Исторические сведения о нефти

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.