Преимущества и недостатки природного газа по сравнению с другими видами топлива

4 . Последствия интенсивной добычи нефти.

Вначале человек  не задумывался о том, что таит в себе интенсивная добыча нефти  и газа. Главным было выкачать их как можно больше. Так и поступали. Но вот в начале 40-х гг. текущего столетия появились первые настораживающие симптомы.

Это случилось  на нефтяном месторождении Уилмингтон (Калифорния, США). Месторождение протягивается через юго-западные районы города Лос-Анджелеса и через залив Лонг-Бич доходит до прибрежных кварталов одноименного курортного города. Площадь нефтегазоносности 54 км ². Месторождение было открыто в 1936 г., а уже в 1938 г. стало центром нефтедобычи Калифорнии. К 1968 г. из недр было выкачано почти 160 млн. т нефти и 24 млрд. м ³ газа, всего же надеются получить здесь более 400 млн. т нефти.

Расположение  месторождения в центре высокоиндустриальной и густонаселенной области южной Калифорнии, а также близость его к крупным нефтеперерабатывающим заводам Лос-Анджелеса имело важное значение в развитии экономики всего штата Калифорния. В связи с этим с начала эксплуатации месторождения до 1966 г. на нем постоянно поддерживался наивысший уровень добычи по сравнению с другими нефтяными месторождениями Северной Америки.

В 1939 г. жители городов  Лос-Анджелес и Лонг-Бич почувствовали  довольно ощутимые сотрясения поверхности  земли - началось проседание грунта над  месторождением. В сороковых годах  интенсивность этого процесса усилилась. Наметился район оседания в виде эллиптической чаши, дно которой  приходилось как раз на свод антиклинальной складки, где уровень отбора не единицу  площади был максимален. В 60-х  гг. амплитуда оседания достигла уже 8,7 м. Площади, приуроченные к краям  чаши оседания, испытывали растяжение. На поверхности появились горизонтальные смещения с амплитудой до 23 см, направленные к центру района. Перемещение грунта сопровождалось землетрясениями. В  период с 1949 г. по 1961 г. было зафиксировано  пять довольно сильных землетрясений. Земля в буквальном смысле слова  уходила из-под ног. Разрушались  пристани, трубопроводы, городские  строения, шоссейные дороги, мосты  и нефтяные скважины. На восстановительные  работы потрачено 150 млн. дол. В 1951 г. скорость проседания достигла максимума - 81 см/год. Возникла угроза затопления суши. Напуганные этими событиями, городские власти Лонг-Бича прекратили разработку месторождения до разрешения возникшей проблемы.

К 1954 г. было доказано, что наиболее эффективным средством  борьбы с проседанием является закачка  в пласт воды. Это сулило также  увеличением коэффициента нефтеотдачи. Первый этап работы по заводнению был начат в 1958 г., когда на южном крыле структуры стали закачивать в продуктивный пласт без малого 60 тыс.м3 воды в сутки. Через десять лет интенсивность закачки уже возросла до 122 тыс. м/сут. Проседание практически прекратилось. В настоящее время в центре чаши оно не превышает 5 см/год, а по некоторым районам зафиксирован даже подъем поверхности на 15 см. Месторождение вновь вступило в эксплуатацию, при этом на каждую тонну отобранной нефти нагнетают около 1600 л воды. Поддержание пластового давления дает в настоящее время на старых участках Уилмингтона до 70 % суточной добычи нефти. Всего на месторождении добывают 13 700 т/сут. нефти.

В последнее  время появились сообщения о  проседании дна Северного моря в  пределах месторождения Экофиск  после извлечения из его недр 172 млн.т нефти и 112 млрд. м ³ газа.  Оно сопровождается деформациями стволов скважин и самих морских платформ. Последствия трудно предсказать, но их катастрофический характер очевиден.

Проседание грунта и землетрясения происходят и  в старых нефтедобывающих районах  России. Особенно это сильно чувствуется  на Старогрозненском месторождении. Слабые землетрясения, как результат интенсивного отбора нефти из недр, ощущались  здесь в 1971 г., когда произошло  землетрясение интенсивностью 7 баллов в эпицентре, который был расположен в 16 км от города  Грозный. В результате пострадали жилые и административные здания не только поселка нефтяников на месторождении, но и самого города. На старых месторождениях Азербайджана - Балаханы, Сабунчи, Романы (в пригородах Баку) происходит оседание поверхности, что ведет к горизонтальным подвижкам. В свою очередь, это является причиной смятия и поломки обсадных труб эксплуатационных нефтяных скважин.

Совсем недавние отголоски интенсивных нефтяных разработок произошли в Татарии, где в апреле 1989 г. было зарегистрировано землетрясение силой до 6 баллов (г. Менделеевск). По мнению местных  специалистов, существует прямая зависимость  между усилением откачки нефти  из недр и активизацией мелких землетрясений. Зафиксированы случаи обрыва стволов  скважин, смятие колонн. Подземные толчки в этом районе особенно настораживают, ведь здесь сооружается Татарская  АЭС. Во всех этих случаях одной из действенных мер также является нагнетание в продуктивный пласт  воды, компенсирующей отбор нефти. 

5 . Природный газ: состав и свойства.

Природный газ - одно из важнейших горючих ископаемых, занимающее ключевые позиции в топливно-энергетических балансах многих государств, важное сырьё для химической промышленности.

У природного газа отсутствует цвет, запах, вкус.

К основным показателям природных газов относятся: состав, теплота сгорания, плотность, температура горения и воспламенения, границы взрываемости и давление при взрыве.

Почти на 90% природный газ состоит из углеводородов, главным образом метана СН4.Содержит и более тяжёлые углеводороды - этан, пропан, бутан, а так же меркаптаны и сероводород (обычно эти примеси вредны), азот и углекислый газ (они в принципе бесполезны, но и не вредны), пары воды, полезные примеси гелия и других инертных газов.

Энергетическая  и химическая ценность природного газа определяется содержанием в нём углеводородов. Очень часто в месторождениях он сопутствует нефти. Разница в составе природного и попутного нефтяного газа имеется. В последнем, как правило, больше сравнительно тяжёлых углеводородов, которые обязательно отделяются, прежде чем использовать газ. Метан, содержащийся в природном газе, представляет немалую ценность для химической промышленности. При неполном его сгорании образуется водород, оксид углерода СО, ацетилен, а от них начинаются разнообразные цепи химических превращений, приводящих к образованию альдегидов, спиртов, ацетона, уксусной кислоты, аммиака... Природный газ, а не вода, является главным источником промышленного получения водорода. И всё же в основном метан идёт на сжигание. Синтетические возможности других углеводородов, содержащихся в природном газе, более богатые, чем метана. Эти углеводороды превращают прежде всего в этилен и пропилен- важнейшее сырьё для производства пластических масс. Главная ветвь превращения бутана выглядит так: бутан – бутилен – бутадиен – изопрен - синтетические каучуки. К сожалению, бутановая фракция природного газа и составляет в среднем около 1%. 

6 . Происхождение природного газа.

Считается, что  месторождения углеводородов (нефти, природного газа) возникли в результате разложения останков живых организмов. В последние годы, однако, все  большую популярность завоевывает  теория абиогенного происхождения  углеводородов. Спор между специалистами  может быть разрешен благодаря работе, выполненной в Институте геологии и минералогии СО РАН. Ученые разработали  методику, позволяющую определить источник углерода, вошедшего в состав природного газа.

Сама возможность  абиогенного синтеза была давно  доказана. Оставалось выяснить, влияет ли происхождение природного газа на его состав. Решение этой задачи предложили сотрудники Института геологии и минералогии им. В.С. Соболева СО РАН и Института физики высоких  давлений им. Л.Ф.Верещагина РАН. В экспериментах, выполненных при поддержке фонда INTAS, ученые помещали ампулы, заполненные  реагентами (источник углерода, железо и вода) в камеру высокого давления, содержимое сжимали и затем нагревали  до значений давления и температуры, соответствующих условиям верхней  мантии Земли. В качестве биогенного источника углерода использовали известняк (карбонат кальция), в качестве абиогенного  – графит. После необходимой выдержки давление снижали, ампулы охлаждали, вынимали из камеры и анализировали содержимое.

Во всех вариантах  опыта ученые получили смесь углеводородов, соответствующую по составу углеводородной части природного газа. Однако при  использовании  абиогенного источника, графита, получается так называемый «сухой» газ, в котором преобладает  метан. Такой газ встречается  в природе – например, в Северо-Ставропольском месторождении. Если в качестве источника  углерода выступает известняк, газ  получается «жирный», обогащенный более  высокомолекулярными углеводородами, главным образом этаном.  Газ  такого состава также добывают –  например, в Вуктыльском месторождении.

Возможно ли, что существуют два равноправных источника углеводородов? Теоретически да, но авторы также показали в своей  работе, что на состав газа влияет время  охлаждения реакционной смеси. Если охлаждение происходит быстро, газ  содержит небольшое количество этана  и этилена. При медленном охлаждении в течение четырех часов количество этих компонентов возрастает в десятки  раз, и в смеси появляются более  высокомолекулярные углеводороды вплоть до бутана и бутилена. Таким образом, газовые смеси различного состава  возможно получить и из органического, и из неорганического по происхождению  углерода. Хотя полной ясности сегодня  нет, дальнейшие эксперименты с использованием разработанной экспериментальной  схемы могут приблизить ученых к  решению вопроса о происхождении  углеводородов. 

7 . Месторождения природного газа на территории Российской Федерации.

Газовые месторождении классифицируется на:

мелкие —  до 10 млрд. м ³ газа;

средние — 10 — 100 млрд. м ³ газа (Астрикс, Амангельды);

крупные — 100—1000 млрд. м ³ газа (Ормен Ланге, Кенган, Хангиран);

крупнейшие (гигантские) — 1 — 5 трлн. М ³ газа (Хасси Р'мейль, Шах-Дениз, Гронингенское, Дхирубхай);

уникальные (супергигантские) — 5 трлн. М ³ и более (Северное/Южный Парс, Уренгойское, Южный Иолотань-Осман).

Что касается территории России, можно выделить следующие  газовые месторождения:

1 ) Уренгойское  месторождение природного газа — крупное газовое месторождение, второе в мире по величине пластовых запасов, которые превышают 10 триллионов кубических метров (10¹³ м³). Находится в Ямало-Ненецком АО Тюменской области России, немного южнее северного полярного круга. Имя дано по названию близлежащего населённого пункта — посёлка Уренгой. Впоследствии вблизи месторождения вырос город газовиков Новый Уренгой.

Месторождение открыто в июне 1966, первооткрывательницей  уренгойской структуры стала  сейсмическая станция В. Цыбенко. Первая на Уренгое разведочная скважина была пробурена 6 июля 1966 бригадой мастера  В. Полупанова. Добыча на месторождении  началась в 1978. 25 февраля 1981 на Уренгойском  месторождении добыты первые сто  миллиардов кубометров природного газа. С января 1984 газ с Уренгойского месторождения начинает экспортироваться в Западную Европу.

Текущее состояние  эксплуатационного фонда скважин Уренгойского месторождения составляет более 1300 скважин. Добычу на месторождении осуществляют компании ООО «Газпром добыча Уренгой» (ранее «Уренгойгазпром») и ООО «Газпром добыча Ямбург» — дочерние предприятия Газпрома. Добыча природного газа в 2007 году составила 223 миллиардов кубометров.

Общие геологические  запасы оцениваются в 16 трлн м³ природного газа. Остаточные геологические запасы составляют 10,5 трлн м³ природного газа и 65,63 % от общих геологических запасов  Уренгойского месторождения.

2 ) Ямбургское нефтегазоконденсатное месторождение (ЯНГКМ) — месторождение газа, газового конденсата и нефти. Открыто в 1969 году. Расположено в Заполярной части Западносибирской равнины, на Тазовском полуострове в субарктической зоне. Ландшафт — тундровая слабовсхолмленная равнина с густой сетью рек, ручьев, озер, болот. Толщина вечной мерзлоты достигает 400 метров. Самый холодный месяц — январь со средней температурой минус 25 градусов по Цельсию. Нередко температура опускается до отметки 55 и ниже. Зарегистрирована минусовая температура в 63 градуса (январь 2006 г.). Промышленная газоносность установлена в сеноманских и неокомских отложениях. Размеры ЯНГКМ — 170 на 50 километров. По данным Вниизарубежгеологии Ямбургское месторождение занимает третье место в мире по начальным извлекаемым запасам газа.

По административно-территориальному делению северная территория месторождения  находится в Тазовском, а южная  — в Надымском районе Ямало-Ненецкого  автономного округа. Разработка месторождения  начата в 1980 году. Лицензия на разработку принадлежит ООО «Газпром добыча Ямбург» — 100%-ному дочернему обществу ОАО «Газпром».

Открытие Ямбургского  и других месторождений геологи  подготовили на самом «пике» Великой  Отечественной войны. В 1943 году первые их группы разбивали палатки в  районе рек Таз, Пур, Мессо.

В 1959 году нефтегазовые поисковые работы на территории Тазовского района возобновились. В 1961 году на месте  нынешнего поселка Газ-Сале высадились геологоразведчики и приступили к бурению скважины № 1. Проходку вела бригада мастера Н. И. Рындина. 27 сентября 1962 года «ударил» газ. Через  год была образована Тазовская нефтеразведочная экспедиция с местом базирования  в Новой Мангазее. Начальником  экспедиции был назначен В. Т. Подшибякин, главным геологом Г. П. Быстров. 30 ноября 1963 года был получен газ на второй скважине. Бурение вёл коллектив мастера Н. И. Рындина. Так было открыто Тазовское месторождение. 18 октября 1965 года экспедицией было открыто Заполярное нефтегазоконденсатное месторождение. 60-70 годы ознаменовались для экспедиции целой серией крупных открытий, в этом ряду самые крупные — Уренгойское и Ямбургское.