6. Газ. Химический состав

Природные углеводородные газы представляют собой смесь предельных УВ вида С_nН_2n+₂. Основным компонентом является метан СН₄. Наряду с метаном в состав природных газов входят более тяжелые УВ, а также неуглеводородные компоненты: азот N, углекислый газ СО₂, сероводород H₂S, гелий Не, аргон Аr.

Природные газы подразделяют на следующие группы.

- Газ чисто газовых месторождений, представляющий собой сухой газ, почти свободный от тяжелых УВ.

- Газы, добываемые из газоконденсатных месторождений, — смесь сухого газа и жидкого углеводородного конденсата. Углеводородный конденсат состоит из С_5+высш.

- Газы, добываемые вместе с нефтью (растворенные газы). Это физические смеси сухого газа, пропанбутановой фракции (жирного газа) и газового бензина.

Газ, в составе которого УВ (С₃, С₄,) составляют не более 75 г/м³ называют сухим. При содержании более тяжелых УВ (свыше 150г/м3 газ называют жирным).

7) Горючий сланец — полезное ископаемое из группы твёрдых каустобиолитов, дающее при сухой перегонке значительное количество смолы (близкой по составу к нефти). Сланцы в основном образовались 450 миллионов лет тому назад на дне моря из растительных и животных остатков.

Состав

Горючий сланец состоит из преобладающих минеральных (кальциты, доломит, гидрослюды, монтмориллонит, каолинит, полевые шпаты, кварц, пирит и др.) и органических частей (кероген), последняя составляет 10—30 % от массы породы и только в сланцах самого высокого качества достигает 50—70 %. Органическая часть является био- и геохимически преобразованным веществом простейших водорослей, сохранившим клеточное строение (талломоальгинит) или потерявшим его (коллоальгинит); в виде примеси в органической части присутствуют измененные остатки высших растений (витринит, фюзенит, липоидинит).

Распространение

Среди разведаных российских месторождений можно выделить:

• Ленинградское

• Яренгское и Айювинское (Республика Коми)

• Кашпирское под Сызранью, Озинкское в Саратовской области и Общесыртовское в Оренбургской области

• Месторождения на востоке Мордовии, в Чувашии, Кировской и Костромской областях.

Широко развита добыча и переработка горючих сланцев на северо-востоке Эстонии. В США в больших объемах осуществляется добыча сланцевого газа из сланцевых месторождений. Для его выделения из них применяется горизонтальное бурение и гидравлический разрыв.^[1]

«По разным оценкам, в мировых запасах сланца содержится от 550 до 630 миллиардов тонн сланцевой смолы (искусственной нефти), то есть в 4 раза больше, чем все разведанные запасы натуральной нефти» Э. П. Волков, академик РАН. ^[2]

Общие потенциальные ресурсы горючих сланцев в мире оценены в 650 трлн т (26 трлн т сланцевой смолы). Основные ресурсы — около 430—450 трлн т (24-25 трлн т сланцевой смолы) сосредоточены в США (штаты Колорадо, Юта, Вайоминг) и связаны с формацией Грин-Ривер. Большие запасы горючих сланцев есть в Бразилии, КНР, меньшие — в Болгарии, Украине, Великобритании, России, ФРГ, Франции, Испании, Австрии,Канаде, Австралии, Италии, Швеции, на территории бывшей Югославии.

Первым по значимости и масштабам добычи сланцев в РФ в настоящее время является Прибалтийский бассейн (российская часть — Ленинградское месторождение). Детально разведанные запасы сланца Ленинградского месторождения составляют 1203,4 млн тонн. Промышленный пласт имеет мощность 1,5 — 2,3 м и залегает практически горизонтально. Горючие сланцы Ленинградского месторождения — кукерситы — не имеют аналогов в мире. Характеристика, в том числе уникальный состав, дает возможность применять кукерситы не только в качестве энергетического топлива, для получения бытового газа, жидкого топлива и химических продуктов, но и использовать сланцы в иных отраслях промышленности. Кукерситы являются одними из лучших сланцев в мире. Сланец Ленинградского месторождения имеет желто-коричневый цвет. Необогащенный сланец (горная масса) состоит в основном из кальцита — 60-63 %. В качестве примесей присутствуют органические углистые частицы, кварц, глинистые частицы, доломит и окисные соединения. Обогащение горной массы приводит к получению товарного сланца (коричневая проба) и известняка (серая проба).

8) Би́ту́мы (от лат. bitumen — горная смола, нефть) — твёрдые или смолоподобные продукты, представляющие собой смесь углеводородов и их азотистых, кислородистых, сернистых и металлосодержащих производных. Битумы не растворимы в воде, полностью или частично растворимы в бензоле, хлороформе, сероуглероде и др. органических растворителях; плотностью 0,95—1,50 г/см³.

Природные Б. подразделяются на нафтиды и нафтоиды. Нафтиды весьма широко распространены в природе — это нефть и её естественные производные: мальты, асфальты, асфальтиты, кериты, озокериты и т.д. Мальты представляют собой вязкие сгустившиеся нефти, подвергшиеся выветриванию. Они состоят из масел (40—65%) и асфальтово-смолистых компонентов (не менее 35%). Дальнейшее изменение мальт под влиянием того же фактора приводит к образованию: твёрдых, но легкоплавких асфальтов, содержащих 60—75% асфальтово-смолистых веществ; асфальтитов — твёрдых высокоплавких и полностью растворяющихся в хлороформе и сероуглероде продуктов, содержащих более 75% асфальтово-смолистых веществ; керитов, к которым относят также вещества, характеризующиеся лишь частичной, иногда очень слабой растворимостью в органических растворителях. К Б. иногда относят также все углеводородные в своей основе природные газы (газообразные нафтиды). Нафтоиды — нафтидоподобные продукты естественной возгонки органического вещества под влиянием магматического тепла. Они встречаются значительно реже нафтидов, ещё очень слабо изучены и не имеют промышленного значения.

Технические Б. — продукты, обладающие обычно твёрдой или вязкой консистенцией и получаемые главным образом из тяжёлых нефтяных остатков, богатых асфальтово-смолистыми веществами, следующими методами: глубокой вакуумной перегонкой тяжёлых нефтяных остатков — мазутов, гудронов и др. — при 300—350°С (остаточные Б.); окислением кислородом воздуха тяжёлых остатков от перегонки нефти (гудронов и др.) при 260—280°С (окисленные Б.); смешением окисленных Б. с неокисленными нефтепродуктами (компаундированные Б.).

Основные компоненты нефтяных Б. — асфальтены, смолы и нефтяные масла. Первые обусловливают твёрдость Б., вторые — цементацию и эластичность, третьи служат разжижающей средой для смол и асфальтенов. Наиболее важные технические показатели Б.: дуктильность, т. е. способность при растягивании давать нить определённой длины (определяется по толщине нити, которая образуется в результате растяжения стандартного образца Б. до разрыва), пенетрация, характеризующая вязкость Б. [определяется по глубине проникновения в слой Б. за 5 сек стальной иглы под нагрузкой 1 н (0,1 кгс)].Кроме того, для характеристики Б. обычно определяют температуру размягчения, температуру вспышки и плотность. Промышленность изготовляет твёрдые, полутвёрдые (см таблицу) и жидкие Б.

Некоторые свойства твёрдых и полутвёрдых битумов

Жидкие Б. характеризуются (в зависимости от сорта) следующими данными: пенетрация остатка (после отбора фракций до 360°С) 10—30 мм (25°С); вязкость при истечении через отверстие диаметром 5 мм 5—200 сек (60°С); температура вспышки 65—120°С; до 225°C должно перегоняться не более 10%, до 360°С — не более 50%. Твёрдые нефтяные Б. применяют для получения рулонных кровельных материалов (руберойдов) и битумных мастик; полутвёрдые — в производстве гидроизоляционных материалов (гидроизол, борулин, битуминированные ткани и др.) и обмазок, строительных асфальтовых растворов, асфальтов, битумных пластиков и др.; жидкие — для дорожного строительства.

Заменителями нефтяных Б. могут быть продукты термической переработки твёрдых топлив: высококипящие фракции смол, получаемых при коксовании и полукоксовании каменных углей, каменноугольные пеки, продукты сухой перегонки каменных углей, горючих сланцев и др.

Из общего количества Б., потребляемых в различных отраслях промышленности, свыше 90% падает на долю искусственных Б., получаемых из нефти; их мировое производство составляет десятки млн. т.

9) Нефтегазогеологическое районирование — разделение осадочных бассейнов на нефтегазоносные объекты (территории) разного масштаба, отнефтегазоносных провинций до месторождений и залежей нефти и газа. Основывается на комплексе геологических показателей, определяющих время и условия генерации, миграции, аккумуляции и сохранности скоплений углеводородов.

Общепринятой схемы нефтегазогеологического районирования не существует. При районировании крупных территорий используется различная терминология: нефтегазоносная провинция или нефтегазоносный бассейн.

В пределах провинции или района выделяются нефтегазоносные области, которые в свою очередь делятся на нефтегазоносные районы, районы — назоны нефтегазонакопления, в зоны нефтегазонакопления объединяются несколько сходных по геологическому строению месторождений, каждое из которых может состоять из одной или нескольких залежей.