Месторождения Н. открыты во многих акваториях: Каспийского, Чёрного, Северного, Средиземного, Яванского, Южно-Китайского, Японского и Охотского морей, Персидского, Суэцкого, Гвинейского, Мексиканского, Кука и Пария заливов, пролива Басса, прибрежных частей Атлантического (вблизи Анголы, Конго, Бразилии, Аргентины, Канады), Тихого (вблизи Калифорнии, Перу и Экуадора) и Индийского (вблизи Сев.-Зап. Австралии) океанов. (О размерах добычи по странам см. Нефтяная промышленность.)
Табл. 2.- Важнейшие нефтяные месторождения развитых капиталистических и развивающихся стран (1973)
| Страна, название месторождения, год открытия | Запасы извлекаемые, млн. т | Продуктивные отложения | Средняя плотность, г/см 3 | Содержание серы, % | |||
| начальные | на 1 января 1973 | средняя глубина, м | геологический возраст | литологический состав | |||
| Ближний и Средний Восток | |||||||
| Ирак | |||||||
| Киркук, 1957 | 2115 | 1322 | 1300 | палеоген-неоген | известняки | 0,845 | 2,0 |
| Эр-Румайла, 1953 | 1852 | 1639 | 3300 | мел | известняки | 0,850 | - |
| Иран | |||||||
| Гечсаран, 1928 | 1557 | 1169,4 | 2130 | палеоген-неоген | известняки | 0,869 | 1,66 |
| Марун, 1964 | 1472 | 1279,9 | 3350 | палеоген-неоген | известняки | 0,859 | - |
| Агаджари, 1938 | 1367 | 663,2 | 1980 | палеоген-неоген | известняки | 0,856 | 1,36 |
| Ахваз, 1958 | 1246 | 1144,5 | 2740 | палеоген-неоген | известняки | 0.861 | 1,66 |
| Сассан 2, 1966 | 203 | 175 | 2100 | юра | известняки | 0,855 | - |
| Катар | |||||||
| Духан, 1940 | 323 | 152 | 2200 | юра | известняки | 0,820 | 1,3 |
| Кувейт | |||||||
| Бурган, 1938 | 2240 | 1140 | 1460 | мел | песчаники | 0,871 | 2,5 |
| Объединённые Арабские эмираты | |||||||
| Абу-Заби | |||||||
| Мурбан, 1960 | 439 | 267,3 | 2600 | юра | известняки | 0,830 | 0,6 |
| Дубаи | |||||||
| Фатех 2, 1966 | 216 | 198,9 | 2600 | юра | известняки | 0.861 | - |
| Саудовская Аравия Гавар, 1948 | 10142 | 9784 | 2040 | юра | известняки | 0,845 | 1,7-2,1 |
| Сафання», 1951 | 2913 | 2583 | 1550 | мел | известняки | 0,898 | 2,90 |
| Абкайк, 1940 | 1120 | 578 | 2030 | юра | известняки | 0,835 | 1,30 |
| Манифа 2, 1957 | 1015 | 1002 | 2420 | юра | известняки | 0,887 | 3,00 |
| Берри, 1964 | 999 | 961 | 2270 | юра | известняки | 0,860 | 2,40 |
| Северная Америка | |||||||
| Канада | |||||||
| Пембина, 1953 | 240 | 143 | 1940 | мел | песчаники | 0,8524 | 0,42 |
| Суан-Хилс, 1957 | 173 | 140 | 2660 | девон | известняки | 0,8251 | 0,80 |
| Редуотер, 1948 | 107 | 47 | 975 | девон | известняки | 0,8498 | 0,42 |
| Ледюк, 1947 | 78 | 37 | 930 | девон | известняки | 0,8251 | 0,30 |
| Мексика | |||||||
| Поса-Рика, 1930 | 270 | 132 | 2160 | мел | известняки | 0,845 | 1,77 |
| Эбано-Пануко, 1901 | 204 | 59,4 | 492 | мел | известняки | 0,986 | 5,38 |
| Наранхос-Серро, 1909 | 173 | 2,4 | 440 | мел | известняки | 0,934 | 3,80 |
| Аренке 3, 1970 | 142,5 | 142 | 3640 | мел | известняки | 0,898 | - |
| США | |||||||
| Прадхо-Бей (Аляска), 1968 | 1400 | 1400 | 2640 | триас | песчаники | 0,8735 | - |
| (Техас), 1930 | 790 | 250 | 1100 | мел | песчаники | 0,830 | 0,31 |
| Уилмингтон (Калифорния), 1932 | 332 | 116 | 311 | палеоген-неоген | песчаники | 0,874 | 1,00 |
| Панхандл (Техас), 1910 | 187,5 | 20,7 | 950 | Пермь | известняки | 0,835 | 0,13 |
| доломит | |||||||
| Элк-Хилс (Калифорния), 1919 | 177 | 138,5 | 700 | палеоген-неоген | песчаники | 0,78-0,93 | 0,68 |
| Хантингтон-Бич (Калифорния), 1920 | 166 | 19,1 | 640 | палеоген-неоген | песчаники | 0,887-0,986 | 1,57 |
| Шо-Вел-Там (Оклахома), 1955 | 155 | 29,0 | 580 | палеоген-неоген | песчаники | 0,850 | - |
| Лонг-Бич (Калифорния), 1921 | 126,5 | 3,4 | 1340 | палеоген-неоген | песчаники | 0,865-0,910 | 1,29 |
| Трейдинг-Бей 4(Аляска), 1963 | 56,6 | 3,1 | 3500 | палеоген-неоген | песчаники | 0,834 | 0,50 |
| Южная Америка | |||||||
| Аргентина | |||||||
| Чубут, 1907 | 105 | 27,7 | 1830 | мел | известняки | 0,907-0,919 | - |
| Санта-Крус, 1944 | 97 | 18 | 1830 | мел | известняки | 0,815 | - |
| Бразилия | |||||||
| Агуа-Гранди, 1951 | 36,6 | 8,7 | 1500 | девон | известняки | 0,815-0,835 | - |
| Венесуэла | |||||||
| Лагунильяс 5, 1926 | 1500 | 356 | 914 | палеоген-неоген | песчаники | 0,902 | 2,18 |
| Бачакеро», 1930 | 962 | 327 | 1050 | палеоген-неоген | песчаники | 0,912 | 2,62 |
| Тиа-Хуана», 1928 | 668 | 271 | 914 | палеоген-неоген | песчаники | 0,935 | 1,49 |
| Лама, 1957 | 568 | 339 | 2535 | палеоген-неоген | песчаники | 0,863 | - |
| Кабимас, 1917 | 232 | 57,4 | 670 | палеоген-неоген | песчаники | 0,911 | 1,71 |
| Ла-Пас, 1925 | 225 | 118,8 | 2450 | мел | известняки | 0,863 | - |
| Ламар 5, 1958 | 184 | 103,6 | 3960 | палеоген-неоген | песчаники | 0,856 | - |
| Мене-Гранде, 1914 | 175 | 89,5 | 1260 | палеоген-неоген | песчаники | 0.944 | 2,65 |
| Колумбия | |||||||
| Орито, 1963 | 137 | 126,3 | 2000 | мел | известняки | 0,853 | - |
| Африка | |||||||
| Алжир | |||||||
| Хасси-Месауд, 1956 | 1420 | 1230 | 3350 | кембрий-ордовик | песчаники | 0,811 | 0,1 |
| Зарзаитин, 1958 | 149 | 79 | 1400 | девон-карбон | песчаники | 0,815 | - |
| Ангола | |||||||
| Кабинда 6, 1966 | 182 | 162,6 | 2350 | мел | песчаники | 0,913 | - |
| Арабская Республика Египет | |||||||
| Эль-Морган 1, 1965 | 219 | 166,4 | 1950 | палеоген-неоген | песчаники | 0,865 | - |
| Ливия | |||||||
| Серир, 1961 | 1105 | 101,7 | 2740 | мел | песчаники | 0,836 | - |
| Зельтен, 1959 | 551 | 342,8 | 2320 | мел | песчаники | - | 0,23 |
| Джало, 1961 | 558 | 431,7 | 1920 | палеоген-неоген | песчаники | 0,847 | 0,52 |
| Нигерия | |||||||
| Бому, 1968 | 85 | 55,4 | 2290 | палеоген-неоген | песчаники | 0,859 | - |
| Мерен 7, 1965 | 69,5 | 54,8 | 2740 | палеоген-неоген | песчаники | 0,830 | 0,1 |
| Юго-Восточная Азия и Австралия | |||||||
| Бруней | |||||||
| Сериа, 1928 | 137 | 29,2 | 1600 | палеоген-неоген | песчаники | 0,845 | - |
| Ампа 8, 1963 | 137 | 113,6 | 2480 | палеоген-неоген | песчаники | 0,820 | - |
| Индонезия | |||||||
| Минас, 1944 | 987 | 779,6 | 730 | палеоген-неоген | песчаники | 0,860 | 0,1 |
| Дури, 1941 | 294 | 261,1 | 300 | палеоген-неоген | песчаники | 0,918 | - |
| Австралийский Союз | |||||||
| Кингфиш 9, 1967 | 127 | 117,4 | 2575 | палеоген-неоген | песчаники | 0,793 | - |
| Халибут 9, 1967 | 83 | 63,6 | 2290 | палеоген-неоген | песчаники | 0,811 | - |
| 3ападная Европа | |||||||
| Великобритания | |||||||
| Фотиз 10, 1970 | 266 | 266 | 2440 | палеоген | песчаники | 0,837 | - |
| Брент 10, 1971 | 200 | 200 | 3200 | палеоген | известняки | - | |
| Норвегия | |||||||
| Экофиск 1 0, 1970 | 155 | 153,2 | 3300 | мел | известняки | 0,845 | 0,18 |
Примечание. Месторождения расположены в акваториях: 1 - Суэцкий залив; 2 - Персидский залив; 3 - Мексиканский залив; 4 - залив Кука; 5 - озеро Маракайбо; 6 - шельф Атлантического океана; 7 - Гвинейский залив; 8 - Южно-Китайское море; 9 - пролив Басса; 10 - Северное море.
IV. Разведка
Цель нефтеразведки - выявление, геолого-экономическая оценка и подготовка к разработке промышленных залежей Н. и газа. Нефтеразведка производится с помощью геологических, геофизических, геохимических и буровых работ, выполняемых в рациональном сочетании и последовательности. Процесс геологоразведочных работ на Н. и газ в СССР подразделяется на два этапа: поисковый и разведочный.
Поисковый этап включает три стадии: региональные геолого-геофизические работы, подготовка площадей к глубокому поисковому бурению и поиски месторождений. Разведочный этап на стадии не разделяется и завершается подготовкой месторождения к разработке.
На первой стадии поискового этапа в бассейнах с неустановленной нефтегазоносностью либо для изучения ещё слабо исследованных тектонических зон или нижних структурных этажей в бассейнах с установленной нефтегазоносностью проводятся региональные работы. Для этого осуществляются геологическая, аэромагнитная и гравиметрическая съёмки (1: 1 000 000 - 1 200 000), геохимические исследования вод и пород, профильное пересечение территории электро- и сейсморазведкой, бурение опорных и параметрических скважин (см. Геофизические методы разведки , Геохимические поиски , Опорное бурение, Параметрическое бурение) .В результате выявляются возможные продуктивные комплексы отложений и нефтегазоносные зоны, даётся количественная оценка прогноза нефтегазоносности, и устанавливаются первоочередные районы для дальнейших поисковых работ. На второй стадии поисков производится более детальное изучение нефтегазоносных зон путём структурно-геологической съёмки, детальной гравиразведки, электроразведки, сейсморазведки и структурного бурения. Составляются структурная и др. виды карт в масштабах 1: 100 000 - 1: 25 000. Детальное изучение строения площадей для подготовки их к поисковому бурению производится сейсморазведкой и структурным бурением. Преимущество отдаётся сейсмической разведке,которая позволяет изучать строение недр на большую глубину. На этой стадии уточняется оценка прогноза нефтегазоносности, а для структур, расположенных в зонах с доказанной нефтегазоносностью, подсчитываются перспективные запасы. На третьей стадии поисков производится бурение поисковых скважин с целью открытия месторождений. Поисковые скважины закладываются в присводовых частях антиклиналей, брахиантиклиналей, куполов ( рис. 7 , а) или в районах развития ловушек ( рис. 7 , б) .Первые поисковые скважины для изучения всей толщи осадочных пород, как правило, бурят на максимальную глубину. Обычно первым разведуется верхний этаж, затем более глубокие. В результате поисков даются предварительная оценка запасов вновь открытых месторождений и рекомендации по их дальнейшей разведке.
Разведочный этап - завершающий в геологоразведочном процессе. Основная цель этого этапа - подготовка месторождения к разработке. В процессе разведки должны быть оконтурены залежи, определены литологии, состав, мощность, нефтегазонасыщенность, коллекторские свойства продуктивных горизонтов, изучены изменения этих параметров по площади, исследованы физико-химические свойства Н., газа и воды, установлена продуктивность скважин. Количество разведочных скважин и расстояния между ними зависят от типа разведуемой структуры, её размера и степени неоднородности нефтегазоносных пород. При наличии нескольких нефтегазоносных горизонтов разведочное бурение экономически целесообразно вести по этажам ( рис. 8 ). В этажи выделяются промышленные объекты, отделённые друг от друга значительными глубинами. По завершению разведочных работ подсчитываются промышленные запасы и даются рекомендации о вводе месторождения в разработку.
Эффективность поиска нефтяных месторождений характеризуется коэффициентом открытий - отношением числа продуктивных площадей (структур) к общему числу разбурённых поисковым бурением площадей, средним числом поисковых скважин, необходимым для открытия одного нового месторождения. Основной показатель эффективности геологоразведочных работ (поискового и разведочного этапов) - стоимость разведки 1 тН. (или 1 м 3газа). Др. показатели эффективности: прирост запасов на 1 мпробурённых поисковых и разведочных скважин или на одну скважину и отношение количества продуктивных скважин к общему числу законченных строительством скважин. В СССР эффективность геологоразведочных работ на Н. и газ по большинству показателей, как правило, выше, чем в США.
V. Добыча
Почти вся добываемая в мире Н. извлекается посредством буровых скважин, закрепленных стальными трубами высокого давления. Для подъёма Н. и сопутствующих ей газа и воды на поверхность скважина имеет герметичную систему подъёмных труб, механизмов и запорной арматуры, рассчитанную на работу с давлениями, соизмеримыми с пластовыми (см. Пластовое давление ) .Добыче Н. при помощи буровых скважин предшествовали примитивные способы: сбор её на поверхности водоёмов, обработка песчаника или известняка, пропитанного Н., посредством колодцев.
Сбор Н. с поверхности открытых водоёмов - это, очевидно, первый по времени появления способ добычи Н., который до нашей эры применялся в Мидии, Вавилонии и Сирии, в 1 в. в Сицилии и др. В России сбор Н. с поверхности р. Ухты начат Ф. С. Прядуновым в 1745. В 1858 на полуострове Челекен и в 1868 в Кокандском ханстве Н. собирали в канавах, по которым вода стекала из озера. В канаве делали запруду из досок с проходом воды в нижней части: Н. накапливалась на поверхности.
Разработка песчаника или известняка, пропитанного Н., и извлечение из него Н. впервые описаны итал. учёным Ф. Ариосто в 15 в. Недалеко от Модены в Италии такие нефтесодержащие грунты измельчались и подогревались в котлах. Затем Н. выжимали в мешках при помощи пресса. В 1819 во Франции нефтесодержащие пласты известняка и песчаника разрабатывались шахтным способом при помощи штолен иногда длиной свыше 1 км.Добытую породу помещали в чан, наполненный горячей водой. После перемешивания на поверхность воды всплывала Н., которую собирали черпаком. В 1833-45 на берегу Азовского моря добывали песок, пропитанный Н. Песок помещали в ямы с покатым дном и поливали водой. Вымытую из песка Н. собирали с поверхности воды пучками травы.
Добыча Н. из колодцев производилась в Киссии (древней области между Ассирией и Мидией) в 5 в. до н. э. при помощи коромысла, к которому привязывалось кожаное ведро. Добыча Н. из колодцев на Апшеронском полуострове известна с 8 в. Имеются письменные указания о добыче лёгкой Н. из колодцев в Сураханах и тяжёлой в Балаханах в 10-13 вв. Подробное описание колодезной добычи Н. в Баку дал нем. натуралист Э. Кемпфер в 17 в. Глубина колодцев достигала 27 м,их стенки обкладывались камнем или укреплялись деревом. В 1729 была составлена карта Апшеронского полуострова с указанием нефтяных колодцев. В 1825 в Баку из 120 колодцев было добыто 4126 тН., а в 1862 из 220 колодцев 5480 т.
Добыча нефти посредством скважин начала широко применяться с 60-х гг. 19 в. Вначале, наряду с открытыми фонтанами (см. Фонтанная эксплуатация ) и сбором Н. в вырытые рядом со скважинами земляные амбары добыча Н. из скважин осуществлялась также с помощью цилиндрических вёдер с клапаном в днище или желонок (см. Тартание ) .Из механизированных способов эксплуатации впервые в 1865 в США была внедрена глубиннонасосная эксплуатация,которую в 1874 применили на нефтепромыслах в Грузии, в 1876 в Баку, в 1895 в Грозном. В 1886 В. Г. Шухов предложил компрессорную добычу нефти,которая была испытана в Баку (1897). Более совершенный способ подъёма Н. из скважины - газлифт-предложил М. М. Тихвинский в 1914.
Процесс добычи Н., начиная от притока её по продуктивному (нефтяному) пласту к забоям скважин и до внешней перекачки товарной Н. с промысла, можно разделить на три этапа. Первый - движение Н. по пласту к скважинам благодаря искусственно создаваемой разности давлений в пласте и на забоях скважин (т. н. разработка нефтяной залежи или месторождения). Второй этап - движение Н. от забоев скважин до их устьев на поверхности - эксплуатация нефтяных скважин. Третий этап - сбор Н. и сопровождающих её газа и воды на поверхности, их разделение, удаление воды и минеральных солей из Н. (т. н. подготовка Н.), обработка пластовой воды перед закачкой в пласт при его заводнении или для сброса в промышленную канализацию (т. н. подготовка воды), закачка воды в пласт через нагнетательные скважины, сбор попутного нефтяного газа. Осуществление процесса добычи Н. с помощью скважин и технологических установок называется эксплуатацией нефтяного промысла.
Разработка нефтяного месторождения.Под разработкой нефтяного месторождения понимается осуществление процесса перемещения жидкостей (Н., воды) и газа в пластах к эксплуатационным скважинам. Управление процессом движения жидкостей и газа достигается размещением на месторождении нефтяных, нагнетательных и контрольных скважин, количеством и порядком ввода их в эксплуатацию, режимом работы скважин и балансом пластовой энергии. Принятая для конкретной залежи система разработки предопределяет технико-экономические показатели - дебит Н., изменение его во времени, коэффициент нефтеотдачи,капитальные вложения, себестоимость и т. д. Перед разбуриванием залежи проводят проектирование системы разработки. В проекте разработки на основании данных разведки и пробной эксплуатации устанавливают условия, при которых будет протекать эксплуатация залежи, т. е. её геологическое строение, коллекторские свойства пород (пористость, проницаемость, степень неоднородности), физические свойства жидкостей и газов, насыщающих пласт (вязкость, плотность, растворимость газов и твёрдых углеводородов в Н.), насыщенность пород Н. водой и газом, пластовые давления, температура и т. д. Базируясь на этих данных, при помощи гидродинамических расчётов устанавливают технические показатели эксплуатации залежи для различных вариантов системы разработки и производят экономическую оценку вариантов системы. В результате технико-экономического сравнения выбирают оптимальную систему разработки.
Современные системы разработки в большинстве случаев предусматривают нагнетание воды в пласт (в 1972 около 75% всей добычи по СССР приходилось на системы с искусственным заводнением). Применяются в основном два вида заводнения (см. Заводнение ) -законтурное, или приконтурное (для относительно небольшого размера залежей), и разного вида внутриконтурные (для залежей среднего размера и крупных).
Наиболее распространены системы внутриконтурного заводнения, когда залежь в зависимости от геологических условий залегания разделяется нагнетательными скважинами на полосы, в которых располагаются пять или три ряда эксплуатационных скважин ( рис. 9 ). Для более интенсивной эксплуатации иногда применяется площадное заводнение, в этом случае нагнетательные скважины располагаются по всей площади пласта. Расстояния между скважинами составляют от 400 до 800 м.На одном месторождении пробуривают от нескольких десятков до нескольких тысяч эксплуатационных скважин (в зависимости от размера месторождения). Общее число эксплуатационных скважин по СССР 62 079, нагнетательных скважин 9135 (на 1 января 1974). Воздействие на пласт интенсифицируют увеличением соотношения между числом нагнетательных и эксплуатационных скважин, а также созданием в пласте давления нагнетаемой воды значительно выше начального пластового, вплоть до значения горного давления.
Вытеснение Н. водой при разработке залежей успешно применяется для Н. с вязкостью в пластовых условиях до 0,15-0,2 пз(0,015-0,02 нЧ сек/м 2) .При больших вязкостях коэффициента нефтеотдачи существенно снижается, а расход воды на вытеснение единицы объёма Н. увеличивается. Однако даже при низких вязкостях при вытеснении Н. водой около половины геологических запасов Н. остаётся в недрах.
Ведутся работы по повышению нефтеотдачи пластов путём улучшения отмывающей и вытесняющей способности нагнетаемой воды, добавкой различного рода присадок - поверхностно-активных веществ, углекислоты, веществ, повышающих вязкость воды, что уменьшает неблагоприятное соотношение вязкостей Н. и вытесняющей её жидкости. Изменение неблагоприятного соотношения вязкости осуществляют также понижением вязкости Н. Этот способ может быть реализован нагнетанием в пласт теплоносителей (горячей воды или пара). В 70-х гг. вновь начали применять тепловое воздействие на пласт путём создания внутрипластового очага горения, впервые предложенного в СССР в начале 30-х гг. (см. Термическая нефтедобыча ) .Большие перспективы связаны со способом добычи Н. при помощи сочетания заводнения с внутрипластовым горением, которое поддерживается закачкой в пласт водовоздушных смесей. Проводятся (1974) теоретические и экспериментальные исследования повышения нефтеотдачи путём вытеснения Н. растворителями и системами, растворимыми одновременно в Н. и в воде. При глубоком залегании пластов для повышения нефтеотдачи в ряде случаев успешно применяется нагнетание в пласт газа высокого давления.
Разработку неглубоко залегающих пластов, насыщенных высоковязкой Н., в некоторых случаях осуществляют шахтным способом (см. Шахтная добыча нефти ) .
Эксплуатация нефтяных скважин.Извлечение Н. из скважин производится либо за счёт естественного фонтанирования под действием пластовой энергии,либо путём использования одного из нескольких механизированных способов подъёма жидкости. Обычно в начальной стадии разработки месторождений преобладает фонтанная добыча, а по мере ослабления фонтанирования скважину переводят на механизированный способ добычи. К механизированным способам относятся: газлифтный, или эрлифтный, и глубиннонасосный (с помощью штанговых, погружных электроцентробежных, гидропоршневых и винтовых насосов). В СССР штанговые глубиннонасосные скважины составляют 69,1% всех эксплуатируемых скважин, 15,0% фонтанные, 11,8% скважины с погружными электроцентробежными насосами, 3,7% газлифтные скважины (1973). Развивающимися способами эксплуатации скважин являются газлифтный, значительно усовершенствованный в начале 70-х гг., и способ, использующий погружные электроцентробежные насосы, который позволяет отбирать из скважин большое количество жидкости (воды и Н.). В США 8% скважин эксплуатируются фонтанным способом и 92% - механизированным (1972). На месторождениях Н. Ближнего Востока большая часть скважин эксплуатируется фонтанным способом.
Нефтяным промыслом называется технологический комплекс, состоящий из скважин, трубопроводов и установок различного назначения, с помощью которых на месторождении осуществляют извлечение Н. и сопровождающего её газа из недр Земли. Вся продукция скважин, состоящая из Н. с попутным газом (и, как правило, с пластовой водой, в отдельных случаях с примесью песка), направляется по трубопроводу на групповую замерную установку, где производят замер количества поступающей из скважины Н., определяют процент содержащейся в ней воды и количество попутного газа, приходящегося на 1 тдобытой Н. (т. н. газовый фактор ) .На основе этих замеров подсчитывают суточный дебит Н. (в т) и газа (в м 3) по каждой скважине в отдельности. К групповой установке подключают обычно 10-30 скважин. Суточная добыча Н. на различных нефтепромыслах колеблется в широких пределах, достигая десятков тыс. т.Важным этапом процесса добычи Н. является сепарация - отделение газа от Н., производимое в газонефтяном сепараторе. Такие сепараторы группируют в одном или нескольких пунктах промысла. Н., освобожденная от попутного газа, поступает на промысловые установки для обезвоживания и обессоливания, где от неё отделяется пластовая вода с минеральными солями до остаточного содержания солей в товарной Н. не более 50 мгна 1 л. Газ направляют потребителям или на газобензиновый завод для переработки. Обезвоживание и обессоливание осуществляется тепловым, химическим или электрическим способом. Значительная часть солей удаляется при обезвоживании с отделяемой водой, однако, иногда требуется дополнительное обессоливание пропусканием Н. через слой пресной воды. Отделённая от Н. вода подвергается очистке для последующей закачки в пласты или сброса в канализацию. Н. также стабилизируют, т. е. отбирают из неё наиболее летучие углеводородные фракции для сокращения потерь от испарения при транспортировке на нефтеперерабатывающие заводы. Процесс стабилизации заключается в нагреве нефти до 80-120 °С, отделении лёгких углеводородов и последующей их конденсации. Полученные при этом нестабильный бензин и газ направляются на газобензиновые заводы, находящиеся обычно вблизи нефтяного промысла. Для уменьшения расхода топлива на нагревание и сокращения эксплуатационных расходов все три процесса - обезвоживание, обессоливание и стабилизацию - совмещают в установке комплексной подготовки Н. Подготовкой называется придание Н. товарных кондиций. Товарная Н. накапливается в резервуарах и из них откачивается в магистральные