Искусственные смеси Г. г. получают в результате термического разложения твёрдого и жидкого топлива. Наиболее распространены: коксовый газ-продукт, получаемый при коксовании твёрдого топлива, генераторный газ, образующийся при газификации топлив, газы нефтепереработки,которые получаются при термической и термокаталитической переработке нефти и нефтепродуктов, а также доменный газ,образующийся в процессе выплавки чугуна. В отличие от природных, искусственные Г. г. содержат в своём составе пепредельные углеводороды, окись углерода и иногда значительное количество водорода. В небольшом количестве Г. г. получают также методом подземной газификации углей .
Основу развития газовой промышленности СССР и ряда др. стран составляют природные горючие газы, по запасам которых СССР занимает 1-е место в мире Удельный вес природных газов в общей добыче основных видов топлива составлял в СССР 17,9% (1968). Производство искусственных Г. г. не увеличивается из-за малой эффективности переработки твёрдых топлив. Природные газы - удобный и дешёвый вид топлива, всё шире используемый в самых различных отраслях промышленности и в коммунально-бытовом хозяйстве. Применение природных газов позволяет существенно упростить многие важные технологические процессы (см. Газы в технике).
Лит.:Рябцев Н. И., Природные и искусственные газы, 3 изд., М., 1967; Стаскевич Н. Л., Справочное руководство по газоснабжению, Л., 1960.
Н. И. Рябцев.
Газы земной коры
Га'зы земно'й коры',газы, встречающиеся в земной коре в свободном состоянии, в виде раствора в воде и нефти и в состоянии, сорбированном породами, особенно ископаемыми углями. Количество газов в геосферах Земли возрастает в глубь планеты (табл. 1). В зависимости от существа газообразующих процессов различают до 9 генетических групп Г. з. к., из которых важнейшими являются газы катагенетические, метаморфические, вулканические, биохимические, радиоактивного и воздушного происхождения; остальные группы газов (газы ядерных реакций, газы радиохимического происхождения и газы подкоровых глубин) имеют в условиях земной коры второстепенное значение.
Газы катагенетического происхождения (см. Катагенез в литологии) возникают в результате преобразования органического вещества, заключённого в осадочных породах, при их погружении на глубины и одновременном увеличении давления от 10 до 200-250 мн/м 2(от 100 до 2000-2500 атм) и температуры (от 25-30 °С до 250-300 °C). К катагенетическим газам относится основная масса горючих газов (см. Газы природные горючие ) .
При дальнейшем повышении температуры и давления породы дают начало газам метаморфизма, а при расплавлении пород - газам возрождения. Основной состав газов: пары воды, двуокись углерода, окись углерода, водород, сера, двуокись серы, метан, азот, редко инертные газы и летучие хлориды.
Вулканические газы в основном идут из глубин Земли и связаны с дегазацией мантии (см. Вулканические газы ) .
Биохимические газы образуются при бактериальном разложении органических веществ и реже при восстановлении минеральных солей. К ним относятся метан и его гомологи (этан и др.), двуокись углерода, сероводород, азот, кислород, редко водород и др. Эта группа охватывает большую часть газов, выделяющихся в атмосферу или образующих скопления в самых верхних частях земной коры.
Радиоактивные газы возникают в процессе распада радиоактивных элементов. К ним относятся гелий, недолговечные эманации радия, тория и др. Самостоятельных скоплений газы этой группы не образуют (см. Гелий ) .
Газы воздушного происхождения представляют собой газы атмосферы, проникшие в глубь земной коры главным образом в форме водных растворов. Они состоят из азота, кислорода и инертных газов (аргон, криптон и ксенон).
По химическому составу выделяются три основных группы Г. з. к.: углеводородные, азотные и углекислотные. Особые свойства газов - их большая способность мигрировать как в свободном, так и водорастворённом состоянии - обусловливают смешивание газов разного происхождения и вместе с тем их широкое распространение в природе (табл. 2).
Огромная масса горючих (углеводородных) газов находится в растворённом состоянии в подземных водах. Среднее содержание метана в подземных водах Западно-Кубанского прогиба колеблется от 1 м 3\м 3до 10 м 3/ м 3. Общее количество метана, растворённого в пластовых водах, во много раз превышает все его запасы в газовых и нефтяных месторождениях и составляет, по Л. М. Зорькину, n · 10 16 м 3
Значительное количество углеводородных газов связано с органическими веществами, как рассеянными в осадочных породах, так и образующими ископаемые угли, которые содержат много метана (до 50 и более м 3/т) .Газы могут выделяться из подземных вод и создавать самостоятельные сухие скопления лишь в тех случаях, когда упругость растворённых газов превышает давление воды на соответствующей глубине. Поэтому все залежи свободного газа образованы в основном газами катагенетического происхождения.
Табл. 1 - Количество и общий состав газов в геосферах Земли (по В.А. Соколову)
| Геосфера | Масса геосферы (в 10 18т) | Общая масса газов (в 10 15т) | Среднее содержа- ние газов (%) | Масса отдельных компонентов (в 10 12т) | ||||||||
| O 2 | N 2 | CO 2 | CH 4 | H 2 | H 2S+ SO 2 | HCl+ HF | He | Ar | ||||
| Осадочный слой | 2,5 | 0,214 | 0,0097 | 2 | 76 | 92 | 43 | 0,2 | 0,8 | _ | 28 | 600 |
| «Гранитный» и «базальто- вый» слои | 26 | 7,8 | 0,03 | _ | 500 | 6300 | 15 | 115 | 200 | 600 | 28 | 600 |
| Верхняя мантия | _ | 435,0 | _ | _ | 13000 | 210000 | _ | 8600 | 210000 | 83000 | 28 | 600 |
*Приведён состав газов, извлечённых из породы при её дроблении.
Табл. 2. – Химический состав газов различного генезиса (в %)
| Местонахождение | CO 2 | CO | CH 4 | C 2H 6 и выше | H 2 | SO 2 | N 2 | Ar | H 2S |
| Вулкан Этна | 28,8 | 0,5 | 1,0 | - | 16,5 | 34,5 | 18,7 | - | |
| Кисловодск, Нарзан | 92,13 | 0,37 | - | - | - | - | 7,3 | 0,129 | - |
| Норильск, габбродиазбаз* | 34,2 | - | 30,7 | - | - | - | 35,1 | - | - |
| Норильск, порфириты | 23,6 | - | 8,9 | - | 51,3 | - | 16,2 | - | - |
| Грязевой вулкан Бог-Бога (Апшеронский полуостров) | 1,6 | 0,4 | 94,7 | 0,29 | 0,3 | - | 2,7 | - | - |
| Газовое месторождение Карадаг (пласт VII-а) (Азербайджан) | 0,19 | - | 97,72 | 2,09 | - | - | - | - | - |
| Газовое месторождение Лак (Франция) | 9 | - | 74 | 2 | - | - | - | - | 15 |
| Нефтяной попутный газ из мезозойских отложений Западного Предкавказья | 7,68 | - | 84,57 | 6,54 | - | - | 1,2 | 0,52 | 0,01 |
Лит.:Козлов А. Л., Проблемы геохимии природных газов, М. - Л., 1950; Соколов В. А., Геохимия газов земной коры и атмосферы, М., 1966.
Н. Б. Вассоевич.
Газы крови
Га'зы кро'ви,газы, содержащиеся в крови животных и человека в растворённом состоянии и в химически связанном виде. Полное исследование Г. к. человека было впервые проведено И. М. Сеченовым (1859). Г. к. состоят из газов, поступающих из окружающей среды, и газов, образующихся в организме; они поступают в кровь и выделяются из неё путём диффузии. Содержание каждого из растворённых газов в артериальной крови определяется его парциальным давлением в альвеолярном воздухе и коэффициентом его растворимости в крови. Наиболее важны кислород и углекислый газ, которые находятся в крови в растворённом и в связанном виде. Они образуют легко распадающиеся соединения: СО 2идёт на образование солей, входящих в буферные системы крови, кислород, соединяясь с гемоглобином , образует оксигемоглобин. В результате газообмена содержание газов в венозной и артериальной крови различно (см. табл. ):
При значит. изменении давления воздуха (например, в горах, в кессонах) парциальное давление О 2и N 2резко меняется, что может вызвать кислородное голодание, декомпрессионные заболевания и др. нарушения. Кроме постоянных Г. к., в кровь могут поступать наркотические, токсические и др. газы (см. Наркоз , Углерода окись ) .
Содержание газов в крови человека в норме
| Газ | Кровь артериальная | Кровь венозная | ||||
| Парциальное давление, мм рт. ст. | Содержание в % (объёмн.) | Парциальное давление, мм рт. ст. | Содержание в % (объёмн.) | |||
| В раствор. виде | В связан. виде | В раствор. виде | В связан. виде | |||
| Кислород | 90-100 | 0,28 | 18-20 | 35-45 | 0,12 | 12-15 |
| Углекислый газ | 37-41 | 2,5-2,6 | 44-48 | 42-47 | 2,8-3,0 | 48-53 |
| Азот | 560-580 | 1 | 0 | 560-580 | 1 | 0 |
| Прочие газы | - | следы | следы | следы | - | следы |
Л. Л. Шик.
Газы нефтепереработки
Га'зы нефтеперерабо'тки,смеси газов, состоящие в основном из низкомолекулярных углеводородов, образующихся на нефтеперегонных установках и при термических и каталитических процессах переработки нефтяного сырья. В отличие от газов природных горючих и газов нефтяных попутных,большинство Г. н. содержат значительные количества непредельных углеводородов и водород. Исключение составляют газы, выделяющиеся при прямой перегонке нефти, а также газы каталитического риформинга и гидроформинга, которые состоят из парафиновых углеводородов (метан, этан, пропан и др.) и небольшого количества примесей (азот, кислород, углекислый газ и др.). Большое количество непредельных углеводородов находится в газах, образующихся при проведении высокотемпературных процессов (например, общее содержание непредельных углеводородов в Г. н. при жёстких режимах коксования доходит до 50% по массе, каталитического крекинга тяжёлого сырья - до 56% по массе).
Выход Г. н. на установках крекинга, пиролиза и др. составляет (на перерабатываемую нефть) 8,5-9,5%, в том числе до 2,5% непредельных углеводородов. Содержание водорода в Г. н. колеблется от 0,2% в газах термического крекинга до 7% в газах риформинга. Входящие в состав Г. н. непредельные углеводороды (этилен, пропилен, бутилен, бутадиен и др.) являются сырьем для нефтехимической промышленности и для получения высокооктановых компонентов моторных топлив. Г. н. обладают высокой теплотой сгорания 52,3 Мдж/м 3(до 12 500 ккал/м 3) и используются в качестве топлива.
Лит.:Тарасов А. И., Газы нефтепереработки и методы их анализа, М., 1960; Основы технологии нефтехимического синтеза, под ред. А. И. Динцеса и Л. А. Потоловского, М., 196(Смидович Е. В., Деструктивная переработка нефти и газа, М., 1966 (Технология переработки нефти и газа, ч.2).
В. В. Панов.
Газы нефтяные попутные
Га'зы нефтяны'е попу'тные,углеводородные газы, сопутствующие нефти и выделяющиеся из неё при сепарации. Количество газов (в м 3), приходящееся на 1 тдобытой нефти (т. н. газовый фактор), зависит от условий формирования и залегания нефтяных месторождений и может изменяться от 1-2 до нескольких тыс. м 3/тнефти. Суммарная добыча Г. н. п. в СССР составила 18,8 млрд. м 3(1967). В отличие от газов природных горючих,состоящих в основном из метана, Г. н. п. содержат значительные количества этана, пропана, бутана и др. предельных углеводородов. Кроме того, в Г. н. п. присутствуют пары воды, а иногда и азот, углекислый газ, сероводород и редкие газы (гелий, аргон).
Перед подачей в магистральные газопроводы Г. н. п. перерабатывают на т. н. газоперерабатывающих заводах, продукцией которых являются газовый бензин, т. н. отбензиненный газ и углеводородные фракции, представляющие собой технически чистые углеводороды (этан, пропан, бутан, изобутан и др.) или их смеси.
Газовый бензин применяют как компонент автомобильных бензинов. Сжиженные газы (пропан-бутановая фракция) широко используют как моторное топливо для автотранспорта или как топливо для коммунально-бытовых нужд. Углеводородные фракции - ценное сырьё для химической и нефтехимической промышленности. Они широко используются для получения ацетилена. Пиролизом этана получают этилен-важный продукт для органического синтеза. При окислении пропан-бутановой фракции образуются ацетальдегид, формальдегид, уксусная кислота, ацетон и др. продукты. Изобутан служит для производства высокооктановых компонентов моторных топлив, а также изобутилена - сырья для изготовления синтетического каучука. Дегидрированием изопентана получают изопрен - важный продукт при производстве синтетических каучуков.
Лит.:Рябцев Н. И., Естественные и искусственные газы, 2 изд., М., I960; Чураков А. М., Газоотбензинивающие установки, М., 1962.
С. Ф. Гудков.
Газы природные горючие
Га'зы приро'дные горю'чие,газообразные углеводороды, образующиеся в земной коре.
Общие сведения и геология. Промышленные месторождения Г. п. г. встречаются в виде обособленных скоплений, не связанных с каким-либо др. полезным ископаемым; в виде газонефтяных месторождений, в которых 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 которых газ обогащен жидкими, преимущественно 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 (этапа, пропана, бутана), азота, аргона, иногда углекислого газа и сероводорода; с глубиной содержание гомологов метана обычно растет. В газоконденсатных месторождениях содержание гомологов метана значительно выше, чем метана. Это же характерно для газов нефтяных попутных.В отдельных газовых 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 катагенетического преобразования органического вещества осадочных горных пород (см. Газы земной коры ) .Залежи Г. п. г. формируются в природных ловушках на путях миграции газа.
Миграция происходит в результате статической или динамической 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-алевритовые и алевритовые породы, нередко переслоённые глинами; в остальных 15% случаев коллекторами газа являются карбонатные породы. Серия залежей, подчинённых единой геологической структуре, составляет отдельные месторождения. Структуры месторождений различны для складчатых и платформенных условий. В складчатых районах выделяются две группы структур, связанные с антиклиналями и моноклиналями. В платформенных районах намечаются 4 группы структур: куполовидных и брахиантиклинальных поднятий, эрозионных и рифовых массивов, моноклиналей, синклинальных прогибов. Все газовые и газонефтяные месторождения приурочены к тому пли иному газонефтеносному осадочному (осадочно-породному) бассейну, представляющему собой автономные области крупного и длительного погружения в современной структуре земной коры. Среди них различают 4 группы: приуроченные к внутриплатформенным прогибам (например, Мичиганский и Иллинойсский бассейн Сев. Америки, Волго-Уральская обл. СССР); приуроченные к прогнутым краевым частям платформ (например, Зап.-Сибирский в СССР); контролируемые впадинами возрожденных гор (бассейны Скалистых гор в США, бассейны Ферганской и Таджикской впадин в СССР); связанные с предгорными и внутренними впадинами молодых альпийских горных сооружений (Калифорнийский бассейн в США, сахалинский бассейн в СССР). Всё больше открывается газовых залежей в зоне шельфа и в мелководных бассейнах (например, в Северном море крупные газовые месторождения - Уэст-Сол, Хьюит, Леман-Банк).
Мировые геологические запасы горючих газов на континентах, в зоне шельфов и мелководных морей, по прогнозной оценке, достигают 10 15 м 3,что эквивалентно 10 12 тнефти.
СССР обладает огромными ресурсами Г. п. г. Наиболее крупными месторождениями являются: Уренгойское (4 триллиона м 3) и Заполярное (1,5 триллиона м 3), приуроченные к меловым отложениям Зап.-Сибирского бассейна Вуктыльское (750 млрд. м 3) и Оренбургское (650 млрд. м 3) в Волго-Уральской обл.; Газли (445 млрд. м 3) в Средней Азии; Шебслинское (390 млрд. м 3) на Украине; Ставропольское (220 млрд. м 3) на Сев. Кавказе. Среди зарубежных стран наиболее крупными запасами Г. п. г. располагают (оценка общих запасов в триллионах м 3): США (8,3), Алжир (4,0), Иран (3,1), Нидерланды (2,3); крупнейшими месторождениями за рубежом являются (в триллионах м 3) :в США - Панхандл-Хьюготон (1,96); в Нидерландах - Слохтерен (Гронинген) (1,65); в Алжире - Хасси-Рмель (около 1).
Н. Б. Вассоевич.
Применение.Г. п. г. - высокоэкономичное энергетическое топливо, теплота сгорания 32,7 Мдж/м 3 (7800 ккал/м 3) и выше, широко применяется как топливо на электростанциях, в чёрной и цветной металлургии, цементной и стекольной промышленности, при производстве стройматериалов и для коммунально-бытовых нужд.
Углеводороды, входящие в состав Г. п. г., - сырьё для производства метилового спирта, формальдегида, ацетальдегида, уксусной кислоты, ацетона и др. органических соединений. Конверсией кислородом или водяным паром из метана - основного компонента Г. п. г. - получают синтез-газ (CO+H 2), широко применяемый для получения аммиака, спиртов и др. органических продуктов. Пиролизом и дегидрогенизацией (см. Гидрогенизация ) метана получают ацетилен, сажу и водород, используемый главным образом для синтеза аммиака. Г. п. г. применяют также для получения олефиновых углеводородов, и в первую очередь этилена и пропилена, которые в свою очередь являются сырьём для дальнейшего органического синтеза. Из них производят пластические массы, синтетические каучуки, искусственные волокна и др. продукты.
С. Ф. Гудков.
ДобычаГ. 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 естественных источников (например, «вечные огни» в Дагестане, Азербайджане, Иране и др.) использовались человеком с незапамятных времён. Позже нашёл применение природный газ, получаемый из колодцев и скважин (например, в 1-м тыс. н. э. в Китае, в провинции Сычуань, при бурении скважин на соль было открыто месторождение Цзылюцзин, газ которого служил для выпаривания соли из растворов). Эпизодическое использование природного газа, добываемого из случайно открытых залежей, продолжалось на протяжении многих столетий. К середине 19 в. относят применение природного газа как технологического топлива (например, на базе месторождения Дагестанские Огни было организовано стекольное производство). Поисками и разработкой газовых залежей не занимались вплоть до 20-х гг. 20 в., когда начинается промышленная разработка чисто газовых месторождений: вначале залегающих на малых (около 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 геологических условиях и характеристике пласта) рабочие дебиты были большие.
В 30-х гг. благодаря развитию техники бурения скважин и переходу на большие глубины (1500-3000 ми более) был открыт новый тип залежи - газоконденсатный; разработка этих залежей потребовала создания новой технологии.
Конец 40-х гг. характеризуется интенсивным развитием отечественной газовой промышленности и внедрением в практику научных методов разработки газовых и газоконденсатных месторождений. В 1948 под руководством сов. учёного Б. Б. Лапука создан первый научно обоснованный проект разработки газового месторождения (Султангулово Куйбышевской обл.). В последующие годы промышленные 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.
Советскими учёными в послевоенный период созданы и внедрены новые методы разработки месторождений газа. На первой стадии освоения газовой залежи происходит её опытно-промышленная эксплуатация, в ходе которой (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 - промышленная эксплуатация, основанная на достаточно полных сведениях о месторождении, полученных в ходе опытно-промышленной 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 около 10 лет, в течение которых из залежи отбирается 55-60% запасов газа. Количество скважин в это время растет, 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/м 2(50-60 кгс/см 2) ,вводится в эксплуатацию дожимная газокомпрессорная станция,повышающая давление газа, отбираемого из залежей, до значения, при котором 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 эксплуатационных 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