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 нихприсутствуют также углекислый газ, азот, сероводород и инертные газы. Многиеместорождения Г. п. г., залегающие на глубине не более 1,5 км, состоятпочти из одного метана с небольшими примесями его гомологов (этапа, пропана,бутана), азота, аргона, иногда углекислого газа и сероводорода; с глубинойсодержание гомологов метана обычно растет. В газоконденсатных месторожденияхсодержание гомологов метана значительно выше, чем метана. Это же характерно для<a href=«encycl.yandex.ru/redir?dtype=encyc&url=»www.rubricon.ru/qe.asp%3Fqtype%3D4%26rq%3D4%26id%3D1%26aid%3D%7bDC53CFB6-3F3A-425A-AD04-A4FEC4941A77%7d">газовнефтяных попутных

. В отдельных газовых месторождениях наблюдаетсяповышенное содержание углекислого газа, сероводорода и азота. Встречаются Г. п.г. в отложениях всех геологических систем начиная с конца протерозоя (рис.1) и на различных глубинах, но чаще всего до 3 км. Образуются Г.п. г. в основном в результате катагенетического преобразования органическоговещества осадочных горных пород (см. <a href=«encycl.yandex.ru/redir?dtype=encyc&url=»www.rubricon.ru/qe.asp%3Fqtype%3D4%26rq%3D4%26id%3D1%26aid%3D%7bF58960CE-4E0C-4DEB-ADA0-4E2CA8FE310F%7d">Газыземной коры). Залежи Г. п. г. формируются в природных ловушках напутях миграции газа.

Миграция происходит в результате статической илидинамической нагрузки пород, выжимающих газ, а также при свободной диффузиигаза из областей высокого давления в зоны меньшего давления. Различают внерезервуарную региональную миграцию сквозь мощные толщи породразличной проницаемости по капиллярам, порам, разломам и трещинам и внутрирезервуарную локальную миграцию внутри хорошопроницаемых 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 сводовыезалежи, сохраняемые мощной глинистой или галогенной покрышкой. Подземнымиприродными резервуарами для 85% общего числа газовых и газоконденсатных залежейслужат песчаные, песчано-алевритовые и алевритовые породы, нередко переслоённыеглинами; в остальных 15% случаев коллекторами газа являются карбонатные породы.Серия залежей, 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 4группы структур: куполовидных и брахиантиклинальныхподнятий, эрозионных и рифовых массивов, моноклиналей,синклинальных прогибов. Все газовые и газонефтяные месторождения приурочены ктому пли иному газонефтеносному осадочному(осадочно-породному) бассейну, представляющему собой автономные областикрупного и длительного погружения в современной структуре земной коры. Срединих различают 4 группы: приуроченные к внутриплатформенным прогибам (например, Мичиганский и Иллинойсскийбассейн Сев. Америки, Волго-Уральская обл. СССР); приуроченные к прогнутымкраевым частям платформ (например, Зап.-Сибирский вСССР); 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). Всёбольше открывается газовых залежей в зоне шельфа и в мелководных бассейнах(например, в Северном море крупные газовые месторождения — Уэст-Сол,Хьюит, Леман-Банк).

Мировые геологические запасы горючих газов наконтинентах, в зоне шельфов и мелководных морей, по прогнозной оценке,достигают 1015 м3, 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 меловым отложениям Зап.-Сибирскогобассейна 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 (оценка общих запасов в триллионах м3): США(8,3), Алжир (4,0), Иран (3,1), Нидерланды (2,3); крупнейшими месторождениямиза рубежом являются (в триллионах м3): в США — Панхандл-Хьюготон (1,96); в Нидерландах — Слохтерен (Гронинген) (1,65); вАлжире — 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 кактопливо на электростанциях, в чёрной и цветной металлургии, цементной истекольной промышленности, при производстве стройматериалов и длякоммунально-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. <a href=«encycl.yandex.ru/redir?dtype=encyc&url=»www.rubricon.ru/qe.asp%3Fqtype%3D4%26rq%3D4%26id%3D1%26aid%3D%7bE7EA5D3E-8C1B-436A-A7AA-451BB77C8027%7d">Пиролизом

и дегидрогенизацией (см. <a href=«encycl.yandex.ru/redir?dtype=encyc&url=»www.rubricon.ru/qe.asp%3Fqtype%3D4%26rq%3D4%26id%3D1%26aid%3D%7bDE718F56-AEDA-48E0-9953-9E74C3ABD8D3%7d">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. в Китае, в провинции Сычуань, при бурении скважин насоль было открыто месторождение Цзылюцзин, газкоторого служил для выпаривания соли из растворов). Эпизодическое использованиеприродного газа, добываемого из случайно открытых залежей, продолжалось напротяжении многих столетий. К середине 19 в. относят применение природного газакак технологического топлива (например, на базе месторождения Дагестанские Огнибыло организовано стекольное производство). Поисками и разработкой газовыхзалежей не занимались вплоть до 20-х гг. 20 в., когда начинается промышленнаяразработка чисто газовых месторождений: вначале залегающих на малых (околосотен м), а затем на всё больших глубинах. В этот периодразработка месторождений велась примитивно: буровые скважины размещались назалежи по равномерной сетке с расстоянием между ними в среднем в 1 милю (1,6 км).Добыча Г. п. г. из скважины составляла 10-20% от потенциальнойпроизводительности скважины (абсолютно свободного её дебита), а в отдельныхслучаях (при благоприятных геологических условиях и характеристике пласта)рабочие дебиты были большие.

В 30-х гг. благодаря развитию техники <a href=«encycl.yandex.ru/redir?dtype=encyc&url=»www.rubricon.ru/qe.asp%3Fqtype%3D4%26rq%3D4%26id%3D1%26aid%3D%7bC6A87FDE-09FF-4B29-B73E-9F000FF057E9%7d">бурения

скважин 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 первыйнаучно обоснованный проект разработки газового месторождения (Султангулово Куйбышевской обл.).В последующие 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 <a href=«encycl.yandex.ru/redir?dtype=encyc&url=»www.rubricon.ru/qe.asp%3Fqtype%3D4%26rq%3D4%26id%3D1%26aid%3D%7b3FBE1B18-3FDD-4D84-A0C3-D48C1B66AB1E%7d">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 <a href=«encycl.yandex.ru/redir?dtype=encyc&url=»www.rubricon.ru/qe.asp%3Fqtype%3D4%26rq%3D4%26id%3D1%26aid%3D%7b396B4702-EB01-4AAF-B277-1401477E2B5D%7d">газокомпрессорнаястанция

, повышающая давление газа, отбираемого из залежей, до значения, прикотором обычно работает магистральный газопровод. Третий период — падающейдобычи — не ограничен во времени. Разработка газовой залежи происходит восновном 15-20 лет. За это время 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 которого призабойная зона пласта приобретает сеть трещин,облегчающих движение газа. Интенсификация притока газа достигается также спомощью т. и. гидропескоструйной перфорации колонны обсадных труб, улучшающейстепень сообщаемости пласта со скважиной, и путём <a href=«encycl.yandex.ru/redir?dtype=encyc&url=»www.rubricon.ru/qe.asp%3Fqtype%3D4%26rq%3D4%26id%3D1%26aid%3D%7bF07EB1E6-3DCA-45A1-88F2-68A691EFAAB2%7d">гидравлическогоразрыва пласта

, при котором в пласте образуются одна или несколько большихтрещин, заполненных крупным песком, имеющим низкое фильтрационноесопротивление. При выборе системы размещения скважин на газовом месторожденииучитываются не только свойства пласта, но и топография местности, система сборагаза, характер истощения залежи, сроки ввода в эксплуатацию компрессорнойстанции и др. Скважины располагаются на площади месторождения равномерно поквадратной или треугольной сетке либо неравномерно — группами. Чаще применяетсягрупповое размещение (рис. 3), при котором облегчаетсяобслуживание скважин, возможна комплексная автоматизация процессов сбора, учётаи обработки продукции -Эта система обычно оказывается самой выгодной и поэкономическим показателям Например, на Северо-Ставропольском газовомместорождении групповое расположение скважин в центральной части залежипозволило сократить (по сравнению с равномерным размещением) более чем вдвоечисло эксплуатационных скважин, что дало экономию около 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 конденсат не выпадает в пласте и подаётся на поверхность вгазообразном состоянии. Извлечение конденсата и обратная закачка тощего (ссодержанием тяжёлых углеводородов — не больше 10%) газа в пласт продолжается,пока большая часть конденсата из залежи не извлечена. При этом запасы газаконсервируются в течение длительного времени. Второй способ состоит в том, чтодля поддержания пластового давления в газоносные пласты закачивается вода. Этопозволяет использовать извлекаемый газ немедленно после выделения из негоконденсата. Однако закачка воды может привести к потерям как газа, так иконденсата вследствие т. н. защемления газа (неполное вытеснение газа водой).Этот способ применяется 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. <a href=«encycl.yandex.ru/redir?dtype=encyc&url=»www.rubricon.ru/qe.asp%3Fqtype%3D4%26rq%3D4%26id%3D1%26aid%3D%7bCC59E562-7701-421C-80D4-D42AD2B96B35%7d">Гидратообразование

). Гидраты осложняют добычу итранспорт 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 давлениягаза в 2-4 раза), или поглощением водяных паров твёрдыми (см. <a href=«encycl.yandex.ru/redir?dtype=encyc&url=»www.rubricon.ru/qe.asp%3Fqtype%3D4%26rq%3D4%26id%3D1%26aid%3D%7bFF590273-283E-434B-901F-2C6EF558093F%7d">Адсорбция

)или жидкими (см. <a href=«encycl.yandex.ru/redir?dtype=encyc&url=»www.rubricon.ru/qe.asp%3Fqtype%3D4%26rq%3D4%26id%3D1%26aid%3D%7b5F8DCB69-D87F-4B89-87FE-88455E07A973%7d">Абсорбция)веществами. Такими же способами выделяются из газов и тяжёлые углеводородныегазы с получением сырого газового бензина, который затем разделяется (см. <a href=«encycl.yandex.ru/redir?dtype=encyc&url=»www.rubricon.ru/qe.asp%3Fqtype%3D4%26rq%3D4%26id%3D1%26aid%3D%7b767A213A-0946-407F-94C8-574F3A7CD411%7d">Ректификация)на стабильный газовый бензин и товарные лёгкие углеводороды (техническийпропан, технический бутан, пропан-бутановая смесь идр. фракции). При необходимости из Г. п. г. удаляются и вредные вещества,главным образом сероводород. Для удаления серы из газов используется рядтвёрдых и жидких веществ, связывающих серу. Газ после обработки на промысле поддавлением 4,5-5,5 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 транспортгаза, М., 1957; Коротаев Ю. П., ПолянскииА. П., Эксплуатация газовых скважин, 2 изд., М., 1961: ШмыгляП. Т., Разработка газовых и газоконденсатных месторождений (теория и практика),М., 1967; Базлов М. Н., Жуков А. И., Алексеев Т. С.,Подготовка природного газа и конденсата к транспорту, М., 1968; Разработкагазового месторождения системой неравномерно расположенных скважин, М., 1968;Гудков С. ф., Переработка углеводородов природных и попутных газов, М., 1960.

еще рефераты
Еще работы по химии