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.