ГАЗЫ ПРИРОДНЫЕ ГОРЮЧИЕ

ГАЗЫ ПРИРОДНЫЕ ГОРЮЧИЕ газообразные углеводороды, образующиеся в земной коре.

Общие сведения и геология.
Пром. месторождения Г. п. г. встречаются в виде обособленных скоплений,
не связанных с к.-л. др. полезным ископаемым; в виде газонефтяных месторождений,
в к-рых газообразные углеводороды полностью или частично растворены в нефти
или находятся в свободном состоянии и заполняют повышенную часть залежи
(газовые шапки) или верхние части сообщающихся между собой горизонтов
газонефтяной свиты; в виде газоконденсатных месторождений, в к-рых газ
обогащён жидкими, преим. низкокипящими углеводородами.

Г. п. г. состоят из метана,
этана, пропана и бутана, иногда содержат примеси легкокипящих жидких углеводородов
- пентана, гексана и др.; в них присутствуют также углекислый газ, азот,
сероводород и инертные газы. Многие месторождения Г. п. г., залегающие
на глубине не более 1,5 км, состоят почти из одного метана с небольшими
примесями его гомологов (этана, пропана, бутана), азота, аргона,
иногда углекислого газа и сероводорода; с глубиной содержание гомологов
метана обычно растёт. В газоконденсатных месторождениях содержание гомологов
метана значительно выше, чем метана. Это же характерно для газов
нефтяных попутных. В отдельных ra-зовых месторождениях наблюдается
повышенное 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 катагенетич. преобразования органич. вещества
осадочных горных пород (см. Газы земной коры). Залежи Г. п. г. формируются
в природных ловушках на путях миграции газа.

Рис. 1. Приуроченность газов
природных горючих к различным геологическим системам (по горизонтали -
буквенные обозначения геологических систем, по вертикали-объём газа в млрд.
м³).

Миграция происходит в результате
ста-тич. или динамич. нагрузки пород, выжимающих газ, а также при свободной
диффузии газа из областей высокого давления в зоны меньшего давления. Различают
внерезервуарную региональную миграцию сквозь мощные толщи пород различной
проницаемости по капиллярам, порам, разломам и трещинам и внутрирезервуарную
локальную миграцию внутри хорошо проницаемых пластов, коллектирующих газ.

Газовые залежи по особенностям
их строения разделяются на две группы: пластовые и массивные (рис. 2).
В пластовых залежах скопления газа приурочены к определённым пластам-коллекторам.
Массивные залежи не подчиняются в своей локализации определённым пластам.
Наиболее распространены среди пластовых сводовые залежи, сохраняемые мощной
глинистой или галогенной покрышкой. Подземными природными резервуарами
для 85% общего числа газовых и газоконденсатных залежей служат песчаные,
песчано-алеврито-вые и алевритовые породы, нередко переслоённые глинами;
в остальных 15% случаев коллекторами газа являются карбонатные породы.
Серия залежей, подчинённых единой геологич. структуре, составляет отдельные
месторождения. Структуры месторождений различны для складчатых и платформенных
условий. В складчатых р-нах выделяются две группы структур, связанные с
антиклиналями и моноклиналями. В платформенных р-нах намечаются 4 группы
структур: куполовидных и брахиантикли-нальных поднятий, эрозионных и рифовых
массивов, моноклиналей, синклинальных прогибов. Все газовые и газонефтяные
месторождения приурочены к тому или иному газонефтеносному осадочному (осадочно-породному)
бассейну, представляющему собой автономные области крупного и длит, погружения
в совр. структуре земной коры. Среди них различают 4 группы: приуроченные
к внутриплат-форменным прогибам (напр., Мичиганский и Иллинойсский басе.
Сев. Америки, Волго-Уральская обл. СССР); приуроченные к прогнутым краевым
частям платформ (напр., Зап.-Сибирский в СССР); контролируемые впадинами
возрождённых гор (бассейны Скалистых гор в США, бассейны Ферганской и Таджикской
впадин в СССР); связанные с предгорными и внутренними впадинами
молодых альп. горных сооружений (Калифорнийский басе, в США, Сахалинский
басе, в СССР). Всё больше открывается газовых залежей в зоне шельфа и в
мелководных бассейнах (напр., в Северном м. крупные газовые месторождения
- Уэст-Сол, Хьюит, Леман-Банк).

Рис. 2. Типы залежей газа.
Пластовые: I-сводовые ненарушенные; II- тектонически экранированные; III
- литоло-гически ограниченные. Массивные: IV- сводовые; V-смещённые; 1
- песчаники; 2- алевролиты; 3-глины; 4- известняки и доломиты; 5-ангидриты;
6-газ.

Мировые геологич. запасы
горючих газов на континентах, в зоне шельфов и мелководных морей, по прогнозной
оценке, достигают 10¹⁵ м³, что эквивалентно
10¹² т 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.-Сибирского басе.; Вуктыльское (750
млрд. м³) и Оренбургское (650 млрд. м³)
в Волго-Уральской обл.; Газли (445 млрд. м³) в
Средней Азии; Шебелинское (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
месторождениями за рубежом являются (в триллионах м³):
в США - Панхандл-Хьюготон (1,96); в Нидерландах - Слохтерен (Гронинген)
(1,65); в Алжире - Хасси-Рмель (ок. 1). Н. Б. Вассоевич.


Применение. Г. п.
г.- высокоэкономичное энергетич. топливо, теплота сгорания 32,7 Мдж/м³
(7800 ккал/м³) и выше, широко применяется как топливо
на электростанциях, в чёрной и цветной металлургии, цементной и стекольной
пром-сти, при произ-ве стройматериалов и для коммунально-бытовых нужд.

Углеводороды, входящие в
состав Г. п. г.,- сырьё для произ-ва метилового спирта, формальдегида,
ацетальдегида, уксусной к-ты, ацетона и др. органич. соединений. Конверсией
кислородом или водяным паром из метана - основного компонента Г. п. г.-
получают синтез-газ (СО+Наммиака, спиртов и др. органич. продуктов. Пиролизом и дегидрогенизацией
(см. Гидрогенизация) метана получают ацетилен, сажу и водород, используемый
гл. обр. для синтеза аммиака. Г. п. г. применяют также для получения олефиновых
углеводородов, и в первую очередь этилена и пропилена, к-рые в свою очередь
являются сырьём для дальнейшего органич. синтеза. Из них производят пластич.
массы, синтетич. каучуки, искусств, волокна и др. продукты.

С. Ф. Гудков.

Добыча Г. п. г. включает
извлечение газов из недр, их сбор, учёт и подготовку к транспортировке
потребителю (т. н. разработка газовых месторождений), а также эксплуатацию
скважин и наземного оборудования. Особенность добычи Г. п. г. из недр по
сравнению с добычей твёрдых полезных ископаемых состоит в том, что весь
сложный путь газа от пласта до потребителя герметизирован.

Выходы Г. п. г. из естеств.
источников (напр., "вечные огни" в Дагестане, Азербайджане, Иране и др.)
использовались человеком с незапамятных времён. Позже нашёл применение
природный газ, получаемый из колодцев и скважин (напр., в 1-м тыс. н. э.
в Китае, в пров. Сычуань, при бурении скважин на соль было открыто месторождение
Цзылюцзин, газ к-рого служил для выпаривания соли из растворов). Эпизодич.
использование природного газа, добываемого из случайно открытых залежей,
продолжалось на протяжении многих столетий. К сер. 19 в. относят применение
природного газа как технологич. топлива (напр., на базе месторождения Дагестанские
Огни было организовано стекольное произ-во). Поисками и разработкой газовых
залежей не занимались вплоть до 20-х гг. 20 в., когда начинается пром.
разработка чисто газовых месторождений: вначале залегающих на малых (ок.
сотен м), а затем на всё больших
глубинах. В этот период разработка месторождений велась примитивно: буровые
скважины размещались на залежи 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 потенциальной производительности скважины (абсолютно свободного
её дебита), а в отдельных случаях (при благоприятных геологич. условиях
и характеристике пласта) рабочие дебиты были больше.

В 30-х гг. благодаря развитию
техники бурения скважин и переходу на большие глубины (1500-3000
м и более) был открыт новый тип залежи - газоконденсатный; разработка
этих залежей потребовала создания новой технологии.

Конец 40-х гг. характеризуется
интенсивным развитием отечественной газовой пром-сти и внедрением в практику
научных методов разработки газовых и газокондецсатных месторождений. В
1948 под рук. сов. учёного Б. Б. Лапука создан первый научно обоснованный
проект разработки газового месторождения (Султангулово Куйбышевской обл.).
В последующие годы промышл. месторождения Г. п. г. разрабатываются по проектам,
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 число эксплуатационных.

Сов. учёными в послевоенный
период созданы и внедрены новые методы разработки месторождений газа. На
первой стадии освоения газовой залежи происходит её опытно-пром. эксплуатация,
в ходе к-рой (2-5 лет) уточняются характеристики залежи - свойства пласта,
запасы газа, продуктивность скважин, степень подвижности пластовых вод
и т. д. Месторождение подключается к ближайшему газопроводу или служит
для газоснабжения местных потребителей. Вторая стадия - пром. эксплуатация,
основанная на достаточно полных сведениях о месторождении, полученных в
ходе опытно-пром. разработки. В этой стадии различают три основных периода
- нарастающей, постоянной и падающей добычи. Первый период занимает 3-5
лет. Он связан с бурением скважин и оснащением газового промысла. За это
время добывается 10-20% от общих запасов газа. Второй период продолжается
ок. 10 лет, в течение к-рых из залежи отбирается 55-60% запасов газа. Количество
скважин в это время растёт, т. к. продуктивность каждой из них в отдельности
падает, а общий отбор газа по залежи остаётся неизменным. Когда
давление в пласте понижается до 5 - 6 Мн/м² (50-60
кгс/см²), вводится в эксплуатацию дожимцая газокомпрессорная
станция, повышающая давление газа, отбираемого из залежей, до значения,
при к-ром обычно работает магистральный газопровод. Третий период
- падающей добычи - не ограничен во времени. Разработка газовой залежи
происходит в основном 15-20 лет. За это время извлекается 80-90% запасов
газа.

В себестоимости добычи Г.
п. г. 40 - 60% составляют затраты на сооружение эксплуатац. скважин. Чтобы
скважина, пробурённая на газоносный пласт, дала газ, достаточно её открыть,
однако высокодебитные скважины полностью открывать нельзя, т. к. при свободном
истечении газа может произойти разрушение пласта и ствола скважины, обводнение
скважины за счёт притока пластовой воды, нерационально будет расходоваться
энергия газа, находящегося в пласте под давлением. Поэтому расход газа
ограничивается, для чего обычно используется штуцер (местное сужение трубы),
устанавливаемый чаще всего на головке скважины. Суточный рабочий дебит
скважин составляет от десятков м³ до нескольких млн.
м³.

С конца 60-х гг. в
СССР впервые в мировой практике пробурены сверхмощные скважины с диаметром
эксплуатационной колонны 8-12 дюймов (200-300 мл).

Продуктивность газовых скважин
зависит от свойств пласта, метода его вскрытия и конструкции забоя скважины.
Чем более проницаем пласт, чем он мощнее и чем лучше сообщается пласт с
внутр. частью скважины, тем более продуктивна скважина. Для увеличения
продуктивности газовой скважины в карбонатных породах (известняки, доломиты)
забой обрабатывают соляной к-той, к-рая, реагируя с породой, расширяет
каналы притока газа; в крепких породах применяют торпедирование забоя,
в результате к-рого призабойная зона пласта приобретает сеть трещин, облегчающих
движение газа. Интенсификация притока газа достигается также с помощью
т. н. гидропескоструйной перфорации колонны обсадных труб, улучшающей степень
сообщаемости пласта со скважиной, и путём гидравлического разрыва пласта,
при к-ром в пласте образуются одна или неск. больших трещин, заполненных
крупным песком, имеющим низкое фильтрац. сопротивление. При выборе системы
размещения скважин на газовом месторождении учитываются не только свойства
пласта, но и топография местности, система сбора газа, характер истощения
залежи, сроки ввода в эксплуатацию компрессорной станции и др. Скважины
располагаются на площади месторождения равномерно по квадратной или треугольной
сетке либо неравномерно - группами. Чаще применяется групповое размещение
(рис. 3), при к-ром облегчается
обслуживание скважин, возможна комплексная автоматизация процессов сбора,
учёта и обработки продукции. Эта система обычно оказывается самой выгодной
и по эконо-мич. показателям. Напр., на Северо-Ставропольском газовом месторождении
групповое расположение скважин
в центральной части залежи позволило сократить (по сравнению с равномерным
размещением) более чем вдвое число экс-плуатац. скважин, что дало
экономию ок. 10 млн. руб.

Рис. 3. Схема группового
размещения скважин на газовом промысле.

Разработка газокоцденсатных
месторождений осуществляется тремя осн. способами. Первый, широко применяемый
в США, состоит в том, что в пласте посредством обратной закачки в него
газа, из к-рого на поверхности выделены тяжёлые углеводороды, поддерживается
достаточно высокое давление (т.н. сайклинг-процесс); благодаря этому
конденсат не выпадает в пласте и подаётся на поверхность в газообразном
состоянии. Извлечение конденсата и обратная закачка тощего (с содержанием
тяжёлых углеводородов - не более 10% ) газа в пласт продолжается,
пока большая часть конденсата из залежи не извлечена. При этом запасы газа
консервируются в течение длит, времени. Второй способ состоит в том, что
для поддержания пластового давления в газоносные пласты закачивается вода.
Это позволяет использовать извлекаемый газ немедленно после выделения из
него конденсата. Однако закачка воды может привести к потерям как газа,
так и конденсата вследствие т. н. защемления газа (неполное вытеснение
газа водой). Этот способ применяется редко. По третьему способу
газоконден-сатные месторождения разрабатываются как чисто газовые. Этот
способ используется в тех случаях, когда содержание конденсата в газе невелико
или если общие запасы газа в месторождении малы.

Разработку газового месторождения
осуществляет газовый промысел, который представляет собой сложное, размещённое
на большой территории хозяйство. На среднем по масштабу газовом промысле
имеются десятки скважин, к-рые расположены на территории, исчисляемой сотнями
км². Осн. тех-нологич. задачи газового промысла - обеспечение
запланированного режима работы скважин, сбор газа по скважинам, учёт его
и подготовка к транспортировке (выделение из газа твёрдых и жидких примесей,
конденсата тяжёлых углеводородов, осушка газа и очистка от сероводорода,
содержание к-рого не должно превосходить 2 г на 100 м³).

Способ выделения конденсата
зависит от темп-ры, давления, состава газа и от того,обрабатывается ли
газ чисто газового месторождения или газоконденсатного. Поступающий из
залежи природный газ всегда содержит нек-рое количество воды; соединяясь
с углеводородами, она образует снеговидное вещество - гидраты углеводородов
(см. Гидратообразование). Гидраты осложняют добычу и транспорт газа.

Прежде чем транспортировать
Г. п. г. к местам потребления, их подвергают переработке, имеющей целью
удаление из Г. п. г. механич. примесей, вредных компонентов (№3),
тяжёлых углеводородных газов (пропана, бутана и др.) и водяных паров.
Для удаления механич. примесей применяются сепараторы различной конструкции.
Удаление влаги из газов осуществляется низкотемпературной сепарацией, т.
е. конденсацией водяных паров при низких темп-рах (до -30 °С), развивающихся
в сепараторах вследствие дросселирования газа (снижение давления газа в
2-4 раза), или
поглощением водяных паров твёрдыми (см. Адсорбция) или жидкими (см.
Абсорбция) веществами. Такими же способами выделяются из газов и
тяжёлые углеводородные газы с получением сырого газового бензина, к-рый
затем разделяется (см. Ректификация) на стабильный газовый бензин
и товарные лёгкие углеводороды (технич. пропан, технич. бутан, пропан-бутановая
смесь и др. фракции). При необходимости из Г. п. г. удаляются и
вредные вещества, гл. обр. сероводород. Для удаления серы из газов используется
ряд твёрдых и жидких веществ, связывающих серу. Газ после обработки на
промысле под давлением 4,5-5,5 Мн/м² (45-55 кгс/см²)
подаётся по коллектору для осушки на промысловый газосборный пункт
или на головные сооружения магистрального газопровода. Г. п. г. чисто газовых
месторождений обычно подвергаются лишь осушке и очистке от твёрдых примесей.

Переход к комплексному проектированию
разработки газовых месторождений, интенсификация притока газа к скважинам,
автоматизация установок на газовых промыслах позволили значительно увеличить
рабочие дебиты скважин, улучшить подготовку газа к транспортировке и снизить
себестоимость природного газа.

Е. В. Левыкин.

Лит.: Газовые месторождения
СССР. Справочник, 2 изд., М., 1968; Еременко Н. А., Геология нефти и газа,
М., 1968; Смирнов А. С., Щирковский А. И., Добыча и транспорт газа. М.,
1957; Коротаев Ю. П., Полянский А. П., Эксплуатация газовых скважин, 2
изд., М., 1961; Шмыгля П. Т., Разработка газовых и газоконденсатных месторождений
(теория и практика), М., 1967; Баз лов М. Н., Жуков А. И., Алексеев Т.
С., Подготовка природного газа и конденсата к транспорту, М., 1968; Разработка
газового месторождения системой неравномерно расположенных скважин, М.,
1968; Гудков С. Ф., Переработка углеводородов природных и попутных газов,
М., 1960.