8. Ресурсы и месторождения природного газа

Мировые извлекаемые запасы природного газа оцениваются в 113 трлн. м³. (~146 млрд. т у.т.). По разведанным запасам природного газа первое место в мире занимает Россия ~38 % от мировых. Почти одна треть общемировых запасов газа приходится на Ближний и Средний Восток, где он добывается преимущественно попутно с нефтью, т.е. на страны, обладающие крупными месторождениями нефти: Иран (14,2% от общемировых запасов – 2 место в мире), Абу Даби (4,6 %), Саудовская Аравия (4,5 % – третье место в мире), Катар (4,1 %), Ирак (2,4 %) и Кувейт (1,2 %) [1, 5].

В Азиатско-Тихоокеанском регионе значительными ресурсами газа обладают Индонезия (2,5%), Малайзия (1,5 %), Китай (1 %), Индия и Австралия (в сумме 1,2 % от общемировых).

Достаточно большие запасы (7,5 %) газа размещены в Африке, прежде всего в таких странах, как Алжир (3,2 %), Нигерия (2,2 %) и Ливия (0,7 %).

Американский континент содержит 14,1 % от общемировых запасов природного газа, в т.ч. США – 4,1 % (4 – 5 место), Венесуэла – 2,9 %, Канада – 2,7 % и Мексика – 2,1 %.

Западная Европа обладает 5,4 % от мировых запасов природного газа, в т.ч. Норвегия – 2,3 %, Нидерланды – 1,7 % и Великобритания – 0,6 %.

В табл. 18 приведены уникальные (сверхгигантские с запасом более 1 трлн. м³) месторождения природного газа в мире. Таковых в мире насчитывается 12. Из них 8 находится в России, расположенные в северных и полярных районах Сибири и Прикаспийской низменности (Астраханское и Оренбургское). Среди них особо можно выделить два месторождения – Уренгойское и Ямбургское, каждое из которых обладает начальным извлекаемым запасом около 4 трлн м³ газа.

Таблица 18. Уникальные газовые месторождения мира

(с запасом более 1 трлн м³)

Месторождение	Страна	Начальные запасы, трлн м^3
Уренгойское	Россия	4
Ямбургское	Россия	3,78
Штокмановское	Россия	3
Медвежье	Россия	1,55
Харасавейское	Россия	5
Заполярное	Россия	2,6
Астраханское	Россия	2,5
Оренбургское	Россия	1,78
Манхандл–Хьюготон	США	2
Слохстерен	Нидерланды	1,65
Пазенун	Иран	1,4
Хасси–Рмель	Алжир	1

8.1. Классификация газов по происхождению

Под горючими газами обычно подразумевают смеси газообразных горючих веществ: низкомолекулярных углеводородов (алканов и алкенов С₁–С₄), водорода, окиси углерода и сероводорода, разбавленных негорючими газами, такими, как диоксид углерода, азот, аргон, гелий и пары воды.

Горючие газы в зависимости от происхождения можно подразделять (классифицировать) на следующие группы:

1) природные (сухие), состоящие преимущественно из метана, добываемые из чисто газовых месторождений;

2) нефтяные (жирные), состоящие из метана и его низкомолекулярных гомологов (С₁–С₅), добываемые попутно с нефтью;

3) газоконденсатные, добываемые из газоконденсатных месторождений;

4) искусственные, к которым относятся: нефтезаводские, получаемые при переработке нефти; газы переработки твердых топлив (коксовый, генераторный, доменный и др.);

5) каменноугольные газы;

6) газ из газовых гидратов.

По содержанию сернистых компонентов горючие газы делятся на:

• слабосернистые с содержанием сероводорода и тиоловой серы менее 20 и 36 мг/м³ соответственно, то есть ниже допустимых норм по отраслевому стандарту ОСТ 51.40.–83 «Газы горючие природные, подаваемые в магистральные газопроводы», которые не подвергаются специальной сероочистке;

• сернистые условно подразделяемые на малосернистые, сернистые и высокосернистые, содержащие сероводород и тиоловую серу более 20 и 36 мг/м³ соответственно, подлежащие обязательной очистке от сернистых соединений и переработке последних в газовую серу (только при переработке малосернистых газов допускается сжигание газов регенераций на факелах). Сероводород и диоксид углерода являются кислыми коррозионно-агрессивными компонентами горючих газов, которые во влажной среде способствуют внутренней коррозии труб и оборудования и приводят к ухудшению топливных качеств газа. Поэтому эти примеси следует удалять перед транспортировкой и переработкой горючих газов.

Влага, содержащаяся в газе, вызывает различные осложнения в работе газовой аппаратуры. Пары воды в условиях промысловой подготовки и при транспортировании способны конденсироваться и образовывать твердые гидраты газов, которые приводят к возникновению аварийных ситуаций. По этой причине горючие природные газы подлежат, кроме очистки от кислых компонентов, обязательной осушке до допустимых норм (табл. 19). На практике о влагосодержании горючих газов судят по их точке росы, понимая под этим термином температуру, ниже которой водяной пар конденсируется (выпадает в виде "росы").

Таблица 19. Требования к качеству газа, подаваемого в магистральные газопроводы

Показатель	Значения для разных климатических районов
	умеренный		холодный
	с 01.05 по 30.09	с 01.10 по 30.04	с 01.05 по 30.09	с 01. 10 по 30.04
Точка росы газа по влаге, °С	-3	-5	-10	-20
Точка росы газа по углеводородам, °С	0	0	-5	-10
Концентрация сероводорода, г/м3, не более	0,007	0,007	0,007	0,007
Концентрация меркаптановой серы, г/м3 до	0,016	0,016	0,016	0,016
Концентрация кислорода в газе, об. %	0,5	0,5	1	1