Новости // Бурение на суше. Опр это нефть


способ проведения опытно-промышленной разработки нефтяного месторождения - патент РФ 2313660

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при эксплуатации нефтедобывающей скважины, снабженной штанговым глубинным насосом. Обеспечивает повышение срока службы колонны штанг. Сущность изобретения: по способу ведут подъем к устью скважины нефти по колонне насосно-компрессорных труб глубинным насосом, подвешенным в скважине на колонне штанг. Определяют нагрузку на колонну штанг и рассчитывают наработку колонны штанг в скважине. Определяют степень эксплуатационной выработки колонны штанг и задают критическую величину степени эксплуатационной выработки колонны штанг. До достижения критической величины степени эксплуатационной выработки скважину останавливают, колонну штанг с глубинным насосом поднимают из скважины, всю колонну штанг делят на части с отнесением штанг одного диаметра к одной части. Меняют порядок расположения штанг в каждой части на обратный так, что первая штанга становится последней, вторая штанга становится предпоследней и т.д. Спускают собираемую таким образом колонну штанг с глубинным насосом в скважину и возобновляют работу скважины.

Предлагаемое изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности, а именно к повышению эффективности проведения опытно-промышленной разработки нефтяного месторождения.

Авторы затрудняются указать в качестве аналога и прототипа какие-либо публикации, в которых регламентировались бы условия проведения опытно-промышленной разработки (ОПР) в плане предлагаемого изобретения.

Традиционный подход к проведению ОПР, согласно повседневной практике, заключается в следующем.

На месторождении выбирают один или более опытных участков. Разбуривают опытный участок сеткой из добывающих и нагнетательных скважин. Осуществляют промысловое обустройство опытного участка, сооружают и вводят в эксплуатацию нефтепровод, а при необходимости и газопровод. После этого осуществляют отбор нефти, закачку воды и весь комплекс исследовательских работ. Добываемые нефть и газ транспортируют потребителю.

Недостатками традиционного способа организации и проведения ОПР являются следующие.

- Сооружение и эксплуатация нефте- и газопровода требуют времени, капитальных и текущих затрат.

- Нефте- и газопровод рассчитываются и сооружаются на уровни отбора нефти и газа в период ОПР. Эти уровни обычно заметно меньше тех отборов, которые будут иметь место в период промышленной разработки месторождения. Это означает, что диаметры указанных трубопроводов не соответствуют потребностям стадии промышленной разработки. Поэтому они демонтируются. Вместо них сооружаются нефте- и газопровод больших диаметров.

- Для частичной компенсации затрат на ОПР недропользователь стремится добывать побольше нефти. Это требует повышенного числа скважин. Следовательно, стоимость "бросовых" нефте- и газопровода возрастает.

- Указанные недостатки сильно затягивают срок ввода месторождения в промышленную разработку. Это негативно сказывается, прежде всего, на местном и федеральном бюджетах.

В основу настоящего изобретения положена задача повышения эффективности проведения ОПР как за счет сокращения затрат, так и потребных сроков на ее реализацию.

Выполнение поставленной задачи достигается тем, что предлагаемый способ проведения ОПР включает бурение вертикальных и/или горизонтальных добывающих и нагнетательных скважин, выполнение комплекса исследовательских работ, необходимых для составления научно-обоснованной технологической схемы разработки, отличается тем, что исключается внешний трубопроводный транспорт нефти и газа, в добываемую нефть вводят индикатор - маркер (радиоактивные изотопы, тритий), наиболее подходящий к геолого-физическим условиям месторождения и геофизическому контролю за фильтрационными процессами, добываемую нефть с индикатором закачивают обратно в пласт через нагнетательную скважину, часть добываемой нефти используют на местные и технологические нужды, одновременно или с разнесением во времени организуют закачку воды в другую нагнетательную скважину, а также тем, что:

- для сокращения срока ОПР расстояние между добывающей и нагнетательной скважинами принимают не более 100 м в случае вертикальных скважин и не более 100 м между стволами нагнетательной и горизонтальной добывающей скважинами;

- добываемые нефть, газ и вода подвергаются замеру, но не разделяются, а с использованием двухфазного насоса закачиваются в нагнетательную скважину.

Способ осуществляют следующим образом.

- Формулируют проблемные вопросы, которые не позволяют ввести месторождение в промышленную разработку.

- Под эти проблемные вопросы, с учетом геологических особенностей строения продуктивного пласта, выбирают опытный (опытные) участок.

- Обосновывают количество добывающих и нагнетательных скважин, их конструктивные параметры и решаемые с их помощью задачи. С целью сокращения срока ОПР расстояние между скважинами устанавливают не более 100 м.

- Составляют технологическую схему ОПР. В ней анализу подвергают различные альтернативные варианты проведения ОПР. В качестве обязательного рассматривают вариант согласно предлагаемому изобретению.

- Это означает, что исключают из рассмотрения строительство нефте- и газопровода. Часть добываемой нефти и газа используют на местные и технологические нужды.

- В основную долю добываемой нефти вводится индикатор - маркер, который позволит идентифицировать эту нефть методами промысловой геофизики.

- Помеченную индикатором нефть закачивают в нагнетательную скважину. Методами промысловой геофизики определяют профиль приемистости в данной скважине.

- Нефть, извлекаемую из добывающей скважины, подвергают анализу, который позволяет отслеживать во времени долю меченой нефти в продукции добывающей скважины.

- Методами промысловой геофизики устанавливают динамику профиля притока меченой и природной нефти.

- Одновременно с этим или несколько позднее в нагнетательную скважину осуществляют закачку воды, при необходимости облагороженной требуемыми компонентами. Аналогично в нагнетательной скважине определяют профиль приемистости по воде.

- Используют современные двухфазные насосы для обратной закачки в пласт добываемых нефти, газа и воды, что исключит возможность сжигания на факеле попутно добываемого газа.

- Контроль за добываемой продукцией проводят с целью определения динамики обводнения добывающей скважины и профилей притока нефти и воды на разные моменты времени.

- При этом выполняют и весь традиционный цикл исследований кернов, флюидов, снимают индикаторные диаграммы, кривые восстановления забойного давления, проводят ID, 2D или 3D гидропрослушивание.

- Из получаемых данных мониторинга показателей процесса ОПР извлекают информацию, необходимую для составления научно-обоснованной технологической схемы разработки. Для этого применяются традиционные методики интерпретации, включая методологию 3D гидродинамического моделирования.

Пример реализации предлагаемого способа.

В настоящее время готовится к вводу в ОПР нефтяное месторождение N Восточной Сибири. Все открытые, но недоразведанные местрождения Восточной Сибири не могут вводиться в ОПР по причине отсутствия развитой нефтегазовой инфраструктуры. Месторождение N, по условиям лицензионного соглашения, должно быть введено в ОПР в 2005 г.

В связи с этим недропользователь вынужден пойти по традиционному пути проведения ОПР.

Ближайший пункт отгрузки нефти находится в 600 км от месторождения N. Закуплены трубы для нефтепровода указанной длины диаметром 200 мм. Срок сооружения данного трубопровода оцениваю в 1,5 года. С момента ввода в эксплуатацию этого трубопровода в течение около 5 лет будет производиться ОПР.

В случае реализации предлагаемого изобретения:

- отпадают затраты на сооружение нефтепровода в размере около $500 млн;

- исключается необходимость сжигания газа на факеле, которая связана с тем, что для месторождения N на период ОПР не предусматривается строительство газопровода, а потребители газа на месте отсутствуют;

- с момента сооружения первых двух скважин появляется возможность начать работу по ОПР, т.е. экономится около 1,5 лет с точки зрения выхода на промышленные отборы нефти и газа;

- решается основная задача ОПР - добыча исходной ключевой, для технологической схемы, информации, что позволяет обойтись меньшим числом скважин;

- общий срок ОПР, согласно предлагаемому сокращению расстояния между скважинами до 100 м (вместо предлагаемых проектировщиками 1000-1100 м), составит не более 2 лет;

- следовательно, время ввода месторождения в промышленную разработку сокращается примерно на 4-4,5 года;

- устраняются затраты на демонтаж 600-километрового нефтепровода;

- закупленные трубы для нефтепровода эффективно могут быть использованы для целей промыслового обустройства.

Аналогичным образом может проводиться ОПР на газовом, газоконденсатном, нефтегазоконденсатном месторождении в Восточной Сибири или другом необжитом регионе.

Высказанные недропользователю соображения, в рамках предлагаемого изобретения, приняты к рассмотрению в составляемой технологической схеме разработки месторождения N.

Таким образом, предлагаемое изобретение имеет большое народно-хозяйственное значение, прежде всего для освоения месторождений нефти и газа в Восточной Сибири. Оно позволит заметно сократить затраты на ОПР и сроки их проведения. Следовательно, приблизит сроки ввода этих месторождений в промышленную разработку.

ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ

Способ проведения опытно-промышленной разработки нефтяного месторождения, включающий бурение вертикальных и/или горизонтальных добывающих и нагнетательных скважин, добычу нефти из добывающей скважины, отличающийся тем, что расстояние между стволами добывающих и нагнетательных скважин принимают не более 100 м, в добываемую нефть вводят индикатор, обеспечивающий возможность идентификации этой нефти методами промысловой геофизики, добываемую нефть с индикатором закачивают в нагнетательную скважину, определяют профиль приемистости нагнетательной скважины, анализируют нефть, извлеченную из добывающей скважины на предмет отслеживания во времени доли меченой нефти в продукции этой скважины, устанавливают динамику профиля притока меченой и природной нефти, определяют профиль приемистости нагнетательной скважины по воде, определяют динамику обводнения, профили притока нефти и воды на разные моменты времени и восстановление забойного давления в добывающей скважине, добываемые при этом нефть, газ и воду закачивают без их разделения в нагнетательную скважину двухфазным насосом, после чего принимают технологическую схему разработки месторождения с внешним трубопроводным транспортом нефти и газа для промыслового обустройства.

www.freepatent.ru

Резерв добычи — ПАО «Газпром нефть»

Решение о подготовке и начале реализации программы вовлечения в разработку трудноизвлекаемых запасов в «Газпром нефти» было принято в ноябре 2011 года. Такая необходимость назрела давно — около 70% всех ресурсов компании можно причислить к ТРИЗам. Их основная часть относится к низкопроницаемым коллекторам, месторождениям с выработанностью более 80% и обводненностью 90%. Есть у «Газпром нефти» и такие «подарки», как тяжелая нефть или нефтяные оторочки нефтегазовых залежей.

Основные ТРИЗы классифицируются по следующим признакам: низкие фильтрационно-емкостные свойства (ФЕС), высокая обводненность, малые нефтенасыщенные толщины, недонасыщенные запасы. На текущем балансе «Газпром нефти» находятся около 527 млн тонн подобных извлекаемых запасов. Принятая программа предусматривает, что 60 млн тонн из них будут вовлечены в опытно-промышленную разработку (ОПР) уже до 2015 года. К 2020-му этот показатель должен увеличиться до 300 млн тонн.

2012 год был посвящен планомерному определению технологических проблем извлечения различных ТРИЗов и оценке целесообразности их добычи.

КЛЮЧЕВЫЕ РИСКИ

В отличие от легкой нефти за возможность добычи трудно извлекаемых запасов нефтяникам приходится платить повышенными рисками и дополнительными неопределенностями.

Геология большинства пород залегания ТРИЗов изучена не до конца, отсюда вытекает основной риск — неподтверждение ожидаемых геологических параметров. Что касается основных неопределенностей, связанных с геологией, то здесь следует выделить неоднородность строения подобных залежей по значениям проницаемости и характеру насыщения.

Геологические риски влекут за собой появление дополнительных проблем при разработке месторождений. Инвестируя в извлечение ТРИЗов, необходимо учитывать высокую вероятность того, что достичь планируемых дебитов скважин не удастся, а темпы падения добычи нефти могут оказаться выше, чем прогнозировалось изначально. Также в процессе бурения может проявиться «неадекватное» поведение пласта, ухудшение его характеристик или, например, невозможность провести гидроразрыв пласта (ГРП). Нельзя стопроцентно надеяться и на продуктивность многостадийного гидроразрыва пласта, так как его результативность в большой степени зависит от точности геологической модели. Отсюда вытекают дополнительные неопределенности, связанные с эффективностью применяемых схем разработки — ориентацией ствола скважины, количеством секций ГРП, длиной горизонтальной части ствола

Что касается вопросов экономики, то здесь к ключевым факторам негативного влияния на рентабельность проектов относят высокую стоимость строительства скважин и проведение работ по МГРП.

ЛЕГКО НЕ БУДЕТ

В программу разработки ТРИЗов вошло сразу несколько «заслуженных» месторождений «Газпром нефти»: Вынгапуровское, Вынгаяхинское, Приобское, Зимнее и ряд других. Все они являются основными добывающими активами компании, но по различным причинам требуют модернизации процесса добычи.

В частности, Вынгапуровское и Вынгаяхинское месторождения в ЯНАО начали разрабатывать еще в 80-е годы прошлого века — и в настоящее время добыча легкой нефти здесь неуклонно падает. Однако на обоих месторождениях имеются нефтенасыщенные пласты, относящиеся к категории ТРИЗ. Это высокообводненные запасы, низкопроницаемые пласты, подгазовые зоны и коллекторы с малыми нефтенасыщенными толщинами. В 2012 году на Вынгаяхе и Вынгапуре начались опытнопромышленные работы (ОПР) по поиску перспективных участков, разработка которых может оказаться рентабельной. В текущем году эта деятельность будет продолжена. Всего в процессе ОПР в разработку планируется вовлечь 1,9 млн тонн нефти на Вынгаяхинском месторождении и 0,9 млн тонн на Вынгапуре.

Запасы нефти Приобского месторождения в ХМАО, активная эксплуатация которого началась лишь в 2004 году, изначально были отнесены к категории трудно извлекаемых за счет наличия низкопроницаемых коллекторов и крайне сложного геологического строения. В настоящее время опытно-промышленные работы проходят на участках месторождения, относящихся к категории «низкие ФЕС», — в начале 2013 года успешно завершилось бурение первых восьми горизонтальных скважин с последующим проведением МГРП. Это позволит уточнить геологию пластов и сделать перерасчет прогнозных уровней добычи. Всего в ходе ОПР в разработку может быть дополнительно вовлечено больше 10 млн тонн нефти.

НАВСТРЕЧУ ПАЛЕОЗОЮ

Урмано-Арчинскую группу месторождений в Томской области классифицируют как ТРИЗ по двум категориям: «низкие ФЕС» и «высокая обводненность». Фактически же сложность добычи здесь определяется тем, что часть залежей нефти находится или в низкопроницаемых карбонатных отложениях доюрского фундамента (палеозоя), или на границе палеозоя и юрских отложений.

В настоящее время основная добыча ведется на Урманском месторождении, однако ее рентабельность в последние годы заметно снизилась. Для ее поддержания необходимо разрабатывать новые, более сложные участки месторождения с применением ГРП. По-соседски, за счет использования мощностей для подготовки и сдачи нефти сможет поддержать рентабельность Урманского и активная работа на Арчинском месторождении, на котором сейчас эксплуатируются всего две скважины.

В 2013 году на Арчинском месторождении в рамках ОПР планируется бурение трех оценочных скважин. По результатам бурения будет получена необходимая информация для определения добычных характеристик залежи и уточнения запасов. По прогнозным данным, разработка Арчинского месторождения позволит получить к 2017-му прирост добычи 375 тыс. тонн нефти в год и вовлечь в разработку более 3 млн тонн трудноизвлекаемых запасов. Общий объем запасов нефти Урмано-Арчинской группы по категориям С1 и С2 оценивается в 116 млн тонн, из которых 31 млн тонн — извлекаемые запасы.

СЛАНЦЕВЫЕ НАДЕЖДЫ

Наиболее перспективной с точки зрения численности вероятных ресурсов должна стать для компании разработка баженовской свиты — протяженного пласта сланцевых и других низкопроницаемых пород в Западной Сибири. По расчетам экспертов, извлекаемые запасы баженовской свиты могут составлять от 500 млн до 20 млрд тонн. Нефть здесь содержится в битуминозных аргиллитах и имеет очень высокое качество с низким содержанием серы и прочих примесей. А вот ее добыча — дело не из легких.

В настоящее время «Газпром нефть» разрабатывает баженовскую свиту на Пальяновской площади Красноленинского месторождения и на Верхне-Салымском нефтяном месторождении (последнее — совместно с Shell). В 2012-м на Пальяне были расконсервированы пять скважин. В этом году здесь продолжится бурение горизонтальных скважин с многоступенчатым ГРП. Предполагается, что реализация ОПР позволит вовлечь в разработку 35 млн тонн запасов.

Что касается Верхнего Салыма, то, по некоторым данным, его потенциальные ресурсы составляют порядка 87 млн тонн. На месторождении уже проведены все предварительные работы, и в 2013 году здесь должно начаться строительство нескольких горизонтальных скважин специальной конструкции с проведением МГРП.

ПРОБЛЕМА ПОВЫШЕННОЙ ВЯЗКОСТИ

Особое место в списке трудноизвлекаемых запасов занимают тяжелые нефти и нефтяные оторочки. Их разработка для «Газпром нефти» — дело совершенно новое.

Залежи тяжелой высоковязкой нефти достались компании вместе с группой Мессояхских месторождений, включающих в себя Восточно-Мессояхский и ЗападноМессояхский участки. Лицензии на оба блока принадлежат ЗАО «Мессояханефтегаз», которое паритетно контролируют «Газпром нефть» и ТНК-ВР. Проведенные здесь в прошлом году ОПР оказались вполне успешными: фактическая продуктивность пяти пробуренных горизонтальных эксплуатационных скважин в среднем на 17% превысила прогнозы — максимальный дебит нефти достигал 250 тонн в сутки. В 2013 году опытнопромышленная разработка будет продолжена. Точную оценку залежей и дебитов скважин месторождения планируется завершить к 2014-му. По предварительным расчетам, пик добычи из основного продуктивного пласта будет достигнут к 2022–2023 годам и составит 10 млн тонн нефти и 5 млрд кубометров газа.

Что касается нефтяных оторочек нефтегазовых залежей, то наиболее привлекательными по объемам геологических запасов нефти, состоянию оторочек, наличию инфраструктуры являются проекты разработки Заполярного, Оренбургского и Чаяндинского месторождений компании «Газпром». В качестве оператора добычи «Газпром нефть» планирует ввести в полномасштабную разработку нефтяные оторочки Заполярного и Оренбургского месторождений в 2015 году. Для освоения Чаяндинского месторождения до 2015-го предполагается ввести научно-техническое сопровождение работ — бурение разведочных и опытных эксплуатационных скважин.

По предварительным оценкам, нефтяные оторочки активов «Газпрома» могут содержать порядка 1,7 млрд тонн геологических запасов и около 350 млн тонн — извлекаемых.

Необходимость разработки трудноизвлекаемых запасов возникла на фоне перманентного уменьшения качественных ресурсов. Но в этом есть и свои плюсы: сложная ситуация с ресурсами мотивирует компанию на дальнейшее технологическое развитие. Уже можно говорить о конкретных результатах.

Например, горизонтальное бурение поставлено в компании на поток — 87 скважин в 2012 году. Для более полного вовлечения в разработку расчлененных и маломощных пластов начато бурение многоствольных скважин. Есть улучшение и во внедрении МГРП: со стандартных 3–4 портов на скважину мы перешли к 7 портам, что значительно увеличило дебит скважин. Сейчас наша цель — 10 портов.

Во главу угла ставится экономическая эффективность. Так, коэффициент удорожания горизонтальной скважины по сравнению с наклонно-направленной — 1,21, а дебит скважины при этом увеличивается в полтора раза и более. Это выгодно. О выгоде говорят и экономические показатели — в прошлом году мы оказались первыми в отрасли по темпам прироста добычи нефти. За счет более эффективной эксплуатации оборудования и применения инновационных решений нам удалось сократить темпы падения базовой добычи на месторождениях, находящихся на поздней стадии разработки.

Сейчас наша задача — освоить разработку таких нетрадиционных ресурсов, как «бажен», нефтяные оторочки и карбонатные отложения палеозоя, а также поддержать старые активы, где остаточные запасы хотя и трудноизвлекаемы, но велики. А для этого необходимо менять менталитет, расширять границы возможного. Ведь ТРИЗы — это те запасы, извлечение которых раньше считалось совершенно бесперспективным занятием. Так что главное — ставить под сомнение устоявшиеся догмы.

Александр Билинчук, начальник департамента геологии и разработки

www.gazprom-neft.ru

Газпром начал эксплуатационное бурение на нефть на Чаяндинском месторождении в Якутии // Бурение на суше // Новости

Газпром начал бурение эксплуатационных скважин для опытно-промышленной разработки (ОПР) нефтяной оторочки на Чаяндинском месторождении.

Газпром сообщил об этом важном действе 8 мая 2015 г.

 

В рамках  ОПР уточняются геолого-физические, добычные и другие характеристики залежи, оценивается оптимальность выбранных технических решений.

Это необходимый этап для подготовки Чаяндинское НГКМ к промышленной эксплуатации.

Сейчас на Чаянде ведется бурение 3 эксплуатационных скважин.

В период ОПР нефтяной оторочки будет построено 11 эксплуатационных скважин.

Затем Газпром начнет эксплуатационное бурение на газ.

 

Чаяндинское нефтегазоконденсатное месторождение (НГКМ)разрабатывается в рамках ГТС Сила Сибири.

Газ Иркутского и Якутский центры газодобычи (ЦГД) будет транспортировать по Силе Сибири через г Хабаровск - до г Владивостока и в Китай.

Чаяндинская нефть будет поступать в магистральный нефтепровод (МНП) «Восточная Сибирь - Тихий океан».

Ранее Газпром хотел уже в 2014 г ввести в промышленную эксплуатацию нефтяную оторочку на Чаянде, а в 2017 г - газоконденсатные залежи.

На 2018 г предполагалось добыть 16,1 млрд м3 газа, нефти - 146 тыс т, газового конденсата - 254 тыс т.

 

Государственная Восточная газовая программа (ВГП) была утверждена в сентябре 2007 г. 

Газпром по решению КабМина РФ является  координатором ее реализации. 

На Востоке РФ действуют Сахалинский и Камчатский ЦГД.

В рамках 2го этапа ВГП в Сибири формируется Якутский ЦГД, Иркутский и Красноярский ЦГД.

Для любознательных сообщим, что в Якутский ЦГД, создаваемый на основе Чаяндинско-Ботуобинской группы месторождений газа, кроме Чаянды входят Соболох-Неджелинское, Верхневилючанское, Тас-Юряхское и Среднетюнгское месторождения.

В октябре 2012 г В.Путин на встрече с А.Миллером  в Новоогареве деликатно спросил «Трубой на Восток Вы предполагаете идти из Якутии сначала?».

С этого момента началось ускорение работ в Якутии.

 

Чаянда по величине запасов является уникальным месторождением.

Суммарные извлекаемые запасы по категориям С1+С2 составляют около 1,45 трлн м3 газа и 89,7 млн т извлекаемых жидких углеводородов. 

На полке добычи будет извлекаться до 25 млрд м3 газа и не менее 1,5 млн т/год нефти. 

В октябре 2012 г по месторождению было принято было принято окончательное инвестиционное решение (ОИР) и началась разработка проектной документации по его обустройству. 

Начало добычи газа запланировано на конец 2018 г.

 

 

neftegaz.ru

нефтяной - это... Что такое нефтяной?

  • НЕФТЯНОЙ — НЕФТЯНОЙ, нефтяная, нефтяное. 1. прил. к нефть. Нефтяной источник. Нефтяной фонтан. 2. Занимающийся добычей, обработкой нефти. Нефтяная промышленность. Нефтяной промысел. 3. Работающий посредством нефти. Нефтяной двигатель. 4. Добываемый из нефти …   Толковый словарь Ушакова

  • нефтяной — штанговый, водонефтяной, скважинный, нефтеналивной, попутный Словарь русских синонимов. нефтяной прил., кол во синонимов: 6 • водонефтяной (2) • …   Словарь синонимов

  • нефтяной — НЕФТЬ, и, ж. Минеральное жидкое горючее вещество, употр. как сырьё для получения реактивного и дизельного топлива, бензина, керосина, мазута. Залежи нефти. Разведка на н. Толковый словарь Ожегова. С.И. Ожегов, Н.Ю. Шведова. 1949 1992 …   Толковый словарь Ожегова

  • нефтяной — и устарелое нефтяный …   Словарь трудностей произношения и ударения в современном русском языке

  • нефтяной — — [http://slovarionline.ru/anglo russkiy slovar neftegazovoy promyishlennosti/] Тематики нефтегазовая промышленность EN carbonate reservoir …   Справочник технического переводчика

  • Нефтяной — У этого термина существуют и другие значения, см. Нефтяной (значения). «Нефтяной»  российский концерн, в состав которого входил одноимённый банк. Основателем компании являлся Игорь Линшиц. Банк «Нефтяной» основан в 1991 году. С 1993 года его …   Википедия

  • Нефтяной — прил. 1. соотн. с сущ. нефть, связанный с ним 2. Свойственный нефти, характерный для неё. 3. Получаемый из нефти. 4. Работающий на нефти. Толковый словарь Ефремовой. Т. Ф. Ефремова. 2000 …   Современный толковый словарь русского языка Ефремовой

  • нефтяной — нефтяной, нефтяная, нефтяное, нефтяные, нефтяного, нефтяной, нефтяного, нефтяных, нефтяному, нефтяной, нефтяному, нефтяным, нефтяной, нефтяную, нефтяное, нефтяные, нефтяного, нефтяную, нефтяное, нефтяных, нефтяным, нефтяной, нефтяною, нефтяным,… …   Формы слов

  • нефтяной — нефтян ой …   Русский орфографический словарь

  • нефтяной — …   Орфографический словарь русского языка

  • нефтяной — ая, ое. 1. к Нефть. Н. запах. Н. фонтан. Н ое месторождение. Н ая скважина, вышка, лаборатория, промышленность. Н. газ. Н ая смола. Н ые масла. 2. Действующий при помощи нефти. Н. двигатель …   Энциклопедический словарь

  • dic.academic.ru

    нефть - это... Что такое нефть?

  • нефть — нефть, и …   Русский орфографический словарь

  • нефть — нефть/ …   Морфемно-орфографический словарь

  • нефть — Смесь жидких углеводородов, выделяющаяся из природного газа в результате снижения температуры и пластового давления (ниже давления начала конденсации). reservoir pressure Способность коллектора углеводородов пропускать флюид в присутствии других… …   Словарь-справочник терминов нормативно-технической документации

  • нефть — и; ж. [тур. neft] Полезное ископаемое; горючая маслянистая жидкость тёмно коричневого цвета (сырьё нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности). Залежи нефти. Добыча нефти. Дорогая, чистая, сырая н. Падение цен на н. Продажа нефти на… …   Энциклопедический словарь

  • НЕФТЬ — (араб. naphtha, от nafatha кипятить). Горное горючее масло; минеральное вещество, растительного происхождения, бурого цвета, состоящее из водорода и углерода, вытекает из земли, вместе с теплою ключевою водою. Словарь иностранных слов, вошедших в …   Словарь иностранных слов русского языка

  • НЕФТЬ — НЕФТЬ, горное масло, петролеум (Oleum Petrae), представляет маслообразную жидкость , нерастворимую в воде ,бесцветную, или же красноватую, зеленовато желтую, желтую, или бурую, состоящую гл. обр. из углеводородов и находящуюся в виде залежей в… …   Большая медицинская энциклопедия

  • НЕФТЬ — в любом виде, включая сырую нефть, мазут, нефтяные остатки и очищенные нефтепродукты ( Об утверждении Инструкции по идентификации источника загрязнения водного объекта нефтью. Приказ Минприроды России от 02.08.94 N 241. ) EdwART. Термины и… …   Экологический словарь

  • Нефть —         Нефть (через тур. neft, от перс. нефт) горючая маслянистая жидкость со специфическим запахом, распространённая в осадочной оболочке Земли, являющаяся важнейшим полезным ископаемым. Образуется вместе с газообразными углеводородами (см.… …   Большая советская энциклопедия

  • нефть — природное горючее полезное ископаемое в виде маслянистой жидкости, обладающей специфическим запахом. Залегает в осадочных породах оболочки Земли на глубине 1.2–2 км, часто совместно с природными горючими газами. Вблизи земной поверхности нефть… …   Энциклопедия техники

  • Нефть — природная горючая маслянистая жидкость, распространенная в осадочных породах земной коры. Нефть используется в качестве сырья для получения многих видов топлива, а также в химической промышленности. Нефть состоит из смеси различных углеводородов …   Финансовый словарь

  • нефть — сущ., ж., употр. сравн. часто Морфология: (нет) чего? нефти, чему? нефти, (вижу) что? нефть, чем? нефтью, о чём? о нефти Нефть это полезное ископаемое, которое имеет вид густой тёмной жидкости и используется для производства топлива. Залежи нефти …   Толковый словарь Дмитриева

  • mari_russian.academic.ru