Нефть и газ

Федеральное агентство  по образованию Российской Федерации

ГОУ ВПО «Пермский  государственный национальный исследовательский  университет»

Кафедра геофизики

Реферат

по петрофизике

на тему: «Нефть и газ»

Выполнил:

студент 2 курса

Проверил:

Пермь 2012

Содержание

1. Введение

Цель: рассмотреть  нефть и газ как вещество, а  так же их физические свойства.

Задачи: Определить физические свойства нефти и газа, описать приборы для разделения смеси. Рассмотреть разницу между пластовыми и поверхностными нефтью и газом.

2. Краткая теория

Нефть  —  жидкий каустобиолит, исходное звено  в классификационном спектре нафтидов. Генетически нефть. представляет собой обособившийся в самостоятельные скопления концентрат жидких, преимущественно углеводородных, продуктов преобразования в осадочной толще захороненного органического вещества. Состоит из углеводородов метанового, нафтенового и ароматического рядов с примесью сернистых, азотистых и кислородных соединений.[1]

Природный газ - это смесь нескольких газов, образовавшаяся в глубинах земли из-за разложения осадочных органических пород. [2]

Природный газ  является полезным ископаемым, которое  добывается, как самостоятельно, так  и в качестве попутного газа при  добыче нефти. Природный газ в естественном состоянии (в земных недрах) присутствует в виде газа в отдельных скоплениях (т.н. газовые залежи), в виде газовой шапки при нефтегазовых месторождениях. Также природный газ может находиться в недрах земли в растворённом состоянии в жидкости (нефть, вода). В стандартных условиях (давление 0,101325 МПа и температура 20 градусов) природный газ находится только в газообразном состоянии. Ещё одно состояние природного газа – газогидраты. [5]

Чистый природный  газ не имеет цвета и запаха. Чтобы можно было определить утечку по запаху, в газ добавляют небольшое количество одорантов, имеющих сильный неприятный запах. Чаще всего в качестве одоранта применяется этил-меркаптан - т. н. одорант.

Природный газ  широко применяется как топливо на электростанциях, в чёрной и цветной металлургии, цементной и стекольной промышленности, при производстве стройматериалов и для коммунально-бытовых нужд, а так же как сырье для получения органических соединений при синтезе. [2]

3. Физически свойства нефти

Физические  свойства нефтей. Измерение физических параметров нефтей позволяет определить их товарные качества. Некоторые параметры (плотность, вязкость и др.) используются при расчете и проектировании разработки месторождений, нефтепроводов, транспортирования нефти и т. д. В геологии из физических параметров наибольшее значение имеют плотность, оптическая активность, люминесценция и некоторые другие. [3]

Плотность определяется количеством массы в единице объема. Единицей плотности является кг/м3. На практике пользуются относительной плотностью, которая представляет собой отношение плотности нефти при температуре 20 °С к плотности воды при 4 °С. Плотность (относительная) нефтей колеблется чаще всего в пределах 0,82—0,92. Как исключение встречаются нефти плотностью меньше 0,77 (дистилляты естественного фрак­ционирования нефтей) и тяжелые, густые асфальтоподобные нефти, плотность которых превышает 1,000 (остатки естественного фракционирования). Различия в плотности нефтей связаны с количественными соотношениями углеводородов отдельных классов. Нефти с преобладанием метановых углеводородов легче нефтей, богатых ароматическими углеводородами. Плотность смолистых веществ нефти выше 1,000, поэтому чем больше их в нефти, тем выше ее плотность.

Плотность нефти  зависит от соотношения количества легкокипящих и тяжелых фракций. Как правило, в легких нефтях преобладают легкокипящие (бензин, керосин), а в тяжелых—тяжелые компоненты (масла, смолы). Поэтому плотность нефти дает первое приближенное представление о ее составе.

Плотность нефтей в пластовых условиях меньше, чем  на зем­ной поверхности, так как  в пластовых условиях нефти содержат растворенные газы.

Температура кипения  углеводородов зависит от их строения. Чем больше атомов углерода входит в состав моле­кулы, тем выше температура кипения. У нафтеновых и арома­тических углеводородов, у которых атомы углерода соединены в циклы (кольца), температура кипения при равном количестве атомов углерода выше, чем у метановых. Природная нефть содержит компоненты, выкипающие в широком интервале тем­ператур—от 30 до 600 °С. [3]

Застывание  и плавление нефтей происходит при различных температурах. Обычно нефти в природе встречаются в жидком состоянии. Однако некоторые нефти загустевают при незначительном охлаждении. Температура застывания нефти зависит от ее состава. Чем больше в ней твердых парафинов, тем выше ее температура застывания. Смолистые вещества ока­зывают противоположное влияние — с повышением их содержания температура застывания понижается. [17]

Вязкость—свойство жидкости оказывать сопротивление перемещению ее частиц при движении. Различают динамическую (абсолютную) вязкость нефти, кинематическую и относи­тельную (удельную, условную).

Динамическая  вязкость выра­жается величиной сопротивления  взаимному перемещению двух слоев жидкости с поверхностью 1 см2, отстоящих друг от друга на 1 см, при относительной скорости перемеще­ния 1 см/с. За единицу динамической вязкости принят пуаз (П) с размерностью дин*с/см2.

Кинематическая  вязкость представляет собой отношение  динамической вязкости данной жидкости к ее плотности при той же температуре. Единица кинематической вязкости – стокс, равный см2/с (в системе СИ — м2/с).

Условная вязкость – отношение времени истечения  из вискозиметра определённого объёма жидкости ко времени истечения такого же объёма дистиллированной воды при 20 °С.

Из различных  углеводородов, составляющих нефть, наименьшей вязкостью обладают парафиновые, а наибольшей—на­фтеновые. [16]

Испаряемость. Испарение – процесс перехода жидкости у поверхности на открытом воздухе из жидкого состояния в парообразное. При этом нефть теряет наиболее лёгкие фракции. Если нефть находится в закрытых резервуарах, то при определённых условиях возможно испарение до какой-то предельной величины. Давление паров данной жидкости, находящихся в равновесии с ней, называют упругостью паров жидкости. [1]

Давление  насыщения. В пластовых условиях важным свойством нефти является давление насыщения нефти газом. Это наименьшее давление, при котором нефть полностью насыщается газом, или давление, при незначительном снижении которого из смеси появляются пузырьки газа. [16]

Температуры вспышки, воспламенения, самовоспламенения, плавления и застывания. Температура, при которой смесь паров нагреваемого нефтепродукта и воздуха вспыхивает при поднесении к ней огня, называется температурой вспышки. При этом нефтепродукт нагревается в строго определённых условиях, а вспыхнувшее пламя мгновенно затухает. Температура вспышки ниже, если легче фракция нефти. Так, температура вспышки бензиновых фракций до минус 40°С, керосиновых – 28-60°С, масляных – 130-325°С. По температуре вспышки судят о чистоте получаемых при перегонке фракций нефти, о возможности  образования взрывчатых смесей.

Если после  определения вспышки продолжать нагревание нефтепродукта, то при определённой температуре после поднесения пламени огня пары загорятся вновь и не гаснут в течение некоторого времени. Эта температура называется температурой воспламенения.

Если нефтепродукт нагреть до высоких температур, то после соприкосновения с воздухом он может самопроизвольно воспламениться. Эта температура называется температурой самовоспламенения. Сравнительно легко самовоспламеняются высококипящие нефтепродукты (тяжёлые нефтяные остатки – 300-350°С).

Под температурой плавления твёрдых нефтепродуктов (парафина, церезина) понимают температуру, при которой нефтепродукт из твёрдого состояния переходит в жидкое (в строго определённых условиях).

Температура, при  которой нефтепродукт в определённых условиях испытания теряет подвижность, называется температурой застывания нефтепродукта. Эта температура зависит от содержания в нефтепродуктах твёрдых при обычной температуре углеводородов, т. е. парафинов и церезинов. [12]

Удельная  теплоёмкость. Удельная теплоёмкость нефти – количество тепла, которое необходимо затратить для нагревания 1г нефти на 1°С. Удельная теплоёмкость колеблется в пределах 0,4 – 0,5 кал (г*°С)-1­­­­. С повышением плотности нефти она уменьшается. [3]

Теплотворная  способность. Теплотворная способность нефти – количество тепла, которое выделяется при сгорании 1 кг нефти. Низшая теплота сгорания нефти изменяется от 10300 до 10800 ккал/кг, увеличиваясь с уменьшением плотности. [3]

Растворимость. Нефти и нефтепродукты легко растворяются в органических растворителях: бензине, хлороформе, сероуглероде и др. Растворимость нефти в воде мала. Так, в 1м3 воды может раствориться 270г керосина. Нефть и её продукты являются хорошим растворителем для ряда веществ: йода, серы, каучука, многих смол и растительных и животных жиров. Нефть ничтожно мало растворяет воду в количествах, измеряемых тысячными долями процента. [3]

Электропроводность. Нефть и её производные по отношению к электрическому току являются изоляторами. [1]

 Газовый  фактор. Количество газа, приходящееся на 1т нефти, называется газовым фактором. В пластовых условиях распределение каждого углеводорода между жидкой и газообразной фазами будет находиться в соответствии с давлением паров при данной температуре. Газ, не перешедший в жидкую фазу в пластовых условиях, может находиться в разных состояниях в зависимости от давления насыщения (свободном, растворённом, адсорбированном и т. д.). [3]

4. Физические свойства природного газа

Плотность газов существенно зависит от давления и температуры. Она может измеряться в абсолютных единицах (г/см3, кг/м3) и в относительных. При давлении 0,1 МПа и температуре 00С плотность газов примерно в 1000 раз меньше плотности жидкости и изменяется для углеводородных газов от 0,0007 до 0,0015 г/см3 (в зависимости от содержания в газе легких и тяжелых углеводородов).

Относительной плотностью газа называют отношение плотности газа при атмосферном давлении  (0,1 МПа) и стандартной температуре (обычно 00С) к плотности воздуха при тех же значениях давления и температуры. Для углеводородных газов относительная плотность по воздуху изменяется в пределах 0,6?1,1. [4]

Растворимость углеводородных газов в жидкости при неизменной температуре определяют по формуле

S = aPb ,

где S – объем газа,  растворенного в единице объема жидкости, приведенной к стандартным  условиям; Р – давление газа над  жидкостью, a ? коэффициент растворимости газа в жидкости , характеризующий объем газа (приведенный к стандартным условиям), растворенный в единице объема жидкости при увеличении давления на 1МПа;   b- показатель, характеризующий степень отклонения растворимости реального газа от идеального. Значение a и b зависят от состава газа и жидкости.  

Коэффициент растворимости a для нефтей и газов основных месторождений России изменяется в  пределах 5?11 м3/м3на 1МПа. Показатель b изменяется в пределах 0,8?0,95.

На многих месторождениях природный газ первоначально существует в растворенном состоянии в нефти и выделяется из раствора только при снижении давления. Чем больше снижается давление, тем больше выделяется газа из раствора. То давление, при котором газ начинает выделяться из нефти, называется давлением насыщения нефти газом. [4]

Вязкость нефтяного газа при давлении 0,1 МПа и температуре 00С обычно не превышает 0,01МПа·с. С повышением давления и температуры она незначительно увеличивается. Однако при давлениях выше 3 МПа увеличение температуры вызывает понижение вязкости газа, причем газы, содержащие более тяжелые углеводороды, как правило, имеют большую вязкость. [4]

Теплоемкость  газа. Теплоемкостью называется количество тепла, необходимое для нагревания единицы веса или объема этого вещества на 10С. Весовая теплоемкость газа измеряется в кДж/кг, а объемная в кДж/м3. [12]

Теплота сгорания газа. Теплота сгорания какого-либо вещества определяется количеством тепла, выделяющимся при сжигании единицы веса или единицы объема данного вещества. Теплота сгорания газов выражается в кДж/кг и кДж/м3 и является основным показателем, характеризующим газ или топливо. [2]

Если при постоянной температуре  повышать давление какого-либо газа, то после достижения определенного  значения давления этот газ сконденсируется, т.е. перейдет в жидкость. Для каждого газа существует определенная предельная температура, выше которой ни при каком давлении газ нельзя перевести в жидкое состояние.

Наибольшая температура, при которой газ не переходит  в жидкое состояние, как бы велико ни было давление, называется критической температурой.

Давление, соответствующее  критической температуре, называется критическим давлением. Таким образом, критическое давление – это предельное давление, при котором и менее которого газ не переходит в жидкое состояние, как бы ни низка была температура. Так, например, критическое давление для метана = 4,7 МПа, а критическая температура - 82,5 ⁰С. [3]

Природные газы могут воспламеняться или взрываться, если они смешаны  в определенных соотношениях с воздухом и нагреты до температуры их воспламенения при наличии открытого огня.

Минимальные и максимальные содержания газа в газовоздушных  смесях, при которых может произойти  их воспламенение, называются верхним  и нижним пределом взрываемости. Для метана эти пределы составляют от 5 до 15%.  Эта смесь называется гремучей и давление при взрыве достигает 0,8 МПа. [17]

5. Типы залежей нефти и газа

Залежью называется единичное скопление нефти и  природного газа. Залежи могут быть промышленными или непромышленными в зависимости от их размеров и запасов углеводородов, содержащихся в них. Если скопление достаточно велико и рентабельно для разработки, оно называется промышленной залежью. Понятие о промышленной и непромышленной залежи весьма условное По мере развития методов и техники извлечения жидких и газообразных углеводородов из недр земли некоторые залежи, ранее считавшиеся непромышленными, могут быть переведены в разряд промышленных и введены в разработку. [5]

Игнатий Осипович Брод –  один из учеников академика Губкина – в 1951 г. по характеру природного резервуара выделил три типа залежей, которые прочно вошли в теорию и практику поисковых работ на нефть и газ:

1) пластовые залежи;

2) массивные залежи;

3) литологически ограниченные  со всех сторон залежи.

И.О.Брод удачно выделил эти  три типа залежей, и его классификация  залежей нефти и газа выдержала  испыта­ние временем. [6]

Пластовая залежь – это  скопление нефти и газа в пласте-коллекторе, ограниченном в кровле и подошве  непроницаемыми породами.

Ловушка для нефти и  газа создается сводовыми изгибами пласта. По характеру ловушки выделяют пластовые сводовые и пластовые  экранированные залежи.

Пластовые сводовые залежи – это залежи в антиклинальных структурах, они чаще всего встречаются  на практике. Ловушка в пластовой сводовой залежи образована изгибом перекрывающей покрышки. [7]

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 водонефтяного контакта. [8]

Пластовая нефть — сложная  природная смесь жидких и газообразных углеводородов, содержащаяся в пласте-коллекторе в условиях пластовых давлений и температур, в зависимости от которых может находиться в виде однофазного флюида или распадаться на жидкую и газовую фазы. Газонефтяные насыщенные системы обычно образуются при давлениях насыщения, несколько больших или равных пластовым давлениям. В однофазных нефтяных недонасыщенных системах пластовые давления в разной степени превышают давления насыщения. Основные параметры пластовых нефтей: плотность (кг/м3), вязкость кинематическая (см2/с), вязкость динамическая (мПа•с), давление насыщения пластовых нефтей газом (МПа), коэффициент сжимаемости нефти, коэффициент растворимости газа в нефти, газовый фактор и др. По мере снижения пластового давления при разработке нефтяных залежей изменяются свойства пластовых нефтей, что обязательно учитывается при составлении проекта разработки залежи. С уменьшением степени газонасыщенности пластовой нефти возрастают значения её вязкости, плотности, поверхностного натяжения и др. Поэтому свойства пластовой нефти исследуются по недегазированным пластовым пробам, поднятым из забоя скважины глубинными пробоотборниками, где сохранены пластовые параметры природного резервуара. Глубинная проба обрабатывается на специальной аппаратуре способами контактного и дифференциального разгазирования и подвергается различным видам анализа. [5]

Нефтегазопроявлениями называются естественные выходы нефти и газа на поверхность в виде источников, пленок, пузырьков, а также незначительные притоки нефти (до 1 м3/сутки) и газа в скважинах при их испытании.

Основными параметрами  залежей нефти и газа являются: форма, размеры, тип углеводородов, геологические и промышленные запасы, контуры нефтеносности, газоносности, абсолютные отметки газо-водяных, газо-нефтяных, водонефтяных контактов, пластовое давление, пластовая температура, плотность нефти, абсолютные дебиты в скважинах (притоки за сутки), тип коллектора по пористости, проницаемости и др.

По типу углеводородов  залежи бывают газовые, нефтяные, газо-нефтяные (нефтяные с газовой шапкой), нефтегазовые (газовые с нефтяной оторочкой), газоконденсатные, нефтегазоконденсатные (газоконденсатные с нефтяной оторочкой). [7]

Форма залежей  определяется формой ловушки и резервуаров. По этому показателю различаются  следующие типы залежей: пластовые  сводовые, массивные сводовые, пластовые  сводовые литологически экранированные, пластовые сводовые тектонически экранированные. Наиболее распространенными являются пластовые сводовые залежи (Рис.4), в плане они имеют округлые, овальные формы. Залежи экранированного типа имеют в разрезе линзовидные, гнездовидные (карманообразные) формы, в плане – козырьковые (заливообразные), кольцевые, полосовидные, рукавообразные (шнурковые) и сложные формы. [5]

Размеры залежей. Показателями размеров залежей являются: длина, ширина, площадь, толщина, высота, объем. Высотой залежи называется расстояние по вертикали от водонефтяного или газонефтяного контакта до наивысшей отметки ее кровли.

Промышленные  запасы нефти и газа – это количество углеводородов, находящееся в залежи. Измеряются в тоннах (для нефти) и  в кубических метрах (для газа). Промышленные запасы считаются по результатам бурения поисковых и разведочных скважин. По степени изученности они подразделяются на категории: высокие (А, Б), средние (С1), низкие (С2). Количество запасов зависит от размеров залежи и коэффициента пористости коллекторов, содержащих нефть и газ. На современном уровне развития техники извлечь всю нефть, находящуюся в залежи, невозможно. Количество нефти и газа, которое может быть извлечено из залежи современными методами, называется извлекаемыми запасами. Для нефти они составляют 15-60% от промышленных запасов. Коэффициент извлечения нефти из пласта, зависит от качества коллектора и самой нефти. Для чисто газовых залежей процент извлекаемых запасов близок к 100%.

Водонефтяным  контактом (ВНК) называется поверхность  раздела нефти и воды в подошве залежи. Его положение (абсолютная глубина) определяется при разведочных работах бурением скважин и их испытанием. Чаще эта поверхность бывает ровной, плоской, горизонтальной. Она характеризуется соответствующей абсолютной отметкой, а при наклонном ее положении дополнительно определяется угол наклона. Иногда ВНК имеет не плоскую, а неровную, извилистую форму. Для залежей газонефтяного типа кроме ВНК определяют газонефтяной контакт (ГНК), его положение (абсолютную глубину) и контур в плане. [15]

Внешний контур нефтеносности – это линия пересечения ВНК с кровлей залежи. Внутренний контур нефтеносности – линия пересечения ВНК с подошвой залежи. Для газовых залежей определяются внешний и внутренний контуры газоносности.

Газовая шапка  – это скопление свободного газа над нефтью в залежи. Наличие свободного газа в нефтяной залежи свидетельствует о том, что давление в залежи равно давлению насыщения нефти газом при данной температуре, т.е. нефть полностью насыщена газом. Если пластовое давление выше давления насыщения, то весь газ растворится в нефти и газовая шапка не образуется. Параметры газовой шапки определяются отдельно в ходе разведки залежи. [12]

Толщина продуктивного  пласта залежи определяется для расчета  объема залежи, она равна расстоянию по перпендикуляру от подошвы до кровли пласта. Если продуктивный пласт неоднороден по строению и содержит линзовидные включения непроницаемых пород, то определяют эффективную толщину, равную суммарной мощности проницаемых пропластков, насыщенных углеводородами. Она равна толщине пласта за исключением глинистых пропластков.

Коэффициент нефтенасыщенности  – это степень насыщенности пор  коллекторов нефтью. Он учитывает, что  не все поры заполнены нефтью, а  часть пор заполнена водой, сырая  нефть всегда содержит воду. Коэффициент нефтенасыщенности в нефтяных залежах колеблется от 0,7 до 1,0, он уменьшается по мере приближения к водонефтяному контакту.

Коэффициент газонасыщенности – степень насыщенности пор коллекторов  газом. Определяется для газовых  залежей методом отбора и анализа проб сырого газа. [17]

Ниже приводится классификация  залежей нефти и газа по А.А.Бакирову (рис. 5.1-5.8).

Рисунок. 5.1. Сводовые залежи: 
 
а – ненарушенные; б – нарушенные; в – структур, осложненных криптодиапиром или вулканогенными образованиями; г – соляно-купольных структур; 1 – нефть в профиле; 2 – нефть в плане; 3 – стратоизогипсы по кровле продуктивного пласта; 4 – нарушения;  
5 – известняки; 6 – вулканогенные образования; 7 – соляной шток; 8 – пески; 9 – глины; 10 – грязевой вулкан и диапиры; 11 – мергели

Рисунок. 5.2. Висячие залежи структур: 
 
а – простого ненарушенного строения; б – осложненных разрывным нарушением;  
в – осложненных диапиризмом или вулканическими образованиями

Рисунок. 5.3 . Тектонически экранированые залежи: 
 
а – присбросовые; б – привзбросовые; в – структур, осложненных диапиризмом или грязевым вулканизмом; 
г – соляно-купольных структур; д – поднадвиговые

Рисунок. 5.4. Приконтактные залежи: 
 
а – с соляными штоками; б – с диапировыми ядрами или с образованиями грязевого вулканизма;  
в – с вулканогенными образованиями

Рисунок. 5.5. Залежи моноклинальных структур: 
 
а – экранированные разрывными нарушениями на моноклиналях; б – связанные с флексурными осложнениями моноклиналей;  
в – связанные со структурными носами на моноклиналях

Рисунок. 5.6. Литологически экранированные залежи: 
 
а – приуроченные к участкам выклинивания пласта – коллектора по восстанию слоев;  
б – к участкам замещения проницаемых пород непроницаемыми; в – запечатанные асфальтом

Рисунок. 5.7. Литологически ограниченные залежи: 
 
а – приуроченные к песчаным образованиям ископаемых русел палеорек (шнурковые или рукавообразные);  
б – к прибрежным песчаным валоподобным образованиям ископаемых баров (баровые);  
в – к гнездообразно залегающим песчаным коллекторам, окруженным со всех сторон слабопроницаемыми глинистыми образованиями

Рисунок 5.8. Залежи стратиграфического типа, связанные со стратиграфическими несогласиями: 
 
а – в пределах локальных структур; б – на моноклиналях; в – на поверхности погребенных останцев палеорельефа;  
г-на поверхности погребенных выступов кристаллических массивов

6. Аппаратура; условия измерения

Хроматограф –  это прибор, который используется для хроматографического разделения и анализа смесей веществ. В состав хроматографа входят:

1. система для  ввода исследуемой смеси веществ  (пробы);

2. хроматографическая  колонка;

3. детектирующее  устройство (детектор);

4. системы регистрации  и термостатирования;

5. отборные приспособления  и приёмники для разделённых компонентов (для препаративных и. производственных хроматографов). [9]

Различают газовые  и жидкостные хроматографы в соответствии с состоянием используемой подвижной  фазы. Наиболее широко в хроматографах  используется метод проявительной хроматографии (см. раздел «Классификация методов хроматографии»).

Хроматография (от греч. chroma, chromatos - цвет, краска), физико-химический метод разделения и анализа смесей, основанный на распределении их компонентов  между двумя фазами - неподвижной и подвижной (элюент), протекающей через неподвижную. Хроматографический анализ является критерием однородности вещества: если каким-либо хроматографическим способом анализируемое вещество не разделилось, то его считают однородным (без примесей). [10]

Принципиальным  отличием хроматографических методов  от других физико-химических методов  анализа является возможность разделения близких по свойствам веществ. После  разделения компоненты анализируемой  смеси можно идентифицировать (установить природу) и количественно определять (массу, концентрацию) любыми химическими, физическими и физико-химическими методами.

История метода:

Хроматографический  метод анализа был впервые  применён русским учёным-ботаником  Михаилом Семеновичем Цветом в 1900 году. Он использовал колонку, заполненную карбонатом кальция для разделения пигментов растительного происхождения. Первое сообщение о разработке метода хроматографии было сделано Цветом 30 декабря 1901 года на XI Съезде естествоиспытателей и врачей в С.-Петербурге. Первая печатная работа по хроматографии была опубликована в 1903 году, в журнале Труды Варшавского общества естествоиспытателей. Впервые термин хроматография появился в двух печатных работах Цвета в 1906 году, опубликованных в немецком журнале Berichte der Deutschen Botanischen Gesellschaft. В 1907 году Цвет демонстрирует Немецкому Ботаническому обществу образец хроматографа — прибора для осуществления процесса хроматографии. В 1910-1930 годы метод был незаслуженно забыт и практически не развивался. В 1952 году Дж. Мартину и Р. Синджу была присуждена Нобелевская премия по химии за создание метода распределительной хроматографии. С середины 20 века и до наших дней хроматография интенсивно развивалась и стала одним из наиболее широко применяемых методов анализа. [11]

Хроматография широко применяется в лабораториях и в промышленности для качественного и количественного анализа многокомпонентных систем, контроля производства, особенно в связи с автоматизацией многих процессов, а также для препаративного (в т. ч. промышленного) выделения индивидуальных веществ (например, благородных металлов), разделения редких и рассеянных элементов.

В некоторых  случаях для идентификации веществ  используется хроматография в сочетании  с другими физико-химическими  и физическими методами, например с масс-спектрометрией, ИК-, УФ-спектроскопией и др. Для расшифровки хроматограмм и выбора условий опыта применяют ЭВМ.

Основные достоинства  хроматографического анализа:

экспрессность; высокая эффективность; возможность  автоматизации и получение объективной информации;

сочетание с  другими физико-химическими методами;

широкий интервал концентраций соединений;

возможность изучения физико-химических свойств соединений;

осуществление проведения качественного и количественного  анализа;

применение  для контроля и автоматического регулирования технологических процессов. [10]