1. Исторические сведения
о нефти.
Нефть известна человечеству
с древнейших времён. Раскопками на берегу
Евфрата установлено существование нефтяного
промысла за 6000--4000 лет до н. э. В то время
её применяли в качестве топлива, а нефтяные
битумы -- в строительном и дорожном деле.
Нефть известна была и Древнему Египту,
где она использовалась для бальзамирования
покойников. Плутарх и Диоскорид упоминают
о нефти, как о топливе, применявшемся
в Древней Греции. Около 2000 лет назад было
известно о её залежах в Сураханах около
Баку. К 16 в. относится сообщение о «горючей
воде -- густе», привезённой с Ухты в Москву
при Борисе Годунове. Несмотря на то, что
начиная с 18 в., предпринимались отдельные
попытки очищать нефть, всё же она использовалась
почти до 2-й половины 19 в. в основном в
натуральном виде. На нефть было обращено
большое внимание только после того, как
было доказано в России заводской практикой
братьев Дубининых (с 1823), а в Америке химиком
Б. Силлиманом (1855), что из неё можно выделить
керосин -- осветительное масло, подобное
фотогену, получившему уже широкое распространение
и вырабатывавшемуся из некоторых видов
каменных углей и сланцев. Этому способствовал
возникший в середине 19 в. способ добычи
нефть с помощью буровых скважин вместо
колодцев.
Происхождение
нефти
Версии и гипотезы о происхождении
нефти начали появляться еще с древнейших
времен и в самом разном варианте. Были
среди них и весьма курьезные.
Так, например, в XVIII веке один
варшавский каноник утверждал, что Земля
в райский период была настолько плодородна,
что была пропитана жиром на большую глубину.
После грехопадения Адама и Евы этот жир
частично испарился, а частично погрузился
в землю, смешиваясь с различными веществами.
Произошедший впоследствии Всемирный
Потоп способствовал превращению этого
жира в нефть.
А авторитетный в свое время
немецкий геолог-нефтяник Г.Гефер рассказывал
об одном американском нефтепромышленнике
конца XIX века, который полагал, что нефть
возникла из мочи китов, скапливавшейся
на дне полярных морей, откуда по подземным
каналам она проникла в другие регионы…
В целом уже даже саму историю
представлений о происхождении нефти
ныне делят аж на пять этапов.
Но мы не будем забивать голову
читателю излишними данными об этой, хоть
и увлекательной, но совершенно излишней
для нас истории, и остановимся только
на ключевых моментах противостояния
двух глобальных подходов – версии органического
(хотя точнее и правильнее будет употреблять
термин «биологического») происхождения
нефти и версии ее абиогенного (то есть
небиологического) происхождения.
Нефть это смесь углеводородов,
т.е. веществ, состоящих из атомов углерода
и водорода, и веществ, содержащих серу,
азот и кислород. Они называются гетероатомными
или неуглеводородными. При атмосферном
давлении нефть кипит от 45 до 450 °С.Средний
элементный состав нефти, % массовый: С
83-87; Н 12-15; 8 от ОД до 5 или 6; N 0,5-0,6 и О 0,5-1,2.
Технологическая
характеристика нефтей. Нефти характеризуются
по группам углеводородов, входящих в
их состав, по содержанию сернистых соединений,
парафиновых углеводородов, смолисто-асфальтеновых
веществ. Нефти бывают парафиновыми, нафтеновыми,
ароматическими и смешанного типа -па-рафино-нафтеновые,
нафтено-ароматические.
По
содержанию серы нефти подразделяются
на :
-высокосернистые,
содержащие серу до 5%;
-сернистые,
имеющие серу до 3%;
-низкосернистые
серы до 1%. По содержанию парафинов:
-высокопарафинистые
60-70 % масс.
-парафинистые
40-50%;
-малопарафинистые
до 30%.
Наибольшее
распространение имеют смолистые и высокосмолистые
нефти, которые одновременно являются
сернистыми и высокосернистыми.
Физико-химические
свойства нефтей.
Нефть
- жидкость черного или темно - бурого цвета.
Редко встречаются светлые нефти. Нефти
отражаются (флюоресцируют) на свету, не
растворяются в воде, растворяются во
многих органических растворителях, например,
в сероуглероде, хлороформе и др.
Плотность
нефтей колеблется от 0,7 до 0,95 (обычно 0,82-0,95).При
плотности ниже 0,9 нефти называются легкими,
выше 0,9-тяжелыми. Вязкость нефти кинематическая
от 1 до 250 мм /сек (сантистокс).
Углеводороды
нефти окисляются до двуокиси углерода
и воды с выделением тепла. Из гетероатомных
соединений образуются серниситый и серный
ангидрид, окислы азота, вода.
Горение
- это процесс окисления углеводородов
и неуглеводородных соединений, приводящий
к образованию диоксидов и выделению значительного
количества тепла.
Взрыв
— это неуправляемый процесс окисления
углеводородов и неуглево-дорордных соединений
с образованием алкилгидроперекисей и
их распаду, сопровождающийся выделением
значительного количества тепла. При этом
развивается высокая детонация, превышающая
пределы прочности сосуда и он разрушается.
Калорийность
топлива - это количество тепла, выделяемого
при полном сгорании кг топлива. Единица
измерения калорийности топлива кДж/моль.
По агрегатному состоянию нефтепродукты
бывают газообразные - они содержат от
1 до 4 атомов углерода; С5-С6-жидкости.После
С16-твердые вещества.
1.1. Понятие о нефтяной залежи
Содержание
Нефтяная
залежь представляет собой скопление
жидких углеводородов в некоторой области
земной коры, обусловленное причинами
геологического характера. Часто нефтяная
залежь имеет контакт с водяным пластом.
При этом возможны два основных типа взаимного
расположения. Если вода располагается
ниже нефтяной залежи на всем ее протяжении,
такую воду называют подошвенной. Если
контакт с водой происходит в пониженных
частях залежи, на ее крыльях в этом случае
используется термин - контурная вода.
Уровень, на котором расположена граница
между нефтью и .водой, определяет положение
водо-нефтяного контакта.
В ряде
случаев на эксплуатацию залежи влияние
может оказывать и вода, находящаяся выше
или ниже нефтяной залежи, а также вода,
находящаяся в пропластах самого нефтяного
пласта (промежуточная вода).
При формировании
нефтяной залежи может образоваться область,
занятая свободным газом, так называемая
газовая шапка. Размеры этой области могут
быть незначительными, а могут иметь промышленное
значение. В этом случае залежь называется
нефтегазовой.
В процессе эксплуатации
залежи на показатели разработки оказывает
существенное влияние наличие контакта
с водяной и газовой областями. Поэтому
уже на стадии разведки месторождения
важно правильно определить тип залежи
и оценить соотношение размеров областей,
занятых нефтью и газом.
Статистические
исследования данных о составных пластовых
нефтей и газов большого числа месторождений
показали, что состав и другие термодинамические
и физико-химические характеристики добываемой
продукции являются информативными в
отношении оценки типа залежи, соотношения
нефти и газа в пласте, наличия аномально
высоких пластовых давлений и других важных
для разработки факторов. Использование
этих данных позволяет на ранней стадии
разведки и разработки получить дополнительную
важную информацию о состоянии объекта
к обычно используемой при геологических
и промысловых исследованиях.
Так как состав
нефти и газа относится к числу параметров,
которые могут варьироваться в пределах
одной и той же залежи, то при их использовании
следует применять методы классификации,
нс чувствительные к изменению этих параметров
в пределах чтон залежи. В качестве такого
метода можно рекомендовать метод ранговой
классификации. Суть его заключается в
следующем.
Предварительно
определяют информативность каждого признака.
Она может быть оценена по коэффициенту
корреляции между рассматриваемым признаком,
например, составом нефти и газа и изучаемым
показателем, в данном случае - отношением
объема нефтяной части к газовой Vн/Vг.
Чем выше коэффициент корреляции, тем
больше информативность признака. Для
определения степени связи наиболее удобен
с практической точки зрения метод ранговой
корреляции. Рассмотрим его. Выявим наличие
связи между Vн/Vг и содержанием C4H10 в газе
по данным N месторождений. Каждому значению
Vн/Vг и содержанию C4H10 присваиваем определенный
ранг: наибольшему значению Vн/Vг - ранг
1, второму по величине - ранг 2 и т.д. Аналогично
присваиваем ранги значениям пропана.
Обозначим ранг i-го по порядку значения
Vн/Vг через Xi, а соответствующего значения
C4H10 - через Yi. Таким образом, имеем ряд
пар (Xi, Yi). Вычисляем коэффициент Спирмена
R ранговой корреляции
.
Далее
подсчитываем значимость коэффициента
R, для чего вычисляем
.
По соответствующим
вероятностным таблицам находим критическое
значение tтабл для t - распределения при
N - 2 степенях свободы и уровне значимости
α (обычно α принимается равным 0,05 или
0,1). Если вычисленное значение t > tтабл,
то полученное t значимо и по R судят о степени
связи между Vн/Vг и C4H10. Аналогично проверяем
и другие факторы. Выбираем те из них, которым
соответствуют наибольшие коэффициенты
ранговой корреляции R.
Результаты анализа
данных по ряду месторождений страны показали,
что наиболее информативными признаками
являются: содержание C4H10 в газе; отношение
содержаний (С2Нб)/(С3Н8); коэффициент φ =
(С2Нб)·Pпл·Ф200·10-3, где (С2Н6) - содержание
этана в газе, %; Pпл - пластовое давление,
МПа; Ф200 - объемный выход фракций при нагреве
до 200° С.
Анализ
данных по месторождениям страны позволил
выделить три основных типа залежи (М -
сумма рангов всех трех признаков для
данного месторождения),
0 <
М < 5 Vн/Vг > 5 - нефтяная залежь;
6 <
М < 12 0,5 < Vн/Vг < 5 - нефтегазовая залежь;
13 <
М < 21 0 < Vн/Vг < 0,5 - газоконденсатная
залежь.
Таким образом,
по составу газа уже на стадии разведки
месторождения можно диагностировать
тип залежи.
Отметим, что
любой метод распознавания образов, в
какой бы задаче он не применялся, дает
ответ с определенной вероятностью ошибки
- неправильного распознавания. Несмотря
на малую величину этой ошибки, т. е. высокий
процент успешного распознавания образов,
цена этой ошибки в отдельных случаях
может быть высокой. Например, если из
100 залежей их тип будет правильно определен
в 99 случаях, то ошибка составит всего
1%. В то же время, если единственная залежь,
тип которой определен неверно, обладает
большими запасами, то неправильная ее
разработка, основанная на предполагаемом
типе, может дать огромные экономические
потери. Поэтому этот подход необходимо
увязать и дополнить результатами геофизических
исследований, анализом геологических
особенностей и т. п., т. е. использовать
комплекс определений, что повышает надежность
диагностирования.