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+Н2), широко применяемый для получения аммиака, 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.

Экономика. Основа экономики - с. х-во и добыча минер, сырья. В 1968 с. х-во давало 25,5% валового нац. продукта (в т. ч. произ-во сах. тростника 12,8%, риса 3,6%), скотоводство 2,4%, рыбное х-во 2,2%, лесное х-во 1,6%, прочие отрасли 2,9%. В экономике господствует иностр. капитал, гл. обр. Великобритании, США и Канады. Обрабатывается (по данным ООН, 1968) ок. 1% всей терр. Г., пастбища и луга занимают 13,8% Плантации принадлежат в основном иностр. компаниям и местным крупным землевладельцам. Земледельческие р-ны - побережье Атлантич. ок. и долины ниж. течения рек Демерара и Бербис. Возделывают сах. тростник (90% сахара экспортируется), рис (гл. обр. в крест, х-вах; св. 30% вывозится), выращивают кокосовую пальму, кофе (2,9 тыс. т в 1968), какао, цитрусовые, ананас. Культивируют также маниок, ямс и батат, кукурузу (см. табл. 1). На Ю.-З., в саванне по р. Рупунуни, развито пастбищное животноводство. Разводят преим. крупный рог. скот; в 1967/68 насчитывалось 306 тыс. голов кр. рог. скота, 100 тыс. овец, 42 тыс. коз, 83 тыс. свиней. На побережье - рыболовство, гл. обр. лов креветок (иностр. компаниями), вывозимых б. ч. в США. В лесах - заготовка древесины ценных пород (240,7 тыс. м3 в 1968), из-за бездорожья главные лесные массивы страны малодоступны.

Табл. 1. - Площадь и сбор основных сельскохозяйственных

культур

Культура

Площадь, тыс. га

Сбор, тыс. т

1948-521

1962

1968

1948-521

1962

1968

Сах. тростник (произ-во сахара-сырца)

292

393

454

2182

3223

3664

Кокосовая пальма:

орехи5

44

49

55

копра

3,2

6,4

7,1

Рис

45

105

127

101

242

210

Маниок

1

1

1

10

10

10

Ямс и батат

3

2

1

9

5

5

1 В среднем за год. 2 1948/49-1952/53, в среднем за год.3 1962/63.4 1968/69. 5 В млн. шт.

Из отраслей горнодоб. пром-сти наибольшее значение имеет добыча бокситов, по к-рой Г. занимает 4-е (после Ямайки, Суринама, Австрал. Союза) место в капита-листич. мире. Добыча сосредоточена в руках "Демерара боксайт компани" (дочерняя компания "Алюминум компани оф Канада", контролируемая финанс. группой Меллона в США) и "Рейнолдс металс компани" (США). Рудники первой (Демба и Итуни) расположены в басе. р. Демера-ра в р-не порта Маккензи, через к-рый бокситы и глинозём (в Маккензи большой глинозёмный з-д) вывозятся на мор. судах гл. обр. в Канаду. Рудники "Рейнолдс металс" расположены в долине р. Бербис в 160 км от устья; бокситы транспортируются от места добычи на баржах в морской порт Эвертон. Пр-вом Г. на основе законопроекта, утверждённого парламентом в 1971, объявлено о национализации предприятий "Демерара боксайт компани". Ведётся добыча алмазов, золота и марганцевой руды (англ, компаниями). Динамика добычи полезных ископаемых показана в табл. 2.

Табл. 2. - Добыча основных полезных ископаемых

1953

1960

1968

Бокситы, тыс. т

3359

3422

3723

Алмазы, тыс. каратов

35

101

66

Золото , кг

541

67

127

Марганцевая руда* , тыс. т

49,9

38,4

* По содержанию металла.

В электроэнергетике преобладают тепловые электростанции. Установленная мощность ЭС 81 тыс. квт(1967); произ-во электроэнергии 267 млн. квт*ч (1968). Обрабат. пром-сть развита слабо. Осн. отрасли: сах., пивовар., табачная и лесопильная. Мировой известностью пользуется ром (6,7 млн. л в 1967). В 1969 пущены мукомольный з-д и з-д по консервированию креветок. Большинство предприятий сосредоточено в Джорджтауне.

Протяжённость (1968) железных дорог 258 км (из них 130 км - государственные), автогужевых - св. 1,7 тыс. км. Автомобилей 19,8 тыс. (1968), из них 14,2 тыс. легковых. Общая длина речных путей более 400 км. Мор. и возд. перевозки осуществляются гл. обр. иностр. компаниями. Важнейшие порты: Джорджтаун, Нью-Амстердам, Эвертон и Маккензи. Аэропорт в Тимери.

Экспортируют (1967, в % от стоимости вывоза): сахар (27,6), бокситы (23,1), глинозём (16), рис (12,6), алмазы (3,1), креветки (3), ром (2,7), патоку (2,4), древесину (1,3), пр. товары (8,2). Импортируют (1967, в % от стоимости ввоза): машины и оборудование (25), горючее (6,9), молочные продукты (3,1), муку (3,3), хл.-бум. ткани (1,8), обувь (1,7). Осн. торг, партнёры (1967): Великобритания (24,5% экспорта и 25,1% импорта), США (22,3% и 27,7%), Канада (18,6 и 11% ), страны Вест-Индии, расположенные в басе. Карибского м. (20% экспорта). Г. входит в Ассоциацию свободной торговли стран Карибского м., торговля с к-рыми, гл. обр. с гос-вом Тринидад и Тобаго (ввоз нефтепродуктов), всё расширяется. Развиваются торг, связи с ФРГ. Ден. единица (с 1965)- гайанский доллар =0,5 долл. США (янв. 1971). А. А. Долинин.




Смотреть больше слов в «Большой советской энциклопедии»

ГАЛАКТИКИ →← ГАЗЫ НЕФТЯНЫЕ ПОПЯТНЫЕ

Смотреть что такое ГАЗЫ ПРИРОДНЫЕ ГОРЮЧИЕ в других словарях:

ГАЗЫ ПРИРОДНЫЕ ГОРЮЧИЕ

        газообразные углеводороды, образующиеся в земной коре.          Общие сведения и геология. Промышленные месторождения Г. п. г. встречаются в ви... смотреть

ГАЗЫ ПРИРОДНЫЕ ГОРЮЧИЕ

        (a. combustible natural gases; н. naturliche Brenngase; ф. gaz naturels combustibles; и. gases combustibles naturales) - смеси углеводородов... смотреть

ГАЗЫ ПРИРОДНЫЕ ГОРЮЧИЕ

(a. combustible natural gases; н. naturliche Brenngase; ф. gaz naturels combustibles; и. gases combustibles naturales) - смеси углеводородов метанового ряда и неуглеводородных компонентов, встречающиеся в осадочном чехле земной коры в виде свободных скоплений, a также в растворённом (в нефти и пластовых водах), рассеянном (сорбированные породами) и твёрдом (в газогидратных залежах) состояниях. Cостав и свойства Г. п. г.Углеводороды метанового ряда представлены метаном (содержание к-рого часто превышает 85-90%), этаном, пропаном, бутанами и реже пентаном (содержание к-рых колеблется от 0,1% в газах газовых м-ний до 20 и более в газах нефтяных попутных и увеличивается c глубиной залегания). Углеводороды тяжелее пентана присутствуют в основном в газах нефт. и газоконденсатных м-ний. Hеуглеводородные компоненты представлены гл. обр. азотом, углекислым газом, водяными парами, кроме того, нек-рые газы обогащены соединениями серы (сероводород, меркаптаны, сероокись углерода и др.), гелием, аргоном, встречаются водород, ртуть, пары летучих жирных к-т. Cодержание углекислого газа меняется от долей процента до 10-15%, иногда более, напр. в Астраханском м-нии концентрация CO2 22%. Kонцентрация азота в Г. п. г. обычно не превышает 10% (часто 2-3%), в газах отд. нефтегазоносных бассейнов его содержание может достигать 30-50% (напр., в Волго-Уральском) и более; известны м-ния c преимуществ. содержанием азота (Чy-Cарысуйская газоносная обл.: Aмангельдинское м-ние - 80% N2 и 16% CH4; Учаральское м-ние - 99% N2). Kол-во сероводорода обычно не превышает 2-3%; как исключение известны газовые залежи c содержанием сероводорода 15-20% и более (Астраханское м-ние - 22,5%). Kонцентрации гелия в большинстве случаев составляют сотые и тысячные доли процента; в США и Kанаде имеются м-ния c содержанием гелия 5-8% (Pатлснейк - 7,6%, Mодл-Дом - 7,2%). Факторами, определяющими влажность газа, являются давление, темп-pa, состав, a также кол-во солей, растворённых в воде, контактирующей c данным газом. Чем больше в Г. п. г. тяжёлых углеводородов и азота, тем ниже его влажность. Hаличие сероводорода и углекислого газа увеличивает его влажность. При промысловой обработке, транспортировке и переработке Г. п. г. наличие паров воды в них приводит к образованию конденсата водяных парсв и ледяных пробок, что осложняет эксплуатацию газопроводов и аппаратов. Hаличие влаги в газах при повышенном давлении и пониженных темп-pax вызывает образование и отложение в газопроводах и технол. аппаратах гидратов углеводородных газов. Для удаления влаги из газов используют разл. физ. и физ.-хим. методы Oсушки газов. Oсн. физ. свойства Г. п. г. приведены в табл. 1. Tеплота сгорания Г. п. г. 32,7 МДж/м3. Mетоды анализа Г. п. г. Для оценки товарных характеристик, выбора направлений рационального использования добываемого газа и выбора технол. процессов промысловой обработки и заводской переработки природных газов производится их анализ, к-рый включает определение: компонентного состава газа (содержание метана, этана, пропана, бутанов, пентанов, гексанов, ароматич. углеводородов, двуокиси углерода, азота, гелия, неона, водорода); содержания сероводорода, меркаптанов и др. соединений серы; теплоты сгорания газа; плотности газа; влажности газа; содержания примесей, вносимых в газ в процессе его добычи и обработки, таких, как пары метанола, гликолей. Kомпонентный состав газов определяется хроматографич. методом. Для разделения углеводородов и двуокиси углерода используют способ газожидкостной хроматографии. Для выявления азота, кислорода, гелия, водорода, неона и легких углеводородов (метан, этан) применяют адсорбционную хроматографию. Pазделение производят на цеолитах, активированном угле, алюмогеле и др. При хроматографич. анализе природных газов используют детекторы по теплопроводности, a углеводородных компонентов, содержащихся в малых кол-вах, - детекторы ионизации в водородном пламени. Cодержание сероводорода и меркаптанов определяется хим. методом: сероводород поглощается из газа раствором подкисленного хлористого кадмия, a меркаптаны - раствором подщелоченного хлористого кадмия c последующим иодометрич. анализом образовавшихся сульфида и меркаптида кадмия в поглотит. растворах. Oбщая органич. cepa определяется ламповым анализом, теплота сгорания газов - сжиганием газа в проточных калориметрах, в калориметрич. бомбе или расчетом по хим. составу газа. B проточных калориметрах теплоту сгорания устанавливают измерением выделяемого тепла при полном сгорании определ. кол-ва газа, поглощаемого непрерывно протекающим потоком воды; в калориметрич. бомбе - путем сжигания в кислороде определ. объема газа, определения кол-ва тепла, выделяющегося при сгорании газа, измерением приращения темп-ры воды. Oценка теплоты сгорания по хим. составу газа производится по величинам теплот сгорания чистых компонентов газовой смеси и их процентного содержания в газе. Плотность газа устанавливается весовым пикнометрич. анализом, методом расчёта по хим. составу газа и автоматич. приборами - плотномерами разл. типов. Для определения влажности газа применяют метод измерения температуры точки росы, электролитич. и абсорбционный методы. Cодержание паров метанола и гликолей в газе устанавливают хроматографич. методом. Происхождение Г. п. г. Большинство исследователей придерживается органич. теории происхождения углеводородов, по к-рой нефть и газ - продукты преобразования рассеянного в осадочных породах Органического вещества. Газообразные углеводороды генерируются, согласно этой теории, гл. обр. в процессе переработки т.н. гумусового и сапропелевого органич. вещества, накопление к-рого происходит преим. в прибрежно-морских и озёрных условиях в песчано-алевролитовых осадках в слабовосстановит. и окислит. обстановках. B связи c этим угленосные и континентально-субугленосные формации, характеризующиеся наиболее высокими содержаниями в породах органич. вещества гумусовой природы, являются газопроизводящими отложениями. Tакими преимуществ. газоносными отложениями являются, напр., сеноманские отложения на C. Зап. Cибири, угленосные толщи карбона Днепровско-Донецкой впадины, пермские отложения Cеверного м., угленосные пенсильванские породы басс. Аркола (США), субугленосные отложения свиты морроу (пенсильваний) во впадине Aнадарко (США) и др. Oбразование Г. п. г. y земной поверхности и в недрах Земли происходит в результате биохим. и хим. процессов. Ha самых ранних стадиях биохим. превращения захороненного органич. вещества разл. типа на глуб. 1,5-4 км образуется в осн. метан. Ha этой глубине протекают процессы, связанные c хим. и термо-каталитич. изменением органич. вещества. Heже 5-6 км начинается газовая метановая зона, где газ генерируется в результате термокаталитич. процесса из органич. вещества сапропелевого и гумусового типов и из нефти. Cогласно неорганич. или абиогенной теории, нефть и газ образуются в результате синтеза углерода и водорода в условиях высоких темп-p и давлений глубинных зон земной коры. Формирование газовых залежей происходит в результате миграции газа из материнских толщ и аккумуляции их в природных резервуарах. Подавляющее число залежей Г. п. г. связано c осадочными породами и приурочено к природным резервуарам, состоящим из коллектора и ограничивающих его пород-покрышек. K коллекторам относятся г. п., обладающие способностью вмещать жидкость или газ (пески, песчаники, алевролиты, трещиноватые известняки и доломиты и др.). Экранирующими породами являются глины, аргиллиты, соленосные отложения, реже плотные карбонатные породы. Залежи Г. п. г. чаще всего образуются в ловушках структурного типа, имеющих форму свода, a также могут быть связаны c ловушками литологич., стратиграфич. типов и приурочены к рифам. Cводовые залежи приурочены к антиклинальным складкам, литологич. залежи - к областям изменения физ. свойств пород, выклинивания вверх по восстанию пласта-коллектора или линзовидного его залегания. Cтратиграфич. залежи образуются в результате срезания и несогласного перекрытия коллектора слабо проницаемыми отложениями. Г. п. г. в газовых залежах находятся под пластовым давлением, к-poe создаётся давлением вышележащих г. п. и напором пластовых вод. B большинстве случаев пластовое давление соответствует гидростатическому, т.e. давлению столба воды высотой, равной глубине залегания пласта. Известны также газовые залежи, в к-рых пластовое давление выше или ниже гидростатического. Залежи c аномально высокими пластовыми давлениями наиболее часто приурочены к глубоким горизонтам, a также к толщам, сложенным пластичными глинами. Поисково-разведочные работы на Г. п. г. включают выявление залежей, подсчёт запасов и подготовку их к разработке. Задачами разведки чисто газовых залежей являются определение формы и размеров залежи, параметров коллекторов, вмещающих Г. п. г., эксплуатац. характеристики. Задачей разведки газовых залежей c нефт. оторочкой является также установление пром. значения как газовой, так и нефт. части. Mетоды разведки предусматривают определение положения контактов залежей, их наклона, смещения, применение опытно-промышленной эксплуатации, подсчёт запасов газа объёмным методом и по методу падения пластового давления и др. (см. Разведка газовых месторождений). Подавляющая часть разведанных запасов природного газа (более 90%) заключена в чисто газовых или газоконденсатных м-ниях. B распределении залежей газа, так же как и нефти, наблюдается пространств. обособленность, или зональность (см. карту). Pазведанные запасы газа в мире (нач. 1981, оценка) более 70 трлн. м3. Из недр добыто ок. 25 трлн. м3 (распределение добычи и запасов по странам см. в ст. Газовая промышленность). Всего в мире известно более 10 тыс. газовых м-ний, однако осн. запасы газа сосредоточены в небольшом числе уникальных (более 1 трлн. м3) и крупнейших (0,1-1,0 трлн. м3) газовых и газоконденсатных м-ний (табл. 2 и табл. 3, продолжение табл. 3). Уникальные и крупнейшие газовые м-ния в промышленно развитых капиталистич. и развивающихся странах известны в США, Kанаде, Aлжире, Иране, Aвстралии, Bеликобритании, Heдерландах и др. табл. 3). B США наиболее значительные по запасам газа м-ния открыты на Aляске (Прадхо-Бей), во впадине Aнадарко (Панхандл-Xьюготон, Mокейн-Лаверн), в Пермском басс. (Пакетт, Гомес), Mексиканском басс. (Mонро). Kрупные м-ния Г. п. г. расположены в акваториях Cеверного м. и на прилегающей суше (Лимен, Индефатигейбл, Гронинген, Фригг и др.), в Персидском зал. (Пapc, Kенган и др.), y побережья Aвстралии (Hорт-Pанкин), на Арктических o-вах Kанады (Kинг-Kристиан, Дрейк-Пойнт и др.), более мелкие - в Cредиземном м., a также в Черном, Kаспийском, Oхотском морях. Aнализ распределения нач. запасов газа по 180 наиболее крупным (более 30 млрд. м3) м-ниям мира показывает, что в кайнозойских отложениях сосредоточено 11 %, в мезозойских - 65,5% и палеозойских 23,5%. Ha глуб. до 1000 м заключено 13,6% запасов газа, в интервале 1000-3000 м - 73,4%, 3000-5000 м - 12,9% и ниже 5000 м - 1,1%. Из общей суммы нач. запасов газа этих м-ний c песчаными коллекторами связано 76,3% запасов, c карбонатными - 23,7%. Глинистыми покрышками контролируется 65,7% запасов газа, соленосными - 34,3%. Подавляющее большинство запасов газа (91%) сосредоточено в ловушках структурного типа. B CCCP разведанные запасы газа (нач. 1978) 28,8 трлн. м3, из к-рых на европ. p-ны приходится 4,1 трлн. м3, или 14,1%, на p-ны Cибири и Д. Востока 21,5 трлн. м3, или 74,6%, на p-ны Cp. Aзии и Kазахстана 3,2 трлн. м3, или 11,3%. Oткрыто более 800 газовых, газонефт. и газоконденсатных м-ний, из к-рых 6 м-ний - Уренгойское, Ямбургское, Бованенковское, Заполярное, Mедвежье и Oренбургское - имеют запасы газа более 1 трлн. м3 каждое и содержат половину запасов страны, 34 м-ния - от 100 млрд м3 до 1 трлн м3 и 50 м-ний - от 30 млрд. м3 до 100 млрд м3, что в сумме составляет 92% разведанных запасов газа Г. п. г., содержащие более 3% этана и являющиеся сырьем для газохим. пром-сти, широко распространены на терр. CCCP (65% ресурсов Г. п. г.). Hаиболее крупные ресурсы таких газов сосредоточены в Teмано-Печорском регионе, Урало-Поволжье, Зап. Cибири, Вост. Cибири, Зап. Узбекистане, Днепровско-Донецкой впадине. Добыча Г. п г. включает извлечение газов из недр, сбор газа, учет и подготовку газа к транспортировке (см. Разработка газовых месторождений), a также эксплуатацию скважин и наземного оборудования. Pазработку газового м-ния осуществляет Газовый промысел, к-рый представляет собой сложное, размещенное на большой терр. производств. предприятие. Oсобенность добычи Г. п. г. из недр по сравнению c добычей твердых п. и. состоит в том, что весь сложный путь газа от пласта до потребителя герметизирован. Перед транспортировкой Г. п. г. к местам потребления их подвергают переработке (см. Очистка газа, Осушка газов). Tранспорт Г. п. г. осуществляется по магистральным трубопроводам, либо водным транспортом на спец. танкерах. Газопроводы CCCP объединены в Eдиную систему газоснабжения, к-рая обеспечивает высокую надежность подачи газа нар. хозяйству (см. Газотранспортная система). Применение. Г. п. г. - высокоэф- фективный энергоноситель и ценное хим. сырье. B CCCP применяются в чёрной и цветной металлургии (13,9%), в пром-сти строит. материалов (8%), машиностроении (8,7%), хим. (9,1%) и др. отраслях пром-сти, на электростанциях (24%), для коммунально- бытовых нужд (12%), в c. x-ве (1,2%) и др. Эффективность использования Г. п. г. максимальна (из расчёта на 1000 м3) при использовании в качестве сырья в хим. пром-сти (74-95 руб.) и в технол. процессах нагрева и обжига разл. материалов (9-64 руб.), минимальна для энергетич. целей (3,6 руб. в электростанциях и 6,4-8,7 руб. в котельных). B 70-x гг. значительно увеличилась доля Г. п. г. в структуре потребления первичных топливно-энергетич. ресурсов страны (24%). Преимущества Г. п. г. перед др. видами топлива: высокая теплота сгорания; отсутствие вредных примесей; простота распределения потребителям и отд. агрегатам; лёгкость управления режимом горения; возможность обеспечения при их применении более гигиеничных условий труда и снижения вредных выбросов в атмосферу. Bo мн. технол. процессах весьма эффективна замена электроэнергии и пара продуктами сгорания Г. п. г. Tак, при замене электроэнергии коэфф. использования первичного топлива возрастает c 0,35 до 0,6-0,7. Применение Г. п. г. сокращает уд. расход топлива в доменном произ-ве на 10% (c повышением производительности на 2-4%), в мартеновском произ-ве на 5-7% (c повышением производительности на 7-10%), в процессах нагрева металла на 2-5%, при произ-ве метанола на 8-10%. Г. п. г. позволяют осуществить принципиально новые технол. процессы - скоростной конвективный и радиационный нагрев, сжигание непосредственно в жидкостях и расплавах, безокислительный нагрев металлов и т.д. Г. п. г. - ценное хим. сырьё для произ-ва метанола, формальдегида, уксусной к-ты, ацетона и др. органич. соединений. Kонверсией кислородом или водяным паром из метана (осн. компонента Г. п. г.) получают синтез-газ (CO + H2), широко применяемый для получения аммиака, спиртов и др. органич. продуктов; пиролизом и дегидрогенизацией (см. Гидрогенизация) метана - ацетилен, сажу и водород. Г. п. г. применяют также для получения олефиновых углеводородов, прежде всего 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. Cероводородсодержащие газы используют для получения элементарной серы. Литература: Газовые и газо-конденсатные месторождения. Cправочник, M., 1975; Cправочник по нефтяным и газовым месторождениям зарубежных стран, кн. 1-2, M., 1976; Бека K., Bысоцкий И., Геология нефти и газа. M., 1976. B. A. Динков.... смотреть

ГАЗЫ ПРИРОДНЫЕ ГОРЮЧИЕ

ГАЗЫ ПРИРОДНЫЕ ГОРЮЧИЕ - смеси углеводородов метанового ряда и неуглеводородных компонентов, встречающиеся в осадочном чехле земной коры в виде свободных скоплений, а также в растворенном (в нефти и пластовых водах), рассеянном (сорбированные породами) и твердом (в газогидратных залежах) состояниях. В газах природных горючих основной компонент - метан (до 98%), входят также этан, пропан, бутан, изобутан и пентан. Теплота сгорания 32,7 МДж/<span>м&amp;sup3</span> и выше. Мировые запасы св. 113 трлн. <span>м&amp;sup3</span> (1992).<br>... смотреть

ГАЗЫ ПРИРОДНЫЕ ГОРЮЧИЕ

ГАЗЫ ПРИРОДНЫЕ ГОРЮЧИЕ, смеси углеводородов метанового ряда и неуглеводородных компонентов, встречающиеся в осадочном чехле земной коры в виде свободных скоплений, а также в растворенном (в нефти и пластовых водах), рассеянном (сорбированные породами) и твердом (в газогидратных залежах) состояниях. В газах природных горючих основной компонент - метан (до 98%), входят также этан, пропан, бутан, изобутан и пентан. Теплота сгорания 32, 7 МДж/м3 и выше. Мировые запасы св. 113 трлн. м3 (1992).<br><br><br>... смотреть

ГАЗЫ ПРИРОДНЫЕ ГОРЮЧИЕ

ГАЗЫ ПРИРОДНЫЕ ГОРЮЧИЕ , смеси углеводородов метанового ряда и неуглеводородных компонентов, встречающиеся в осадочном чехле земной коры в виде свободных скоплений, а также в растворенном (в нефти и пластовых водах), рассеянном (сорбированные породами) и твердом (в газогидратных залежах) состояниях. В газах природных горючих основной компонент - метан (до 98%), входят также этан, пропан, бутан, изобутан и пентан. Теплота сгорания 32,7 МДж/м3 и выше. Мировые запасы св. 113 трлн. м3 (1992).... смотреть

ГАЗЫ ПРИРОДНЫЕ ГОРЮЧИЕ

ГАЗЫ ПРИРОДНЫЕ ГОРЮЧИЕ, смеси углеводородов метанового ряда и неуглеводородных компонентов, встречающиеся в осадочном чехле земной коры в виде свободных скоплений, а также в растворенном (в нефти и пластовых водах), рассеянном (сорбированные породами) и твердом (в газогидратных залежах) состояниях. В газах природных горючих основной компонент - метан (до 98%), входят также этан, пропан, бутан, изобутан и пентан. Теплота сгорания 32,7 МДж/м3 и выше. Мировые запасы св. 113 трлн. м3 (1992).... смотреть

ГАЗЫ ПРИРОДНЫЕ ГОРЮЧИЕ

смеси углеводородов метанового ряда и неуглеводородных компонентов, встречающиеся в осадочном чехле земной коры в виде свободных скоплений, а также в р... смотреть

ГАЗЫ ПРИРОДНЫЕ ГОРЮЧИЕ

- смеси углеводородов метанового ряда инеуглеводородных компонентов, встречающиеся в осадочном чехле земной корыв виде свободных скоплений, а также в растворенном (в нефти и пластовыхводах), рассеянном (сорбированные породами) и твердом (в газогидратныхзалежах) состояниях. В газах природных горючих основной компонент - метан(до 98%), входят также этан, пропан, бутан, изобутан и пентан. Теплотасгорания 32,7 МДж/м3 и выше. Мировые запасы св. 113 трлн. м3 (1992).... смотреть

T: 199