Природний газ

Газы природні горючі, газоподібні вуглеводні, які утворюються в земної корі. Загальні відома і геологія. Промислові родовища Р. п. р. зустрічаються як відособлених скупчень, які пов’язані із будь-яким ін. корисним копалиною; як газонефтяных родовищ, у яких газоподібні вуглеводні в цілому або частково растворены не в нафті чи у вільному стані перебуває й заповнюють підвищену частина поклади (газові шапки) чи верхні частини сполучених між собою горизонтів газонафтової почту; в вигляді газоконденсатних родовищ, у яких газ збагачений рідкими, переважно низкокипящими вуглеводнями. Р. п. р. складаються з метану, етана, пропану і бутану, іноді містять домішки легкокипящих рідких вуглеводнів — пентана, гексана та інших.; у яких присутні й вуглекислий газ, азот, сірководень і інертні гази. Багато родовища Р. п. р., які залягають на глибині трохи більше 1,5 км, складаються майже вже з метану з невеликими домішками його гомологов (етапу, пропану, бутану), азоту, аргону, іноді вуглекислого газу та сірководню; з глибиною зміст гомологов метану зазвичай зростає. У газоконденсатних родовищах зміст гомологов метану значно вища, ніж метану. Це саме характерне для газів нафтових попутних. У окремих газових родовищах відзначається підвищений зміст вуглекислого газу, сірководню та азоту. Зустрічаються Р. п. р. у відкладеннях всіх геологічних систем починаючи з кінця протерозою (рис. 1) і різних глибинах, але частіше всього до 3 км. Утворюються Р. п. р. переважно у результаті катагенетического перетворення органічного речовини осадових гірських порід (див. Гази земної кори). Поклади Р. п. р. формуються у природних пастки шляхах міграції газу. Міграція відбувається внаслідок статичної чи динамічної навантаження порід, выжимающих газ, і навіть при вільної дифузії газу з областей високого тиску в зони меншого тиску. Розрізняють внерезервуарную регіональну міграцію крізь потужні товщі порід різної проникності по капілярам, порам, розламах і тріщинам і внутрирезервуарную локальну міграцію всередині гарно проникних пластів, коллектирующих газ. Газові поклади про особливості їх будівлі поділяються на дві групи: пластові і масивні (рис. 2). У шарових покладах скупчення газу присвячені певним пластам-коллекторам. Масивні поклади не підпорядковуються у своїй локалізації певним шарам. Найбільш поширені серед шарових сводовые поклади, збережені потужної глинистої чи галогенною покришкою. Підземними природними резервуарами для 85% загальної кількості газових і газоконденсатних покладів служать піщані, песчано-алевритовые і алевритовые породи, нерідко переслоённые глинами; в інших 15% випадків колекторами газу є карбонатні породи. Серія покладів, підлеглих єдиної геологічної структурі, становить окремі родовища. Структури родовищ різні для складчастих і платформенных умов. У складчастих районах виділяються дві групи структур, пов’язані з антиклиналями і моноклиналями. У платформенных районах намічаються 4 групи структур: куполовидных і брахиантиклинальных підняттів, ерозійних і рифових масивів, моноклиналей, синклинальных прогибов. Усі газові і газонефтяные родовища присвячені тому плі іншому газонефтеносному осадовому (осадочно-породному) басейну, який представляє собою автономні області великого й товарів тривалого занурення у сучасній структурі земної кори. У тому числі розрізняють 4 групи: приурочені внутриплатформенным прогибам (наприклад, Мичиганский і Иллинойсский басейн Сівши. Америки, Волго-Уральская обл. СРСР); приурочені прогнутым крайовим частинам платформ (наприклад, Зап.-Сибирский у СРСР); контрольовані западинами відроджених гір (басейни Скалистых гір США, басейни Ферганській і Таджицькій западин у СРСР); пов’язані з передгірними і внутрішніми западинами молодих альпійських гірських споруд (Каліфорнійський басейн в США, сахалинский басейн у СРСР). Все більше відкривається газових родовищ у зоні шельфу, і в мілководних басейнах (наприклад, у Північному морі великі газові родовища — Уэст-Сол, Хьюит, Леман-Банк). Світові геологічні запаси горючих газів на континентах, у зоні шельфів і мілководних морів, по прогнозної оцінці, досягають 1015 м³, що еквівалентно 1012 тонн нафти. СРСР має величезні ресурсами Р. п. р. Найбільш великими родовищами є: Уренгойское (4 трильйона м3) і Заполярное (1,5 трильйона м3), приурочені крейдяним відкладенням Зап.-Сибирского басейну Вуктыльское (750 млрд. м3) і Оренбурзьке (650 млрд. м3) в Волго-Уральской обл.; Газли (445 млрд. м3) у Середній Азії; Шебслинское (390 млрд. м3) на Україні; Ставропольське (220 млрд. м3) на Сівши. Кавказі. Серед зарубіжних країн найбільшими запасами Р. п. р. мають (оцінка загальних запасів в трильйонах м3): США (8,3), Алжир (4,0), Іран (3,1), Нідерланди (2,3); найбільшими родовищами там є (в трильйонах м3): США — Панхандл-Хьюготон (1,96); Нідерланди — Слохтерен (Гронінген) (1,65); в Алжирі - Хасси-Рмель (близько 1). М. Б. Вассоевич. Застосування. Р. п. р. — высокоэкономичное енергетичне паливо, теплота згоряння 32,7 Мдж/м3 (7800 ккал/м3) і від, широко застосовується як паливо на електростанціях, в чорної і особливо кольорової металургії, цементної і скляної промисловості, під час виробництва будматеріалів й у комунально-побутових потреб. Вуглеводні, що входять до склад Р. п. р., — сировину для метилового спирту, формальдегіду, ацетальдегида, оцтової кислоти, ацетону та інших. органічних сполук. Конверсією киснем чи водяником пором з метану — основного компонента Р. п. р. — отримують синтез-газ (CO+H2), широко застосовуваний щоб одержати аміаку, спиртів та інших. органічних продуктів. Пиролизом і дегидрогенизацией (див. Гидрогенизация) метану отримують ацетилен, сажу і водень, використовуваний головним чином заради синтезу аміаку. Р. п. р. застосовують також і отримання олефінових вуглеводнів, і насамперед етилену і пропилену, які у своє чергу є сырьём задля її подальшого органічного синтезу. У тому числі виробляють пластичні маси, синтетичні каучуки, штучні волокна та інших. продукти. З. Ф. Гудків. Видобуток Р. п. р. включає вилучення газів у надрах, їх збирання, облік і підготовку до транспортування споживачеві (т. зв. розробка газових родовищ), і навіть експлуатацію свердловин і наземного устаткування. Особливість видобутку Р. п. р. у надрах проти здобиччю твердих корисних копалин у тому, що все важкий шлях газу від пласта до споживача герметизирован. Виходи Р. п. р. з природних джерел (наприклад, «вічні вогні «в Дагестані, Азербайджані, Ірані обліковано і ін.) використовувалися людиною з незапам’ятних часів. Пізніше знайшов застосування природного газу, отримуваний з криниць і свердловин (наприклад, у 1-му тис. зв. е. у Китаї, у провінції Сичуань, при бурінні свердловин на сіль було відкрито родовище Цзылюцзин, газ якого служив для випарювання солі з розчинів). Епізодична використання газу, видобутого з випадково відкритих покладів, тривало уже багато століть. На середину 19 в. відносять застосування газу як технологічного палива (наприклад, з урахуванням родовища Дагестанські Вогні було організовано склоробне виробництво). Пошуками й розробкою газових родовищ займалися до 20-х рр. 20 в., коли починається промислова розробка суто газових родовищ: спочатку залягаючих на малих (близько сотень м), та був все великих глибинах. У цей час розробка родовищ велася примітивно: бурові свердловини розміщувалися на поклади по рівномірної сітці з відстанню між ними середньому у 1 милю (1,6 км). Видобуток Р. п. р. із прихопленої свердловини становила 10- 20% від потенційної продуктивності свердловини (абсолютно вільного її дебіту), а окремих випадках (за сприятливих геологічних умовах і характеристиці пласта) робочі дебети були великі. У 30-х рр. завдяки розвитку техніки буріння свердловин і переходу великі глибини (1500−3000 метрів і більш) відкрили новим типом поклади — газоконденсатный; розробка цих покладів зажадала створення нової технології. Кінець 40-х рр. характеризується інтенсивним розвитком вітчизняної газової в промисловості й впровадженням у практику наукових методів розробки газових і газоконденсатних родовищ. У 1948 під керівництвом сов. ученого Б. Б. Лапука створено перший науково обгрунтований проект розробки газового родовища (Султангулово Куйбишевської обл.). У наступні роки промислові родовища Р. п. р. розробляються за типовими проектами, складеним з урахуванням останніх досягнень промисловій геології, гідродинаміці та інших. Важливим етапом освоєння родовища є його розвідка. Детальна розвідка газової поклади вимагає буріння значної частини глибоких свердловин, часто кількість розвідувальні свердловини перевищує необхідну кількість експлуатаційних. Радянськими вченими в післявоєнний період вже створені і впроваджені нові методи розробки родовищ газу. У першій стадії освоєння газової поклади відбувається її дослідно-промислова експлуатація, у якої (2−5 років) уточнюються характеристики поклади — властивості пласта, запаси газу, продуктивність свердловин, ступінь рухливості шарових вод тощо. буд. Родовище підключається до найближчого газопроводу чи служить для газопостачання місцевих споживачів. Друга стадія — промислова експлуатація, джерело якої в досить повних відомостях про родовищі, отриманих у ході дослідно-промислової розробки. У цьому стадії розрізняють три основних періоду — наростаючою, постійної і падаючої видобутку. Перший період займає 3−5 років. Він пов’язані з бурінням свердловин та обладнанням газового промислу. Упродовж цього терміну видобувається 10−20% загальних запасів газу. Другий період триває близько 20 років, протягом яких із поклади відбирається 55- 60% запасів газу. Кількість свердловин у цей час зростає, т. до. продуктивність кожної їх у окремішності падає, а загальний відбір газу поклади залишається незмінним. Коли тиск у пласті знижується до 5−6 Мн/м2 (50−60 кгс/см2), вводять у експлуатацію дожимная газокомпрессорная станція, що підвищує тиск газу, отбираемого з покладів, до значення, при якому працює магістральний газопровід. Третій період — падаючої видобутку — необмежений у часі. Розробка газової поклади відбувається у основному 15−20 років. Упродовж цього терміну витягається 80−90% запасів газу. У собівартості видобутку Р. п. р. 40−60% становлять видатки спорудження експлуатаційних свердловин. Щоб свердловина, пробурённая на газоносный пласт, дала газ, досить її відкрити, проте высокодебитные свердловини повністю відкривати не можна, т. до. при вільному закінченні газу може відбутися руйнація пласта і стовбура свердловини, обводнювання свердловини рахунок припливу пластової води, нераціонально витрачатиметься енергія газу, що у пласті під тиском. Тому витрати обмежується, навіщо зазвичай використовується штуцер (місцеве звуження труби), який установлюють найчастіше на голівці свердловини. Добовий робочий дебіт свердловин становить від десятків м3 за кілька млн. м3. З кінця 60-х рр. у СРСР вперше у світовій практиці пробурені надпотужні свердловини за діаметром експлуатаційної колони 8−12 дюймів (200−300 мм). Продуктивність газових свердловин залежить від властивостей пласта, методу його розтину і конструкції забою свердловини. Чим більше проникний пласт, що вона міцніше і що краще повідомляється пласт з м’якою внутрішньою частиною свердловини, тим паче продуктивна свердловина. Для збільшення продуктивності газової свердловини в карбонатних породах (вапняки, доломиты) забій обробляють соляної кислотою, яка, реагуючи з породою, розширює канали припливу газу; в міцних породах застосовують торпедирование забою, у результаті якого призабойная зона пласта набуває мережу тріщин, які полегшують рух газу. Інтенсифікація припливу газу досягається також за допомогою т. і. гидропескоструйной перфорації колони обсадних труб, котра покращує ступінь сообщаемости пласта зі свердловиною, і шляхом гідравлічного розриву пласта, щоб у пласті утворюються одна чи кілька великих тріщин, заповнених великим піском, у яких низька фільтраційне опір. При виборі системи розміщення свердловин на газовому родовищі враховуються як властивості пласта, а й топографія місцевості, система збору газу, характер виснаження поклади, терміни входження у експлуатацію компресорної станції та інших. Свердловини розташовуються площею родовища рівномірно по квадратної чи трикутною сітці або нерівномірно — групами. Частіше застосовується групове розміщення (рис. 3), у якому полегшується обслуговування свердловин, можлива комплексна автоматизація процесів збору, обліку та обробки продукціїЦю систему зазвичай виявляється найвигіднішій і з економічними показниками Наприклад, на Северо-Ставропольском газовому родовищі групове розташування свердловин у центральній частині поклади дозволило скоротити (проти рівномірним розміщенням) більш як вдвічі число експлуатаційних свердловин, що було економію близько 20 млн. крб. Розробка газоконденсатних родовищ здійснюється трьома основними способами. Перший, широко застосовуваний у США, у тому, що у пласті у вигляді зворотної закачування до нього газу, з яких лежить на поверхні виділено важкі вуглеводні, підтримується досить висока тиск (т. зв. сайклинг-процесс); таким чином конденсат не випадає в пласті і подається на поверхню в газоподібному стані. Вилучення конденсату і зворотна закачування убогого (із вмістом важких вуглеводнів — максимум 10%) газу пласт триває, доки більшість конденсату з поклади не залучена. У цьому запаси газу консервуються протягом тривалого часу. Другий спосіб у тому, що з підтримки пластового тиску в газоносные пласти закачується вода. Це дозволяє вживати витягнутий газ відразу після виділення потім із нього конденсату. Проте закачування води можуть призвести до втрат як газу, і конденсату внаслідок т. зв. защемления газу (неповне витіснення газу водою). Такий спосіб застосовується рідко. По третьому способу газоконденсатные родовища розробляються і суто газові. Такий спосіб використовують у тому випадку, коли зміст конденсату в газі невелика або якщо загальні запаси газу родовищі малі. Розробку газового родовища здійснює газовий промисел, який є складне, розташоване великий території господарство. На в середньому у масштабу газовому промислі є десятки свердловин, які розташовані на півметровій території, яка обчислюється сотнями км2. Основні технологічні завдання газового промислу — забезпечення запланованого режиму роботи свердловин, збір газу свердловин, облік його й підготовка до транспортуванні (виділення з газу твердих і рідких домішок, конденсату важких вуглеводнів, осушка газу та очищення від сірководню, зміст якого має перевершувати 2 р на 100 м3). Спосіб виділення конденсату залежить від температури, тиску, складу газу і зажадав від того, обробляється чи газ суто газового родовища чи газоконденсатного. Що Надходить з поклади природного газу завжди містить певна кількість води; з'єднуючись з вуглеводнями, вона утворює снеговидное речовина — гідрати вуглеводнів (див. Гидратообразование). Гідрати ускладнюють видобуток нафти й транспорт газу. Перш ніж транспортувати Р. п. р. до місць споживання, їх піддають переробці, має метою видалення з Р. п. р. механічних домішок, шкідливих компонентів (H2S), важких вуглеводневих газів (пропану, бутану і ін.) і водяних парів. Для видалення механічних домішок застосовуються сепаратори різної конструкції. Видалення вологи з газів здійснюється низькотемпературної сепарацией, т. е. конденсацією водяних парів при низьких температурах (до — 30 °З), та розвитку в сепараторах внаслідок дросселирования газу (зниження тиску газу 2−4 разу), чи поглинанням водяних парів твёрдыми (див. Адсорбція) чи рідкими (див. Абсорбція) речовинами. Так само способами виділяються з газів і важкі углеводородные гази із отриманням сирого газового бензину, і потім поділяється (див. Ректифікація) на стабільний газовий бензин і товарні легені вуглеводні (технічний пропан, технічний бутан, пропанбутановая суміш та інших. фракції). За необхідності з Р. п. р. видаляються і шкідливі речовини, переважно сірководень. Для видалення сірки з газів використовується ряд твердих і рідких речовин, що пов’язують сірку. Газ після обробки на промислі під тиском 4,5−5,5 Мн/м2 (45−55 кгс/см2) подається по коллектору для осушення на промисловий газосборный пункт чи головні споруди магістрального газопроводу. Р. п. р. суто газових родовищ зазвичай піддаються лише висушування і очищенні від твердих домішок. Перехід до комплексного проектування розробки газових родовищ, посилення припливу газу до свердловин, автоматизація установок на газових промислах дозволили приймати значно більшу робочі дебети свердловин, поліпшити підготовку газу до транспортування і знизити собівартість газу. Літ.: Газові родовища СРСР. Довідник, 2 вид., М., 1968; Єременко М. А., Геологія нафти і є, М., 1968; Смирнов А. З., Ширковский А. І., Видобуток зв транспорт газу, М., 1957; Коротаев Ю. П., Полянскии А. П., Експлуатація газових свердловин, 2 вид., М., 1961: Шмыгля П. Т., Розробка газових і газоконденсатних родовищ (теорія і практика), М., 1967; Базлов М. М., Жуков А. І., Алексєєв Т. З., Підготовка газу і конденсату до транспорту, М., 1968; Розробка газового родовища системою нерівномірно розташованих свердловин, М., 1968; Гудків З. ф., Переробка вуглеводнів природних і супутніх газів, М., 1960.

Є. У. Левыкин. Кінець формы.