Реферат: Природный газ
Газы природные горючие, газообразныеуглеводороды, образующиеся в земной коре.
Общие сведения и геология. Промышленныеместорождения Г. п. г. встречаются в виде обособленных скоплений, не связанныхс каким-либо др. полезным ископаемым; в виде газонефтяных месторождений, вкоторых газообразные углеводороды полностью или частично растворены в нефти илинаходятся в свободном состоянии и заполняют повышенную часть залежи (газовыешапки) или верхние части сообщающихся между собой горизонтов газонефтянойсвиты; в виде газоконденсатных месторождений, в которых газ обогащен жидкими,преимущественно низкокипящими углеводородами.
Г. п. г. состоят из метана, этана, пропана ибутана, иногда содержат примеси легкокипящих жидких углеводородов — пентана,гексана и др.; в них присутствуют также углекислый газ, азот, сероводород иинертные газы. Многие месторождения Г. п. г., залегающие на глубине не более1,5 км, состоят почти из одного метана с небольшими примесями егогомологов (этапа, пропана, бутана), азота, аргона, иногда углекислого газа исероводорода; с глубиной содержание гомологов метана обычно растет. Вгазоконденсатных месторождениях содержание гомологов метана значительно выше,чем метана. Это же характерно для газов нефтяных попутных. В отдельных газовыхместорождениях наблюдается повышенное содержание углекислого газа, сероводородаи азота. Встречаются Г. п. г. в отложениях всех геологических систем начиная сконца протерозоя (рис. 1) и на различных глубинах, но чаще всегодо 3 км. Образуются Г. п. г. в основном в результате катагенетическогопреобразования органического вещества осадочных горных пород (см. Газы земнойкоры). Залежи Г. п. г. формируются в природных ловушках на путяхмиграции газа.
Миграция происходит в результате статической илидинамической нагрузки пород, выжимающих газ, а также при свободной диффузиигаза из областей высокого давления в зоны меньшего давления. Различаютвнерезервуарную региональную миграцию сквозь мощные толщи пород различнойпроницаемости по капиллярам, порам, разломам и трещинам и внутрирезервуарнуюлокальную миграцию внутри хорошо проницаемых пластов, коллектирующих газ.
Газовые залежи по особенностям их строенияразделяются на две группы: пластовые и массивные (рис. 2). Впластовых залежах скопления газа приурочены к определённым пластам-коллекторам.Массивные залежи не подчиняются в своей локализации определённым пластам.Наиболее распространены среди пластовых сводовые залежи, сохраняемые мощнойглинистой или галогенной покрышкой. Подземными природными резервуарами для 85%общего числа газовых и газоконденсатных залежей служат песчаные,песчано-алевритовые и алевритовые породы, нередко переслоённые глинами; востальных 15% случаев коллекторами газа являются карбонатные породы. Сериязалежей, подчинённых единой геологической структуре, составляет отдельныеместорождения. Структуры месторождений различны для складчатых и платформенныхусловий. В складчатых районах выделяются две группы структур, связанные с антиклиналямии моноклиналями. В платформенных районах намечаются 4 группы структур:куполовидных и брахиантиклинальных поднятий, эрозионных и рифовых массивов,моноклиналей, синклинальных прогибов. Все газовые и газонефтяные месторожденияприурочены к тому пли иному газонефтеносному осадочному (осадочно-породному)бассейну, представляющему собой автономные области крупного и длительногопогружения в современной структуре земной коры. Среди них различают 4 группы:приуроченные к внутриплатформенным прогибам (например, Мичиганский иИллинойсский бассейн Сев. Америки, Волго-Уральская обл. СССР); приуроченные кпрогнутым краевым частям платформ (например, Зап.-Сибирский в СССР);контролируемые впадинами возрожденных гор (бассейны Скалистых гор в США,бассейны Ферганской и Таджикской впадин в СССР); связанные с предгорными ивнутренними впадинами молодых альпийских горных сооружений (Калифорнийскийбассейн в сша, сахалинский бассейн в СССР). Всё больше открывается газовыхзалежей в зоне шельфа и в мелководных бассейнах (например, в Северном морекрупные газовые месторождения — Уэст-Сол, Хьюит, Леман-Банк).
Мировые геологические запасы горючих газов наконтинентах, в зоне шельфов и мелководных морей, по прогнозной оценке,достигают 1015м3, что эквивалентно 1012т нефти.
СССР обладает огромными ресурсами Г. п. г.Наиболее крупными месторождениями являются: Уренгойское (4 триллиона м3)и Заполярное (1,5 триллиона м3), приуроченные к меловымотложениям Зап.-Сибирского бассейна Вуктыльское (750 млрд. м3)и Оренбургское (650 млрд. м3) в Волго-Уральской обл.; Газли(445 млрд. м3) в Средней Азии; Шебслинское (390 млрд. м3)на Украине; Ставропольское (220 млрд. м3) на Сев. Кавказе.Среди зарубежных стран наиболее крупными запасами Г. п. г. располагают (оценкаобщих запасов в триллионах м3): США (8,3), Алжир (4,0), Иран(3,1), Нидерланды (2,3); крупнейшими месторождениями за рубежом являются (втриллионах м3): в США — Панхандл-Хьюготон (1,96); вНидерландах — Слохтерен (Гронинген) (1,65); в Алжире — Хасси-Рмель (около 1).
Н. Б. Вассоевич.
Применение. Г. п. г. — высокоэкономичноеэнергетическое топливо, теплота сгорания 32,7 Мдж/м3 (7800 ккал/м3)и выше, широко применяется как топливо на электростанциях, в чёрной и цветнойметаллургии, цементной и стекольной промышленности, при производствестройматериалов и для коммунально-бытовых нужд.
Углеводороды, входящие в состав Г. п. г., — сырьё для производства метилового спирта, формальдегида, ацетальдегида,уксусной кислоты, ацетона и др. органических соединений. Конверсией кислородом иливодяным паром из метана — основного компонента Г. п. г. — получают синтез-газ(CO+H2), широко применяемый для получения аммиака, спиртов и др.органических продуктов. Пиролизом и дегидрогенизацией (см. Гидрогенизация)метана получают ацетилен, сажу и водород, используемый главным образом длясинтеза аммиака. Г. п. г. применяют также для получения олефиновыхуглеводородов, и в первую очередь этилена и пропилена, которые в свою очередьявляются сырьём для дальнейшего органического синтеза. Из них производятпластические массы, синтетические каучуки, искусственные волокна и др.продукты.
С. Ф. Гудков.
Добыча Г. п. г. включает извлечение газовиз недр, их сбор, учёт и подготовку к транспортировке потребителю (т. н.разработка газовых месторождений), а также эксплуатацию скважин и наземногооборудования. Особенность добычи Г. п. г. из недр по сравнению с добычейтвёрдых полезных ископаемых состоит в том, что весь сложный путь газа от пластадо потребителя герметизирован.
Выходы Г. п. г. из естественных источников(например, «вечные огни» в Дагестане, Азербайджане, Иране и др.)использовались человеком с незапамятных времён. Позже нашёл применениеприродный газ, получаемый из колодцев и скважин (например, в 1-м тыс. н. э. вКитае, в провинции Сычуань, при бурении скважин на соль было открытоместорождение Цзылюцзин, газ которого служил для выпаривания соли израстворов). Эпизодическое использование природного газа, добываемого изслучайно открытых залежей, продолжалось на протяжении многих столетий. Ксередине 19 в. относят применение природного газа как технологического топлива(например, на базе месторождения Дагестанские Огни было организовано стекольноепроизводство). Поисками и разработкой газовых залежей не занимались вплоть до20-х гг. 20 в., когда начинается промышленная разработка чисто газовыхместорождений: вначале залегающих на малых (около сотен м), азатем на всё больших глубинах. В этот период разработка месторождений веласьпримитивно: буровые скважины размещались на залежи по равномерной сетке срасстоянием между ними в среднем в 1 милю (1,6 км). Добыча Г. п.г. из скважины составляла 10-20% от потенциальной производительности скважины(абсолютно свободного её дебита), а в отдельных случаях (при благоприятныхгеологических условиях и характеристике пласта) рабочие дебиты были большие.
В 30-х гг. благодаря развитию техники буренияскважин и переходу на большие глубины (1500-3000 м и более) был открытновый тип залежи — газоконденсатный; разработка этих залежей потребоваласоздания новой технологии.
Конец 40-х гг. характеризуется интенсивнымразвитием отечественной газовой промышленности и внедрением в практику научныхметодов разработки газовых и газоконденсатных месторождений. В 1948 подруководством сов. учёного Б. Б. Лапука создан первый научно обоснованный проектразработки газового месторождения (Султангулово Куйбышевской обл.). Впоследующие годы промышленные месторождения Г. п. г. разрабатываются попроектам, составленным на основе последних достижений промысловой геологии,гидродинамики и др. Важным этапом освоения месторождения является его разведка.Детальная разведка газовой залежи требует бурения большого числа глубоких скважин,часто количество разведочных скважин превышает необходимое числоэксплуатационных.
Советскими учёными в послевоенный период созданыи внедрены новые методы разработки месторождений газа. На первой стадииосвоения газовой залежи происходит её опытно-промышленная эксплуатация, в ходекоторой (2-5 лет) уточняются характеристики залежи — свойства пласта, запасыгаза, продуктивность скважин, степень подвижности пластовых вод и т. д.Месторождение подключается к ближайшему газопроводу или служит длягазоснабжения местных потребителей. Вторая стадия — промышленная эксплуатация,основанная на достаточно полных сведениях о месторождении, полученных в ходеопытно-промышленной разработки. В этой стадии различают три основных периода — нарастающей, постоянной и падающей добычи. Первый период занимает 3-5 лет. Онсвязан с бурением скважин и оснащением газового промысла. За это времядобывается 10-20% от общих запасов газа. Второй период продолжается около 10лет, в течение которых из залежи отбирается 55-60% запасов газа. Количествоскважин в это время растет, т. к. продуктивность каждой из них вотдельности падает, а общий отбор газа по залежи остаётся неизменным. Когдадавление в пласте понижается до 5-6 Мн/м2 (50-60 кгс/см2),вводится в эксплуатацию дожимная газокомпрессорная станция, повышающая давлениегаза, отбираемого из залежей, до значения, при котором обычно работаетмагистральный газопровод. Третий период — падающей добычи — не ограничен вовремени. Разработка газовой залежи происходит в основном 15-20 лет. За этовремя извлекается 80-90% запасов газа.
В себестоимости добычи Г. п. г. 40-60%составляют затраты на сооружение эксплуатационных скважин. Чтобы скважина,пробурённая на газоносный пласт, дала газ, достаточно её открыть, однаковысокодебитные скважины полностью открывать нельзя, т. к. при свободномистечении газа может произойти разрушение пласта и ствола скважины, обводнениескважины за счёт притока пластовой воды, нерационально будет расходоватьсяэнергия газа, находящегося в пласте под давлением. Поэтому расход газаограничивается, для чего обычно используется штуцер (местное сужение трубы),устанавливаемый чаще всего на головке скважины. Суточный рабочий дебит скважинсоставляет от десятков м3 до нескольких млн. м3.
С конца 60-х гг. в СССР впервые в мировойпрактике пробурены сверхмощные скважины с диаметром эксплуатационной колонны8-12 дюймов (200-300 мм).
Продуктивность газовых скважин зависит отсвойств пласта, метода его вскрытия и конструкции забоя скважины. Чем болеепроницаем пласт, чем он мощнее и чем лучше сообщается пласт с внутренней частьюскважины, тем более продуктивна скважина. Для увеличения продуктивности газовойскважины в карбонатных породах (известняки, доломиты) забой обрабатываютсоляной кислотой, которая, реагируя с породой, расширяет каналы притока газа; вкрепких породах применяют торпедирование забоя, в результате которогопризабойная зона пласта приобретает сеть трещин, облегчающих движение газа.Интенсификация притока газа достигается также с помощью т. и.гидропескоструйной перфорации колонны обсадных труб, улучшающей степеньсообщаемости пласта со скважиной, и путём гидравлического разрыва пласта, прикотором в пласте образуются одна или несколько больших трещин, заполненныхкрупным песком, имеющим низкое фильтрационное сопротивление. При выборе системыразмещения скважин на газовом месторождении учитываются не только свойствапласта, но и топография местности, система сбора газа, характер истощениязалежи, сроки ввода в эксплуатацию компрессорной станции и др. Скважинырасполагаются на площади месторождения равномерно по квадратной или треугольнойсетке либо неравномерно — группами. Чаще применяется групповое размещение (рис.3), при котором облегчается обслуживание скважин, возможна комплекснаяавтоматизация процессов сбора, учёта и обработки продукции -Эта система обычнооказывается самой выгодной и по экономическим показателям Например, наСеверо-Ставропольском газовом месторождении групповое расположение скважин вцентральной части залежи позволило сократить (по сравнению с равномернымразмещением) более чем вдвое число эксплуатационных скважин, что дало экономиюоколо 10 млн. руб.
Разработка газоконденсатных месторожденийосуществляется тремя основными способами. Первый, широко применяемый в США,состоит в том, что в пласте посредством обратной закачки в него газа, изкоторого на поверхности выделены тяжёлые углеводороды, поддерживаетсядостаточно высокое давление (т. н. сайклинг-процесс); благодаря этому конденсатне выпадает в пласте и подаётся на поверхность в газообразном состоянии.Извлечение конденсата и обратная закачка тощего (с содержанием тяжёлыхуглеводородов — не больше 10%) газа в пласт продолжается, пока большая частьконденсата из залежи не извлечена. При этом запасы газа консервируются втечение длительного времени. Второй способ состоит в том, что для поддержанияпластового давления в газоносные пласты закачивается вода. Это позволяетиспользовать извлекаемый газ немедленно после выделения из него конденсата.Однако закачка воды может привести к потерям как газа, так и конденсатавследствие т. н. защемления газа (неполное вытеснение газа водой). Этот способприменяется редко. По третьему способу газоконденсатные месторожденияразрабатываются как чисто газовые. Этот способ используется в тех случаях,когда содержание конденсата в газе невелико или если общие запасы газа вместорождении малы.
Разработку газового месторождения осуществляетгазовый промысел, который представляет собой сложное, размещенное на большойтерритории хозяйство. На среднем по масштабу газовом промысле имеются десяткискважин, которые расположены на территории, исчисляемой сотнями км2.Основные технологические задачи газового промысла — обеспечение запланированногорежима работы скважин, сбор газа по скважинам, учёт его и подготовка ктранспортировке (выделение из газа твёрдых и жидких примесей, конденсататяжёлых углеводородов, осушка газа и очистка от сероводорода, содержаниекоторого не должно превосходить 2 г на 100 м3).
Способ выделения конденсата зависит оттемпературы, давления, состава газа и от того, обрабатывается ли газ чистогазового месторождения или газоконденсатного. Поступающий из залежи природныйгаз всегда содержит некоторое количество воды; соединяясь с углеводородами, онаобразует снеговидное вещество — гидраты углеводородов (см. Гидратообразование).Гидраты осложняют добычу и транспорт газа.
Прежде чем транспортировать Г. п. г. к местампотребления, их подвергают переработке, имеющей целью удаление из Г. п. г.механических примесей, вредных компонентов (H2S), тяжёлыхуглеводородных газов (пропана, бутана и др.) и водяных паров. Для удалениямеханических примесей применяются сепараторы различной конструкции. Удалениевлаги из газов осуществляется низкотемпературной сепарацией, т. е. конденсациейводяных паров при низких температурах (до — 30 °С), развивающихся в сепараторахвследствие дросселирования газа (снижение давления газа в 2-4 раза), илипоглощением водяных паров твёрдыми (см. Адсорбция) или жидкими (см. Абсорбция)веществами. Такими же способами выделяются из газов и тяжёлые углеводородныегазы с получением сырого газового бензина, который затем разделяется (см. Ректификация)на стабильный газовый бензин и товарные лёгкие углеводороды (техническийпропан, технический бутан, пропан-бутановая смесь и др. фракции). Принеобходимости из Г. п. г. удаляются и вредные вещества, главным образомсероводород. Для удаления серы из газов используется ряд твёрдых и жидкихвеществ, связывающих серу. Газ после обработки на промысле под давлением4,5-5,5 Мн/м2 (45-55 кгс/см2) подаётся поколлектору для осушки на промысловый газосборный пункт или на головныесооружения магистрального газопровода. Г. п. г. чисто газовых месторожденийобычно подвергаются лишь осушке и очистке от твёрдых примесей.
Переход к комплексному проектированию разработкигазовых месторождений, интенсификация притока газа к скважинам, автоматизацияустановок на газовых промыслах позволили значительно увеличить рабочие дебитыскважин, улучшить подготовку газа к транспортировке и снизить себестоимостьприродного газа.
Лит.: Газовые месторождения СССР.Справочник, 2 изд., М., 1968; Еременко Н. А., Геология нефти и газа, М., 1968;Смирнов А. С., Ширковский А. И., Добыча н транспорт газа, М., 1957; Коротаев Ю.П., Полянскии А. П., Эксплуатация газовых скважин, 2 изд., М., 1961: Шмыгля П.Т., Разработка газовых и газоконденсатных месторождений (теория и практика),М., 1967; Базлов М. Н., Жуков А. И., Алексеев Т. С., Подготовка природного газаи конденсата к транспорту, М., 1968; Разработка газового месторождения системойнеравномерно расположенных скважин, М., 1968; Гудков С. ф., Переработкауглеводородов природных и попутных газов, М., 1960.