Мировые геологические запасы горючих газов на континентах, в зоне шельфов и мелководных морей, по прогнозной оценке, достигают 1015м3 , что эквивалентно 1012т нефти.
СССР обладает огромными ресурсами Г. п. г. Наиболее крупными месторождениями являются: Уренгойское (4 триллиона м3 ) и Заполярное (1,5 триллиона м3 ), приуроченные к меловым отложениям Зап.-Сибирского бассейна Вуктыльское (750 млрд. м3 ) и Оренбургское (650 млрд. м3 ) в Волго-Уральской обл.; Газли (445 млрд. м3 ) в Средней Азии; Шебслинское (390 млрд. м3 ) на Украине; Ставропольское (220 млрд. м3 ) на Сев. Кавказе. Среди зарубежных стран наиболее крупными запасами Г. п. г. располагают (оценка общих запасов в триллионах м3 ): США (8,3), Алжир (4,0), Иран (3,1), Нидерланды (2,3); крупнейшими месторождениями за рубежом являются (в триллионах м3 ): 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/м3 (7800 ккал/м3 ) 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+H2 ), 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.
Добыча Г. 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 м и 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/м2 (50—60 кгс/см2 ), 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 м3 до нескольких млн. м3 .
С конца 60-х гг. в СССР впервые в мировой практике пробурены сверхмощные скважины с диаметром эксплуатационной колонны 8—12 дюймов (200—300 мм ).
Продуктивность газовых скважин зависит от свойств пласта, метода его вскрытия и конструкции забоя скважины. Чем более проницаем пласт, чем он мощнее и чем лучше сообщается пласт с внутренней частью скважины, тем более продуктивна скважина. Для увеличения продуктивности газовой скважины в карбонатных породах (известняки, доломиты) забой обрабатывают соляной кислотой, которая, реагируя с породой, расширяет каналы притока газа; в крепких породах применяют торпедирование забоя, в результате которого призабойная зона пласта приобретает сеть трещин, облегчающих движение газа. Интенсификация притока газа достигается также с помощью т. и. гидропескоструйной перфорации колонны обсадных труб, улучшающей степень сообщаемости пласта со скважиной, и путём гидравлического разрыва пласта , при котором в пласте образуются одна или несколько больших трещин, заполненных крупным песком, имеющим низкое фильтрационное сопротивление. При выборе системы размещения скважин на газовом месторождении учитываются не только свойства пласта, но и топография местности, система сбора газа, характер истощения залежи, сроки ввода в эксплуатацию компрессорной станции и др. Скважины располагаются на площади месторождения равномерно по квадратной или треугольной сетке либо неравномерно — группами. Чаще применяется групповое размещение (рис. 3 ), при котором облегчается обслуживание скважин, возможна комплексная автоматизация процессов сбора, учёта и обработки продукции -Эта система обычно оказывается самой выгодной и по экономическим показателям Например, на Северо-Ставропольском газовом месторождении групповое расположение скважин в центральной части залежи позволило сократить (по сравнению с равномерным размещением) более чем вдвое число эксплуатационных скважин, что дало экономию около 10 млн. руб.
