Гази природні пальні, газоподібні вуглеводні, що утворюються в земній корі.
Загальні відомості і геологія . Промислові родовища Р. п. р. зустрічаються у вигляді відособлених скупчень, не пов'язаних з яким-небудь ін. корисною копалиною; у вигляді газонафтових родовищ, в яких газоподібні вуглеводні повністю або частково розчинені в нафті або знаходяться у вільному стані і заповнюють підвищену частину покладу (газові шапки) або верхні частини горизонтів газонафтової свити, що повідомляються між собою; у вигляді газоконденсатних родовищ, в яких газ збагачений рідкими, переважно низькокиплячими вуглеводнями.
Р. п. р. складаються з метану, етану, пропана і Бутану, інколи містять домішки легкокипящих рідких вуглеводнів — пентана, гексану і др.; у них присутні також вуглекислий газ, азот, сірководень і інертні гази. Багато родовищ Р. п. р., що залягають на глибині не більше 1,5 км., складаються майже з одного метану з невеликими домішками його гомологів (етапу, пропана, Бутану), азоту, аргону, інколи вуглекислого газу і сірководня; з глибиною вміст гомологів метану зазвичай зростає. У газоконденсатних родовищах вміст гомологів метану значно вищий, ніж метану. Це ж характерно для газів нафтових попутних . В окремих газових родовищах спостерігається підвищений вміст вуглекислого газу, сірководня і азоту. Зустрічаються Р. п. р. у відкладеннях всіх геологічних систем починаючи з кінця протерозоя ( мал. 1 ) і на різних глибинах, але частіше всього до 3 км. Утворюються Р. п. р. в основному в результаті катагенетічеського перетворення органічної речовини осадових гірських порід (див. Гази земної кори ) . Поклади Р. п. р. формуються в природних пастках на дорогах міграції газу.
Міграція відбувається в результаті статичного або динамічного навантаження порід, що вичавлюють газ, а також при вільній дифузії газу із зон високого тиску в зони меншого тиску. Розрізняють внерезервуарную регіональну міграцію крізь потужні товщі порід різної проникності по капілярах, порах розломам і тріщинам і внутрішньорезервуарну локальну міграцію усередині добре проникних пластів, коллектірующих газ.(газета)
Газові поклади по особливостях їх будови розділяються на дві групи: пласти і масивні ( мал. 2 ). У покладах пластів скупчення газу приурочені до певних пластів-колекторів. Масивні поклади не підкоряються в своїй локалізації певним пластам. Найбільш поширені серед пластів склепінні поклади, що зберігаються потужною глинистою або галогенною покришкою. Підземними природними резервуарами для 85% загального числа газових і газоконденсатних покладів служать піщані, піщано-алевритові і алевритові породи, незрідка перешаровані глинами; у останніх 15% випадків колекторами газу є карбонатні породи. Серія покладів, підлеглих єдиній геологічній структурі, складає окремі родовища. Структури родовищ різні для складчастих і платформених умов. У складчастих районах виділяються дві групи структур, пов'язані з антиклиналями і монокліналями. У платформених районах намічаються 4 групи структур: куполовидних і брахиантіклінальних поднятій, ерозійних і рифових масивів, монокліналей, синклінальних прогинів. Всі газові і газонафтові родовища приурочені до того плі іншому газонафтоносному осадовому (осадово-порідному) басейну, що є автономними областями крупного і тривалого занурення в сучасній структурі земної кори. Серед них розрізняють 4 групи: приурочені до внутрішньоплатформених прогинів (наприклад, Мічіган і Іллінойсський басейн Сівши. Америки, Волго-уральська обл. СРСР); приурочені до прогнутих краєвих частин платформ (наприклад, Зап.-Сибирский у СРСР); контрольовані западинами відроджених гір (басейни Скелястих гір в США, басейни Ферганської і Таджицької западин в СРСР); пов'язані з предгірними і внутрішніми западинами молодих альпійських гірських споруд (Каліфорнійський басейн в США, сахалінський басейн в СРСР). Все більше відкривається газових покладів в зоні шельфу і в мілководих басейнах (наприклад, в Північному морі крупні газові родовища — Уест-Сол, Хьюїт, Леман-банк).
Світові геологічні запаси горючих газів на континентах, в зоні шельфів і мілководого Морея, за прогнозною оцінкою, досягають 10 15 м 3 , що еквівалентно 10 12 т нафти.
СРСР володіє величезними ресурсами Р. п. р. Найбільш крупними родовищами є: Уренгойськоє (4 трильйони м 3 ) і Заполярноє (1,5 трильйона м 3 ), приурочені до крейдяних відкладень Зап.-Сибирского басейну Вуктильськоє (750 млрд. м 3 ) і Оренбурзьке (650 млрд. м 3 ) у Волго-уральській обл.; Газлі (445 млрд. м 3 ) в Середній Азії; Шебслінськоє (390 млрд. м 3 ) на Україні; Ставропольське (220 млрд. м 3 ) на Сівбу. Кавказі. Серед зарубіжних країн найбільш крупні запаси Р. п. р. мають в своєму розпорядженні (оцінка загальних запасів в трильйонах м 3 ): США (8,3), Алжір (4,0), Іран (3,1), Нідерланди (2,3); найбільшими родовищами за кордоном є (у трильйонах м 3 ) : в США — Панхандл-Хьюготон (1,96); у Нідерландах — Слохтерен (Гронінген) (1,65); у Алжірі — Хасси-Рмель (близько 1).
Н. Би. Вассоєвіч.
Вживання. Р. п. р. — високоекономічне енергетичне паливо, теплота згорання 32,7 Мдж/м 3 (7800 ккал/м 3 ) і вище, широко застосовується як паливо на електростанціях, в чорній і кольоровій металургії цементній і скляній промисловості, при виробництві будматеріалів і для комунально-побутових потреб.
Вуглеводні, що входять до складу Р. п. р., — сировина для виробництва метилового спирту, формальдегіду, ацетальдегіду, оцетової кислоти, ацетону і ін. органічних сполук. Конверсією киснем або водяною парою з метану — основного компонента Р. п. р. — отримують синтез-газ (Co+h 2 ), широко вживаний для здобуття аміаку спиртів і ін. органічних продуктів. Піролізом і дегідрогенізацією (див. Гідрогенізація ) метану отримують ацетилен, саджу і водень, використовуваний головним чином для синтезу аміаку. Р. п. р. застосовують також для здобуття олефінових вуглеводнів, і в першу чергу етилену і пропилену, які у свою чергу є сировиною для подальшого органічного синтезу. З них виробляють пластичні маси, синтетичні каучуки, штучні волокна і ін. продукти.
С. Ф. Гудків.
Видобуток Р. п. р. включає витягання газів з надр, їх збір, облік і підготовку до транспортування споживачеві (т.з. розробка газових родовищ), а також експлуатацію свердловин і наземного устаткування. Особливість видобутку Р. п. р. з надр в порівнянні з видобутком твердих корисних копалини полягає в тому, що вся складна дорога газу від пласта до споживача герметизована.
Виходи Р. п. р. з природних джерел (наприклад, «вічні вогні» в Дагестані, Азербайджані, Ірані і ін.) використовувалися людиною з незапам'ятних часів. Пізніше знайшов вживання природний газ, що отримується з колодязів і свердловин (наприклад, в 1-м-коді тис. н.е.(наша ера) в Китаї, в провінції Сичуань, при бурінні свердловин на сіль було відкрито родовище Цзилюцзін, газ якого служив для випаровування солі з розчинів). Епізодичне використання природного газу, що добувається з випадково відкритих покладів, продовжувалося впродовж багатьох століть. До середини 19 ст відносять вживання природного газу як технологічного палива (наприклад, на базі родовища Дагестанські Вогні було організовано скляне виробництво). Пошуками і розробкою газових покладів не займалися аж до 20-х рр. 20 ст, коли починається промислова розробка чисто газових родовищ: що спочатку залягають на малих (близько сотень м-коду ) , а потім на все великих глибинах. У цей період розробка родовищ велася примітивно: бурові свердловини розміщувалися на покладі по рівномірній сітці з відстанню між ними в середньому в 1 милю (1,6 км. ) . Видобуток Р. п. р. зі свердловини складав 10—20% від потенційної продуктивності свердловини (абсолютно вільного її дебіта), а в окремих випадках (за сприятливих геологічних умов і характеристики пласта) робочі дебіти були великі.
В 30-х рр. завдяки розвитку техніки буріння свердловин і переходу на великі глибини (1500—3000 м-код і більш) був відкритий новий тип покладу — газоконденсатний; розробка цих покладів зажадала створення нової технології.
Кінець 40-х рр. характеризується інтенсивним розвитком вітчизняної газової промисловості і впровадженням в практику наукових методів розробки газових і газоконденсатних родовищ. У 1948 під керівництвом сов.(радянський) ученого Б. Б. Лапука створений перший науково обгрунтований проект розробки газового родовища (Султангулово обл. Куйбишевськой). У подальші роки промислові родовища Р. п. р. розробляються по проектах, складених на основі останніх досягнень промислової геології, гідродинаміки і ін. Важливим етапом освоєння родовища є його розвідка. Детальна розвідка газового покладу вимагає буріння великого числа глибоких свердловин, часто кількість розвідувальних свердловин перевищує необхідне число експлуатаційних.
Радянськими ученими в післявоєнний період створені і упроваджені нові методи розробки родовищ газу. На першій стадії освоєння газового покладу відбувається її дослідно-промислова експлуатація, в ході якої (2—5 років) уточнюються характеристики покладу — властивості пласта, запаси газу, продуктивність свердловин, міра рухливості вод пластів і т. д. Родовище підключається до найближчого газопроводу або служить для газопостачання місцевих споживачів. Друга стадія — промислова експлуатація, заснована на досить повних відомостях про родовище, отриманих в ході дослідно-промислової розробки. У цій стадії розрізняють три основні періоди — наростаючого, постійного і падаючого видобутку. Перший період займає 3—5 років. Він пов'язаний з бурінням свердловин і оснащенням газового промислу. За цей час добувається 10—20% від загальних запасів газу. Другий період продовжується близько 10 років, протягом яких з покладу відбирається 55—60% запасів газу. Кількість свердловин в цей час зростає, т. до. продуктивность кожною з них окремо падає, а загальний відбір газу по покладу залишається незмінним. Коли тиск в пласті знижується до 5—6 Мн/м 2 (50—60 кгс/см 2 ) , вводиться в експлуатацію дожімная газокомпресорна станція, що підвищує тиск газу, що відбирається з покладів, до значення, при якому зазвичай працює магістральний газопровід. Третій період — падаючого видобутку — не обмежений в часі. Розробка газового покладу відбувається в основному 15—20 років. За цей час витягується 80—90% запасів газу.
В собівартості видобутку Р. п. р. 40—60% складають витрати на спорудження експлуатаційних свердловин. Щоб свердловина, пробурена на газоносний пласт, дала газ, достатнє її відкрити, проте високодебітні свердловини повністю відкривати не можна, т. до. при вільному виділенні газу може статися руйнування пласта і ствола свердловини, обводнення свердловини за рахунок припливу води пласта, нераціонально витрачатиметься енергія газу, що знаходиться в пласті під тиском. Тому витрата газу обмежується, для чого зазвичай використовується штуцер (місцеве звуження труби), що встановлюється найчастіше на голівці свердловини. Добовий робочий дебіт свердловин складає від десятків м 3 до декількох млн. м 3 .
З кінця 60-х рр. в СРСР вперше в світовій практиці пробурені надпотужні свердловини з діаметром експлуатаційної колони 8—12 дюймів (200—300 мм ) .
Продуктивність газових свердловин залежить від властивостей пласта, методу його розтину і конструкції забою свердловини. Чим проникніший пласт, ніж він потужніше і чим краще повідомляється пласт з внутрішньою частиною свердловини, тим більше продуктивна свердловина. Для збільшення продуктивності газової свердловини в карбонатних породах (вапняки доломіт) забій обробляють соляною кислотою, яка, реагуючи з породою, розширює канали припливу газу; у міцних породах застосовують торпедування забою, в результаті якого прізабойная зона пласта набуває мережі тріщин, що полегшують рух газу. Інтенсифікація припливу газу досягається також за допомогою т. і. гидропеськоструйной перфорації колони обсадних труб, поліпшуючої міру сообщаємості пласта зі свердловиною, і дорогою гідравлічного розриву пласта, при якому в пласті утворюються одна або декілька великих тріщин, заповнених крупним піском, що має низький фільтраційний опір. При виборі системи розміщення свердловин на газовому родовищі враховуються не лише властивості пласта, але і топографія місцевості, система збору газу, характер виснаження покладу, терміни введення в експлуатацію компресорної станції і ін. Свердловини розташовуються на площі родовища рівномірно по квадратній або трикутній сітці або нерівномірно — групами. Частіше застосовується групове розміщення ( мал. 3 ), при якому полегшується обслуговування свердловин, можлива комплексна автоматизація процесів збору, обліку і обробки продукції -Ета система зазвичай виявляється найвигіднішою і за економічними показниками Наприклад, на Північно-ставропольському газовому родовищі групове розташування свердловин в центральній частині покладу дозволило скоротити (в порівнянні з рівномірним розміщенням) більш ніж удвічі число експлуатаційних свердловин, що дало економію близько 10 млн. крб.
Розробка газоконденсатних родовищ здійснюється трьома основними способами. Перший, широко вживаний в США, полягає в тому, що в пласті за допомогою зворотного закачування в нього газу, з якого на поверхні виділені важкі вуглеводні, підтримується досить високий тиск (т.з. сайклінг-процес); завдяки цьому конденсат не випадає в пласті і подається на поверхню в газоподібному стані. Витягання конденсату і зворотне закачування худого (з вмістом важких вуглеводнів — не більше 10%) газу в пласт продовжується, поки велика частина конденсату з покладу не витягує. При цьому запаси газу консервуються протягом довгого часу. Другий спосіб полягає в тому, що для підтримки тиску пласта в газоносні пласти закачується вода. Це дозволяє використовувати витягуваний газ негайно після виділення з нього конденсату. Проте закачування води може привести до втрат як газу, так і конденсату унаслідок т.з. затискання газу (неповне витіснення газу водою). Цей спосіб застосовується рідко. За третім способом газоконденсатні родовища розробляються як чисто газові. Цей спосіб використовується в тих випадках, коли вміст конденсату в газі невеликий або якщо загальні запаси газу в родовищі малі.
Розробку газового родовища здійснює газовий промисел, який є складним, розміщеним на великій території господарством. На середньому по масштабу газовому промислі є десятки свердловин, які розташовані на території, що обчислюється сотнями км 2 . Основні технологічні завдання газового промислу — забезпечення запланованого режиму роботи свердловин, збір газу по свердловинах, облік його і підготовка до транспортуванню (виділення з газу твердих і рідких домішок, конденсату важких вуглеводнів, осушення газу і очищення від сірководня, вміст якого не повинен перевершувати 2 г на 100 м 3 ) .
Спосіб виділення конденсату залежить від температури, тиску, складу газу і від того, чи обробляється газ чисто газового родовища або газоконденсатного. Природний газ, що поступає з покладу, завжди містить деяку кількість води; з'єднуючись з вуглеводнями, вона утворює снеговідноє речовину — гідрати вуглеводнів (див. Гидратообразованіє ) . Гідрати ускладнюють видобуток і транспорт газу.
Перш ніж транспортувати Р. п. р. до місць вжитку, їх піддають переробці, що має на меті видалення з Р. п. р. механічних домішок, шкідливих компонентів (H 2 S), важких вуглеводневих газів (пропана, Бутану і ін.) і водяної пари. Для видалення механічних домішок застосовуються сепаратори різної конструкції. Видалення вологи з газів здійснюється низькотемпературною сепарацією, тобто конденсацією водяної пари при низьких температурах (до — 30 °С), що розвиваються в сепараторах унаслідок дроселювання газу (зниження тиску газу в 2—4 рази), або поглинанням водяної пари твердими (див. Адсорбція ) або рідкими (див. Абсорбція ) речовинами. Такими ж способами виділяються з газів і важкі вуглеводневі гази із здобуттям сирого газового бензину, який потім розділяється (див. Ректифікація ) на стабільний газовий бензин і товарні легкі вуглеводні (технічний пропан, технічний Бутан, пропан-бутанова суміш і ін. фракції). При необхідності з Р. п. р. віддаляються і шкідливі речовини, головним чином сірководень. Для видалення сірки з газів використовується ряд твердих і рідких речовин, що зв'язують сірку. Газ після обробки на промислі під тиском 4,5—5,5 Мн/м 2 (45—55 кгс/см 2 ) подається по колектору для осушення на промисловий газозбірний пункт або на головні спорудження магістрального газопроводу. Р. п. р. чисто газових родовищ зазвичай піддаються лише осушенню і очищенню від твердих домішок.
Перехід до комплексного проектування розробки газових родовищ, інтенсифікація припливу газу до свердловин, автоматизація установок на газових промислах дозволили значно збільшити робочі дебіти свердловин, поліпшити підготовку газу до транспортування і понизити собівартість природного газу.
Літ.: Газові родовища СРСР. Довідник, 2 видавництво, М., 1968; Еременко Н. А., Геологія нафти і газу, М., 1968; Смирнов А. С., Ширковський А. І., Видобуток н транспорт газу, М., 1957; Коротаєв Ю. П., Полянськиі А. П., Експлуатація газових свердловин, 2 видавництва, М., 1961: Шмигля П. Т., Розробка газових і газоконденсатних родовищ (теорія і практика), М., 1967; Базлов М. Н., Жуків А. І., Алексєєв Т. С., Підготовка природного газу і конденсату до транспорту, М., 1968; Розробка газового родовища системою нерівномірно розташованих свердловин, М., 1968; Гудків С. ф., Переробка вуглеводнів природних і попутних газів, М., 1960.
