ у нафті ==

{{main|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 ==
{{main|Класифікація нафт}}

Класифікація нафт&nbsp;— 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&nbsp;%), сірчисту (0,5–2&nbsp;%) і високосірчисту (понад 2&nbsp;%).

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

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

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

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

У практиці застосовується умовний '''поділ нафти на легку, середню і важку''' відповідно до густини до 850, 850–950 і понад 950 кг/м<sup>3</sup>.

За видом нетрадиційних колекторів: shale oil&nbsp;— [[сланцева нафта]], Oil sands&nbsp;— [[нафтоносні піски]], Tight oil&nbsp;— [[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|Brent Crude]]
* [[Dubai Crude]]

У той час як загалом виділяється близько 160 марок нафти, що підлягають міжнародній торгівлі<ref>{{Cite web|url=http://tonto.eia.doe.gov/ask/crude_types1.html|title=Energy Information Administration — Pricing Differences Among Various Types of Crude Oil|accessdate=5 січня 2009|archiveurl=https://web.archive.org/web/20101113164128/http://tonto.eia.doe.gov/ask/crude_types1.html|archivedate=13 листопада 2010|deadurl=yes}}</ref>, три вказані вище сорти використовуються як головні покажчики світових цін на нафту.

=== Різновиди нафти ===
{{Multicol}}
* [[Аномально в'язкі нафти]]
* [[Важка нафта]]
* [[Високосірчиста нафта]]
* [[Малосірчиста нафта]]
* [[Нафта асфальтової основи]]
* [[Нафта видобувна]]
* [[Нафта випадкова]]
* [[Нафта газована]]
* [[Нафта жива]]
* [[Нафта загущена]]
* [[Нафта залишкова]]
* [[Нафта концесійна]]
* [[Нафта легка]]
{{Multicol-break}}
* [[Нафта малопарафіниста]]
* [[Нафта малосмолиста]]
* [[Нафта мертва]]
* [[Нафта метанова]]
* [[Нафта метано-нафтено-ароматична]]
* [[Нафта метано-нафтенова]]
* [[Нафта насичена газом]]
* [[Нафта нафтено-ароматична]]
* [[Нафта нафтенова]]
* [[Нафта недонасичена газом]]
* [[Нафта неньютонівська]]
* [[Нафта нестислива]]
* [[Нафта окиснена]]
* [[Нафта пластова]]
{{Multicol-break}}
* [[Нафта пружна]]
* [[Нафта розгазована]]
* [[Нафта сильносмолиста]]
* [[Нафта сира]]
* [[Нафта сірчиста]]
* [[Нафта смолиста]]
* [[Нафта стабілізована]]
* [[Нафта товарна]]
* [[Нафта чиста]]
* [[Нафта чорна]]
* [[Нафти парафінисті]]
* [[Ньютонівська нафта|нафта ньютонівська]]
* [[Нафти парафінисті]]

{{Multicol-end}}

== Нафтова геологія ==
{{main|Площа перспективна на нафту і газ|Поклад нафти і газу|Нафтова геологія|Нафтогазопрояви}}
[[Файл:Поклад нафти і газу. Антиклінальна складка..png|міні|Схема родовища нафти і газу]]
'''Площа нафтоносності (газоносності)''' ({{lang-ru|площадь нефтеносности (газоносности)}}; {{lang-en|oil-bearing (gas-bearing) area}}, {{lang-de|erdöl- (erdgas)führende Fläche f}})&nbsp;— площа поширення продуктивних нафтонасичених (газонасичених) [[Колектор (гірська порода)|колекторів]] у межах загальної площі [[поклад]]у.

'''Поклад нафти і газу''' ({{lang-ru|залежь газа и нефти}} ; {{lang-en|oil-and-gas reservoir}}; {{lang-de|Erdöl– und Erdgasvorkommen n}})&nbsp;— природне локальне одиничне скупчення нафти і газу в одному або декількох сполучених між собою пластах-колекторах, що контролюються єдиним (спільним) [[Водонафтовий контакт|ВНК]] чи [[Газонафтовий контакт|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 [[вуглеводні]]в. Поклад є частиною родовища. Він є елементом нафтогазогеологічного районування територій.

Нафта і [[газ]]&nbsp;— 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 ==
{{main|Родовище нафти і газу|Ресурси і запаси нафти}}

[[Файл:Oil producing countries map.png|thumb|Країни-добувачі 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&nbsp;% газонафтові. Близько 85&nbsp;% світового видобутку нафти дають 5&nbsp;% родовищ. Найбільші запаси нафти в Саудівській Аравії, Кувейті, Ірані, Іраку.

Нафта і газ зустрічаються в породах різного віку&nbsp;— 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&nbsp;— Євразія;
# Мексиканська затока&nbsp;— Карибське море (включаючи прибережні райони Мексики, США, Колумбії, Венесуели і о.&nbsp;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&nbsp;— [[сланцева нафта]]&nbsp;— 300&nbsp;млрд барелів, Oil sands&nbsp;— [[нафтоносні піски]]&nbsp;— 169&nbsp;млрд барелів, Arctic offshore&nbsp;— запаси на арктичному шельфі&nbsp;— 90&nbsp;млрд барелів, Presalt deepwater&nbsp;— глибоководні запаси нафти (від 300 до 7000 метрів під водою)&nbsp;— 75&nbsp;млрд барелів. (Журнал Time, 9 квітня 2012&nbsp;р. Дані [[EIA]] і [[ОПЕК|OPEC]]).

== Видобуток нафти ==
{{main|Список країн за видобутком нафти|Історія видобутку і використання нафти|Розробка родовищ нафти і газу}}

[[Файл:Oil well.jpg|thumb|right|250px|[[Верстат-качалка]] викачує нафту біля [[Лаббок]]у, [[Техас]]]]Основні способи нафтовидобування: фонтанний (з використанням природного фонтанування нафти), компресорний і глибиннонасосний&nbsp;— 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<ref>{{Cite book
|title=Нафтовидобування / Мала гірнича енциклопедія
|url=https://archive.org/details/t_2_2007
|last=
|first=
|year=2007
|publisher=Донбас
|location=Донецьк
|pages=[https://archive.org/details/t_2_2007/page/195 195]
|language=
|isbn=
}}</ref>.

Нафту почали добувати на березі [[Євфрат]]у за 6-4 тис. років до нашої ери. Застосовувалася вона і як ліки. Стародавні [[Єгипет|єгиптяни]] використовували [[асфальт]] (окиснену нафту) для [[бальзамування]]. Нафтові [[бітум]]и використовувалися для приготування будівельних розчинів. Нафта входила до складу «[[Грецький вогонь|грецького вогню]]».

Частка нафти в загальному споживанні енергоресурсів безперервно зростає: 3&nbsp;% в 1900&nbsp;р., 5&nbsp;% перед Першою світовою війною 1914–1918&nbsp;рр., 17,5&nbsp;% напередодні Другої світової війни 1939–1945&nbsp;рр., 24&nbsp;% у 1950&nbsp;р., 41,5&nbsp;% у 1972&nbsp;р., 48&nbsp;% в 2004&nbsp;р. У перспективі ця частка буде меншати внаслідок зростання застосування атомної і інших видів енергії, а також збільшення вартості видобутку<ref name=":0" />.
[[Файл:Energy Information Administration Crude Oil Proved Reserves.jpg|міні|Поклади нафти, 2016&nbsp;р.]]
За оцінками 2018 року, світові доведені поклади нафти складають 1,731&nbsp;трлн барелів<ref name=":1">{{Cite web|title=Oil {{!}} Energy economics {{!}} Home|url=https://www.bp.com/en/global/corporate/energy-economics/statistical-review-of-world-energy/oil.html|website=bp global|accessdate=2020-10-27|language=en}}</ref>. В 2019 році по світу щодня видобувалося 95&nbsp;млн барелів<ref>{{Cite web|title=Oil production globally 2019|url=https://www.statista.com/statistics/265203/global-oil-production-since-in-barrels-per-day/|website=Statista|accessdate=2020-10-27|language=en}}</ref>. 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&nbsp;— на 12 років<ref name=":1" />.

<center>
{| class="wikitable" border="1"
 |+Головні доведені поклади нафти (понад 10 млрд барелів), 2022<ref>{{Cite web|title=Proven Oil Reserves by Country by Country|url=https://www.globalfirepower.com/proven-oil-reserves-by-country.php|website=www.globalfirepower.com|accessdate=2022-09-11|language=en-US}}</ref>
 !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 
|-
|[[Сполучені Штати Америки|США]]
|35
|-
|[[Казахстан]]
|30
|-
|[[Китайська Народна Республіка|Китай]]
|25,63
|-
|[[Катар]]
|25,24
|-
|[[Бразилія]]
|12,63
|-
|[[Алжир]]
|12,2
|}
</center>
Найбільшу площу займає нафтогазоносний регіон [[Скелясті гори|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 [[Каліфорнія|Каліфорнії]] і на півночі [[Аляска|Аляски]], де знаходиться одне з найбільших нафтогазових родовищ у світі&nbsp;— 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&nbsp;млрд т. Основний нафтогазоносний район Каліфорнії&nbsp;— долина Сан-Хоакін&nbsp;— включає такі найбільші родовища, як Сансет-Мадуей, Кеттлмен-Гіллс і Коалінга. Великі родовища розташовані в басейні Лос-Анджелес (Санта-Фе-Спрінгс, Лонг-Біч, [[Вілмінгтон (нафтове родовище)|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&nbsp;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 [[Мексика|Мексиці]] основне залягання нафти і газу знаходиться на узбережжі Мексиканської затоки в районах Тампіко, Посаріка-де-Ідальго і Мінатитлан.
Найбільший нафтогазоносний басейн Південної Америки&nbsp;— Маракайбо розташований у межах [[Венесуела|Венесуели]] і [[Колумбія|Колумбії]]. [[Венесуела]]&nbsp;— провідний виробник нафти в Південній Америці. Друге місце належить [[Бразилія|Бразилії]], третє&nbsp;— [[Аргентина|Аргентині]], а четверте [[Колумбія|Колумбії]]. Нафта видобувається також в [[Еквадор]]і, [[Перу]] і [[Тринідад і Тобаго|Тринідаді і Тобаго]].
[[Файл:Oil platform P-51 (Brazil)-2.jpg|міні|Нафтовидобувна платформа в морі на території Бразилії]]
[[Європа]] має порівняно невеликі запаси нафти та газоконденсату&nbsp;— 3,1&nbsp;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&nbsp;— на третє. Румунія належить до числа країн, де видобуток нафти з викопаних вручну колодязів почався ще в 1857&nbsp;р. (на два роки раніше, ніж у США). Її основні південноприкарпатські нафтові родовища в значній мірі вичерпані, в 1995&nbsp;р. у країні було видобуто лише 6,6&nbsp;млн т. Сумарний видобуток нафти в Данії, Югославії, Нідерландах, Німеччині, Італії, Албанії й Іспанії в тому ж році становив 18,4&nbsp;млн т.

Головні виробники нафти на Близькому Сході&nbsp;— 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&nbsp;— південніше міста Басра), а в Саудівській Аравії&nbsp;— 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&nbsp;— Дацин у провінції Хейлунцзян (приблизно 40&nbsp;% усього видобутку Китаю), Шенлі в провінції Хебей (23&nbsp;%) і Ляохе в провінції Ляохе (приблизно 8&nbsp;%). 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&nbsp;р. ([[Суматра|о. Суматра]]) і досяг промислових масштабів у 1901&nbsp;р. Наприкінці XX&nbsp;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&nbsp;— (3,4&nbsp;трлн барелів). Цієї нафти за нинішніх темпів споживання вистачить на 110 років.

== Переробка нафти. Нафтопродукти та їх характеристики ==

{{main|Перегонка нафти|Каталітичні процеси переробки нафти}}
[[Файл:TASNEE 001.jpg|міні|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&nbsp;— (метан, етан, пропан і&nbsp;т.&nbsp;д. включаючи бензинові фракції)&nbsp;— приблизно до 5&nbsp;% 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&nbsp;— 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&nbsp;— 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 ===

{{main|Нафтопереробний завод}}
[[Файл:Дерево продуктів.JPG|thumb|400px|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&nbsp;°C коливається у вузьких межах&nbsp;— 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&nbsp;°C мають ароматичні вуглеводні, найменший&nbsp;— 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&nbsp;°C, але іноді і при +10&nbsp;°C, що залежить від вмісту в ній твердих парафінів. Найнижчу температуру затвердіння (до -80&nbsp;°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&nbsp;°C, гасові&nbsp;— понад 28&nbsp;°C, масляні від 130 до 350&nbsp;°C. Температура спалахування дає уявлення про те, наскільки дані продукти багаті легколеткими фракціями, і вказує на ступінь пожежонебезпеки і вибухонебезпеки стосовно нафтопродуктів.

Температура самозаймання&nbsp;— 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&nbsp;°C, гасу&nbsp;— 380–440&nbsp;°C, газойлю&nbsp;— 340–360&nbsp;°C й реактивного палива&nbsp;— 380&nbsp;°C. Алкани мають найнижчу температуру самозаймання (пентан&nbsp;— 284,4&nbsp;°C), нафтени&nbsp;— середню (циклопентан&nbsp;— 385&nbsp;°C) і арени&nbsp;— найвищу (бензол&nbsp;— 591,7&nbsp;°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.

[[Файл:Grangemouth04nov06.jpg|thumb|[[Нафтопереробний завод]] в [[Грейнджмут]]і, [[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&nbsp;— від 0,003 до 0,13&nbsp;% при 40&nbsp;°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&nbsp;— 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 ==
{{main|Нафтогазовий комплекс України}}

[[Файл:Boryslaw_1920_post_card.jpg|міні|Панорама м. Борислава. Нафтові вежі. Поштова листівка 1920-ті рр.]]
На території [[Україна|України]] поклади нафти є у [[Західний нафтогазоносний регіон України|Передкарпатті]], у [[Східний нафтогазоносний регіон України|Дніпровсько-Донецькій]] областях та на [[шельф]]і [[Чорне море|Чорного]] і [[Азовське море|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<ref name=":02">{{Cite book
|title=Статистика розвитку, сучасний стан та перспективи Західного нафтогазоносного регіону України
|last=Вуль
|first=М. Я.
|year=2018
|series=Мінеральні ресурси України
|publisher=
|volume=1
|location=
|pages=33-38
|language=
|isbn=
}}</ref>.

Першу письмову згадку про наявність у Карпатах витоків нафти («скельної олії») знайдено в хроніках львівського архієпископа Яна Длугоша (1415–1480&nbsp;рр.). Початком кустарного видобутку нафти вважають 1771 рік, коли на Покутті в с. Слободі-Рунгурській з колодязя, який копали на сіль, на глибині 24&nbsp;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&nbsp;м. 1909 року Прикарпаття за рівнем видобутку нафти стало третім регіоном у світі (1,92&nbsp;млн т/рік, ~6&nbsp;%) після Баку й Техасу. Всього до 1939 року в Західному регіоні було пробурено 3,5 тис. свердловин<ref name=":02" />.

1940 року на базі п'яти основних промислів було створено трест «Укрнафтовидобування», який пробурив за рік понад 65,9&nbsp;км свердловин, з них 2,5&nbsp;км пошуково-розвідувальних. Усього до 1945 року в Західному регіоні було видобуто 31&nbsp;млн т нафти. 1967 року в регіоні було досягнуто максимального рівня видобутку нафти&nbsp;— 2,86&nbsp;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&nbsp;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<ref name=":02" />.

Станом на 2017 рік запаси нафти складали 46,52&nbsp;млн т., за весь час до цього було видобуто загалом 114,31&nbsp;млн т<ref name=":02" />. Україна лише на 10-12&nbsp;% забезпечена нафтою власного виробництва.<ref>Рубежняк І. Г. [http://www.nbuv.gov.ua/portal/natural/Vntu/2009_19_2/pdf/3.pdf Біопаливо другого покоління&nbsp;— бутанол: перспективи виробництва і використання в Україні] / [http://www.nbuv.gov.ua/portal/natural/Vntu/ Вісник Національного транспортного університету Науковий журнал], [http://www.nbuv.gov.ua/portal/natural/Vntu/2009_19_2/index.html 2009, №&nbsp;19, ч.2].</ref>

== Див. також ==
{{Multicol}}
* [[Аналіз складу нафти]]
* [[Азотвмісні сполуки нафти]]
* [[Зневоднення нафти]]
* [[Кисеньвмісні сполуки нафти]]
* [[Методи аналізу групового складу нафти]]
* [[Методи аналізу індивідуального складу нафти]]
* [[Методи структурно-групового аналізу нафти]]
* [[Мікроелементи нафти]]
* [[Нафта асфальтової основи]]
* [[Поклад нафти і газу]]
* [[Поклад вуглеводнів]]
* [[Геохімія нафти]]
* [[Ресурси і запаси нафти]]
* [[Штучна нафта]]
* [[Нафтогазопрояви]]
* [[Нафтопродукти]]
{{Multicol-break}}
* [[Окиснені нафти]]
* [[Нафтовидобуток]]
* [[Ректифікація]]
* [[Родовище нафти і газу]]
* [[Сірковмісні сполуки нафти]]
* [[Темні фракції нафти]]
* [[Товарні кондиції нафти]]
* [[Якість товарної нафти]]
* [[переробка нафти]]
* [[класифікація нафт]]
* [[Розкриття продуктивного пласта]]
* [[Стадійність газонафтоутворення]]
* [[Перегонка нафти]]
* [[Пік нафти]]
* [[Акумуляція нафти і газу]]
* [[Історія видобутку і використання нафти]]
* [[Либак]]
{{Multicol-end}}

== Література ==
* Українська нафтогазова енциклопедія / за загальною редакцією В. С. Іванишина. — Львів : Сполом, 2016. — 603 с. : іл., табл. — ISBN 9789669191403.
* {{книга|автор = [[Бойко Василь Степанович|Бойко В.&nbsp;С.]], Бойко Р.&nbsp;В.|частина = |посилання частина = |заголовок = [[Словник-довідник з нафти і газу|Тлумачно-термінологічний словник-довідник з нафти і газу]]: у 2-х томах|оригінал = |посилання = |відповідальний = |видання = |місце = Київ|видавництво = Міжнародна економічна фундація|рік = 2004|том = 1: А–К|сторінки = |сторінок = 560|серія = |isbn = |тираж = |ref = }}
* {{книга|автор = [[Бойко Василь Степанович|Бойко В.&nbsp;С.]], Бойко Р.&nbsp;В.|частина = |посилання частина = |заголовок = [[Словник-довідник з нафти і газу|Тлумачно-термінологічний словник-довідник з нафти і газу]]: у 2-х томах|оригінал = |посилання = |відповідальний = |видання = |місце = Львів|видавництво = [[Видавництво «Апріорі»|Апріорі]]|рік = 2006|том = 2: Л–Я|сторінки = |сторінок = 800|серія = |isbn = |тираж = |ref = }}
* {{МГЕ|nocat=1}}
* {{Атлас родовищ НГУ}}
* [[Саранчук Віктор Іванович|В.&nbsp;І.&nbsp;Саранчук]], [[Ільяшов Михайло Олександрович|М.&nbsp;О.&nbsp;Ільяшов]], В.&nbsp;В.&nbsp;Ошовський, [[Білецький Володимир Стефанович|В.&nbsp;С.&nbsp;Білецький]]. Хімія і фізика горючих копалин.&nbsp;— Донецьк: [[Східний видавничий дім]], 2008.&nbsp;— с. 600. ISBN 978-966-317-024-4
* Розробка та експлуатація нафтових родовищ: підручник для студентів ВНЗ / В.&nbsp;С.&nbsp;Бойко.&nbsp;— Київ: ІСДО, 1995.&nbsp;— 496 с.
* Орловський В. М., Білецький В. С., Вітрик В. Г., Сіренко В.&nbsp;І.&nbsp;Технологія видобування нафти. Харків: Харківський національний університет міського господарства імені О.&nbsp;М.&nbsp;Бекетова, НТУ «ХПІ», ТОВ НТП «Бурова техніка», Львів, Видавництво «Новий Світ&nbsp;— 2000», 2022.&nbsp;— 308 с.
* [[Володимир Білецький|Білецький В. С.]], [[Гайко Геннадій Іванович|Гайко Г. І.]], [[Орловський Віталій Миколайович|Орловський В. М.]];Історія та перспективи нафтогазовидобування: Навчальний посібник / В.&nbsp;С.&nbsp;Білецький та ін.&nbsp;— Харків, НТУ «ХПІ»; Київ, НТУУ «КПІ імені Ігоря Сікорського»; Полтава, ПІБ МНТУ ім. академіка Ю. Бугая.&nbsp;— Київ: ФОП Халіков Р. Х., 2019.
* Довідник з нафтогазової справи / за заг. ред. В.&nbsp;С.&nbsp;Бойка, Р.&nbsp;М.&nbsp;Кондрата, Р.&nbsp;С.&nbsp;Яремійчука.&nbsp;— Львів: Місіонер, 1996.&nbsp;— 620 с.
* Тлумачно-термінологічний словник-довідник з нафти і газу: (5-ти мовний укр.-рос.-англ.-фр.-нім.): в 2 т. / В.&nbsp;С.&nbsp;Бойко, Р.&nbsp;В.&nbsp;Бойко.&nbsp;— Київ, 2004—2006.&nbsp;— Т. 1 : А-К: близько 4800 ст.&nbsp;— Київ: Міжнар. екон. фундація, 2004.&nbsp;— 551 с.
* Розробка та експлуатація нафтових родовищ: підруч. для студентів ВНЗ / В.&nbsp;С.&nbsp;Бойко.&nbsp;— Вид. 4-те, допов.&nbsp;— Київ: Міжнар. екон. фундація, 2008.&nbsp;— 484 с.
* Проектування експлуатації нафтових свердловин: підруч. для студентів ВНЗ / В.&nbsp;С.&nbsp;Бойко.&nbsp;— Івано-Франківськ: Нова Зоря, 2011.&nbsp;— 784 с. : рис., табл.
* Технологія розробки нафтових родовищ: підруч. для студентів ВНЗ / В.&nbsp;С.&nbsp;Бойко.&nbsp;— Івано-Франківськ: Нова Зоря, 2011.&nbsp;— 509 с.
* Технологія видобування нафти: підруч. для студентів ВНЗ / В.&nbsp;С.&nbsp;Бойко.&nbsp;— ІваноФранківськ: Нова Зоря, 2012.&nbsp;— 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.].&nbsp;— Київ: Науканафтогаз, 2014.&nbsp;— 456 с. : іл., рис., табл.
* Рябцев Г. Л. и др. Нетрадиционные углеводороды. Киев: Психея. 2014. 352 с.
* Білецький В.&nbsp;С.&nbsp;Основи нафтогазової справи / В.&nbsp;С.&nbsp;Білецький, В.&nbsp;М.&nbsp;Орловський, В.&nbsp;І.&nbsp;Дмитренко, А.&nbsp;М.&nbsp;Похилко.&nbsp;— Полтава: ПолтНТУ, Київ: ФОП Халіков Р. Х., 2017.&nbsp;— 312 с.

== Примітки ==
{{reflist|2}}

== Посилання ==
* {{Е-ВУЕ|Нафта}}
*{{ТС_Буд|частина=Нафта|сторінки =131}}
{{Commons|Petroleum}}
* {{dmoz|Science/Earth_Sciences/Geology/Petroleum|Petroleum}}
* [http://www.eia.doe.gov/oil_gas/petroleum/info_glance/petroleum.html US Energy Information Administration]
* [http://www.eia.doe.gov/emeu/international/contents.html US Department of Energy EIA&nbsp;— World supply and consumption]
** [http://tonto.eia.doe.gov/energy_in_brief/world_oil_market.cfm Who are the major players supplying the world oil market?]
* [http://www.api.org/ American Petroleum Institute]&nbsp;— the trade association of the US oil industry.
* [https://web.archive.org/web/20090617020434/http://www.iea.org/Textbase/stats/surveys/oilsurv.pdf Oil survey&nbsp;— [[OECD]] [[Міжнародне енергетичне агентство|International Energy Agency]] ]
* [https://web.archive.org/web/20100418165600/http://www.oilnews.com.ua/ Ринок нафти і нафтопродуктів України&nbsp;— OilNews.com.ua]
* [http://www.petroleumonline.com/ Petroleum Online e-Learning resource from IHRDC]
* [http://www.forexinfo.info/In-depth-Brent-and-WTI-crude-oil In-depth: Brent and WTI crude oil. What makes price difference]
* [https://pubs.usgs.gov/periodicals/mcs2020/mcs2020.pdf U.S. Geological Survey, 2020, Mineral commodity summaries 2020: U.S. Geological Survey, 200 p.], https://doi.org/10.3133/mcs2020.

{{OPEC}}
{{Органічне паливо}}

{{Бібліоінформація}}

{{Chem-stub}}

[[Категорія:Нафтова промисловість|*]]
[[Категорія:Нафта і газ]]
[[Категорія:Нафта| ]]
[[Категорія:Надпопулярні статті]]
[[Категорія:Каустобіоліти]]