Головна

   Велика Радянська Енциклопедія

Гази природні горючі

   
 

Гази природні горючі, газоподібні вуглеводні, які утворюються в земній корі.

Загальні відомості та геологія . Промислові родовища Р. п. р. зустрічаються у вигляді відокремлених скупчень, не пов'язаних з яким-небудь ін корисною копалиною; у вигляді газонафтових родовищ, в яких газоподібні вуглеводні повністю або частково розчинені в нафті або знаходяться у вільному стані і заповнюють підвищену частина поклади (газові шапки) або верхні частини сполучених між собою горизонтів газонафтової почту; у вигляді газоконденсатних родовищ, в яких газ збагачений рідкими, переважно низькокиплячими вуглеводнями.

Г. п. р. складаються з метану, етану, пропану і бутану, іноді містять домішки легкокипящих рідких вуглеводнів - пентану, гексану та ін; в них присутні також вуглекислий газ, азот, сірководень і інертні гази. Багато родовища Г. п. р., що залягають на глибині не більше 1,5 км, складаються майже з одного метану з невеликими домішками його гомологів (етапу, пропану, бутану), азоту, аргону, іноді вуглекислого газу і сірководню; з глибиною вміст гомологів метану зазвичай зростає. У газоконденсатних родовищах зміст гомологів метану значно вище, ніж метану. Це ж характерно для газів нафтових попутних . В окремих газових родовищах спостерігається підвищений вміст вуглекислого газу, сірководню та азоту. Зустрічаються Г. п. р. у відкладеннях всіх геологічних систем починаючи з кінця протерозою ( рис. 1 ) і на різних глибинах, але найчастіше до 3 км. Утворюються Г. п. р. в основному в результаті катагенетіческого перетворення органічної речовини осадових гірських порід (див. Гази земної кори ). Поклади Р. п. р. формуються в природних пастках на шляхах міграції газу.

Міграція відбувається в результаті статичної чи динамічної навантаження порід, вичавлюють газ, а також при вільній дифузії газу з областей високого тиску в зони меншого тиску. Розрізняють внерезервуарную регіональну міграцію крізь потужні товщі порід різної проникності по капілярах, порам, розломів і тріщин і внутрірезервуарную локальну міграцію всередині добре проникних пластів, коллектірующіх газ.

Газові поклади за особливостями їх будови поділяються на дві групи: пластові і масивні ( рис. 2 ). У пластових покладах скупчення газу приурочені до певних пластів -колекторам. Масивні поклади не підкоряються у своїй локалізації певних пластів. Найбільш поширені серед пластових сводовие поклади, які зберігаються потужної глинистої або галогенною покришкою. Підземними природними резервуарами для 85% загального числа газових і газоконденсатних покладів служать піщані, піщано-алевритові і алевритові породи, нерідко перешарованими глинами; в інших 15% випадків колекторами газу є карбонатні породи. Серія покладів, підлеглих єдиної геологічної структурі, складає окремі родовища. Структури родовищ різні для складчастих і платформних умов. В складчастих районах виділяються дві групи структур, пов'язані з Антиклиналь і монокліналей. В платформних районах намічаються 4 групи структур: куполовидних і брахиантіклінальниє підняттів, ерозійних і рифових масивів, монокліналей, синклінальних прогинів. Всі газові і газонафтових родовища приурочені до того пли іншого газонефтеносной осадовому (осадочно-породному) басейну, який представляє собою автономні області великого і тривалого занурення в сучасній структурі земної кори. Серед них розрізняють 4 групи: приурочені до внутрішньоплатформені прогибам (наприклад, Мічиганський і Іллінойсскій басейн Сівши. Америки, Волго-Уральська обл. СРСР); приурочені до прогнутися крайовим частинам платформ (наприклад, Зап.-Сибірський в СРСР) ; контрольовані западинами відроджених гір (басейни Скелястих гір у США, басейни Ферганській і Таджицькій западин в СРСР); пов'язані з передгірними і внутрішніми западинами молодих альпійських гірських споруд (Каліфорнійський басейн в сша, сахалінський басейн в СРСР). Все більше відкривається газових покладів в зоні шельфу і в мілководних басейнах (наприклад, у Північному морі великі газові родовища - Уест-Сол, Хьюїт, Леман-Банк).

Світові геологічні запаси горючих газів на континентах, у зоні шельфів і мілководних морів, за прогнозною оцінкою, досягають 10 15 м3, що еквівалентно 10 12 т нафти.

СРСР володіє величезними ресурсами Г. п. р. Найбільш великими родовищами є: Уренгойское (4 трильйони м3) і Заполярное (1,5 трильйона м3), приурочені до крейдяних відкладень Зап.-Сибірського басейну Вуктильское (750 млрд. м3) і Оренбурзьке (650 млрд. м3) в Волго-Уральської обл .; Газли (445 млрд. м3) в Середній Азії; Шебслінское (390 млрд. м3) на Україні; Ставропольське (220 млрд. м3) на Сівши. Кавказі. Серед зарубіжних країн найбільш великими запасами Г. п. р. мають (оцінка загальних запасів в трильйонах м3): США (8,3), Алжир (4, 0), Іран (3,1), Нідерланди (2,3); найбільшими родовищами за кордоном є (в трильйонах м3): в США - Панхандл-Хьюготон (1,96); в Нідерландах - Слохтерен (Гронінген) (1,65); в Алжирі - Хассі-Рмель (близько 1).

© Н. Б. Вассоевіч.

Застосування. Г. п. р. - високоекономічне енергетичне паливо, теплота згоряння 32,7 Мдж / м 3 (7800 ккал / м 3) і вище, широко застосовується як паливо на електростанціях, у чорній і кольоровій металургії, цементної і скляної промисловості, при виробництві будматеріалів і для комунально-побутових потреб.

Вуглеводні, що входять до складу Г. п. р., - сировину для виробництва метилового спирту, формальдегіду, ацетальдегіду, оцтової кислоти, ацетону та ін органічних сполук. Конверсією киснем або водяною парою з метану - основного компонента Г. п. р. - отримують синтез-газ (CO + H 2), широко застосовуваний для отримання аміаку, спиртів та ін органічних продуктів. піролізу і Дегідрогенізація (див. Гідрогенізація ) метану отримують ацетилен, сажу і водень, який використовується головним чином для синтезу аміаку. Г. п. р. застосовують також для отримання олефінових вуглеводнів, і в першу чергу етилену і пропилену, які в свою чергу є сировиною для подальшого органічного синтезу. З них виробляють пластичні маси, синтетичні каучуки, штучні волокна та ін продукти.

© С. Ф. Гудков.

Добування Г. п. р. включає витяг газів з надр, їх збір, облік та підготовку до транспортування споживачеві (т. н. розробка газових родовищ), а також експлуатацію свердловин і наземного устаткування. Особливість видобутку Г. п. р. з надр порівняно з видобутком твердих корисних копалин полягає в тому, що весь складний шлях газу від пласта до споживача герметизирован.

Виходи Г. п. р. з природних джерел (наприклад, "вічні вогні" в Дагестані, Азербайджані, Ірані та ін.) використовувалися людиною з незапам'ятних часів. Пізніше знайшов застосування природний газ, що отримується з колодязів і свердловин (наприклад, в 1-му тис. н. е.. в Китаї, в провінції Сичуань, при бурінні свердловин на сіль було відкрито родовище Цзилюцзін, газ якого служив для випарювання солі з розчинів). Епізодичне використання природного газу, що добувається з випадково відкритих покладів, тривало протягом багатьох століть. До середини 19 в. відносять застосування природного газу як технологічного палива (наприклад, на базі родовища Дагестанські Вогні було організовано скляне виробництво). Пошуками і розробкою газових покладів не займалися аж до 20-х рр.. 20 в., коли починається промислова розробка чисто газових родовищ: спочатку залягають на малих (близько сотень м), а потім на все більших глибинах. У цей період розробка родовищ велася примітивно: бурові свердловини розміщувалися на поклади по рівномірної сітці з відстанню між ними в середньому в 1 милю (1,6 км ). Видобуток Г. п. р. зі свердловини становила 10-20% від потенційної продуктивності свердловини (абсолютно вільного її дебіту), а в окремих випадках (при сприятливих геологічних умовах та характеристиці пласта) робочі дебіти були великі.

У 30-х рр.. завдяки розвитку техніки буріння свердловин і переходу на великі глибини (1500-3000 м і більше) було відкрито новий тип поклади - газоконденсатний; розробка цих покладів зажадала створення нової технології.

Кінець 40-х рр.. характеризується інтенсивним розвитком вітчизняної газової промисловості і впровадженням у практику наукових методів розробки газових і газоконденсатних родовищ. У 1948 під керівництвом сов. вченого Б. Б. Лапука створений перший науково обгрунтований проект розробки газового родовища (Султангулово Куйбишевської обл.). У наступні роки промислові родовища Р. п. р. розробляються за проектами, складеним на основі останніх досягнень промислової геології, гідродинаміки та ін Важливим етапом освоєння родовища є його розвідка. Детальна розвідка газової поклади вимагає буріння великої кількості глибоких свердловин , часто кількість розвідувальних свердловин перевищує необхідне число експлуатаційних.

Радянськими вченими в післявоєнний період створені і впроваджені нові методи розробки родовищ газу. На першій стадії освоєння газової поклади відбувається її дослідно-промислова експлуатація, в ході якої (2-5 років) уточнюються характеристики поклади - властивості пласта, запаси газу, продуктивність свердловин, ступінь рухливості пластових вод і т. д. Родовище підключається до найближчого газопроводу або служить для газопостачання місцевих споживачів. Друга стадія - промислова експлуатація, заснована на досить повних відомостях про родовищі, отриманих у ході дослідно-промислової розробки. У цій стадії розрізняють три основних періоди - наростаючою, постійної і падаючої видобутку. Перший період займає 3-5 років. Він пов'язаний з бурінням свердловин і оснащенням газового промислу. За цей час видобувається 10-20% від загальних запасів газу. Другий період триває близько 10 років, протягом яких з покладу відбирається 55-60% запасів газу. Кількість свердловин в цей час зростає, т. к. продуктивність кожної з них окремо падає, а загальний відбір газу по покладу залишається незмінним. Коли тиск у пласті знижується до 5-6 Мн / м 2 (50-60 кгс / см 2), вводиться в експлуатацію дожимная газокомпресорна станція , що підвищує тиск газу, що відбирається з покладів, до значення, при якому зазвичай працює магістральний газопровід. Третій період - падаючої видобутку - не обмежений в часі. Розробка газової поклади відбувається в основному 15-20 років. За цей час витягується 80-90% запасів газу.

У собівартості видобутку Г. п. р. 40-60% становлять витрати на спорудження експлуатаційних свердловин. Щоб свердловина, пробурена на газоносний пласт, дала газ, достатньо її відкрити, проте високодебітние свердловини повністю відкривати не можна, оскільки при вільному закінчення газу може відбутися руйнування пласта і стовбура свердловини, обводнення свердловини за рахунок припливу пластової води, нераціонально витрачатиметься енергія газу, що знаходиться в пласті під тиском. Тому витрата газу обмежується, для чого зазвичай використовується штуцер (місцеве звуження труби), встановлюваний найчастіше на голівці свердловини. Добовий робочий дебіт свердловин складає від десятків м3 до декількох млн. м3.

З кінця 60-х рр.. в СРСР вперше в світовій практиці пробурені надпотужні свердловини з 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, чим він потужніший і чим краще повідомляється пласт з внутрішньою частиною свердловини, тим більш продуктивна свердловина. Для збільшення продуктивності газової свердловини в карбонатних породах (вапняки, доломіт) забій обробляють соляною кислотою, яка, реагуючи з породою, розширює канали припливу газу; в міцних породах застосовують торпедування забою, в результаті якого Привибійна зона пласта набуває мережу тріщин, що полегшують рух газу. Інтенсифікація припливу газу досягається також за допомогою т. і. гідропіскоструминної перфорації колони обсадних труб, яка поліпшує ступінь сообщаемости пласта зі свердловиною, і шляхом гідравлічного розриву пласта , при якому в пласті утворюються одна або кілька великих тріщин, заповнених великим піском, що має низьке фільтраційне опір. При виборі системи розміщення свердловин на газовому родовищі враховуються не тільки властивості пласта, але і топографія місцевості, система збору газу, характер виснаження поклади, терміни введення в експлуатацію компресорної станції та ін Свердловини розташовуються на площі родовища рівномірно по квадратної чи трикутної сітці або нерівномірно - групами. Частіше застосовується групове розміщення ( рис. 3 ), при якому полегшується обслуговування свердловин, можлива комплексна автоматизація процесів збору, обліку та обробки продукції - Ця система зазвичай виявляється найвигіднішою і за економічними показниками Наприклад, на Північно-Ставропольському газовому родовищі групове розташування свердловин в центральній частині поклади дозволило скоротити (порівняно з рівномірним розміщенням) більш ніж удвічі кількість експлуатаційних свердловин, що дало економію близько 10 млн. руб.

Розробка газоконденсатних родовищ здійснюється трьома основними способами. Перший, широко застосовуваний в США, полягає в тому, що в пласті за допомогою зворотного закачування в нього газу, з якого на поверхні виділені важкі вуглеводні, підтримується досить високий тиск (т. н. сайклінг-процес); завдяки цьому конденсат не випадають в пласті і подається на поверхню в газоподібному стані. Витяг конденсату і зворотна закачування худого (з вмістом важких вуглеводнів - не більше ніж 10%) газу в пласт триває, поки більша частина конденсату з покладу не витягнуті. При цьому запаси газу консервуються протягом тривалого часу. Другий спосіб полягає в тому, що для підтримки пластового тиску в газоносні пласти закачується вода. Це дозволяє використовувати витягуваний газ негайно після виділення з нього конденсату. Однак закачування води може призвести до втрат як газу, так і конденсату внаслідок т. н. защемлення газу (неповне витіснення газу водою). Цей спосіб застосовується рідко. За третього способу газоконденсатні родовища розробляються як чисто газові. Цей спосіб використовується в тих випадках, коли зміст конденсату в газі пояснюється або якщо загальні запаси газу в родовищі малі.

Розробку газового родовища здійснює газовий промисел, який являє собою складне, розміщене на великій території господарство. На середньому за масштабом газовому промислі є десятки свердловин, які розташовані на території, що обчислюється сотнями км2. Основні технологічні завдання газового промислу - забезпечення запланованого режиму роботи свердловин, збір газу по свердловинах, врахування його і підготовка до транспортування (виділення з газу твердих і рідких домішок, конденсату важких вуглеводнів, осушка газу та очищення від сірководню, зміст якого не повинно перевищувати 2 г на 100 м3).

Спосіб виділення конденсату залежить від температури, тиску, складу газу і від того, обробляється чи газ чисто газового родовища або газоконденсатного. Надходить з поклади природний газ завжди містить деяку кількість води; з'єднуючись з вуглеводнями, вона утворює снеговідное речовина - гідрати вуглеводнів (див. Гидратообразованіє). Гідрати ускладнюють видобуток і транспорт газу.

Перш ніж транспортувати Р. п. р. до місць споживання, їх піддають переробці, має метою видалення з Г. п. р. механічних домішок, шкідливих компонентів (H2S), важких вуглеводневих газів (пропану, бутану тощо) і водяної пари. Для видалення механічних домішок застосовуються сепаратори різної конструкції. Видалення вологи з газів здійснюється низькотемпературної сепарацією, тобто конденсацією водяної пари при низьких температурах (до - 30 ° С), що розвиваються в сепараторах внаслідок дроселювання газу (зниження тиску газу в 2-4 рази), або поглинанням водяної пари твердими (см. Адсорбція) Або рідкими (див. Абсорбція) Речовинами. Такими ж способами виділяються з газів і важкі вуглеводневі гази з отриманням сирого газового бензину, який потім розділяється (див. Ректифікація) На стабільний газовий бензин і товарні легкі вуглеводні (технічний пропан, технічний бутан, пропан-бутанова суміш і ін фракції). При необхідності з Г. п. р. видаляються і шкідливі речовини, головним чином 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 колектору для осушування на промисловий газосборний пункт або на головні споруди магістрального газопроводу. Г. п. р. чисто газових родовищ зазвичай піддаються лише осушування і очищення від твердих домішок.

Перехід до комплексного проектування розробки газових родовищ, інтенсифікація припливу газу до свердловин, автоматизація установок на газових промислах дозволили значно збільшити робочі дебіти свердловин, поліпшити підготовку газу до транспортування і знизити собівартість природного газу.

© Літ.: Газові родовища СРСР. Довідник, 2 вид., М., 1968; Єременко Н. А., Геологія нафти і газу, М., 1968; Смирнов А. С., Шірковского А. І., Видобуток н транспорт газу, М., 1957; Коротаєв Ю. П., Полянський А. П., Експлуатація газових свердловин, 2 вид., М., 1961: Шмиглі П. Т., Розробка газових і газоконденсатних родовищ (теорія і практика), М., 1967; Базлов М. Н ., Жуков А. І., Алексєєв Т. С., Підготовка природного газу і конденсату до транспорту, М., 1968; Розробка газового родовища системою нерівномірно розташованих свердловин, М., 1968; Гудков С. ф., Переробка вуглеводнів природних і попутних газів, М., 1960.

© Є. В. Левикін.





Виберіть першу букву в назві статті:

а б в г д е ё ж з и й к л м н о п р с т у ф х ц ч ш щ ы э ю я

Повний політерний каталог статей


 

Алфавітний каталог статей

  а б в г д е ё ж з и й к л м н о п р с т у ф х ц ч ш щ ы э ю я
 


 
© 2014-2022  vre.pp.ua